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3. Análisis y prospectiva de costes

Los costes asociados a la generación conenergías renovables es uno de los aspectosde principal preocupación al considerar estaopción tecnológica. La tendencia generaliza-da es pensar que estas tecnologías son, pordefinición, más caras que las “convenciona-les”. Sin embargo, este pensamiento no es,en principio, más que una extrapolación nofundamentada de la situación actual, en laque las tecnologías renovables en efectoson o aparentan ser más caras que las “con-vencionales”. Pero no debe perderse devista que el término “convencionales” tam-poco está aparejado a ciertas tecnologíaspor definición, sino que más bien es una eti-queta que nos debe servir de recordatoriode un hecho fundamental con grandesrepercusiones sobre los costes: se trata detecnologías que ya han recorrido su curvade aprendizaje alcanzando volúmenes deproducción que les han permitido alcanzar lazona asintótica de su curva de costes.

Por otro lado, en la estructura de costesactuales, y especialmente para las tecnolo-gías “convencionales” actuales, a menudono están internalizados todos los elementosde coste real asociados a esa tecnología, locual constituye otro elemento de distorsiónal comparar tecnologías.

De cara a desarrollar una planificación ener-gética que nos permitiera evolucionar haciala sostenibilidad, las comparaciones de costerelevantes son aquellas realizadas asumien-do que todas las tecnologías se han converti-do ya en “convencionales”, es decir, que hanrecorrido completamente su curva de apren-dizaje, y que todos los costes asociados al

uso de esa tecnología están adecuadamenteinternalizados. En efecto, el volumen de pro-ducción asociado a cualquier tecnología quepasara a formar una parte relevante de lanueva configuración energética, sería másque suficiente para garantizar que hubierarecorrido su curva de aprendizaje.

En este punto vamos a presentar análisis decostes de las distintas tecnologías conside-radas. Para ello, hemos realizado un exhaus-tivo barrido bibliográfico para definir tanto laestructura actual de costes como las tasasde progreso barajadas para recorrer las cur-vas de aprendizaje. Algunos de los datos decoste actual provienen de la base de datosSETRIS (EC, 2004), y el resto de la bibliogra-fía específica de cada tecnología reseñadaal final del informe.

El indicador principal que vamos a emplearpara valorar los costes es el coste normaliza-do de la electricidad (LEC: Levelized Electri-city Cost), pues en un único parámetro nosagrupa el efecto de los costes de inversión yde los de operación a lo largo del ciclo de vidade la tecnología. Adicionalmente, y por cons-tituir una referencia muy adecuada en el con-texto actual de comercio de emisiones, pre-sentaremos resultados económicos entérminos de costes de eliminación de CO2.

De cara a tener una base común que nospermita comparar los costes de las distintastecnologías, a principios del desarrollo delproyecto (2003) adoptamos unos valores dereferencia para las evaluaciones económi-cas, entre los que figuraban el interés deldinero y la tasa de inflación, que adoptamos

Renovables 100%. Un sistema eléctrico renovable para la España peninsular y su viabilidad económica

64 3. Análisis y prospectiva de costes

en un inicio como i = 8% y f = 2,6%. Sinembargo, y dado el desarrollo posterior queha tenido la tasa de inflación, nos ha pareci-do adecuado modificar la tasa de inflaciónhasta f = 3,5%. Por tanto, en el informe sepresentan resultados con ambos valores.

3.1. Centrales de referencia

Antes de entrar a analizar las distintas tecno-logías renovables, nos ha parecido conve-niente hacer un análisis en los mismos tér-minos de las tecnologías “convencionales”,a fin de tener un patrón de comparación eva-luado con los mismos métodos de cálculo.

Por otro lado, aunque coincidimos con(Illum, K., 2006) en que un escenario ener-gético BAU (business as usual) para el 2050carece completamente de sentido por nodisponer ni de recursos ni de capacidad delmedio para soportarlo, nos ha parecido inte-resante desarrollar algunos estudios decoste paramétricos de las tecnologías con-vencionales que permitiera ubicarlas correc-tamente en el contexto en el que estamosconsiderando las tecnologías renovablespara el 2050.

