ÍNDICE - IIT | Instituto de Investigacion Tecnológica · Consumo de energía del sector...
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ÍNDICE 1. Introducción ...................................................................................................................... 1 1.1. Motivación ........................................................................................................................ 1 1.2. Metodología...................................................................................................................... 7 1.3. Objetivo .......................................................................................................................... 13 2. Prospectiva. ..................................................................................................................... 15 3. Renovables....................................................................................................................... 27 3.1. Introducción ................................................................................................................... 27 3.2. Eólica Terrestre .............................................................................................................. 28 3.2.1. Potencial ............................................................................................................. 28 3.2.2. Costes ................................................................................................................. 32 3.2.3. Conclusiones ...................................................................................................... 36 3.3. Eólica Marina................................................................................................................. 37 3.3.1. Potencial. ............................................................................................................ 37 3.3.2. Costes. ................................................................................................................ 41 3.3.3. Conclusiones. ..................................................................................................... 42 3.4. Biomasa. ......................................................................................................................... 43 3.4.1. Potencial. ............................................................................................................ 43 3.4.2. Costes. ................................................................................................................ 48 3.4.3. Conclusiones. ..................................................................................................... 54 3.5. Olas. ............................................................................................................................... 55 3.5.1. Descripción tecnológica. .................................................................................... 56 3.5.2. Situación española. ............................................................................................. 60 3.6. Geotérmica. .................................................................................................................... 61 3.6.1. Potencial. ............................................................................................................ 62 3.6.2. Costes. ................................................................................................................ 64 3.6.3. Conclusiones. ..................................................................................................... 65 3.7. Solar Fotovoltaica. ......................................................................................................... 66 3.7.1. Potencial. ............................................................................................................ 66
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ÍNDICE
1. Introducción ......................................................................................................................1
1.1. Motivación........................................................................................................................1
1.2. Metodología......................................................................................................................7
1.3. Objetivo ..........................................................................................................................13
2. Prospectiva. .....................................................................................................................15
3. Renovables.......................................................................................................................27
3.1. Introducción ...................................................................................................................27
3.2. Eólica Terrestre..............................................................................................................28
3.2.1. Potencial .............................................................................................................28
3.2.2. Costes .................................................................................................................32
3.2.3. Conclusiones ......................................................................................................36
3.3. Eólica Marina.................................................................................................................37
3.3.1. Potencial. ............................................................................................................37
3.3.2. Costes. ................................................................................................................41
3.3.3. Conclusiones. .....................................................................................................42
3.4. Biomasa..........................................................................................................................43
3.4.1. Potencial. ............................................................................................................43
3.4.2. Costes. ................................................................................................................48
3.4.3. Conclusiones. .....................................................................................................54
3.5. Olas. ...............................................................................................................................55
3.5.1. Descripción tecnológica. ....................................................................................56
3.5.2. Situación española. .............................................................................................60
3.6. Geotérmica. ....................................................................................................................61
3.6.1. Potencial. ............................................................................................................62
3.6.2. Costes. ................................................................................................................64
3.6.3. Conclusiones. .....................................................................................................65
3.7. Solar Fotovoltaica. .........................................................................................................66
3.7.1. Potencial. ............................................................................................................66
3.7.2. Costes. ................................................................................................................69
3.7.3. Conclusiones. .....................................................................................................73
3.8. Termoeléctrica................................................................................................................74
3.8.1. Potencial. ............................................................................................................74
3.8.2. Costes. ................................................................................................................77
3.8.3. Conclusiones. .....................................................................................................78
3.9. Conclusiones. .................................................................................................................79
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte.............................84
4.1. Introducción ...................................................................................................................84
4.1.1. Importancia del sector transporte a nivel social y económico ............................84
4.1.2. Consumo de energía del sector transporte..........................................................85
4.1.3. Emisiones del sector transporte. .........................................................................89
4.2. Contexto legislativo español y europeo..........................................................................97
4.3. Medidas a aplicar en el sector transporte. ...................................................................100
4.3.1. Eficiencia en los vehículos. ..............................................................................100
4.3.2. Medidas de Uso Más Eficiente de los Medios de Transporte...........................112
4.3.3. Plan de Movilidad Urbana Sostenible. .............................................................115
4.4. Resultados obtenidos de la aplicación de las medidas de ahorro y eficiencia energéticas
en el año 2030. ....................................................................................................................119
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación.........................125
5.1. Características principales del sector de la edificación...............................................125
5.2. Contexto legislativo español y europeo........................................................................129
5.3. Medidas a aplicar en el sector edificación...................................................................131
5.4. Resultados estimados de la aplicación de las medidas de ahorro y eficiencia energéticas
en el año 2030. ....................................................................................................................145
6. Hidrógeno......................................................................................................................157
6.1. Introducción. ................................................................................................................157
6.2. Producción. ..................................................................................................................159
6.3. Almacenamiento ...........................................................................................................169
6.4. Transporte y distribución. ............................................................................................171
6.5. Aplicaciones. ................................................................................................................176
6.6. Futuro del Hidrógeno en España. ................................................................................184
7. Energía Nuclear. ...........................................................................................................187
7.1. Introducción. ................................................................................................................187
7.2. Conceptos básicos del funcionamiento de una central nuclear....................................187
7.3. Problemas principales..................................................................................................191
7.3.1. Residuos. ..........................................................................................................191
7.3.2. Seguridad..........................................................................................................194
7.3.3. Proliferación. ....................................................................................................196
7.3.4. Percepción Social. ............................................................................................197
7.3.5. Costes. ..............................................................................................................197
7.4. ¿Es una solución viable comparativamente en España?..............................................203
8. Captura y almacenamiento de CO2.............................................................................218
8.1. Introducción. ................................................................................................................218
8.2. Descripción de la tecnología de CAC. .........................................................................221
8.3. Costes. ..........................................................................................................................225
8.4. Limitaciones de la tecnología de CAC. ........................................................................228
8.5. Implantación de sistemas de CAC en España. .............................................................229
9. Reforestación y cultivos................................................................................................233
9.1. Introducción. ................................................................................................................233
9.2. Reforestación................................................................................................................234
9.3. Conservación de cultivos..............................................................................................239
10. Conclusiones. ............................................................................................................246
10.1. Renovables..................................................................................................................247
10.2. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte............................251
10.3. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector edificación...........................252
10.4. Hidrógeno...................................................................................................................254
10.5. Nuclear. ......................................................................................................................254
10.6. Captura y almacenamiento de CO2. ...........................................................................255
10.7. Conservación de cultivos y reforestación...................................................................256
10.8. Objetivos finales. ........................................................................................................258
Referencias bibligráficas........................................................................................................264
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración 1: Relación entre temperatura y CO2 ................................................ 3
Ilustración 2: Evolución de las emisiones de CO2.............................................. 5
Ilustración 3: Triángulo de Estabilización .......................................................... 8
Ilustración 4: Trayectorias de estabilización del CO2 ........................................ 9
Ilustración 5: Producto Interior Bruto............................................................... 16
Ilustración 6: Población .................................................................................... 17
Ilustración 7: Parque de viviendas ....................................................................17
Ilustración 8: Parque de automóviles................................................................ 18
Ilustración 9: Consumo de energía primaria..................................................... 19
Ilustración 10: Consumo de energía final ......................................................... 19
Ilustración 11: Producción eléctrica..................................................................20
Ilustración 12: Potencia Eléctrica ..................................................................... 20
Ilustración 13: Modelo [Martínez, 2006].......................................................... 21
Ilustración 14: Potencia-Producción eléctrica precios de emisiones bajos....... 25
Ilustración 15: Potencia-Producción eléctrica precio de emisiones altos. ........ 26
Ilustración 16: El potencial de eólica terrestre en España. ............................... 31
Ilustración 17: Comparación de costes entre eólica y ciclo combinado ........... 34
Ilustración 18: Evolución de costes de inversión de la eólica terrestre. ........... 35
Ilustración 19: Potencial de la eólica marina en España................................... 38
Ilustración 20: Potencial de la biomasa en España. .......................................... 44
Ilustración 21: Movimiento de las aguas .......................................................... 56
Ilustración 22: Ubicación de los parques marinos ............................................ 57
Ilustración 23: Frente de ola ............................................................................. 59
Ilustración 24: Potencial de la Geotérmica en España...................................... 63
Ilustración 25: Cantidad de energía media por superficie en España. .............. 67
Ilustración 26: Potencial de la fotovoltaica en España. .................................... 68
Ilustración 27: Potencial de la termosolar en España. ...................................... 76
Ilustración 30: Precios de las tecnologías renovables....................................... 78
Ilustración 31: Caracterización del consumo energético en el sector del
transporte........................................................................................................... 86
Ilustración 32: Movilidad urbana e interurbana para el transporte de viajeros y
de mercancías.................................................................................................... 87
Ilustración 33:Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero por
sector en España, 1990–2003............................................................................ 89
Ilustración 34: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes
del transporte en España, 1990–2003 ............................................................... 90
Ilustración 35: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes
del transporte en España distribuidas por el tipo de gas, 2003 ......................... 91
Ilustración 36: Cambio en las emisiones totales de gases de efecto invernadero
procedentes del transporte en España por modo y gas y cambio de la demanda
por modo de transporte, 1990–2003 ................................................................. 92
Ilustración 37: Emisiones de N2O procedentes del transporte en España, 1990–
2003................................................................................................................... 93
Ilustración 38: Emisiones de contaminantes atmosféricos de sustancias
acidificantes procedentes del transporte en España distribuidas por el tipo de
contaminante, 2003 (%) .................................................................................... 94
Ilustración 39: Emisiones de contaminantes atmosféricos de precursores del
ozono procedentes del transporte en España distribuidas por el tipo de
contaminante, 2003 (%) .................................................................................... 95
Ilustración 40: Emisiones de contaminantes atmosféricos de partículas,
procedentes del transporte en España distribuidas por el tipo de contaminante,
2003 (%)............................................................................................................ 96
Ilustración 41: Emisiones de GEI según porcentaje de bioetanol................... 107
Ilustración 42: Consumo de energía fósil según porcentaje de bioetanol....... 107
Ilustración 43: Reducción de las emisiones en el sector transporte................ 120
Ilustración 44: Desglose del consumo final energético en España en 2004. .. 126
Ilustración 45: Distribución de edades del parque de viviendas..................... 127
Ilustración 46: Distribución de la demanda energética en el subsector
residencial y en el no residencial ....................................................................128
Ilustración 45: Consumos de electrodomésticos según categoría................... 138
Ilustración 49: Consumo final de energía del sector residencial en el año 2030.
......................................................................................................................... 153
Ilustración 50: Consumo del sector servicios por sectores, 1980-2004.......... 155
Ilustración 51: Costes de inversión de diferentes centrales nucleares. ........... 199
Ilustración 52: Distribución porcentual de los costes de inversión................. 200
Ilustración 53: Costes de operación y mantenimiento de diferentes centrales
nucleares. ........................................................................................................ 201
Ilustración 55: Costes de generación de diferentes centrales nucleares. ........ 203
Ilustración 57:Comparativa del número de emisiones de una central de gas y
una nuclear que producen la misma energía en función del grado de
enriquecimiento del uranio usado en la central nuclear. Se considera la central
desmantelada con medidas de seguridad ambiental (full debt) y sin medidas de
seguridad (partial debt) ................................................................................... 216
Ilustración 58: Producción Eléctrica............................................................... 218
Ilustración 66: Erosión de los suelos en España. ............................................ 240
Ilustración 55: Triángulo de estabilización Español....................................... 259
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Parque eólico año 2005.......................................................................36
Tabla 2: Resumen de costes de la Biomasa. ..................................................... 52
Tabla 3: Costes de una instalación fotovoltaica conectada............................... 71
Tabla 4: Costes de una instalación fotovoltaica aislada.................................... 72
Tabla 5: Resumen de las características de las renovables. .............................. 81
Tabla 6: Emisiones de los distintos tipos de biocombustibles........................ 109
Tabla 7: Eficiencia de electrodomésticos. ...................................................... 137
Tabla 8: Consumo medio anual de una vivienda española. ............................ 150
Tabla 9:Consumo de los electrodomésticos de una vivienda. ........................ 150
Tabla 10: Medidas de ahorro y eficiencia en una vivienda. ........................... 151
Tabla 11: El Departamento de Energía de Estados Unidos, DOE, plantea unos
objetivos de los sistemas de almacenamiento de hidrógeno12 de 1,2 kWh/litro y
un coste de 6 $/kWh para 2007 y de 1,5 kWh/litro y 4 $/kWh para 2010 [W 4].
......................................................................................................................... 170
Tabla 12: Costes del ciclo de combustible de diferentes centrales nucleares. 202
Tabla 13: Situación actual de las centrales nucleares españolas..................... 204
Tabla 14: Situación de las centrales nucleares en los dos escenarios supuestos.
......................................................................................................................... 205
Tabla 15: Costes de la energía nuclear ........................................................... 207
Tabla 16: Coste de generación de una central nuclear en comparación con una
de ciclo combinado y una de carbón............................................................... 210
Tabla 17: Los costes de alternativas de generación de electricidad en niveles
reales con factor de capacidad 85%................................................................ 211
Tabla 18: Los costes de alternativas de generación de electricidad en niveles
reales con factor de capacidad 75%................................................................ 212
Tabla 19: Comparativa de los costes de generación eléctrica de nuevas centrales
......................................................................................................................... 214
Tabla 20: Comparación de las emisiones de una central nuclear con una central
de carbón, una central de gas y una central de ciclo combinado. ................... 217
Tabla 21: Costes de la CAC: costes de producción de la electricidad para
distintos tipos de generación, sin captación y para el sistema de CAC en su
conjunto........................................................................................................... 225
Tabla 22: Escala de costes correspondientes a los componentes de un sistema
de CAC en 2002, aplicados a un tipo de central eléctrica o fuente industrial
determinado..................................................................................................... 227
Tabla 23: Centrales de carbón españolas. ....................................................... 229
Tabla 24: Centrales de gas en España............................................................. 230
Tabla 25: Usos del territorio y espacios forestales en España. ....................... 235
Tabla 26: Costes de la reforestación ($/tC)..................................................... 237
Tabla 27: Resumen de las opciones para el almacenamiento de carbono. ..... 237
Tabla 28: Absorción de carbono conseguida por las diferentes técnicas de
conservación de cultivos. ................................................................................ 243
Tabla 29: Potencial neto de almacenamiento de carbono de las actividades
adicionales bajo el artículo 3.4 del Protocolo de Kyoto. ................................ 244
Tabla 30: Resumen de las características principales de las tecnologías
renovables. ...................................................................................................... 248
1. Introducción 1
1. Introducción
Tres factores condicionan principalmente la sostenibilidad del modelo
energético mundial: recursos limitados, impacto medioambiental y falta de
equidad en el acceso a estos recursos. La situación en España es especialmente
grave en relación con los dos primeros aspectos. Además, España carece de una
planificación global y de largo plazo de todo el sector energético nacional, que
le permita proporcionar las directrices básicas hacia la sostenibilidad
energética.
El objetivo de este proyecto es estudiar el sistema energético español,
con el fin de identificar y evaluar las medidas que se le podrían aplicar para
encaminarlo en una senda de mayor sostenibilidad para el horizonte 2030.
En primer lugar se realiza un análisis de prospectiva, determinando de
manera aproximada la evolución que tendría el sistema energético español si se
continuaran las políticas actuales.
Una vez estimada la situación del sistema energético en el año 2030, se
estudian las medidas posibles a aplicar en los distintos sectores energéticos. De
cada medida se especifica en qué consiste, su potencial y qué coste conllevaría
su aplicación.
Y por último se aplica cada una de las medidas de forma independiente
sobre el sistema energético estimado para el 2030 y se cuantifica su efecto.
1.1. Motivación
Este proyecto surge motivado por la creciente preocupación por el
“cambio climático”. Muchos estudios, por ejemplo el [IPCC, 2007], muestran
la crítica importancia de la intervención humana en el cambio climático más
reciente y el que se prevé que tendrá lugar, con consecuencias en general muy
negativas para la civilización actual.
La existencia de impactos medioambientales antropogénicos en la
producción y uso de la energía se ha observado desde hace tiempo. La
deforestación de muchas áreas o la contaminación asociada a los procesos
1. Introducción 2
industriales son casos bien conocidos. Pero, aunque graves, se trataba de
impactos locales. En los últimos cien años los efectos locales han pasado a ser
amenazas globales. Es un hecho reciente el reconocimiento de la asociación de
la energía con problemas medioambientales de carácter global, que ya afectan
la salud humana y la calidad de vida, pero muy particularmente las de las
generaciones futuras.
La utilización de combustibles fósiles, ya sea en pequeñas instalaciones
distribuidas o en grandes instalaciones, lleva asociada un considerable impacto
ambiental. La combustión de combustibles fósiles da origen a emisiones a la
atmósfera de óxidos de nitrógeno y dióxido de carbono. Además el carbón y el
petróleo dan lugar a óxidos de azufre y partículas en suspensión. Todas estas
sustancias pueden afectar seriamente a la salud de las personas.
Los gases de efecto invernadero absorben energía infrarroja calentando
la superficie terrestre y la atmósfera. El efecto de calentamiento que producen
estos gases se llama efecto invernadero, es decir, la energía solar queda
atrapada por los gases, del mismo modo en que el calor queda atrapado detrás
de los vidrios de un invernadero. Si no existiera este fenómeno, la temperatura
de la superficie de la tierra sería de unos veinte grados bajo cero.
El gas de efecto invernadero más importante de origen antropogénico es
el CO2, que se emite en la combustión de combustibles fósiles y de biomasa, lo
que produce más CO2 que cualquier otra actividad humana.
Las consecuencias de estas emisiones se relacionan con el cambio
climático. Desde la Revolución Industrial hasta ahora la concentración de CO2
en la atmósfera ha pasado de 280 ppmv (partes por millón en volumen) a 360
ppmv y puede llegar a 750 ppmv a final del presente siglo. Las mejores
estimaciones disponibles hasta la fecha indican que la temperatura media puede
aumentar entre 1,5 y 6 grados centígrados para el año 2100. Estabilizar la
concentración de CO2 en la atmósfera a cualquier nivel requeriría cortar las
emisiones de CO2 a la mitad de lo que son ahora, y esto tendría que conseguirse
en las próximas décadas para que el nivel estable no superase en mucho al
actual. Aunque se consiga estabilizar la concentración de CO2, el aumento de
1. Introducción 3
temperatura y la subida de nivel del mar continuarán durante cientos de años.
La credibilidad de estas afirmaciones parece razonable.
En el siguiente gráfico se muestra la relación entre las variaciones en la
concentración de 2CO en la atmósfera y las variaciones de temperatura durante
los últimos 400.000 años.
Ilustración 1: Relación entre temperatura y CO2
Fuente: [IPCC, 2006]
Pero la variación de la temperatura media es sólo una de las muchas
manifestaciones del cambio climático, algunas de ellas de potencial carácter
catastrófico: patrones de precipitaciones, corrientes marinas y circulación
atmosférica, productividad agrícola, ámbito de propagación de animales y de
enfermedades, e intensidad y frecuencia de condiciones climáticas extremas.
Nótese que un aumento en la temperatura media de, por ejemplo, 3 ºC, puede
suponer aumentos de más de tres veces este valor en determinadas regiones de
la Tierra.
Por este motivo se están proponiendo y se han puesto en marcha nuevas
políticas orientadas a frenar este problema. Los gobiernos acordaron en 1997 el
1. Introducción 4
Protocolo de Kyoto del Convenio Marco sobre Cambio Climático de la ONU
(UNFCCC). El acuerdo ha entrado en vigor sólo después de que 55 naciones
que suman el 55% de las emisiones de gases de efecto invernadero lo hayan
ratificado. En la actualidad son 129 países los que lo han ratificado alcanzando
el 61,6 % de las emisiones como indica el barómetro de la UNFCCC.
El objetivo del Protocolo de Kyoto es conseguir reducir un 5,2% las
emisiones de gases de efecto invernadero globales, por parte de los Estados
Miembros comprometidos con dicho protocolo en la Unión europea, sobre los
niveles de 1990(año base) para el periodo 2008-2012, para iniciar un camino
cuyo fin último es lograr una estabilización de las concentraciones de gases de
efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida interferencias
antropogénicas peligrosas en el sistema climático. Este es el único mecanismo
internacional para empezar a hacer frente al cambio climático y minimizar sus
impactos. Para ello contiene objetivos legalmente obligatorios para que los
países industrializados reduzcan las emisiones de los 6 gases de efecto
invernadero de origen humano.
El 25 de Octubre de 2003 entró en vigor La Directiva de la UE que
establece el sistema europeo de comercio de emisiones de gases de efecto
invernadero (SECE) y está destinada a convertirse en uno de los pilares de los
esfuerzos europeos para cumplir con sus objetivos. El SECE cubre casi la mitad
de las emisiones de CO2 de la UE, y en España entre el 45% y el 50% de las
emisiones en 2001.
La Comunidad y sus Estados miembros han acordado cumplir
conjuntamente sus compromisos de reducir las emisiones antropogénicas de
gases de efecto invernadero contemplados en el Protocolo de Kyoto en un 8%
respecto a los niveles de 1990 en el período comprendido entre 2008 y 2012. La
Directiva pretende contribuir a que se cumplan en mayor medida los
compromisos de la Comunidad Europea y sus Estados miembros, mediante un
mercado europeo de derechos de emisión de gases de efecto invernadero eficaz
y con el menor perjuicio posible para el desarrollo económico y la situación del
empleo.
1. Introducción 5
Para reducir las emisiones de los sectores industriales en Europa, la
Comisión Europea ha establecido la Directiva Europea de Comercio de
Emisiones, por la cual los 25 países de la UE tienen que diseñar un Plan
Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNA) donde se fija el
número de derechos de emisión que se distribuirán a las instalaciones
industriales.
La situación española es especialmente preocupante. España desde hace
tres lustros mantiene un importante crecimiento del consumo de energía
eléctrica y de intensidad energética, incrementándose cada vez más la
dependencia de las fuentes fósiles y por lo tanto aumentando las emisiones de
2CO .
Esto hace que España se encuentre cada vez más lejos de cumplir los
objetivos a los que se comprometió en el protocolo de Kyoto. En la siguiente
gráfica podemos observar la evolución de las emisiones de efecto invernadero
en España (1990-2005), junto con una estimación para el 2011 de seguir este
ritmo de crecimiento.
Ilustración 2: Evolución de las emisiones de CO2
Fuente: CCOO
1. Introducción 6
De seguir con esta tendencia en 2008-2012 las emisiones en España
serán superiores en un 52,64% a las del año base, lo que supone un 28,64% por
encima de lo permitido en el acuerdo firmado, por el que podemos sobrepasar
en un 24% las emisiones del año base (1990). Ante esta situación, España esta
obligada a acudir a los mecanismos de flexibilidad, para poder cumplir con el
objetivo de Kyoto, y a adquirir en el mercado de comercio de emisiones o a
través de Mecanismos de Aplicación Conjunta o de Desarrollo Limpio un total
de derechos muy por encima del 15%.
En el año 2005 las emisiones totales de GEI alcanzaron las 442.425 MT
de CO2-equivalente. Esta cifra supone un 52,8% de aumento respecto a las
emisiones del año base, y un aumento del 3,39% respecto a las emisiones de
2004. El objetivo para la primera fase es estabilizar las emisiones como las del
año 2002, pero como hemos podido comprobar de momento no se ha
conseguido, ya que van en aumento.
Una de las causas de este crecimiento se debe a que el año 2005 fue un
mal año desde el punto de vista hidráulico como consecuencia de esto las
centrales de ciclo combinado de gas natural y las de carbón funcionaron más
horas. También influyen otras causas, como el notable aumento migratorio a
nuestro país, lo que hace que exista un aumento de la población, y por tanto, un
aumento en el consumo energético; se observa una tendencia a la aparición de
nuevas capitales urbanas debido al desarrollo autonómico, el desarrollo de las
infraestructuras y la mejora de las comunicaciones; por último, un crecimiento
notable en la esperanza de vida acompañado de un estancamiento, no reciente,
de la tasa de natalidad.
Otra causa de esta evolución es en buena parte consecuencia del rápido
desarrollo económico que se ha producido en España en los últimos años.
Dicha evolución pone de manifiesto las dificultades que se están encontrando
para conjugar la convergencia económica con la Unión Europea, objetivo
fundamental de la política del Gobierno, y la limitación del crecimiento de las
emisiones de GEI. El crecimiento económico se ha traducido en un aumento de
1. Introducción 7
las emisiones per cápita. No obstante, hay que señalar que incluso en 2002, las
emisiones per cápita de España no habían alcanzado la media de la Unión
Europea (UE15). Así pues, es evidente que el primer paso hacia el
cumplimiento del Protocolo de Kyoto implica un cambio de tendencia de las
emisiones. El PNA correspondiente a la primera Fase responde a esta
necesidad, enmarcándose en una senda de evolución de las emisiones que
conduce al cumplimiento del Protocolo de Kyoto y reconoce la convergencia
económica con la Unión Europea como un objetivo que se debe salvaguardar.
1.2. Metodología
La metodología de este proyecto es la seguida por el estudio realizado
por Robert Socolow y Stephen Pacala de la Universidad de Princeton (EE.UU.)
[Socolow, 2004] acerca de las posibles medidas de estabilización de la
concentración de CO2 en la atmósfera.
En este estudio se establece como unidad de medida de mitigación la
“cuña”. Una cuña representa una actividad que supone una reducción de las
emisiones de carbono de 1Gt al año en 2054, respecto a una situación
“Business as Usual” (BAU) en la que apenas se hubieran aplicado medidas de
reducción de emisiones. Esta reducción de emisiones comienza siendo nula hoy
en día y aumenta de forma lineal hasta conseguir una reducción de 1 Gt de
carbono al año dentro de 50 años. De esta forma, el total de emisiones
conseguidas por una cuña a lo largo de 50 años es de 25 Gt de carbono. Para
conseguir la estabilización de la concentración de CO2 en la atmósfera en el
valor de 500 ppm, la tarea en los próximos años, según [Socolow, 2004], es
conseguir implantar alrededor de siete cuñas, con lo que se conseguirían evitar
175 Gt de emisiones de carbono.
Estas siete cuñas conformarían el llamado “Triangulo de
Estabilización”.
1. Introducción 8
Ilustración 3: Triángulo de Estabilización
Fuente: [Socolow, 2004]
El Triángulo de Estabilización se basa en la elección entre dos posibles
trayectorias para los próximos 50 años:
- Una trayectoria basada en la estabilización de la concentración de CO2
en al menos el doble de la preindustrial (500ppm). Esto sólo se puede lograr si
se actúa de forma inmediata, manteniendo constantes las emisiones actuales de
7 GtC al año hasta 2054. Después sería necesario disminuir dichas emisiones de
forma lineal hasta 2104, año en que se alcanzarían unas emisiones netas nulas.
- Una trayectoria en la que se llegaría a triplicar la concentración de CO2
preindustrial (850ppm). A esta situación se llega si no se actúa de forma
inmediata, permitiendo que las emisiones se dupliquen hasta alcanzar las 14 Gt
de carbono emitido al año en 2054, momento en el que se mantendrían
constantes hasta 2104. A partir de ese año se comenzarían a reducir las
emisiones de forma lineal hasta alcanzar en 2154 unas emisiones netas nulas.
1. Introducción 9
Ilustración 4: Trayectorias de estabilización del CO2
Fuente: [Socolow, 2004]
En este estudio también se presentan quince actividades que podrían
considerarse como cuñas, las cuales están divididas en tres categorías:
Categoría I: Eficiencia y Conservación
1. Eficiencia del transporte: Suponiendo que en 2054 haya 2.000 millones
de vehículos (aproximadamente tres veces los que hay hoy en día) y que
de media recorriesen al año 10.000 millas (16.000 km), se podría
constituir una cuña si en lugar del consumo medio actual de 30 millas
por galón (5 km por litro) se consiguiera que en 2054 los vehículos
recorrieran 10 km por cada litro de combustible.
2. Reducir el uso del transporte: También se podría obtener una cuña si el
consumo medio de los 2.000 millones de vehículos en 2054 continuara
siendo de 5 km/l, pero que la distancia recorrida al año se redujera a la
mitad.
3. Eficiencia de los edificios: Tomando medidas de eficiencia energética
en calefacción, refrigeración, ACS e iluminación se pueden conseguir
1. Introducción 10
importantes ahorros energéticos que conllevan reducciones de
emisiones significativas. En un estudio realizado por el IPCC en 1996,
se afirma que la mitad del potencial de ahorro de los países
desarrollados se encuentra en los edificios.
4. Eficiencia de las centrales: Se puede crear una cuña si la mitad de la
electricidad obtenida a partir de carbón en 2054 se produjera en
centrales con una eficiencia del 60% en lugar del 40% actual.
Categoría II: Descarbonización de la electricidad y los combustibles
5. Sustitución de carbón por gas natural: Las emisiones de carbono por
unidad de electricidad son en torno a la mitad en las centrales de gas
que en las de carbón. Debido a que 700 GW de plantas de carbón
emiten 1 Gt de carbono al año, sería necesario para formar una cuña, la
sustitución de 1400 GW de centrales de carbón por centrales de gas en
2054. La potencia que se debería cambiar a gas es cuatro veces mayor
que la actual.
6. Captura de carbono en centrales eléctricas: La captura y
almacenamiento de carbono (CAC) evita en torno al 90% de las
emisiones de una central de combustible fósil. Por tanto, se conseguiría
una cuña instalando CAC en 800 GW de centrales de carbón o 1600
GW de centrales de gas, en los próximos 50 años.
7. Captura de carbono en plantas de hidrógeno: El hidrógeno obtenido en
el momento de la captura del CO2 se puede utilizar para sustituir a los
combustibles fósiles tanto en el transporte como en la generación de
electricidad. Una cuña requeriría la instalación de CAC en centrales de
carbón que produjeran 250 MtH2 al año, o en el caso del gas natural,
con una producción de 500 MtH2 al año. El primer valor corresponde a
seis veces la producción actual de hidrógeno.
8. Captura de carbono en centrales de sinfuel: El sinfuel es un
combustible diésel sintético que se obtiene a partir de gas natural o
carbón. Actualmente, la instalación más grande de sinfuel del mundo es
1. Introducción 11
Sasol en Sudáfrica, que produce 165.000 barriles al día. Una cuña
requiere 200 instalaciones como la de Sasol con CAC en 2054.
9. Fisión nuclear: Una cuña de electricidad nuclear sustituiría 700 GW de
centrales de carbón eficientes en 2054. Esto requeriría 700 GW de
nuclear, con el mismo factor de capacidad del 90% supuesto para las
centrales de carbón, o alrededor del doble de la capacidad nuclear que
existe actualmente. El ritmo global de construcción de centrales
nucleares entre 1975 y 1990 podría dar lugar a una cuña, si continuase
durante 50 años.
10. Electricidad eólica: Una cuña de electricidad eólica requeriría la puesta
en marcha de 2.000 GWp, sustituyendo a centrales de carbón, o lo que
es lo mismo, 2 millones de aerogeneradores de 1 MWp. Esto supondría
multiplicar por 50 la potencia instalada actualmente de 40 GWp. Los
aerogeneradores necesarios ocuparían alrededor de 30 millones de
hectáreas (en torno al 3% de la superficie de EE.UU.), algunos en tierra
y otros en el mar (offshore). Pero al estar los aerogeneradores bastante
distanciados entre sí, la tierra ocupada por ellos puede tener múltiples
usos.
11. Electricidad fotovoltaica: Al igual que en el caso de la eólica, una cuña
de electricidad fotovoltaica requeriría 2.000 GWp de potencia instalada
que sustituyera a centrales de carbón. Esto supone multiplicar por 700 la
potencia instalada hoy en día, lo cual corresponde a alrededor de 2
millones de hectáreas ocupadas por placas solares, o de 2 a 3 m2 por
persona.
12. Hidrógeno renovable: Se puede obtener hidrógeno a partir de
electricidad renovable mediante electrolisis. El hidrógeno producido por
4 millones de aerogeneradores de 1 MWp podría constituir una cuña
sustituyendo a la gasolina o el gasóleo, si éste fuera utilizado en
vehículos de pila de combustible altamente eficientes.
13. Biocombustibles: Los combustibles fósiles también pueden ser
reemplazados por biocombustibles como el bioetanol. Una cuña de
biocombustible se alcanzaría mediante la producción de alrededor de
1. Introducción 12
34.000 millones de barriles de bioetanol al día. Esta producción es 50
veces mayor que la actual y la mayoría corresponde a la caña de azúcar
de Brasil y al maíz en EE.UU. Una cuña requeriría 250 millones de
hectáreas dedicadas a plantaciones de alto rendimiento en 2054, una
superficie equivalente a la sexta parte del terreno mundial dedicado al
cultivo. Por tanto la producción de biocombustibles puede perjudicar a
la agricultura alimenticia.
Categoría III: Sumideros naturales
14. Gestión de los bosques: Al menos media cuña se podría crear si el ritmo
actual de tala de los bosques tropicales se redujera a cero en los
próximos 50 años en vez de reducirse sólo a la mitad. Una segunda
mitad de cuña sería posible reforestando aproximadamente 250 millones
de hectáreas en los trópicos o 400 millones de hectáreas en zonas
templadas (las superficies actuales de bosque tropical y templado son
1.500 y 700 millones de hectáreas respectivamente). Una tercera media
cuña se podría conseguir estableciendo aproximadamente 300 millones
de hectáreas de plantaciones en tierra deforestada.
15. Gestión de suelos agrícolas: Cuando zonas forestales o praderas se
convierten en tierras de cultivo, se pierde hasta la mitad del carbono del
suelo, ante todo debido a que el labrado anual de la tierra incrementa la
descomposición, al airear la materia orgánica. Alrededor de 55 GtC, o
lo equivalente a dos cuñas, se ha perdido históricamente de esta manera.
Prácticas como la conservación de los cultivos (por ejemplo, las
semillas pueden ser sembradas sin arar), el uso de cubrecultivos y el
control de la erosión puede acabar con las pérdidas. Si las técnicas de
conservación de cultivos se llevaran a cabo en los terrenos de cultivo de
todo el mundo, se estima que se podrían evitar emisiones equivalentes a
entre media y una cuña entera.
Todas las medidas candidatas a ser cuñas suponen un esfuerzo
realmente grande para ser aplicadas. Sin embargo todas ellas corresponden a
1. Introducción 13
prácticas que ya existen y se están llevando a cabo. Hoy en día, se puede
comprar electricidad procedente de un aerogenerador, de unas placas solares,
de una turbina de gas o de una central nuclear. También se puede comprar
hidrógeno producido durante el procedimiento de captura del carbono,
biocombustible para impulsar un vehículo y cientos de mecanismos para
mejorar la eficiencia energética. Igualmente, se pueden visitar bosques donde
las talas han cesado, granjas donde se practica la conservación de cultivos e
instalaciones que inyectan carbono en reservas geológicas. Todas estas
opciones ya están por tanto implementadas en una escala industrial y podrían
desarrollarse a una mayor escala en los próximos 50 años para proporcionar al
menos una cuña.
1.3. Objetivo
El objetivo principal del proyecto es contribuir a una planificación
energética sostenible del sistema español, contribuyendo con el análisis
detallado de un conjunto de medidas, para evaluar su potencial individual y sus
características básicas. Este análisis ha de permitir el conocer mejor las
opciones disponibles y poder realizar un debate público sobre el conjunto más
adecuado de medidas a adoptar en la planificación energética.
1. Estudio de las centrales nucleares como sustitutivo de las centrales de
carbón y/o gas.
2. Estudio del potencial de las energías renovables (eólica, solar y
biomasa)
3. Estudio de la eficiencia de los edificios y medios de transporte.
4. Consideración de la captura de CO2 como nueva alternativa.
5. Estudio de la tecnología del hidrógeno.
6. Estudio de la reforestación.
7. Análisis de los resultados de las medidas anteriores para obtener cuales
serían las que habría que aplicar en el sector energético español.
1. Introducción 14
El gran inconveniente de esta metodología es contabilizar de manera
conjunta la aplicación de todas las medidas. Ya que se analiza el efecto de cada
una de las medidas de manera independiente y como muchas de estas medidas
se solapan, la aplicación conjunta de todas las medidas reduciría el efecto que
muchas de ellas tienen de manera independiente.
Este proyecto tiene partes en común con el proyecto ‘Análisis de las
Medidas de Mitigación de las Emisiones de Gases de Efecto Invernadero’
realizado por Rocío Sartorius y Pedro Espinosa. En el se analizan las “cuñas” a
aplicar en el sistema energético mundial.
2. Prospectiva 15
2. Prospectiva.
Analizar y determinar las medidas a aplicar en el modelo energético
español para hacerlo sostenible en un futuro cercano requiere realizar un
estudio de prospectiva sobre la evolución que va a sufrir el sistema energético
español en los próximos años, es decir es necesario saber hacia dónde tiende
este sistema energético para poder encauzarlo.
Existe una gran dificultad a la hora de realizar una prospectiva
energética. En este informe se han supuesto varias hipótesis para poder estimar
unos valores de manera aproximada. En el momento en el que algunas de las
hipótesis que se estimen para el proyecto no se cumplan, la prospectiva
realizada se distanciará de la situación real.
En este trabajo la propuesta de escenario energético se apoya sobre la
hipótesis de un escenario socioeconómico tendencial, una continuación de la
política actual multisectorial de eficiencia energética, una política de
introducción de renovables intensa, unos precios de 2CO bajos y un
alargamiento de la vida útil de las centrales nucleares de manera que para el
año 2030 se encuentren todas en funcionamiento.
Las políticas que se consideran en vigor para la elaboración del
escenario tendencial “Business As Usual” (BAU) son:
� Límite de generación de electricidad con carbón especificado en la
directiva NEC.
� Alargamiento de la vida útil de las centrales nucleares.
� Penetración del 12% de renovables para el año 2010.
� Implantación obligatoria de solar térmica de baja temperatura en
edificios.
� Directiva de biocarburantes.
Aparte de la implantación de estas medidas es necesario estimar un
precio de emisiones de CO2 para el año 2030. Dependiendo del valor que se
2. Prospectiva 16 considere las características del escenario variaran. Inicialmente se considera
un valor del carbono a partir del 2005 en Europa para sectores implicados en la
directiva de comercio de emisiones de 5€/t CO2. Aunque posteriormente se
estudiará que ocurriría si los precios de las emisiones de CO2 se elevan hasta 35
€/t CO2.
Por un lado se supone una tasa de crecimiento del Producto Interior
Bruto (PIB) del 2,6% anual. Partiendo del PIB en el año 2005, 863,2 millones
de euros, se obtiene la siguiente gráfica que refleja el crecimiento del PIB:
Producto Interior Bruto
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Mill
.eur
os
Ilustración 5: Producto Interior Bruto
Como se puede ver en la gráfica el PIB para el año 2030 es de 1590
millones de euros.
2. Prospectiva 17
Por otro lado se supone un crecimiento anual de la población del 0,7 %.
Y partiendo de una población de 42,9 millones de habitantes en el año 2005 se
obtiene la siguiente gráfica:
Población
40
42
44
46
48
50
52
54
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Mill
. de
hab
itant
es
Ilustración 6: Población
Como se puede observar en la gráfica anterior la población en el año
2030 es aproximadamente 51 millones de habitantes.
Para calcular la evolución del parque de viviendas se supone una tasa de
crecimiento anual del 1,4%. Partiendo de un número aproximado de viviendas
para el año 2005 de 14.530 miles se obtiene la siguiente gráfica:
Parque de Viviendas
0
5000
10000
15000
20000
25000
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Mile
s de
Viv
iend
as
Ilustración 7: Parque de viviendas
2. Prospectiva 18
De la gráfica anterior se obtiene que el parque de viviendas para el año
2030 es aproximadamente 20.247 miles de viviendas.
Por último para obtener un número aproximado del parque de
automóviles para el año 2030 se supone una tasa de crecimiento anual de estos
del 1,3%. Partiendo de un parque de automóviles en el año 2005 de 21,3
millones de turismos se obtiene la siguiente gráfica:
Parque de Automóviles
0
5
10
15
20
25
30
35
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Mill
ones
de
turis
mos
Ilustración 8: Parque de automóviles
Del crecimiento supuesto se obtiene un parque de vehículos para el año
2030 de 29,1 millones de turismos.
2. Prospectiva 19
A partir de las hipótesis anteriores se supone un crecimiento anual del
consumo de energía primaria del 1,5%. Tomando como referencia el consumo
de energía primaria en el año 2005, 145.600ktep. Se obtiene la siguiente
gráfica:
Consumo de energía primaria
0
50000
100000
150000
200000
250000
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Kte
p
Ilustración 9: Consumo de energía primaria
De esta gráfica se obtiene que el consumo de energía primaria para el
año 2030 es 209.000ktep.
A partir de este consumo de energía primaria y considerando las
hipótesis de partida, se obtiene un crecimiento anual del 1,2%. Este crecimiento
se refleja en la siguiente gráfica:
Consumo de energía final
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Kte
p
Ilustración 10: Consumo de energía final
2. Prospectiva 20
Como se puede ver en la gráfica el consumo de energía final para el año
2030 es de 143.100ktep.
El consumo de energía final por sectores podría ser: 33% Industria, 13%
Residencial, 9% Servicios, 5% Agricultura y 40% Transporte.
Por último a partir de los resultados anteriores se obtiene la siguiente
producción eléctrica, y a partir de ésta la potencia instalada:
Producción eléctrica
0
100
200
300
400
500
600
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
TW
h
Ilustración 11: Producción eléctrica
Potencia Eléctrica
0
20
40
60
80
100
120
140
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
GW
Ilustración 12: Potencia Eléctrica
2. Prospectiva 21
Por lo tanto la potencia instalada para el año 2030 será de 117GW y se
producirán 500TWh.
Para poder conocer el tipo de centrales que cubrirán la demanda
eléctrica se necesitaría haber realizado un modelo que representara el sistema
eléctrico español bajo el marco de las diferentes políticas y planes españoles en
materia energética.
Un modelo muy similar al que se necesitaría para realizar este estudio es
el realizado en el proyecto [Martínez, 2006]. A continuación se describen las
principales características del modelo [Martínez, 2006].
En este modelo se parte de una serie de datos técnicos y económicos,
que introducidos en el modelo de mercado arrojan tanto resultados técnicos de
cuotas y producciones, como resultados económicos de precios o costes.
Resultados económicos
(Precios y costes)
Resultados económicos
(Precios y costes)
Datos técnicosDatos
técnicos
Datos económicos
Datos económicos
MODELO DE MERCADO
MODELO DE MERCADO
Resultados técnicos
(Producciones y cuotas)
Resultados técnicos
(Producciones y cuotas)
Resultados económicos
(Precios y costes)
Resultados económicos
(Precios y costes)
Datos técnicosDatos
técnicos
Datos económicos
Datos económicos
MODELO DE MERCADO
MODELO DE MERCADO
Resultados técnicos
(Producciones y cuotas)
Resultados técnicos
(Producciones y cuotas)
Datos técnicosDatos
técnicos
Datos económicos
Datos económicos
MODELO DE MERCADO
MODELO DE MERCADO
Resultados técnicos
(Producciones y cuotas)
Resultados técnicos
(Producciones y cuotas)
Ilustración 13: Modelo [Martínez, 2006]
El siguiente aspecto a tener en cuenta es el horizonte temporal que se
pretende abarcar. El modelo presenta un horizonte temporal de largo plazo,
considerando el problema conjunto de todas las empresas, puesto que no resulta
necesario un elevado nivel de detalle en las características técnicas de los
grupos.
El modelo que se ha desarrollado en este proyecto se basa en la
representación de un sistema eléctrico bajo el marco de las diferentes políticas
y planes españoles en materia energética. La incorporación de dichas políticas
2. Prospectiva 22 hace que deba representarse la interrelación entre las diferentes estructuras del
mercado.
La representación del sistema eléctrico que se ha utilizado escenifica un
modelo de competencia perfecta entre los distintos agentes que componen el
mercado, puesto que al tener un horizonte temporal de largo plazo, el producto
que proporciona cada empresa es sustitutivo del que proporciona el resto, existe
libertad para entrar y salir del mercado; e información perfecta para todas las
empresas participantes; siendo las empresas participantes tomadoras de precio
(no tienen capacidad para afectar al precio del mercado variando su
producción).
En relación con el mercado de emisiones de CO2 se ha utilizado un
precio del permiso de emisión exógeno al modelo. Se puede aproximar que el
precio del permiso de emisión se ha analizado como un coste variable más a
internalizar por las empresas, al que hay que sumarle el coste por tonelada de
CO2. Es decir, se ha modelado el mercado eléctrico español, considerando
como un dato el precio del derecho de emisión del CO2 y los derechos
asignados a ese sector. La justificación de esta elección reside en que el número
de derechos asignados al sector no debería influir en el comportamiento de las
empresas a la hora de reducir su tasa de emisión: “Ningún agente debiera
reclamar derechos para poder funcionar en el mercado, ni para no tener que
cerrar una instalación. Los derechos de emisión pueden servir para compensar
una pérdida de ingresos a causa del cambio regulatorio que supone la
introducción del mercado de emisiones. Se trata de resolver un asunto de
equidad. Pero si la asignación de los derechos-correctamente- no se hace
depender del comportamiento de los agentes en el mercado, no se distorsionará
el futuro funcionamiento eficiente del mismo”.
Tal y como se ha expuesto anteriormente, se ha supuesto que se trata de
un mercado en competencia perfecta, que se ha modelado bajo el marco
tradicional de una empresa centralizada cuyo objetivo es la minimización de los
costes sujeta a satisfacer toda la demanda debido al coste asociado de
penalización por no suministro de dicha demanda.
2. Prospectiva 23 A continuación se presenta la estructura general del modelo:
minimizar: z(y)
sujeto a: hj = 0
gk ≤ 0
donde:
• z es el coste (coste variable o de operación de las de las centrales
existentes y nuevas, coste de inversión en centrales nuevas,
costes variables debidos a las emisiones de CO2 y costes de
penalización por no satisfacción de la demanda);
• y son las variables de decisión.
• g y h son las restricciones asociadas.
En el modelo se incluyen mediante restricciones las consignas a largo
plazo. Estas restricciones imponen un máximo y un mínimo de generación en el
problema a resolver. Además, no existe la certeza sobre la potencia que se va a
generar en un determinado periodo debido a la incertidumbre inherente a la
existencia de un mercado eléctrico.
A continuación se va a realizar una descripción de las características del
modelo:
� Se trata de un modelo determinista, es decir, trabaja con un
escenario único y el estudio de la incertidumbre en los parámetros
de entrada, se debe hacer bajo la realización de la ejecución de
diferentes escenarios y realizando diferentes análisis de sensibilidad.
� Se trabaja bajo la hipótesis de nudo único, es decir, no se considera
la red de transporte ni la situación geográfica de las diferentes
centrales ni de los centros de consumo.
� El modelo considera la operación y la expansión de la generación
eléctrica. Se han tenido en cuenta las variables que rigen el
funcionamiento del sistema eléctrico en su operación y a su vez las
que se utilizan para modelar las inversiones a realizar en el futuro
2. Prospectiva 24
para la instalación de nuevas centrales. La representación de las
variables de inversión se hace en variables continuas, por lo que más
bien representan capacidades instaladas por “tecnologías” de
generación en lugar de grupos individuales.
Los datos de los que parte el modelo son:
� Definición de la estructura temporal (periodos, subperiodos y
bloques de carga).
� Datos de la demanda eléctrica.
� Características de las centrales.
� Datos relacionados con los diferentes mecanismos de promoción de
las energías renovables.
� Coste de la demanda no suministrada.
Una vez determinados estos datos se estará en disposición de poder
llevar a cabo diferentes ejecuciones, pudiéndose obtener del modelo diferentes
resultados relacionados con:
� Variables de operación del sistema.
� Variables de inversión.
� Precio de la electricidad (combinación de la curva de demanda y de
la producción) y del precio del certificado verde.
2. Prospectiva 25
Una aproximación de los datos que se podían haber obtenido con la
utilización de un modelo similar al anterior sería:
Potencia- Producción eléctrica
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Gas Natural Petróleo Carbón Nuclear Renovables
Potencia Eléctrica (GW)
Producción Eléctrica (TWh)
Ilustración 14: Potencia-Producción eléctrica precios de emisiones bajos.
Las producciones obtenidas serían validas con precios de emisiones
de 2CO bajos. Pero como ya se ha explicado anteriormente si suben los precios
de las emisiones la distribución cambiaría. Este cambio se debe a que muchas
tecnologías ante una subida de precios de emisiones se convertirían en
tecnologías competentes económicamente en el mercado. Un ejemplo claro de
esta tecnología sería la fotovoltaica, como ya se analizará posteriormente.
2. Prospectiva 26
Para un precio de emisión de 2CO de 35€/t 2CO una posible distribución
de la producción eléctrica sería:
Potencia- Producción eléctrica con precios de emisi ones altos
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Gas Natural Petróleo Carbón Nuclear Renovables
Potencia Eléctrica (GW)
Producción Eléctrica (TWh)
Ilustración 15: Potencia-Producción eléctrica precio de emisiones altos.
La variación de los precios de emisiones no solo influye en la
producción eléctrica sino que también varía el consumo energético de los
distintos sectores.
3. Renovables 27
3. Renovables
3.1. Introducción
El sistema eléctrico español depende casi en su totalidad de los
combustibles fósiles. Los combustibles fósiles son los causantes de elevadas
emisiones, por lo que para reducir las emisiones es una prioridad encontrar una
energía que sustituya en gran medida a la energía fósil.
Las medidas tomadas en el ámbito de la Unión Europea en los últimos
años, [Bruselas, 2007], que determinan la evolución energética que hay que
seguir para desarrollar un modelo sostenible, dan un papel relevante a las
energías renovables. Pero para poder considerar a las energías renovables como
una parte significativa de la solución real es necesario contestar antes a unas
preguntas básicas:
o ¿Qué potencial energético tienen las energías renovables?
o ¿Son económicamente competitivas?
o ¿Qué nivel de penetración de energía eléctrica de origen
intermitente es admisible?
Por lo que es necesario un análisis a nivel nacional del potencial de esta
energía y de su coste para determinar qué peso tendrían que tener las energías
renovables en el marco energético español en los próximos años.
En primer lugar es necesario aclarar algunos conceptos para la
realización de este análisis:
Factor de capacidad (CF): es el cociente entre la energía útil generada
y la máxima que se podría generar operando a la potencia nominal de la
instalación durante todo el año. Es decir, nos da idea de cuánto aprovechamos
la potencia instalada de una central o de todo el sistema, o sea, cuánta potencia
de la instalada se llega a utilizar. Por ejemplo, una central con CF = 60% quiere
decir que esa central ha producido un 60% de la energía máxima que se
generaría si la central pudiera mantenerse en operación a su potencia nominal
durante todo el período considerado.
3. Renovables 28
Concepto de curva de aprendizaje: Las curvas de aprendizaje están
asociadas a la evolución con el tiempo de las tasas de aprendizaje y de
crecimiento de las distintas tecnologías. Para especificar dichas tasas se ha
recurrido a la bibliografía disponible en la medida de lo posible, y cuando no se
han localizado datos adecuados, se ha procedido a estimar dichas tasas de
forma coherente con la evolución seguida en otras tecnologías. Cada tecnología
tiene una curva de aprendizaje específica que difiere del resto de tecnologías.
Coste normalizado de la electricidad (LEC, levelized electricity cost):
Es el indicador principal, ya que agrupa los costes de inversión y los de
operación y mantenimiento a lo largo del ciclo de vida de la tecnología. Se
expresa en c€/kWhe (coste del kilovatio hora eléctrico).
A continuación se evalúa la situación actual de cada tecnología,
contestando a las tres preguntas planteadas anteriormente.
3.2. Eólica Terrestre
La energía eólica terrestre convierte la fuerza del viento en electricidad,
mediante aerogeneradores situados en tierra. La fuerza del viento varía para
cada una de las regiones de la península por lo que la potencia dada por un
parque de generadores será mayor si este parque se instala en una zona con un
viento fuerte y que sople de manera regular.
3.2.1. Potencial
Los techos de potencia eólica instalable en España dependen de la
disponibilidad de superficie para instalar parques eólicos y de la densidad de
potencia instalada por la que se opte. Para el cálculo de la superficie disponible
hay que tener en cuenta restricciones medioambientales, zonas urbanas, zonas
agrícolas, etc. Este valor varía dependiendo de los criterios aplicados. Por otro
lado la densidad de potencia instalada depende de las características técnicas de
la tecnología eólica elegida para la instalación y del tamaño del parque, ya que
3. Renovables 29
un aerogenerador tiene un mayor rendimiento si funciona solo que si está
rodeado de más aerogeneradores.
En principio hay que diferenciar entre terreno llano y terreno
accidentado y estudiar para cada uno de ellos qué tecnología sería la óptima a
instalar y qué disponibilidad de recurso eólico hay en cada tipo de terreno.
En [Greenpeace, 2005] se realiza un estudio del máximo potencial
eólico terrestre de la península. Estos resultados se obtienen partiendo de una
disponibilidad de superficie obtenida tras la aplicación de criterios restrictivos,
la posterior obtención de la óptima densidad de potencia basándose en criterios
del mínimo coste y mayor rendimiento de la instalación y finalmente
suponiendo el potencial eólico disponible en una zona como una distribución
Weibull.
En terreno llano se toma como representativa del potencial eólico a la
altura del buje una distribución de Weibull dada por c = 6,5 m/s y k = 1,5. Estos
valores representan un emplazamiento eólico relativamente malo respecto a los
actualmente explotados, sin embargo, lo que se pretende es que sean
representativos de las condiciones del emplazamiento medio ante una situación
de una muy elevada penetración de la energía eólica, por lo que la mayoría de
emplazamientos empleados serán significativamente peores que los
actualmente explotados, puesto que evidentemente el desarrollo de la
tecnología ha empezado por la explotación de los mejores emplazamientos
disponibles. Para la aplicación en terreno accidentado, se considera
representativo del potencial eólico disponible a la altura del buje una
distribución de Weibull dada por c = 8 m/s y k = 2. Estos parámetros son
representativos de un emplazamiento significativamente mejor que el
correspondiente al emplazamiento en terreno llano, pues normalmente se
corresponde con aplicaciones en lugares más expuestos al viento.
En el informe de Greenpeace se ha supuesto una aproximación
estadística del valor del potencial eólico por provincias debido a la dificultad
para obtener datos para elaborar series temporales del recurso por provincia.
3. Renovables 30
La tecnología que se considera en este informe es la de un
aerogenerador tripala de transmisión directa (sin multiplicación de velocidad),
con operación a velocidad variable y control de paso individualizado para cada
pala, y bajas velocidades de arranque (2-2,5 m/s). Las máquinas elegidas
tendrían, respectivamente, 2,05 MW (con 71 m de diámetro y altura de buje de
70 m) en terreno llano y 810 kW (con 48 m de diámetro y altura de buje de 65
m) en terreno accidentado.
Los resultados obtenidos en [Greenpeace, 2005] son que la instalación
de toda la potencia eólica terrestre posible en cada comunidad autónoma
supondría un techo de potencia de 915 GW y un techo de generación eléctrica
de 2.285 TWh/a, incluyendo dentro de esto tanto terreno llano como terreno
accidentado. Este valor de potencia a instalar estaría distribuido por
comunidades autónomas según la siguiente figura:
3. Renovables 31
Ilustración 16: El potencial de eólica terrestre en España.
Fuente: [Greenpeace, 2005]
El valor optimizado de densidad de potencia obtenido es de 3,84
MW/km2 en terreno llano y de 3,04 MW/km2 en terreno accidentado. Los
parques instalados hasta la fecha en España tienen valores de densidad de
potencia inferiores a los obtenidos en el informe de [Greenpeace, 2005], por
ejemplo el parque eólico de Penas da Mosa ubicado en Lugo tiene una potencia
de 21,3 MW y ocupa una superficie de 10 km2 o el parque eólico de PE
Monseibane, también en Lugo que tiene una potencia de 41,4 MW y ocupa
16km2. La densidad de potencia de estos dos parques es aproximadamente 2,4
3. Renovables 32
MW/km2 y su puesta en marcha se realiza en el año 1998 por lo que suponer
que la afirmación de que la densidad de potencia de los parques eólicos
españoles en la actualidad se encuentra entre los 3,04 y 3,84 MW/km2 es
razonable aunque optimista.
Considerando 915 GW de techo de potencia y una densidad de 3,04
MW/km2, la más desfavorable de las dos, se obtiene que el terreno peninsular
ocupado por parques eólicos es el 52,6% de la superficie total peninsular. Esta
cifra de terreno ocupado es obviamente inviable, lo que lleva a la conclusión de
que el límite de instalación de potencial eólico terrestre se encuentra en el
porcentaje de terreno ocupado y no en la carencia de recurso eólico.
No conozco la existencia de otros informes que estudien el potencial
eólico total español, por lo que me es imposible realizar una comparativa de los
resultados obtenidos en [Greenpeace, 2005].
Otro parámetro muy importante a la hora de evaluar la potencia que es
necesario instalar es el factor de carga. Promediando todos factores de carga de
los distintos emplazamientos peninsulares obtenidos del informe [Greenpeace,
2005] se obtiene un factor de carga del 29,78%.
3.2.2. Costes
La energía eólica terrestre requiere de un análisis de costes para
examinar si es competitiva por sí sola. A la hora de evaluar los costes de la
energía eólica terrestre hay que tener en cuenta que no es una energía nueva
sino que lleva varios en funcionamiento, lo que implica que esta tecnología se
encuentra en una posición bastante avanzada de su curva de aprendizaje; esto se
ve reflejado en unos costes de inversión y funcionamiento menores que el resto
de tecnologías renovables, excluyendo la hidráulica.
Según [Greenpeace, 2007] los costes de inversión de la energía eólica
terrestre son de 880 €/kWe en terreno llano y 950 €/kW en terreno accidentado
y unos costes de operación y mantenimiento en terreno llano de entre 1,32 y
0,43 c€/kWh según categoría y en terreno accidentado de entre 1,77 y 0,57
3. Renovables 33
c€/kWh también variando según categoría. Lo anterior implica un coste medio
en terreno llano de 7,87 c€/kWh y en terreno accidentado de 8,33 c€/kWh. El
coste de producir energía eólica en terreno accidentado es superior debido a que
tiene una menor densidad de producción que en el terreno llano, es más
complicada la instalación y se instalan máquinas de menor tamaño.
Los bajos costes medios obtenidos por este informe son debidos
principalmente a que se considera que los parques eólicos producen solamente
en función del viento disponible y no intervienen en la regulación del sistema
eléctrico; si se considerase que intervienen en la regulación y su factor de carga
disminuyese, estos costes subirían considerablemente.
En el libro [Barquín, 2003] se da una visión general de la evolución del
coste de las energías renovables. En él se considera que los costes de la energía
eólica son principalmente costes de capital y dependen de los tipos de interés
aplicados y el factor de carga es del orden de 0,25 en nuevas instalaciones,
aunque es previsible una mejora. En este libro se realiza una comparativa de
costes entre la energía eólica y los ciclos combinados, siendo clara la
dependencia de la tasa de interés y los años de amortización, llegando a la
conclusión de que los costes de la energía eólica generalmente son superiores a
los de los ciclos combinados aunque las externalidades son mucho menores, lo
que hace que la diferencia de coste sea mucho menor, llegando incluso a
alcanzar los ciclos combinados costes superiores a los de la eólica. El informe
concluye que esta energía es la más competitiva de las renovables. Esto es
debido al impulso que se le ha dado en los últimos años. Un ejemplo es que el
objetivo de la Comisión Europea para el año 2010 es que la capacidad de
producción eólica de la Unión sea de 40.000 MW.
3. Renovables 34
Ilustración 17: Comparación de costes entre eólica y ciclo combinado
Fuente: [Barquín, 2003]
Los costes de inversión y operación y mantenimiento de ambos
informes son muy similares. Por otro lado los factores de carga utilizados por
cada informe también son muy similares. En [Greenpeace, 2007] se considera
un factor de carga de aproximadamente el 28% mientras que en [Barquín,
2003] se considera un factor de carga del 26%. Es previsible que en un futuro
próximo estos factores de carga aumenten.
Otro informe elaborado por Boston Consulting Group [Boston, 2003]
sobre el futuro de la energía eólica sitúa en 969 €/kW la inversión media de los
parques en funcionamiento en el año 2003.
En un informe elaborado por el foro nuclear sobre la competitividad de
la energía nuclear frente a otras energías en el 2004, [Foro, 2004] se obtiene un
coste medio de energía eólica de 9,164 c€/kW; este valor es un poco más
elevado que el considerado por [Greenpeace, 2007].
3. Renovables 35
Por otro lado [IDAE, 2004] estima la siguiente evolución de costes de
inversión desde el año 1987 hasta el 2004 para la instalación de parques
eólicos:
0100200300400500600700800900
100011001200130014001500160017001800
86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 '00 '01 '02 '03 '04
Año
€ / kW
Fuente: IDAE
Ratio Medio Inversión
2004
920 €/kW inst.
Ligera tendencia al alza
0100200300400500600700800900
100011001200130014001500160017001800
86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 '00 '01 '02 '03 '04
Año
€ / kW
Fuente: IDAE
Ratio Medio Inversión
2004
920 €/kW inst.
Ligera tendencia al alza
Ilustración 18: Evolución de costes de inversión de la eólica terrestre.
Fuente: [IDAE, 2004]
A partir de la figura se puede concluir que el coste medio de inversión
en los últimos años está en torno a 920 €/kW. Este valor se encuentra dentro del
margen de valores dados por el resto de informes.
A continuación, tomando los datos de un parque eólico tipo según el
PER, [IDAE, 2005], se puede ver que los gastos de operación y mantenimiento
son de 1,51 c€/kWh, que son superiores a los obtenidos en los otros informes;
por otro lado se cuantifican los gastos de desmantelamiento de la central, que
son aproximadamente un 3,5% de los costes de inversión. En los informes
anteriores al realizar el coste medio de producir energía eólica no se ha tenido
en cuenta el coste de desmantelamiento, pero al ser este valor tan pequeño este
error es despreciable.
3. Renovables 36
Parque Eólico – año 2005
Potencia eléctrica 25 MW
Potencia unitaria aerogeneradores 850 kW – 1.500 kW
Nº aerogeneradores 30 – 16
Vida útil 20 años
Costes de explotación (2006) 22% s/ Facturación 1,51 cent€/kWh
Gastos de desmantelamiento 3,5 % s/ Inversión 820.000 €
Inversión (año 2005) 937 €/kW 23.425.000 €
Horas equivalentes de funcionamiento 2.350 h
Producción eléctrica neta 58.750 MWh/año
Tabla 1: Parque eólico año 2005
Fuente: [IDAE, 2005]
Una vez comparados los valores obtenidos en diferentes informes se
puede concluir que el coste de inversión de un parque eólico en el 2007 es de
aproximadamente 900 €/kW, el coste de operación y mantenimiento es inferior
a 1 c€/kWh y el coste de desmantelamiento de la instalación es despreciable. A
su vez el periodo de instalación de un parque eólico es de medio año y su vida
útil está alrededor de los 20 años.
Finalmente se considera un coste medio de 8,1 c€/MWh para el año
2007, que sería la media entre los costes de la eólica en terreno llano y
accidentado obtenidos en [Greenpeace, 2007].
3.2.3. Conclusiones
La península es un territorio rico en recurso eólico y esto se ve reflejado
en el elevado potencial que se estima en los informes citados con anterioridad.
A su vez esta tecnología lleva varios años desarrollándose lo que permite que
hoy por hoy tenga un coste competitivo y sea dentro de las renovables la que
tenga un mayor potencial instalado. Estas características hacen prever el
aumento de parques eólicos en un futuro y su disminución de los costes.
3. Renovables 37
Pero no es posible la explotación de todo el potencial eólico ya que esto
supondría la ocupación de grandes extensiones de terreno, por lo que se ha
concluido que el papel que ocupará en un futuro la tecnología eólica estará
limitado por el porcentaje de terreno a ocupar con parques eólicos.
El potencial de generación eólica de una superficie de terreno dependerá
de la densidad de potencia, que actualmente se puede estimar entre 3,04
MW/km2 y 3,88 MW/km2. Un aumento de la densidad implicaría un mejor
aprovechamiento del terreno. Aunque no se prevé un aumento considerable en
los próximos años.
3.3. Eólica Marina.
La energía eólica marina convierte la fuerza del viento en electricidad,
mediante aerogeneradores situados en el mar. Su emplazamiento permite un
ahorro de terreno que es la gran limitación de la eólica terrestre, aunque lo que
se ahorra en superficie terrestre se pierde en superficie marina.
A su vez algunas zonas costeras son muy ricas en recurso eólico. El
cómputo global del recurso costero español permite disponer de un gran
potencial eólico marino.
3.3.1. Potencial.
En el informe [Greenpeace, 2005], la tecnología considerada para el
análisis del potencial es la de un aerogenerador de operación a velocidad de
rotación variable, con cambio de paso individualizado para cada pala. La
máquina elegida tendría 4,5 MW, con 114 m de diámetro y altura de buje de
120 m. Se considera una densidad de potencia instalada de 5,6 MW/km2, a una
distancia entre 5 y 40 km de la costa y profundidad de hasta 100 m.
3. Renovables 38
Ilustración 19: Potencial de la eólica marina en España.
Fuente: [Greenpeace, 2005]
Los resultados obtenidos en el informe de Greenpeace concluyen que se
podrían instalar 164.760 MW de potencia eléctrica basada en la energía eólica
marina. Como se puede ver en el mapa, el mayor potencial se ubica en
Castellón. Es de destacar que Galicia, Asturias, Cantabria, Valencia y
3. Renovables 39
Andalucía podrían generar con eólica marina una cantidad de electricidad
superior a su propia demanda eléctrica.
Instalar 164.760MW de eólica marina a una densidad de potencia
instalada de 5,6 MW/km2 supondría ocupar 29.421 km2 de superficie marina
alrededor de la costa. Esto supone para comunidades como Asturias, con
345km de costa, cuyo potencial es de 22,68 GW ocupar 4050 km2 de superficie
a una distancia entre 5 y 40 km de la costa. La instalación de estos generadores
masivamente podría acabar con la pesca y afectar al turismo, con implicaciones
desiguales dependiendo de la comunidad autónoma de que se trate.
El Plan de Energías Renovables 2005-2010 estima que para el año 2010
se podrían instalar alrededor de 1000MW de eólica marina, si se supera el
problema de la compleja instalación de los aerogeneradores en el mar, por lo
que se puede deducir que contar con un potencial de 164.760MW para un
horizonte de menos de 50 años es bastante improbable.
En el estudio [SEA WIND, 2004] realizado por Garrad Hassan para
Greenpeace se desarrolla un escenario para el año 2020 en el cual, mediante la
instalación de 240.000 MW eólicos marítimos en la UE-15 se consigue
satisfacer el 30% del consumo eléctrico actual de la UE-15 y el 23% del
consumo previsto para 2020. En este estudio, la previsión de potencia marítima
instalada en España para el 2020 es de 25520 MW. Se consideraron
aerogeneradores de una altura de 60 m sobre el nivel del mar, con una densidad
de potencia de 6 MW/km2, con una envergadura máxima de 40m y a una
distancia a la costa de 30 km. Esta referencia no proporciona información
cuantificada del reparto espacial de esta potencia dentro de la geografía
española, a excepción de un mapa donde se indica cuantitativamente posibles
emplazamientos para la instalación de esa potencia.
Por otro lado el informe [IDAE, 2005] estima que el recurso eólico en el
mar puede ser superior en torno a un 20% al recurso eólico de las superficies
terrestres cercanas esa zona costera. También determina que el recurso eólico
marino es más fácilmente predecible y de una mayor calidad debido a que no
3. Renovables 40
existen accidentes orográficos. Esta afirmación en el caso español es muy
esperanzadora ya que España tiene 4.000 kilómetros de costa.
Por último un estudio de la Comisión Europea, [Bruselas, 2004], calculó
que España podría tener 25 GW de potencia instalada de eólica marina en 2020,
lo que supone el doble de la que actualmente hay en eólica terrestre.
También es interesante comparar con los informes anteriores las
características técnicas del primer parque eólico marino instalado en la
península. El primer parque eólico se instalo en Bilbao en el dique de Zierbena
a finales del año 2006. Este parque esta constituido por 5 aerogeneradores de
78 m de altura, un diámetro de 83 m y un peso de 65 toneladas. Cada uno de
estos generadores tiene una potencia de 2 MW, 2 veces menor a la considerada
por el informe de [Greenpeace, 2005], y en total el parque ocupa una superficie
de 1580 m2, lo implica una densidad de potencia de inferior a la obtenida en el
informe de [Greenpeace, 2005] esto es lógico si se tiene en cuenta que el
tamaño del aerogenerador del parque de Bilbao es inferior. Éste parque
suministra 23500 MWh al año y su coste de inversión ha sido de 10 millones de
euros.
La diferencia de conclusiones obtenidas por los informes anteriores
pude deberse a que esta tecnología es muy nueva y no ha dado tiempo a realizar
un análisis exhaustivo del potencial del recurso eólico en el mar.
De los informes anteriores el que realiza un estudio del potencial con
mayor detalle es el de [Greenpeace, 2005] aunque en él se reconoce la
dificultad para llevar a cabo este estudio debido a la falta de datos. De este
informe también se obtiene un coeficiente de carga medio peninsular de
31,08%.
Independientemente de la disparidad de resultados reflejados en los
informes nombrados sí se puede concluir que la península es muy rica en
recurso eólico marino y por lo tanto esta energía renovable puede ser parte de la
solución al masivo uso actual de fuentes de energía no limpias, aunque al ser
una tecnología tan nueva seguramente se vea limitada por el coste en los
primeros años de su desarrollo.
3. Renovables 41
También se puede concluir que la densidad de potencia de los parques
eólicos marinos es superior a la densidad de los parques eólicos terrestres. Esto
se debe a la falta de accidentes demográficos en el mar; a su vez esta densidad
depende del tamaño del aerogenerador, y teniendo en cuenta las pequeñas
dimensiones del parque de Bilbao, se puede suponer que en el futuro se
instalarán aerogeneradores de mayor tamaño, por lo que se puede considerar
una densidad de potencia de entre 5,6 MW/km2 y 6 MW/km2.
3.3.2. Costes.
Al igual que para la eólica terrestre, el emplazamiento tienen un
importante efecto sobre el coste de la electricidad generada con esta tecnología.
A pesar de que la instalación en el mar de generadores de similares
características precisa una inversión inicial muy superior, incluso el doble, la
producción de electricidad es más estable y un 20% superior a los ubicados en
tierra. Y la vida útil del parque marino, con un buen mantenimiento, puede
llegar a duplicarse.
Al mismo tiempo, por ser mayores los costes fijos es necesario instalar
parques de elevada potencia con el fin de reducir dichos costes. También los
costes de operación y mantenimiento serán mayores.
Los costes actuales de la electricidad generada con eólica marina según
el informe de [Greenpeace, 2005] oscilan entre un valor medio mínimo de 6,14
c€/kWhe y máximo de 14,39 c€/kWhe. Este valor se obtiene de unos costes de
inversión medios de 1600 €/kW y unos costes de operación y mantenimiento de
entre 3,23 y 1,66c€/kWh según categoría.
En el informe [UGT, 2006] financiado por la Unión Europea se estima
en 1500€/kW los costes de inversión de la eólica marina.
A la vista de los datos manejados en informes a nivel europeo y mundial
como: [WEO, 2006], [WETO, 2004] y [Bonn, 2004] se puede concluir que los
costes de inversión se encuentran entre los 1700 $/kW y los 2000 $/kW para
3. Renovables 42
parques marinos y los costes totales de producción se sitúan en
aproximadamente 95 $/MWh.
De los informes anteriores, y teniendo en cuenta las condiciones del
recurso eólico en España, se puede concluir que la energía eólica marina en la
actualidad tiene un coste de inversión aproximado de 1600 €/kW y unos costes
medios de generación de 10,265 c€/kWh.
3.3.3. Conclusiones.
Debido no sólo a la situación geográfica española sino también a la
riqueza de recurso eólico, esta tecnología tiene gran un potencial y se prevé que
juegue un papel importante dentro de las renovables en un futuro, por ello se
están impulsando desde el gobierno medidas para favorecer el aumento de
parques marinos.
Pero hay varios obstáculos que tiene que superar. Uno de ellos es la
dificultad técnica de la ubicación de un aerogenerador en el mar, que además
supone un incremento del coste. El otro obstáculo es cómo se vera afectado el
medio que rodea al parque, lo que no sólo implica el medio ambiente sino
también cómo afectará a la pesca o el turismo; estos tres factores hacen que la
población se encuentre reacia a la instalación de parques marinos.
Hay que tener en cuenta que gracias a que la tecnología eólica terrestre
se encuentra muy avanzada en su curva de aprendizaje, la tecnología eólica
marina puede desarrollarse con mayor rapidez, lo que permitirá que se reduzcan
los costes de esta última a mayor velocidad que la eólica terrestre; esto implica
que la curva de aprendizaje de la eólica marina tendrá una mayor pendiente que
la de la eólica terrestre.
3. Renovables 43
3.4. Biomasa.
La biomasa es la energía de la materia orgánica, procedente de residuos
(forestales, agrícolas, ganaderos, de la industria agroalimentaria o urbanos,
éstos convertidos en biogás) o de cultivos energéticos. En este apartado
únicamente se considera el uso energético de la biomasa para obtención de
electricidad.
3.4.1. Potencial.
Para contabilizar el potencial de esta tecnología hay que estudiar el
terreno peninsular disponible para su cultivo.
En el estudio [Greenpeace, 2005] se ha evaluado el potencial residual de
los cultivos energéticos, de los cultivos forestales de rotación rápida y el monte
bajo. Se ha considerado una tecnología de una central de turbina de gas de
elevadas prestaciones, que utiliza como combustible el gas de gasógeno
procedente de la gasificación de la biomasa.
El rendimiento energético total de conversión de biomasa en
electricidad con la tecnología descrita anteriormente es 32,9%, obtenido a partir
del rendimiento máximo del ciclo de la central, 41,2%, y del rendimiento del
gasificador, 80%.
3. Renovables 44
El potencial contabilizado en este informe se refleja en la siguiente
gráfica:
Ilustración 20: Potencial de la biomasa en España.
Fuente: [Greenpeace, 2005]
Como se puede observar en la gráfica, se podrían instalar 19.460 MW,
generando 141,47 TWh al año de potencia eléctrica basada en la biomasa. El
mayor potencial se ubica en Castilla y León
Este potencial de biomasa se ha obtenido considerando una pendiente
admisible del 10%. Si la pendiente máxima admisible se restringe al 3% para
3. Renovables 45
cultivos forestales y 4% para monte bajo, la potencia se reduce a 15.200 MW
instalados, que generarían 109,8 TWh/año.
La biomasa necesaria para producir electricidad se puede obtener de
distintas maneras. En [Greenpeace, 2005] se estudia el potencial de la biomasa
dependiendo de su procedencia:
Monte bajo
El motivo de analizar la posibilidad de explotar parte del monte bajo
con fines energéticos es la impresión previa de que en nuestro país existe una
cantidad considerable de biomasa en los montes bajos que actualmente no está
siendo sometida a ningún otro tipo de explotación.
Las limitaciones impuestas en [Greenpeace, 2005] para el cultivo en
monte bajo han sido, en primer lugar, la pluviosidad, descartando las áreas con
precipitaciones por debajo de 400 mm/año; en segundo lugar se ha tomado una
restricción en cuanto al área mínima de recolección, que ha establecido el
umbral en una superficie de un radio igual a 40 km; y por último, una
restricción por pendiente que se ha fijado en un 4%.
El techo de potencia del monte bajo obtenido con la tecnología
considerada y las restricciones impuestas es de 1.260 MWe, ocupando un
5,42% de la superficie peninsular, y con capacidad de generar 9,38 TWh/a de
electricidad. Se considera que la disponibilidad de emplazamientos es
relativamente baja debido a las restricciones impuestas en los criterios.
Considerando terrenos con pendiente de hasta 10% el potencial aumenta a
2.310 MW, 17,2 TWh/a, siendo mayor en Galicia y Castilla y León.
El factor de carga medio peninsular dado por este informe es de 87,14%
y la densidad es de 0,048 MW/km2.
3. Renovables 46
Cultivos forestales de rotación rápida
También para este tipo de cultivos se establece una clasificación en
función de la pluviometría distinguiendo la zona húmeda de la seca. El
porcentaje de uso en ambos casos es del 70% y la productividad es del doble
para los cultivos húmedos (20 T/ha-año). Además, se aplica una restricción del
3% en la pendiente para permitir el correcto funcionamiento de la maquinaria y
otra restricción por áreas mínimas para alimentar una central, siendo ésta de 20
km2 para áreas húmedas y casi el doble, 38 km2, para las secas por su menor
productividad.
El techo de potencia con la tecnología considerada y las restricciones
impuestas es de 1.928 MWe, ocupando un 2,33% de la superficie peninsular, y
con capacidad de generar 14,36 TWh/a de electricidad. Es importante señalar
que el techo de potencia y generación obtenido sigue siendo relativamente
limitado en comparación con los de otras tecnologías, debido por un lado a que
la mayoría de la biomasa sigue estando ubicada en mayores pendientes y en
espacios protegidos, y por otro lado a la menor densidad de potencia de la
biomasa respecto a otras tecnologías renovables.
Ampliando la restricción de pendiente al 10% se obtiene un techo de
potencia de 5.130 MW, 38,2 TWh/año, siendo mayor en comunidades como
Castilla y León y Galicia.
El factor de carga medio peninsular obtenido por este informe es de
87,15% y la densidad es de 0,177 MW/km2.
3. Renovables 47
Cultivos energéticos
En [Greenpeace, 2005] se consideran diferentes tipos de terrenos según
su pluviometría: secano árido, secano semiárido, secano húmedo, secano de alta
productividad, regadío y sistemas agroforestales. Se considera un bajo
porcentaje de utilización, ya que no todo el suelo puede usarse para cultivos
energéticos por competir con otras actividades. También se considera una baja
productividad por la práctica actual de dejar estas tierras en barbecho, con lo
que su productividad media anual se ve reducida.
Además de los criterios medioambientales en la restricción de usos del
suelo, en el caso de los cultivos energéticos se considera que el área de
explotación debe contar con un valor mínimo para satisfacer las necesidades de
una central de biomasa. Dichos valores mínimos dependen del tipo de cultivo y
alcanzan mayor restricción para el caso de terrenos de secano árido y sistemas
agroforestales, resultando una superficie umbral de 50 km2.
Una vez aplicados dichos porcentajes de utilización, el total de la
superficie empleada para el techo de cultivos energéticos es el 6,34% de la
superficie peninsular, permitiendo instalar una potencia de 4,73 GWe y generar
35,22 TWh/a de electricidad con la tecnología considerada. En cuanto a la
distribución a nivel comunitario el mayor potencial se encuentra en Castilla y
León (31% del total).
El factor de carga medio peninsular obtenido es de 87,05% y la
densidad es de 0,1477 MW/km2.
3. Renovables 48
Residual y biogás
En [Greenpeace, 2005] se concluye que se pueden instalar 7,3 MW,
produciendo 50,8 TWh/a (Residuos:7 GW, 49 TWh/año y Biogás: 0,3 GW, 1,8
TWh/año). La comunidad con mayor potencial es Andalucía.
Las hipótesis tecnológicas adoptadas son tomar el mismo factor de
capacidad contemplado en el Plan de Energías Renovables (PER), [IDAE,
2005], 80% para la biomasa residual y 72,3% para el biogás, pero haciendo
modificaciones en cuanto al rendimiento las centrales. En el primer caso se
toma un rendimiento del 33,2% - en [IDAE, 2005] éste se estimaba en un
20,1%- y en el caso del biogás el rendimiento considerado es del 31% -en
[IDAE, 2005] éste era de un 28,32%-.
Los techos de biomasa evaluados en este informe proporcionan valores
significativamente inferiores a los obtenidos con otras tecnologías renovables.
Estos resultados son muy similares a los obtenidos en [IDAE, 2005].
El relativamente bajo potencial obtenido para la biomasa en
comparación con otras tecnologías, se debe en parte a las restricciones de
terreno aplicadas. Las mejoras tecnológicas que se prevé que se produzcan en la
maquinaria permitirían explotar terrenos de mayor pendiente, aumentando con
ello el potencial.
3.4.2. Costes.
La biomasa puede tener aplicaciones térmicas y eléctricas. Dependiendo
de la aplicación se utilizan distintas tecnologías. Los estados de madurez
asociados a estas tecnologías en España son distintos, desde tecnologías
maduras para los usos térmicos en el sector industrial hasta tecnologías
incipientes en usos térmicos domésticos o generación eléctrica mediante co-
combustión.
3. Renovables 49
Los costes de inversión asociados a cada tipo de tecnología también
varían mucho de un caso a otro, no sólo debido a su grado de madurez sino a
los requerimientos de cada una de las aplicaciones.
En cuanto a los gastos de explotación de las distintas instalaciones
también deben dividirse en las aplicaciones comentadas, por las mismas
razones. Dentro de estos gastos, la principal componente se deriva de la compra
de biomasa como combustible. El coste de la biomasa es muy sensible a la
cantidad demandada, al transporte y a los posibles tratamientos de mejora de
calidad necesarios para su uso.
Aplicaciones Térmicas de la Biomasa
Los costes de inversión varían según el tipo de aplicación y dependen de
las necesidades del usuario de la energía final. Esta diferencia en las
necesidades del usuario hace que para usos térmicos industriales los costes de
inversión se sitúen en el entorno de los 73 €/kW instalado, mientras que para
los usos térmicos domésticos estos costes se eleven hasta los 282 €/kW, [Rider,
2006].
Respecto a los gastos de explotación, en las instalaciones térmicas
domésticas es necesario el uso de combustibles más limpios y fáciles de
transportar, distribuir y manejar en la instalación. Entre los combustibles
utilizados en estas aplicaciones destacan los pelets, productos de gran calidad y
precios elevados. En general los costes debidos a la biomasa en aplicaciones
domésticas varían entre los 60 €/t para biomasas menos elaboradas, utilizadas
en grandes redes de calefacción, hasta los 160 €/t para pelets envasados en
pequeñas calderas de biomasa instaladas en viviendas unifamiliares, [Rider,
2006].
Estos costes se reducen significativamente en las aplicaciones térmicas
industriales, donde la biomasa suele ser propiedad del usuario, siendo necesario
en ocasiones algún tipo de tratamiento para su uso en la caldera. En estos casos
3. Renovables 50
los costes se sitúan entre 0 y 35 €/t, [Rider, 2006], aunque pueden verse
afectados por mercados paralelos de residuos para aplicaciones no energéticas.
Respecto a los otros gastos de explotación, distintos a los costes de
combustible, suponen entre el 40 % y el 60 % del total de los mismos en las
aplicaciones térmicas. Estos costes son especialmente significativos en redes de
calefacción centralizada con grandes distancias desde la central hasta los
consumidores finales.
Aplicaciones Eléctricas de la Biomasa
Los costes de inversión en el caso de la generación eléctrica tienen una
clara división según se trate de instalaciones de generación eléctrica específicas
de biomasa o instalaciones de co-combustión de biomasa y carbón en centrales
térmicas convencionales.
La principal componente de los gastos de explotación en las
instalaciones de generación eléctrica es siempre el coste de la biomasa
utilizada, aún cuando se trate de residuos industriales. Dada la gran demanda de
biomasa de este tipo de instalaciones el área de influencia para su suministro es
muy grande, lo que implica una gran influencia del coste de transporte en el
coste final de la biomasa, que por otro lado, al ser adquirida en mayores
cantidades puede sufrir una reducción de su precio inicial.
Las instalaciones específicas de biomasa requieren sistemas más
complejos que permitan la combustión de todos los componentes de la
biomasa, incluidos los volátiles. Este hecho obliga a diseñar calderas con un
mayor hogar, lo que a su vez reduce su rendimiento. El mayor tamaño del
hogar, unido al resto de componentes para el tratamiento y movimiento de la
biomasa en la planta, dan lugar a unos costes de inversión en el entorno de los
1.800 €/kW instalado, [Rider, 2006].
En la generación eléctrica con biomasa, la mayor demanda de recursos y
las menores limitaciones en cuanto a calidad del combustible dan lugar a
importantes reducciones en los costes de la biomasa. En estos casos, las
3. Renovables 51
principales componentes que definen su coste son la distancia de transporte y el
tipo de la biomasa, pudiendo variar entre los 43 €/t para el caso de cultivos
energéticos y los 31 €/t cuando se utilizan residuos de cultivos agrícolas o
forestales, [Rider, 2006].
Un caso aparte son las aplicaciones eléctricas industriales, cuyas
condiciones se asemejan a los usos térmicos industriales. Como ya se ha
comentado, en estos casos los costes se sitúan entre 0 y 35 €/t, aunque pueden
verse afectados por mercados paralelos de residuos para aplicaciones no
energéticas. Otra posibilidad es la instalación de plantas de producción eléctrica
que, utilizando residuos de industrias agroforestales, no sean propiedad de la
empresa generadora del residuo. En estos casos los costes de la biomasa pueden
subir.
En las instalaciones de co-combustión la mayor parte de los equipos
utilizados forman parte de la instalación convencional preexistente, lo que
limita la inversión a los equipos destinados a preparar la biomasa para su
inyección en la caldera de carbón. Por ello, los costes de inversión en las
instalaciones de co-combustión de biomasa y carbón en centrales
convencionales disminuyen hasta valores en el entorno de los 856 €/kW,
[Rider, 2006].
Las instalaciones de co-combustión se caracterizan por un mayor
rendimiento de generación, por una mayor potencia instalada y,
consecuentemente, por una mayor demanda de biomasa que las instalaciones
específicas de biomasa. De esta forma, aunque las menores limitaciones en
cuanto a calidad del combustible dan lugar a reducciones en los costes de la
biomasa en origen, los costes derivados de una mayor distancia media de
transporte y la necesidad de utilizar una mayor cantidad de recursos, que en
algunas ocasiones debe cubrirse con biomasas más caras, define un coste medio
de la biomasa en el entrono de los 47 €/t, [Rider, 2006].
3. Renovables 52
En este cuadro se resumen los costes según las aplicaciones de la
biomasa:
Aplicaciones Coste de inversión
(€/kW)
Coste de explotación
(€/t)
Térmicas Industriales 73 0-35
Domésticas 282 60-160
Eléctricas Cubrir demanda 1800 43-31
Industriales 1800 0-35
Co-combustión 856 47
Tabla 2: Resumen de costes de la Biomasa.
En [Greenpeace, 2007] se evalúan los costes de producir electricidad
con biomasa utilizando la misma tecnología que en el informe [Greenpeace,
2005] descrita con anterioridad. La estructura de costes de la biomasa tiene tres
componentes diferenciados que evolucionarán de distinta forma: inversión
(turbina de gas, gasificador y silo de biomasa), costes de operación y
mantenimiento, y costes asociados al combustible (residual, cultivos
energéticos, cultivos forestales de rotación rápida y monte bajo). Dentro de los
costes asociados al combustible habría que incluir el coste de almacenamiento
que se produciría si se utiliza esta tecnología como regulador este valor se
considera constante a 80€/m3.
El coste de electricidad varía desde 9,38 c€/kWhe a 12,84 c€/kWhe
según el tipo de combustible. El combustible de menor coste corresponde a los
residuos, mientras que el aprovechamiento de monte bajo y los cultivos
forestales de rotación rápida (zona seca) son los de mayor coste. Los costes
medios de inversión actuales son de 6.223 €/kWh y los costes de operación y
mantenimiento son de 0,80 c€/kWh.
Estos costes difieren en gran medida de los costes anteriores, esto puede
deberse a que en este informe se contabilizan los costes de inversión del
gasificador y de la central, a diferencia de lo que hacen la mayoría de los
3. Renovables 53
informes que al contabilizar tanto los costes como la energía que se puede
obtener con biomasa dejan fuera los gastos tanto energéticos como económicos
que supone la producción de biomasa.
En el Foro Nuclear se realiza una comparativa de costes entre la energía
nuclear y las renovables, [Foro, 2004], obteniendo unos costes medios de
generación para la biomasa de entre 9,0136 c€/kWh y 9,825 c€/kWh. Estos
valores se aproximan más a los obtenidos por el informe de [Greenpeace,
2007].
El estudio Renewables for power generation, [IEA, 2003], sitúa el coste
de la electricidad producida a partir de biomasa en 7 céntimos de euro o más
por kWh. Se considera que es posible reducir este coste cuando la biomasa se
utiliza en instalaciones de cogeneración (reducción a 5 ó 6 céntimos de euro por
kWh) o de combustión combinada con combustibles fósiles, lo que permite
evitar algunos costes de inversión en el ciclo de producción (reducción a entre 2
y 4 céntimos de euro por kWh).
Los costes varían mucho dependiendo del tipo de tecnología que se elija
para su instalación y del tipo de combustible que se requiera esta variación se
ve reflejada en los valores dados por los distintos informes mencionados
anteriormente.
Existe una gran dificultad para obtener un coste aproximado de
generación con biomasa, ya que hay muy pocos informes que realicen un
estudio exhaustivo de estos costes. Y de los pocos informes que hay la mayoría
no detallan los cálculos llevados a cabo para obtener el valor final por lo que no
es posible saber que costes se han interiorizado a la hora de hallar el coste final.
De todos los informes evaluados se ha concluido que el que realiza un estudio
más claro y conciso e interioriza todos los costes producidos al generar energía
con biomasa es [Greenpeace, 2007] por lo que se toma este valor como
referencia.
3. Renovables 54
3.4.3. Conclusiones.
A diferencia de otras tecnologías renovables, el recurso de biomasa se
puede obtener de manera regular y almacenar, esto permite usar esta tecnología
para regular el sistema de generación eléctrico.
Otra ventaja de la tecnología de la biomasa es el elevado factor de
capacidad. Sin embargo, hay que tener en cuenta que la biomasa, proporciona
una densidad de potencia energética muy baja. Además la densidad se va
reduciendo a medida que se explotan recursos de biomasa de menor
productividad, como son los secanos áridos o el monte bajo.
Teniendo en cuenta el CF de cada una de las tecnologías renovables, y
en el caso de tener escasez de capacidad de generación, se elegiría la tecnología
de mayor densidad energética en un emplazamiento dado. En el caso de la
biomasa y la solar, la situación de tener que elegir entre una u otra tecnología se
va a presentar frecuentemente en los terrenos de baja productividad de biomasa
(secano árido, secano semi-árido y monte bajo con baja pluviometría), por lo
que probablemente la balanza se incline hacia las aplicaciones solares. Para que
estas tecnologías no compitieran en ciertos usos del suelo sería preciso
desarrollar opciones de trabajar la biomasa en terrenos de mayor pendiente.
Por otra parte, la biomasa cuenta con otro inconveniente importante,
pues es la única renovable cuyo recurso no se encuentra gratuitamente, sino que
requiere una larga cadena desde su obtención como materia prima hasta su
utilización como combustible, incrementando su coste.
El recurso de biomasa en la España peninsular es relativamente pequeño
frente al disponible con otras tecnologías renovables. Si a esto se le añade el
hecho de que la biomasa energética tiene otros usos potenciales además de la
generación de electricidad (transporte, o demanda térmica en la edificación)
muy importantes de cara a la sostenibilidad del modelo de desarrollo en el país,
resulta evidente que la biomasa es un recurso escaso que requiere ser
gestionado de forma óptima.
3. Renovables 55
3.5. Olas.
La energía mecánica de las olas se puede aprovechar para su conversión
en electricidad. La energía de las olas es una energía 5 veces más concentrada
que la energía eólica y de 10 a 30 veces más que la solar, pues la intensidad
media de la energía es de 2 kW/m2 mientras que la solar es de 100-200 W/m2 y
la eólica de 400-600 W/m2. A esto hay que unir que no sólo es una energía más
constante que la eólica sino que tiene unos costes de explotación similares.
Esta energía todavía no se encuentra en comercialización aunque se
prevé un gran futuro para ella en las costas españolas ya que el potencial
maremotriz de España, y en concreto de la costa Cantábrica y Galicia, está
entre los mayores del mundo.
(1)Independent Natural Resource Institute
Fuente: Seapower Internacional AB
Pero debido a la situación de desarrollo tecnológico actual se descarta
su participación en un horizonte al 2030, como se plantea en este informe. Por
este motivo a continuación no se sopesa su potencial y su coste, como en el
resto de las tecnologías, sino que se realiza un análisis técnico y una
descripción de la situación actual en España.
3. Renovables 56
3.5.1. Descripción tecnológica.
Las olas las forma el viento y son capaces de propagarse a increíbles
distancias (centenares y miles de kilómetros), sufriendo por el camino un gran
número de procesos que las transforman sin parar. Las olas se trasladan, pero
las partículas sólo se mueven en órbitas elípticas o circulares.
Ilustración 21: Movimiento de las aguas
Fuente: [Tecnalia, 2004]
Energía por metro cuadrado de superficie del mar:
ρ = densidad del agua de mar (1020 kg/m3)
g = la gravedad (9,81 m/s2)
H = altura de ola (m)
3. Renovables 57
Potencia por metro lineal de frente de onda:
cg = velocidad del grupo de olas
H = altura de ola (m)
T = periodo (s)
Los sistemas de captación de energía de las olas se pueden clasificar en
diferentes tipos, [Tecnalia, 2006], atendiendo a:
I. Ubicación.
Ilustración 22: Ubicación de los parques marinos
Fuente: [Tecnalia, 2004]
3. Renovables 58
II. Principio de Captación.
• Columna de agua oscilante (Oscillating Water Column –
OWC). Cámara abierta por debajo del nivel del mar en la
que el movimiento alternativo de las olas desplaza el
volumen de aire interno.
• Cuerpos activados por las olas. Sistemas basados en los
movimientos inducidos por las olas en cuerpos rígidos, bien
movimientos relativos entre dos o más cuerpos o
movimientos absolutos entre un cuerpo y una referencia fija.
• Sistemas de rebosamiento. Consiste en un depósito de agua
en altura que se llena a través de una rampa con las olas
incidentes.
III. Tamaño y orientación.
• Absorbedores Puntuales: son estructuras pequeñas en
comparación con la ola incidente; suelen ser cilíndricas y,
por lo tanto, indiferentes a la dirección de la ola;
generalmente se colocan varios agrupados formando una
línea.
• Atenuadores: se colocan paralelos a la dirección de avance
de las olas, y son estructuras largas que van extrayendo
energía de modo progresivo; están menos expuestos a daños
y requieren menores esfuerzos de anclaje que los
terminadores.
• Terminadores o totalizadores: están situados
perpendicularmente a la dirección del avance de la ola
(paralelos al frente de onda), y pretenden captar la energía de
una sola vez.
3. Renovables 59
Ilustración 23: Frente de ola
Fuente: [Tecnalia, 2004]
Ninguna tecnología estudiada hasta la fecha se ha impuesto al resto
debido a irregularidades en amplitud, fase y dirección de las olas. Las
tecnologías más desarrolladas actualmente son las siguientes:
Oscillating Water Column (OWC). El movimiento alternativo de la
superficie del mar produce un flujo de aire a través de una turbina cuya
característica principal es que gira en un único sentido independiente del
sentido del flujo de aire.
Archimedes Wave Swing. Se basa en una estructura presurizada donde la
parte superior es móvil respecto a la parte interior debido al efecto de las olas.
Este movimiento produce una energía eléctrica a través de un generador lineal.
Planta piloto en la costa Portuguesa.
Pelamis . Se basa en una estructura articulada que dispone en sus nodos
de unión de un sistema hidráulico que actúa sobre un generador eléctrico. El
movimiento relativo de una articulación respecto a su nodo actúa sobre una
bomba hidráulica que alimenta un depósito a presión. Este fluido actúa un
generador electro hidráulico.
Wave Dragon. El dispositivo está flotando con una altura relativa al
nivel del mar. Las olas van llenando un reservorio que en su desagüe dispone
de una o varias turbinas de baja presión a las que se acopla un generador de
imanes permanentes.
3. Renovables 60
Waveplane. Cuando las olas superan la estructura el agua entra en un
reservorio que al desaguar hace girar una turbina hidráulica.
Ocean Power Technologies OPT. Tecnología que va a usar Iberdrola en
Santoña. Se basa en comprimir aceite a través del movimiento pendular y
vertical producido por las olas en la boya. El aceite acciona un motor hidráulico
que mueve un generador eléctrico.
Salter duck. Idea registrada pero que no se ha llevado a la práctica.
Consiste en una boya con forma de leva que oscila con el oleaje.
AquaBouy. Aprovecha el movimiento ascendente y descendente de una
boya para bombear agua a una turbina pelton situada en cabeza.
Hidroflot. Se basa en una estructura semisumergida formada por boyas
que siguen el movimiento de la superficie del mar.
Pipo Systems. Pisys es un sistema mecánico de captación de energía de
las olas que aprovecha las fuerzas boyantes (flotación), las fuerzas naturales del
cambio de columna de agua (diferencial de presión) y las fuerzas provocadas
por la energía cinética.
Tecnalia. Sistema de aprovechamiento de energía de las olas situado
fuera de la costa (off-shore), flotante, del tipo atenuador y de movimiento
relativo inercial basado en un sistema giroscópico. La principal ventaja es que
el sistema captador está totalmente encapsulado y sin contacto con el mar.
3.5.2. Situación española.
En la actualidad España esta dando un impulso para promover la
investigación en esta nueva tecnología. Prueba de esto es la central de Santoña
de Iberdrola o la central de Mutriku del EVE (Ente Vasco de la Energía).
Pero la mayor apuesta hasta la fecha es el proyecto PSE-MAR
respaldado por el Ministerio de Educación y Ciencia, en el que colaboran 16
entidades y tiene un presupuesto estimado con inversiones de 25 M€ (2006-
2009).
3. Renovables 61
Este proyecto supone el desarrollo tecnológico de sistemas y equipos de
captación y transformación de energía de las olas a partir de patentes y
tecnología española. El objetivo es el desarrollo de una infraestructura de
experimentación de esta energía que permita probar las investigaciones que se
generen en este proyecto y otros productos tanto nacionales como
internacionales.
Un ejemplo del alcance que puede tener este proyecto es el estudio
realizado por una de las empresas del convenio anterior, Pipo Systems, a partir
de los datos aportados por los Puertos del Estado, que estima que en las costas
atlántico-gallegas, con cada plataforma energética provista de 10 bombas
trivolumétricas de las que se estudian en el proyecto, se alcanzaría una potencia
instalada de 5,3 MW y una energía producible de 19,8 GWh/a.
3.6. Geotérmica.
La geotermia es una fuente de energía renovable ligada a volcanes,
géiseres, aguas termales y zonas tectónicas geológicamente recientes, es decir,
con actividad en los últimos diez o veinte mil años en la corteza terrestre. Para
poder obtener esta energía es necesaria la presencia de yacimientos de agua
caliente cerca de esas zonas. El suelo se perfora y se extrae el líquido, que
saldrá en forma de vapor si su temperatura es suficientemente alta y se podrá
aprovechar para accionar una turbina que con su rotación mueve un generador
que produce energía eléctrica. El agua geotérmica utilizada se devuelve
posteriormente al pozo, mediante un proceso de inyección, para ser recalentada,
mantener la presión y sustentar la reserva.
Dependiendo de la temperatura a la que sale el agua, principalmente se
distinguen tres tipos de campos geotérmicos:
Energía geotérmica de alta temperatura. Existe en zonas activas de la
corteza terrestre. Su temperatura está comprendida entre 150 y 400ºC y se
produce vapor en la superficie. Un campo geotérmico debe constar de un techo
compuesto por rocas impermeables, un depósito o acuífero -de permeabilidad
3. Renovables 62
elevada y de entre 300 y 2.000 metros de profundidad- y de rocas fracturadas
que permitan una circulación de fluidos y, por lo tanto, la transferencia de calor
de la fuente a la superficie. La explotación de un campo de estas características
se hace mediante perforaciones con técnicas casi idénticas a las de la extracción
del petróleo.
Energía geotérmica de temperaturas medias. Los fluidos de los
acuíferos están a temperaturas menos elevadas, normalmente entre 70 y 150ºC.
Por consiguiente, la conversión vapor-electricidad se realiza con un menor
rendimiento y pequeñas centrales eléctricas pueden explotar estos recursos. La
energía geotérmica de baja temperatura es aprovechable en zonas más amplias
que las anteriores; por ejemplo, en todas las cuencas sedimentarias.
Campo geotérmico de baja temperatura. Los fluidos se calientan a
temperaturas comprendidas entre 20 y 60ºC. Esta energía se utiliza para
necesidades domésticas, urbanas o agrícolas. En el mundo existen varias
experiencias notables en este sentido en Italia, Nueva Zelanda y Canadá,
lugares en los que la energía geotérmica apoya el consumo tradicional. En
Japón se espera producir este año cerca de mil megavatios. Y en Filipinas, el
sistema geotérmico tiene una capacidad de potencia de 2.000 megavatios.
3.6.1. Potencial.
Debido a las características geográficas españolas la tecnología
considerada en el informe [Greenpeace, 2005] es la de roca seca caliente, para
la que no se necesita disponer de acuíferos, sino que se inyecta un fluido a
presión para que fisure las rocas en la profundidad deseada, el fluido recibe el
calor de las rocas y lo transporta a la superficie, donde se convierte el calor en
electricidad, como en una central térmica convencional. Se supone que se
utiliza como fluido de trabajo el n-pentano, con un nivel térmico de las rocas de
180ºC y un rendimiento del 11%.
3. Renovables 63
Ilustración 24: Potencial de la Geotérmica en España
Fuente: [Greenpeace, 2005]
Según el informe de Greenpeace, se podrían instalar 2.480 MW de
potencia eléctrica basada en la energía geotérmica, que generarían 19,53 TWh
al año. Estos valores se obtienen después de aplicar restricciones de espacios
naturales y de usos de espacios. Al ser una energía que está disponible de
manera permanente, su contribución puede ser muy útil para la regulación del
sistema eléctrico, además de poderse aprovechar para usos no eléctricos. Como
vemos en el mapa, el mayor potencial se ubica en las dos Castillas y Andalucía.
El potencial geotérmico español es de 600 ktep anuales, según una
estimación muy conservadora del Instituto Geológico y Minero de España. Para
el año 2005 se pretendía llegar a las 100 ktep, con unas inversiones de 40.000
Mpta. Los usos serían calefacción, agua caliente sanitaria e invernaderos, no
contemplándose la producción de electricidad.
España tiene niveles altos de radiación solar por lo que la temperatura
del suelo a profundidades de más de 5 metros es relativamente alta (alrededor
de 15 grados). Mediante un sistema de captación adecuado y una bomba de
calor se puede transferir calor de esta fuente de 15 grados a otra de 50 grados, y
utilizar esta última para la calefacción doméstica y la obtención de agua
3. Renovables 64
caliente. También puede absorber calor del ambiente a 40 grados y entregarlo al
subsuelo con el mismo sistema de captación, por lo que igualmente sirve para
refrigerar la casa. Una instalación de este tipo puede proporcionar a una
vivienda con jardín una climatización integral de la casa y el suministro de agua
caliente sanitaria. La obra necesaria para colocar este sistema consiste en
realizar una serie de perforaciones verticales en el jardín para intercambiar
energía con el suelo. En ellas se introducen tubos por los que se hace circular
un líquido que absorbe o cede calor desde la bomba de intercambio geotérmico.
Para no deteriorar el jardín se utiliza maquinaria de perforaciones de poca
profundidad y los conductos se cubren con la misma tierra del jardín, a los que
se les pone una tapa de referencia, oculta con el césped. Dentro de la casa el
sistema de climatización se completa con una bomba de intercambio
geotérmico, un acumulador y un inversor de ciclo, que se pueden ubicar en el
garaje de la casa.
3.6.2. Costes.
En el informe [Greenpeace, 2007], los costes de la tecnología de roca
seca se diferencian en dos componentes: de perforación y superficiales. Para el
desarrollo de los cálculos de los costes de perforación se supone que, con la
tecnología actual, los buenos emplazamientos geotérmicos a los que se puede
acceder son escasos. Bajo la estructura de costes actual, el coste medio de la
electricidad en las distintas provincias oscila entre costes de 9,03 c€/kWhe y
14,20 c€/kWhe. Los costes medios de inversión oscilan entre 7.774 a 3888
€/kW según categoría y los costes de operación y mantenimiento son de 4
€/kWh.
La utilización de fuentes de baja temperatura, según [Barquín, 2003]
supone unos costes de 2,5 a 6 c$/kWh, debidos principalmente a costes de
inversión. Hay que tener en cuenta que estos costes se alcanzan en países como
Filipinas donde supone el 27% de la producción eléctrica total.
En la jornada de Mayo de 2007 de la cátedra Rafael Mariño de la
Universidad Pontificia de Comillas el director de la división de energías
3. Renovables 65
renovables del CIEMAT, Manuel Romero, [Romero, 2007], estimó los costes
de la geotérmica entre 5 y 12 c$/kWh.
El Foro Nuclear realiza una comparativa entre los costes de la energía
nuclear y las renovables, [Foro, 2004], situando a la geotérmica con unos costes
de 9,4464 c€/kWh.
De los costes anteriores se puede concluir que la energía geotérmica en
España produce unos costes aproximados de 10c€/kWh, aunque este valor varía
dependiendo de la tecnología utilizada.
3.6.3. Conclusiones.
El potencial de la energía geotérmica, como fuente energética capaz de
disminuir las emisiones de carbono a la atmósfera, dependerá de varios
factores. Se deberá considerar el desarrollo tecnológico de las centrales
térmicas que puedan ser remplazadas por centrales geotérmicas, para lo que
será necesario valorar la mejora de la eficiencia de dichas centrales térmicas.
Por otro lado, se tendrá que considerar el volumen de carbono emitido durante
el funcionamiento de las centrales geotérmicas, así, como su posible
disminución gracias al desarrollo tecnológico.
Teniendo en cuenta las características geológicas de la península se
puede concluir que a la hora de generar energía el potencial de esta renovable
es mucho menor que el de las demás.
Por otro lado hay que considerar que esta energía genera cierta
preocupación medioambiental ya que el vapor geotérmico suele contener
sulfuro de hidrógeno, que es tóxico en grandes cantidades y molesto debido a
su olor, en cantidades pequeñas.
A su vez, al utilizar acuíferos, las reservas de agua subterráneas pueden
contaminarse si los pozos geotérmicos no están sellados hasta grandes
profundidades con un revestimiento de acero y cemento.
3. Renovables 66
3.7. Solar Fotovoltaica.
La energía solar fotovoltaica consiste en la exposición continua de un
panel fotovoltaico a las radiaciones solares, transformándolas en electricidad.
El recurso solar es muy rico en toda la superficie terrestre lo que la hace una
tecnología muy atractiva. Pero tiene un gran inconveniente, que son sus
elevados costes que impiden que sea competitiva por sí sola y necesite de
incentivos para su desarrollo.
3.7.1. Potencial.
El recurso solar es abundante en España, con áreas de alta irradiación, lo
que hace que la península disponga de condiciones muy adecuadas para la
energía solar fotovoltaica.
En la siguiente figura se ofrece una estimación de la cantidad de energía
media diaria por unidad de superficie en España, según 5 zonas climáticas.
3. Renovables 67
Ilustración 25: Cantidad de energía media por superficie en España.
Fuente: ASIF
Aunque el flujo solar máximo en la superficie ronda 1 kWh/m2, la
media anual de dicho flujo en ciertos emplazamientos puede llegar a ser de tan
sólo 0,1 ó 0,3 kWh/m2.
En el informe [Greenpeace, 2005] se evalúa el potencial de la península
considerando la tecnología fotovoltaica con seguimiento. La energía solar
fotovoltaica con seguimiento se consigue con grandes agrupaciones de
generadores fotovoltaicos, frecuentemente con un mecanismo que permite
seguir el “movimiento” del sol de este a oeste, con lo que consiguen un mayor
rendimiento. Es una alternativa interesante para aquellas personas o entidades
que, no disponiendo de espacio para integrar una instalación fotovoltaica en su
edificio, desean sin embargo invertir en energía solar fotovoltaica para generar
energía limpia. Las densidades de ocupación de terreno y de potencia
dependerán de la latitud. En el informe de [Greenpeace, 2005] se consideran
3. Renovables 68
terrenos con pendiente inferior al 3% en cualquier orientación, y hasta el 10%
con orientaciones de SE a SW.
Ilustración 26: Potencial de la fotovoltaica en España.
Fuente: [Greenpeace, 2005]
3. Renovables 69
Según el informe de Greenpeace se podrían conseguir 708.400 MW de
potencia fotovoltaica en instalaciones de energía solar fotovoltaica con
seguimiento, generando 1.382,2 TWh al año. Como se puede ver en el mapa, el
mayor potencial se ubica en las dos Castillas.
Las densidades de ocupación del terreno dependen de la latitud. La
latitud varía de 36ºN a 45ºN y conforme aumenta la latitud disminuye la
densidad que varía aproximadamente de 23 a 9 MW/km2, para poder tomar un
número de referencia de la superficie ocupada se toma la media de densidades
16 MW/km2 por lo que 708.400 MW ocuparían 44.275 km2 (8% del total
español) de superficie.
La densidad de potencia con un panel sin seguimiento es de
aproximadamente 5 MW/km2, por lo que el uso de paneles con seguimiento
aumentaría más del doble la densidad.
A la vista de estos resultados se puede decir que España cuenta con un
potencial muy alto. Sin embargo, hay que tener en cuenta que en la obtención
de dichos resultados no se han considerado limitaciones económicas. En efecto,
el aumento de la penetración fotovoltaica traerá consigo una reducción de
costes, pero ésta no se producirá si no existe voluntad por parte del sector en
aumentar la implantación fotovoltaica.
3.7.2. Costes.
Los costes tan elevados de esta tecnología son la gran barrera a superar
para poder impulsar su desarrollo. La energía solar fotovoltaica se encuentra en
desventaja con respecto a las energías convencionales por varios motivos: en
primer lugar, por la necesidad de contar con un sistema de almacenamiento que
supone entre un 20% y un 30% del coste total de la instalación; además, se
necesita también de un equipo de regulación, que puede suponer en costes entre
un 15% y un 20% del total; en tercer lugar, al ser una tecnología que aún no se
encuentra comercialmente madura, aún es una tecnología cuyo equipo es caro.