En efecto, la evolución de costes que cabeesperar para las tecnologías renovables eshacia menores costes a medida que evolu-cionen por su curva de aprendizaje. Perosimultáneamente la evolución de costes quecabe esperar de las tecnologías “convencio-nales” es hacia un incremento de costesocasionado por el encarecimiento de loscombustibles de recursos limitados queemplean, por la reducción del volumen deproducción al compartir el mercado con otrastecnologías, así como por la internalizaciónde los costes que actualmente no están

computándose a estas tecnologías pospo-niendo su pago en el tiempo para que“otros” se hagan cargo de ellos.

Conviene resaltar aquí la condición diferen-cial respecto a las externalidades de las tec-nologías renovables respecto a las “conven-cionales”. Las primeras no pueden esconderen su estructura de costes prácticamenteninguna externalidad, puesto que el costeestá dominado por la inversión (no gastos decombustible) y si se implantan correcta-mente su impacto ambiental es muy bajo.Por contra, en las tecnologías “convencio-nales”, la gran mayoría de impactosambientales asociados a su explotaciónpermanecen todavía hoy sin una valoracióneconómica, por lo que no aparecen refleja-dos en su LEC ni parámetros de rentabili-dad. Este es un motivo adicional para lacondición actual más favorable desde unpunto de vista económico para las tecnolo-gías “convencionales”: ¡En ellas no sepaga lo que cuestan!

Por último, otro aspecto relevante asociadoa las centrales de referencia, es la definiciónde la tecnología de referencia para evaluarlos costes de eliminación de CO2 (CECO2). Alo largo de este estudio hemos adoptadocomo referencia para la evaluación del CECO2

una central de ciclo combinado operandocon gas natural, con un rendimiento del52%, una estructura de costes del estilo delas que había en el 2003, y un modo de ope-ración como los actualmente planificadospara estas centrales. Asumiendo por tantoun coste de inversión de 435 €/kW.he (antesdel multiplicador de costes indirectos deMCI = 1,15), unos costes de O&M de 0,20c€/kW.he, un coste del combustible de 1,22c€/kWhPCI y un factor de capacidad del

Análisis y prospectiva de costes

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85%, obtenemos para la central de ciclocombinado de referencia un LEC = 4c€/kW.he. Por tanto, para la evaluación delos CECO2 a lo largo de todo el proyectohemos tomado LECref = 4 c€/kW.he.

El hecho de adoptar un LECref constante a lolargo de todo el proyecto resulta conve-niente para dar homogeneidad a los resul-tados presentados, pero conviene tenerpresente que esta referencia no es estáti-ca, sino que evoluciona a lo largo del tiem-po al modificarse los costes y actuacionesambientales de la tecnología de referenciaen cada instante. Esto se ha hecho patenteya en los algo más de dos años que hadurado el proyecto, a lo largo de los cualesel precio del gas natural ha experimentadoun incremento significativo y se han empe-zado a añadir los costes asociados a lasemisiones de CO2, de tal forma que siseguimos adoptando la central de ciclocombinado con gas natural como tecnolo-gía de referencia, el LECref ha aumentadosignificativamente, y por tanto los CECO2 delas tecnologías renovables son inferiores alos mostrados en este informe. De hecho,si proyectamos la central de ciclo combina-do al año 2050, internalizando sus costesambientales y teniendo en cuenta el incre-mento en el coste del combustible, el CECO2

del ciclo combinado del 2050 (evaluadoadoptando como referencia el ciclo combi-nado del 2003), puede ser significativamen-te superior al CECO2 de muchas tecnologíasrenovables.

Por tanto, la información presentada eneste informe en términos de CECO2 nodebe entenderse de forma absoluta, sinotan sólo relativa entre tecnologías. Lo quesí que puede hacerse, dado que la tecno-

logía de referencia y el LECref empleadosson representativos de la época en la quese ha iniciado el mercado de emisiones deCO2, es comparar cuantitativamente losCECO2 presentados en este informe con elcoste de los derechos de emisiones en elmercado de emisiones de CO2. Esta com-paración nos puede proporcionar una claraindicación de cómo deberían evolucionarlos derechos de emisiones de CO2 en elmercado si ese incentivo económicotuviera que contribuir a activar la transi-ción del sistema energético hacia la soste-nibilidad. A modo de referencia, en la figu-ra-38 mostramos la evolución de latonelada de CO2 en los mercados europeoy norteamericano durante el año 2005. [VerFigura 38].

3.1.1. Ciclo combinado

Uno de los principales factores que previsi-blemente conducirá a un incremento delLEC asociado a la generación con una cen-tral de ciclo combinado que emplee gasnatural como combustible es el incrementodel coste del combustible a medida que sevayan agotando las reservas finitas delmismo. Este coste está además sometidoa importantes fluctuaciones asociadas a lasituación socio-política del momento. Enlos últimos años, ya hemos experimentadoun incremento muy importante del costede este combustible. El precio máximo deventa del gas natural como materia primaha pasado de 1,2164 c€/kWhPCI en noviem-bre del 2003 a 2,0261 c€/kWhPCI en juniodel 2006, lo cual representa un 19% deincremento anual, y con variaciones inter-anuales en el año 2006 que han llegado aser superiores al 70% en algunos meses(http://cepco.hispamat.com).


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67Figura 38 Evolución de los precios de la tonelada de CO2 en los mercados de emisiones europeo ynorte americano a lo largo del año 2005.

En la Figura-39 presentamos la evolucióndel LEC del ciclo combinado en función dela inflación media anual experimentada porel precio del gas natural a lo largo de la vidaútil de la central. Se presentan dos casos: elcaso-1 corresponde a una inversión (inclu-yendo multiplcador de costes indirectos:MCI) de 530 €/kWe operando con CF =90%, caso que podríamos considerar opti-mista de cara al 2050, pues el menor tama-ño de las centrales conducirá a mayor inver-sión unitaria, y el requerimiento deregulación de un mix con mayor contribu-ción renovable y la necesidad de limitar lasemisiones conducirán a un menor CF. Elcaso-2 corresponde a una inversión (inclu-yendo MCI) de 650 €/kWe operando con CF= 80%. El resto de parámetros económicosaparecen en el gráfico, y se correspondencon la situación en el 2003, mucho másfavorable que la que cabe esperar en el2050 y que exploraremos más adelante. [VerFigura 39].

En la Figura-40 mostramos la evolución delLEC de una central de ciclo combinado congas natural como función del precio del com-bustible el primer año de vida útil de lamisma, e inflacionado posteriormente a latasa de inflación general, que hemos consi-derado del orden de la actual (f = 3,5%). Elresto de condiciones económicas aparecenreflejadas en la figura. Como podemos veren estas dos figuras, incluso con unas condi-ciones económicas favorables en relación alos demás factores, los incrementos quecabe esperar en el coste del gas natural,fácilmente conducirían para el 2050 a unosLEC de la central de ciclo combinado porencima de LEC = 10 c€/kW.he, considera-blemente superior al que varias tecnologíasrenovables pueden alcanzar ya en la actuali-dad, con bastante curva de aprendizajeindustrial por delante. [Ver Figura 40].

Otro aspecto relevante es el modo de opera-ción de la central. Para que una central de


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Figura 39 Evolución del LEC de una central de ciclo combinado operada con gas natural con lainflación anual media del precio del combustible.