3. Renovables 70
De igual modo, la ingeniería y la instalación pueden suponer alrededor del 20%
del sistema.
Existen diversas tecnologías renovables con un gran potencial de
generación y costes significativamente inferiores a los de la fotovoltaica. De
hecho, los costes de generación actuales de la fotovoltaica son con diferencia
los más elevados de las diversas tecnologías renovables disponibles.
También es cierto que la tecnología fotovoltaica ha experimentado una
elevada tasa de reducción de costes en los últimos años, pasando de 200.000
$/Wp en sus inicios de aplicaciones espaciales (1959) hasta costes de módulo
de 3,5 $/Wp en 2003. De hecho, las perspectivas son que, gracias a sus
elevadas tasas de crecimiento y de aprendizaje, la tecnología fotovoltaica
consiga reducir muy significativamente sus costes, colocándose en un coste
total instalado en torno a 1 €/Wp alguna década antes del año 2050, [IIE, 2005].
Según [Greenpeace, 2007] el caso más favorable de la solar fotovoltaica
lo presenta la fotovoltaica con seguimiento, con un coste actual de la
electricidad comprendido entre 42,2 y 79,6 c€/kWhe según la provincia
considerada. Los costes medios de inversión son 10.123 €/kWh y los costes de
operación y mantenimiento oscilan entre los 4,74 y los 2,87 c€/kWh según
categoría. Las provincias más favorables son Cádiz, Sevilla, Ciudad Real y
Granada. Este informe supone de cara al futuro una reducción de costes
impulsada entre otras cosas por un aumento de vida útil de 25 años a 40 años,
aunque esta suposición es muy dudosa debido a la reducida vida útil de las
baterías que integran la instalación.
Según el informe [IDAE, 2005] el coste de implantación de la energía
solar fotovoltaica depende de factores como el tipo de aplicación (conectada o
aislada), el tamaño, el tipo de tecnología y las condiciones de mercado. A lo
largo de los años de desarrollo de la energía solar fotovoltaica los costes de
inversión han experimentado una bajada significativa, evolucionando desde los
9.500 euros por kW instalado en el año 1999 a 8000 euros por kW instalado en
2004. Estos valores son inferiores a los dados por el informe de [Greenpeace,
2007] ya que los de este informe son para fotovoltaica con seguimiento y los
3. Renovables 71
dados por el [IDAE, 2005] son para fotovoltaica sin seguimiento. Este aumento
de costes de la fotovoltaica con seguimiento se vería compensada por un
aumento de rendimiento con respecto a la fotovoltaica sin seguimiento.
En las siguientes tablas se refleja la diferencia de costes entre un sistema
aislado y un sistema conectado a red, [ASIF, 2005]:
Tabla 3: Costes de una instalación fotovoltaica conectada
Fuente: [ASIF, 2005]
3. Renovables 72
Tabla 4: Costes de una instalación fotovoltaica aislada.
Fuente: [ASIF, 2005]
Según el informe [Bonn, 2004], los costes de generación podrían llegar
en el futuro a situarse entre los 60 y los 250 $/MWh, presentado un valor actual
de entre 250 $/MWh y 1600 $/MWh.
Las condiciones de mercado se están revelando de una importancia
crucial, que va más allá de la reducción de costes de fabricación por economía
de escala. En función de las características del mercado los precios varían
sustancialmente. Así mercados como el de Reino Unido con una potencia
instalada total inferior a 10 MW tienen precios medios muy altos que pueden
superar los 10 €/W. En el lado opuesto el mercado alemán, en el que se
instalaron en el 2003 más de 130 MW, y cuya potencia total instalada está
superando los 400 MW, los precios se han reducido un 20% en el periodo
1999-2003 situándose al día de hoy por debajo de los 4,5 €/W. En cuanto al
futuro del mercado español, es previsible que se produzca un cambio
significativo en el tamaño del mercado, y en principio cabría esperar que se
produzcan a corto plazo descensos significativos en los precios. En este sentido
se estima que duplicar el tamaño del mercado puede significar una reducción de
los precios del orden del 18% (German Solar Industry Association) por la curva
de aprendizaje.
Finalmente la comparativa realizada por el Foro Nuclear, [Foro, 2004]
sitúa a la energía fotovoltaica en un coste medio de 42,5 c€/kWh en
instalaciones de potencia inferior a 5 kW y un coste de 24,5 c€/kWh en
instalaciones de más de 5kW.
3. Renovables 73
Las primas de la fotovoltaica han sido muy elevadas hasta la fecha para
permitir la competitividad de esta en el mercado.
De los informes anteriores se puede concluir que el coste de la energía
solar fotovoltaica sin seguimiento es menor que el de la energía solar con
seguimiento aunque el rendimiento de la primera es menor. Esto supone entre
otras cosas una mayor utilización de terreno para la instalación, es decir una
menor densidad de potencia.
Los costes medios aproximados de generación con fotovoltaica sin
seguimiento son 33,5 c€/kWh y los de fotovoltaica con seguimiento son de 70
c€/kWh, aunque esta última tecnología al estar menos desarrollada se prevé una
rápida disminución de los costes en un periodo de tiempo pequeño.
3.7.3. Conclusiones.
A lo largo del 2004 el crecimiento de la tecnología fotovoltaica ha sido
el mayor en España –pasándose de 18 MWp a 37 MWp de potencia instalada-,
por lo que se recuperó buena parte del retraso que tenía acumulado. Los límites
en este momento parecen más bien fruto de restricciones en la materia prima de
silicio que en la voluntad inversora de los promotores, lo cual indica que la
prima es muy generosa. Se pueden prever reducciones sistemáticas de costes en
el futuro que deben traducirse en una progresiva reducción de las primas para
las nuevas instalaciones. Las ayudas directas a la inversión que todavía existen
en algunas CCAA parecen claramente innecesarias y deberían redirigirse a la
I+D en este campo.
Por último, es evidente que la disponibilidad de recursos solar es muy
alta y que esto no debe ser una barrera en la evolución de esta tecnología. Así
pues, las barreras y desafíos de la generación fotovoltaica son la reducción de
costes, el aumento de la densidad de potencia, la eliminación de dificultades
administrativas y el mantenimiento de esfuerzo en investigación.
3. Renovables 74
3.8. Termoeléctrica.
La energía solar térmica consiste básicamente en el calentamiento de un
fluido calorportador por acumulación de la radiación solar.
Dentro del área de la energía solar térmica, se distingue entre solar
térmica de baja temperatura y solar térmica de media y alta temperatura. La
principal aplicación de la primera es para calentamiento de agua sanitaria, la
segunda se emplea generalmente para producción de electricidad en centrales,
razón por la cual es denominada termoeléctrica.
Una central solar termoeléctrica utiliza un campo de espejos para
concentrar la radiación solar directa, consiguiendo calentar un fluido a altas
temperaturas. Con esta fuente caliente se genera electricidad como en una
central térmica convencional.
La termoeléctrica de baja temperatura se ha tenido en cuenta a la hora
de evaluar las medidas de ahorro y eficiencia energéticas en los edificios.
3.8.1. Potencial.
En España, el primer marco para el desarrollo comercial de la
tecnología de concentración solar fue instaurado por el Plan de Fomento de las
Energías Renovables en España 2000-2010, [IDAE, 2005a], que marcaba un
objetivo de potencia eléctrica mediante estos sistemas de 200 MW en el año
2010. Pese a esto, en el periodo 1999-2004 no se había finalizado ningún
proyecto del área termoeléctrica.
Tras un cambio regulatorio que hizo más atractiva la instalación de
centrales solares termoeléctricas, se han puesto en marcha proyectos más
significativos, como la central PS- 10, las instalaciones cilindro-parabólicas
Andasol I y II y otras iniciativas ya en fase de promoción, que totalizan una
potencia a instalar de 325 MW.
El nuevo PER 2005-2010, [IDAE, 2005], establece como objetivo para
el área solar termoeléctrica alcanzar una potencia instalada de 500 MW en
2010. La existencia de recursos y conocimientos, junto al interés detectado en
3. Renovables 75
los promotores y el adecuado marco creado por el RD 436/2004 avalan la
posibilidad de cumplir con este objetivo.
La tecnología elegida para el análisis del potencial termoeléctrico, en el
informe [Greenpeace, 2005], que pretende ser representativa del conjunto de
tecnologías termosolares, es la de una central de colectores cilindroparabólicos
con orientación N-S, utilizando agua como fluido de trabajo, con refrigeración
seca (de forma que la disponibilidad de agua no sea una restricción) mediante
aerocondensadores y disponiendo de un tanque de almacenamiento con
capacidad para 15 horas, lo que permite disponer de una abundante y estable
capacidad de generación.
3. Renovables 76
Ilustración 27: Potencial de la termosolar en España.
Fuente: [Greenpeace, 2005]
Según el informe de Greenpeace se podrían instalar 2.739.000 MW de
potencia eléctrica en centrales termosolares, generando 9.897 TWh al año.
Como se puede ver en el mapa, el mayor potencial se ubica en Castilla y León.
Instalando el máximo potencial de energía termosolar se ocuparía
aproximadamente el 13,26% de terreno peninsular, ya que la densidad de
potencia estimada en el informe es de 40,9 MW/km2.
3. Renovables 77
3.8.2. Costes.
Esta tecnología por su baja rentabilidad necesita de elevadas primas
para dar viabilidad a los proyectos. Un aspecto fundamental es el grado de
incidencia que pueda tener sobre los costes de inversión, el desarrollo industrial
en la implantación de centrales termosolares y el desarrollo industrial en la
fabricación a escala comercial de algunos de sus componentes específicos.
Quedan incertidumbres sobre cuándo estas tecnologías podrán lograr la
necesaria reducción y la disponibilidad de mejoras, pero las perspectivas son
muy favorables.
Según el estudio [WEA, 2000] la electricidad solar térmica es en la
actualidad la electricidad solar de más bajo coste a nivel mundial, prometiendo
una competitividad en costes con las plantas de combustibles fósiles en el
futuro, especialmente si es apoyada por medidas como los créditos
medioambientales. Los costes de producción de electricidad de estos sistemas
cuando son conectados a la red pueden bajar desde los valores actuales de 280-
180 $/MWh hasta 40-10 $/MWh en el futuro. En áreas remotas no conectadas a
la red, los costes de producción pueden bajar desde los 200-400 $/MWh
presentes hasta los 50-100 $/MWh.
Según el informe [Bonn, 2004], los costes de generación podrían llegar
en el futuro a situarse entre los 40 y los 200 $/MWh, presentando un valor
actual de entre 120 $/MWh y 340 $/MWh.
En el caso de la electricidad termosolar, la evolución de costes está
asociada al volumen de producción, además de a otros factores como: tamaño,
criterio de dimensionado, capacidad de almacenamiento y evolución
tecnológica.
En el informe de [Greenpeace, 2007] se considera una central de
colectores cilindro-parabólicos con orientación Norte-Sur, bajo la estructura de
costes actual, y se obtiene un coste de la electricidad que oscila en las distintas
provincias entre 11,93 y 27,96 c€/KWh, con un coste medio de inversión de
4.439 €/kW y un coste de operación y mantenimiento de 2,8 c€/kWh.
3. Renovables 78
En el Foro Nuclear, [Foro, 2004], se estima el coste de la electricidad
generada por energía solar termoeléctrica en 18,5c€/kWh.
Por otro lado en el libro [Barquín, 2003] se estima la evolución de las
renovables, situando en la actualidad a la energía térmica solar con un coste de
17 c€/kWh.
Ilustración 28: Precios de las tecnologías renovables.
Fuente: [Barquín, 2003]
De todos los informes anteriores se puede concluir que el coste de
generar electricidad con energía solar termoeléctrica oscila alrededor de 20
c€/kWh, aunque todos los informes prevén una bajada de costes en un
horizonte a medio plazo.
3.8.3. Conclusiones.
La energía solar termoeléctrica es una tecnología relativamente nueva
que ya se ha mostrado muy prometedora. Con poco impacto ambiental y con un
gran potencial de uso masivo, ofrece una alternativa de generación eléctrica en
un país tan soleado como España.
Producir electricidad a partir de la energía de los rayos solares es un
proceso relativamente sencillo. La radiación solar directa se puede concentrar y
3. Renovables 79
recoger mediante las tecnologías de concentración de energía solar (TCS) para
conseguir calor de temperatura media y alta, que posteriormente se utilizará en
un ciclo convencional de electricidad. El calor solar recogido durante el día
también puede almacenarse en un medio líquido, sólido o de cambio de fase
como sal fundida, cerámica o cemento. Por la noche, se puede extraer del
medio de almacenamiento para hacer funcionar la central de generación
eléctrica.
Una ventaja inherente a las tecnologías de electricidad solar térmica es
su capacidad de ser integradas en plantas térmicas convencionales. Pueden ser
integradas como calentadores solares en ciclos térmicos convencionales,
paralelamente a los calentadores alimentados con combustibles fósiles,
permitiendo así interesantes sinergias que lleven a una reducción del
combustible fósil utilizado y a la necesidad de creación de centrales que
aseguren el servicio en los momentos de intermitencia de la energía solar.
Al igual que la fotovoltaica su gran limitación son los elevados costes,
que impiden que sea una electricidad competitiva por sí sola y necesite de
grandes primas para entrar en el mercado.
3.9. Conclusiones.
En este proyecto se considera como objetivo el cubrir el 20 % del
consumo total de energía primaria en el 2020 con energías renovables. Éste es
el objetivo del Plan de Acción del Consejo Europeo (2007-2009), [Bruselas,
2007].
En primer lugar, para poder determinar el objetivo para el año 2030, se
consideran cumplidos los objetivos de renovables propuestos de 6,9% en el año
2004 y 12,1% en el año 2010, [IDAE, 2005]. Haciendo una regresión lineal de
los objetivos para los años 2004, 2010 y 2020 se obtiene un objetivo de 28,22%
de la energía primaria demandada con renovables para el año 2030.
En el capitulo de prospectiva se obtiene que el consumo aproximado de
energía primaria en el año 2030 es de 209.000ktep. Por lo tanto la energía
3. Renovables 80
primaria a cubrir con renovables será el 28,22% de la energía primaria total,
59.000ktep.
Pero hay que tener en cuenta que de los 59.000 ktep, una parte se
cubrirá con biocombustibles.
En el capítulo de transporte se tomó como objetivo a cumplir de
biocombustibles el ratio del 10% para el año 2020 estimado en [Bruselas,
2007]. Para calcular el ratio (ratio: biocombustible/ total combustible) para el
año 2030 se realiza el mismo procedimiento que para el cálculo de la energía
primaria con renovables. Partiendo de los objetivos de biocombustibles de los
años 2001, 0,2%, y 2005, 0,9%, y considerando el objetivo del 10% para el
2020, se obtiene un ratio del 15,38% para el año 2030.
A su vez, del capítulo de prospectiva se obtuvo un consumo de
combustible por carretera de 44.160ktep en el año 2030. De este valor un
15,38% se cubrirá con biocombustibles, es decir 6.800ktep. Este valor sería
energía final, se supone de manera aproximada que para obtener este
biocombustible se han consumido 10.000 ktep de energía primaria renovable.
Por lo tanto si al total de energía primaria que se cubrirá con renovables,
59.000 ktep, se le resta la energía primaria que se producirá con
biocombustibles, 10.000 ktep, se obtiene la energía primaria total que se
producirá con las tecnologías renovables descritas en este capitulo, 49.000 ktep.
Este valor supone un 23,4% de la energía primaria total.
Una vez determinado el objetivo a cumplir con renovables, se determina
la proporción a cubrir con cada una de las tecnologías descritas con
anterioridad. Para esto se resumen en el siguiente cuadro las características
principales de las tecnologías que se encuentren desarrolladas para el año 2030.
Tecnología Potencial Densidad
MW/km2
CF
%
Costes
c€/MWh
Eólica Terrestre Gran potencial limitado
por la superficie a ocupar
3,44 29,78 8,1
Eólica Marina Siendo muy optimista 5,6 31,08 10,265xxx
3. Renovables 81
164 GW
Biomasa 19460 MW 0,048-0,177 32,95 11,11
Fotovoltaica Gran potencial limitado
por la superficie a ocupar
16 (con
seguimiento)
5 (sin
segimiento)
21 7700 ((ccoonn
sseegguuiimmiieennttoo))
3333,,554455xxxxxx
((ssiinn
sseegguuiimmiieennttoo))
Termoeléctrica Gran potencial 40,9 40,56 20
Tabla 5: Resumen de las características de las renovables.
En la tabla anterior no se encuentra reflejada ni la tecnología de las olas
por considerarse que se encontrará poco desarrollada para el año 2030 ni la
tecnología geotérmica cuyo potencial se estima principalmente para usos
domésticos.
Los resultados reflejados en la tabla anterior son aproximados. Hay que
tener en cuenta, como ya se comentó anteriormente, que algunas tecnologías,
como la eólica marina, están al principio de sus curvas de aprendizaje y se
carecen de datos concretos para mejorar sus cálculos.
También hay que tener en cuenta que los costes reflejados en la tabla
son los actuales, los cuales variaran con el paso de los años. Por lo que los
costes para el año 2030 diferirán de los costes actuales.
Viendo las características de cada tecnología renovable se puede
concluir que es imposible cubrir el objetivo propuesto de 49.000 ktep con una
única tecnología.
Por ejemplo: calculamos lo que supone cubrir 49.000 ktep con energía
eólica terrestre, que a primera vista parece que sería que tendría mejores
características en el año 2030. Para cubrir esta demanda habría que generar 569
TWh con energía eólica terrestre. Teniendo en cuenta que el factor de carga de
esta tecnología es 29,78%, habría que instalar 218 GW de eólica terrestre.
Como la densidad es de 3,44 MW/km2, la superficie de terreno ocupado por
parques de eólica terrestre sería de 63.450 km2. Este valor supondría ocupar el
12,6% de la superficie peninsular lo cual no tiene ningún sentido.
3. Renovables 82
A la hora de determinar el mix energético que tiene que emplearse para
cubrir los 49.000 ktep propuestos hay que determinar qué criterio se seguirá. Se
puede suponer un criterio de menor coste, es decir cubrir la demanda estimada
con renovables para el año 2030 a menor coste.
Según la tabla anterior la tecnología de menor coste actual es la eólica
terrestre y no tan alejadas se encuentran la eólica marina y la biomasa. Tanto la
fotovoltaica con seguimiento como sin seguimiento tienen unos costes en la
actualidad muy elevados.
De todas las tecnologías renovables se prevé una reducción de costes en
los próximos años. Esta reducción es especialmente significativa en la eólica
marina y en la termoeléctrica. Aunque esta reducción también se de para la
tecnología fotovoltaica se considera insuficiente para poder ser competitiva
para el año 2030.
Por lo tanto la demanda estimada a cubrir con renovables de 569 TWh
se reparte entre las tecnologías de eólica terrestre, eólica marina, biomasa y
termoeléctrica. Para poder decidir qué porcentaje hay que asignar a cada una se
introduce un segundo criterio de máxima diversidad de tecnologías.
Por otro lado se calculará la potencia instalada y el terreno ocupada con
la densidad de potencia y el CF actuales, estos valores en la práctica
aumentarán para el año 2030, por lo tanto los datos que se obtendrán
teóricamente a continuación son pesimistas al lado de los que se obtendrían en
la práctica.
A continuación, siguiendo los criterios propuestos se calcula un posible
mix energético para cumplir el objetivo propuesto.
Ya que la tecnología eólica terrestre tiene un elevado potencial, un coste
bajo y se encuentra muy avanzada en su curva de aprendizaje se supone que
ésta cubriría aproximadamente el 40% de la demanda, es decir 227 TWh. Esto
supondría instalar 87 GW y una superficie ocupada de 25400 km2, 5%.
La reducción de costes prevista para la termoeléctrica la sitúa como la
siguiente con mayor peso ya que la densidad de potencia es la más elevada, por
3. Renovables 83
eso se supone que cubrirá un 30%, es decir 170 TWh, lo que supone instalar 43
GW y una superficie ocupada de 1050 km2, 2%.
Del 20% restante la mayoría se cubriría con eólica marina debido tanto
al bajo potencial como a la baja densidad de la biomasa. Se supone una
ocupación de biomasa de 500 km2 lo que implica instalar 53 MW y por lo tanto
produce 0,15TWh
La eólica marina producirá 113 TWh lo que requiere instalar 13 GW y
un terreno ocupado de 2320 km2, pero de superficie marina.
El total de superficie terrestre ocupada sería de 26900 km2, es decir un
5,3% de terreno de la península ocupado por renovables. Hay que tener en
cuenta que se ha despreciado el aumento de CF y densidad que se daría con el
paso de los años por lo tanto valor de superficie ocupada se reduciría
considerablemente.
Para poder calcular de manera aproximada la reducción de emisiones
que supondría cubrir 569 TWh de la demanda con renovables, se supone que
estas tecnologías sustituyen a un mix energético de 39% de carbón, 21% de gas,
14% de nuclear, 16% de hidráulica y el 10% de otras renovables, cuyas
emisiones promedio son de 397 kg de CO2 para la producción de 1 MWh.
Si se supone que las tecnologías renovables planteadas con anterioridad
son tecnologías limpias que no emiten CO2, cosa que no es del todo cierto ya
que durante la construcción, instalación y desmantelamiento de estas
tecnologías se producen emisiones, se disminuirían las emisiones en 226 Mt
CO2.
Tanto los porcentajes obtenidos de cada tecnología como la reducción
de emisiones que se ha obtenido, están estimados de manera aproximada
teniendo en cuenta las características de cada tecnología y tomando distintos
criterios de selección. Se han realizado muchos supuestos para facilitar el
cálculo, por lo que este trabajo solamente debe considerarse como una primera
aproximación.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 84
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector
transporte
4.1. Introducción
El transporte representa hoy uno de los principales elementos de
insostenibilidad del modelo de desarrollo de España, ya que es el responsable
del 40% del consumo energético del país, siendo este porcentaje creciente en
los últimos años, y del 30% de las emisiones de CO2 nacionales. A su vez el
sector transporte es fundamental en la economía y supone actualmente el 5,7%
del PIB (Producto Interior Bruto) español. Los datos sobre las características
principales de este sector están obtenidas del documento [Casals et al, 2007].
4.1.1. Importancia del sector transporte a nivel social y
económico
El transporte, que engloba al sector de la aeronáutica, naval y
automoción, tiene que garantizar que la movilidad de personas y mercancías
pueda producirse con la mayor eficacia posible. El desarrollo y puesta a punto
de un sistema de transporte eficiente y competitivo resulta un elemento clave
para la economía de cualquier país, ya que la actividad resultante adquiere una
importancia capital no sólo por su propia aportación a la misma, sino también
por su capacidad de condicionar la competitividad de la mayoría de los sectores
productivos.
La contribución al PIB del sector del transporte español, en términos de
valor añadido, ha venido oscilando a lo largo de los últimos años alrededor del
5,7%, lo que da muestra de la importancia que mantiene el sector en el conjunto
de la economía nacional y de su capacidad de generación de renta. El transporte
por carretera participa en el Valor Añadido del sector con un porcentaje del
orden del 55% que, al igual que en el caso anterior, se ha mantenido
prácticamente constante en los últimos años. De ahí la importancia relativa del
mismo en el sector. No ha ocurrido lo mismo con el ferrocarril, cuya
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 85 participación ha ido disminuyendo progresivamente como consecuencia de la
paulatina reducción de los tráficos ferroviarios. Se debe destacar también la
importancia de los servicios anexos al transporte, que vienen a representar una
cifra que se encuentra alrededor del 21% del Valor Añadido Bruto total del
sector transporte. Las cifras anteriores, que coinciden con las que se dan en la
mayoría de los países comunitarios, no ponen de manifiesto la verdadera
dimensión e importancia que tiene el sector, pues si se considerasen también el
transporte de mercancías por cuenta propia o el de viajeros en automóviles, se
estima que la contribución del sector al Producto Interior Bruto sería del 7% u
8%.
Además el sector transporte genera a su vez gran número de empleos,
tanto directos como inducidos. Según estimaciones del Ministerio de Fomento,
en el año 2000 el sector transporte proporcionaba aproximadamente unos
650.000 empleos directos, lo que supone un 4,5% del total de la población
activa. Este valor se incrementó hasta 780.000 en el año 2003.
4.1.2. Consumo de energía del sector transporte.
El consumo de energía final del sector transporte ha ido en aumento en
los últimos años, y se prevé que continúe haciéndolo. La energía final
consumida en el año 2000 fue casi en su totalidad, un 90%, para usos
energéticos, de estos el 58% correspondió a derivados del petróleo. En la
distribución sectorial, el sector industrial es el que consumió mayor cantidad de
energía final, con el 38% del total. Le siguió el sector del transporte, con el
35,8% y finalmente el sector de usos diversos, con el 26,2%.
Sin embargo la evolución en estos últimos años ha dado lugar a un
aumento de la proporción de consumo de energía final del sector transporte
principalmente, y del sector de usos diversos en menor medida, lo que supone
una disminución de la proporción de consumo del sector industria (fig.1). Este
aumento llega a suponer un consumo para el año 2004 del 38% de la energía
final, constituyéndose como el sector mayor demandante de energía. Esta
situación se ha mantenido en 2005, con una energía total consumida cercana a
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 86 los 100 millones de ktep, de los cuales 38,7 millones de ktep correspondieron al
sector del transporte. Las previsiones mantienen esta senda creciente y
caracterizada por una casi total dependencia de productos derivados de
petróleo. Dentro del transporte, la carretera representa el 80% de los consumos
en 2004, de los que aproximadamente un 46%, según la E4, corresponden a los
turismos, un 51% al transporte de mercancías, entre furgonetas y camiones, y
sólo un 3% para el transporte de viajeros en autobús.
Transporte38%
Usos no energéticos
8%
Industria29%
Residencial14%
Terciario8%
Agricultura3%
Aereo13%
Carretera80%
Navegación4%
Ferrocarril3%
Consumo FinalConsumo Final TransporteTransporte CarreteraCarretera
Turimos46%
Autobuses3%
Furgonetas17%
Camiones34%
Transporte38%
Usos no energéticos
8%
Industria29%
Residencial14%
Terciario8%
Agricultura3%
Aereo13%
Carretera80%
Navegación4%
Ferrocarril3%
Consumo FinalConsumo Final TransporteTransporte CarreteraCarretera
Turimos46%
Autobuses3%
Furgonetas17%
Camiones34%
Ilustración 29: Caracterización del consumo energético en el sector del transporte
Fuente: IEA (2006a), E4 (2003).
Esta evolución del consumo de energía del sector transporte hace aun
más significativa la necesidad de implantar medidas en este sector para frenar
su consumo. Además este aumento de consumo de energía va unido a un
aumento del número de emisiones de CO2 nacionales, que cada vez harían más
difícil cumplir con el protocolo de Kyoto, por el que España se comprometió a
no aumentar más del 15% el número de emisiones con respecto al año 1990.
Por otro lado este aumento de la demanda del sector transporte es
debido a un aumento de la movilidad de las personas y mercancías. La
movilidad urbana ha estado apoyada por el gran aumento de los
desplazamientos en vehículo particular y, en menor medida, por el aumento del
uso del transporte público (metro y autobús), que en el periodo 1994-04 se
incrementó en un 20%. Por su parte, la movilidad interurbana creció a un ritmo
menor que la movilidad urbana, aunque constituye el 85% de la movilidad de
viajeros y de mercancías. Es muy difícil obtener datos para poder contabilizar
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 87 el aumento tanto en la movilidad urbana e interurbana, aunque se disponen de
estimaciones hasta el año 1999 en el documento E4.
Movilidad viajeros
Urbana
Interurbana
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
M V
iaje
ros
- km
Movilidad mercancias
Urbana
Interurbana
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
500.000
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
M t
on
ela
da
s -
km
Ilustración 30: Movilidad urbana e interurbana para el transporte de viajeros y de mercancías
Fuente: Elaboración propia a partir de E4 (2003) y Ministerio de Fomento (2004)
También hay que tener en cuenta que tanto en transporte de mercancías
como en transporte de personas se han usado distintos modos de transporte, el
transporte por carretera, por ferrocarril, marítimo y aéreo, y que han tenido una
evolución distinta con el tiempo.
Tanto en el transporte de mercancías, un 84,28%, como en el transporte
de personas, un 89,59%, el medio más utilizado ha sido el transporte por
carretera, éste supone hoy en día el principal modo de transporte tanto en
España como en Europa. En cuanto a los diferentes tipos de vehículos usados
para el transporte por carretera, el coche es el más utilizado con un 82,5% del
total, seguido de los vehículos pesados (camiones y autobuses) y de las
motocicletas, que suponen un 17% y 0,5% respectivamente. El parque móvil
español se ha triplicado prácticamente entre 1975 y 2005, pasando de 7
millones de vehículos a casi 27,6 millones. Hay que destacar en esta evolución
del parque de vehículos la creciente “dieselización” del mismo, en detrimento
de los turismos de gasolina (97,5% del total en 1970 vs. 58,4% en 2005).
Por otro lado el transporte por ferrocarril representó un 4,8% del total de
transporte de pasajeros, y un 3% del transporte de mercancías, el transporte
marítimo de pasajeros en España es prácticamente inexistente suponiendo, tan
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 88 solo, un 0,30% del total, sin embargo en cuanto a transporte de mercancías es el
segundo medio más utilizado, tras el transporte por carretera, con una cuota de
mercado del 10%, y el transporte aéreo ha experimentado un gran crecimiento
en los últimos años, suponiendo un aumento del transporte de pasajeros del
106% en el periodo 1990-2003, este modo representaba un 4,28% y un 0,02%
del transporte total de pasajeros y mercancías, respectivamente.
Transporte por carretera;
89,59%
Transporte aereo4,28%
Transporte maritimo 0,30%
Transporte por ferrocarril
4,82%
Mercancías Pasajeros (viajeros-km)
Distribución modal de mercancías y pasajeros.
Fuente: Casals 2007
A partir de la distribución del uso de cada uno de los modos de
transporte se puede determinar que el modelo de transporte español esta basado
principalmente en el transporte por carretera, obteniendo cada vez más
importancia el transporte aéreo. Los estudios de prospectiva indican
crecimientos importantes de la demanda futura de transporte en España, entre el
3% y el 6% de media anual en viajeros y entre el 4,5% y el 6% en mercancías.
Las estimaciones también confirman el predominio del transporte por carretera,
aunque con crecimientos más moderados. Así, el esquema de consumos del
sector, que se ha caracterizado en los últimos años por una creciente
participación en el total del transporte por carretera y, más recientemente, del
transporte aéreo, parece que continuará en el mismo sentido.
Como consecuencia del desarrollo del sector transporte es necesario un
especial análisis del transporte por carretera a la hora de determinar las medidas
a aplicar para reducir la demanda y el número de emisiones.
Transporte maritimo; 10,06%
Transporte por ferrocarril
3,09%
Transporte por tuberia
2,55%
Transporte aereo; 0,02%
Transporte por carretera
84,28%
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 89
4.1.3. Emisiones del sector transporte.
Los sectores de la industria, el transporte, la agricultura y medio natural
son los responsables del 89,9% de las emisiones de GEI nacionales (fig.4). El
principal contribuidor es la industria siendo responsable de aproximadamente el
50,7% en el año 2003, aunque el sector transporte ha ido en aumento de forma
considerable en los últimos años.
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
400000
450000
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002
Em
isio
nes
de C
O2e
q (
kilo
tone
lada
s)
Industria (incluidaproducción de energía)
Transporte
Agricultura y MedioNatural
Otros
Ilustración 31:Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero por sector en España, 1990–2003
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.
En el sector transporte, un incremento del consumo de combustibles
fósiles conlleva un aumento del número de emisiones de Gases de Efecto
Invernadero (GEI) de este sector, lo que ha provocado un crecimiento, durante
los últimos años, cercano al 5%. Se estima que el sector del transporte (por
carretera, aéreo y marítimo) aporta más del 22% de las emisiones españolas de
GEI. Varias son las razones explicativas de este fenómeno: la elevada tasa de
motorización y su vertiginoso ritmo de crecimiento; el incremento tan
espectacular de las inversiones en infraestructura de carretera de alta capacidad,
lo que nos ha colocado a la cabeza de los países europeos; el descenso
paulatino de los costes de transporte privado por carretera experimentado
durante los últimos 25años, lo que ha provocado la dispersión de actividades en
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 90 el territorio y el incremento de la participación del transporte en la estructura
productiva, de distribución y consumo; y finalmente, el modelo de
ordenamiento urbano basado en la construcción de baja densidad, en la
especialización de usos de suelo y el la fragmentación del territorio. Dichas
fuerzas “motrices” o directoras del proceso de incremento de la movilidad y de
la demanda de transporte en nuestro país, resultan difíciles de modificar y
reconducir. No todas las competencias para hacerlo caen en el ámbito de la
Administración General del Estado, pero parece adecuado considerar que ésta
deberá jugar un destacado papel coordinador, con objeto de establecer una
política de transportes que posea, entre otros objetivos, la reducción de
emisiones contaminantes.
El crecimiento de las emisiones de GEI del sector transporte, hace más
difícil que España alcance los objetivos del protocolo de Kyoto. Las emisiones
de gases de efecto invernadero del transporte aumentaron en un 57,5% entre
1990 y 2003 (fig.5). Esto fue debido principalmente al transporte por carretera
(tanto de viajeros como de mercancías). Además, se ha dado un cambio del
consumo de combustibles, de la gasolina al diésel.
1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004
Índi
ce (
1990
=10
0)
90
100
110
120
130
140
150
160
170
Mill
ones
tone
lada
s de
CO
2 eq
uiva
lent
es
60
70
80
90
100
110
120ÍndiceProtocolo de Kioto*Millones t. eq. CO2
Ilustración 32: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte en
España, 1990–2003
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 91
De los 6 gases que constituyen el efecto invernadero contemplados en el
Protocolo de Kyoto el transporte sólo es fuente de 3 de ellos: N2O, CO2, CH4
.Sin embargo, el 97,5% de los gases procedentes del transporte es CO2, el 2,3%
es N2O y sólo el 0,2% es CH4.
N2O
2,3%
CH4
0,2%
CO2
97,5%
Ilustración 33: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte en España distribuidas por el tipo de gas, 2003
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.
Es necesario un análisis de cada uno de los GEI para ver cuales son sus
causas principales y de qué manera se puede evitar o reducir su emisión:
Emisiones de CO2. Con el 97,5% en el 2003, el CO2 es con mucho el
gas de efecto invernadero más importante dentro del sector transporte, y el
transporte por carretera es, de hecho, el mayor contribuidor de estas emisiones
(80 % en el 2003). La segunda fuente principal de emisiones de CO2 (5,0% ) es
el tráfico aéreo, mientras que las actividades marítimas (a nivel nacional
incluida la flota pesquera, 4%); otros modos de transporte, maquinaria móvil
(aglutinando las actividades industriales, agrícolas y forestales relacionadas con
el transporte, 11%) y el transporte ferroviario (0,3%) tienen una contribución
comparativamente menor en el total nacional de emisiones de CO2 del
transporte. Esta tendencia claramente alcista de las emisiones de CO2
procedentes del transporte se debe fundamentalmente al crecimiento del
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 92 volumen de tráfico por carretera, sin embargo, el aumento de la demanda ha
estado muy por encima del aumento en las emisiones y significa que ha habido
un cambio importante en el uso medio de la energía por vehículo-kilómetro.
Ilustración 34: Cambio en las emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte en España por modo y gas y cambio de la demanda por modo de transporte, 1990–
2003
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.
Emisiones de N2O. El sector transporte es una fuente pequeña, aunque
en continuo aumento, de emisiones de óxido nitroso. Las emisiones de N2O
procedentes del transporte, sólo contribuyen al 2,3% de las emisiones totales de
GEI del sector. Aunque sólo son responsables del 8% del total nacional de
emisiones de N2O, aumentaron considerablemente de 2.820 a 8.114 toneladas
entre 1990 y 2003 (188 %, fig.8), debido a la introducción de convertidores
catalíticos, los cuales reducen las emisiones de otros gases pero generan N2O.
Esto ocurre principalmente durante el periodo de calentamiento del catalizador.
Sin embargo, los primeros catalizadores emitían 0,05 g/km N2O por kilómetro
mientras que los nuevos convertidores catalíticos de tres vías emiten 0.03 g/km.
Es probable que en la fase de encendido de los nuevos convertidores (EURO III
y IV) el tiempo que precise el convertidor para alcanzar la temperatura
apropiada de funcionamiento sea más corto, y por tanto las emisiones sean
%
-50 0 50 100 150 200
Otros d Otros e Aéreo dAéreo e
Marítimo dMarítimo e
Ferrocarril dFerrocarril eCarretera dCarretera e
N2O CH4 CO2 56,1
188
-22,9
71,4
100,7
60,6
22
166,4
1,1
26,3
-25,2
30,5
19,8
e: Emisiones
d: Demanda
CO2
CH
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 93 menores. El uso de combustibles con menor contenido de azufre puede a su vez
disminuir las emisiones de N2O.
1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004
Índi
ce (
1990
=10
0)
80100120140160180200220240260280300
Kilo
tone
lada
s de
em
isio
nes
de N
20
2
3
4
5
6
7
8
9ÍndiceToneladas de N20
Ilustración 35: Emisiones de N2O procedentes del transporte en España, 1990–2003
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005. Tabla 12.
Sustancias acidificantes. La emisión de las sustancias acidificantes del
transporte descendió únicamente en un 1% entre 1990 y 2003. La introducción
de convertidores catalíticos y la reducción de azufre en los combustibles han
contribuido sustancialmente a la reducción de las emisiones, aunque no de
manera suficiente para contrarrestar el aumento del tráfico rodado en el mismo
periodo. En el sector del transporte, el NOx (89,7%, 2003) es el contaminante
más importante que contribuye a la formación de sustancias acidificantes. El
transporte por carretera contribuyó al 16% del total nacional de las emisiones
de sustancias acidificantes en el 2003.En España se precisan reducciones de las
emisiones de sustancias acidificantes procedentes de todos los sectores si se
quieren alcanzar los objetivos del 2010 referentes a la Directiva de Techos
Nacionales de Emisión.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 94
Sustancias acidificantes
NH3
1,9%
SOx
8,4%
NOx
89,7%
Ilustración 36: Emisiones de contaminantes atmosféricos de sustancias acidificantes procedentes del transporte en España distribuidas por el tipo de contaminante, 2003 (%)
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.
Precursores del ozono. La emisión de precursores del ozono del
transporte descendió en un 16% entre 1990 y 2003. La reducción se produjo
por un incremento en la utilización de los motores diésel y por los
convertidores catalíticos de los vehículos. La reducción de las emisiones, en la
mayoría de los casos, no ha sido suficiente para no sobrepasar los niveles
críticos (ecosistemas) o los umbrales de concentración (salud humana). Como
resultado, los objetivos marcados para el 2010 difícilmente se alcanzarán. Las
emisiones de NOx (69%), de COVNM (18%) y CO (10%) fueron los
contaminantes atmosféricos que contribuyeron de manera significativa a la
formación de ozono troposférico en el 2003. El transporte por carretera es la
fuente dominante de los precursores del ozono y contribuyó al 22% del total
nacional de las emisiones de precursores del ozono en el 2003. Las emisiones
de otros modos de transporte (ferrocarril, barco y avión) aumentaron en 17%.
La contribución del transporte (carretera y otros modos) al total cayó del 37%
en 1990, al 27% en 2003.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 95
Precursores del ozono
CH4
0,01%
COVNM 18,33%
CO 9,60%
NOx
69,45%
Ilustración 37: Emisiones de contaminantes atmosféricos de precursores del ozono procedentes
del transporte en España distribuidas por el tipo de contaminante, 2003 (%)
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005
Partículas. La emisión de partículas procedentes del sector transporte
aumentó en un 4,7% entre 1990 y 2003. Pese a la introducción de los
convertidores catalíticos y mejoras en la tecnología de los vehículos, no se
produjo el efecto esperado en cuanto a reducción de las emisiones de los
precursores secundarios de partículas. La emisión de NOx (87.1%) constituye la
contribución más significativa de contaminantes atmosféricos en la formación
de PM10 en el 2003. El transporte por carretera es la fuente dominante de
emisiones de partículas finas, contribuyendo al 27% del total de las emisiones
nacionales. Se espera que, en un futuro próximo, en la mayoría de las áreas
urbanas de nuestro país, las concentraciones de PM10 estén por debajo de los
valores límites. Se necesitarán reducciones sustanciales en todos los sectores si
se quiere estar por debajo de los valores límites fijados en la Primera Directiva
Europea de Calidad del Aire.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 96
Partículas
PM10
8,9%NH3
0,5%
SOx
3,5%
NOx
87,1%
Ilustración 38: Emisiones de contaminantes atmosféricos de partículas, procedentes del
transporte en España distribuidas por el tipo de contaminante, 2003 (%)
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.
En la figura se muestran las emisiones totales de sustancias
acidificantes, precursores del ozono y partículas procedentes del transporte.
Emisiones totales de contaminantes atmosféricos procedentes del transporte en España, 1990–2003
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.
1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004
Índi
ce (
1990
=10
0)*
80
85
90
95
100
105
110
115
Sustancias acidificantesPrecursores del ozonoPartículas
(NOx, SOx, NH3) (NOx, COVNM, CO, CH4) (NOx, PM10, SOx, NH3)
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 97
4.2. Contexto legislativo español y europeo.
La eficiencia energética se ha convertido en los últimos años en una de
las principales prioridades para la Unión Europea, esto se debe a la necesidad
de asegurar el suministro energético, la protección del medio ambiente y en
concreto la reducción de las emisiones de GEI. Para poder reducir el número de
emisiones al que se comprometió la Unión Europea en el protocolo de Kyoto,
se tienen que aplicar medidas en los distintos sectores causantes de las
emisiones.
Uno de los principales sectores responsables de emisiones de GEI es el
sector transporte por lo que la Unión Europea ha desarrollado diversos
protocolos de actuación a seguir:
� “Movilidad sostenible: perspectivas”, el Libro Blanco,“La política
europea de transportes de cara al 2010: la hora de la verdad” sobre la
política común de transportes.
� “Por una Europa en movimiento. Movilidad sostenible para nuestro
continente. Revisión intermedia del Libro Blanco del transporte de la
Comisión Europea de 2001” , estos informes incluyen medidas de
eficiencia energética. Además, está previsto que próximamente se
publique un Libro Verde especialmente dedicado al transporte urbano.
� La Directiva 1999/94/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13
de diciembre de 1999, relativa a la información sobre el consumo de
combustible y sobre las emisiones de CO2 facilitada al consumidor al
comercializar turismos nuevos es un ejemplo de medidas incluidas en la
legislación comunitaria relativas a los consumos de combustibles y
emisiones.
� La Directiva 2003/30/CE relativa al fomento del uso de los
biocarburantes u otros combustibles renovables en el transporte obliga a
cada Estado Miembro a velar por que se comercialice en sus respectivos
mercados una proporción mínima de biocarburantes, estableciéndose
objetivos indicativos nacionales.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 98
� Nuevos acuerdos de la Comisión Europea con las asociaciones de
fabricantes de automóviles para reducir las emisiones de CO2 de los
turismos.
� La iniciativa CIVITAS es un programa europeo para ayudar a las
ciudades a lograr un sistema de transporte urbano más limpio, eficiente
y sostenible.
� Las Directivas 2004/50/CE, 2001/16/CE y 2004/51/CE, así como la
Comunicación de la Comisión “Proseguir la integración del sistema
ferroviario europeo: el tercer paquete ferroviario” con el objetivo de
reforzar la interoperabilidad y la apertura del mercado del transporte
ferroviario de mercancías.
� Con objeto de desarrollar los transportes que combinan la carretera, por
un lado, y el ferrocarril, la navegación interior y la navegación
marítima, por otro, también se ha promulgado diversa normativa
específica, en concreto la Directiva 92/106/CEE.
� El Programa “Marco Polo” (2003-2006), que trata de transferir parte del
tráfico de mercancías por carretera hacia la navegación de corta
distancia, el transporte ferroviario y la navegación interior, el Programa
de fomento del transporte marítimo de corta distancia y la
Comunicación de la Comisión al Consejo, al Parlamento Europeo, al
Comité Económico Social Europeo y al Comité de las Regiones –
Revisión intermedia del programa de fomento del transporte marítimo
de corta distancia (COM(2003)155 final). Además, la Comisión está
tratando de fomentar el transporte por vías navegables mediante el
programa “NAIADES”.
� En el sector de la aviación se está realizando una propuesta para
incluirlo en el régimen de comercio de GEI y por otro lado el programa
SESAR, que incorporará las tecnologías más modernas a la gestión del
tráfico aéreo en el cielo único europeo.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 99
A nivel nacional la principal iniciativa que se ha desarrollado es la
“Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España 2004-2012” y en el
“Plan de Acción 2005-2007”, estas engloban medidas de ahorro y eficiencia
energética a aplicar en todos los sectores. En concreto en el sector transporte se
prevé que se producirá un ahorro de energía primaria de 5,2 millones de
toneladas equivalentes de petróleo en 2005-2007 y habrá unas emisiones
evitadas de 14,5 millones de toneladas de CO2 . La responsabilidad en la
ejecución de el plan de acción corresponde, principalmente, a los Ministerios de
Fomento, Industria, Turismo y Comercio, Economía, Interior (DGT) y, en
menor medida, Medio Ambiente y Sanidad y Consumo. Las Administraciones
territoriales deben participar, en el marco de los oportunos convenios de
colaboración, en la aplicación de las diferentes medidas: en las relativas a la
carretera, especialmente en la red de su competencia, y las Entidades Locales,
en movilidad urbana.
Por otra parte, el Consejo de Ministros el 15 de julio de 2005 aprobó el
Plan Estratégico de Infraestructuras y Transporte 2005-2020 (PEIT), que define
actuaciones y directrices para la política de infraestructuras y transporte de
competencia estatal con un horizonte de largo plazo. Este plan supone una
mayor inversión en red ferroviaria, diseña una red mallada de carreteras menos
dependiente de los corredores radiales, desarrolla las autopistas del mar,
refuerza el papel de los puertos como nodos de la red intermodal de transporte e
incluye medidas orientadas a integrar el sistema de navegación aérea español en
el cielo único europeo.
También existe diversa normativa en este sector para cumplir muchos
de los objetivos fijados a nivel europeo como es el Real Decreto 837/2002, de 2
de agosto para regular la información relativa al consumo de combustible y a
las emisiones de CO2 de los turismos nuevos que se pongan a la venta o se
ofrezcan en arrendamiento financiero en territorio español, la aplicación de los
planes RENOVE y PREVER, con objeto de renovar el parque de vehículos y
de mejorar la eficiencia energética y el ahorro de emisiones de CO2, la Ley
34/98, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos hace referencia también a
los productos que se consideran biocombustibles, y el Real Decreto 61/2006, de
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 100 31 de enero, por el que se determinan las especificaciones de combustibles fija
los objetivos indicativos para España de comercialización de biocarburantes
recogidos en la Directiva 2003/30/CE.
Aunque la normativa nacional en este sector es muy extensa, la
aplicación de estas medidas es aun insuficiente para poder cumplir con los
objetivos a los que se comprometió España. Además muchas de estas medidas
no son del todo eficientes por lo que es necesario un mayor estudio de cada una
de ellas y un detallado seguimiento de la aplicación de esta medida para poder
cuantificar el ahorro energético que ésta supone.
4.3. Medidas a aplicar en el sector transporte.
Las medidas posibles a aplicar en el sector transporte para reducir las
emisiones son muy diversas, englobando desde la mejora de los medios de
transporte hasta la intermodalidad. Se pueden diferenciar tres tipos de medidas
dependiendo del objetivo de cada una de ellas, estas a su vez engloban distintas
medidas para conseguir dicho objetivo.
4.3.1. Eficiencia en los vehículos.
Es necesario realizar una renovación de los vehículos en las flotas de
transporte colectivo de pasajeros y de mercancías, introducir aeronaves y
barcos más eficientes tanto en las flotas de las compañías de transporte aéreo
como en las de transporte marítimo y modernizar el parque de turismos en
España para aprovechar las ventajas de la mayor eficiencia energética de los
vehículos nuevos.
Para llevar a cabo el objetivo anterior hay que analizar qué vehículos
son más eficientes, tanto de los ya existentes como de las nuevas tecnologías a
aplicar, y de qué manera se puede incentivar el uso de estos vehículos por
delante de otros menos eficientes.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 101
Los principales problemas de los turismos son su bajo rendimiento, gran
gasto de combustible y elevada contaminación. Hay nuevas tecnologías que
estudian la mejora de estos tres aspectos, y podemos dividirlas en dos grupos:
A. Sistemas de propulsión alternativos. Podemos variar el motor para
mejorar la eficiencia de éste y el número de emisiones.
Vehículo eléctrico (VE) es aquél que utiliza una fuente portátil de
energía eléctrica que alimenta a un motor eléctrico que transforma dicha
energía eléctrica en energía mecánica. El principal inconveniente del VE es el
conjunto de baterías que se utiliza como fuente portátil de energía, que limitan
la autonomía del vehículo. Este vehículo típicamente usa el 46% de la energía
liberada por las baterías para mover el vehículo, mientras el motor de
combustión aproximadamente usa cerca del 18% de la energía del combustible
que utiliza. Esto hace que la eficiencia del vehículo híbrido sea entre 10-30%
superior a la del vehículo convencional con motor de explosión.
Actualmente el transporte depende en su mayor parte de energías
fósiles, sobretodo del petróleo, cuyos derivados cubren el 98% de las
necesidades energéticas del sector. Según una campaña realizada por el
Instituto para la Diversificación y Ahorro Energético (IDAE) en 1999 con
varios coches eléctricos franceses se comprobó que habían consumido una
media de 0,220 kWh/km de energía final, lo que convertido en energía primaria
y teniendo en cuenta las pérdidas en producción, transporte y distribución dan
lugar a un consumo de 2.937 kJ/km. Los consumos de coches equivalentes en
sus versiones de gasolina y diésel y en tráfico urbano, son respectivamente
3.430 kJ/km y 3.019 kJ/km. Ello significa que los coches eléctricos
consumieron en las ciudades un 17,3 % menos que los coches de gasolina y un
6,4 % menos que los coches diésel.
Los VE son vehículos limpios en su funcionamiento, sin embargo hay
que considerar las emisiones asociadas a la producción y suministro de
electricidad empleada para recargar las baterías, éstas emisiones varían
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 102 dependiendo del modo de producir electricidad. Según el IDAE los coches
eléctricos emiten un 32 % menos de CO2 comparado con lo que emitirían los
coches de gasolina y un 27 % menos frente a los coches de gasóleo, por tanto se
puede decir que un vehículo eléctrico emite 120 g/km, aunque hay que tener en
cuenta que este valor es aproximado, y que hay vehículos de motor de
combustión que emiten esto o menos, consiguiéndose unas reducciones de
emisiones de 58,5 y 42 g/km dependiendo de si el vehículo reemplazado es de
gasolina o diésel.
Con respecto al coste los vehículos eléctricos tienen un coste más
elevado que un vehículo convencional, pero en el caso de los VE el consumo de
combustible es nulo lo que supone un ahorro económico. Además, en muchos
países de la Unión Europea este tipo de vehículos goza de algunos beneficios
fiscales, como la supresión del IVA o la exención del impuesto de circulación.
Este tipo de vehículo se esta comercializando principalmente para
transporte público de viajeros y en menor medida para transporte individual.
Vehículo eléctrico híbrido (VEH) es aquel en el que al menos una de
las fuentes de energía, almacenamiento o conversión puede entregar energía
eléctrica, lo que implica que tengan dos motores, uno eléctrico y otro de
combustión interna, haciendo que la complejidad del diseño aumente
considerablemente. Tener dos motores soluciona el problema de la
contaminación medioambiental y da una mayor autonomía que los vehículos
puramente eléctricos.
Al igual que los vehículos eléctricos, los híbridos también reciben
ayudas para su compra por parte del Estado, éstas ayudas permiten reducir el
precio del vehículo y permitir su entrada en el mercado. En un reciente artículo,
la revista Forbes ofrecía un ranking con los mejores vehículos híbridos del
mercado y el ahorro que suponen. El primero del ranking es el más barato,
cuesta 14.764 € y tiene un coste anual de carburante de 420 €. El precio de este
coche es sólo unos 1.000 € mayor que el de uno convencional y sin embargo
proporciona un ahorro de combustible en torno al 25-50%. Sin embargo el
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 103 coste se puede ver incrementado hasta un 40% con respecto al mismo vehículo
pero con motor convencional a la hora de su mantenimiento. De todas formas,
parece que la compra de uno de estos vehículos sí que compensa, ya que la
diferencia del coste se amortiza rápidamente. Además a medida que se vayan
produciendo avances tecnológicos en este sector, el coste será cada vez menor.
Comparando dos vehículos de características similares, uno de ellos
híbrido, las emisiones de éste son un 27,3% menores que las de uno con
gasolina, [IDAE]. Teniendo en cuenta que los vehículos de gasolina emiten
178,46g/km de CO2 y 162,5 g/km los de gasóleo, podemos considerar que
como promedio un vehículo híbrido emite 129,74 g/km. Por tanto se obtiene
una reducción de las emisiones de 48,7 g/km si se sustituye a un vehículo de
gasolina y 32,76 g/km en el caso de reemplazar a uno diésel. Existen vehículos
híbridos que permiten una reducción mucho mayor, como por ejemplo el
Honda Insight que tiene emisiones de CO2 de 80 g/km, menores que cualquier
coche con motor de combustión interna alternativo disponible en el mercado, y
el Toyota Prius, con 104 g/km, aunque estos modelos son casos excepcionales
en el mercado.
Vehículo de pila de combustible. (VPC) La pila de combustible
transforma la energía química asociada al combustible en energía eléctrica
(corriente continua) y ésta a su vez se transforma en energía mecánica mediante
un motor eléctrico. A diferencia de la batería, la pila de combustible tiene
capacidad de generar energía siempre que se le suministre combustible y
oxidante, con lo que no se limita la autonomía. El vehículo de pila de
combustible de hidrógeno ofrece el doble de eficiencia energética que los
motores de combustión interna y, por otra, sólo producen emisiones de vapor
de agua. La viabilidad de la solución a largo plazo ya ha sido demostrada pero,
para que puedan aplicarse en un futuro no muy lejano deben superarse grandes
retos en relación con la producción limpia de hidrógeno, su distribución y
almacenamiento, y en relación con la fiabilidad, robustez, duración de vida y
coste de las pilas. Entre tanto, la transición será pródiga en soluciones
intermedias más abordables desde el actual conocimiento tecnológico: motores
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 104 de combustión interna de hidrógeno, mezclas de gas natural e hidrógeno para
vehículos pesados, soluciones híbridas, reformado a bordo de combustibles
líquidos de procedencias diversas, etc.
B. Combustibles alternativos. La sustitución de los combustibles
convencionales (gasolina o gasóleo) por otros combustibles alternativos reduce
significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero. Estos nuevos
combustibles se pueden aplicar en un motor convencional sin necesidad de
modificarlo, aunque son más efectivos si se emplean en los nuevos sistemas de
propulsión, esto hace que su aplicación pueda ser inmediata y se gane tiempo
para la aplicación más tardía de otros métodos más eficientes y para el
desarrollo de nuevas tecnologías.