ciclo combinado en el año 2003 alcanzara elLECref = 4 c€/kW.he, era necesario poderoperarla muchas horas al año, es decir,emplear factores de capacidad elevados.Aún en el supuesto de que las centrales deciclo combinado siguieran estando presen-tes en el mix de generación del 2050, sumodo de operación sería radicalmente dis-tinto al empleado en el 2003. En efecto, parael 2050 cabe esperar una participación muysuperior a la actual de las tecnologías reno-vables. En estas condiciones, es decir, unavez hechas las inversiones, en la explotacióndel sistema de generación nos encontraría-mos con una serie de centrales (la mayoríade las renovables instaladas) con costes deexplotación tremendamente bajos en com-paración a los costes de explotación de lascentrales de ciclo combinado. Por tanto, laoperación de los ciclos combinados pasaríade ser una operación en carga base a unaoperación en puntas cubriendo las puntas

del cociente entre demanda y capacidad degeneración renovable. En esta situación elfactor de capacidad de la central de ciclocombinado se reduciría significativamente,lo cual conduciría a un incremento del LECde la electricidad generada con esta centraltal y como observamos en la Figura-41. [VerFigura 41].

Finalmente, en la Figura-42 mostramos laevolución del LEC de la central de ciclocombinado operada con gas natural en fun-ción de los costes de O&M, dentro de loscuales incluimos la valoración de externali-dades (costes de emisión de CO2,…). Elresto de parámetros económicos aparecenindicados en la figura y constituyen un refle-jo de lo anteriormente comentado. La flecharoja indica el rango en el que podríamosestar moviéndonos en el año 2050. Es pre-ciso recalcar aquí que los costes debidos ala internalización de externalidades de la


69Figura 40 Evolución del LEC de una central de ciclo combinado operada con gas natural con elprecio del combustible en el primer año de explotación de la central, asumiendo que posteriormenteinflacione a la tasa de inflación general.

tecnología de ciclo combinado van a ir cre-ciendo a medida que retrasemos la transi-ción hacia un modelo de desarrollo sosteni-ble, tanto por el incremento en las tasas decambio requeridas para respetar las condi-ciones de contorno ambientales, como porla acumulación de externalidades no cubier-tas por la tecnología en el pasado.

Como ya hemos comentado anteriormente,carece de sentido plantearse un escenarioBAU de cara al 2050, en el cual nuestro par-que de generación eléctrica estuviera basa-do mayoritariamente en centrales de ciclocombinado operando con gas natural. Enese supuesto, habría que admitir que tam-bién el parque de generación del resto depaíses actualmente menos desarrolladosestuvieran basados en esta misma tecnolo-gía, y ni la disponibilidad del recurso (gasnatural), ni la capacidad del medio de absor-ber el impacto, permiten que esta hipótesisse sustente por sí misma. Pero inclusohaciendo el ejercicio intelectual de aceptar

este supuesto, fácilmente cabría esperarLEC de esta tecnología iguales o superioresa 15 c€/kW.he, en cuyas condicionesmuchas tecnologías renovables resultaríanmás favorables. [Ver Figura 42].

3.1.2. Nuclear

Dado que en la actualidad, y en el contextode buscar la reconversión del sistema ener-gético hacia la sostenibilidad, todavía seescuchan voces proponiendo la opciónnuclear como alternativa a las renovables enbase al argumento de sus reducidas emisio-nes de CO2, nos ha parecido convenienteincluir aquí algunas reflexiones sobre lasopciones de esta tecnología, así como consi-derar sus costes bajo la misma ópticaempleada en este estudio para evaluar loscostes de las tecnologías renovables.

Existen varios motivos de peso que aconse-jan no emplear la tecnología nuclear de fisiónpara basar nuestro modelo de generación


70 Figura 41 Evolución del LEC de una central de ciclo combinado operada con gas natural al variar elfactor de capacidad con el que se opera la central.

eléctrica. Respecto a la tecnología nuclearde fusión, no tiene ninguna opción de estardisponible antes de que ya hayamos tenidoque resolver la encrucijada energético-ambiental en la que nos encontramos sumi-dos, y por tanto no puede contarse con ellacomo una herramienta válida para resolverdicho problema. Por otro lado, algunos delos inconvenientes asociados a la tecnologíade fisión podrían seguir estando presentesen la de fusión.

Sin pretender ser exhaustivos pasamos acitar algunos argumentos que desaconsejanel uso de la tecnología nuclear de fisióndesde el punto de vista de la sostenibilidad:

· Costes elevados. Al incluir los requerimien-tos de seguridad, tener en cuenta la limita-ción del recurso y valorar sus externalida-des, los costes de la electricidad nuclearcaen significativamente por encima de los

que pueden alcanzar muchas tecnologíasrenovables para el 2050.