Biocombustibles son aquellos combustibles producidos a partir de la
biomasa y que pueden ser considerados, en general, una energía renovable. Los
biocombustibles se pueden presentar tanto en forma sólida (residuos vegetales,
fracción biodegradable de los residuos urbanos o industriales) como líquida
(bioalcoholes, biodiésel) y gaseosa (biogás, hidrógeno). Los biocombustibles
que tienen posibilidad de aplicación en los actuales motores de combustión
interna (motores diésel y otto) son los biocarburantes, de naturaleza líquida y
procedentes de materias primas vegetales.
Entre los biocarburantes se encuentran principalmente dos tipos: el
biodiésel, obtenido a partir de semillas oleaginosas mediante esterificación del
aceite virgen extraído o a partir de aceites usados; y el bioetanol, obtenido
fundamentalmente a partir de semillas ricas en azúcares mediante fermentación.
En un principio, las prestaciones del biodiésel y el bioetanol son similares a las
del gasóleo y las gasolinas tradicionales, respectivamente, pudiendo utilizarlos
mezclándolos con estos o sustituyéndolos totalmente. La mezcla de más del
15% bioetanol con gasolina puede requerir pequeñas modificaciones del motor.
La utilización de biocarburantes contribuye a una mejora
medioambiental, energética y socioeconómica. El biodiésel no emite dióxido de
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 105 azufre, lo cual ayuda a prevenir la lluvia ácida, y disminuye la concentración de
partículas en suspensión emitidas, de metales pesados, de monóxido de
carbono, de hidrocarburos aromáticos policíclicos y de compuestos orgánicos
volátiles. El bioetanol, en comparación con la gasolina, reduce las emisiones de
monóxido de carbono e hidrocarburos. Además, al ser fácilmente
biodegradables, los biocarburantes no inciden negativamente en la
contaminación de suelos. En última instancia, ayudan a la eliminación de
residuos en los casos en que los mismos se utilizan como materia prima en la
fabricación de biocarburantes (por ejemplo, los aceites usados en la fabricación
de biodiésel). Los biocarburantes también constituyen una fuente energética
renovable y limpia. Además, su utilización contribuye a reducir la dependencia
energética de los combustibles fósiles y otorga una mayor seguridad en cuanto
al abastecimiento energético. Por otro lado los biocarburantes son una
alternativa para aquellas tierras agrícolas afectas a la Política Agrícola Común
(PAC). De esta forma, se fijaría la población en el ámbito rural, manteniendo
los niveles de trabajo y renta, y fomentando la creación de diferentes industrias
agrarias.
La aplicación de biocombustibles de mezcla menor del 15% no supone
ninguna variación en el motor del vehículo y por lo tanto no presenta ningún
gasto para el usuario. De hecho, a la larga llega a suponer un ahorro, ya que el
precio del petróleo aumenta cada vez más. Sin embargo, las mezclas superiores
al 15% suponen una modificación en el motor, pero ésta tendrá un menor coste
que la compra de un vehículo nuevo más eficiente. Según [IPTS, 2002] los
costes de producción actuales, excluyendo impuestos y subsidios, por litro de
biocombustible varían mucho. Estos costes son de 0,41-0,75 € para el biodiésel
y 0,36-0,60 € para el bioetanol. Los costes del cultivo de materias primas para
biocombustibles constituyen alrededor del 80% del coste de producción final de
los biocombustibles, por término medio. Por consiguiente, los principales
medios para rebajar los costes totales de producción de los biocombustibles
están supeditados a mejorar el cultivo y a aumentar los rendimientos por
hectárea, más que a mejorar las tecnologías de tratamiento después de la
cosecha.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 106
En cualquier caso, producir bioetanol o biodiésel siempre resulta
bastante más costoso que generar gasolina y gasóleo, por lo que la concesión de
subvenciones o de facilidades impositivas resulta imprescindible para potenciar
el uso de estos biocombustibles, siempre menos agresivos para el
medioambiente. Cara al futuro, cabe matizar que, gracias a los decrecientes
costes de las materias primas agrícolas y a las mejoras en la tecnología
procesadora, los costes podrían reducirse en un 30% para el 2010.
Bioetanol
El empleo de bioetanol puro al 100% reduciría las emisiones netas de
CO2 sobre la base de su "ciclo de vida útil” entre un 50% y un 60%
dependiendo de las materias primas empleadas, con lo que el uso de una mezcla
con el 5% de bioetanol disminuiría éstas entre un 2,5% y un 3% [IDAE, 2005].
Para poder evaluar, cuantificar y comparar los impactos
medioambientales debidos a la utilización de gasolina 150 ppm de S o de etanol
obtenido a partir de cereales [CIEMAT, 2006a], se analiza el comportamiento
de las siguientes mezclas, en un vehículo de combustible flexible:
� Etanol mezclado al 85% con gasolina (E85).
� Etanol mezclado al 5% con gasolina (E5).
� Gasolina (E0).
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 107
Las emisiones de gases de efecto invernadero totales producidas a lo
largo del ciclo de vida de cada combustible en g CO 2 equivalente por km
recorrido son:
Ilustración 39: Emisiones de GEI según porcentaje de bioetanol
Fuente: CIEMAT, 2006b
Ilustración 40: Consumo de energía fósil según porcentaje de bioetanol
Fuente: CIEMAT, 2006b
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 108
La utilización de la mezcla E85 supone un ahorro de 144g CO 2
equivalente por cada km recorrido (70 %) frente a la utilización de gasolina, de
éste total se ahorra 170g de CO 2 , 6 g CH 4 y aumenta en 31 g las emisiones de
N2O. Por otro lado la utilización de la mezcla E5 supone una reducción de 7g
de CO 2 equivalente por km recorrido (3%) de estas se ahorra 8g en CO 2 y se
aumenta 1g en N2O.
Biodiésel
El biodiésel puede emplearse como combustible único sustituyendo al
gasóleo por completo o puede mezclarse con él en distintas proporciones en
motores de encendido provocado (MEP) o diésel. Lo más frecuente es
mezclarlo con gasóleo, siendo la mezcla más habitual la de 5% de biodiésel y
95% de gasóleo.
En el estudio [IDAE, 2005] se contabilizan las emisiones totales
producidas durante el “ciclo de vida” completa del biodiésel, lo que incluye el
cultivo , la producción y el uso del bidiésel en un vehículo, y se concluye que la
utilización de biodiésel puro al 100% (bastante infrecuente) reduciría las
emisiones netas de CO2 entre un 40% y un 50%, con lo que el uso del 5%
disminuiría éstas entre un 2% y un 2,5%, [IDAE, 2005].
En un estudio reciente [CIEMAT, 2006b] se ha realizado una
comparativa entre el uso de biodiésel y diésel, a nivel nacional, en el que se
evalúan y cuantifican los impactos medio ambientales que producen, a lo largo
de todo su “ciclo de vida”, siete combustibles seleccionados. Los siete
combustibles a analizar son:
� La mezcla BD5A1 de biodiésel de aceites vegetales crudos al 5% y
diésel EN-590 al 95%.
� La mezcla BD10A1 de biodiésel de aceites vegetales crudos al 10%
y diésel EN-590 al 90%.
� El biodiésel de aceites vegetales crudo puro BD100A1.
� La mezcla BD5A2 de biodiésel de aceites vegetales usados al 5% y
diésel EN-590 al 95%.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 109
� La mezcla BD10A2 de biodiésel de aceites vegetales usados al 10%
y diésel EN-590 al 90%.
� El biodiésel de aceites vegetales usados puro BD100A2.
� El diésel derivado del petróleo EN-590 año 2005.
Los distintos aceites utilizados en la producción de biodiésel de aceites
vegetales crudos son aceite de girasol crudo, aceite de colza crudo importado,
aceite de colza crudo nacional, aceite de soja crudo y aceite de palma.
Las emisiones de gases de efecto invernadero, expresadas en g de CO 2
equivalentes por km recorrido, originadas en la producción, distribución y uso
de las mezclas anteriores son:
CO 2 N 2 O CH 4 Total GEI
DiéselEN-590 157,92 4,45 0,875 163
BD5A1 151,76 5,62 1,01 158
BD10A1 145,6 6,8 1,15 154
BD100A1 38,06 29,2 3,59 71
BD5A2 150,06 4,45 0,849 156
BD10A2 143,19 4,45 0,823 149
BD100A2 14,31 4,46 0,237 19
Tabla 6: Emisiones de los distintos tipos de biocombustibles.
Según se observa en la tabla anterior en términos de CO 2 , la
producción y uso de biodiésel puro de aceites vegetales crudo evita la emisión
de 120g de CO 2 por cada km recorrido en comparación con la producción y uso
de diésel EN-590, lo que supone un 76% de ahorro; y la producción y uso de
biodiésel puro de aceites vegetales usados permite evitar la emisión de 144g de
CO 2 por cada km recorrido lo que supone un 91% de reducción de emisiones.
En cuanto a las mezclas al 10% de biodiésel con diésel EN-590, las cantidades
de CO 2 evitadas son de 12 y 15 g/km (8% y 9%) para la mezcla con biodiésel
de aceites vegetales crudos y usados respectivamente. Las mezclas al 5% evitan
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 110 emisiones de 6 y 8 g CO 2 por km recorrido (4% y 5%) en el caso de la mezcla
con biodiésel de aceites vegetales crudos y usados respectivamente.
Si se tiene en cuenta el número total de gases de efecto invernadero, el
biodiésel de aceites vegetales crudos y el de aceites vegetales usados evitan que
se emitan respectivamente 92g y 144g (57% y 88%) de CO 2 equivalentes por
cada km recorrido en comparación con el diésel EN-590. Por otro lado las
mezclas BD10A1, BD10A2, BD5A1 y BD5A2 evitan la emisión
respectivamente de 10g, 15g, 5g y 8g CO 2 equivalente (6%, 9%, 3% y 5%) por
cada km recorrido en comparación con el diésel EN-590.
Hidrogeno. Las ventajas de la combustión interna de hidrógeno
respecto a la pila de combustible estriban, sobre todo, en que no necesita
mayores requerimientos para funcionar a cualquier temperatura o para arrancar
en frío. En cuanto a emisiones, prácticamente no libera CO2, y en prestaciones
se equipara a los motores de gasolina con un 25% menos de consumo. El
hidrogeno se puede obtener de fuentes renovables y no renovables, y como los
biocombustibles aporta una mayor independencia del petróleo.
En los últimos años se ha mejorado mucho la eficiencia de los
vehículos, tanto en el diseño como en los combustibles que se pueden utilizar.
Esto hace que los vehículos que se construyen ahora consuman menos
combustible y emitan menos GEI, por lo que es necesario que se sustituyan los
vehículos antiguos por los nuevos más eficientes. Pero esto no sólo pasa en el
parque de vehículos, también existe una necesidad de renovación de la flota
marítima y aérea.
Las actuaciones que habría que realizar para impulsar la renovación de
los medios de transporte actuales serían:
• Por un lado la renovación de la flota de transporte por carretera de
pasajeros y de mercancías, tendría que realizarse mediante estudios
y auditorías de las flotas de las empresas para determinar qué tipo de
vehículo cubre mejor las necesidades operacionales de la empresa.
El Proyecto TREATISE es un proyecto europeo relativo a la
formación de agencias de energía y otros agentes locales
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 111
(administración regional y local, empresas de transporte,
asociaciones del sector, etc.) en materia de eficiencia energética en
el transporte.
• Acelerar la renovación de las flotas aéreas más antiguas y menos
eficientes energéticamente mediante acuerdos con las compañías
aéreas para estudiar e implantar esta renovación con criterios de
eficiencia energética.
• Introducir barcos más eficientes en las flotas de las compañías de
transporte marítimo, supondría promover acuerdos con los
operadores marítimos con el fin de estudiar los potenciales de
reducción de consumo y costes de una adecuada renovación de flota,
para, posteriormente, poner en marcha esta renovación.
• Y por último la renovación del parque automovilístico de turismos,
supondría aprovechar las mejoras de los vehículos nuevos ya que en
la actualidad, existen en el mercado vehículos turismo mucho más
eficientes energéticamente que la mayoría de los vehículos en
circulación. Para aprovechar estas ventajas de menor consumo de
los vehículos modernos, se impulsará la renovación del parque de
automóviles mediante sistemas de apoyos a la adquisición de
vehículos más eficientes y modificaciones del Plan Prever y del
sistema fiscal que grava la adquisición y el uso de los turismos para
ligarlos al consumo de combustible del vehículo. Para dar mayores
facilidades el IDAE, Instituto para la Diversificación y Ahorro de la
Energía, elabora una lista de todos los coches del mercado dando
información dependiendo de la marca, modelo, y versión, del
consumo de carburante, emisiones de CO2 y la clasificación por
consumo relativo, con referencia a coches de igual categoría
(superficie). Considerando que por cada litro de gasolina que
consume un vehículo se emiten 2,32 kg CO 2 y se recorren 13 km
(178,46 g/km) y por cada litro de gasóleo se emiten 2,6 kg para
recorrer 16km (162,5 g/km), tomando la lista de los vehículos más
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 112
eficientes que hay hoy en el mercado [IDAE, 2006] y haciendo la
media de las emisiones, 129 g/km para vehículos de gasolina y 115
g/km para vehículos de gasóleo, se obtiene que renovar la flota de
vehículos actuales por unos más eficientes supone una reducción del
27,7% en vehículos de gasolina y del 30% en vehículos de gasóleo.
Por otro lado no sólo es necesaria la renovación de la flota, también
es necesario darle un mayor peso a los modos de transporte que
menos contaminen y que hoy en día no juegan un papel importante,
como puede ser el transporte marítimo de mercancías. Para
determinar el escenario de futuro de este sector considerando una
reducción de emisiones, será imprescindible facilitar el cambio de
modos de transporte que contaminen más a otros que de menor
contaminación.
4.3.2. Medidas de Uso Más Eficiente de los Medios de
Transporte.
Mediante el uso eficiente de los medios de transporte no sólo se
consigue una reducción del gasto de combustible, que implica un ahorro
económico, sino también una reducción del número de emisiones, por todo esto
es necesario la aplicación de medidas en este sentido.
1) Gestión de Infraestructuras de Transporte. Consiste en la mejora de las
infraestructuras de transporte existentes con el fin de conseguir una mayor
eficiencia energética en el uso de los medios, tanto en el transporte de
pasajeros como de mercancías. Para optimizar la gestión de infraestructuras,
es necesario llevar a cabo estudios integrales sobre redes de
intercambiadores y centros logísticos, así como sobre sistemas de pago por
uso de infraestructuras, que permitan la elaboración y futura puesta en
marcha de nuevas propuestas de gestión.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 113 2) Gestión de Flotas de Transporte por Carretera. Consiste en mejorar la
gestión de flotas de transporte por carretera para conseguir reducir el
consumo específico por tonelada o viajero transportado. Existen
actualmente potentes herramientas para la optimización de la gestión de
flotas, aunque están todavía infrautilizadas por las empresas de transporte
por carretera. Con esta medida, se pretende impulsar el uso generalizado de
las nuevas aplicaciones telemáticas y otras herramientas de gestión de flotas
por parte de todas las empresas de transporte por carretera, bien sean de
transporte de mercancías, bien de transporte colectivo de viajeros. Este
objetivo se alcanzará, principalmente, mediante programas de promoción y
formación, así como sistemas de apoyos a las empresas que tengan
implantada la gestión de flotas con criterios de eficiencia energética.
3) Gestión de Flotas de Aeronaves. Tiene como objetivo optimizar el sistema
de tráfico aéreo y conseguir mejoras operacionales de las compañías aéreas.
En el marco de esta medida, se pretenden impulsar mejoras de gestión de
flotas de aeronaves a través de acuerdos con las compañías aéreas que
contemplarán la mejora de sus procedimientos, la optimización de los
sistemas de tráfico aéreo, las operaciones y el equipamiento de las
aeronaves, y la reducción del “tankering” (abastecimiento de combustible
con criterios puramente económicos y no de consumo de energía).
4) Conducción Eficiente del Vehículo Privado. A lo largo de los últimos años,
las importantes mejoras tecnológicas de los vehículos turismo no se han
visto acompañadas de la correspondiente evolución en la forma de conducir
los mismos, por lo que existe actualmente un gran desajuste entre los
avances conseguidos en términos de mejora de la eficiencia energética por
ambas vías. Para responder a esa necesidad de acomodo, y así mejorar la
eficiencia en la conducción, se han desarrollado nuevas técnicas adaptadas a
las tecnologías actuales; las técnicas de “conducción eficiente”. Las técnicas
de “conducción eficiente” están basadas en la anticipación, los cambios de
marcha a bajas revoluciones y la mayor utilización de las marchas largas,
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 114
conllevando importantes beneficios y sin aumentar, con ello, el tiempo en el
desplazamiento. Los beneficios más importantes que se obtendrían con esta
medida son: un ahorro medio de carburante del 15%, una disminución
global de la contaminación ambiental, una reducción del 15% de las
emisiones de CO2 a la atmósfera, una disminución de la contaminación
acústica, una disminución del riesgo de accidentes, un aumento del confort
en el vehículo, una reducción del estrés del conductor, y un ahorro en costes
de mantenimiento del vehículo: sistema de frenado, embrague, caja de
cambios y motor. Para la aplicación de esta medida sería necesario un
conjunto de actuaciones orientadas a difundir las técnicas de la “conducción
eficiente” a todos los conductores de vehículos turismo; tanto a nuevos
conductores, a través del sistema de enseñanza para la obtención del
permiso de conducción, como a conductores expertos, mediante cursos
prácticos.
5) Conducción Eficiente de Camiones y Autobuses. De la misma manera que
para los vehículos turismo, existen actualmente técnicas de conducción
eficiente de vehículos industriales que permiten conseguir importantes
ahorros de combustible. En el Instituto para la Diversificación y Ahorro de
Energía se ha desarrollado un "Manual de conducción eficiente para
conductores de vehículos industriales" donde se encuentran todas las pautas
a seguir para implantar estas medidas, también se ha elaborado una "Guía
para la gestión del combustible en las flotas de transporte por carretera". La
implantación de estas medidas supondría un ahorro económico para las
empresas de transporte de mercancías. Estas medidas requieren de una
campaña de información para todos los conductores de camiones y
autobuses.
6) Conducción Eficiente en el Sector Aéreo. Esta medida consiste en la
introducción en el sector aéreo de una conducción más eficiente
energéticamente de las aeronaves, para lo cual se requiere de la elaboración
de herramientas de formación, la promoción de cursos para pilotos de todas
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 115
las compañías aéreas y el apoyo a los mismos, así como la firma de
acuerdos con las compañías para la introducción en sus procedimientos de
protocolos de formación de pilotos.
4.3.3. Plan de Movilidad Urbana Sostenible.
Durante las últimas décadas los cambios socioeconómicos ocurridos en
el mundo han afectado sustancialmente al transporte urbano. La movilidad en
las ciudades actuales se caracteriza por unos patrones de movilidad más
difusos, con unas distancias de viaje más largas y un continuo crecimiento del
nivel de motorización.
Las piedras angulares de esta evolución son las siguientes:
– La expansión urbana incrementa las distancias físicas entre los principales
usos del suelo (vivienda, trabajo, comercio, servicios públicos), favorece las
estructuras urbanas dedicadas a un solo uso y, por tanto, aumenta la
fragmentación del territorio y la dependencia del vehículo particular. Se está
pasando de un modelo de ciudad denso y compacto, en el que los servicios son
atendidos dentro de las áreas urbanas principales, a un modelo disperso de
zonificación a ultranza, en el que la distancia entre destinos es muy superior y
donde la utilización del vehículo privado es casi imprescindible para satisfacer
las necesidades.
– Como consecuencia del cambio hacia una economía basada en los
servicios y la relocalización de las actividades empresariales, los mercados de
trabajo y los patrones de desplazamiento relacionados tienden a cubrir áreas
más extensas. Además, los viajes diarios al trabajo se combinan con otra serie
de actividades (compras, cuidado de los niños, educación) en ubicaciones muy
distantes.
– El individualismo y los papeles cambiantes de la familia, ocio, educación,
etc., implican una gran diversidad de patrones de relaciones origen-destino por
todo el territorio. El transporte privado por carretera es, consecuentemente, el
modo dominante ya que se percibe como el que mejor satisface las necesidades
personales.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 116
– Esto se resume en una migración continua de población y de empleo
desde zonas centrales hacia la periferia urbana y las áreas de baja densidad. El
desarrollo comercial de las zonas periféricas de las ciudades continúa su
expansión y las áreas urbanas y suburbanas compiten por el comercio y por el
mayor número de desplazamientos. La congestión del tráfico, que no cesa e
incluso aumenta (especialmente en los suburbios), obstaculiza la circulación de
personas y bienes en muchas ciudades, al tiempo que disminuye la cuota de
personas que usan medios de transporte público, que van a pie o que circulan en
bicicleta. La compra y el uso de automóviles aumenta, en algunos países, a un
ritmo muy acelerado debido a la expansión económica.
– Las tendencias en el transporte y en el uso del suelo siguen suponiendo un
riesgo para el medio ambiente urbano y para la salud de los habitantes de las
ciudades y suburbios. El transporte es la causa de una gran parte de las
emisiones de CO, CO2, NOx, compuestos orgánicos volátiles no metano
(COVNM) y partículas, contribuyendo de esta manera al efecto invernadero,
cambio climático, lluvia ácida, ozono troposférico y al deterioro de la calidad
del aire urbano (EEA, [24]). Además, el ruido que provoca el tráfico se está
convirtiendo en un motivo de creciente preocupación medioambiental en las
urbes (OCDE, [50]).
Las tendencias apuntadas anteriormente se ven reforzadas por el progresivo
incremento de la inmigración exterior, que está compensando la caída
demográfica debida a los bajos índices de natalidad de la sociedad española y
que, incluso, está provocando aumentos poblacionales importantes,
principalmente en zona de viviendas más asequibles en núcleos del extrarradio
urbano, cinturones metropolitanos y ciudades de tamaño medio.
Como consecuencia de la evolución de la movilidad en las ciudades es
necesaria la aplicación de un Plan de Movilidad Urbana Sostenible, PMUS, que
consiste en un conjunto de actuaciones que tienen como objetivo la
implantación de formas de desplazamiento más sostenibles (caminar, bicicleta
y transporte público) dentro de una ciudad; es decir, de modos de transporte
que hagan compatibles crecimiento económico, cohesión social y defensa del
medio ambiente, garantizando, de esta forma, una mejor calidad de vida para
los ciudadanos.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 117
Las posibles medidas se pueden clasificar según las siguientes áreas de
intervención:
1) Medidas de control y ordenación de tráfico. A la hora de abordar los
problemas de congestión en las vías urbanas se deben priorizar las actuaciones
encaminadas a realizar una utilización más eficiente de las infraestructuras
existentes (promocionando el uso de los modos no motorizados, el transporte
público y los vehículos de alta ocupación), frente a las actuaciones basadas en
el aumento de la capacidad y la construcción de nuevas vías.
2) Medidas de gestión y limitación del aparcamiento para el vehículo
privado. Con este tipo de medidas se busca favorecer la intermodalidad,
evitando la entrada del vehículo privado en el interior de la ciudad.
3) Medidas de potenciación del transporte colectivo. Cualquier mejora del
sistema de transporte público, ya sea por ampliación de la red, mejora de
frecuencias, renovación de flotas… y especialmente una buena interconexión
entre metros, tranvías y autobuses, es una forma clara y directa de fomentar su
uso, aunque suele requerir grandes inversiones (sobre todo los modos
ferroviarios).
4) Medidas de recuperación de la calidad urbana y ciudadana. Una
mejora de la red de itinerarios peatonales y ciclistas, facilitaría este tipo de
desplazamiento que ha quedado en un segundo plano.
5) Medidas específicas de gestión de la movilidad. La creación de un
servicio que cubra la demanda en zonas, franjas horarias o tipos de explotación
en los que el servicio de transporte público no resulte económicamente
rentable, especialmente indicado para zonas periféricas, o zonas donde la
demanda se concentra en determinadas franjas horarias. Otra medida sería la
promoción del viaje compartido en coche y viaje en coche multiusuario, que
consiste por un lado en coordinar e incentivar a los empleados que tengan su
lugar de residencia próximos entre sí para que se pongan de acuerdo y acudan
juntos al trabajo empleando un sólo automóvil, de uno de los trabajadores, y
por otro lado, como se está haciendo en muchos países, crear entidades de lo
que se denomina viaje en coche multiusuario (también conocido como
carsharing), que es un sistema que ofrece la posibilidad de utilizar un vehículo
cuando se necesita sin necesidad de ser propietario. También supondría una
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 118 reducción del uso del vehículo privado la implantación de un peaje urbano por
acceder al centro de la ciudad en vehículo privado.
6) Medidas para mejorar la movilidad a personas de movilidad reducida.
Esta medida consiste en modificar la movilidad actual para facilitar la
movilidad de las personas de movilidad reducida
7) Medidas para la mejora de la movilidad de mercancías, incluyendo
carga y descarga. Una de las medidas a tomar consiste en impedir la
circulación de pesados (a partir de un determinado peso o tamaño) dentro del
área urbana, estableciendo un límite a partir del cual no pueden circular y, por
lo tanto, a partir del cual su carga ha de ser fraccionada en vehículos de menor
gálibo para ser distribuida en ciudad, esto también implicaría la utilización de
centros de transporte que son los puntos dentro de la cadena logística
establecidos en la periferia de la ciudad donde la carga de los vehículos pesados
es fraccionada para ser distribuida en el interior de la ciudad. Otra medida
interesante a tener en cuenta para el control de la carga y descarga en ciudades
es la limitación de los horarios en que se puede realizar.
8) Medidas para la mejora del transporte a grandes áreas y centros
atractores de viajes. Se trata de medidas dirigidas tanto a áreas de
concentración industrial, empresarial o de servicios como a grandes centros de
actividad que por sus características y volumen generen un número apreciable
de desplazamientos, tanto de trabajadores como de usuarios-clientes
(hospitales, centros de ocio, centros comerciales, universidades, etc.). Muchas
de las medidas anteriormente propuestas se pueden aplicar en estas zonas
aunque también existen otras opciones como son la implantación de autobuses
en las empresas, la creación de líneas especificas de transporte público, el
teletrabajo, que consiste en posibilitar que el empleado realice parte de el
trabajo desde su hogar, horarios alternativos para reducir la congestión en las
horas de tráfico más conflictivas o bonos de transporte en las empresas.
Hay distintos ejemplos de ciudades europeas como West Yorkshire
(Reino Unido), Grenoble (Francia), Apeldoorn (Holanda) y Lund (Suecia), en
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 119 las que se han aplicado diversos planes de movilidad urbana sostenible con
resultados muy alentadores.
4.4. Resultados obtenidos de la aplicación de las medidas de
ahorro y eficiencia energéticas en el año 2030.
Para poder valorar las actuaciones necesarias en este sector se requiere
estudiar de manera comparativa todas las medidas anteriores aunque esto es
muy complicado debido a la dificultad de poder cuantificar de forma genérica
el potencial de algunas medidas, especialmente de las mejoras de las
infraestructuras.
Se puede realizar parte de esta comparativa tomando únicamente las
medidas relacionadas con modificaciones en los vehículos y así determinar
cuáles de estas medidas son más eficaces:
• Un vehículo eléctrico (VE) emite un 32 % menos de CO2 comparado
con un vehículo de gasolina y un 27 % menos frente a uno de gasóleo.
• Las emisiones de CO2 de un vehículo eléctrico híbrido (VEH) son
27,3% menores que las de uno con gasolina, y 20,16% que uno de
diésel.
• El vehículo de pila de combustible (VPC) sólo produce emisiones de
vapor de agua, aunque tiene asociadas emisiones debidas a la
producción de hidrógeno, distribución y almacenamiento. Tanto esta
medida como la toma de hidrogeno como carburante se explica con
mayor detenimiento en otro capítulo.
• La sustitución de gasolina por bioetanol en distintas proporciones
supone una disminución de emisiones de CO 2 del 3% con E5 y del 70%
con E85, aunque la aplicación de esta última mezcla requiere
modificaciones en el motor y por lo tanto es más cara.
• La utilización de distintas mezclas de biodiésel supone un ahorro de
carburante y una disminución de emisiones con respecto a la utilización
de diésel. La disminución de emisiones de CO2 es del 76% con
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 120
BD100A1, 91% con BD100A2, 8% con BD10A1, 9% con BD10A2,
4% con BD5A1 y 5% con BD5A2.
• El cambio de los vehículos actuales por vehículos de mayor eficiencia
puede suponer un ahorro aproximado de emisiones de CO 2 del 27,7%
en vehículos de gasolina y del 30% en vehículos de gasóleo.
• Una conducción eficiente del vehículo puede suponer un ahorro de un
15% en las emisiones de CO 2 del vehículo, además esta medida reduce
el número de accidentes de tráfico.
La reducción de emisiones de las medidas anteriores se refleja en la
siguiente gráfica:
Reducción de emisiones %
0102030405060708090
100
VEVEH
E85 E5
BD5A1
BD10A1
BD100A
1
BD5A2
BD10A2
BD100A
2
Renov
ación
Condu
cció
n efic
iente
Gasolina
Gasoleo
Ilustración 41: Reducción de las emisiones en el sector transporte.
La aplicación de estas medidas no sólo depende de las emisiones que
evite, también hay que tener en cuenta el precio que supone la aplicación de
cada una de ellas.
Considerando el punto de vista del usuario, es decir lo que le cuesta a
éste la aplicación de cada medida, se puede hacer una aproximación del orden
de coste que pueden tener estas medidas. Para ello se considera que la
aplicación de biocombustibles de mezcla menor del 15% no suponen ninguna
variación en el vehículo y por lo tanto ningún gasto para el usuario, y a la larga
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 121 un ahorro ya que el precio del petróleo va en aumento, por otro lado las
mezclas superiores al 15% suponen una modificación en el motor pero que
tendrá un menor coste que la compra de un vehículo nuevo más eficiente, a su
vez la conducción eficiente requiere de una campaña de divulgación y de
cursos de formación que supondrían un coste para el Estado pero para el
usuario no.
También hay otro factor a tener en cuenta a la hora de evaluar el coste
de una medida y es coste psicológico que supone la aplicación de una mejora,
por ejemplo la mejora en las infraestructuras supone una reducción de los
atascos que implicaría un coste psicológico negativo del usuario ya que mejora
su calidad de vida.
Una vez estimado el coste y el ahorro energético que supone la
aplicación de cada medida, es necesario fijar unos criterios de aplicación de
cada una de estas medidas para cuantificar su ahorro en el año 2030.
Ratio de biocombustibles del 10% en el año 2020
Empezando por los biocombustibles se considera como objetivo cumplir
una producción mínima de biocombustibles del 10% en relación al conjunto de
combustibles para el año 2020 estimada por el Consejo Europeo. Extrapolando
esta cifra para el año 2030, teniendo en cuenta los objetivos cubiertos en
España hasta la fecha que son de 0,02% para el año 2001 y 0,09 para el año
2005, se obtiene que para el año 2030 el ratio de producción de
biocombustibles tiene que ser de 15,38%.
Este valor implica que se sustituirá un 15,38% del consumo total de
combustibles fósiles, gasolina y diésel, por biocombustibles. Teniendo en
cuenta este porcentaje y el combustible estimado que se consumirá en el año
2030 en la prospectiva al año 2030 calculada en este informe, se obtiene que el
consumo de biocombustible será de 6790,8ktep.
Esta producción de biocombustibles no supone un ahorro de energía
pero sí supone una reducción de emisiones. La reducción de emisiones que
supone sustituir el 15,38% del consumo de combustibles fósiles por
biocombustibles se calcula de la siguiente manera.
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 122
Se considera que los consumos equivalentes de un vehículo con
gasolina y otro con diésel son respectivamente 3.430 kJ/km y 3.019 kJ/km,
éstos consumos implican 178,46 g/km de CO2 y 162,5 g/km de emisiones
respectivamente. Con estos valores se obtienen unas emisiones de 0,052 g/kJ
con gasolina y 0,0538 g/kJ con diésel. El consumo obtenido de 6790,8 ktep/a
equivale a 284,5 PJ/a, por lo tanto si todo lo consumen vehículos de gasolina
emiten 14,8 Mt CO2/a si estos se sustituyen por bioetanol E5 se ahorraría emitir
0,444 Mt CO2/a y si se sustituye por E85 se ahorraría 10,36 Mt CO2/a. Por otro
lado si los 284,5 PJ/a los consumen vehículos de diésel se emiten 15,3 Mt
CO2/a y éste es sustituido por biodiésel, se obtiene una reducción de las
emisiones de 11,62 Mt CO2/a con BD100A1, 13,92 Mt CO2/a con BD100A2,
1,224 Mt CO2/a con BD10A1, 1,37 Mt CO2/a con BD10A2, 0,612 Mt CO2/a
con BD5A1 y 0,765 Mt CO2/a con BD5A2.
De la prospectiva realizada por este informe en capítulos anteriores, se
ha obtenido que en el año 2030 el número de vehículos en España ascenderá a
29,1millones de vehículos, si se considera que la mitad son diésel y la mitad
gasolina, y que el recorrido medio anual de un vehículo es de 15.000 km, las
emisiones serán de aproximadamente 74,41 Mt CO2 /a o lo que es lo mismo
20,374 MtC/a, por lo tanto el cumplimiento del 15,38% de biocombustibles
supondría una disminución de las emisiones en los vehículos de entre el 0,05%
y el 18,7%, por vehículo dependiendo del biocombustible utilizado..
Introducción de los vehículos híbridos y eléctricos
Se fija como objetivo que el parque de vehículos para el año 2030 esté
constituido únicamente por vehículos híbridos y eléctricos, el 50% de cada uno.
Considerando que el parque de vehículos para ese año es de 29,1millones de
vehículos, la mitad de gasolina y la mitad diésel, que un vehículo al año recorre
15.000 km y un vehículo de gasolina emite 178,46 g/km de CO2 y uno de diésel
162,5 g/km de CO2 . Con esto se disminuiría en 19,91 Mt CO2 , un 26,7%. Pero
esta medida supondría fabricar 29,1 millones de coches híbridos y eléctricos en
23 años, es decir 1,26 millones de coches híbridos y eléctricos al año, y viendo
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 123 el bajo número de coches de este tipo que se fabrican hoy en día parece una
medida bastante inviable.
Debido a esto tiene más sentido fijar el objetivo en un número menos
elevado como puede ser que la mitad de los vehículos del 2030 sean o bien
coches híbridos o eléctricos. Para este objetivo y con los mismos supuestos
anteriores se obtiene una reducción del 13,35% de emisiones de CO2 , es decir
la mitad que para el caso anterior. Y la producción de coches anual es mucho
más lógica.
Renovación de los vehículos
Para poder estimar el porcentaje de vehículos a renovar de cara al año
2030 sería necesario estudiar la antigüedad del parque automovilístico y fijar
unos años máximos de vida útil que pueda tener un turismo teniendo en cuenta
que mientras más antigüedad mayores emisiones. Se puede estimar que del
2007 al 2030 la flota entera automovilística se habrá renovado y que los
vehículos en funcionamiento para ese año tendrán una mayor eficiencia. Esto
supone una reducción de las emisiones del 27,7%, 20,1 Mt CO 2.
Conducción eficiente
El objetivo en esta medida está claro, la conducción eficiente tiene que
darse en el 100% de los vehículos en funcionamiento en el año 2030. La
aplicación de esta medida supone un ahorro del 15% total de las emisiones de
CO 2 , lo que supone 11,16 Mt CO 2 .
Aplicación de medidas de eficiencia y políticas respecto al tráfico
Estimar el contabilizar el alcance que pueden tener estas medidas es
muy complejo ya que por ejemplo los planes de movilidad serán distintos
dependiendo de la zona en la que se aplique.
En general, una mejora en la eficiencia del transporte (aerodinámica,
materiales ligeros, conducción eficiente…) o en la movilidad urbana (transporte
4. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte 124 público, carril bici, parquímetros…) pueden contribuir a una reducción de
emisiones de gases de efecto invernadero en torno a un 10%, [IPCC, 2007].
Al contabilizar el efecto de cada una de las medidas de manera
independiente se comete el mismo error que al analizar el efecto de cada
“cuñas” por separado. Este error se debe a que muchas de las medidas de
ahorro y eficiencia energéticas se solapan unas con otras, con lo cual el efecto
de manera conjunta de todas las medidas reduce el efecto contabilizado de
manera independiente.
Un ejemplo claro de este error es la aplicación de biocombustibles
después de haber aplicado la medida de vehículos híbridos en el parque
automovilístico. La aplicación de vehículos híbridos reduce las emisiones con
respecto al parque ineficiente inicial. Esto hace que las emisiones totales del
parque inicial sean mayores que las del parque con vehículos híbridos. Por lo
tanto la aplicación posterior de los biocombustibles reduce un menor número de
emisiones con respecto a su aplicación en el parque inicial.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 125
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el
sector edificación
5.1. Características principales del sector de la edificación.
La energía que consume un edificio es debida por un lado a la energía
necesaria para su construcción, mantenimiento y demolición; a esta energía se
la denomina “Embodied Energy”. Y por otro lado a la energía necesaria para el
desarrollo de las actividades que se realizan en su interior; a esta energía se la
denomina Energía de operación.
Los servicios energéticos más básicos que se demandan en el interior de
un edificio son la iluminación y el confort térmico, entendiendo por confort
térmico una sensación subjetiva de bienestar relacionada con la temperatura,
que depende del balance entre el calor generado por el cuerpo humano y el
aportado o perdido debido a las condiciones del entorno. Asociados al aumento
de la calidad de vida del usuario existen servicios como el agua caliente
sanitaria (ACS) o los proporcionados por los distintos electrodomésticos o la
ofimática.
El sector edificación engloba tanto edificios residenciales como
edificios de servicios (hospitales, oficinas, etc.), que en el consumo energético
son muy diferentes.
El consumo de energía primaria en España de este sector (fig.1) es el
22% del total, considerando los edificios residenciales y de servicios, con sus
consumos energéticos para calefacción, climatización, producción de agua
caliente sanitaria, iluminación, equipamiento residencial y en la ofimática, que
alcanzaría el 28,6% si se incluyera en él al sector de la construcción.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 126
Industria22%
Residencial14%
Agricultura3%
No energético8%
Construcción7%
Terciario8%
Transporte38%
Ilustración 42: Desglose del consumo final energético en España en 2004.
Fuente: Energy Balances. IEA (2006a)
La energía consumida por este sector irá en aumento debido a la
continua búsqueda de un mayor bienestar. Esto supondrá la introducción de
nuevas tecnologías en la vivienda que requieren energía para su
funcionamiento.
Dada la relevancia de este sector y el incremento del consumo
energético que se estima ocurrirá en el mismo, está justificada la aplicación de
medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector de la edificación desde
una perspectiva de conseguir un modelo energético más sostenible. Aquí se
entiende por Eficiencia Energética la relación entre la producción de un bien,
servicio o energía y el gasto energético que ello supone. Es decir, si para prestar
un mismo servicio una máquina consume menos energía que otra, la primera
será más eficiente. Y por otro lado, si una máquina presta más servicio con la
misma cantidad de energía, será también más eficiente. En definitiva, ser más
eficiente implica hacer más con menos.
La aplicación de medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector
de la edificación es muy problemática, debido a la compleja estructura de este
sector.
Un factor a tener en cuenta es la juventud del parque de viviendas actual
en España (fig.2), que unido a que la vida útil de un edificio se encuentra entre
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 127
50 y 100 años, implica la aplicación de medidas no sólo en edificios de nueva
construcción sino sobre todo en edificios ya construidos.
18.5%
32.0%
10.3%
16.2%
7.5%
3.8% 4.5% 4.0%
3.1%< 1900
1900 - 1920
1921 -1940
1941 - 1950
1951 - 1960
1961 - 1970
1971 - 1980
1981 - 1990
1991 - 2000
18.5%
32.0%
10.3%
16.2%
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3.8% 4.5% 4.0%
3.1%
18.5%
32.0%
10.3%
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3.8% 4.5% 4.0%
3.1%< 1900
1900 - 1920
1921 -1940
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1961 - 1970
1971 - 1980
1981 - 1990
1991 - 2000
Ilustración 43: Distribución de edades del parque de viviendas
Fuente: INE (2006) y MINECO (2003)
En cuanto a la estructura de la demanda energética en los edificios,
existe una gran diferencia entre los edificios residenciales y los no
residenciales, como podemos ver en la figura. En los edificios residenciales se
usa la energía principalmente para cubrir los requerimientos de confort en la
temporada de calefacción, y en menor medida para producir agua caliente
sanitaria y electricidad para iluminación. La energía consumida para otros
equipamientos no está incluida en el gráfico para edificios residenciales, así
como la energía utilizada para la refrigeración. Esto es debido a la antigüedad
de los datos, ya que incluir esta energía supondría un incremento de la demanda
de los edificios residenciales. Por otro lado, en los edificios no residenciales, tal
y como se puede apreciar en la figura, si bien su demanda energética sigue
dominada por la de calefacción, las contribuciones de la demanda de
refrigeración y de otros usos eléctricos ya son en la actualidad mucho más
relevantes que en los edificios residenciales.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 128
4 3 %
9 %2 2 %
2 6 %
T é r m ic a
E lé c t r ic a u s o s t é r m ic o s
A i r e a c o n d ic io n a d o
E lé c t r ic a o t r o s u s o s
S e c t o r N o r e s id e n c ia l
S e c t o r r e s id e n c ia l
6 3 %
2 7 %
1 0 %
C a le f a c c ió n
A C S
I lu m in a c ió n
4 3 %
9 %2 2 %
2 6 %
4 3 %
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Ilustración 44: Distribución de la demanda energética en el subsector residencial y en el no residencial
Fuente: [MINECO, 2003]
Otro aspecto de gran relevancia para el sector de la edificación en
España es la necesidad de un nivel elevado de capacitación en los profesionales
que tienen a su cargo el diseño y la construcción de los edificios y, en
particular, de aquellos aspectos con una incidencia directa sobre el consumo
energético, pues los edificios son uno de los sistemas energéticos más
complejos que construye y opera el hombre.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 129
5.2. Contexto legislativo español y europeo
Existe normativa tanto a nivel europeo como a nivel nacional para
impulsar el ahorro y la eficiencia energética en el sector edificación. Las
instituciones europeas (más específicamente la Comisión y el Parlamento) han
adoptado planteamientos globales y una visión estratégica y de futuro, tanto en
el terreno medioambiental como en el energético, de la que frecuentemente
carecen las políticas nacionales y empresariales, más a corto plazo y
condicionadas por intereses comerciales y políticos.
En el ámbito europeo podemos destacar:
� Libros Verdes, que son documentos de reflexión publicados por la
Comisión sobre un asunto específico. Hay que destacar el Libro Verde
UE (2002): ‘Hacia una Estrategia europea de seguridad de suministro
energético’, el Libro Verde UE (2005): sobre la eficiencia energética o
cómo hacer más con menos y el Libro Verde UE (2006): ‘Estrategia
Europea para una energía sostenible, competitiva y segura’. Este
último va configurando una estrategia más definida.
� Directivas europeas, que obligan al Estado miembro en cuanto al
resultado que deba obtenerse, exigen una transposición al ordenamiento
jurídico nacional y dejan cierta libertad en cuanto a la forma y los
medios de su aplicación. Entre las más destacadas se encuentran la
Directiva (2002) sobre ‘Eficiencia energética de los edificios’, la
Directiva (2006) sobre la eficiencia del uso final de la energía y los
servicios energéticos y también las Directivas dedicadas a informar a
los consumidores, o que establecen normas sobre el etiquetado de
electrodomésticos o eficiencia de los vehículos. Debe también
mencionarse el ‘Programa Energy Star’ (sobre equipamiento de
oficinas).
� También se puede destacar la Decisión (2003) sobre el programa
plurianual de acciones en el ámbito de la energía ‘Energía inteligente
para Europa (2003-2006)’, para impulsar la eficiencia energética y la
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 130
mayor utilización de las fuentes renovables de energía y la
diversificación energética.
En el ámbito nacional el planteamiento más amplio y ambicioso se
encuentra en la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España 2004-
2012 (E4). La E4 hace un análisis energético de cada uno de los sectores de
consumo, mediante aproximaciones metodológicas encaminadas a evaluar en
cada uno de ellos el potencial de mejora de la eficiencia energética existente,
tanto tecnológico como derivado de la modificación de pautas de consumo.
Aunque es un buen estudio teórico, carece de de la suficiente financiación y de
medidas normativas concretas. Por este motivo se aprobó en 2005 un Plan de
Acción 2005-2007, que recoge especificaciones pormenorizadas de las
actuaciones concretas, los plazos, la responsabilidad de los diferentes
organismos públicos involucrados y la identificación de líneas de financiación
y partidas presupuestarias propuestas en la E4.
En el sector de la edificación el principal instrumento en la regulación
nacional consiste en la adopción de las medidas normativas previstas en la
Directiva sobre eficiencia energética de edificios, que se encuentra en proceso
de transposición mediante tres Reales Decretos: el Real Decreto 314/2006, de
17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación (CTE),
que fija los requisitos mínimos de demanda térmica de los edificios,
iluminación interior y energía solar, el Real Decreto 47/2007, de 19 de enero,
por el que se aprueba el Procedimiento básico para la certificación de eficiencia
energética de edificios de nueva construcción y el futuro Real Decreto que ha
de revisar el actual reglamento de instalaciones térmicas de los edificios
(RITE), para actualizar los requisitos mínimos que deben cumplir las
instalaciones de calefacción, climatización y producción de agua caliente
sanitaria.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 131
5.3. Medidas a aplicar en el sector edificación.
Las medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector edificación en
España tienen un gran potencial para reducir el consumo de energía, ya que
prácticamente nada se había hecho anteriormente al respecto en este sector.
Estas medidas han de consistir en una mayor integración de edificio con el
entorno, para el máximo aprovechamiento de las condiciones que le rodean,
una mejora del diseño del edificio y una correcta elección de los materiales,
entre otras.
Debido a la juventud del parque español de viviendas y a que la vida útil
de un edificio suele estar entre los 50 y 100 años, el consumo de energía en este
sector de aquí a unos años va a ser causado principalmente por la demanda de
energía de edificios ya construidos. Esto hace necesaria la determinación no
sólo de medidas a aplicar en los edificios por construir, sino también en
edificios ya construidos.
Las medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector edificación a
aplicar en edificios de nueva construcción como en edificios ya construidos
serían las siguientes:
Diseño del edificio.
El diseño de un edificio aprovechando las condiciones del entorno que
le rodea supone un ahorro de energía en la construcción final.
De la idea anterior nace el concepto de diseño bioclimático. El diseño
bioclimático se fundamenta en la adecuación y utilización positiva de las
condiciones medioambientales y materiales, mantenida durante el proceso del
proyecto y la obra. Este concepto no es nuevo, los principios básicos de la
arquitectura tradicional se basan en el aprovechamiento de las condiciones del
entorno.
Para poder llevar a acabo un diseño bioclimático se requiere una
valoración energética precisa para determinar el efecto real de cada medida
sobre el edificio, ya que algunos elementos que pueden ser considerados
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 132
bioclimáticos (invernaderos, eliminación de aislamientos fachadas en sur, etc.)
a la hora de su aplicación suponen un aumento del consumo energético y un
alejamiento de las condiciones de confort requeridas, llevando esto un
sobrecoste asociado. También hay que tener en cuenta que la aplicación de una
medida es favorable en algunos casos y en otros no, por lo que es necesario un
análisis exhaustivo de cada caso en particular.
Actuando sobre aspectos como el color de los muros o los tejados, se
puede ahorrar energía. Las paredes de color claro reducen la ganancia de calor
hasta un 35%, mientras que un tejado color claro comparado con uno oscuro
puede reducir la ganancia de calor en un 50%.
La forma también juega un papel esencial en las pérdidas de calor de un
edificio. En líneas generales, se puede afirmar que las estructuras compactas y
con formas redondeadas tienen menos pérdidas que las estructuras que tienen
numerosos huecos, entrantes y salientes.
La orientación de los muros y ventanas influye igualmente de forma
decisiva en las ganancias o pérdidas de calor de un edificio. En zonas frías
interesa que los cerramientos de mayor superficie, los acristalamientos y las
estancias o habitaciones de mayor uso estén orientadas al sur. Y los
acristalamientos y superficies orientadas hacia el norte deben ser lo más
pequeños posible. En zonas muy calurosas, sin embargo, interesa que en las
orientaciones con más radiación solar se encuentre la menor superficie
acristalada posible. En estas zonas y especialmente en verano, la disposición de
los elementos de sombreado, como los voladizos, toldos y persianas, porches,
etc., también podrán evitar ganancias de calor, reduciendo así la factura del aire
acondicionado.
En chalets o casas pequeñas, medidas tan simples como plantar árboles
que den sombra en verano o que corten los vientos dominantes en invierno, se
ha demostrado que ahorran entre un 15% a un 40% del consumo de energía
necesario para mantener la casa confortable. Por otra parte, el agua que se
evapora durante la actividad fotosintética enfría el aire y se puede lograr una
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 133
reducción apreciable de la temperatura, de entre 3 y 6 ºC, en las zonas
arboladas.
También puede ahorrarse energía en iluminación, a través de diseños
que consigan la máxima ganancia de luz, sin sobrecalentamiento indeseado.
Para optimizar la iluminación natural se precisa una distribución adecuada de
las estancias en las distintas orientaciones del edificio, situando, por ejemplo,
las habitaciones que se utilicen más durante el día en la fachada sur. También
hay que tener en cuenta el diseño y colocación de las ventanas, el tipo de vidrio
utilizado, etc.
Según el IDAE, un buen diseño bioclimático puede conseguir ahorros
de hasta el 70% para la climatización e iluminación de un hogar. Todo ello con
un incremento del coste de construcción no superior al 15% sobre el coste
estándar.
Por otro lado no sólo hay que tener en cuenta el diseño del edificio
aislado sino la ubicación del resto de edificios que le rodean para conseguir un
mayor aprovechamiento del entorno. En el diseño urbanístico del espacio a
desarrollar se pueden aplicar medidas con un fuerte impacto sobre el
comportamiento de los futuros edificios, al fijar gran parte de las condiciones
de contorno a las que estarán sometidos. Algunos elementos del entorno tienen
una influencia directa en la planificación urbana, tales como:
a) El sol y los factores que modifican la radiación solar
condicionan la orientación de las edificaciones, la altura de
la edificación, la achura de las calles y la orientación de los
espacios libres y plazas.
b) La vegetación influye sobre la humedad ambiental, la
radiación, los controles frente al viento, el ruido y la
contaminación y calidad del aire.
c) Mediante la determinación de las zonas expuestas, abrigadas
y canalización de los vientos dominantes del asentamiento se
puede optimizar el diseño urbano y los usos del suelo.
d) El agua y la humedad.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 134
e) La geomorfología, naturaleza de las rocas y características
de los suelos, pendientes y exposición a la radiación solar.
El estudio de las condiciones medioambientales del entorno supondría
una mayor adaptación de las zonas urbanas al entorno y un mayor
aprovechamiento de éste. La formación de especialistas para que realicen un
cálculo apropiado de las variables de diseño es imprescindible, ya que esto
puede condicionar el comportamiento energético del edificio.
Materiales de construcción.
Los materiales de construcción también presentan importantes
posibilidades de mejora, tanto en ahorro de energía de operación como en
“Embodied Energy”. Podemos definir la bioconstrucción como la construcción
de edificios con técnicas que garantizan un ahorro energético y una mejora en
la salud ambiental y de los propios usuarios, utilizando materiales no
contaminantes ni tóxicos, que sean, en la medida de lo posible, renovables,
reutilizables y reciclables, así como económicos, ecológicos y ergonómicos.
Para minimizar el impacto sobre el entorno es imprescindible utilizar
materiales que no sean contaminantes en ningún momento de su ciclo de vida;
que puedan reutilizarse, reciclarse o diseminarse en el entorno sin degradarlo;
que no consuman mucha energía en su producción; y que no requieran mucha
energía para ser transportados hasta la obra. Muchos de los materiales de la
arquitectura tradicional cumplían ya estos requisitos. También los cumplen
materiales modernos surgidos de la necesidad de alcanzar y mejorar las
prestaciones de los materiales convencionales sin perjudicar al medio ambiente.
a) Estructura. La elección de la materia prima y tecnología para
levantar la estructura de los edificios dependerá, entre otros, del clima, los
materiales disponibles localmente, la arquitectura tradicional de la zona, la
energía necesaria para obtener el material y transportarlo al emplazamiento de
la construcción, y el impacto local de los materiales una vez terminada la vida
útil de la vivienda.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 135
b) Aislantes. Los edificios intercambian calor y humedad con el
medio exterior a través de sus suelos, techos y paredes. El uso de materiales
aislantes retrasa estos intercambios y ayuda a mantener unas condiciones
habitables en el interior de los edificios. Sin embargo, es importante utilizar los
materiales aislantes como un complemento a la aplicación de los criterios de la
bioconstrucción y no como soluciones por sí mismos.
A la hora de diseñar un edificio o casa aislada es necesario tener en
cuenta su aislamiento. Si se quiere evitar el calor en verano éste se pondrá en la
parte externa del muro y si se quiere evitar el frío en invierno, lo haremos por el
interior. Un buen aislamiento puede ahorrar hasta un 30% en calefacción y aire
acondicionado. Por tanto, aunque construir un edificio con un buen aislamiento
cuesta más dinero, a la larga es más económico porque ahorra mucho gasto de
climatización.
El poliuretano rígido es el material aislante térmico más eficiente y
duradero. Su baja conductividad térmica conferida por su estructura celular
cerrada y su innovadora tecnología de fabricación lo han puesto a la cabeza de
los productos que colaboran en el ahorro de energía a través del aislamiento
térmico. Es el material por excelencia en múltiples aplicaciones industriales y,
sin duda, el producto más utilizado en el aislamiento de los edificios
industriales y residenciales.
c) Instalaciones eléctricas. Estudiar materiales que contaminen
menos y una instalación eléctrica más eficiente son algunas de las opciones.
d) Acabados. Hay acabados exteriores e interiores. En ambos casos
deben transpirar, pues los litros de agua diarios que transpiran las personas en
forma de vapor deben poder salir al exterior, de otro modo, se producen
condensaciones.
e) Material de fontanería. La fontanería convencional usa y abusa
del PVC en las cañerías y tuberías. Los plásticos derivados de la química del
cloro, con el PVC a la cabeza, son perjudiciales para la salud y el medio
ambiente durante todo su ciclo de vida, y en caso de incendio liberan ácido
clorhídrico y otros gases tóxicos. Entre los plásticos no clorados, el
polipropileno y el polietileno son las opciones más interesantes. Son
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 136
mecánicamente más resistentes que el PVC, duran más, se pueden reciclar, su
producción es menos contaminante que la de otras alternativas como el cobre o
el acero, y además se ensamblan fácilmente y no requieren el uso de colas
tóxicas. Los plásticos no clorados son especialmente indicados para las tuberías
de distribución de agua: no se pueden corroer, se averían menos, son más
silenciosos y aíslan mejor la temperatura. Probablemente estos plásticos están
destinados a desplazar totalmente al cobre como éste, en su día, sustituyó al
acero y éste, a su vez, al plomo.
Iluminación
La iluminación demandada por el edificio supone un gran consumo de
electricidad por lo que aplicar medidas de ahorro y eficiencia permitiría a su
vez una reducción de costes para el usuario.