· Limitación recursos energéticos. En elcaso de adoptar esta tecnología comoherramienta para resolución del problemaenergético-ambiental, su uso deberíaextenderse a todos los países, y especial-mente a los países actualmente menosdesarrollados en los que se va a localizar eltérmino principal del incremento de lademanda, haciendo crecer exponencial-mente la demanda de uranio, un recursolimitado y escaso, anulando la sostenibili-dad del esquema energético.

· Gestión de residuos. A fecha de hoy siguesin estar correctamente resuelto el proble-ma de la gestión de los residuos radiacti-vos, y sin internalizar el coste asociado atener una seguridad absoluta de que no seestá trasladando un problema ambiental de


71Figura 42 Evolución del LEC de una central de ciclo combinado operada con gas natural en funciónde los costes de operación y mantenimiento (incluyendo la valoración de externalidades).

grandes dimensiones hacia las generacio-nes futuras. Adoptar la tecnología nuclearcomo parte del modelo energético del futu-ro, extendiendo su uso a todos los países,haría crecer también de forma exponencialtanto la cantidad de residuos generados,como la dificultad de garantizar que entodos los casos se les aplicara el tratamien-to adecuado (una vez definido éste). Enoposición a las tecnologías renovables quetienen todos sus costes desplazados al ini-cio de la vida útil de la instalación, el costeasociado a la gestión de los residuos nucle-ares es un coste “a posteriori”, y por lotanto es mucho más fácil que acabe“cayendo en el olvido” hipotecando a lasgeneraciones futuras para costear y resol-ver técnicamente el problema.

· Seguridad de operación. Los requerimien-tos de seguridad sobre las hipotéticas cen-trales nucleares del futuro deberían ser evi-dentemente mucho más elevados que losdel pasado, y esto tiene importantes reper-cusiones sobre los costes de la tecnología.Otra complejidad y coste adicional en estalínea son los asociados a garantizar queestos standard de seguridad se satisfacenen cualquier lugar del mundo (caso Cher-nobyl), pues evidentemente debería habercentrales nucleares en todo el mundo si latecnología fuera parte de la solución al pro-blema energético-ambiental.

· Prevención atentados. Un elemento adicio-nal de seguridad a tener en cuenta en lasituación actual es la prevención de atenta-dos sobre centrales nucleares. Anular cual-quier posibilidad de atentado contra unreactor nuclear (incluso asumiendo quefuera posible alcanzar un 100% de fiabili-dad, lo cual es cuestionable), representaría

un coste adicional de O&M a computar conel resto de costes de la tecnología, y enca-recería por tanto el LEC de la electricidadnuclear.

· Prevención proliferación armamento nuclear.Los aspectos de seguridad, además de laoperación de la central y la protección con-tra atentados en la propia central, deberíanextenderse a la prevención de prolifera-ción de armamento nuclear, abarcandotodo el ciclo del combustible nuclear y lle-vando los requerimientos de seguridad auna localización geográfica superior a la delas propias centrales. Esta exigencia, unavez más, conduciría a un coste adicional acomputar para valorar el coste de la electri-cidad nuclear.

· Limitación transferencia tecnológica. Unade las características principales de lasherramientas a emplear para abordar la pro-blemática energético-ambiental actual,dado que la mayoría del incremento de lademanda se localizará en los países actual-mente menos desarrollados, es su facilidadpara la transferencia tecnológica. La tecno-logía nuclear es probablemente el mejorejemplo de una tecnología absolutamentelimitada para su transferencia tecnológica.El ejemplo más cercano lo tenemos en elreciente revuelo internacional en el año2006 al anunciar Irán que tenía capacidadpara enriquecer uranio, según ellos confines de generación de electricidad (civiles),pero la cercanía del proceso tecnológico alde fabricación de armamento nuclear hallevado los niveles de alarma al máximo. Lasostenibilidad a nivel planetario requiere unatransferencia tecnológica a gran escala,tanto para acercar el proceso al elevadoritmo de cambio requerido, como para evitar


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dependencias tecnológicas. La tecnologíanuclear no tiene capacidad de cumplir estecondicionante.