Para consumo doméstico, se pueden encontrar diversos tipos de
bombillas: lámparas halógenas, tubos fluorescentes, lámparas incandescentes y
de bajo consumo. Las más usadas en la mayoría de los hogares son las
incandescentes, debido a su bajo coste pero al mismo tiempo son las que más
electricidad consumen y las de menor duración (1.000 horas). La eficacia
luminosa de este tipo de lámparas se sitúa entre los 12 lm/W y los 20 lm/W,
con lo que sólo aprovecha en iluminación el 5% de la energía eléctrica que
consumen, mientras que el 95% restante se transforma en calor, sin
aprovechamiento luminoso.
Desde hace algún tiempo, se están comenzando a usar cada vez más las
lámparas de bajo consumo, que son pequeños tubos fluorescentes que se basan
en la emisión luminosa que algunos gases como el flúor emiten al paso de una
corriente eléctrica. La eficiencia luminosa es así mucho mayor que en el caso
de la incandescencia puesto que en este proceso se produce un menor
calentamiento y la electricidad se destina, en mayor proporción, a la obtención
de la luz. Son más caras (del orden de 5 veces más) que las bombillas
convencionales, aunque, por el ahorro en electricidad se amortizan mucho antes
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 137
de que termine su vida útil (entre 8.000 y 10.000 horas). Duran ocho veces más
que las bombillas convencionales y proporcionan la misma luz, consumiendo
apenas un 20%-25% de la electricidad que necesitan las incandescentes.
Electrodomésticos
Los electrodomésticos suponen una parte muy importante del consumo
energético de cualquier hogar, por lo que su mayor eficiencia es trascendental a
la hora de conseguir ahorros considerables en dicho consumo.
Según la Directiva 92/75/CE, se definen 7 clases de eficiencia,
identificadas por un código de colores y letras que van desde el color verde y la
letra A para los equipos más eficientes, hasta el color rojo y la letra G para los
equipos menos eficientes. Este código es común para todos los
electrodomésticos, aunque exista una etiqueta diferente para cada familia. De
este modo, el comportamiento energético de los electrodomésticos puede ser:
Tabla 7: Eficiencia de electrodomésticos.
Fuente: Base de Datos del IDAE, 2007
A esta tabla, y sólo para el caso de frigoríficos, congeladores y equipos
combinados, hay que añadirle dos filas por arriba, para incluir las clases A+ y
A++, quedando los consumos de las categorías como sigue en la figura
siguiente:
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 138
Ilustración 45: Consumos de electrodomésticos según categoría
Fuente: Base de datos IDAE, 2007
Es importante saber que las clases de eficiencia sólo son comparables
dentro de la misma categoría de electrodomésticos y entre equipos del mismo
tipo que además realicen las mismas o similares funciones. Cada letra que se
baja en la escala, a partir de la A, supone un incremento del consumo
energético de alrededor de un 12% más que la letra que le precede. Así,
podremos decir que una lavadora “clase A” consume hasta un 48% menos que
una de iguales prestaciones de clase C, y hasta un 58 % menos que una de clase
D.
• Frigorífico
El frigorífico es el electrodoméstico que más energía consume y, junto a
la iluminación, se sitúa a la cabeza del gasto eléctrico doméstico. Al tener un
uso continuo (sólo se desconecta para eliminar la escarcha y limpieza o por
ausencias prolongadas del hogar), tiene un consumo muy apreciable, aunque su
potencia no sea muy grande: unos 200 W (la mayoría se encuentran en el
intervalo 110 W-240 W). A diferencia de otros aparatos, las prestaciones del
equipo dependen del lugar en que se ubique. Es necesario permitir la
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 139
circulación de aire por la parte trasera del equipo y que esté alejado de focos de
calor y de la radiación solar directa.
En la actualidad existen frigoríficos de alta eficiencia con consumos
notablemente menores que los que más consumen. Por ejemplo, un frigorífico
de clase A++ consume 2.956 kWh. en 15 años mientras que uno de clase G,
consume 12.319 kWh.
Otra medida con la que se puede conseguir una mayor eficiencia del
frigorífico es limpiarlo y quitarle la escarcha para de esta forma no entorpecer
su funcionamiento. Esto se debe a que el hielo y la escarcha son aislantes y
dificultan el enfriamiento en el interior. De hecho si se acumulan más de 3 mm
de hielo en el compartimento del congelador, el aparato gastará un 30% más de
energía para mantener la temperatura necesaria. Existen modelos de los
llamados “no-frost”, o sin escarcha, que tienen una circulación continua de aire
en el interior que evita la formación de estos elementos.
Igualmente se debe intentar no dejar abiertas las puertas de la nevera y
el congelador, ya que por cada minuto que están abiertas estos aparatos tardan
después tres minutos en recuperar su temperatura normal, con el consiguiente
gasto de electricidad.
• Lavadora y lavavajillas
Estos dos electrodomésticos también suponen un importante consumo
de energía, debido sobretodo al uso de agua caliente. Como se verá más
adelante, la energía necesaria para calentar este agua se puede conseguir a partir
de paneles termosolares, con lo que se alcanzan importantes ahorros.
Otra forma de ahorrar muy sencilla y que no supone ningún coste
económico es usar estos dos electrodomésticos únicamente a máxima carga.
• Televisión y equipo de audio
En los países desarrollados hay en cada vivienda al menos un televisor.
Esto unido a que, al igual que ocurre con los frigoríficos, la potencia unitaria de
este electrodoméstico es pequeña, pero su utilización es muy grande, lo que le
hace ser responsable de un consumo importante de energía.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 140
En estos países, este equipo se usa todos los días y en un hogar medio
está encendido 3 horas al día. Aunque su potencia es pequeña (45W –250W) su
utilización hace que se den consumos anuales de entre 100 kWh. y 400 kWh.
• Equipos ofimáticos
En la última década, el equipamiento informático ha tenido un auge
espectacular, al que no ha sido ajeno el ámbito de la vivienda. Casi la mitad de
los hogares españoles disponen de ordenador personal y las impresoras tienen
un porcentaje similar de penetración. La pantalla es la parte del ordenador
personal que más energía consume y tanto más cuanto mayor es. Las pantallas
planas (TFT) consumen menos energía que las convencionales.
Aunque son elementos de potencias pequeñas, debido a su uso diario y
prolongado (3 h de media) y que conlleva muchos elementos, como altavoces
(que consumen mucho, por ser de baja calidad), impresoras, escáneres, etc., su
uso ya representa en un hogar medio un 2% del consumo total
(aproximadamente 60 kWh. al año).
• Horno y cocina
Existen hornos de gas y hornos eléctricos. Estos últimos son los más
frecuentes entre los usuarios domésticos en el mundo desarrollado.
Según la energía que utilizan cabe distinguir varios tipos de cocinas. En
los países desarrollados predominan las cocinas de gas o eléctricas, mientras
que en los países subdesarrollados sobretodo se utiliza biomasa (leña, carbón,
residuos animales o vegetales) para cocinar. Las cocinas eléctricas a su vez
pueden ser de resistencias convencionales, de tipo vitrocerámico o de
inducción. Las cocinas de inducción son más rápidas y eficientes que el resto
de las cocinas eléctricas, gracias a la reducción de los tiempos de cocción.
También existe una serie de electrodomésticos que se suelen utilizar a
diario, a partir de los cuales se puede conseguir un importante ahorro.
Aquellos que se limitan a realizar alguna acción mecánica (batir,
trocear, cortar pelo...), excepto la aspiradora, tienen en general potencias bajas.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 141
Sin embargo, los que producen calor (plancha, tostadora, secador de pelo...)
tienen potencias mayores y dan lugar a consumos importantes.
Domótica
La aplicación de medidas en la eficiencia y ahorro energético en la
operación del edificio supone una reducción considerable del consumo del
edificio. Podemos definir la domótica como el conjunto de sistemas capaces de
automatizar una vivienda, aportando servicios de gestión energética, seguridad,
bienestar y comunicación, y que pueden estar integrados por medio de redes
interiores y exteriores de comunicación, cableadas o inalámbricas, y cuyo
control goza de cierta ubicuidad, desde dentro y fuera del hogar. Se podría
definir como la integración de la tecnología en el diseño inteligente de un
recinto. Esto supondría por ejemplo la programación y zonificación de la
climatización, la racionalización de cargas eléctricas: desconexión de equipos
de uso no prioritario en función del consumo eléctrico en un momento dado,
gestión de tarifas, derivando el funcionamiento de algunos aparatos a horas de
tarifa reducida, una automatización del apagado/ encendido en cada punto de
luz y una regulación de la iluminación según el nivel de luminosidad ambiente.
Considerando el ahorro de energía que aportaría un control domótico
simple, éste podría rondar los 500 kWh. anuales, lo que supone un 16% del
gasto eléctrico de una vivienda. Sin embargo este considerable ahorro no hace
atractiva la inversión por si solo, ya que el plazo de amortización es de unos 16
años y, en general, un sistema de este tipo tiene una vida útil menor que ésta
[González Blanch, 2006].
Energías Renovables
El uso de las energías renovables para cubrir la demanda energética de
un edificio es una de las medidas con mayor potencial, no sólo pueden llegar a
cubrir la demanda entera del edificio, sino convertir el edificio en exportador
neto de energía. Algunas de las aplicaciones de las renovables en la edificación
son:
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 142
1) Colectores solares, que son una clase de paneles que captan los
rayos del sol y trasmiten el calor a un acumulador, donde el agua es calentada y
trasmitida a los puntos de consumo. De esta forma, se produce agua caliente
sanitaria, se consigue un apoyo al sistema de calefacción y se climatizan
piscinas. Estos paneles son los que podemos encontrar principalmente en los
tejados de las casas, formando parte de la evolvente del edificio. A partir de
Enero de 2007 la instalación de estos colectores solares será de uso obligatorio
en España para todos los edificios de nueva construcción. Un panel solar de tan
solo 2 m2 sobre el tejado de una vivienda permite asegurar el suministro de
entre el 50% y el 70% de las necesidades de agua caliente, dependiendo de su
ubicación geográfica y la idoneidad de su orientación.
2) Paneles solares fotovoltaicos, estos paneles solares están
destinados a la producción de energía eléctrica para satisfacer la demanda del
edificio. En los sistemas fotovoltaicos, las células captan las partículas de luz
denominadas fotones, y éstas liberan electrones que generan electricidad. Esta
energía puede ser almacenada en baterías para su posterior uso, vendida a la
compañía eléctrica por un precio que normalmente está subvencionado o
consumida directamente (bombeo, riego, señalización, etc.) Una vivienda
familiar equipada para aprovechar el calor de la radiación solar evitaría la
emisión de 1,6 toneladas de CO2 cada año de los 25 que la instalación tiene de
vida útil. Esta cantidad en un edificio de 20 viviendas sería de 9,2 toneladas
anuales y en un hotel de 400 habitaciones alcanzaría nada más y nada menos
que la cifra de 128 toneladas de CO2.
3) Pilas de combustible. Esta tecnología tiene muchas posibilidades
a largo plazo para reemplazar a los sistemas de calefacción existentes
alimentados con gasóleo, gas natural, o electricidad, tanto en los hogares como
en los edificios comerciales.
4) Cogeneración. El caso máximo de eficiencia energética se da en
los sistemas de cogeneración eléctrica, que pueden aprovechar grandes
cantidades de calor residual para la calefacción o la preparación del agua
caliente sanitaria. Si se evolucionase hacia una generación más distribuida, en
la que las centrales termoeléctricas se situasen más cerca de los centros de
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 143
demanda térmica (edificios), mediante esquemas de cogeneración y
trigeneración (poligeneración), se podría aprovechar la energía térmica residual
del proceso de generación eléctrica para cubrir parte de la demanda térmica de
los edificios. El aprovechamiento de esta energía residual requeriría que el
sector de la edificación evolucionara hacia una estructura de sistemas
colectivos frente a los individuales que actualmente predominan en el sector,
imponiendo los esquemas de calefacción y refrigeración de distrito (District
Heating and Cooling), lo cual a su vez facilitaría mucho la introducción de
energía solar térmica para cubrir parte de las demandas de ACS, calefacción y
refrigeración.
Sistemas de acondicionamiento
Uno de los puntos más significativos de consumo de energía en un
edificio es el sistema de acondicionamiento. Ya se trate de calefacción o de
refrigeración, el consumo suele ser muy elevado en cualquier circunstancia. Por
ello, el empleo de equipos de generación de calor o de frío con alto
rendimiento, dentro de instalaciones adecuadas y dimensionadas correctamente,
contribuirá al ahorro de mucha energía.
La energía eléctrica, a pesar de la comodidad de uso, debe descartarse
por completo para la calefacción, ya que su bajo rendimiento total, entre un 25
y un 30%, sólo la hace apta para su uso en los motores que precisen las
enfriadoras o climatizadoras, para las que hay escasas alternativas. Otra
aplicación de la electricidad está en los generadores de calor por efectos
termodinámicos, como las bombas de calor. Según [Greenpeace, 2007]
solamente en el caso de una muy elevada penetración de energías renovables
intermitentes en la producción de electricidad, podría tener sentido utilizar los
excedentes de electricidad para usos de calefacción. Los combustibles sólidos,
concretamente los carbones, deben igualmente descartarse por la alta
contaminación que generan. El gasóleo de calefacción es menos contaminante,
por lo que se convierte en más adecuado, pero tiene el problema del
almacenamiento. El gas natural es en parte menos contaminante que el gasóleo
C (genera menos monóxido de carbono) pero al mismo tiempo produce una
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 144
mayor cantidad de óxidos de nitrógeno. Sin embargo, resulta el combustible
más cómodo donde está canalizado.
Los equipos más utilizados para la calefacción son las calderas, siendo
las más eficientes las de baja temperatura y las de condensación. Las primeras,
porque en ellas las pérdidas son menores al trabajar en un rango de
temperaturas inferior al de las convencionales. Las segundas porque
aprovechan parte de la energía que se pierde con los humos y el vapor de agua
de la combustión.
En refrigeración se puede emplear la recuperación de calor para
producir frío mediante equipos de trigeneración energética. Otras alternativas
interesantes son los sistemas evaporativos. En aquellas zonas que no sean
particularmente húmedas, y si no se necesitan grandes precisiones en las
condiciones del aire tratado, los sistemas evaporativos pueden ser altamente
eficaces, ya que únicamente consumen agua y la poca energía que necesitan los
ventiladores para mover el aire.
A parte de las energías renovables mencionadas con anterioridad existen
otros equipos que se pueden utilizar tanto para calefacción como para
refrigeración y ACS, que contribuyen a un mayor ahorro de energía.
Uno de estos equipos son las bombas de calor, que ya están en uso en
algunas partes del mundo, en particular en países con una amplia oferta de
electricidad barata proveniente de recursos nacionales (por ejemplo, energía
hidroeléctrica). Las bombas de calor pueden llegar a ser más competitivas a
medida que se avance en I+D. Se pueden utilizar para simple calefacción, con
la posibilidad de incluir calentamiento de agua en hogares individuales,
utilizando el calor residual en hogares altamente aislados. Además también se
pueden utilizar para refrigeración. Las bombas de calor, si las temperaturas del
ambiente exterior no son muy bajas, permiten obtener rendimientos (COP) de
más de 4, lo que quiere decir que producen 4 kWh térmicos consumiendo 1
kWh eléctrico. Eso las convierte en el aparato de calefacción más interesante,
con los costes de explotación energética más bajos, aunque con importantes
costes de implantación.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 145
Existen varias medidas, relacionadas con un menor consumo de energía
para calefacción, ACS o refrigeración, que en su gran mayoría no suponen
coste alguno, sino simplemente la voluntad de los consumidores.
Un ejemplo es la necesidad de realizar un mantenimiento de la caldera y
revisarla al menos una vez al año. Una caldera sucia tiene dificultades para la
combustión y puede consumir hasta un 15% más de energía.
Cambiar las válvulas de los radiadores cuando funcionen mal o
empiecen a gotear y sustituirlas por válvulas termoestáticas , que tienen varios
niveles de ajuste en función de la temperatura deseada puede ahorrar entre un 8
y un 13% de energía. Otra medida es bajar el termostato a 15º C cuando nos
ausentemos de casa o programar la calefacción para que pase a modo
económico.
Asimismo, para no derrochar energía se recomienda no exceder los 21º
C en invierno y no bajar de los 25º C en verano. De hecho, bajar un grado el
termostato de la calefacción puede ahorrar entre un 5 y un 10% de la factura.
La aplicación de todas estas medidas debe ir acompañada por controles
de calidad de los materiales y de la ejecución que aseguren su cumplimiento.
Una opción para poder controlar el nivel de ahorro y eficiencia energética de un
edificio sería marcar un límite regulatorio y aplicar la propuesta de certificación
energética europea de edificios [PREDAC, 2003].
5.4. Resultados estimados de la aplicación de las medidas de
ahorro y eficiencia energéticas en el año 2030.
En primer lugar se contabiliza el ahorro energético que supone la
aplicación de medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el subsector
residencial y posteriormente se estima de manera aproximada este valor para el
subsector servicios. No existen muchos datos sobre la distribución de la
demanda en el subsector servicios; por ello los resultados obtenidos para este
subsector son más bien orientativos.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 146
Residencial
Se determina a continuación que medidas se pueden aplicar en un
edificio ya construido y se contabiliza tanto el ahorro de energía que supondría
su aplicación así como el coste que esto conlleva. A la hora de evaluar los
costes de todas las medidas tratadas, se debe recordar que en prácticamente
todas ellas se acaba recuperando la inversión, puesto que contribuyen a un
ahorro energético que conlleva un ahorro económico. Por tanto, casi más
importante que el coste de la inversión a realizar es el periodo de retorno de la
inversión, es decir, cuánto tiempo se va a tardar en amortizar la diferencia en el
coste.
Analizando una por una las medidas mencionadas con anterioridad se
concluye que las medidas a aplicar en un edificio ya existente son:
• La sustitución de bombillas convencionales por tubos fluorescentes.
Aunque los tubos fluorescentes cuestan 5 veces más que una
bombilla convencional duran hasta 8 veces más por lo que suponen
un ahorro del coste de 3 bombillas convencionales. Los tubos
fluorescentes consumen apenas 20-25% de lo que consume una
lámpara incandescente.
• El uso de electrodomésticos más eficientes. Esta medida supone el
cambio de alguno de los electrodomésticos por unos más eficientes,
como por ejemplo el uso de un frigorífico de clase A++ que
consume 2.956 kWh. en 15 años. Hay que tener en cuenta que para
que el cambio de un electrodoméstico sea rentable económicamente
no sólo hay que mirar el ahorro energético de éste sino también el
periodo que lleva funcionando el que se quiere sustituir y su vida
útil. La diferencia de coste entre dos modelos con las mismas
prestaciones pero de distinta categoría no es significativa. Sin
embargo los ahorros que se pueden conseguir tanto en electricidad
como en agua caliente son bastante considerables. Por ejemplo, dos
neveras con iguales prestaciones, una de clase D y la otra, más
eficiente, de clase B, sólo se diferencian en sus precios en
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 147
aproximadamente unos 50 euros, pero cada año con la de clase B se
ahorra en torno a unos 12 euros por lo que en unos 4 años se
amortiza la diferencia de coste.
• El ahorro en el uso de los electrodomésticos. Esta medida puede
suponer un gran ahorro económico y consiste entre otras cosas en
limpiar y quitar la escarcha del congelador así como no dejar las
puertas de este abiertas, el uso en plena carga tanto de la lavadora
como del lavavajillas, disminuir la utilización de la televisión, el
equipo de audio, y los equipos ofimáticos. Se supone que con estas
medidas se obtiene un ahorro mínimo del 10% en el funcionamiento
de cada equipo.
• El sistema domótico sería una medida rentable a aplicar en edificios
cuya antigüedad permita su amortización, que es de
aproximadamente 16 años. La implantación de un sistema domótico
simple supondría un ahorro de 500 kWh anuales.
• Algo similar ocurre con los paneles solares, que debido a su alto
coste necesitan un periodo de amortización grande, por lo que en
edificios de mucha antigüedad no serían rentables económicamente.
Según el IDAE mediante los sistemas convencionales, generalmente
de gas, calentar agua cuesta unos 160 euros al año. Un panel solar
puede reducir este gasto a 64 euros. Su instalación cuesta entre
1.300 y 1.800 euros, una inversión que redunda, además, en el
alargamiento de la vida de la caldera. Con estos datos, el periodo de
retorno de la inversión es de un máximo de 19 años. Su vida útil es
de 25 años, por lo que se acaba recuperando la inversión e incluso se
obtienen beneficios. Además, las viviendas con calefacción central y
un sistema de energía solar térmica para calentar el agua son las más
baratas de mantener.
• Mantenimiento de las instalaciones de refrigeración y calefacción.
Un ejemplo es la necesidad de realizar un mantenimiento de la
caldera y revisarla al menos una vez al año. Una caldera sucia tiene
dificultades para la combustión y puede consumir hasta un 15% más
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 148
de energía. Cambiar las válvulas de los radiadores cuando funcionen
mal o empiecen a gotear y sustituirlas por válvulas termoestáticas,
que tienen varios niveles de ajuste en función de la temperatura
deseada puede ahorrar entre un 8 y un 13% de energía. Asimismo,
para no derrochar energía no exceder los 21º C en invierno y no
bajar de los 25º C en verano. De hecho, bajar un grado el termostato
de la calefacción puede ahorrar entre un 5 y un 10% de la factura.
• Sustitución del sistema de acondicionamiento por uno de los
mencionados anteriormente, con los que se puede conseguir un
ahorro energético apreciable. Estos sistemas tienen por lo general un
coste elevado de inversión pero un bajo coste de operación. Por
tanto suelen tener un periodo de amortización inferior a su vida útil.
Las calderas de baja temperatura o de condensación, por ejemplo,
son más caras, pero pueden ahorrar más del 25% del consumo
habitual con lo que el coste extra se amortiza en ocho años como
máximo.
Teniendo en cuenta que la vida media de un edificio se encuentra entre
los 50 y 100años, analizando los periodos de amortización de las medidas
anteriores y para facilitar los cálculos se ha supuesto que sólo se aplican las
medidas de ahorro y eficiencia energética anteriormente nombradas en edificios
cuya antigüedad sea menor o igual a 30 años. Se toman estos años
considerando que los edificios cuya vida útil sea de 50 años tengan tiempo de
amortizar la inversión de los paneles solares aunque no obtengan beneficios.
No se considera la aplicación de algunas de estas medidas en edificios de más
antigüedad para facilitar el cálculo; esta suposición supone un error
despreciable en el cómputo global del ahorro de todos los edificios ya que la
aplicación de alguna de estas medidas de manera individual no supone un
ahorro considerable en el consumo total del edificio.
Una vez determinadas las medidas posibles a aplicar en un edificio ya
construido es necesario suponer un consumo medio de un edificio español y
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 149
cómo está repartido, para poder contabilizar el ahorro energético que supondría
la aplicación de las medidas anteriores.
Los usos energéticos en el subsector doméstico son fundamentalmente
dos: térmicos (climatización, tanto calefacción como refrigeración; ACS; agua
caliente para lavavajillas y lavadora; elaboración de alimentos) y esencialmente
eléctricos (equipos electrónicos, tv, música, ordenador; iluminación; frigorífico;
pequeños electrodomésticos, y otros accionamientos eléctricos, entre ellos las
lavadoras y lavavajillas).
En el informe Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética 2004-2012
se obtiene un consumo medio de 29,3 kWh/día·vivienda, siendo la energía
eléctrica consumida de 15,5 kWh/día·vivienda (cubriendo la demanda del aire
acondicionado en verano con refrigeración por compresión) y 13,8
kWh/día·vivienda de combustibles fósiles (47% del total consumido). Esto
supondría un consumo de energía primaria de 60 kWh/día·vivienda y unas
emisiones de CO2 equivalente de 11,3 kg/día·vivienda. El consumo en
calefacción es 10,1 kWh/día·vivienda, 1,3 kWh con energía eléctrica y 8,8 kWh
con combustible fósil y el consumo en los sistemas de aire acondicionado
(refrigeración) tiene valores iguales a los de calefacción (6,7 kWh/día·vivienda,
nótese que éstos son totalmente energía eléctrica).
Se van a considerar como válidos los cálculos anteriores aunque hay
que tener en cuenta que el sector edificación es un sector muy difuso en el que
se carecen de datos completos que reflejen el consumo total, por lo que los
cálculos anteriores son una estimación.
A partir de estos valores se obtienen unos consumos anuales de
10.694,5 kWh/a, considerando que el aire acondicionado se utiliza solamente
durante el verano y la calefacción durante el invierno.
Reflejando estos valores en una tabla se obtienen los siguientes
consumos medios para una vivienda española:
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 150
Consumo Medio Anual (kWh/a)
Calefacción 3686,5
Aire Acondicionado 2445,5
ACS 1825
Consumo eléctrico 2737,5
Total 10694,5
Tabla 8: Consumo medio anual de una vivienda española.
El peso que cada uno de los aparatos tiene en el consumo de una casa se
muestra a continuación.
Elemento Consumo (%) Consumo(kWh/a)
Iluminación 18 492,75
Frigorífico 17.5 479,0625
cocina y horno 13 355,875
Lavavajillas 11.5 314,8125
Secadora 11.5 314,8125
Lavadora 9.5 260,0625
Televisión y equipo de audio 9 246,375
Resto electrodomésticos 8 219
Equipos ofimáticos 2 54,75
Tabla 9:Consumo de los electrodomésticos de una vivienda.
Fuente: [IDAE, 2004]
Se pueden comparar los consumos anteriores con distintos estudios.
Uno de ellos es [García et al, 2007] en el que se estima un gasto de ACS de 24
kWh/m2-a en términos de energía térmica final, y una demanda eléctrica para
iluminación y equipamientos de 36 kWh/m2-a. Considerando el tamaño de la
vivienda media de 80 m2 útiles se obtendría un consumo de 1920 kWh/a de
ACS y 2880 kWh/a de demanda eléctrica para iluminación y equipamientos,
los consumos anuales considerados como referencia anteriormente son 1825
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 151
kWh/a de ACS y 2737,5 kWh/a de consumo eléctrico para iluminación y
equipamientos.
Según [Tello, 2006] el consumo de una vivienda media española en
iluminación y equipamiento es de 1350 kWh en invierno, 630 kWh en verano y
960 kWh en la época considerada “media”, lo que conforma un total de 2940
kWh al año. Por otro lado el IDEA estima este valor en 3300 kWh al año, e
Iberdrola en 2850 kWh. Estos valores son un poco superiores a los 2737,5
kWh/a estimados en este informe, por lo que se pueden seguir considerando
como consumos medios de una vivienda los calculados con anterioridad.
Una vez obtenido el reparto de consumo de una vivienda hay que
aplicarle las medidas decididas para poder calcular el ahorro que estas
supondrán en los edificios de menos de 30 años.
Las medidas se aplican en el siguiente cuadro:
Consumo
(kWh/a)
Ahorro con la medida
(%)
Calefacción 3686,5 25
Aire Acondicionado 2445,5 10
ACS 1825 50
Iluminación 492,75 75
Frigorífico 479,0625 58,86
cocina y horno 355,875 10
Lavavajillas 314,8125 10
Secadora 314,8125 10
Lavadora 260,0625 10
Televisión y eq. audio 246,375 10
Resto
electrodomésticos
219 10
Equipos ofimáticos 54,75 10
Tabla 10: Medidas de ahorro y eficiencia en una vivienda.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 152
El ahorro total que se obtiene de aplicar las medidas anteriores es de
2906,75 kWh/a. A éste hay que sumarle el ahorro que supone la instalación de
un sistema domótico simple que es de 500 kWh/a, por lo que queda un ahorro
total de 3406,75 kWh/a (31,85%), lo que supondría un consumo total anual de
7287,749 kWh.
Una vez estimado el ahorro que supone la aplicación de medidas de
ahorro y eficiencia energética a un edificio ya construido, hay que contabilizar
el ahorro que supone la aplicación de medidas en un edificio por construir.
Las medidas a aplicar en un edificio de nueva construcción son todas las
nombradas en el apartado anterior. Contabilizando estas medidas de manera
pesimista, ya que la correcta aplicación de todas ellas puede no sólo conseguir
que el edificio sea autosuficiente sino que además suministre energía, se
obtiene un ahorro del 75% con respecto al consumo medio de 10694,5 kWh/a,
lo que supone un consumo medio de 2673,625 kWh/a.
Este ahorro supondría que los edificios nuevos en España estarían
etiquetados entre las clases A o B dentro de la certificación europea de los
edificios, lo que supone cumplir los requisitos de sostenibilidad exigidos por la
Unión Europea. Esta propuesta de certificación energética europea de edificios
[PREDAC, 2003], propone una escala de 7 letras, válida para todos los países
europeos, donde la clase-A se alcanza a partir de 32 kWh/m2-a. Hay países
como Alemania donde existen certificaciones con valores de 30 kWh/m2-a
(Passiv Haus) y de -30 kWh/m2-a (Plus Energie Haus), indicando en este
último caso el signo negativo que el edificio produce energía neta (típicamente
mediante una instalación fotovoltaica).
A partir del ahorro que se obtendría al aplicar mediadas de ahorro y
eficiencia energética en edificios de nueva construcción o de antigüedad menor
a 30 años y estimando una evolución del parque de viviendas se calcula el
ahorro total que estas medidas conseguirían en el sector residencial para el año
2030.
La situación del parque de viviendas estimada para el año 2030 es de
2181,83 miles de viviendas sin aplicación de ninguna medida, 8188,604 miles
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 153
de viviendas con un ahorro del 31,85% y 9876,64 miles de viviendas que se
han construido a lo largo de los 30 años con un ahorro del 75%.
Esta situación ha sido obtenida a partir de datos proporcionados por el
IDAE, la prospectiva para el horizonte 2030 considerada en este proyecto y
considerando que la vida útil de un edificio es de 70 años, ya que como ya se ha
dicho anteriormente la vida media de un edificio se encuentra entre los 50 y
100 años. Además se supone que el consumo demandado por un edificio es
constante a lo largo de los años para facilitar los cálculos, aunque esto no es
cierto por varios motivos: el primero es que con el paso del tiempo el edificio
se va deteriorando y aumentan sus pérdidas y por otro que continúa la búsqueda
de mayor confort, lo que conlleva un aumento de la demanda.
El ahorro de energía que supondría la aplicación de medidas de ahorro y
eficiencia energéticas para el año 2030 se refleja en la siguiente gráfica:
Consumo final de energía del sector residencial en el año 2030
Consumo de energía
Consumo de energía
Ahorro
Ahorro
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
sin medidas con medidas
ktep
Ilustración 46: Consumo final de energía del sector residencial en el año 2030.
Como se puede ver en el gráfico, el consumo de energía final del sector
residencial en el año 2030 sin aplicar ninguna medida de ahorro y eficiencia
energética estaría en aproximadamente 18000 ktep/a. Como ya se ha
mencionado, este valor seguramente sea un poco menor del que se obtendría si
se tiene en cuenta el aumento de la búsqueda de confort y las pérdidas
ocasionadas en un edificio por el paso de los años, pero aunque este valor no se
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 154
corresponda con exactitud, permite valorar el efecto causado por la aplicación
de las medidas mencionadas.
Para calcular la reducción de emisiones que supone el ahorro de
8645,608ktep de energía final, obtenidos anteriormente, se divide esta energía
final ahorrada en energía ahorrada en electricidad, el 57% y energía ahorrada en
combustibles fósiles, el 43%.
Por un lado suponiendo un mix energético de 39% de carbón, 21% de
gas, 14% de nuclear, 16% de hidráulica y el 10% de otras renovables, cuyas
emisiones promedio que supone la producción de 1 MWh son de 397,75 kg de
CO2, se obtiene que la electricidad ahorrada el 57% de 8645,608 ktep o lo que
es lo mismo 53,29 TWh/a supone una reducción de emisiones de CO2 de 21,2
Mt.
Por otro lado se ahorra el 43% de 8645,608ktep, 43,24 TWh/a, de
petróleo y gas, al producir 1 MWh a partir de petróleo o de gas se emite un
promedio de 547,5 kg de CO2. Por tanto, el total de emisiones evitadas, tanto en
calefacción como en refrigeración, es de 23,6 Mt de CO2.
Así que en total se pueden ahorrar, a partir de una mayor eficiencia en la
iluminación y el acondicionamiento de los edificios residenciales, 44,8 Mt de
CO2.
Finalmente se puede concluir que la aplicación de medidas de ahorro y
eficiencia energéticas permite la reducción de aproximadamente un 45% de la
demanda energética final del sector residencial, con un sobrecoste que se
amortiza a lo largo de la vida útil de un edificio y supone una gran reducción
las emisiones de CO2.
Servicios
Dentro de los edificios del sector terciario, es el sector de oficinas el que
tiene un mayor peso en el consumo de energía, seguido por el comercio, los
restaurantes y alojamientos, la sanidad y la educación. Por usos, los consumos
del sector se distribuyen de la forma que sigue: climatización (60%),
iluminación (30%) y otros (10%).
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 155
Ilustración 47: Consumo del sector servicios por sectores, 1980-2004.
Fuente: [IDAE, 2006].
Las medidas de ahorro y eficiencia energéticas que se pueden aplicar
varían dependiendo de la funcionalidad del edificio, aunque muchas de las
medidas aplicadas al ahorro en climatización e iluminación son comunes para
todos los edificios de los diversos sectores.
Las medidas de ahorro y eficiencia energética tanto en edificios
construidos como en edificios de nueva construcción son las siguientes:
• El diseño del edificio aprovechando las condiciones del entorno que
le rodea y el estudio de los materiales de construcción para nuevos
edificios. Esto permite un ahorro especialmente en la iluminación y
la climatización que son los principales consumidores de energía.
• Aplicación de medidas para reducir el consumo debido a la
iluminación, entre estas medidas se encuentra la utilización de
bombillas de bajo consumo.
• Mejora de la eficiencia de los equipos en uso.
• Introducción del uso de energías renovables.
5. Medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector edificación 156
• Mejorar los sistemas de acondicionamiento.
En el caso del subsector servicios no se puede estimar una media de
consumo de energía por edificio porque, como ya se ha visto anteriormente,
varía mucho el consumo dependiendo de la funcionalidad de éste. Esto dificulta
en gran medida contabilizar el ahorro energético que se obtendría.
Según estimaciones del IDAE, la aplicación del Código Técnico de la
Edificación (CTE) va a suponer, para cada edificio y con relación a la demanda
energética que tendría de haberse aplicado la legislación anterior, un ahorro
energético de entre un 30 y un 40% y un ahorro de emisiones de CO2 por
consumo de energía de entre un 40 y 55%. Estos ahorros pueden conseguirse
con un sobrecoste de 43 €/m2 construido para edificios del sector terciario.
Suponiendo que la aplicación de estas medidas en el sector servicios
consigue un ahorro del 30% de la energía final consumida, el sector servicios
pasaría de consumir 12000 ktep, que es el consumo estimado para el año 2030
sin aplicación de medidas de ahorro y eficiencia energéticas, a consumir 8000
ktep en el año 2030.
6. Hidrógeno 157
6. Hidrógeno.
6.1. Introducción.
A comienzos de los años setenta surge el concepto de “economía del
hidrógeno”, en torno a la celebración de un seminario, celebrado en 1973 en
Estados Unidos, para analizar cuáles serían los nuevos esquemas para la
producción y distribución de energía en el año 2000. Entre las propuestas
discutidas estaba la producción centralizada de hidrógeno mediante electricidad
y su distribución hasta los puntos de consumo final sustituyendo a la
electricidad. Por aquel entonces, los avances conseguidos en materiales y en
electroquímica mostraban la viabilidad de utilizar pilas de combustible con
hidrógeno para generar electricidad, ya que pueden tener distintos tamaños y
potencias y funcionar con distintos combustibles sin emitir dióxido de carbono
ni emisiones contaminantes.
Se trata por tanto, de un escenario energético futuro en el que el
hidrógeno se utilizaría para reemplazar a los combustibles fósiles, lo que
requiere contar con la capacidad para producirlo en las cantidades necesarias,
disponer de infraestructuras para transportarlo hasta los puntos de consumo y
desarrollar las tecnologías de uso final necesarias.
El objetivo principal es reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero y otros contaminantes, asociadas a las fuentes primarias actuales,
además de contribuir a una mejor utilización de los recursos naturales
disponibles localmente, diversificando las fuentes y reduciendo la dependencia
exterior.
Aunque Japón fue el primer país en establecer un plan nacional para la
utilización del hidrógeno y las pilas de combustible como base de un nuevo
sistema energético, las actuaciones puestas en marcha por la Unión Europea y
el lanzamiento en enero del 2003 de la “hydrogen fuel initiative” con un
presupuesto de 1.200 millones de dólares por el Presidente Bush, han sido
decisivas para promover el interés actual sobre el hidrógeno. El objetivo de esta
6. Hidrógeno 158
iniciativa es acelerar el desarrollo de tecnologías capaces de producir,
transportar, almacenar y utilizar el hidrógeno paralelamente al desarrollo de
pilas de combustible para vehículos, de manera que en el año 2030 el hidrógeno
pueda ser competitivo en el sector del transporte.
Ha sido la señal de partida para que muchos países hayan iniciado
“hojas de ruta”, para dibujar los posibles caminos y alternativas existentes para
conseguir que el hidrógeno sea un sustituto para los combustibles fósiles y
contribuya a la solución al problema del cambio climático.
La Plataforma Tecnológica Europea del Hidrógeno y las Pilas de
Combustible, creada por la Comisión Europea, tienen como objetivo facilitar el
desarrollo y acceso a los mercados de sistemas energéticos y de tecnologías
basadas en hidrógeno y pilas de combustible para aplicaciones en el transporte,
sistemas estacionarios y aplicaciones portátiles, económicamente competitivas
con las soluciones actuales.
Sin embargo existen numerosos problemas científicos y tecnológicos a
resolver antes que el hidrógeno pueda considerarse un combustible alternativo a
los actuales y ser la solución al problema energético. Es necesario previamente,
como sucede con toda tecnología innovadora, resolver estos obstáculos para
demostrar la competitividad y viabilidad del hidrógeno respecto a las
tecnologías actuales. Éstas requieren mejoras en cuanto a costes y a fiabilidad
de operación lo que, a su vez, demanda resolver problemas de ciencia básica y
desarrollar soluciones innovadoras en el uso final.
En primer lugar, no hay que olvidar que el hidrógeno no es una fuente
de energía sino un vector que la transporta desde donde se produce hasta sus
usos finales, como la electricidad. Se necesita energía para producirlo por lo
que nunca podrá ser más barato que la energía gastada en el proceso ni se podrá
obtener más energía que la utilizada para la producción. Tampoco será “limpio”
si la fuente primaria de energía utilizada no lo es y en los análisis de viabilidad
habrá que considerar junto con la eficiencia y coste de la energía consumida en
su producción, los costes asociados a la decisión de optar entre sistemas de
producción distribuidos o centralizados.
6. Hidrógeno 159
Conseguir que el Hidrógeno sea una alternativa energética para ser
utilizado en múltiples sectores económicos, requiere producirlo en las
cantidades necesarias de manera eficiente, segura y medioambientalmente
aceptable a precios competitivos con otras opciones. Es necesario desarrollar
tecnologías para su uso final en distintas aplicaciones y diseñar y construir
infraestructuras seguras y eficientes que faciliten su utilización a los usuarios.
Se requiere realizar un importante esfuerzo de I+D, incluyendo
desarrollos en ciencia básica, para poder impulsar tecnologías emergentes
basadas en el conocimiento científico disponible que sean capaces de reducir
los costes actuales de las tecnologías de producción y almacenamiento, junto
con avances en nuevos materiales para mejorar los rendimientos y la duración
de las pilas de combustible.
La situación actual de esta tecnología hace suponer que no estará
disponible antes del año 2030, considerado en este informe, pero sí se puede
prever su entrada en el mercado a largo plazo permitiendo una considerable
reducción de las emisiones. Por este motivo a continuación se realiza una
descripción general de esta tecnología.
6.2. Producción.
Puesto que el hidrógeno no se encuentra aislado en la naturaleza es
preciso obtenerlo a partir de otras materias primas llevando a cabo ciertos
procesos de transformación.
Aparentemente la producción de hidrógeno no debería ser un problema
que requiriese investigación, pues hoy día se produce hidrógeno con fines
industriales mediante procedimientos suficientemente probados.
Actualmente se producen en el mundo aproximadamente 41 millones de
toneladas de hidrógeno, que representan un valor energético de 5.000 TJ .La
demanda de energía primaria mundial en 2003 fue de 9.741 Mtep ≈ 400 MTJ,
mientras que en la Unión Europea de los 15 fue de 1.500 Mtep . Esto significa
que con el hidrógeno producido en el mundo se cubrirían apenas 12 ppm de las
6. Hidrógeno 160
necesidades mundiales de energía primaria o 81,2 ppm de las necesidades de la
Unión Europea de los 15. Resulta evidente, por tanto, que si se desea alcanzar
un escenario de economía del hidrógeno es preciso producirlo de manera
masiva y a partir de una elevada diversidad de fuentes en aras a poder
garantizar el abastecimiento energético.
Afortunadamente los métodos para producir hidrógeno son muy
variados, admitiendo varios de ellos tanto esquemas centralizados y masivos
como descentralizados.
Según [Linares y Moratilla, 2007] los diversos métodos para producir
hidrogeno son los siguientes:
Conversión química
La designación de procesos de conversión química resulta muy amplia,
pudiendo aplicarse tanto a combustibles fósiles (carbón e hidrocarburos) como
a fuentes renovables (biomasa). Los principales procesos son:
I. Reformado.
Los procesos de reformado son los más habituales para la obtención de
hidrógeno. Desde un punto de vista termodinámico se pueden clasificar en
endotérmicos y exotérmicos. Los primeros requieren el aporte de calor desde
una fuente externa, como en el reformado con vapor de agua; los segundos
liberan calor en la reacción, siendo el caso de la oxidación parcial. En el
reformado autotérmico se produce una combinación de los dos procesos,
obteniéndose un balance neto de calor nulo.
Existen varios tipos de procesos de reformado:
� El proceso de reformado con vapor de agua (SMR, “Steam Methane
Reformer”) se puede aplicar a gran variedad de hidrocarburos (gas
natural, GLPs, hidrocarburos líquidos, …) y alcoholes. De todos ellos el
más utilizado por su disponibilidad y facilidad de manejo es el gas
natural, que es para el que se particularizarán las reacciones químicas.
� La oxidación parcial (POX, “Partial OXidation”) consiste en una
oxidación incompleta de un hidrocarburo, por ejemplo gas natural,
6. Hidrógeno 161
donde sólo se oxida el carbono (y sólo hasta CO), quedando libre el
hidrógeno.
� El reformado autotérmico (ATR, “Auto-Thermal Reforming”) es un
proceso bien estudiado aplicado industrialmente en grandes unidades
centralizadas. Sólo recientemente se ha trasladado esta tecnología a
pequeños equipos. Se trata de un método que combina el SMR y el
POX, de modo que el calor liberado en el último se aproveche para el
primero, dando lugar a un balance neto nulo.
II. Pirólisis.
La pirólisis consiste en la descomposición de un combustible sólido
(carbón o biomasa) mediante la acción de calor (normalmente a unos 450ºC
para la biomasa y 1.200ºC para el carbón) en ausencia de oxígeno. Los
productos finales de este proceso dependen de la naturaleza del combustible
empleado, de la temperatura y presión de la operación y de los tiempos de
permanencia del material en la unidad.
III. Gasificación.
El proceso de gasificación consiste en una combustión con defecto de
oxígeno en la que se obtiene CO, CO2, H2 y CH4, en proporciones diversas
según la composición de la materia prima y las condiciones del proceso. La
gasificación puede aplicarse tanto a la biomasa como al carbón.
Termólisis
Los procesos de termólisis implican la extracción del hidrógeno de la
molécula que lo alberga (hidrocarburo o agua) mediante la aplicación de calor.
Bajo esta definición el reformado, la gasificación y la pirólisis se pueden
entender como procesos de termólisis.
La consideración de estos procesos como métodos químicos o
termolíticos depende de la fuente de calor empleada. Así, se habla de procesos
químicos, en el sentido del apartado anterior, cuando el calor para el proceso se
6. Hidrógeno 162
extrae de la propia materia prima a través de una combustión; por el contrario,
se habla de procesos de termólisis cuando el calor procede de una fuente
externa, como la energía solar concentrada o la energía nuclear de alta
temperatura.
Los principales tipos de procesos termolíticos se pueden agrupar en
función de la temperatura de operación en tres clases de procesos. El proceso
que mayor temperatura requiere es la termólisis directa del agua, que se verifica
a partir de 2.500 K y por tanto resulta inabordable en la práctica. A temperatura
intermedia (Clase II) se tienen los procesos de descarbonización (pirólisis,
gasificación y reformado), situados todos alrededor de 1.000 K y ya tratados en
el apartado de conversión química. La inclusión en esta sección se debe a que el
aporte de calor se realiza con una fuente externa (solar o nuclear de alta
temperatura). También pertenecen a la Clase II las reacciones de reducción de
óxidos metálicos que se sitúan en un nivel superior de temperaturas, sobre los
2.500 K. Por último, a “baja temperatura” (entre 900 y 1.000 K) se verifican
ciertos ciclos termoquímicos, de los que el de yodo-azufre es el más
prometedor.
Electrólisis
La electrolisis consiste en la ruptura de la molécula de agua por acción
de una corriente eléctrica. Existen dos formas de llevar a cabo la electrólisis:
• Electrólisis a baja temperatura. El consumo eléctrico es muy
elevado, del orden de la energía contenida en el hidrógeno
producido.
• Electrólisis de alta temperatura. El consumo de electricidad, siendo
alto, comienza a resultar aceptable.
Fermentación
Dentro de las formas de producir hidrógeno a partir de biomasa
destacan las técnicas de fermentación, que pueden ser de tipo alcohólica o de
tipo anaeróbica.
• Fermentación alcohólica. Las plantas almacenan la energía solar
captada en forma de hidratos de carbono simples (azúcares) o
6. Hidrógeno 163
complejos (almidón o celulosa), a partir de los que se puede obtener
etanol por fermentación.
• Fermentación anaerobia. También conocida como digestión
anaerobia, se trata de una fermentación microbiana en ausencia de
oxígeno que produce una mezcla de gases (principalmente CH4 y
CO2) conocida como biogás, y a una suspensión acuosa o lodo que
contiene los componentes difíciles de degradar y los minerales
inicialmente presentes en la biomasa.
Procesos fotolíticos
Los procesos fotolíticos emplean la luz solar para producir la hidrólisis
del agua. Actualmente se conocen dos procedimientos: los fotobiológicos y los
fotoelectroquímicos. En ambos casos se trata de procedimientos actualmente en
investigación y que se plantean para largo plazo.
De todos los procesos de producción descritos anteriormente los más
prometedores para los próximos 50 años son el reformado con vapor, la
gasificación de carbón, la gasificación de biomasa, la electrolisis del agua, la
termólisis y los ciclos termoquímicos.
A continuación se describe con más detenimiento cada uno de estos
procesos.
A. Reformado con vapor.
Con este procedimiento el hidrógeno se obtiene a partir de
hidrocarburos, fundamentalmente del gas natural. El principal componente del
gas natural es metano, CH4, y la reacción consiste básicamente en separar el
carbono del hidrógeno. El proceso tiene lugar en dos etapas. En la fase inicial,
el gas natural se convierte en hidrógeno, dióxido de carbono y monóxido de
carbono. La segunda etapa consiste en producir hidrógeno adicional y dióxido
de carbono a partir del monóxido de carbono producido durante la primera
etapa. El monóxido de carbono es tratado con una corriente de vapor a alta
temperatura produciéndose hidrógeno y dióxido de carbono. El hidrógeno
producido, se almacena en tanques. La mayoría del hidrógeno empleado por la
6. Hidrógeno 164
industria petroquímica se genera de esta manera. El proceso tiene una eficiencia
entre el 70 y el 90.
Debido a la gran capacidad de crecimiento que tiene, la producción de
hidrógeno a partir de gas natural es una opción interesante para aplicaciones en
el transporte. Las plantas de media y gran escala son adecuadas para grandes
flotas de vehículos de carretera, para transporte por aire y mar y para trenes.
Las plantas descentralizadas, sin embargo, son más adecuadas para las
gasolineras, para los vehículos de pasajeros, pequeñas flotas de vehículos de
carretera y para trenes.
Hay que tener en cuenta que el reformado depende de la disponibilidad
del gas natural. Esto significa que las centrales deberían estar localizadas cerca
de tuberías de gas natural con capacidad adecuada, o en lugares donde el gas
natural licuado (GNL) pueda estar disponible en suficiente cantidad. La Unión
Europea está particularmente bien situada en este aspecto, con su extensa red de
tuberías de gas natural y el esperado desarrollo de las instalaciones de GNL.
El reformado con vapor de gas natural es actualmente la forma más
barata de producir hidrógeno. Suponiendo un precio del gas entre 2 y 4 €/GJ, el
coste del hidrógeno producido a gran escala oscila entre los 5 y los 8 €/GJ
(entre 0,02 y 0,03 €/kWh). Estas cifras no incluyen la captura y
almacenamiento de carbono, lo cual incrementaría el coste un 20% [WETO-
H2, 2005]. El coste de producción también depende del tamaño del reformador.
De acuerdo con el Instituto de Energía y Medioambiente [IE, 2004], el coste de
un reformador a pequeña escala (1.000 Nm3/h) puede ser entre 2 y 3 veces
mayor que uno a gran escala (150.000 Nm3/h).
El reformado con vapor no sólo es la forma más barata de producir
hidrógeno hoy en día, sino que además, con los precios actuales, también sería
la manera más rentable de suministrar hidrógeno a vehículos en un mercado ya
consolidado. Para ser más exactos, lo más rentable en un mercado sólido de
hidrógeno sería producirlo a gran escala mediante reformado de gas natural
para luego ser transportado a través de tuberías a las estaciones de servicio. En
el caso de que estas estaciones de servicio estuvieran en un radio de 50 km. de
la planta de producción y la producción de hidrógeno fuese de 180.000 tep al
6. Hidrógeno 165
año, el coste de suministro se estima que se encontraría entre 14 y 18 €/GJ
(0,05 y 0.065 €/kWh), sin captura de CO2. Para distancias mayores, los costes
aumentan considerablemente. La producción de hidrógeno “in situ” es más cara
(0,07-0,08 €/kWh) y la distribución de hidrógeno líquido de una planta central
sería de alrededor de 25€/GJ (0,09 €/kWh) [WETO-H2, 2005].
B. Gasificación del Carbón.
La oxidación parcial, o gasificación, es un proceso que descompone
una materia prima sólida de composición carbónica en gases y residuos. Estos
gases que se obtienen se pueden utilizar posteriormente como combustible. En
un gasificador moderno, el carbón reacciona con el vapor a alta temperatura y
presión con cantidades controladas de aire y oxígeno. Bajo estas condiciones, el
agua se descompone en hidrógeno y el carbono del carbón se convierte en
monóxido y dióxido de carbono. Para aumentar la proporción de hidrógeno, el
producto gaseoso puede ser sometido a una reacción por la cual el monóxido de
carbono y el vapor de agua se convierten en dióxido de carbono e hidrógeno. Es
entonces cuando el hidrógeno se separa. Además existe la posibilidad de
producir al mismo tiempo hidrógeno y electricidad mediante la poligeneración,
basado en la Gasificación Integrada en Ciclo Combinado (IGCC). Este proceso
se asemeja a la gasificación convencional, pero al mismo tiempo integra una
turbina de gas de ciclo combinado para generar electricidad.
La gasificación del carbón es una opción prometedora para la
producción de hidrógeno, principalmente en centrales grandes. La gran
complejidad de esta tecnología y la integración de sistemas de captura y
secuestro de CO2 hacen que las plantas de producción a pequeña escala no sean
atractivas ni en el terreno económico ni en el medioambiental. Es necesario
invertir en I+D para solucionar este problema. Las prioridades son: disminuir el
tamaño del gasificador; mejorar la transferencia de calor después del
gasificador; mejorar la limpieza del gas; conseguir composiciones del gas más
favorables; mejorar la combustión en las turbinas de gas; mejorar el tratamiento
del agua residual y los procesos de separación del aire.
6. Hidrógeno 166
Una limitación del potencial de la gasificación del carbón es que emite
grandes cantidades de dióxido de carbono. Por tanto la producción de
hidrógeno a partir de carbón es sólo medioambientalmente viable en
combinación con la captura y almacenamiento de CO2.
Considerando un precio del carbón de 1,5 €/GJ, el coste de producir
hidrógeno a gran escala a partir de la gasificación del carbón sin captura de
CO2 es de entre 8 y 10 €/GJ (0,03 – 0,04 €/kWh), dependiendo de la tecnología.
La captura de CO2 incrementa el coste en un 20% aproximadamente. El coste
del suministro al consumidor se estima entre 19 y 21 €/GJ (0,07 – 0,075
€/kWh), si las estaciones de servicio se encuentran a menos de 50 km. de la
planta de producción.
C. Gasificación de Biomasa.
La biomasa es una buena opción para sustituir los combustibles fósiles.
La principal ventaja es que en el ciclo de crecimiento y uso no hay emisiones
netas de CO2. En principio, la biomasa se puede gasificar de la misma forma
que el carbón. Además, se puede utilizar una gran variedad de fuentes de
biomasa para producir hidrógeno (madera, maíz, residuos urbanos…) y la
dispersión de estas fuentes puede permitir que la planta de producción de
hidrógeno se encuentre cerca del lugar de uso, con la consiguiente posibilidad
de reducir los costes.
Sin embargo la biomasa es una materia prima más compleja y variable
que el carbón y por tanto el proceso de gasificación se debe adaptar a ello. El
alto contenido de material volátil (alrededor del 80% comparado con el 30%
del carbón) y la baja densidad de la biomasa comparado con el carbón influye
en el diseño del reactor. Los problemas con los componentes volátiles se
pueden solucionar realizando el proceso en dos pasos diferenciados.
La complejidad técnica de la limpieza del gas hace que la producción de
hidrógeno se deba realizar a una mayor escala que la generación de energía. De
hecho, la gasificación de biomasa para la producción de hidrógeno sólo es
concebible si se realiza a gran escala.
Según [WETO-H2, 2005], las estimaciones actuales del coste que
supone la producción de hidrógeno mediante este método rondan los 9 – 12
6. Hidrógeno 167
€/GJ (0,03 – 0,04 €/kWh). Sin embargo, tanto el coste de la inversión como el
coste de la materia prima son desconocidos. La incertidumbre en el coste de
inversión se debe a que no existe todavía ningún proceso comercial de
producción de hidrógeno a partir de la gasificación de biomasa y a que existe
un potencial bastante alto de poder reducir estos costes mejorando la
tecnología, siendo esta reducción de costes difícil de determinar. El coste de la
materia prima domina los costes variables y varía considerablemente
dependiendo del tipo de biomasa empleado y de su disponibilidad. Se está
intentado mejorar los procesos, de forma que se consiga una mayor eficiencia
en la conversión para así reducir los costes de la materia prima. Pero para
conseguir esta mejora en la eficiencia es necesario llevar a cabo un
preprocesado de la biomasa, lo cual supone un coste adicional. Teniendo en
cuenta estas consideraciones, el coste del hidrógeno obtenido a partir de la
gasificación de biomasa no sería competitivo respecto al obtenido a partir de
combustibles fósiles con captura de CO2, considerando los precios de los
combustibles fósiles al nivel actual.
D. Electrolisis del agua.
La electrolisis del agua consiste en la descomposición del agua en
hidrógeno y oxígeno mediante el paso de una corriente eléctrica. El hidrógeno
gas se acumula en el cátodo negativo y el oxígeno gas en el ánodo positivo.
Después del reformado con vapor, la electrolisis del agua es el método más
común de producción de hidrógeno y después de los muchos años que se lleva
aplicando se ha demostrado que se trata de un proceso muy seguro.
Durante los últimos 10-15 años, la electrolisis ha experimentado un
progreso técnico bastante importante; la eficiencia ha mejorado notablemente y
se ha conseguido poder utilizar fuentes de energía fluctuantes, como puede ser
por ejemplo la energía eólica. Además se tiende a operar a presiones mayores.
Los electrolizadores nuevos funcionan a valores de presión entre 1 y 3 MPa con
el fin de evitar el primer paso de compresión del hidrógeno para el transporte.
La principal desventaja de la electrolisis del agua es que requiere
grandes cantidades de electricidad. Se están realizando grandes esfuerzos para
aumentar la eficiencia y reducir el consumo de electricidad. Por ejemplo, los
6. Hidrógeno 168
electrolizadores que operan a temperaturas entre 700 y 1000 º C y a altas
temperaturas son más eficientes, pero todavía se requiere gran cantidad de
trabajo en I+D para conseguir que el consumo de electricidad sea menor.
El coste de la producción de hidrógeno mediante electrolisis está
dominado por el coste de la electricidad, el cual supone el 30% del coste total
de producción si se utiliza carbón o nuclear y hasta un 80% en el caso de la
eólica “offshore”. La electrolisis sólo es rentable en lugares en los que la
electricidad se pueda obtener de forma barata, por ejemplo a partir de la
electricidad de la red en tarifa baja o cuando hay exceso de producción de
electricidad en fuentes intermitentes eólicas o solares [WETO-H2, 2005]. El
Instituto de Energía y Medioambiente [IE, 2004], ha hecho una estimación del
coste de producción de hidrógeno en una planta con capacidad de 1.000 Nm3/h
y 20 años de vida útil. Los resultados obtenidos son los siguientes: entre 22 y
25 €/GJ ( 0,08 – 0,09 €/kWh) en caso de que se utilice carbón o nuclear para
obtener la electricidad, entre 30 y 50 €/GJ (0,11 – 0,18 €/kWh) empleando
energía eólica y entre 90 y 450 €/GJ (0,32 – 1,61 €/kWh) si se utilizan fuentes
renovables más caras (por ejemplo, fotovoltaica o solar térmica de alta
temperatura).
E. Termólisis y ciclo termoquímicos.
Cuando el agua se calienta por encima de 2500 º C se descompone en
hidrógeno y oxígeno. Este proceso se trata de llevar a cabo a una temperatura
menor, debido a que pueden aparecer problemas en los materiales cuando se
trabaja a tan alta temperatura. La temperatura del proceso se puede reducir
combinando la descomposición directa con electrolisis o con un ciclo químico.
La combinación con electrolisis se conoce como electrolisis de vapor o
electrolisis de alta temperatura. La ventaja que tiene este proceso sobre la
electrolisis convencional es que parte de la energía necesaria para separar el
agua se añade en forma de calor en lugar de electricidad. El calor puede ser más
barato que la electricidad por lo que se podría reducir el coste de forma
significativa.
La termólisis también se puede combinar con reacciones químicas con
el fin de separar el agua a temperaturas más bajas. A veces se le añaden al agua
6. Hidrógeno 169
unas determinadas sustancias que facilitan la separación. Estas sustancias se
consumen en el proceso, pero pueden recuperarse y regenerarse para ser
reutilizadas. El conjunto de estas reacciones configuran un ciclo termoquímico.
Hay muchos ciclos posibles de separación del agua, pero unos pocos son más
eficientes que la electrolisis.
La producción de hidrógeno mediante termólisis solar se
encuentra todavía en una etapa experimental, pero teniendo en cuenta diferentes
informes que se han hecho al respecto, se estima que el coste de la inversión es
de aproximadamente 3.500 €/kWh [WETO-H2, 2005]. Grandes avances
tecnológicos podrían conseguir disminuir esta cifra. Pero de todas formas, la
utilización de una tecnología que requiere una inversión tan alta hará que los
costes de producción del hidrógeno sean también muy altos, llegándose a situar
por encima de los 50 €/GJ (0,18 €/kWh).
6.3. Almacenamiento
Al igual que ocurre con los procesos de producción, existen varios
procedimientos para almacenar hidrógeno, y es que el hidrógeno almacena
mucha energía por unidad de masa, pero muy poca por unidad de volumen.
Este hecho motiva que el almacenamiento de hidrógeno, es decir, la forma de
incrementar la densidad volumétrica del procedimiento, sea un campo de
investigación muy activo, relacionado estrechamente con el avance en la
tecnología de nuevos materiales.
La siguiente tabla expresa las eficiencias volumétricas y másicas para
distintas tecnologías de almacenamiento, según la Unión Europea. Como se ve,
los sistemas de mejores prestaciones desde el punto de vista del hidrógeno
almacenado por unidad de peso son el hidrógeno líquido y el comprimido. Los
hidruros resultan sistemas de elevada densidad energética por unidad de
volumen, pero de poca masa de hidrógeno almacenada por unidad de peso, a
excepción de los hidruros químicos, que resultan competitivos en cuanto a
prestaciones con el hidrógeno líquido y comprimido.
6. Hidrógeno 170
Tabla 11: El Departamento de Energía de Estados Unidos, DOE, plantea unos objetivos de los sistemas de almacenamiento de hidrógeno12 de 1,2 kWh/litro y un coste de 6 $/kWh para 2007
y de 1,5 kWh/litro y 4 $/kWh para 2010 [W 4].
Según [WETO-H2, 2005], los costes de almacenamiento varían
considerablemente dependiendo del sistema de almacenamiento y los
materiales empleados. Los costes son mayores cuando se utilizan materiales
más caros o estructuras de almacenamiento más complicadas. Este es el caso de
los contenedores de hidrógeno líquido, los cuales disponen de gran cantidad de
capas aislantes, que hacen su producción muy costosa. Una producción en serie
es imprescindible para conseguir costes aceptables en los sistemas de
almacenamiento de LH2.
Otra opción es fabricar naves de materiales compuestos para almacenar
hidrógeno a alta presión. Actualmente el coste de estos materiales es muy alto,
pero es probable que una producción masiva redujera los costes hasta valores
aceptables. Esta producción a gran escala tendrá lugar cuando el primer
conjunto de vehículos impulsados con hidrógeno entre en el mercado, lo cual se
espera que ocurra alrededor de 2010. La meta es conseguir un coste de 200 –
500 € para un único depósito de almacenamiento de hidrógeno, comparado con
los 25.000 € que cuesta hoy en día. Para ello se requiere una producción a gran
escala, del orden de varios cientos de miles de unidades al año.
6. Hidrógeno 171
6.4. Transporte y distribución.
Además de las cuestiones tecnológicas, económicas y medioambientales
de la producción del hidrógeno, la transición a una economía del hidrógeno
requiere soluciones para el transporte y distribución del hidrógeno de los
lugares centralizados de producción a los puntos donde éste se va a utilizar. El
transporte y distribución del hidrógeno es especialmente importante cuando el
hidrógeno se produce en grandes plantas centralizadas, ya que suelen
encontrarse lejos del lugar de consumo.
El hidrógeno se transporta bien como un gas comprimido (CGH2) o
como un líquido (LH2). El ratio energía-masa del hidrógeno es bastante alto
(0,11 GJ/kg comparado con los 0,045 GJ/kg del gas natural), pero su contenido
de energía por unidad de volumen es modesto (0,01 GJ/m3 comparado con
0,036 GJ/m3 del gas natural) [WETO-H2, 2005]. Por ello, el hidrógeno se debe
comprimir o licuar, tanto para transportarlo como para ser utilizado como
combustible en aplicaciones móviles. Esta compresión y licuefacción requiere
abundante energía, lo cual afecta al coste del uso del hidrógeno.
El hidrógeno se puede transportar y distribuir de forma segura con la
tecnología disponible. Durante más de medio siglo, se han utilizado botellas de
acero y tuberías para transportar hidrógeno gaseoso, obteniendo excelentes
resultados de seguridad. El hidrógeno se ha empezado a licuar a escala
industrial en los años 60 cuando se construyeron grandes plantas de
licuefacción en EE.UU. y Europa para los programas espaciales. Las cisternas
criogénicas para el transporte de hidrógeno líquido por carretera se han
desarrollado recientemente y algunas ya están funcionando en Europa.
A pesar de esta experiencia, la introducción del hidrógeno a gran escala
en los sistemas de energía plantea nuevos retos y requiere I+D (por ejemplo de
los materiales) para resolver problemas técnicos, reducir los costes y garantizar
la seguridad. Se está llevando a cabo un proyecto de investigación en Europa
llamado NaturalHy, financiado por la Comisión Europea, que trata de
identificar los límites de un sistema en el que el hidrógeno se distribuye
mezclado con gas natural en redes de tuberías ya existentes y luego se separa en
6. Hidrógeno 172
el lugar donde se va a utilizar. Este sistema permitiría una introducción del
hidrógeno a corto plazo y a un coste relativamente bajo, ya que se aprovecharía
la red de gas natural ya existente. De esta forma se evitarían grandes
inversiones en nuevas tuberías dedicadas al hidrógeno.
Distribución de Hidrógeno gaseoso (CGH2)
Según [WETO-H2, 2005], el hidrógeno gaseoso se puede transportar en
botellas presurizadas (típicamente entre 20 y 30 MPa) y a través de tuberías. En
las tuberías de distribución, la presión está entre 0,01 y 2 MPa, mientras que
para transporte de larga distancia la presión puede oscilar entre 1,1 y 30 MPa.
Se ha llegado a transportar hidrógeno hasta distancias de 300 km. desde
hace varias décadas. Más de 1000 km. de tuberías de hidrógeno industrial
funcionan en todo el mundo, sobretodo en EE.UU. y Europa (Francia,
Alemania y Bélgica). Es el modo de transporte a gran capacidad y larga
distancia más apropiado y con un coste menor.
De todas formas el coste de un sistema de tuberías dedicado al
hidrógeno es realmente alto, por lo que se está empleando un gran esfuerzo en
encontrar la forma de utilizar tuberías de gas natural ya existentes. Hay tres
líneas de investigación: la conversión de la red de tuberías de hidrocarburos
para transportar hidrógeno, el empleo de mezclas de hidrógeno y gas natural en
tuberías de gas natural ya existentes (el proyecto NaturalHy) y la construcción
de nuevas redes de gas natural que sean compatibles con el hidrógeno. Las
primeras dos opciones necesitan, sobretodo, cuidadosos análisis metalúrgicos y
de riesgos. La tercera opción implica un incremento en los costes de capital de
una red de tuberías que está sobredimensionada en diámetro y capacidad de
presión, lo cual puede dificultar su justificación durante el periodo en el que se
utilice para el transporte de gas natural.
Es bastante probable que en el periodo de transición el hidrógeno se
transporte en camiones.
Los dos principales componentes del coste de este tipo de distribución
son el coste de inversión y el de operación. Las tuberías y los compresores
suponen la mayor parte del coste de inversión, mientras que el principal coste
6. Hidrógeno 173
de operación corresponde al funcionamiento de los compresores. Los costes de
inversión en tuberías se contabilizan por unidad de longitud y se ven
incrementados de forma lineal con el diámetro de la tubería. Debido a las
propiedades físicas del hidrógeno y a que reacciona con el acero que se utiliza
para fabricar las tuberías de gas natural, las tuberías de hidrógeno son más
complejas y costosas que las de gas natural. El coste del bombeo también es
mayor que en el caso del gas natural, debido a la baja densidad energética (E/V)
del hidrógeno, que hace que sea necesario transportar una mayor cantidad de
gas para entregar la misma cantidad de energía. Por tanto, o bien el hidrógeno
se traslada a una velocidad mayor, lo cual requiere una mayor potencia y
energía de compresión o bien el diámetro de la tubería se hace más grande. En
consecuencia, el coste de transportar hidrógeno gas a través de tuberías sería,
por unidad de energía, entre 1,5 y 2 veces mayor que el de gas natural [WETO-
H2, 2005]. Se espera conseguir una mayor eficiencia empleando unas presiones
de entrada mayores (entre 2 y 3 MPa), conseguidas a partir de electrolizadores
de alta presión o gasificadores.
El coste de distribución de hidrógeno comprimido depende fuertemente
del modo de transporte que se utilice y de la distancia. El coste de distribución
en camión es de 10 – 30 €/GJ (0,04 – 0,11 €/kWh) y de 6 a 20 €/GJ (0,02 –
0,07 €/kWh) a través de tuberías. Sin embargo, estos costes se pueden ver
reducidos considerablemente si se ponen en práctica las inversiones necesarias
en infraestructuras. Unos rangos tan amplios de costes reflejan la variación de
éstos con la distancia y la escasa experiencia que se tiene en transporte y
distribución de hidrógeno a gran escala.
Distribución de Hidrógeno Líquido (LH2)
El hidrógeno líquido sólo puede distribuirse en camión o tren. Un
camión puede llevar más hidrógeno en estado líquido que en forma de gas
comprimido debido a que el líquido es más denso. Hoy en día, el LH2 puede
transportarse en contenedores criogénicos o remolques con dimensiones entre
41m3 y 53 m3 a temperaturas de alrededor de 20 ºK (- 253 ºC). Un remolque
6. Hidrógeno 174
de 40 m3 de LH2 transporta alrededor de cinco veces más hidrógeno que uno de
21 m3 de CGH2.
Pero incluso el hidrógeno líquido tiene una densidad muy baja y el
camión cisterna debe estar fuertemente aislado, por lo que sólo se pueden
distribuir con un solo camión entre 2000 y 4000 kg. Esta cantidad es suficiente
para llenar entre 400 y 800 vehículos. Hoy en día hay menos de 20 grandes
remolques en Europa pero se espera que esta cantidad aumente a medida que se
extienda el empleo de H2 como combustible.
Actualmente el coste de distribución de hidrógeno líquido en camión
oscila entre 1 y 3 €/GJ (0,004 – 0,011 €/kWh) [WETO-H2, 2005]. Como se
puede observar, este coste es mucho menor que el de transporte de hidrógeno
gas descrito anteriormente. Sin embargo, la licuefacción del hidrógeno supone
un consumo muy alto de energía, por lo que el coste de este método de
distribución se ve incrementado. De hecho, alrededor de un tercio de la energía
del hidrógeno gaseoso se pierde en la licuefacción. También hay que tener en
cuenta que en un sistema consolidado del hidrógeno, la producción en serie de
camiones cisterna provocaría una reducción en los costes de entre un 30 y un
50%.
Gasolineras de Hidrógeno
El hidrógeno se puede distribuir a gasolineras principalmente de cuatro
formas: con remolques de LH2 o CGH2, con generación “in situ” mediante
reformado con vapor de gas natural o electrolisis del agua, o con tuberías. La
distribución mediante remolques o tuberías es similar al suministro
convencional de combustible líquido o gas natural comprimido. La producción
“in situ” es una alternativa que utiliza las infraestructuras para la distribución
de gas natural y de electricidad ya existentes.
Con una bomba criogénica sumergida, se puede transferir LH2 al
depósito de 100-140 litros de un vehículo de pasajeros típico en menos de 3
minutos. Es necesario que las gasolineras sean capaces de suministrar
hidrógeno a presiones por encima e 70 MPa (para automóviles) o por encima de
35 MPa (para autobuses o vehículos utilitarios). Esto requiere compresores
adecuados y mecanismos de almacenamiento en la estación de servicio,
6. Hidrógeno 175
dimensionados de tal forma que encajen con el modelo de la demanda. Varias
estaciones de servicio están ya funcionando y probando diferentes formas y
presiones para el hidrógeno. Se han llevado a cabo proyectos de gasolineras de
hidrógeno en Europa, Estados Unidos, Japón y Singapur. Son, principalmente,
los suministradores de petróleo los que llevan la iniciativa en esta etapa de la
cadena del hidrógeno.
La mayor estación de repostaje de hidrógeno del mundo está en la
capital alemana de Berlín. Además de gasolina y diésel, los clientes también
pueden repostar hidrógeno líquido y gaseoso en esta estación de servicio
pública en Messedamm, Berlín. Uno de los objetivos del proyecto es probar las
logísticas de suministro para una flota de 16 vehículos propulsados por
hidrógeno – incluyendo un HydroGen3 de GM/Opel – en circunstancias reales.
La estación presta servicio a los clientes que conducen los innovadores
vehículos en su vida diaria.
A todos estos costes que están siendo estudiados, se debe añadir la alta
inversión que se debería efectuar para la creación de estaciones de servicio
donde se pueda repostar hidrógeno. Esta inversión debería llevarse a cabo por
parte de los gobiernos y de los grandes distribuidores de petróleo que son los
dueños de las gasolineras.
La adaptación de las más de ocho mil gasolineras que constituyen la red
española de carburantes para poder abastecer de hidrógeno a los automóviles
del futuro costaría en este momento en torno a 50.000 millones de euros. Lo
que quiere decir que el coste aproximado es de 6 millones de euros por
“hidrogenera”. Estos datos sobre la transformación de la red española de
distribución han sido fruto de los cálculos realizados por el equipo de
investigación y desarrollo de BMW sobre lo que costaría esa adaptación en
Alemania, con una red de 16.000 gasolineras y una inversión estimada de
100.000 millones de euros. En el equipo de BMW afirman que el proceso de
sustitución de la gasolina súper por la gasolina sin plomo ha costado alrededor
de 12.500 millones de euros, es decir la cuarta parte de la inversión necesaria
para la implantación del hidrógeno. Sin embargo, este coste podría ser menor si
6. Hidrógeno 176
por medio de la investigación se consiguiesen mejoras tecnológicas que
abaratasen la transformación de las gasolineras.
Según [Cabrera y Azcarate, 2005] este proceso de transformación de
gasolineras, que podrá iniciarse a partir de 2010 aproximadamente, irá
consolidándose a medida que crezca el número de vehículos propulsados con
hidrógeno que, de cumplirse los escenarios previstos en la UE, pasará de
algunas decenas de miles en 2010 a unos 500.000 vehículos en 2015 y
alcanzará una cifra que puede oscilar entre los 2 y 9 millones de vehículos en
2020, o lo que es los mismo, entre el 1 y el 5% del parque móvil. Esto supone
que en el horizonte de 2020 la Unión Europea debería disponer de un mínimo
de 5.000 a 10.000 estaciones de servicio de hidrógeno desplegadas en torno a
los grandes núcleos urbanos (~75%) y a lo largo de las autopistas y autovías
(~25%) fundamentalmente. Extrapolando estas cifras a España el número de
estaciones de servicio de hidrógeno a construir sería del orden de las 500 a
1.000 unidades. El esfuerzo inversor que requiere semejante despliegue puede
suponer uno de los principales obstáculos para la materialización del mismo.
6.5. Aplicaciones.
Las aplicaciones del hidrógeno son muy variadas, por un lado existe la
posibilidad de utilizar el hidrógeno en turbinas de gas o en motores de
combustión interna como sustituto a los combustibles fósiles utilizados y por
otro lado las pilas de combustible pueden aplicarse tanto para generación de
energía, que son las consideradas cono pilas de combustible fijas o también se
puede aplicar en el sector transporte, pilas de combustible móviles.
Aplicaciones Estacionarias
Las pilas de combustible para generación de electricidad pueden
funcionar conectadas a la red generando energía para el sistema, como
aplicaciones distribuidas o como sistemas auxiliares para mantener la
continuidad del suministro y la calidad del servicio. Las aplicaciones de
generación distribuida se basan en instalaciones modulares diseñadas según las
necesidades de energía situadas cerca del punto de consumo. Pueden funcionar
6. Hidrógeno 177
aisladas para aplicaciones no conectadas a la red de distribución, en áreas
donde no es posible o no resulte rentable la instalación de tendidos eléctricos, o
con la opción de conectarse a la red.
El funcionamiento silencioso de las pilas de combustible permite
reducir la contaminación acústica, no producir emisiones contaminantes y su
capacidad de entrar en operación en tiempos cortos hacen que puedan ser
utilizadas para dar respuesta a numerosas necesidades, compitiendo con ventaja
sobre las opciones actuales. Además, el calor producido durante su operación
puede ser utilizado para producir agua caliente o calefacción. A estos sistemas
basados en la producción combinada de calor y electricidad, se les puede
incorporar la opción de generación de frío mediante máquinas de absorción de
doble efecto, poligeneración, lo que supone un aumento en la eficiencia global
de los procesos y su balance energético, consiguiéndose mejoras de un 30% en
los valores de la eficiencia energética.
Actualmente existen en todo el mundo alrededor de 2500 sistemas de
pilas de combustible, en aplicaciones estacionarias para producción de energía
primaria o como sistemas de reserva en caso de fallos en el suministro
eléctrico, instalados en edificios como hospitales, hoteles, complejos de
oficinas o terminales de aeropuertos. Estos sistemas utilizan hidrógeno como
combustible, obtenido a partir del gas natural o el propano, y sus costes actuales
se sitúan entre un 20 y un 40% por encima de los sistemas convencionales.
Habría que considerar también los problemas y ventajas que la pila de
combustible opere en un sistema conectado a la red o en un esquema
distribuido. El desarrollo de sistemas descentralizados permitiría aplicaciones
de mercado en un plazo de tiempo más corto ya que no requeriría contar con
una infraestructura específica para la distribución de hidrógeno. Sin embargo,
aunque la producción distribuida no tiene problemas técnicos en nuestro país,
existen actualmente ciertas dificultades en las condiciones legales y
administrativas para su implantación generalizada ya que supondría modificar
la red de distribución eléctrica actual. El sistema eléctrico plantea problemas a
la adquisición de energía producida por sistemas descentralizados, dado su
coste adicional frente a productores ordinarios, aunque en este debate adquiere
6. Hidrógeno 178
cada vez mayor relevancia la necesaria consideración de los costes
externos/medioambientales asociados a cada sistema.
La tecnología de pilas de combustible utilizada en las aplicaciones
estacionarias dependería del tamaño de la aplicación, existiendo distintas
soluciones en función de la potencia requerida por la aplicación y las opciones
respecto al tipo de combustible con el que podrían funcionar.
En el caso de las instalaciones estacionarias a pequeña escala, del orden
de 10 kW, las pilas poliméricas permitirían aplicaciones en usos residenciales,
mientras para el caso de aplicaciones industriales o conjuntos residenciales,
entre 10 y 100 o más de 100 MW serían las pilas de alta temperatura, de óxidos
sólidos, SOFC y carbonatos fundidos, MCFC, los candidatos actuales.
Las pilas de carbonatos fundidos, MCFC, son actualmente las más
utilizadas en estas para aplicaciones de uso estacionario. Sin embargo la
experiencia en su utilización demuestra que estos sistemas presentan problemas
de corrosión en cátodo y sellado. En consecuencia, de no superar este problema
mediante estudio de nuevos materiales, una vez desarrolladas las pilas de
óxidos sólidos, estarán en clara desventaja y podrían ser desplazadas por estas
últimas para este tipo de aplicaciones.
Las de ácido fosfórico, PAFC; fueron las primeras en entrar
comercialmente en el sector eléctrico, cuentan con la ventaja de estar
ampliamente estudiadas y validada su fase de demostración. En EE.UU.,
existen más de 100 unidades en uso estacionario para diversas aplicaciones, por
lo que se considera superada la fase pre-comercial. La instalación estacionaria
de mayor tamaño se encuentra en Japón, con una planta de 11 MW en
operación.
Las pilas de óxidos sólidos se perfilan como el modelo más apropiado
para su aplicación en uso estacionario. Sin embargo queda mucho trabajo por
hacer para el desarrollo y la ingeniería de estos sistemas en función del tipo de
aplicación, centralizada o descentralizada, los avances que se alcancen en
nuevos materiales y la reducción en costes que permitiría desarrollar unidades
adecuadas para cada uso.
6. Hidrógeno 179
El coste actual de inversión de una pila de combustible para
cogeneración en una urbanización pequeña es de 6.000 a 10.000 €/kW [WETO-
H2, 2005]. Una producción a gran escala y una mejora de la tecnología pueden
reducir los costes en el futuro. Según [Cabrera y Azcarate, 2005] el coste actual
de este tipo de aplicaciones se sitúa entre un 20 y un 40% por encima de los
sistemas convencionales. De acuerdo con la Estrategia de Despliegue
formulada por la Plataforma Tecnológica Europea de Hidrógeno y Pilas de
Combustible, es razonable asumir que el coste de inversión podría alcanzar los
2.000 €/kW para sistemas microcogeneradores y 1.000 €/kW para
cogeneradores industriales. A pesar de que el umbral de rentabilidad es lejano,
va a ser más fácil alcanzarlo en aplicaciones fijas que en vehículos.
Aplicaciones Portátiles
Las pilas de combustible pueden ser utilizadas en numerosos aparatos
portátiles, desde teléfonos móviles y radios hasta equipos más voluminosos
como generadores portátiles, pasando por computadores, cámaras de video y
cualquier otro uso cubierto hasta ahora por las baterías convencionales. Las
pilas de combustible son más pequeñas y compactas, el tiempo de operación de
los dispositivos sería más largo que el actual, del orden de un factor tres, y se
podría sustituir el combustible cuando se agotase. Estas ventajas, suponen una
vía de entrada en el mercado para esta tecnología que sería competitiva con las
existentes y por tanto una oportunidad industrial para vías innovadoras de
utilización.
Las oportunidades surgen en todos los casos en que la utilización de las
unidades de pilas de combustible suponga un funcionamiento más efectivo del
dispositivo y mejores prestaciones para los usuarios, con una mínima
repercusión en el precio final.
Las pilas de combustible portátiles existentes en la actualidad operan
entre 1 watio y 1 kW, y utilizan tecnologías de membrana polimérica y de
conversión directa de metanol. Las compañías fabricantes disponen de
prototipos y unidades en fabricación limitada de diversos modelos para
6. Hidrógeno 180
comprobar las prestaciones y las opciones sobre el tipo de combustible, su
almacenamiento y el sistema de recarga.
Otro importante sector industrial se dedica a explorar vías de
comercialización, incorporando las unidades portátiles a determinados
productos donde sus prestaciones son competitivas con las opciones actuales.
Las pilas de combustible permiten el desarrollo de baterías más compactas y de
menor tamaño, consiguiéndose reducciones en peso y volumen muy
importantes en los equipos que las incorporan.
Se estima que sería posible disponer en el mercado de teléfonos móviles
capaces de funcionar durante un mes sin necesidad de recarga. Los factores que
influirán en la velocidad y alcance de su penetración en el mercado serán las
posibilidades y ventajas frente a las baterías, los costes y el combustible, así
como el sistema de recarga.
Aplicaciones en Transporte
El transporte constituye uno de los principales campos de actividad
económica de la Unión Europea y de España. Baste recordar que el transporte
representa en la UE, el 12% del PIB y el 14% del empleo, pero, también, el
28% de las emisiones de CO2, el 35% del consumo de energía y el 70% del
consumo de petróleo. En contraste con estas cifras, la previsible escasez de
combustibles fósiles en las próximas décadas y el incremento del efecto
invernadero pone de relieve la enorme magnitud del problema al que se debe de
enfrentar el sector, que debe articular una respuesta tecnológicamente
innovadora, medioambientalmente sostenible y económicamente aceptable,
manteniendo o mejorando las actuales ventajas competitivas.
En este contexto, las pilas de combustible de hidrógeno aparecen como
una solución ideal ya que, por una parte ofrecen el doble de eficiencia
energética que los motores de combustión interna y, por otra, solo producen
emisiones de vapor de agua. La viabilidad de la solución a largo plazo ya ha
sido demostrada pero, para que puedan aplicarse en un futuro no muy lejano
6. Hidrógeno 181
deben superarse grandes retos en relación con la producción limpia de
hidrógeno, su distribución y almacenamiento, y en relación con la fiabilidad,
robustez, duración de vida y coste de las pilas. Entretanto, la transición será
pródiga en soluciones intermedias más abordables desde el actual conocimiento
tecnológico: motores de combustión interna de hidrógeno, mezclas de gas
natural e hidrógeno para vehículos pesados, soluciones híbridas, reformado a
bordo de combustibles líquidos de procedencias diversas, etc.
El volumen y la importancia del sector transporte generan un
considerable efecto tractor sobre la innovación y el desarrollo de las pilas de
combustible, que, básicamente, se ejerce desde el mercado de la automoción
pero también son destacables las necesidades de los sectores marítimo,
aeronáutico y de defensa.
El elevado coste de los actuales sistemas de propulsión basados en pilas
de combustible tipo PEM (del orden de 4.000 €/kW) resulta inviable para
competir en el mercado del transporte donde las soluciones convencionales de
propulsión se ofrecen a costes inferiores a 30 €/kW. Consecuentemente, todos
los esfuerzos de I+D en este ámbito se ven fuertemente condicionados por esta
necesidad de reducir los costes en dos ordenes de magnitud.
Los objetivos de coste están íntimamente relacionados con los
materiales utilizados en los componentes del conjunto membrana-electrodo
(MEA) y, en particular, con la reducción de la carga de platino de los
catalizadores y con el desarrollo de nuevas membranas.
De cumplirse los avances previstos en los materiales, el coste
disminuiría de un orden de magnitud, mientras que la adaptación de los diseños
a la fabricación seriada propia de la automoción aportaría la reducción
suplementaria demandada por el sector. Esto traslada parte del problema a la
existencia de una demanda suficiente para autorizar dicha producción seriada
de vehículos propulsados con pilas de combustible, por lo que los desarrollos
tecnológicos requeridos se deberán acompañar de una adecuada estrategia de
introducción en los mercados a través del desarrollo de nichos en los que se
pueda aprender-haciendo.
6. Hidrógeno 182
Por otro lado, la madurez en la oferta de pilas de combustible y sistemas
de repostado que permitan reducir los costes por debajo de 50 €/kW, implica la
existencia de una red de suministro de hidrógeno suficiente para proporcionar a
los usuarios una movilidad equivalente a la alcanzable con las actuales
infraestructuras, y sin la cual no será posible el crecimiento deseado para la
demanda.
El uso de pilas de combustible como medio de propulsión de vehículos
constituye el principal factor de crecimiento de la economía del hidrógeno. En
la actualidad, todos los grandes constructores de automóviles disponen ya de
prototipos demostradores de diversos conceptos de vehículo con pila de
combustible. Su introducción progresiva en el mercado no genera dudas,
aunque las incertidumbres persisten sobre cuándo y a qué ritmo se darán los
crecimientos esperados, y, también, sobre qué tecnologías se impondrán
finalmente.
Para que este crecimiento sea posible deben concurrir, además de la
madurez de las tecnologías necesarias al vehículo, todos aquellos elementos
que hacen posible su aplicación, entre los que conviene destacar el desarrollo
previo de las infraestructuras de suministro de hidrógeno, la gestión de una
estrategia de nichos para facilitar las fases de demostración- introducción-
explotación de los mercados emergentes, el desarrollo de códigos y estándares
para su uso en seguridad, los instrumentos económico-financieros y
legislativos, la promoción de las condiciones socioeconómicas para su
aceptabilidad social, etc.
Según [Linares y Moratilla, 2007], el aprovechamiento del hidrógeno
mediante pilas de combustible no es el único posible. Puesto que se trata de un
combustible, otra alternativa es la transformación directa ¿? a través de su
combustión, de modo que el calor producido sea aprovechado por un ciclo
termodinámico para producir energía mecánica y posteriormente eléctrica
mediante un alternador.
El uso de hidrógeno en el transporte, por tanto, no depende de las pilas
de combustible, ya que el hidrógeno también se puede quemar en motores de
combustión interna (ICE), parecidos a los motores de gasolina, pero adaptados
6. Hidrógeno 183
a las propiedades de combustión del hidrógeno. Ésta es una buena forma de
conseguir una primera demanda de hidrógeno en el transporte. El riesgo que se
asume y el coste no son muy altos, ya que se comienza con tecnología actual y
permite un cambio progresivo hacia el hidrógeno. Existe una gran experiencia
en motores de combustión interna impulsados con gasolina o gasoil y esta
experiencia se puede adaptar al hidrógeno. Por esta razón, los motores de
combustión interna que utilizan hidrógeno como combustible pueden alcanzar
una madurez económica y técnica antes que las pilas de combustible. De esta
forma, se podría crear una primera demanda de suministro y distribución de
hidrógeno que ayudaría a desarrollar gasolineras de hidrógeno e
infraestructuras de transporte.
El coste adicional de producción de los vehículos con motor de
combustión interna impulsados con hidrógeno respecto a los que utilizan
gasolina o gasóleo como combustible es de entre un 50% y un 80%,
suponiendo alguna mejora en la eficiencia térmica del motor.
Otra posibilidad para la utilización de hidrógeno en el transporte es su
uso en vehículos híbridos. Los vehículos híbridos se encuentran actualmente en
etapa de comercialización. En ellos se une un tren de potencia estándar con un
motor eléctrico alimentado por una batería. Cada motor entrega
aproximadamente la mitad del total de la potencia del vehículo. A máxima
potencia, ambos motores funcionan conjuntamente entregando la potencia total
de un vehículo estándar. Las baterías se pueden recargar a partir de la energía
recuperada de las ruedas o bien conectándolas a la red de suministro. Otra
opción es recargar las baterías directamente del alternador del motor de
combustión interna.
En los vehículos híbridos con hidrógeno, el motor eléctrico está
enganchado a un motor de combustión interna o a una pila de combustible,
utilizando en ambos casos como combustible el hidrógeno. Debido a que la
unión con un motor eléctrico permite emplear motores de combustión interna y
sistemas de pilas de combustible de menor tamaño, el coste del tren de potencia
completo se reduce considerablemente.
6. Hidrógeno 184
Los costes fijos de este tipo de vehículos pueden llegar a ser la mitad de
los de los vehículos que funcionan sólo con pila de combustible. Esto se debe al
acoplamiento del motor de combustión interna y la pila de combustible, el cual
permite el uso de pilas de combustible y motores más pequeños y que por tanto
el coste total del tren de potencia se vea reducido de forma considerable. Este
menor coste puede contribuir a que este tipo de vehículos se comiencen a
comercializar de forma masiva, como primer paso hacia una economía del
hidrógeno. Parece por tanto una buena opción para comenzar a introducir de
forma gradual la utilización del hidrógeno en el transporte.
6.6. Futuro del Hidrógeno en España.
El hidrógeno podría sustituir en un futuro a los combustibles actuales y
las pilas de combustible reemplazarán a los motores de combustión.
Según un estudio de prospectiva elaborado por la Fundación OPTI, en
2020 se espera que existan en Europa en torno a 9 millones de automóviles
propulsados por hidrógeno, lo que supone el 5% del parque móvil. Para ello, en
esta fecha la Unión Europea deberá disponer de un mínimo de 5.000 a 10.000
estaciones de servicio de hidrógeno y, en España, la cifra rondará las 500 a
1.000 estaciones.
Las pilas de hidrógeno serán utilizadas en un futuro para suministrar
energía a dispositivos electrónicos portátiles como ordenadores, móviles, etc, y
en aplicaciones estacionarias. El hidrógeno se perfila a largo plazo como el
combustible alternativo a los actuales derivados de recursos fósiles y su uso
contribuirá a asegurar el suministro necesario de energía, permitiendo
diversificar las fuentes y reducir las emisiones relacionadas con el cambio
climático.
Las conclusiones obtenidas del estudio de Prospectiva sobre el “Futuro
del Hidrógeno y Pilas de Combustible”, realizado por la Fundación OPTI, bajo
el protectorado del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, son las
comentadas a continuación.
6. Hidrógeno 185
Actualmente se producen en el mundo 45 millones de toneladas de
hidrógeno y se estima que en el 2040, sólo para las aplicaciones en automoción,
se necesitarán 150 millones de toneladas en los Estados Unidos.
Pero el consumo a gran escala del Hidrógeno en el futuro, dependerá de
la facilidad del consumidor para acceder a él. En este sentido los expertos
consideran que, entre el 2015 y el 2019 asistiremos al desarrollo de una red de
distribución y de la infraestructura necesaria que permita el suministro de
hidrógeno al por menor a usuarios finales particulares para automoción y
aplicaciones portátiles.
Entre 2020 y 2024 se producirá el desarrollo de estaciones de servicio
de hidrógeno semejantes a las actuales gasolineras. Su incremento será
progresivo, primero en torno a grandes núcleos de población y después a lo
largo de la red de carreteras. Para su abastecimiento se utilizarán los actuales
gaseoductos convenientemente adaptados o nuevas redes de tuberías creadas
con este propósito. Será posible que incluso un esquema de distribución en el
que las propias estaciones dispongan de los medios necesarios para producir y
almacenar el hidrógeno.
El número de estaciones de servicio de hidrógeno aumentará a medida
que crezca el número de vehículos propulsados por hidrógeno que se prevé
pasará de algunas decenas de miles en 2010 a unos 500.000 vehículos en 2015
y alcanzará una cifra que puede oscilar entre los 2 y los 9 millones de vehículos
en 2020.
Este dato implica que en el horizonte del 2020 la Unión Europea debería
disponer de un mínimo de 5.000 a 10.000 estaciones de servicio de hidrógeno,
el 75% en torno a los grandes núcleos urbanos y el 25% a lo largo de las
autopistas y autovías. Pero el futuro del hidrógeno está ligado al desarrollo de
las pilas de combustible considerado como uno de los principales medios de
futuro para combatir el efecto invernadero y también como una de las
soluciones ante el agotamiento de los combustibles fósiles.
Las pilas de combustible se utilizarán para la generación de energía
tanto en aplicaciones portátiles (ordenadores, móviles, etc). En un futuro los
teléfonos móviles dispondrán de pilas de combustibles de menor peso y tamaño
6. Hidrógeno 186
que las actuales baterías, que permitirán una autonomía de hasta 20 horas,
frente a las 5 horas de las actuales.
Pero las pilas de combustibles se utilizarán, fundamentalmente, para
reemplazar a los motores actuales de combustión interna al ofrecer el doble de
eficiencia energética que éstos y sólo producir emisiones de vapor de agua.
Según el estudio de la Fundación OPTI, entre el 2020 y el 2024 el uso
de pilas de combustible, como medio de propulsión de vehículos, alcanzará una
penetración del 5% en el mercado de automoción.
La producción de electricidad y calor en pequeñas unidades
descentralizadas sería, a juicio de los expertos, otra aplicación de las Pilas de
Combustible, cuyos grandes beneficiarios serán las viviendas unifamiliares
alejadas de núcleos urbanos.
7. Energía Nuclear 187
7. Energía Nuclear.
7.1. Introducción.
La creciente preocupación por el cambio climático causado por las
emisiones de 2CO lleva a los expertos a analizar con mayor detenimiento las
ventajas e inconvenientes de la energía nuclear. Esta energía podría ser la
solución o parte de la solución ante el problema de reducción de emisiones.
Pero la tecnología nuclear se encuentra con grandes limitaciones a la
hora de su desarrollo. Estas limitaciones son la gestión de los residuos, la
negación social de esta energía, la seguridad y la proliferación y por último los
costes.
A nivel nacional se requiere un análisis de las características de las
instalaciones actuales y de las mejoras que se podrían incorporar a instalaciones
futuras, para poder determinar qué consecuencias tendría aumentar o disminuir
la producción de energía nuclear.
7.2. Conceptos básicos del funcionamiento de una central
nuclear.
La energía contenida en los núcleos de los átomos, la energía nuclear, se
emplea para producir electricidad en las centrales nucleares. Del mismo modo
que la unión de los átomos en moléculas es la fuente de la energía química, la
unión de los protones y neutrones por fuerzas nucleares es la fuente de la
energía nuclear. Ésta puede ser liberada mediante fisión o fusión.
Se dice que un núcleo pesado sufre una fisión cuando se fragmenta, de
forma espontánea o provocada, en dos o varios núcleos más ligeros, emitiendo
neutrones y una gran cantidad de energía en forma de calor. Estos neutrones
pueden, a su vez, provocar otras fisiones y, sucesivamente, una reacción en
cadena. Esta reacción en cadena controlada es la que tiene lugar en las centrales
nucleares para producir calor que se convertirá en electricidad. Con respecto a
7. Energía Nuclear 188
la fusión, dos núcleos de isótopos ligeros (de hidrógeno, por ejemplo) pueden,
fusionándose uno con el otro, formar un núcleo más pesado (como el helio, en
el caso del hidrógeno), liberando una gran cantidad de energía. La reacción de
fusión se produce a una temperatura muy alta, del orden de 200 millones de
grados. Tales reacciones se producen en el Sol y las estrellas. La fusión de
todos los núcleos de un kilogramo de una mezcla de deuterio y tritio (isótopos
del hidrógeno) produciría tanta energía como la combustión de 10.000
toneladas de carbón.
La electricidad que todos consumimos se genera en alternadores de
enorme tamaño. La clave está en cómo se les hace girar. Una de las formas de
hacerlo es por medio de una turbina movida por el agua procedente de un
embalse. Son las centrales hidroeléctricas. También puede hacerse girar el
alternador por medio de una turbina movida por vapor de agua. Una central
térmica quema carbón, gas o fuel-oil para calentar el agua que produce el vapor
que hace girar las turbinas.
En las centrales nucleares, la transformación del calor en energía
eléctrica sigue el mismo principio que en las centrales de carbón, fuel o gas,
con la diferencia de que el calor necesario para producir vapor se obtiene de las
reacciones en cadena de la fisión del uranio. El uranio existe en la naturaleza
bajo la forma de tres isótopos: el U-238 (99,3 %), el U-235 (0,7 %) y el U-234
(trazas). Se distinguen entre ellos por el número de neutrones existentes en el
núcleo de los átomos. De estos tres isótopos, tan sólo el U-235 puede sufrir una
reacción en cadena en un reactor nuclear. Las fisiones nucleares emiten mucha
más energía que las reacciones químicas de combustión. A partir de 20
toneladas de combustible, una central nuclear típica puede producir entre 7.000
y 8.000 millones de kilovatios-hora de energía eléctrica. La producción de la
misma cantidad en una central térmica de carbón exigiría la combustión de 2
millones de toneladas de hulla.
Una pastilla de uranio equivale a la energía que proporcionan 810 kilos
de carbón o 565 litros de petróleo o 480 metros cúbicos de gas natural. Este
mineral se extrae, de forma más frecuente, en minas a cielo abierto o
subterráneas y también, en parte, como un subproducto de la explotación del
7. Energía Nuclear 189
cobre, fosfato u oro. El transporte del mineral no es rentable porque tiene una
gran parte de estériles que no son utilizables. Por ello, en el propio lugar de la
extracción se fabrica un concentrado. El mineral retirado de la mina se tritura y,
a continuación, se extrae el uranio químicamente, por métodos ácidos o
alcalinos. Y posteriormente da lugar a un concentrado conocido como “pastel
amarillo”, que es una materia sólida que contiene de un 70 % a un 80 % de
uranio.
El uranio natural no está todavía en condiciones de participar en una
reacción de fisión nuclear en un reactor, puesto que el contenido en uranio 235
fisionable es demasiado bajo. Este contenido natural, del 0,7 %, se eleva hasta
una concentración comprendida entre el 3 % y el 5 %, mediante un proceso de
enriquecimiento. El uranio enriquecido es transformado en polvo de dióxido de
uranio y después comprimido en pastillas, que se sinterizan en cerámicas a unos
1.700 °C. A continuación, las pastillas sinterizadas se introducen en unos tubos
metálicos, o varillas, perfectamente herméticas, de 4 a 5 metros de largo,
fabricadas de zircaloy, una aleación de un metal llamado zirconio. A su vez,
grupos de estas varillas forman los llamados elementos combustibles. Los
elementos combustibles se sitúan dentro del reactor nuclear. Es aquí donde
tiene lugar el proceso de fisión nuclear.
La mayoría de las centrales nucleares del mundo, y todas las que operan
en España, están equipadas con los llamados reactores de agua ligera. Utilizan
agua como fluido refrigerante y como agente moderador. El agua se hace
circular a través del reactor y recoge el calor liberado por los elementos
combustibles. Al mismo tiempo, funciona como moderador y actúa de forma
que los neutrones rápidos que se forman en la fisión nuclear sean frenados.
Solamente los neutrones lentos pueden mantener una reacción en cadena en los
reactores nucleares comerciales.
Básicamente, se distinguen dos tipos de reactores de agua ligera o
LWR: el reactor de agua en ebullición y el reactor de agua a presión. En el
reactor de agua en ebullición (BWR, siglas que corresponden a su expresión en
inglés: Boiling Water Reactor), el agua, que circula por el núcleo del reactor, se
calienta hasta que hierve y se transforma en vapor, que es conducido
7. Energía Nuclear 190
directamente a la turbina. En el reactor de agua a presión (PWR, Pressurized
Water Reactor), el agua está sometida a una presión más alta que en el reactor
de agua en ebullición. Esta presión hace que, a pesar de alcanzar una
temperatura superior a 300 °C, el agua no hierva, manteniéndose en estado
líquido. Esta agua caliente se envía hacia unos generadores de vapor, donde se
obtendrá el vapor que se conducirá finalmente a la turbina.
El vapor así producido en el reactor de la central se conduce por tuberías
hasta la sala de turbinas, donde se transforma la energía térmica del vapor en
energía mecánica. El vapor a alta presión acciona la turbina, haciéndola girar.
Con el fin de obtener el máximo rendimiento, la turbina dispone de varios
cuerpos, que funcionan a presiones cada vez más bajas. La turbina mueve el
alternador, a la que está acoplado directamente por un eje rígido. La rotación
rápida de los electroimanes fijados a este eje produce electricidad en las
bobinas del alternador, posibilitando así que la energía mecánica de la turbina
sea transformada en energía eléctrica. A través de transformadores, se transmite
esta energía eléctrica a la red que la distribuirá a los hogares, a la industria y a
todo tipo de instalaciones. Una instalación nuclear con un reactor de agua ligera
con una potencia eléctrica neta de 1.000 a 1.500 megavatios puede abastecer de
electricidad a una ciudad de más de un millón de habitantes.
Por razones físicas, todas las centrales eléctricas, ya funcionen con fuel,
gas, carbón o uranio, no pueden transformar en energía eléctrica más que una
parte del calor que producen. El calor residual debe ser evacuado. Con este fin,
el vapor es conducido al condensador después de haber transmitido su energía
útil a la turbina. En el condensador, el vapor es enfriado y transformado
(condensado) en agua. Después, es reenviado al circuito en estado líquido
(agua) para producir nuevamente vapor. El enfriamiento en el condensador se
puede hacer directamente por medio del agua de un río o embalse, o del agua
del mar. Si no se dispone de suficiente agua para el enfriamiento, o si se desea
reducir al mínimo el calentamiento del agua del río al disipar el calor, se
construyen lo que se conoce como torres de refrigeración. Es importante
señalar que el agua de enfriamiento circula por un circuito separado y no entra
nunca en contacto directo con el vapor del reactor ni con el agua del circuito de
las turbinas. En las torres de refrigeración, el agua procedente del condensador
7. Energía Nuclear 191
cae, en forma de pequeñas gotas, como si se tratara de una ducha, y transmite
su calor a una corriente de aire ascendente. Durante esta operación, del 2 % al 3
% del agua de enfriamiento se evapora y forma un penacho de vapor
característico que resulta más o menos visible según la humedad del aire, la
temperatura y la fuerza del viento. La "nube blanca" que vemos salir de las
torres de refrigeración, por tanto, no es más que vapor de agua, como el que se
produce, por ejemplo, en una plancha de vapor.
7.3. Problemas principales.
Para poder considerar la energía nuclear como parte de la solución para
frenar el número de emisiones es necesario superar cinco problemas críticos:
los residuos, la seguridad, la proliferación, la percepción social y los costes.
7.3.1. Residuos.
Las centrales nucleares donde se produce electricidad, generan, en su
funcionamiento, residuos radiactivos, de los cuales la mayoría proceden de la
reacción de fisión nuclear.
Los residuos radiactivos se clasifican en de “media y baja actividad”,
cuando su actividad específica es baja y su vida media, en general, no llega a
unas pocas decenas de años y de “alta actividad” en caso contrario. La
actividad específica y la total del residuo determinan el grado de protección
necesario para su manejo, transporte y almacenamiento de forma que sean
seguros para los trabajadores y el público.
• Residuos radiactivos de media y baja actividad. En las centrales
nucleares los residuos de baja y media actividad (RBMA) contienen,
básicamente, productos de fisión y de activación con períodos de
semidesintegración cortos, por lo que su actividad va decayendo hasta ser
inocua en unos pocos decenios. Entre los residuos de baja actividad se
encuentran productos de limpieza, guantes, trajes, utensilios o herramientas
y otros objetos de uso corriente, utilizados en el mantenimiento de la
7. Energía Nuclear 192
instalación, que contienen trazas de radiactividad. El tratamiento que se les
da en las centrales nucleares consiste básicamente en su acondicionamiento
e inmovilización en bidones que se almacenan temporalmente en las
centrales en recintos diseñados para tal fin, hasta que son retirados para su
transporte y almacenamiento definitivo. Actualmente se trabaja en la
mejora y optimización de la gestión de este tipo de residuos, a través de la
reducción en la producción de los mismos, la segregación en corrientes de
actividad y la aplicación de criterios de exención y desclasificación.
• Residuos radiactivos de alta actividad. Los residuos radiactivos de alta
actividad generados en la operación de las centrales nucleares están
constituidos básicamente por el combustible gastado Si bien en la
actualidad no está prevista la utilización en España del combustible gastado,
por lo que se considera residuo radiactivo, en otros países, tras el
correspondiente procesado, se extrae la energía remanente que todavía
posee, constituyéndose en materia prima para elaborar nuevo combustible
nuclear. Las características de los elementos combustibles gastados son:
- Producto sólido y manejable.
- Su configuración física hace que sea confinable.
- Su actividad decae con el tiempo.
Se gestionan siguiendo criterios de “concentración y confinamiento” y
pueden seguir distintos procesos:
1. Almacenamiento en piscinas. Los elementos combustibles
gastados, una vez descargados del reactor, se almacenan en las piscinas de
combustible gastado localizadas en el edificio de combustible de la central
nuclear, donde ceden el calor residual que poseen y comienza el decaimiento de
su actividad. Posteriormente pueden introducirse en contenedores secos de
almacenamiento y/o transporte.
2. Almacenes temporales individualizados (ATI). Bien sea para
flexibilizar la operación de las piscinas de almacenamiento, porque se ha
llegado al máximo técnico de capacidad de almacenamiento en las piscinas
(caso de la central de Trillo), o porque se precisa descargar éstas para proceder
7. Energía Nuclear 193
a su desmantelamiento (caso de José Cabrera), en numerosas centrales del
mundo se ha procedido a la construcción de parques exteriores a la central
donde los elementos combustibles de la misma pueden ser almacenados en seco
en diversos tipos de dispositivos, principalmente contenedores.
3. Almacén Temporal Centralizado (ATC). El ATC presenta
ventajas técnicas y económicas al almacenar en un único emplazamiento, en
lugar de varios, los elementos combustibles de varias centrales. Los costes de
construcción y operación de un almacenamiento conjunto son inferiores
respecto de la solución de varios separados y la vigilancia y el control del
mismo también se ven mejoradas. El ATC da margen adicional para la toma de
decisiones en la gestión a largo plazo de los residuos de alta actividad y permite
que en ésta se puedan utilizar desarrollos tecnológicos y científicos futuros,
aunque requiere del transporte seguro hasta el lugar de almacenamiento.
4. Almacenamiento Geológico Profundo (AGP). Son sistemas
que se basan en el principio de barreras múltiples en formaciones geológicas
estables y profundas, reforzadas con otras barreras técnicas y naturales, lo que
garantiza su seguridad a largo plazo.
5. Otras actuaciones. El volumen de los residuos de alta
actividad que se transfiere a los diferentes sistemas de almacenamiento puede
reducirse de forma muy significativa si, con técnicas de reprocesado, se separan
del combustible gastado aquellos productos que pueden incorporarse al
combustible nuevo para ser reutilizados en los reactores. La aplicación de estas
tecnologías no modificaría el esquema de gestión global, aunque incrementaría
su eficiencia al reducir el volumen de los residuos y mejoraría el
aprovechamiento energético del combustible nuclear. Otras alternativas de
gestión para estos residuos que se están analizando son las tecnologías de
separación y transmutación de actínidos y otros productos de fisión. Esta
avanzada tecnología consiste en la transformación de elementos radiactivos de
vida larga en elementos estables o en radionucleidos de vida corta, lo que
produce una reducción cualitativa y cuantitativa de los residuos a almacenar a
largo plazo. Actualmente, se llevan a cabo en Francia y Japón importantes
7. Energía Nuclear 194
programas de investigación y desarrollo en esta materia, si bien no existe aún
una posición definitiva sobre su viabilidad.
El gran problema a resolver es el almacenamiento de los residuos
nucleares de alta actividad, ya que ningún país ha implantado con éxito un
sistema para deshacerse de estos residuos a largo plazo. Los procesos más
utilizados en la actualidad son los almacenamientos en piscinas y los almacenes
temporales individualizados, esto es debido por un lado a la dificultad para
encontrar emplazamientos adecuados para los AGPs. Un ejemplo sería el
almacén geológico profundo de Yucca Mountain en EE.UU que a pesar de la
gran inversión está viendo muy dificultada su puesta en marcha, y por otro lado
todavía no se ha demostrado que con las nuevas tecnologías de transmutación y
separación puedan tratarse adecuadamente los productos de fisión. Los autores
del [MIT,2003] afirman que “sólo en base a consideraciones relativas a la
gestión de los residuos no puede justificarse que los beneficios derivados de la
separación y transmutación sean superiores a sus costes económicos y a los
riesgos inherentes a la seguridad, la salud y el medio ambiente” que acarrean
estos procesos.
Por ello, para poder considerar la energía nuclear como una solución
temporal a la reducción de emisiones, la estrategia óptima a seguir para
gestionar el almacenamiento de residuos de alta actividad sería la sustitución de
los almacenes temporales individuales por almacenes temporales centralizados,
que reducirían los costes, a la espera de una solución definitiva que hoy no se
vislumbra.
7.3.2. Seguridad.
Para disponer de una central nuclear segura, es indispensable garantizar
permanentemente el control de la reacción en cadena, la refrigeración del
combustible y el confinamiento seguro de los productos radiactivos. Estas tres
funciones son fundamentales en la concepción, construcción, explotación y
mantenimiento de toda central nuclear.
Todos los materiales utilizados en la construcción, así como los equipos
instalados, se someten a estrictos controles de calidad. Asimismo, se verifica
7. Energía Nuclear 195
que cumplen todas las exigencias legales al respecto, tanto nacionales como
internacionales, y que superan una serie de pruebas que garantizan su perfecto
funcionamiento.
La seguridad es la prioridad número uno en el diseño, construcción,
operación y mantenimiento de las centrales nucleares. Desde los primeros pasos
para construir una central nuclear se establecen multitud de ensayos, pruebas y
controles para garantizar su seguridad. Así, la construcción de los edificios y el
montaje de los equipos debe ser realizado por personal altamente cualificado,
siguiendo métodos muy detallados, programados y contrastados por la
experiencia internacional.