· Dificultad de regulación. Asumiendo que latecnología nuclear en cualquier caso nopodría ser la única tecnología empleada enel mix de generación eléctrica del futuro,debería integrarse en un mix de genera-ción con una elevada contribución renova-ble. La regulación de un mix de generacióncon elevada contribución renovable, comoveremos más adelante, requiere que lastecnologías con mayores costes de O&M,y la nuclear sería una de ellas por consumircombustible, tengan capacidad de cubrir eldéficit entre demanda y generación con lastecnologías renovables. La tecnologíanuclear, con sus elevadas inercias y dificul-tades de contribuir a la regulación (limitadavelocidad de respuesta, limitación modula-ción potencia, envejecimiento equipos enmodo regulación,…) sería la opción tecno-

lógica menos apropiada para complemen-tar un mix de generación con elevada con-tribución renovable.

A continuación pasamos a reflejar algunosde estos aspectos en los costes de la electri-cidad nuclear.

En la Figura-43 mostramos la dependenciadel LEC nuclear con los costes de inversión.A pesar de la gran incertidumbre asociada alos costes de inversión actuales para centra-les nucleares, parece difícil permanecer pordebajo de los 3000 €/kWe cumpliendo conlos requisitos de seguridad exigibles. [VerFigura 43].

En la Figura-44 mostramos el efecto de loscostes de operación y mantenimiento sobreel LEC nuclear. Existe muy poca informaciónrelativa a todos los conceptos incluidos den-tro de los costes de O&M (reflejados en lafigura), y de hecho, algunos de estos costes


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Figura 43 Dependencia del LEC nuclear con los costes de inversión.


74 Figura 44 Dependencia del LEC nuclear con los costes de O&M.

Figura 45 Dependencia del LEC nuclear con el factor de capacidad.

son prácticamente imposibles de valorar pordesconocer las soluciones técnicas requeri-das, pero de la información disponible seconcluye que parece difícil que estos costesse sitúen por debajo de 7 c€/kW.he, pasandoa ser mucho más importantes que el propiocoste del combustible (al menos con los rit-mos de explotación actual). [Ver Figura 44].

En la Figura-45 mostramos el efecto de lanecesidad de contribuir a la regulación en unsistema con elevada contribución renovable.En un mix con elevada penetración renova-ble, el papel de las tecnologías con elevadocoste de O&M y que consumen combusti-ble sería cubrir el déficit entre demanda ycapacidad de generación con el resto de tec-nologías renovables. Esto como veremos,conduce en la práctica a exigencias de eleva-das potencias en cortos períodos de dura-ción, por lo que la tecnología nuclear estaríaincapacitada desde un punto de vista técni-co. Pero aún asumiendo que pudiera realizaresa regulación, el efecto final sería una

reducción de su factor de capacidad anual, ypor tanto un incremento del coste de la elec-tricidad nuclear. [Ver Figura 45].

En la Figura-46 mostramos la dependenciadel LEC nuclear con el precio del combusti-ble. En la actualidad el combustible nucleartiene un coste muy bajo, pero dado que setrata de un combustible escaso, en el casode una elevada implementación nuclear en elplaneta, resulta evidente que el combustiblenuclear iría incrementando su coste a medi-da que creciera la demanda. [Ver Figura 46].

Por último, en la Figura-47 mostramos ladependencia del LEC nuclear con el interésdel préstamo. Debe tenerse en cuenta queen la situación actual la construcción denuevas centrales nucleares no podría apo-yarse en el capital público como hizo en elpasado, y que los elevados plazos de cons-trucción e incertidumbre asociadas conduci-rían a préstamos con tipos de interés eleva-dos. [Ver Figura 47].


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Figura 46 Dependencia del LEC nuclear con el precio del combustible.