Para incrementar aún más la seguridad, las centrales nucleares deben
disponer de múltiples sistemas diseñados y programados para entrar en
funcionamiento, en caso de necesidad, de forma sucesiva, hasta restablecer los
niveles normales de operación. Además, para garantizar que estos sistemas de
seguridad cumplen su misión a la perfección, se deben duplicar e incluso se
triplicar, para poder garantizar que el funcionamiento anómalo de un sistema no
suponga ninguna disminución en la seguridad de la central.
Todas estas medidas de seguridad no evitan que se siga percibiendo la
energía nuclear como peligrosa especialmente después de los accidentes de
Three Mile Island y Chernobil, y a esto hay que sumarle el actual riego de
ataque terrorista contra instalaciones nucleares o durante el transporte de
materiales radioactivos.
En lo que se refiere a accidentes que afecten al núcleo del reactor, el
standard de seguridad actual, esta cuantificado en “menos de un accidente serio
con emisiones radioactivas cada 50 años, en el ciclo nuclear completo”, esto
implica que si aumentamos el número de centrales nucleares como solución al
problema del cambio climático la tasa de seguridad aumentaría. Según el
estudio [MIT, 2003] ante un aumento del número de reactores debería como
mínimo mantenerse la tasa de seguridad actual, lo que supondría disminuir el
porcentaje de fallos de una central. Esta disminución sería factible con una
mejora de los diseños de los reactores actuales de agua ligera y la no utilización
7. Energía Nuclear 196
de diseños nuevos, de aquí a unos 25 años, ya que están poco experimentados y
podría suponer un aumento de la probabilidad de fallo de la central.
Otro problema reciente es la amenaza terrorista, que no está
contemplada en la tasa de accidentes. Un reciente estudio de la National
Academy of Sciences alerta sobre la extrema vulnerabilidad de las piscinas en
las que se almacenan temporalmente los residuos irradiados ante la posibilidad
de un ataque terrorista. Un aumento de seguridad hasta niveles socialmente
aceptables supondría un aumento del coste.
7.3.3. Proliferación.
La expansión de la energía nuclear se ve frenada por la utilización del
combustible nuclear para fines militares. El combustible gastado hasta la fecha
contiene más de 1000 toneladas de plutonio. Esta cantidad es suficiente para
crear aproximadamente 25.000 bombas atómicas.
Por ello es necesario un control del desarrollo nuclear de muchos países,
limitándolo de manera que sólo algunos países puedan tener instalaciones de
reprocesamiento y enriquecimiento. A su vez todos los reactores deben ser
alimentados con un ciclo abierto de combustible que no recupere el plutonio y
el uranio de combustible irradiado. Pero esta solución se encuentra con varios
obstáculos. Por un lado muchos países, como Irán, se opondrían a esta
limitación nuclear. Para conseguir la aceptación de estos países sería necesaria
una modificación del actual Tratado de No Proliferación.
Por otro lado el no recuperar el uranio del combustible irradiado
supondría utilizar únicamente el uranio que se encuentre en la naturaleza,
siendo cada vez más difícil su extracción. Esta dificultad en la extracción no
sólo conlleva un aumento del coste, sino que su extracción será mucho más
intensiva en energía fósil, con la consiguiente generación de CO2 . Este
aumento de las emisiones podría incluso ser mayor que las emisiones que evita
la instalación de la central nuclear.
7. Energía Nuclear 197
7.3.4. Percepción Social.
La opinión pública europea y española no parecen muy dispuestas a una
reactivación nuclear. Esto se debe a que aún se tienen muy presentes los
accidentes de Three Mile Island y Chernobil, y se tiene miedo a la posibilidad
de que ocurra un accidente de similar magnitud. También la actual negativa
social al aumento de las centrales nucleares es debida a la creciente amenaza de
ataques terroristas sobre centrales nucleares que puedan tener consecuencias
similares a las causadas por los accidentes de Three Mile Island y Chernobil.
Un aumento de la seguridad contra accidentes y ataques terroristas en
las centrales nucleares, unido a una política de concienciación de la población y
resolución del resto de problemas pendientes podría hacer cambiar la opinión
pública para que llegue a considerar la energía nuclear como solución a los
problemas energéticos.
7.3.5. Costes.
Este factor es especialmente relevante a la hora de poder considerar la
energía nuclear como una solución temporal o permanente ante el problema de
sostenibilidad energética actual.
El mercado eléctrico en muchas partes del mundo se está liberalizando.
Esto implica que sólo habrá inversiones privadas, con lo que para poder
impulsar la energía nuclear ésta tiene que ser más rentable que otras energías
alternativas que supongan un menor riesgo. Esto no ocurría anteriormente, ya
que era el Estado o un monopolio el que construyó las centrales actualmente en
uso, por lo que era el consumidor y no la eléctrica el que corría con todos los
riesgos.
Si tras analizar el sistema energético se llega a la conclusión de que es
necesaria la participación de la energía nuclear ésta tendrá que reducir mucho
los costes, ya que en un mercado competitivo los inversores prefieren opciones
menos intensivas en capital y con plazos de construcción más cortos.
El coste de generación de energía nuclear se desglosa principalmente en
tres costes básicos:
7. Energía Nuclear 198
• Costes de inversión. Los costes de construcción en los años 80 y 90 han
sido muy elevados debidos a retrasos regulatorios, requisitos de rediseño y
problemas de control de calidad y gestión de la construcción. Aunque con el
paso de los años se ha adquirido experiencia, los datos sobre los costes de
construcción de las centrales más recientes siguen siendo escasos, por lo que
prevalece una cierta duda sobre estos. Los costes de inversión se ven
incrementados con respecto a los de otro tipo de energía por la prima de riesgo,
por lo que para que la energía nuclear llegase a ser competitiva requeriría un
apoyo del Estado en este aspecto.
Este coste también depende en gran medida del precio del petróleo ya
que la construcción de una central requiere un gasto considerable de energía
fósil. Esto aumenta aún más la incertidumbre del valor futuro de este coste,
pero sobre lo que no hay duda es sobre la necesidad de reducir este valor hasta
hacer de la energía nuclear una energía competitiva.
Otro factor a mejorar es el número de años que se tarda en la
construcción de una central nuclear que puede alargarse varios años con
respecto al tiempo estipulado. La inversión en una central nuclear sería rentable
si su tiempo de construcción fuera de 4 años. Esto podría llevarse a cabo
idealmente en centrales nuevas cuyo procedimiento de construcción está muy
mecanizado evitando contratiempos.
El informe [PCGE, 2005], presentado conjuntamente por la Agencia
Internacional de la Energía y la Agencia de la Energía Nuclear, estudia los
costes de producción de la energía nuclear basándose en la toma de datos de 13
centrales nucleares. Según este informe los costes de construcción de las
instalaciones oscilan en su mayoría entre 1000 $/kW y los 2000 $/kW, a
excepción de la central nuclear estudiada en Holanda, con un coste de 2100
$/kW, y la central nuclear estudiada en Japón, con un coste de 2500 $/kW.
7. Energía Nuclear 199
Ilustración 48: Costes de inversión de diferentes centrales nucleares.
Fuente: [PCGE, 2005]
Este estudio ofrece la distribución porcentual de los costes de inversión
a lo largo del periodo de construcción de la central nuclear. Estos periodos de
construcción oscilan entre los 5 y los 10 años, destacando que en los primeros
años los costes van asociados a actividades previas a la construcción, como
puedan ser los estudios de ingeniería. En la siguiente tabla se muestran las
distribuciones porcentuales de las centrales en estudio:
7. Energía Nuclear 200
Ilustración 49: Distribución porcentual de los costes de inversión.
Fuente: [PCGE, 2005]
• Costes de combustible. Las reservas de uranio permiten mantener el
precio del combustible durante unos años aunque este valor se irá incrementado
conforme sea necesario extraer uranio de minerales con más baja
concentración. El precio del combustible depende del precio del petróleo ya
que el proceso de extracción del uranio requiere del gasto de mucha energía
fósil. Por lo que comparar el coste de la energía nuclear con el coste de otra
energía sin interiorizar la variación asociada del precio del petróleo da unos
resultados incompletos.
Las reservas de uranio se encuentran repartidas de una manera más
uniforme que las de petróleo y entre países más estables políticamente lo que
permite que el precio del uranio se mantenga. Aunque de aquí a unos años y
con un incremento de demanda no muy superior al actual las reservas de uranio
al precio actual se acabarán, lo que supondrá un incremento del precio del
combustible. Este aumento se debe a que el uranio de mayor concentración será
cada vez más difícil de extraer.
• Costes de operación y mantenimiento. Estos se dividen en costes fijos y
variables y son muy elevados en comparación con los de centrales de otro tipo,
por lo que sería necesaria una reducción de aproximadamente el 25 %.
7. Energía Nuclear 201
La producción de energía nuclear no sólo supone un gasto de
generación (inversión, combustible y operación y mantenimiento) sino que
tiene varios costes externos difíciles de contabilizar. Estos costes externos en el
caso de las centrales nucleares son el tratamiento de los residuos, los seguros de
responsabilidad civil, el desmantelamiento de las centrales y las emisiones de
gases asociadas. El coste de desmantelamiento de una central estimado en
[Barquín, 2003] es de 0,1 c$/kWh. Este valor es despreciable frente a los
elevados costes de inversión.
Para la gestión del tratamiento de los residuos la legislación actual
obliga a pagar una determinada cantidad (unos 0,2 céntimos de euro por kW)
que las eléctricas están obligadas a satisfacer a una empresa estatal a cambio de
que ésta se responsabilice de los residuos. No hay forma de saber si esta
cantidad será o no suficiente porque, hoy por hoy, se desconoce cómo realizar y
cuánto costará la custodia de estos materiales durante su largo período de
radioactividad – decenas o centenares de miles de años.
Los costes de operación y mantenimiento anuales de las centrales
estudiadas en el informe [PCGE, 2005], previstos para 2010, se muestran en la
siguiente tabla, donde se puede apreciar su variabilidad entre unos países y
otros. Francia y Finlandia, presentan los costes más bajos, 46.1 $/kW y 48
$/kW respectivamente, mientras que Japón presenta los más elevados, 107.6
$/kW. Se espera que en general los costes de operación y mantenimiento se
mantengan constantes.
Ilustración 50: Costes de operación y mantenimiento de diferentes centrales nucleares.
Fuente: [PCGE, 2005]
7. Energía Nuclear 202
El ciclo del combustible nuclear presenta varios procesos, desde la
extracción del uranio natural en los yacimientos, pasando por el
enriquecimiento, hasta el reprocesado o almacenamiento del combustible
gastado. A excepción de la central de Finlandia, que prevé un incremento del
1% anual, el resto de centrales estudiadas prevén que el coste del ciclo del
combustible nuclear se mantenga constante. En la siguiente tabla se pueden
observar los costes del ciclo del combustible nuclear en las diferentes centrales
estudiadas:
Tabla 12: Costes del ciclo de combustible de diferentes centrales nucleares.
Fuente: [PCGE, 2005]
También por ley se han establecido límites a la responsabilidad civil que
habría de afrontar una empresa eléctrica ante la eventualidad de un accidente
nuclear grave, auque se ha demostrado que esta cantidad ha sido insuficiente
por ejemplo para cubrir todos los daños causados por el accidente de Chernobil.
Como toda instalación industrial, una central nuclear no se puede
utilizar indefinidamente. Tiene un período de vida útil de 40 años,
aproximadamente, desde su puesta en funcionamiento.
Para obtener los costes de generación eléctrica se deben considerar los
tiempos de vida económicos, pudiéndose así determinar los años disponibles
para la amortización de la inversión inicial, y la cantidad total de energía que la
central genera durante dicha vida útil. En la siguiente tabla se muestran los
costes de generación obtenidos por el informe [PCGE, 2005]:
7. Energía Nuclear 203
Ilustración 51: Costes de generación de diferentes centrales nucleares.
Fuente: PCGE, 2005
Estos costes oscilan entre los 48 $/MWh, de la central de Japón, y los 21
$/MWh, de la central de Corea del Sur. Los costes de inversión suponen un
50% de los costes totales de generación, los costes de operación y
mantenimiento el 30% y el ciclo del combustible nuclear el 20%.
Una vez parada de forma definitiva la central, es necesario
desmantelarla. El desmantelamiento abarca desde la demolición del conjunto
del equipamiento técnico y de los edificios, hasta la rehabilitación del entorno.
Las emisiones de gases asociadas a la extracción de uranio y a la
construcción de la central debidas a la utilización de energía primaría fósil
descartan la idea de que la energía nuclear es una energía limpia y aumentan los
costes de producción de energía nuclear. Además de por este motivo, la energía
nuclear no puede considerarse una energía limpia debido al gran problema de
los residuos.
7.4. ¿Es una solución viable comparativamente en España?
7. Energía Nuclear 204
La situación nuclear a mundial es muy dudosa debido a la dificultad de
cuantificar los múltiples factores limitantes. Pero esta cuantificación llevada a
cabo para un escenario más limitado, como puede ser España, es menos
compleja.
La situación actual de las instalaciones nucleares españolas es la
siguiente:
Centrales Nucleares Situación Potencia instalada
bruta (MWe)
Producción (GWh)
José Cabrera* Guadalajara 150,1 416,82
Sta. María de Garoña Burgos 466 3.842,33
Almaraz I Cáceres 977 7.438,91
Almaraz II Cáceres 980 7.501,08
Ascó I Tarragona 1.032,5 7.769,83
Ascó II Tarragona 1.027,2 8.335,92
Cofrentes Valencia 1.087,1 9.218,72
Vandellos II Tarragona 1.087,1 7.317,70
Trillo Guadalajara 1.066 8.230,53
TOTAL 7.727,8 60.071,84
Tabla 13: Situación actual de las centrales nucleares españolas.
Fuente: [FORO, 2006]
(*) La central de José Cabrera cesó su operación el día 30 de abril, fecha en la que se
desconectó definitivamente de la red eléctrica.
Datos a 31 de diciembre de 2006.
Otras instalaciones nucleares en España son: la fabrica de elementos
combustibles de Juzbado, la cual desde su entrada en operación en el año 1985
ha producido 4.120 toneladas de uranio como elementos combustibles, y el
centro de almacenamiento de residuos de baja y media actividad de El Cabril,
que desde el inicio de sus actividades en enero de 1986 hasta el 31 de diciembre
de 2006, ha recibido un total 26.254 metros cúbicos de residuos,
almacenándose un total de 4.910 contenedores, con lo que se encuentra al
7. Energía Nuclear 205
54,80% de su capacidad. Esta previsto que entre en funcionamiento en el 2007
una instalación complementaria a la de El Cabril con capacidad para almacenar
130.000 metros cúbicos de residuos radiactivos de muy baja actividad.
Pero la situación actual puede variar de aquí a unos años ya que muchos
de los reactores en funcionamiento terminarían su vida útil en pocos años, por
lo que ya sólo para mantener el 20 % de energía nuclear que se esta
produciendo hoy en día sería necesaria la apertura de nuevas centrales.
La Agencia de la Energía Nuclear (NEA), dependiente de la
Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), calcula
que un 80% de las centrales nucleares que funcionan actualmente en el mundo
occidental solicitarán alargar su vida útil más allá de los 40 años, siempre y
cuando se pueda garantizar la seguridad.
Se pueden considerar dos escenarios de actuación, no prolongar la vida
útil de las centrales y cerrarlas a los 40 años de funcionamiento (escenario A) o
tras un control de la seguridad de funcionamiento prolongar la vida útil hasta 60
años (escenario B). Por lo que la situación de las centrales nucleares españolas
sería:
Centrales Nucleares Año de inicio de
funcionamiento
Fecha de cierre
(escenario A)
Fecha de cierre
(escenario B)
Sta. María de Garoña 1971 2011 2031
Almaraz I 1981 2021 2041
Almaraz II 1983 2023 2043
Ascó I 1984 2024 2044
Ascó II 1986 2026 2046
Cofrentes 1985 2025 2045
Vandellos II 1988 2028 2048
Trillo 1988 2028 2048
Tabla 14: Situación de las centrales nucleares en los dos escenarios supuestos.
Según el escenario A España para el año 2030 no tendría energía
nuclear, lo que dejaría un vacío de suministro que actualmente es del 20 %, esto
junto con el aumento de demanda de electricidad que se está produciendo en los
7. Energía Nuclear 206
últimos años, haría aún más difícil poder cubrir la demanda de aquí a unos
años. Sin embargo tomando el escenario B se podría seguir produciendo la
misma electricidad que en la actualidad con nuclear, o aumentar si se cree
conveniente, hasta el año 2031 en el que se empezarían a cerrar las centrales.
Este margen de tiempo que se ha ganado aumentando la vida útil de las
centrales permitiría aplicar un plan de acción a unos 30 años que desarrollase
de manera progresiva los tipos de energías necesarias para hacer el modelo
sostenible. Aunque aumentar la vida útil de las centrales gana tiempo ante el
problema del suministro también aumenta el riesgo de fallo de la central ya que
el reactor está más deteriorado, por lo que para mantener la tasa de fallo
estipulada tendrían que aumentarse las medidas de seguridad, lo que supondría
un aumento del coste. En este proyecto se supone el escenario B para le
horizonte a estudiar de 30 años. Este alargamiento de la vida útil ampliaría el
periodo de amortización de la inversión, reduciendo los costes.
Después de analizar la situación española actual y su evolución sin
incluir modificaciones, es necesario responder a la pregunta ¿Es la energía
nuclear la solución ante la insostenibilidad energética española? Para poder
contestar a esta pregunta hay que analizar el coste y las emisiones de esta
energía y compararlos con los de las energías a las que sustituiría si se ampliase
el número de centrales nucleares.
Comparativa de costes
Uno de los mayores problemas de la energía nuclear es el coste, ya que
aunque reduzca las emisiones con respecto a otras centrales es necesario que
tenga un precio competitivo con respecto a las demás tecnologías para que así
las eléctricas estén interesadas en realizar la inversión de construir una central
nuclear.
Los estudios realizados hasta la fecha sobre los costes de generación de
una central nuclear llegan a conclusiones muy diferentes entre ellos. Para poder
obtener un coste aproximado de una central nuclear es necesario fraccionar el
coste total en costes menores que lo componen y evaluar que márgenes de
variación tienen estos.
7. Energía Nuclear 207
El coste de generación de una central lo componen:
o Capital: depende de la vida operativa de la central (40 años), del
factor de utilización que varía entre 7000 y 8000 horas anuales en plena
potencia y de la tasa de actualización que cuantifica los tipos de interés real,
que varían entre el 5% y el 6 %, pudiendo ser más elevados en los principales
países desarrollados ante circunstancias de inflación elevada y cuantiosos
niveles de déficit público. El coste de generación de una central es
principalmente coste de capital y éste a su vez depende de los tipos de interés,
por lo que un aumento en los tipos de interés se ve reflejado de manera
prácticamente directa en un aumento en los costes totales de generación de la
central.
o Operación y mantenimiento: este coste es mucho menor que para
otras centrales y casi no influye en el coste de generación de la central por lo
que un aumento del número de años de proporción permite una mayor
amortización de la inversión a un reducido coste.
o Combustible: el precio del uranio sigue al del petróleo por la gran
cantidad de energía fósil que se consume en las minas. Este precio se ha visto
incrementado en los últimos años en un 40% aunque las reservas de uranio no
han aumentado en proporción por lo que se prevé un continuado aumento del
precio.
Las proporciones aproximadas de cada uno de estos costes al coste final
son [Barquín, 2004]:
Interés Capital O&M Combustible
5% 49% 38% 13%
10% 63% 28% 9%
Tabla 15: Costes de la energía nuclear
Fuente: [Barquín, 2004]
La tabla anterior determina que un aumento de los intereses da un
mayor peso al coste de capital. Para poder reducir el coste de la energía nuclear
principalmente hay que aplicar una reducción de coste de capital, lo que sería
imposible si los intereses aumentan, por lo que se deduce que si la energía
7. Energía Nuclear 208
nuclear es la solución las empresas necesitan la ayuda del gobierno para poder
realizar esta inversión.
El [MIT, 2003] estima el siguiente coste de generación de una central
nuclear en comparación con una de ciclo combinado y una de carbón:
Suposiciones del escenario base
Nuclear
Overnight cost: $2000/kWe
Costes de operación y mantenimiento (O&M): 1,5 cents/kWh (incluye
combustible)
Ratio de variación real de O&M: 1,0%/año
Período de construcción: 5 años
Factor de capacidad: 85%/75%
Financiación:
Activo neto: 15% neto nominal de impuestos sobre la renta
Deuda: 8% nominal
Inflación: 3%
Tarifa de impuesto sobre la renta (aplicado después de gastos, intereses y
amortización: 38%
Activo neto: 50%
Deuda: 50%
Vida económica del proyecto: 40 años/ 25 años
Carbón
Overnight cost: $1300/kWe
7. Energía Nuclear 209
Coste de combustible: $1,20/MMbtu
Ratio de variación real de coste de combustible: 0,5%/año
Consumo calorífico: 9300 Btu/kWh
Período de construcción: 4 años
Factor de capacidad: 85%/75%
Financiación:
Activo neto: 12% neto nominal de impuestos sobre la renta
Deuda: 8% nominal
Inflación: 3%
Tarifa de impuesto sobre la renta (aplicado después de gastos, intereses y
amortización: 38%
Activo neto: 40%
Deuda: 60%
Vida económica del proyecto: 40 años/ 25 años
Centrales de ciclo combinado de gas
Overnight cost: $500/kWe
Costes iniciales de combustible:
Bajo: $3,50/MMbtu (alcanza un valor real de $3,77/MMbtu en 40 años)
Moderado: $3,50/MMbtu (alcanza un valor real de $4,42/MMbtu en 40 años)
Alto: $4,50/MMbtu (alcanza un valor real de $6,72/MMbtu en 40 años)
Ratio de variación real de coste de combustible:
Bajo: 0,5%/año
Moderado: 1,5%/año
Alto: 2,5%/año
7. Energía Nuclear 210
Consumo calorífico: 7200 Btu/kWh
Avanzado: 6400 Btu/kWh
Período de construcción: 2 años
Factor de capacidad: 85%/75%
Financiación:
Activo neto: 12% neto nominal de impuestos sobre la renta
Deuda: 8% nominal
Inflación: 3%
Tarifa de impuesto sobre la renta (aplicado después de gastos, intereses y
Amortización: 38%
Activo neto: 40%
Deuda: 60%
Vida económica del proyecto: 40 años/ 25 años
Tabla 16: Coste de generación de una central nuclear en comparación con una de ciclo combinado y una de carbón.
Fuente: [MIT, 2003]
Variando la vida útil de la central los costes de alternativas de
generación de electricidad en niveles reales cents/kWe-hr (factor de capacidad
85%) son:
Escenario base 25 años 40 años
7. Energía Nuclear 211
Nuclear 7,0 6,7
Carbón 4,4 4,2
Gas (bajo) 3,8 3,8
Gas (moderado) 4,1 4,1
Gas (alto) 5,3 5,6
Gas (alto) avanzado 4,9 5,1
Escenario de reducción de costes nucleares
Reducción costes de construcción (25%) 5,8 5,5
Reducción tiempo construcción de 12 meses 5,6 5,3
Reducción de costes de capital para ser 4,7 4,4
equivalente con carbón y gas
Escenario con tasas por emisiones carbono (25/40 años)
$50/tC $100/tC $200/tC
Carbón 5,6/5,4 6,8/6,6 9,2/9,0
Gas (bajo) 4,3/4,3 4,9/4,8 5,9/5,9
Gas (moderado) 4,6/4,7 5,1/5,2 6,2/6,2
Gas (alto) 5,8/6,1 6,4/6,7 7,4/7,7
Gas (alto) avanzado 5,3/5,6 5,8/6,0 6,7/7,0
Tabla 17: Los costes de alternativas de generación de electricidad en niveles reales con factor de capacidad 85%
Fuente: [MIT, 2003]
Variando la vida útil de la central los costes de alternativas de
generación de electricidad en niveles reales cents/KWe-hr (factor de capacidad
75%) son:
7. Energía Nuclear 212
Escenario base 25 años 40 años
Nuclear 7,9 7,5
Carbón 4,8 4,6
Gas (bajo) 4,0 3,9
Gas (moderado) 4,2 4,3
Gas (alto) 5,5 5,7
Gas (alto) avanzado 5,0 5,2
Escenario de reducción de costes nucleares
Reducción costes de construcción (25%) 6,5 6,2
Reducción tiempo construcción de 12 meses 6,2 6,0
Reducción de costes de capital para ser 5,2 4,9
equivalente con carbón y gas
Escenario con tasas por emisiones carbono (25/40 años)
$50/tC $100/tC $200/tC
Carbón 6,0/5,8 7,2/7,0 9,6/9,4
Gas (bajo) 4,5/4,4 5,0/5,0 6,0/6,0
Gas (moderado) 4,7/4,8 5,3/5,3 6,3/6,4
Gas (alto) 6,0/6,3 6,5/6,8 7,5/7,8
Gas (alto) avanzado 5,5/5,7 5,9/6,2 6,8/7,1
Tabla 18: Los costes de alternativas de generación de electricidad en niveles reales con factor de capacidad 75%
Fuente: [MIT, 2003]
7. Energía Nuclear 213
Según estos datos, los costes de generación de las centrales nucleares
son superiores a los de las centrales de carbón o gas natural, e incluso si los
precios del gas son elevados, los inversores optarían antes por centrales de
carbón que por las nucleares.
Hacer de la energía nuclear una alternativa más económica supondría
reducir los costes de construcción en un 25%, y el tiempo de construcción de 5
a 4 años. Si además desaparecieran las incertidumbres de la regulación,
construcción y operación de estas centrales, los costes serían similares a los de
una planta de ciclo combinado para precios de gas elevados. Por último, si a lo
anterior se sumase que los costes de O&M pasasen de 15 millones/KWe-hr a
13, las centrales nucleares serían competitivas con las de carbón y los ciclos
combinados en el caso de que el gas natural tuviese precios altos o moderados.
Varios países han realizado estudios para comparar los costes de la
energía nuclear con el resto de tecnologías. Es interesante comparar estos
estudios con los resultados obtenidos para España.
La siguiente tabla muestra una comparativa de los costes de generación
previstos por los diferentes informes:
7. Energía Nuclear 214
Tabla 19: Comparativa de los costes de generación eléctrica de nuevas centrales
Fuente: World Nuclear Association, 2005
En la tabla anterior observamos que las estimaciones del coste de la
energía eléctrica generada en las centrales nucleares varían entre los 67
$/MWh, según el informe [MIT, 2003], y los 24 euros por MWh (31.2
$/MWh), según el informe [TARJANNE, 2003]. Los informes [DGEMP, 2003]
y [TARJANNE, 2003] sitúan a la energía nuclear como la alternativa más
rentable.
Los distintos informes se han realizado por: el informe [DGEMP, 2003]
por el Ministerio de Finanzas y Economía Francés, el informe [TARJANNE,
2003] presenta un análisis de los costes de generación eléctrica de nuevas
centrales situadas en Finlandia, el informe [RAE, 2004] compara los costes de
generación eléctrica para diferentes tecnologías en el Reino Unido y el informe
[CERI, 2004] es un estudio realizado por la Asociación Nuclear Canadiense, el
cual examina dos centrales nucleares, ACR-700s, y CANDU 6s.
7. Energía Nuclear 215
Los costes de generación de energía eléctrica previstos en las centrales
nucleares, serán tanto más competitivos cuanto mayor sea el precio de los
combustibles empleados por las centrales de carbón y los ciclos combinados de
gas. Así mismo, si los costes por emisiones de dióxido de carbono a la
atmósfera se contabilizan dentro de los costes de generación de las centrales de
carbón y de los ciclos combinados, la alternativa nuclear mejorará su posición
competitiva.
Comparativa de las emisiones de CO2
A la hora de realizar cálculos comparativos de las emisiones se suele
suponer que la energía de origen nuclear no comporta emisiones, lo cual es
cierto en la fase de generación, pero no así en el ciclo de vida completo:
construcción, combustible, desmantelamiento, etc.
Las emisiones causadas por la energía nuclear están debidas en gran
medida a los procesos de extracción, triturado, transporte y enriquecimiento del
uranio. El volumen de estas emisiones depende, fundamentalmente, de la mena
del mineral, y de si se trata de un mineral arenisco o de roca dura.
Según [SMITH, 2005] las emisiones de 2CO causadas por una central
nuclear van en aumento en proporción con el grado de riqueza (% 83OU ) del
mineral a extraer. A mayor riqueza menor emisiones, llegando incluso a superar
las emisiones de una central de gas cuando la proporción de 83OU es inferior a
0.01. Esto implica que para un nivel de enriquecimiento del mineral muy bajo
la central nuclear no supone un ahorro de emisiones.
7. Energía Nuclear 216
Ilustración 52:Comparativa del número de emisiones de una central de gas y una nuclear que producen la misma energía en función del grado de enriquecimiento del uranio usado en la
central nuclear. Se considera la central desmantelada con medidas de seguridad ambiental (full debt) y sin medidas de seguridad (partial debt)
Fuente: [SMITH,2005]
Se supone que se dispone comercialmente de uranio con un grado de
riqueza superior al 0.1% para los próximos años en España. Y a su vez se
estiman varios escenarios a la hora de desmantelar una central nuclear, mínimas
emisiones (escenario 1) y sin reducción de emisiones (escenario 2). De las
suposiciones anteriores se obtiene que para el escenario 1 una central nuclear
emite aproximadamente el 20% de lo que emite una central de gas, por lo que si
sustituimos una central de gas por una nuclear se obtendría una reducción del
80% de las emisiones. Y para el escenario 2 se ahorra el 68% de las emisiones
producidas por la central de gas, ya que la central nuclear emite el 32% de lo
que emite una central de gas.
Por otro lado las centrales de ciclo combinado son las más instaladas en
España actualmente, tienen unos rendimientos energéticos cercanos al 60%,
frente al rendimiento medio de aproximadamente 31% de las plantas
actualmente en funcionamiento [Barquín, 2003], y sus emisiones de 2CO , para
una misma producción eléctrica, son del orden del 40% de las de una central
convencional de carbón, pues las cantidades de CO2 emitidas típicamente a la
7. Energía Nuclear 217
atmósfera por una central de carbón son de 775 kgCO2/MWh y de 420
kgCO2/MWh en una de gas [CCEC, 2007].
De los datos anteriores se puede concluir que las emisiones de una
central nuclear en el escenario 1 son aproximadamente de 84 kg/MWh de 2CO
y de 134,4 kg/MWh de 2CO para el escenario 2, de lo que se deduce que el
ahorro de emisiones que supone la instalación de una central nuclear frente a la
instalación de una central de gas, ciclo combinado o de carbón sería:
Central de gas Central de carbón Central de ciclo
combinado
Kg/MWh 2CO 420 775 310
Ahorro con una
central nuclear
(escenario1)
80% 89,2% 73%
Ahorro con una
central nuclear
(escenario 2)
68% 82,6% 56,6%
Tabla 20: Comparación de las emisiones de una central nuclear con una central de carbón, una central de gas y una central de ciclo combinado.
8. Captura y almacenamiento de CO2 218
8. Captura y almacenamiento de CO2
8.1. Introducción.
La tecnología de captura y secuestro de carbono puede permitir reducir
notablemente las emisiones de las centrales eléctricas y otras grandes
instalaciones de combustión que utilizan combustibles fósiles.
La producción de energía eléctrica en España depende en gran parte de
la generación con combustibles fósiles, principalmente con gas natural y
carbón, y se prevé un aumento de esta dependencia a lo largo de los años,
especialmente un aumento del gas natural en más del doble, causado
principalmente por el aumento de centrales de ciclo combinado. El reparto de la
generación de electricidad en España, en función de la fuente de la que se
obtiene en los últimos años, se refleja en la siguiente gráfica.
Producción Eléctrica (TWh)
0
50
100
150
200
250
300
2001 2005
Renovables
Nuclear
Carbón
Petróleo
Gas Natural
Ilustración 53: Producción Eléctrica
Fuente: IDAE
El aumento de centrales eléctricas que utilizan combustibles fósiles
dependerá en gran medida de las variaciones en el precio de estos combustibles.
El aumento de los precios del gas natural está permitiendo que la utilización del
carbón como combustible en las centrales eléctricas vuelva a ser competitiva.
Además de tener un precio competitivo, cada vez se está consiguiendo que la
8. Captura y almacenamiento de CO2 219
eficiencia de las centrales de carbón sea mayor, lo cual hace que el carbón sea
un combustible aún más rentable. A este hecho se añade que el carbón es el
combustible fósil más abundante.
Pero la combustión del carbón en las centrales genera una elevada
emisión de gases de efecto invernadero, lo que induce a llevar a cabo políticas
para reducir la utilización del carbón como combustible.
Desarrollar tecnologías que permitan la utilización limpia del carbón
parece la solución ante la evolución de la demanda energética. La tecnología de
captura y almacenamiento de CO2 (CAC) se puede implantar en plantas de
carbón y de gas permitiendo el funcionamiento limpio de éstas. Pero la
implantación de esta tecnología supone un aumento del coste, y en el caso de
centrales de gas natural, cuyo precio del combustible es muy elevado, la
implantación de esta tecnología encarecería aun más el coste de generación.
En España, la Captura y Almacenamiento de CO2 todavía se encuentra
en proceso de investigación y desarrollo. Existe una central en la que se están
experimentando estas tecnologías, esta central es gestionada por Elcogás que es
una Sociedad Anónima española, en la que participan empresas eléctricas y
suministradoras de bienes de equipo europeas. La Sociedad se constituyó en
Abril de 1992 para llevar a cabo la construcción, explotación y
comercialización de una Central de Gasificación Integrada en Ciclo Combinado
(GICC) de 335 MW a instalar en Puertollano (España), seleccionado como
Proyecto Objetivo por el “Programa Thermie” de la Comisión Europea para la
demostración de la viabilidad de esta tecnología.
Elcogás participa en el Proyecto del Ministerio de Educación y Ciencia
“Tecnologías avanzadas de Generación, Captura y Almacenamiento de CO2”
en el que se están explorando diversas posibilidades de la tecnología GICC para
mitigar el cambio climático. Este proyecto está dividido en seis subproyectos.
La compañía participa específicamente en uno de ellos, “Tecnología de
separación de CO2 en procesos de precombustión”, con el que se pretenden
validar a escala industrial las tecnologías de separación de CO2 en
precombustión en una planta GICC, como paso previo a su almacenamiento en
el subsuelo.
8. Captura y almacenamiento de CO2 220
Este proyecto aborda el tratamiento de gas de síntesis, producido en la
central térmica de Puertollano, de forma previa a su combustión en turbina,
mediante una conversión del CO en CO2 y H2, y posterior separación de CO2.
Adicionalmente, se realizan pruebas y ensayos de caracterización del
comportamiento de la planta piloto, con objeto de extraer la información
necesaria para optimizar la eficiencia global de la planta piloto y obtener un
análisis económico del proceso. Finalmente, se diseminarán los resultados
científicos y tecnológicos obtenidos a las industrias, organizaciones,
compañías, centros de investigación, etc.
Otra de las partes del Proyecto del Ministerio de Educación y Ciencia
aborda la captura post-combustión de las emisiones de CO2 procedentes de
fuentes térmicas de generación. La competencia tecnológica del proyecto se
centra en el dimensionamiento, diseño y construcción de una planta de
demostración con tecnología basada en el ciclo calcinación-carbonatación
(desarrollada y patentada por el CSIC) para la captura del CO2 y la mejora de la
reducción de las emisiones de SO2 procedentes de los gases de combustión de
una instalación convencional (Central Térmica de Teruel). Este proyecto aporta
soluciones a los retos internacionales de la captura del CO2 (en especial la
postcombustión), como son la optimización del proceso en plantas de tamaño
industrial, los sorbentes nuevos y de bajo impacto energético y la demostración
de viabilidad y operación a largo plazo de sistemas en centrales térmicas
industriales que utilicen combustibles convencionales.
El proyecto de oxicombustión aborda los procesos de oxicombustión y
el tratamiento de los gases para la captura del CO2, este proyecto se esta
desarrollado por el CIEMAT en la Plataforma Experimental El Bierzo. Se
selecciona, como base de la plataforma experimental, un proceso de
oxicombustión con recirculación de gases, utilizando tecnologías de carbón
pulverizado, integrando la co-combustión con biomasas y residuos
biodegradables. Las tecnologías clave a desarrollar y validar son el sistema de
combustión con oxígeno y los equipos compactos para limpieza de gases y para
la captura de CO2.
8. Captura y almacenamiento de CO2 221
Respecto a la parte del proyecto dedicada al almacenamiento geológico
de CO2, liderada por IGME, su objetivo es definir, en una escala nacional,
aquellas formaciones, cuencas o estructuras geológicas con capacidad potencial
de almacenar CO2 de una forma permanente, lo que se podría ajustar a un
período superior a 1.000 años. Se pretende de esta forma ofrecer un abanico de
posibilidades a aquellas empresas o industrias que decidan utilizar como vía
para reducir sus emisiones contaminantes la captura y almacenamiento de CO2.
Por tanto, por ahora el uso de estas tecnologías sólo se da a nivel de
investigación y en centrales prototipo. Sin embargo, es bastante probable que
en el momento en el que el coste de implantación disminuya, se empiece a
utilizar la captura de CO2 en la mayoría de las centrales térmicas. España
dispone aún de un mix eléctrico en el que la participación del carbón es muy
grande, por lo que existe un gran potencial de reducción de emisiones si se
aplican a dichas centrales las técnicas de Captura de CO2.
8.2. Descripción de la tecnología de CAC.
El proceso de CAC consiste en una fase inicial de captura del CO2, la
cual se puede realizar mediante la precombustión, la post-combustión y la oxy-
combustión. Una vez capturado el CO2, se transporta a los centros de
almacenamiento, y finalmente se almacena. Existen diversas maneras de
almacenar el CO2. Este proceso se describe con mayor detenimiento a
continuación.
Captura de CO2
Existen tres tecnologías diferentes para capturar el CO2:
1) Precombustión. Este proceso consiste en la descarbonización del
combustible antes de la combustión mediante técnicas de gasificación del
carbón y de reformado del gas natural. Un sistema de precombustión comienza
procesando el combustible primario con vapor y aire u oxígeno. El monóxido
de carbono resultante luego reacciona con vapor en un segundo reactor. Esto
produce hidrógeno para generar energía o calor, así como CO2, que se separa
para almacenamiento.
8. Captura y almacenamiento de CO2 222
2) En la separación del CO2 por precombustión los humos de salida
salen a mayor presión y mayor concentración de CO2, con lo que se consigue
un menor coste en la captura, ya que se evita el alto consumo de calor que se
produce en los procesos de post-combustión. Además los costes de compresión
también son menores. Sin embargo, este método de captura sigue suponiendo
un gasto de energía bastante importante y por tanto una menor eficiencia de las
centrales. A pesar de las ventajas que presenta el capturar el CO2 antes de la
combustión, este método de captura todavía no está muy extendido en la
generación de electricidad, aunque sí en la industria química para actividades
como la producción de amoniaco.
3) Post-combustión. Es la tecnología de captura de CO2 que está
más desarrollada y por tanto el método más utilizado. En este método, como su
propio nombre indica, la captura se lleva a cabo después de producirse la
combustión. Las emisiones son dirigidas hacia un dispositivo que las absorbe y
en el cual se mezclan con un disolvente. Al tener más afinidad química con las
moléculas de gas carbónico que con los demás componentes, como por ejemplo
el nitrógeno, el disolvente lo captura y deja el resto. De este modo, casi el 90%
del CO2 es retenido por el disolvente, al que entonces se le llama “enriquecido”,
y luego es dirigido hacia un regenerador. El regenerador es llevado hasta una
temperatura de 120º C con la finalidad de romper los enlaces y liberar al gas, el
cual es entonces aislado y transportado hacia el lugar de almacenamiento. El
disolvente residual es reinyectado en el dispositivo absorbente para su
reutilización. Esta técnica se empezó a utilizar hace 60 años en industrias
químicas y del petróleo para eliminar el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de
carbono de las corrientes de gas. Una desventaja de esta técnica es que la baja
concentración de CO2 en el humo (5~15% de CO2) hace que sea necesario
manejar grandes volúmenes de gas, lo cual requiere un equipo muy grande y
por lo tanto caro. Para capturar el CO2 se deben utilizar disolventes muy
potentes lo cual se traduce en la necesidad de una gran cantidad de energía para
liberar el dióxido de carbono. La monoetanolamina (MEA) es un tipo de
disolvente muy utilizado para la captura de CO2. Otros disolventes, cuyas
propiedades se han mejorado, pueden reducir la degradación debida a la
8. Captura y almacenamiento de CO2 223
oxidación del ambiente y al mismo tiempo reducir la energía necesaria en un
40% en comparación con los disolventes MEA.
4) Oxy-combustión. El tercer sistema de captura se denomina
combustión de oxi-fuel u oxy-combustión, ya que se utiliza oxígeno puro en
lugar de aire para quemar el combustible. Da como resultado un gas de
combustión que contiene principalmente vapor de agua y CO2. En este caso la
concentración de CO2 en el gas producto de la combustión es de un 80~90% lo
cual hace más fácil su separación. El vapor de agua se retira enfriando y
comprimiendo la corriente de gas. Con el método de oxy-combustión se
podrían obtener eficiencias brutas de 57~59% y netas de 48~50%. La
penalización en el rendimiento se debe al consumo de la planta de separación
de O2, al consumo del compresor que extraería este gas del condensador y lo
impulsaría hacia el gaseoducto, y a la aspiración del compresor de la turbina de
gas. Al utilizar oxígeno en lugar de aire para quemar el combustible, no se
produce ningún gas del tipo NOx, existiendo una producción íntegra de agua a
lo largo del proceso. Esta es la principal ventaja de la captura con oxy-
combustión.
Los sistemas actuales de post-combustión y precombustión para las
centrales de energía permiten capturar entre el 85 y 95% del CO2 producido.
Sin embargo, como para la captura y el almacenamiento de carbono se necesita
aproximadamente del 10 al 40% más de energía que en el caso de una central
equivalente sin captura, el importe neto de CO2 "evitado" es de
aproximadamente entre un 80 y un 90%.
Con la tecnología de la oxy-combustión, que está aún en fase de
demostración, se puede captar casi todo el CO2 producido, si bien debido a la
necesidad de sistemas adicionales de tratamiento del gas para producir el
oxígeno y para retirar los contaminantes como los óxidos de azufre y nitrógeno,
el CO2 evitado disminuye a cerca del 90%.
Transporte
Este procedimiento consiste en el desplazamiento del CO2 capturado
hasta su lugar de almacenamiento. El CO2 se puede transportar en estado
8. Captura y almacenamiento de CO2 224
líquido en buques o bien en camiones cisterna o automotores con tanque
aislados, aunque estos últimos encarecen mucho los costes.
También se pueden usar gaseoductos en los que las corrientes
concentradas de CO2 se transportan con seguridad a una elevada presión. Estas
instalaciones son la solución cuando la CAC se empiece a aplicar de una
manera más extensa, y se seleccionen almacenamientos específicos a lo largo
del mundo, aunque el desarrollo de estas infraestructuras tienen un elevado
coste que se encarece aún más cuando los gaseoductos deben instalarse mar
adentro o atravesar zonas sumamente congestionadas, o con montañas o ríos.
Almacenamiento
Respecto al almacenamiento y empleo del CO2, hay que destacar que
actualmente se están investigando varias formas, entre las que destacan:
• Almacenamiento geológico mediante la inyección de CO2 en el
subsuelo. Esta alternativa ofrece el potencial de almacenamiento
permanente de grandes cantidades de CO2 y es una de las más estudiadas.
El CO2 se comprime antes de transportarse mediante tuberías a reservas
geológicas naturales del subsuelo. El lugar del almacenamiento es
cuidadosamente elegido, ya que el CO2 deberá estar almacenado
permanentemente. Los yacimientos agotados de petróleo o gas son lugares
muy adecuados para este tipo de almacenamiento. El almacenamiento
geológico tiene como objetivo por tanto el almacenamiento permanente de
CO2, y puede aportar beneficios económicos auxiliares, permitiendo
mejorar la extracción de petróleo y de metano de yacimientos de carbón, lo
que ayudaría a su adopción en la industria.
• Los acuíferos salinos permiten almacenar grandes cantidades de
CO2 en aguas subterráneas salinas saturadas profundas. En Noruega existe
un proyecto que permite inyectar cerca de 1 millón de toneladas de CO2 al
año en el Mar del Norte a una profundidad de 800-1000 metros bajo el
fondo marino. En Australia también se está investigando esta opción.
8. Captura y almacenamiento de CO2 225
• Carbonación mineral, proceso donde el CO2 reacciona con
sustancias naturales para crear un producto químicamente equivalente a
minerales carbonados. La alteración atmosférica de rocas alcalinas es una
forma natural de almacenar CO2, pero se necesitan largos períodos de
tiempo. Imitando este proceso natural. Los almacenamientos minerales
podrían acelerar estas reacciones convirtiendo el CO2 en un mineral sólido,
inocuo para el medioambiente. La carbonación mineral está aún en fase
experimental, buscando procesos que permitan acelerar las velocidades de
reacción.
8.3. Costes.
Integrar un sistema de captura y almacenamiento de CO2 en una central,
supone un coste adicional en la generación de electricidad. Este coste adicional
depende de muchos factores, algunos de estos son las características de la
central de generación de electricidad en el que se integra, la cantidad de CO2
que se quiere capturar, el proceso de captación seleccionado y el lugar de
almacenamiento, que también influye a la hora de determinar el transporte,
entre otros.
En el [IPCC, 2005] se estiman unos costes aproximados de la
instalación de un CAC en una central de ciclo combinado y en una de carbón,
estos valores se reflejan en la siguiente tabla.
Tabla 21: Costes de la CAC: costes de producción de la electricidad para distintos tipos de generación, sin captación y para el sistema de CAC en su conjunto.
Fuente: [IPCC, 2005]
8. Captura y almacenamiento de CO2 226
De esta tabla se puede concluir que la aplicación de un sistema de CAC
incrementa el coste de generación de electricidad entre 0,01 y 0,04 €/kWh,
dependiendo del combustible, la tecnología específica, la ubicación y las
circunstancias nacionales.
Hay que tener en cuenta que en el momento de realizar el cálculo el
precio del gas era menor que en la actualidad, esto explica que el coste de
generar electricidad con gas reflejado en la tabla sea menor que el obtenido a
partir de carbón.
Por otro lado en la tabla se refleja que aplicar la recuperación mejorada
del petróleo supone un menor coste, esto se debe al beneficio colateral obtenido
por la recuperación mejorada del petróleo, auque estos valores no refleja la
situación actual ya que para realizar estos cálculos se ha estimado entre 15 y 20
dólares de EE.UU. el precio del barril de petróleo, que en la actualidad es más
elevado.
La captación es el componente del CAC responsable del mayor coste,
aunque se prevé que el coste adicional total se reduzca en los próximos años a
medida que se desarrolle la tecnología; esta reducción se estima en un 30 % en
10 años. El coste de cada uno de los componentes de integrar un sistema de
CAC en una central se refleja en la siguiente tabla, para nuevas instalaciones a
gran escala, donde los precios del gas natural supuestos oscilan entre 2,8 y 4,4
dólares de los EE.UU. por GJ, y los del carbón entre 1 y 1,5 dólares de los
EE.UU. por GJ.
8. Captura y almacenamiento de CO2 227
Tabla 22: Escala de costes correspondientes a los componentes de un sistema de CAC en 2002, aplicados a un tipo de central eléctrica o fuente industrial determinado.
Fuente: [IPCC, 2005]
El coste total de un sistema de CAC no se obtiene de la suma de sus
componentes, ya que hay que considerar la reducción de emisiones que supone
su instalación.
Las posibilidades de captación a bajo coste (en el refinamiento de gas y
la fabricación de hidrógeno y amoníaco, en que la separación de CO2 ya está
hecha), combinadas con distancias cortas (<50 km) para el transporte y
opciones de almacenamiento que generen ingresos (como la recuperación
mejorada de petróleo) pueden ocasionar un almacenamiento limitado de CO2
(hasta 360 Mt de CO2 al año) en circunstancias en que los incentivos sean
escasos o inexistentes, lo cual ya supone una capacidad de captura y
almacenamiento bastante importante.
Las políticas restrictivas implantadas para la reducción de las emisiones
de CO2 permiten considerar un futuro alentador para esta tecnología ya que,
aunque en la actualidad el coste adicional de su integración es muy elevado, se
estima que cuando el pago de derechos de emisiones de CO2 se eleve hasta 25 y
30 dólares de los EE.UU. por tonelada de CO2, la implantación de sistemas de
CAC supondrá un ahorro.
Se cree que la adaptación posterior de plantas existentes mediante la
introducción de sistemas de captación de CO2 ocasionará costes más elevados y
8. Captura y almacenamiento de CO2 228
una eficiencia generadora considerablemente menor que la construcción de
nuevas centrales eléctricas con captación. Las desventajas en los costes de la
adaptación posterior podrían reducirse en caso de algunas plantas existentes
relativamente nuevas sumamente eficientes o cuando una planta es
perfeccionada en grado sustancial o reconstruida. Los costes de la adaptación
posterior de las instalaciones existentes mediante la introducción de sistemas de
CAC varían. Las fuentes industriales de CO2 pueden ser reformadas con
máxima facilidad con sistemas de separación de CO2, mientras que los sistemas
integrados de centrales eléctricas necesitarían un ajuste más profundo. Con el
fin de reducir los futuros costes de la modificación, los diseños de nuevas
plantas podrían tener en cuenta la futura aplicación de la CAC.
8.4. Limitaciones de la tecnología de CAC.
La tecnología de CAC se encuentra con grandes limitaciones prácticas.
En primer lugar la ubicación del lugar de captura determina la distancia a la que
hay que transportar el CO2 capturado; mientras mayor sea la distancia mayores
serán los costes y aumentará el riesgo de fuga. Si las fugas tienen
concentraciones de CO2 de más del 7 al 10 por ciento en volumen en el aire, y
se producen en zonas habitadas, representarían un peligro inmediato para la
vida y la salud humanas, esto lleva a un control exhaustivo en los gaseoductos y
a delimitar la trayectoria de estos a zonas deshabitadas.
Por otro lado también hay que controlar los riesgos de fugas durante el
almacenamiento, considerando a su vez las variaciones que provoca en el
ecosistema la instalación de un centro de almacenamiento. Este aspecto es muy
preocupante en el caso del almacenamiento oceánico ya que puede alterar el
medio químico.
Por último la implantación de un sistema de CAC reduce en un 80% las
emisiones de una central pero también reduce la eficiencia de ésta. Según un
estudio elaborado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA) se llega a la
conclusión de que las pérdidas de eficiencia debidas a la captura oscilan desde
un 12% en centrales de carbón ya existentes, considerando que las centrales de
8. Captura y almacenamiento de CO2 229
carbón actuales tienen una eficiencia del 38%, a un 4% para los futuros diseños
de centrales con pilas de combustible. Esta pérdida de eficiencia se debe a que
el proceso de separación y captura de CO2 requiere un consumo importante de
energía. Esta pérdida de eficiencia provocará por tanto un incremento
importante en el precio de la unidad de energía producida, puesto que para la
misma cantidad de energía generada se necesitará una mayor cantidad de
combustible.
8.5. Implantación de sistemas de CAC en España.
Para poder analizar lo que supondría la aplicación de sistemas de CAC
en España en un horizonte de 30 años, se supone que las reservas tanto de gas
como de carbón para el año 2030 son ilimitadas, también se supone que se
aplican sistemas de CAC en todas las centrales en funcionamiento en la
actualidad, aunque esto en la práctica dependerá de los años de antigüedad, por
último también se considera que las centrales tanto de carbón como de gas que
se cierran en los próximos 30 años son sustituidas por centrales nuevas con
sistemas de CAC incorporados. La situación actual de las centrales térmicas de
carbón es la siguiente:
Tabla 23: Centrales de carbón españolas.
Fuente: UNESA y REE
8. Captura y almacenamiento de CO2 230
Y la situación de las centrales de gas es:
Tabla 24: Centrales de gas en España
Fuente: UNESA
Por lo tanto en total hay instalados en España 28.313.737 kW en
centrales de carbón y gas, que en 2005 produjeron 135.490 GW/h, de los cuales
54.419GW/h corresponden a centrales de gas, incluyendo dentro de éstas las de
ciclo combinado, y 81.071GW/h las centrales de carbón. Para transformar estos
valores de energía producida a cantidades de CO2 emitidos a la atmósfera se
tiene en cuenta el dato de que las emisiones en una central de carbón son del
orden de 775 kgCO2/MWh y de 420 kgCO2/MWh en una de ciclo combinado
de gas [CCEC, 2007]. Por tanto, se puede calcular fácilmente que al año 2005
las centrales de carbón en España emiten 62,83 Mt CO2 y 22,855 Mt las de gas.
Se considera que la vida útil de una central es de 40 años y se supone
que un 20% de las centrales de carbón y otro 20% de las de gas se encuentran
8. Captura y almacenamiento de CO2 231
en sus últimos 10 años de vida y por lo tanto el coste adicional de integrarles un
sistema de CAC no sería amortizado, lo que lleva a suponer que a las centrales
de más de 30 años no se les integra el sistema de CAC.
Hay que tener en cuenta que en una central con CAC, ya sea de gas o de
carbón, no se consigue capturar todo el carbón emitido. Por lo general los
sistemas de captura consiguen reducir las emisiones de CO2 entre un 80 y un
90% [WEC, 2004]. Para el cálculo se supone que en todas las centrales se
conseguiría captar el 85% de las emisiones de CO2.
Teniendo en cuenta estos datos, los valores de las emisiones de CO2 que
se podrían evitar al año actuando únicamente sobre las centrales ya existentes
de menos de 30 años son de 42,72 Mt CO2 en las centrales de carbón y 15,54
Mt en las de gas. Por tanto la reducción total de emisiones a la atmósfera sería
de 58,26 Mt CO2/año, es decir, 15,8 Mt C/año.
El ahorro que permitirán las centrales de nueva construcción con CAC
depende de la tecnología a la que sustituyan, esto es, la que hubiese sido
utilizada para cubrir la demanda que satisface la nueva central. En una central
de carbón sin CAC se emiten 775 kg CO2/MWh, de los cuales se podrían
capturar el 85% aproximadamente, con lo que se conseguiría una reducción de
658,75 kg de CO2 por cada MWh generado. En el caso de una central de gas se
podrían evitar 357 kg de los 420 Kg de CO2 que se emiten por cada MWh en el
caso de que no tenga sistema de captura. En definitiva, una central de carbón
con CAC emitirá 116,25 kg CO2/MWh y 63 kg CO2/MWh una de gas.
De la prospectiva para el año 2030 realizada en un capítulo anterior se
estimaba que la producción de electricidad con gas para el año 2030 era más
del doble, 136TWh, que la del año 2005, y la producción de electricidad con
carbón aumentaba en un 10%, 89,1TWh.
Se considera que cada 10 años un 20 % de las centrales de carbón y otro
20% de las de gas ya construidas son sustituidas por centrales de nueva
construcción con sistemas de CAC integrados. Entonces se obtiene que para el
año 2030 el 60% de las centrales de carbón y el 60% de las centrales de gas
iniciales estarán en funcionamiento con un sistema de CAC.
8. Captura y almacenamiento de CO2 232
Por lo tanto para el año 2030, de la producción de gas 32,65TWh son
producidos por centrales antiguas y el resto por centrales de uso limpio de
nueva construcción, y de la producción de carbón 48,64 TWh son producidos
por centrales antiguas y el resto por centrales de uso limpio. La nueva demanda
se cubrirá con centrales de carbón o de gas de uso limpio.
Las emisiones totales para este año causadas por la producción de
electricidad con centrales de carbón son 10,35 MtCO2/año y con centrales de
gas 8,56 MtCO2/año.
9. Reforestación y cultivos 233
9. Reforestación y cultivos1.
9.1. Introducción.
El carbono es intercambiado de manera natural entre los sistemas
ecológicos de la Tierra y la atmósfera mediante los procesos de fotosíntesis,
respiración, descomposición y combustión. Las actividades humanas alteran el
carbono almacenado en esos reservorios y los intercambios entre éstos y la
atmósfera mediante el uso de las tierras, el cambio de uso de las tierras y las
actividades forestales, entre otras actividades. En los últimos siglos se han
liberado cantidades sustanciales de carbono como consecuencia de la tala de
bosques en latitudes altas y medias, y en los trópicos durante la última parte del
siglo XX.
La deforestación y la degradación de los bosques suponen un problema
de gran gravedad en todo el mundo y especialmente en los países tropicales,
donde se están llevando a cabo prácticas que afectan enormemente a los niveles
de concentración de CO2 y por tanto al cambio climático. Los bosques absorben
CO2, actuando como "sumideros", por lo que la disminución de su superficie
contribuye a un aumento de la concentración de CO2 en la atmósfera.
La causa más frecuente de la deforestación tropical son los incendios
provocados, bien para aumentar las tierras de cultivo agrícola y ganadero en el
interior de la selva, o bien para fertilizar los suelos con las cenizas.
Secundariamente hay que tener en cuenta la tala para la obtención de maderas
preciosas, que desde la colonización europea han ido soportando los bosques de
Centroamérica, Caribe, Amazonia, África y las regiones ecuatoriales del
Sudeste Asiático. Finalmente, no hay que olvidar que en muchos países pobres,
la madera sigue siendo el principal combustible de uso doméstico, lo que ha
provocado la desaparición de los árboles en extensas zonas del mundo
subdesarrollado.
Por otro lado durante siglos se han estado llevando a cabo prácticas en
la agricultura, con el fin de mejorar la productividad, que limitaban la absorción
1 [Sartorius, 2007]
9. Reforestación y cultivos 234
de carbono por parte de los suelos, contribuyendo por tanto al aumento de la
concentración de carbono en la atmósfera. La práctica más utilizada y al mismo
tiempo la más perjudicial era la labranza de las tierras de cultivo. Otra práctica
muy relacionada con la agricultura y con la que se liberan grandes cantidades
de carbono a la atmósfera es la quema de rastrojos. Para evitar esta
contribución al aumento de emisiones y favorecer la absorción de carbono en
los suelos se están empezando a implantar una serie de técnicas con las que
además se consigue un mayor rendimiento.
Por estos motivos es necesario estudiar tanto el potencial de la
reforestación como el de la conservación de cultivos.
9.2. Reforestación.
Los bosques españoles son los más ricos en biodiversidad de la Unión
Europea, por lo que representan una magnífica oportunidad para mitigar el
cambio climático a través de la fijación de CO2 y contribuir al cumplimiento
del Protocolo de Kyoto.
Según el Plan Forestal Español, alrededor de 15 millones de hectáreas
(30% del territorio) están cubiertas por arbolado. La mayor parte de estos
bosques tienen muy poca madera por metro cuadrado, porque los árboles están
dispersos o son pequeños. Sólo en la zona húmeda del país (norte y noroeste) la
densidad es alta. Entre los años cincuenta y setenta se repoblaron más de dos
millones de hectáreas, parte de ellas con especies de rápido crecimiento (pino
insignis, eucalipto, etc.). La mayoría de las plantaciones se hacen con el fin de
evitar la erosión.
Otros 11 millones de hectáreas, hasta un total de 26 millones, están
cubiertas por arbustos y se han clasificado como tierras forestales potenciales.
9. Reforestación y cultivos 235
Tabla 25: Usos del territorio y espacios forestales en España.
Fuente: Plan Forestal Español, 2002
Según el Segundo Inventario Forestal español (1995), España desde
1975 a 1995 ha ganado 400.000 hectáreas de arbolado, esto es un territorio
equivalente a la superficie de la provincia de Pontevedra. Aunque este dato no
es totalmente fiable porque el criterio de lo que se considera como bosque ha
sido algo distinto en 1995 de lo que fue en 1975, la realidad es que las
extensiones de las especies más habituales han aumentado. Este incremento de
los montes se debe fundamentalmente al abandono de muchas actividades
agrícolas y ganaderas que deja terrenos libres que han sido ocupados, de forma
natural, por bosques.
Las zonas más arboladas son las de la cornisa Cantábrica, con
Guipúzcoa a la cabeza (60% de su superficie arbolada), y las menos las islas
Canarias. Almería ha sido la que más ha aumentado su superficie forestal, ya
que en esos veinte años casi dobló la extensión de ésta, duplicando su número
de encinas y multiplicando por seis la superficie recubierta de pinos, en este
caso por la intervención repobladora humana. Por el contrario, Galicia es la que
más superficie arbolada ha perdido debido, sobre todo, a los incendios
forestales.
Una reducción del área de bosque puede tener lugar por dos procesos
distintos. La deforestación, con mucho el más importante, implica que el
bosque es talado por acción humana y la tierra es destinada a otro uso, como
agricultura o infraestructuras. Las catástrofes naturales pueden también destruir
los bosques, y cuando la zona no puede regenerarse naturalmente y no se hace
nada para plantar de nuevo en ella, pasa también a ser zona deforestada.
Un aumento del área del bosque puede también ocurrir de dos maneras:
por forestación, o sea plantación de árboles en tierras que no eran forestales, o
9. Reforestación y cultivos 236
por expansión natural de los bosques, por ejemplo en tierras agrícolas
abandonadas, lo que es muy frecuente en algunos países europeos. Cuando una
parte del bosque es talada pero se vuelve a plantar (reforestación), o cuando el
bosque se repone por sí solo en un plazo relativamente corto (regeneración
natural), no hay cambios en el área de bosque.
Dentro del Protocolo de Kyoto, en los artículos 3.3 y 3.4, entre otros, se
contempla la posibilidad de utilizar los bosques como sumideros de carbono
mediante las siguientes acciones:
• El incremento de la superficie forestal a través de los procesos de
reforestación (restauración de sistemas forestales en los terrenos que
han sido tradicionalmente dedicados a este uso) y forestación
(instauración de bosques en terrenos agrícolas abandonados o sin uso
definido).
• La conservación y mejora de la superficie forestal mediante la
aplicación, entre otras, de técnicas apropiadas de restauración
hidrológico-forestal y la lucha contra la desertificación, y defensa del
monte contra los incendios forestales, las plagas y enfermedades.
• La mejora de la capacidad de captación de CO2 de los sistemas
forestales mediante la mejora de su eficiencia en términos de biomasa, a
través de actuaciones silvícolas, siempre cumpliendo el principio de una
gestión forestal sostenible.
La aplicación de estas medidas supone un coste; según [Kanninen,
1997], varios estudios conducidos en países en desarrollo evaluaron el coste del
secuestro de carbono usando opciones que iban desde la agroforestería,
plantaciones de rotación larga y corta, regeneración natural, manejo forestal y
prácticas silviculturales. El coste por unidad de reducir las emisiones de
carbono mediante estas actividades oscila entre 2 $/t C y 7 $/t C, tal y como se
muestra en la siguiente tabla:
9. Reforestación y cultivos 237
Tabla 26: Costes de la reforestación ($/tC).
Fuente: [Kanninen, 1997]
Estos costes corresponden a hace diez años, por lo que es probable que
hayan cambiado, pero sirven para tener una idea del orden de magnitud y de
qué medidas son las que tienen un coste más bajo.
A continuación se muestra un balance de las diferentes medidas, en el
que se compara su potencial de almacenamiento de carbono, el tiempo que éste
se mantiene almacenado y se indica el coste que supone.
Tabla 27: Resumen de las opciones para el almacenamiento de carbono.
Fuente: [Kanninen, 1997]
Observando la tabla, parece que las mejores medidas son la
reforestación y la silvicultura, debido a que son las que consiguen almacenar
una mayor cantidad de carbono por un tiempo más largo a un menor coste.
9. Reforestación y cultivos 238
Por otro lado es necesario determinar las emisiones que se reducen con
la implantación de estas medidas. La Organización de las Naciones Unidas para
la Agricultura y la Alimentación (FAO) considera que una correcta gestión de
los bosques puede ayudar a combatir el cambio climático mediante repoblación
forestal y reforestación, además de evitar la tala de los bosques. En el caso de
las zonas tropicales, donde la vegetación crece con rapidez y, en consecuencia,
elimina el carbono de la atmósfera con mayor celeridad, plantar árboles puede
eliminar grandes cantidades de carbono de la atmósfera en un tiempo
relativamente breve. En este caso, los bosques pueden llegar a almacenar hasta
15 toneladas de carbono por hectárea al año en su biomasa y en la madera.
Según [FAO, 2001], el proceso de reforestación o forestación evita la
emisión de entre 4 y 8 toneladas de carbono por tonelada al año. Por tanto, se
puede considerar que de media se consigue una reducción de 6 t C al año por
cada hectárea reforestada. A partir de este dato se puede calcular la reducción
de emisiones máximas, si se considera reforestar el máximo potencial de 26
millones de hectáreas, obteniéndose 156 Mt C capturados.
Pero hay que ser conscientes de que en este caso el CO2 evitado sólo se
puede contabilizar una vez. Con esto se quiere decir que cuando se reforesta un
bosque, los árboles que se plantan absorben CO2 durante un tiempo limitado.
Por tanto, una vez que ya se ha reforestado y se ha absorbido todo el CO2 que
se ha calculado, es necesario reforestar otros lugares diferentes para seguir
evitando emisiones a la atmósfera, ya que en los que ya se ha hecho ya se ha
llegado a una “saturación”. Por tanto, se trata de una medida limitada, ya que
no se puede llenar de árboles la superficie de la tierra puesto que se necesitan
terrenos de cultivo, y además es una medida finita en el tiempo.
Un nuevo estudio, realizado por un equipo de científicos del
Laboratorio Nacional Lawrence Livermore, la Institución Carnegie y la
Universidad de Montpellier II, echa por tierra la idea de que la reforestación, en
general, puede ayudar a frenar el calentamiento por su papel como sumidero de
carbono. La investigación advierte de que los nuevos bosques en las latitudes
medias y altas pueden crear un calentamiento neto, si bien confirma la idea de
que plantar más árboles en los bosques húmedos tropicales sí puede ayudar a
9. Reforestación y cultivos 239
ralentizar el calentamiento global en el planeta. Éste es el primer estudio para
investigar los efectos combinados del clima y el ciclo del carbono sobre la
deforestación a gran escala, y el resultado es claro: los bosques, considerados
globalmente, están produciendo un calentamiento del planeta. Los bosques
afectan al clima de tres formas diferentes: absorben el dióxido de carbono de la
atmósfera y ayudan a mantener el planeta frío; evaporan agua hacia la
atmósfera e incrementan la nubosidad, que también ayudan a ese enfriamiento;
y son oscuros y absorben gran cantidad de luz solar, calentando la Tierra.
Con esto se puede afirmar que es mejor contribuir a la reforestación de
las zonas tropicales que el resto del mundo, no sólo porque los bosques
tropicales absorben más carbono, sino también porque en el resto de lugares se
puede llegar a dar el efecto contrario al deseado.
9.3. Conservación de cultivos.
Según el Departamento de Agricultura y Protección del Consumidor de
la FAO, la Agricultura de Conservación (AC) se puede definir como una
producción agrícola que conserva los recursos naturales y al mismo tiempo
garantiza una producción a un alto nivel y con buena rentabilidad económica.
La AC se basa en el fortalecimiento de procesos biológicos naturales encima y
debajo de la superficie del suelo. Intervenciones como la labranza mecánica del
suelo están reducidas a un mínimo absoluto mientras otros insumos de origen
orgánico o sintético están usados de manera óptima, en una cantidad que no
interfiera o haga daño a los procesos biológicos. La AC se caracteriza por tres
principios interrelacionados: la perturbación mínima del suelo de forma
continua, una cobertura permanente de la superficie del suelo con materiales
orgánicos y una rotación diversificada de cultivos en el caso de cultivos anuales
o una asociación de plantas en cultivos perennes.
Hoy en día la agricultura española, y la europea en general
(exceptuando algunas grandes explotaciones), se mantienen gracias a las
subvenciones y a la política proteccionista de las instituciones del Estado.
Al igual que en el resto del mundo, en España también se están
empezando a introducir nuevas técnicas en la agricultura con el fin de obtener
9. Reforestación y cultivos 240
un mayor rendimiento de los cultivos y además contribuir a la reducción de las
emisiones de CO2.
Estas nuevas formas de cultivar, conocidas como agricultura de
conservación, siembra directa o mínimo laboreo, están siendo apoyadas
institucionalmente en muchas zonas, en Castilla y León (mejora de barbechos
en el Programa Estepas Cerealistas), Castilla-La Mancha (Orden de 24/3/1995
sobre Conservación del Hábitat para aves esteparias), Madrid (Orden
5284/1997 publicada en el BOCM el 5/1/98), Andalucía (Orden del 14 de
Mayo, publicada en el BOJA el 2/6/98) y Navarra (Decreto Foral 265/1998
publicado en el BO de Navarra el 19/10/98).
Mediante estas técnicas, además de obtener un mayor rendimiento, se
consigue evitar la erosión del suelo que provocan las técnicas convencionales
de labranza. Tal y como se muestra en la siguiente figura, los suelos españoles
están bastante erosionados, por lo que es conveniente comenzar a aplicar las
técnicas conservativas de cultivo cuanto antes, especialmente en Levante y el
sur de la Península.
Ilustración 54: Erosión de los suelos en España.
Fuente: [ICONA, 1992].
Dentro de las limitantes principales para el desarrollo de la siembra
directa, en España destaca la falta de equipos de siembra que satisfagan las
9. Reforestación y cultivos 241
reales y exigentes necesidades de los diferentes tipos de suelo españoles, los
cuales varían mucho de un lugar a otro.
Según la ECAF (Federación Europea de Conservación de la
Agricultura), en la agricultura convencional se requieren inversiones en
maquinaria, combustible y mano de obra considerablemente mayores que las de
la agricultura de conservación, especialmente en la modalidad de siembra
directa sin labranza. Por ejemplo, en campos de olivos en régimen de no
laboreo se ahorra entre 60 y 80 litros de gasoil y unas 3 a 5 horas de trabajo por
hectárea y año, en comparación con olivares labrados de la forma convencional.
En general, con la agricultura de conservación se reduce el consumo de energía
y se aumenta la productividad energética, es decir, la proporción entre
rendimiento energético obtenido y energía invertida, en un rango del 15%-50%
y 25%-100%, respectivamente.
La siembra directa sin laboreo requiere solamente una única operación o
pase de maquinaria para la siembra, en lugar de las 2 ó 3 operaciones necesarias
para la preparación del suelo y la siembra propiamente dicha que se requieren
en la siembra convencional. Este hecho hace que se reduzcan los costes de
adquisición y mantenimiento de maquinaria en unos 97 euros por hectárea y
año. Lo que conllevaría un ahorro de unos 1.940 euros en una explotación de
20 hectáreas. De forma similar, la siembra directa sin laboreo permite un ahorro
de combustible de 31,5 litros de gasoil de media por hectárea y año en
comparación con la convencional. En cultivos anuales en las condiciones del
sur de Europa, se estima un ahorro entre 40 y 60 euros por hectárea y año a
favor de la siembra directa. Este ahorro de costes de la agricultura de
conservación normalmente compensa los gastos propios de las técnicas
conservacionistas (por ejemplo, aplicaciones específicas de herbicidas y/o la
adquisición de sembradoras de “siembra directa”).
Por tanto, parece que el principal problema, a corto plazo, podría ser el
alto coste de inversión del equipo especializado de siembra, ya que no todos los
agricultores pueden permitírselo. Pero, como se ha visto, las técnicas de
conservación hacen que los costes de explotación sean más bajos, por lo que se
acabaría recuperando la inversión. De todas formas, se podría facilitar
9. Reforestación y cultivos 242
enormemente a los agricultores el cambio a las nuevas tecnologías, si recibieran
ayudas por parte del Estado para afrontar la compra de las máquinas.
Asimismo, los gobiernos deberán colaborar ocupándose de las labores
informativas y de investigación que permitan aplicar las técnicas más
adecuadas en cada lugar.
También se puede fomentar el cambio a la agricultura de conservación
mediante el pago de créditos de carbono. Los agricultores que aplican técnicas
de conservación de cultivos estarán favoreciendo la absorción y secuestro del
carbono, por lo que podrían recibir dinero de los gobiernos que necesiten esos
créditos para cumplir sus compromisos de reducción de emisiones. Incluso, una
forma de saldar las deudas de créditos de carbono por parte de los países que
emiten más de lo que deben podría consistir en invertir en proyectos de
conservación de cultivos en el propio país o en países con menos recursos, que
quizás es donde más lo necesitan.
Según la FAO, los suelos pueden secuestrar cerca de 20 t/ha de carbono
en 25 años. Al mismo tiempo esto proporciona otros beneficios importantes
para el suelo, los cultivos y la calidad del ambiente, para la prevención de la
erosión y de la desertificación y para el fortalecimiento de la biodiversidad.
Según la Federación Europea de Conservación de la Agricultura, se
estima que si se aplicaran las técnicas conservacionistas en el 100% de los
suelos agrícolas de Europa, se mitigarían todas las emisiones de carbono que
provienen de la agricultura europea, lo que equivale a un 4.1% del CO2 de
origen antropogénico producido anualmente en Europa y al 0.8% del CO2 del
mismo origen que se produce a nivel mundial.
En la siguiente tabla se muestran los efectos de las prácticas de
conservación de cultivos en el secuestro de carbono (tCha-1año-1), tanto en
tierras de secano como en zonas tropicales.
9. Reforestación y cultivos 243
Tabla 28: Absorción de carbono conseguida por las diferentes técnicas de conservación de cultivos.
Fuente: [FAO, 2001].
Para esta tabla se supone una duración finita de las actividades o
prácticas llevadas a cabo (de 20 a 50 años), correspondiente a la capacidad
finita de los suelos de almacenar carbono, en relación con el tipo de suelo.
Se observa como para todas las técnicas se consigue una mayor
absorción de carbono en las zonas tropicales que en las de secano. Sin embargo,
en estas zonas suelen encontrarse países con escasos recursos que tienen más
dificultades a la hora de implantar estas innovadoras técnicas. Por ello también
hay que tener en cuenta la reducción de emisiones que pueden aportar los
cultivos de secano.
En la siguiente tabla aparece reflejado el potencial neto de
almacenamiento de carbono, tanto para países pertenecientes al Anexo I del
Protocolo de Kyoto (países industrializados) como para el resto. Para la
elaboración de la tabla, la FAO ha tenido en cuenta datos del IPCC. En las
diferentes columnas aparecen: la actividad aplicada, si se trata de los países del
Anexo I o no, la superficie total de cultivos sobre los cuales se puede aplicar la
actividad, el porcentaje de aplicación de la medida, la tasa de absorción de
carbono y el potencial total en 2010 y 2040.
9. Reforestación y cultivos 244
Tabla 29: Potencial neto de almacenamiento de carbono de las actividades adicionales bajo el artículo 3.4 del Protocolo de Kyoto.
Fuente: FAO, 2001; basado en IPCC, 2000.
Teniendo en cuenta los datos encontrados en los distintos informes,
vamos a suponer que, aproximadamente, la aplicación de un conjunto de
técnicas basadas en la agricultura de conservación puede implicar un balance
neto de carbono absorbido por el suelo de 1 t/ha al año. Esta tonelada evitada se
consigue mediante la aplicación de varias de las técnicas descritas sobre un
mismo terreno. Se trata de un valor medio, por lo que sabemos que si las
medidas son aplicadas en países tropicales, este valor será bastante más alto.
La estimación realizada por la FAO se ha hecho suponiendo una
duración finita de las actividades. Si consideramos que esta duración es de 50
9. Reforestación y cultivos 245
años querrá decir que, si se aplican las técnicas de conservación de cultivos a
una hectárea, ésta evitará un total de 50 t C.
Según el Instituto Nacional de Estadística (INE), las tierras de cultivo en
España ocupan casi 18 millones de hectáreas, es decir, en torno a un 36% de la
superficie total española. Si en todas estas hectáreas de cultivo se aplicasen las
técnicas de conservación, se podría conseguir evitar la emisión de un total de
900 Mt C en un periodo de 50 años. Por supuesto, se debe recordar que esta
reducción de emisiones se consigue una sola vez, pues, llega un momento en el
que los terrenos dejan de absorber CO2. A pesar de ello se trata de medidas con
las que se puede obtener un rendimiento más alto de la agricultura española y al
mismo tiempo conseguir una importante reducción de las emisiones, por lo que
parece que sí que conviene su aplicación.
Pero sobre todo hay que tener en cuenta que una vez que se ha
cambiado el modo de cultivo de un terreno, y que ya han absorbido las 50 t C
que hemos estimado, éste ya no sigue contribuyendo a la reducción de
emisiones. Por tanto, se trata de una cuña en la que en los primeros 50 años,
cada año se va consiguiendo una reducción de emisiones mayor hasta llegar un
momento en el que los terrenos se “saturan” y dejan de absorber CO2. Pero
aunque estos terrenos de cultivo ya hayan dejado de absorber CO2, el hecho de
que se mantengan y no vuelvan a aplicarse en ellos las técnicas tradicionales ya
de por sí contribuye en cierta manera a reducir las emisiones. Esto se debe a
que si después de haber explotado un cultivo mediante técnicas conservadoras
se vuelve a las técnicas tradicionales, se vuelve a emitir el CO2 que se había
conseguido absorber.
Las técnicas de conservación de cultivos se aplican principalmente para
conseguir un mayor aprovechamiento de las tierras de cultivo, es decir, una
mayor producción con un menor coste. Pero además, estas técnicas contribuyen
a la reducción de emisiones de CO2 que se dan en la agricultura si se usan las
técnicas tradicionales que se han empleado durante siglos y que han supuesto
una importante contribución al aumento de la concentración de CO2 en la
atmósfera.
10. Conclusiones 246
10. Conclusiones.
En este último capítulo se presentan, en forma más resumida, los
impactos que se estima que tendrían sobre el modelo energético del año 2030
cada una de las “cuñas” analizadas en los capítulos anteriores.
Antes de empezar a analizar cada una de las medidas, se describe a
grandes rasgos la prospectiva realizada para el año 2030.
En primer lugar la propuesta de escenario energético para el año 2030 se
apoya sobre la hipótesis de un escenario socioeconómico tendencial, una
continuación de la política actual multisectorial de eficiencia energética, una
política de introducción de renovables intensa y un alargamiento de la vida útil
de las centrales nucleares de manera que para el año 2030 se encuentren todas
en funcionamiento. Inicialmente en el escenario elaborado los precios de
emisiones de 2CO son bajos. Aunque posteriormente se analiza como varia la
distribución eléctrica ante una subida de precios de 2CO .
De los cálculos realizados para estimar el modelo energético en el 2030
se obtiene:
� Una población de aproximadamente 51 millones de habitantes.
� Un parque de viviendas de aproximadamente 20.247 miles de viviendas.
� Un parque de vehículos de 29,1 millones de turismos.
� Un consumo de energía primaria de 209.000ktep.
� Un consumo de energía final de 143.100ktep. Con un reparto de
consumo por sectores de: 33% Industria, 13% Residencial, 9%
Servicios, 5% Agricultura y 40% Transporte.
� Una potencia instalada para el año 2030 de 117GW, que producen
500TWh.
Por último se obtiene que la demanda eléctrica se cubre principalmente
por centrales de gas natural e hidráulicas cuando los precios de emisiones son
bajos. Sin embargo si los precios de emisiones aumentan la demanda se cubre
principalmente con renovables.
10. Conclusiones 247
10.1. Renovables.
En este proyecto se considera como objetivo el cubrir el 20 % del
consumo total de energía primaria en el 2020 con energías renovables. Éste es
el objetivo del Plan de Acción del Consejo Europeo (2007-2009), [Bruselas,
2007].
En primer lugar, para poder determinar el objetivo para el año 2030, se
consideran cumplidos los objetivos de renovables propuestos de 6,9% en el año
2004 y 12,1% en el año 2010, [IDAE, 2005]. Haciendo una regresión lineal de
los objetivos para los años 2004, 2010 y 2020 se obtiene un objetivo de 28,22%
de la energía primaria demandada con renovables para el año 2030.
En el capitulo de prospectiva se obtiene que el consumo aproximado de
energía primaria en el año 2030 es de 209.000ktep. Por lo tanto la energía
primaria a cubrir con renovables será el 28,22% de la energía primaria total,
59.000ktep.
Pero hay que tener en cuenta que de los 59.000 ktep, una parte se
cubrirá con biocombustibles.
En el capítulo de transporte se tomó como objetivo a cumplir de
biocombustibles el ratio del 10% para el año 2020 estimado en [Bruselas,
2007]. Para calcular el ratio (ratio: biocombustible/ total combustible) para el
año 2030 se realiza el mismo procedimiento que para el cálculo de la energía
primaria con renovables. Partiendo de los objetivos de biocombustibles de los
años 2001, 0,2%, y 2005, 0,9%, y considerando el objetivo del 10% para el
2020, se obtiene un ratio del 15,38% para el año 2030.
A su vez, del capítulo de prospectiva se obtuvo un consumo de
combustible por carretera de 44.160 ktep en el año 2030. De este valor un
15,38% se cubrirá con biocombustibles, es decir 6.800 ktep. Este valor sería
energía final, se supone de manera aproximada que para obtener este
biocombustible se han consumido 10.000 ktep de energía primaria renovable.
Por lo tanto si al total de energía primaria que se cubrirá con renovables,
59.000 ktep, se le resta la energía primaria que se producirá con
biocombustibles, 10.000 ktep, se obtiene la energía primaria total que se
10. Conclusiones 248
producirá con las tecnologías renovables descritas en este capitulo, 49.000 ktep.
Este valor supone un 23,4% de la energía primaria total.
Una vez determinado el objetivo a cumplir con renovables, se determina
la proporción a cubrir con cada una de las tecnologías descritas con
anterioridad. Para esto se resumen en el siguiente cuadro las características
principales de las tecnologías que se encuentren desarrolladas para el año 2030.
Tecnología Potencial Densidad
MW/km2
CF
%
Costes
c€/MWh
Eólica Terrestre Gran potencial limitado
por la superficie a ocupar
3,44 29,78 8,1
Eólica Marina Siendo muy optimista
164 GW
5,6 31,08 10,265xxx
Biomasa 19460 MW 0,048-0,177 32,95 11,11
Fotovoltaica Gran potencial limitado
por la superficie a ocupar
16 (con
seguimiento)
5 (sin
segimiento)
21 7700 ((ccoonn
sseegguuiimmiieennttoo))
3333,,554455xxxxxx
((ssiinn
sseegguuiimmiieennttoo))
Termoeléctrica Gran potencial 40,9 40,56 20
Tabla 30: Resumen de las características principales de las tecnologías renovables.
En la tabla anterior no se encuentra reflejada ni la tecnología de las olas
por considerarse que se encontrará poco desarrollada para el año 2030 ni la
tecnología geotérmica cuyo potencial se estima principalmente para usos
domésticos.
Los resultados reflejados en la tabla anterior son aproximados. Hay que
tener en cuenta, como ya se comentó anteriormente, que algunas tecnologías,
como la eólica marina, están al principio de sus curvas de aprendizaje y se
carecen de datos concretos para mejorar sus cálculos.
También hay que tener en cuenta que los costes reflejados en la tabla
son los actuales, los cuales variaran con el paso de los años. Por lo que los
costes para el año 2030 diferirán de los costes actuales.
Viendo las características de cada tecnología renovable se puede
concluir que es imposible cubrir el objetivo propuesto de 49.000 ktep con una
única tecnología.
10. Conclusiones 249
Por ejemplo: calculamos lo que supone cubrir 49.000 ktep con energía
eólica terrestre, que a primera vista parece que sería que tendría mejores
características en el año 2030. Para cubrir esta demanda habría que generar 569
TWh con energía eólica terrestre. Teniendo en cuenta que el factor de carga de
esta tecnología es 29,78%, habría que instalar 218 GW de eólica terrestre.
Como la densidad es de 3,44 MW/km2, la superficie de terreno ocupado por
parques de eólica terrestre sería de 63450 km2. Este valor supondría ocupar el
12,6% de la superficie peninsular lo cual no tiene ningún sentido.
A la hora de determinar el mix energético que tiene que emplearse para
cubrir los 49.000 ktep propuestos hay que determinar qué criterio se seguirá. Se
puede suponer un criterio de menor coste, es decir cubrir la demanda estimada
con renovables para el año 2030 a menor coste.
Según la tabla anterior la tecnología de menor coste actual es la eólica
terrestre y no tan alejadas se encuentran la eólica marina y la biomasa. Tanto la
fotovoltaica con seguimiento como sin seguimiento tienen unos costes en la
actualidad muy elevados.
De todas las tecnologías renovables se prevé una reducción de costes en
los próximos años. Esta reducción es especialmente significativa en la eólica
marina y en la termoeléctrica. Aunque esta reducción también se de para la
tecnología fotovoltaica se considera insuficiente para poder ser competitiva
para el año 2030.
Por lo tanto la demanda estimada a cubrir con renovables de 569 TWh
se reparte entre las tecnologías de eólica terrestre, eólica marina, biomasa y
termoeléctrica. Para poder decidir qué porcentaje hay que asignar a cada una se
introduce un segundo criterio de máxima diversidad de tecnologías.
Por otro lado se calculará la potencia instalada y el terreno ocupada con
la densidad de potencia y el CF actuales, estos valores en la práctica
aumentarán para el año 2030, por lo tanto los datos que se obtendrán
teóricamente a continuación son pesimistas al lado de los que se obtendrían en
la práctica.
A continuación, siguiendo los criterios propuestos se calcula un posible
mix energético para cumplir el objetivo propuesto.
10. Conclusiones 250
Ya que la tecnología eólica terrestre tiene un elevado potencial, un coste
bajo y se encuentra muy avanzada en su curva de aprendizaje se supone que
ésta cubriría aproximadamente el 40% de la demanda, es decir 227 TWh. Esto
supondría instalar 87 GW y una superficie ocupada de 25400 km2, 5%.
La reducción de costes prevista para la termoeléctrica la sitúa como la
siguiente con mayor peso ya que la densidad de potencia es la más elevada, por
eso se supone que cubrirá un 30%, es decir 170 TWh, lo que supone instalar 43
GW y una superficie ocupada de 1050 km2, 2%.
Del 20% restante la mayoría se cubriría con eólica marina debido tanto
al bajo potencial como a la baja densidad de la biomasa. Se supone una
ocupación de biomasa de 500 km2 lo que implica instalar 53 MW y por lo tanto
produce 0.15 TWh.
La eólica marina producirá 113 TWh lo que requiere instalar 13 GW y
un terreno ocupado de 2320 km2, pero de superficie marina.
El total de superficie terrestre ocupada sería de 26900 km2, es decir un
5,3% de terreno de la península ocupado por renovables. Hay que tener en
cuenta que se ha despreciado el aumento de CF y densidad que se daría con el
paso de los años por lo tanto valor de superficie ocupada se reduciría
considerablemente.
Para poder calcular de manera aproximada la reducción de emisiones
que supondría cubrir 569 TWh de la demanda con renovables, se supone que
estas tecnologías sustituyen a un mix energético de 39% de carbón, 21% de gas,
14% de nuclear, 16% de hidráulica y el 10% de otras renovables, cuyas
emisiones promedio son de 397kg de CO2 para la producción de 1 MWh.
Si se supone que las tecnologías renovables planteadas con anterioridad
son tecnologías limpias que no emiten CO2, cosa que no es del todo cierto ya
que durante la construcción, instalación y desmantelamiento de estas
tecnologías se producen emisiones, se disminuirían las emisiones en 226 Mt
CO2.
Tanto los porcentajes obtenidos de cada tecnología como la reducción
de emisiones que se ha obtenido, están estimados de manera aproximada
10. Conclusiones 251
teniendo en cuenta las características de cada tecnología y tomando distintos
criterios de selección. Se han realizado muchos supuestos para facilitar el
cálculo, por lo que este trabajo solamente debe considerarse como una primera
aproximación.
10.2. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector
transporte.
Del análisis de prospectiva realizado en este informe en capítulos
anteriores, se ha obtenido que en el año 2030 el número de vehículos en España
ascenderá a 29,1millones. Considerando que la mitad son diésel y la mitad
gasolina, y que el recorrido medio anual de un vehículo es de 15.000 km, las
emisiones causadas son aproximadamente 74,4 Mt CO2 /a o lo que es lo mismo
20,4 MtC/a.
La aplicación de las medidas estudiadas sobre el parque automovilístico
estimado para el año 2030 tienen los siguientes efectos:
I. Sustituir la mitad del parque automovilístico por vehículos híbridos o
eléctricos consigue una reducción del 13,35% de las emisiones totales
de CO2 del escenario citado de referencia.
II. Cumplir con un ratio 15,38% de biocombustibles para el año 2030
disminuye las emisiones de un vehículo entre un 0,05% y un 18,7%,
dependiendo del biocombustible utilizado.
III. Una renovación total de la flota automovilística supone una reducción
de las emisiones del 27,7%, es decir se reducen 20,1 Mt CO 2.
IV. Una conducción eficiente del 100% de los vehículos en el año 2030
supone un ahorro del 15% total de las emisiones de CO 2, es decir se
reducen 11,16 Mt CO 2.
V. Y por último, en general, una mejora en la eficiencia del transporte o
en la movilidad urbana reduce las emisiones de gases de efecto
invernadero en torno a un 10%. Una de estas medidas sería la creación
de un servicio que cubra la demanda en zonas, franjas horarias o tipos
de explotación en los que el servicio de transporte público no resulte
10. Conclusiones 252
económicamente rentable, especialmente indicado para zonas
periféricas, o zonas donde la demanda se concentra en determinadas
franjas horarias.
Aparte de las nombradas, existen más medidas que se podrían aplicar al
sector transporte, como la mejora de las infraestructuras de una ciudad. Pero el
efecto de estas medidas sobre un modelo energético es muy difícil de
contabilizar.
Al contabilizar el efecto de cada una de las medidas de manera
independiente se comete un error ya que algunas medidas son sustitutivas de
otras. Esto implica que si se contabilizase el efecto de aplicar todas las medidas
de manera conjunta, muchas medidas verían reducida su efectividad.
Un ejemplo claro de este error es la aplicación de biocombustibles
después de haber aplicado la medida de vehículos híbridos en el parque
automovilístico. La aplicación de vehículos híbridos reduce las emisiones con
respecto al parque ineficiente inicial. Esto hace que las emisiones totales del
parque inicial sean mayores que las del parque con vehículos híbridos. Por lo
tanto la aplicación posterior de los biocombustibles reduce un menor número de
emisiones con respecto a su aplicación en el parque inicial.
10.3. Medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector
edificación.
El sector edificación se divide según la funcionalidad de las viviendas
en subsectores: residencial o de servicios. Los edificios con distinta
funcionalidad tienen distinta demanda. Por este motivo se analizan de forma
separada las medidas que se aplicarían a los edificios residenciales y a los de
servicios.
Residencial
En este proyecto se considera que el consumo anual en el año 2030 de
una vivienda es de unos 10.700 kWh/a, considerando que el aire acondicionado
se utiliza solamente durante el verano y la calefacción durante el invierno.
10. Conclusiones 253
En primer lugar se aplican medidas tales como la utilización de
electrodomésticos más eficientes o la instalación de un sistema domótico entre
otras. Algunas de estas medidas sólo se pueden aplicar en edificios de nueva
construcción, como por ejemplo el diseño bioclimático, por lo que se obtienen
ahorros distintos para edificios antiguos y de nueva construcción.
El ahorro total que se obtiene de aplicar estas medidas en un edificio
antiguo es de 3400 kWh/a (31,85%), lo que supone un consumo total anual de
una vivienda de 7290 kWh. Por otro lado la aplicación de medidas en un
edificio de nueva construcción supone un ahorro del 75% con respecto al
consumo medio, por lo tanto se tiene un consumo medio de 2700 kWh/a.
Considerando el ahorro anterior estimado por vivienda y teniendo en
cuenta la situación del parque de viviendas para el año 2030, se obtiene un
ahorro total en el sector edificación de aproximadamente 8650 ktep de energía
final. Lo que supone un ahorro del 45%.
Para calcular las emisiones reducidas de la aplicación de estas medidas
en el subsector residencial, se divide esta energía final ahorrada en energía
ahorrada en electricidad, el 57%, y energía ahorrada en combustibles fósiles, el
43%.
Se supone un mix energético de 39% de carbón, 21% de gas, 14% de
nuclear, 16% de hidráulica y el 10% de otras renovables, cuyas emisiones
promedio que supone la producción de 1 MWh son de 397,75 kg de CO2, se
obtiene que la electricidad ahorrada el 57% de 8645,608 ktep o lo que es lo
mismo 53,29 TWh/a supone una reducción de emisiones de CO2 de 21,2 Mt.
Por otro lado se ahorra el 43% de 8645,608 ktep, 43,24 TWh/a, de
petróleo y gas, al producir 1 MWh a partir de petróleo o de gas se emite un
promedio de 547,5 kg de CO2. Por tanto, el total de emisiones evitadas, tanto en
calefacción como en refrigeración, es de 23,6 Mt de CO2.
Así que en total se pueden ahorrar, a partir de una mayor eficiencia en la
iluminación y el acondicionamiento de los edificios residenciales, 44,8 Mt de
CO2.
Servicios
10. Conclusiones 254
Aplicando medidas muy similares a las aplicadas en el sector residencial
se obtiene que para cada edificio se reduce en un 30% el consumo energético,
lo que supone un ahorro de emisiones de CO2 por consumo de energía del 40%.
Estos ahorros pueden conseguirse con un sobrecoste de 43 €/m2 construido para
edificios del sector terciario.
La aplicación de estas medidas hace que el sector servicios pase de
consumir 12000 ktep, que es el consumo estimado para el año 2030, a consumir
8000 ktep.
El análisis realizado por [WEO, 2006], muestra que la inversión
requerida para ahorrar 1 kWh en los sectores residencial y comercial en países
pertenecientes a la OCDE es de entre 3 y 4,5 céntimos.
10.4. Hidrógeno.
Las aplicaciones del hidrógeno son muy variadas, por un lado existe la
posibilidad de utilizar el hidrógeno en turbinas de gas o en motores de
combustión interna como sustituto a los combustibles fósiles utilizados y por
otro lado las pilas de combustible pueden aplicarse tanto para generación de
energía, que son las consideradas cono pilas de combustible fijas o también se
puede aplicar en el sector transporte, pilas de combustible móviles.
La situación actual de esta tecnología hace suponer que no estará
disponible antes del año 2030, considerado en este proyecto. Pero se puede
prever un futuro alargo plazo muy prometedor.
10.5. Nuclear.
El papel que pueda tener la energía nuclear en el año 2030 depende en
gran medida del precio de las emisiones de 2CO .
En un escenario con elevados precios de emisiones de 2CO , el precio de
la energía nuclear sería más competitivo. A su vez las emisiones producidas por
la energía nuclear son menores que las producidas por otro tipo de energías. Sin
10. Conclusiones 255
embargo la energía nuclear en este escenario se encontraría con varios
obstáculos. En primer lugar, como ya se ha explicado en este proyecto, la
energía nuclear tiene grandes inconvenientes. Siendo el almacenamiento de
residuos el principal inconveniente, y para el que hoy por hoy no existe una
solución. En segundo lugar el aumento del precio de emisión permite a otras
tecnologías, como las renovables y CAC, ser competitivas económicamente.
Además estas tecnologías no tienen grandes barreras a superar como tiene la
energía nuclear.
Por otro lado en un escenario con un bajo precio de emisiones de 2CO ,
no existen otras tecnologías opcionales para cubrir la demanda, lo que hace que
la energía nuclear sea una opción interesante.
Para valorar qué ocurriría si en este segundo escenario se aumenta el
potencial nuclear se supone la incorporación de una central nuclear de 1000
MW. Utilizando la distribución de potencia eléctrica del escenario elaborado en
el capitulo de prospectiva con un precio de emisiones de 5 €/t 2CO se puede
deducir que la energía generada con la nueva central nuclear sustituiría a la
energía generada por una central de gas natural de ciclo combinado.
Hay que tener en cuanta que en una central nuclear de 1000 MW se
producen aproximadamente 7,84 TWh al año. Ésta es la cantidad que se habría
dejado de producir con una central de gas de ciclo combinado. Se considera que
una central nuclear no produce emisiones, aunque como ya se ha explicado en
un capitulo anterior esta afirmación no es estrictamente cierta. A partir de esta
suposición se puede concluir que al sustituir 7,84 TWh generados por una
central de gas de ciclo combinado por 7,84 TWh generados por una central
nuclear se consigue una reducción de 3,29 MtCO2, ya que una central de gas de
ciclo combinado emite 420 kgCO2/MWh.
10.6. Captura y almacenamiento de CO2.
La implantación de la tecnología de captura y almacenamiento de CO2
en una central eleva los costes de generación, impidiendo que la producción de
10. Conclusiones 256
energía con esta tecnología sea competitiva económicamente en un mercado
con precio de emisiones bajo.
Como ocurre con las centrales nucleares, el papel de la tecnología de
CAC depende del precio estimado de emisiones de CO2. En el caso de esta
tecnología sería necesario un aumento del precio de las emisiones para permitir
su entrada en el mercado.
En un escenario con un elevado precio de emisiones, la energía
producida por centrales de carbón o centrales de ciclo combinado sería
sustituida por energía generada por renovables o por centrales con CAC.
Partiendo del escenario para el año 2030 con un precio de las emisiones
de CO2 de 35 €/t CO2, determinado en el capitulo de prospectiva, se evalúa la
integración de esta tecnología en todas las centrales de gas y carbón en
funcionamiento en ese mismo año.
En el año 2030 se ha estimado que se producirían 82,2 TWh con
centrales de gas natural de ciclo combinado y 42,6 TWh con centrales de
carbón. Se parte de que las emisiones en una central de carbón son del orden de
775 kgCO2/MWh y las emisiones de una central de ciclo combinado son del
orden de 420 kgCO2/MWh [CCEC, 2007]. Y de que los sistemas de captura
consiguen reducir las emisiones de CO2 un 85% [WEC, 2004]. Con la
integración de CAC en todas las centrales de carbón y de gas en
funcionamiento en el año 2030 se conseguiría una reducción de 54,03 Mt CO2.
10.7. Conservación de cultivos y reforestación.
Las mejores medidas para conseguir una reducción de emisiones
mediante una mejor gestión de los bosques son la reforestación y la silvicultura,
debido a que son las que consiguen almacenar una mayor cantidad de carbono
por un tiempo más largo a un menor coste.
Pero hay que ser conscientes de que en este caso el CO2 evitado sólo se
puede contabilizar una vez. Con esto se quiere decir que cuando se reforesta un
bosque, los árboles que se plantan absorben CO2 durante un tiempo limitado.
Por tanto, una vez que ya se ha reforestado y se ha absorbido todo el CO2 que
10. Conclusiones 257
hemos calculado, es necesario reforestar otros lugares diferentes para seguir
evitando emisiones a la atmósfera, ya que en los que ya se ha hecho ya se ha
llegado a una “saturación”. Por tanto, se trata de una medida limitada, debido a
que no se puede llenar de árboles la superficie de la Tierra puesto que se
necesitan terrenos de cultivo, y además es una medida finita en el tiempo.
El análisis que se ha realizado de la aplicación de estas “cuñas”
contabiliza únicamente el efecto de cada una de ellas por separado. Si se
aplicasen todas las medidas sobre el modelo energético el efecto de algunas de
ellas se solaparía, reduciéndose su efectividad. Esto impide dar una visión
global de cómo quedaría el modelo energético español en el año 2030 tras la
aplicación de todas estas medidas.
A continuación se describen varios ejemplos de medidas cuyos efectos
se solapan.
Para poder reducir las emisiones de CO2 producidas al generar
electricidad se pueden aplicar varias de las medidas descritas anteriormente.
Por un lado se podría aumentar la producción con renovables o integrar la
tecnología de CAC o abrir nuevas centrales nucleares. Como ya se ha explicado
anteriormente la elección de una u otra medida depende de varios factores.
Entre ellos del precio de las emisiones de CO2. Estas medidas tienen efectos
sobre el modelo muy similares.
Por otro lado si se aplican medidas de ahorro y eficiencia energéticas en
los edificios se reducirá la demanda eléctrica. Esta reducción implica una
menor generación de electricidad. Lo que supone una reducción de las
emisiones de CO2 en la producción de electricidad.
De esto se concluye que si se aplicará inicialmente todo el potencial de
las medidas de ahorro y eficiencia energéticas en los edificios, la producción de
electricidad sería menor que la contabilizada en el modelo. Por tanto ante una
producción menor de electricidad el aumento de las tecnologías renovables que
se realizará será menor comparado con el que sería necesario para el escenario
inicial.
10. Conclusiones 258
Otro ejemplo de medidas cuyos efectos se solapan es la aplicación de
medidas de ahorro y eficiencia en el sector transporte y las aplicaciones del
hidrógeno. Ambas medidas están dirigidas principalmente a reducir las
emisiones del sector transporte. Aunque el hidrógeno también tiene otras
aplicaciones.
Por lo tanto si inicialmente se aplicasen sobre el modelo todas las
medidas de ahorro y eficiencia energéticas y se consiguiese una reducción
máxima de las emisiones de CO2, no sería necesario el hidrógeno. Por lo tanto
el potencial de este último sería nulo. Se daría una situación similar si se
invierte el orden de aplicación de las medidas.
10.8. Objetivos finales.
En este último apartado se fija un objetivo a cumplir para el año 2030 en
España. Y se estudia de qué manera se puede cumplir utilizando la metodología
desarrollada en [Socolow, 2004].
Los objetivos globales de reducción de emisiones que se desprenden del
reciente informe del IPCC, [IPCC, 2007], permiten realizar de forma sencilla
una primera estimación de la magnitud del esfuerzo de mitigación que España
debe realizar en las próximas décadas.
El escenario de referencia (línea roja) que se muestra en la siguiente
figura se ha construido suponiendo un valor optimista (un 2% anual) para el
crecimiento anual de emisiones desde 1990 hasta 2030. Las emisiones reales
hasta 2005 sobrepasan claramente dicho crecimiento medio. La línea verde
inferior marca inicialmente la tendencia lineal hacia los objetivos a corto plazo
(Kyoto: +15% en 2012) y a continuación, a más largo plazo, se sigue una
trayectoria quebrada que primero pasa por el objetivo de -20% en 2020 y luego
supone un 70% de reducción como objetivo para España en 2050. Luego se
hace un apaño para que se vea un triángulo y se simplifica algo. Esta reducción
del 70% es el objetivo que se supone que fijará la UE para el año 2050. El área
encerrada por dichas curvas corresponde a la cantidad de CO2 equivalente que
10. Conclusiones 259
hay que evitar emitir a la atmósfera hasta 2030, que resulta ser unas 20 veces el
total emitido en el año 1990 en la Unión Europea.
0
0.5
1
1.5
2
2.5
1990 2000 2010 2020 2030
Objetivo Kioto
Objetivo -20%Objetivo -70%en 2050
Año 2005
Tendencia normal (+2%anual)
290 MtCO2/año
Ilustración 55: Triángulo de estabilización Español.
El área del triángulo coloreado indica que hay que evitar la emisión de
5.700 millones de toneladas de CO2 equivalente en España entre 2005 y 2030.
El triángulo completo (entre 2005 y 2050) supondría evitar 19.400 millones de
toneladas en dicho periodo.
Para conseguir este objetivo habría que hacer uso de un paquete de
opciones de mitigación que resulten ser aceptables para el caso de España.
Como el esfuerzo estimado de mitigación es tan elevado, ninguna opción sola
puede hacerse cargo en un plazo de tiempo tan corto. El objetivo último de una
política racional de mitigación del cambio climático a largo plazo debe ser el
conseguir, por medio de una combinación adecuada de incentivos, limitaciones
y mecanismos de mercado, que se alcancen los objetivos prefijados de
reducción de emisiones de GEI con un mínimo coste para la sociedad, mientras
se tienen también en cuenta otras implicaciones colaterales de las medidas a
tomar, como las previsiones sobre la disponibilidad y precio de los recursos
10. Conclusiones 260
fósiles, el impacto sobre la competitividad de las empresas, el empleo, otros
impactos medioambientales o el desarrollo rural y la ordenación del territorio,
entre otras.
Una vez fijado el objetivo se analizan dos situaciones diferentes. En
primer lugar se comprueba si se cumpliría la reducción de emisiones estimada
aplicando únicamente las medidas fijadas por la UE. Y en segundo lugar se
estima aproximadamente que “cuñas” habría que aplicar para cumplir este
objetivo.
Aplicación de las medidas de la UE
Los objetivos fijados por la UE son: cubrir un 20% de energía primaria
con renovables para el 2020, un ratio del 10% de biocombustibles para el año
2020 y un 20% de ahorro en el consumo de energía.
Los cálculos necesarios para cumplir con los dos primeros objetivos se
han realizado en capítulos anteriores. De estos cálculos se ha obtenido que
tienen que producirse aproximadamente 49.000 ktep de energía primaría con
las tecnologías renovables consideradas en el capitulo de renovables, para el
año 2030. Y, por otro lado, 6.800 ktep de los combustibles totales se producirán
con biocombustibles en el año 2030.
Para poder calcular de manera aproximada la reducción de emisiones
que supondría cubrir 49.000 ktep, 569 TWh, de energía primaria demandada
con renovables, se supone que estas tecnologías sustituyen a un mix energético
de 39% de carbón, 21% de gas, 14% de nuclear, 16% de hidráulica y el 10% de
otras renovables, cuyas emisiones promedio son de 397,7 kg de CO2 para la
producción de 1 MWh.
Suponiendo que las tecnologías renovables planteadas con anterioridad
son tecnologías limpias que no emiten CO2 (lo cual no es cierto ya que durante
la construcción, instalación y desmantelamiento de estas tecnologías se
producen emisiones) se disminuirían las emisiones en 226 Mt de CO2 en el año
2030. Por lo tanto el área de triangulo de emisiones que reduce esta medida será
de 2.825 Mt de CO2
10. Conclusiones 261
Por otro lado, se considera que de las 6.800 ktep producidas por
biocombustibles, la mitad es consumida por vehículos de gasolina y la otra
mitad por vehículos de diésel. Se sustituye el combustible de cada uno por el
biocombustible correspondiente que más emisiones ahorra, consiguiendo un
ahorro de 12,1 Mt CO2 para el año 2030. Obteniendo un área de reducción de
emisiones de CO2 de 150 Mt de CO2.
Como ya se ha comentado, los cálculos anteriores están explicados con
más detalle en capítulos anteriores.
Por último, la reducción de emisiones que supone un ahorro del 20% del
consumo energético depende del mix energético. Suponiendo un mix
energético de 39% de carbón, 21% de gas, 14% de nuclear, 16% de hidráulica y
el 10% de otras renovables (cuyas emisiones promedio son de 397,7 kg de CO2
para la producción de 1 MWh), se obtiene que un ahorro del 20% de la energía
final total (143.000 ktep), asciende a 28.600 ktep (lo que equivale a 332 TWh).
Esto supone un ahorro de 131 Mt CO2 para el año 2030 y por lo tanto el área
de emisiones de CO2 reducida con esta medida es de 1.640 Mt CO2.
El computo global de reducción de emisiones conseguida con la
aplicación de las medidas anteriores es de 4.615 Mt CO2. Esta cantidad
ahorrada es insuficiente para cubrir el área de triangulo de emisiones estimado
de 5.700 Mt de CO2.
Aplicación de “cuñas”
Se estudia la posibilidad de cubrir el área de triangulo de 5.700 Mt CO2
mediante la aplicación de las “cuñas” descritas anteriormente. Esto supone
reducir 456 Mt CO2 en el año 2030.
En primer lugar se considera que se cumplen los objetivos de la UE del
20% de renovables y un ratio de biocombustibles del 10% en el 2020. Estas
medidas, como se ha explicado en el apartado anterior, suponen un ahorro
conjunto de aproximadamente 240 Mt CO2 en el 2030.
Por lo tanto quedarían por reducir 216 Mt CO2. Esta reducción se
reparte entre las medidas restantes disponibles para el año 2030. Estas son: las
medidas de ahorro y eficiencia energética en los edificios, el resto de medidas
10. Conclusiones 262
de ahorro y eficiencia energética en el transporte sin contar con los
biocombustibles, las centrales nucleares, el CAC y la conservación de cultivos.
Cada una de estas medidas tendría que reducir 50 Mt de CO2.
El potencial total obtenido para las medidas de ahorro y eficiencia
energética en el sector edificación consigue una reducción del orden de 70 Mt
CO2, en el sector residencial la reducción es del orden de 45 Mt CO2 y en el
sector servicios la reducción es del orden de 25 Mt CO2. Por tanto, esta medida
tiene potencial suficiente como para reducir los 50 Mt CO2 estimados.
Contabilizar el máximo potencial obtenido de la aplicación de las
medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector transporte es muy
complicado, debido a la dificultad para contabilizar el efecto global de todas las
medidas sobre este sector. Suponiendo que el efecto de cada una de las medidas
no se solapa, la suma del potencial independiente de cada medida no consigue
reducir los 50 Mt de CO2 estimados. Esto lleva a concluir que el potencial de
las medidas en el sector transporte es insuficiente para cumplir con el objetivo.
Por otro lado, para conseguir una reducción de 50 Mt de CO2 mediante
la instalación de centrales nucleares, sería necesaria la instalación de
aproximadamente 15.000 MW de energía nuclear. La apertura de nuevas
centrales en España es poco probable por diversos factores, entre los que se
encuentra una opinión pública poco favorable a este tipo de energía.
Para conseguir una reducción de 50 Mt CO2 mediante la integración en
centrales de sistemas de CAC, sería necesario su instalación en todas las
centrales de carbón y de gas en funcionamiento en el año 2030. Con esto se
conseguiría una reducción de 54 Mt CO2. Para 2030 el coste del CO2 tiene que
ser suficientemente alto, o la presión regulatoria lo bastante alta, como para que
CAC se implante de forma generalizada.
Por último, se supone que se reducen 25 Mt CO2 mediante reforestación
y otras 25 Mt CO2 mediante conservación de cultivos. Para conseguir esto se
necesitarían alrededor de 4 millones de hectáreas más de bosque y 25.000
hectáreas más de cultivo explotado mediante técnicas de conservación. Hay que
recordar que es una medida de carácter no permanente; en efecto, puede ayudar
10. Conclusiones 263
a cumplir el objetivo para 2030, pero cuando los bosques y cultivos se saturen
habrá que reemplazarla por otras cosas
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