3.2. Costes actuales y prospectivapor tecnologías

A continuación pasamos a presentar infor-mación de costes para las distintas tecnolo-gías renovables consideradas en este estu-dio. El análisis de costes desarrolladoconsiste en recopilar estructuras de costeactual y generar curvas de aprendizaje quenos permitan valorar el coste que cabeesperar en la tecnología para el 2050,donde asumimos que las tecnologías yahan evolucionado hacia la región asintóticade su curva de aprendizaje. Presentamostambién información de costes asociada ala distribución geográfica (nivel provincial)de las actuaciones energéticas de las dis-tintas tecnologías.

La información de costes se presenta enforma de evolución de los principales com-ponentes de coste de cada tecnología a lolargo de las curvas de aprendizaje, de coste

normalizado de la electricidad generada(LEC) con cada tecnología en los distintosemplazamientos considerados, y de costede eliminación de CO2 asociado a la tecnolo-gía de referencia (Ciclo combinado con gasnatural y LECref = 4 c€/kW.he).

Las curvas de aprendizaje están asociadas ala evolución con el tiempo de las tasas deaprendizaje y de crecimiento de las distintastecnologías. Para especificar dichas tasashemos recurrido a la bibliografía disponibleen la medida de lo posible, y cuando no sehan localizado datos adecuados, hemos pro-cedido a estimar dichas tasas de formacoherente con la evolución seguida en otrastecnologías.

En la medida de lo posible hemos aprove-chado para incluir información sobre el efec-to que tiene sobre el coste de la electricidadgenerada las distintas opciones de diseño ocaracterísticas del emplazamiento.


76 Figura 47 Dependencia del LEC nuclear con el interés del préstamo.

3.2.1. Eólica terrestre

Como ya comentamos en (IIT, 2005), paradeterminar el techo de tecnología eólicaconsideramos una optimización del espacia-miento entre máquinas eólicas, buscandoun equilibrio entre los incrementos depotencia instalada y de pérdidas por interfe-rencias aerodinámicas al ir aumentando ladensidad de instalación.

Sin embargo, tal y como mostramos en laFigura-48 para emplazamientos de distintarugosidad superficial (zo) y con un rotor ubi-cado a 70 m s.n.s., el espaciamiento entremáquinas, o de forma equivalente la densi-dad de potencia instalada, también tiene unimportante efecto sobre el coste de la elec-tricidad generada. Por tanto, para la selec-ción de densidad de potencia óptima paracada emplazamiento, modulamos el criterioprincipal de obtención de máxima potencia

instalada con la información de costes, locual, tal y como se muestra en la Figura-49tiende a desplazar la densidad de potenciahacia valores inferiores a los que proporcio-narían un máximo del techo de generación.Los resultados presentados en estas dosfiguras son para la estructura actual de cos-tes de la tecnología eólica (Cinv = 900 €/kWe;CO&M = 1,25 €/kW.he; Cterreno = 0,2 €/kW.he) ylos parámetros económicos los introducidosal principio de este capítulo (i = 8%; f =2,6%; N = 20 años). [Ver Figuras 48 y 49].

Para una máquina eólica y estructura de cos-tes dadas, el potencial eólico de un emplaza-miento es evidentemente un factor de granimportancia sobre el coste de la electricidadeólica generada, al modificar el factor decapacidad con el que opera la inversión reali-zada. En la Figura-50 mostramos el LEC eóli-co de un aerogenerador “convencional” yuno “nuevo” en los términos introducidos


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Figura 48 Efecto del espaciamiento relativo al diámetro (e/D) o de la densidad de potencia instalada(Po/As) sobre el coste de la electricidad producida por un aerogenerador de 2,05 MW de potencianominal, altura de buje de 70 m y diámetro de 71 m en un emplazamiento con parámetros de Weibullde c = 9 m/s y k = 2, y con distintas rugosidades relativas asociadas a distintos tipos de terreno (mar:zo = 0,005 m; campo abierto / cultivo herbáceo: zo = 0,05 m; Dehesa: zo = 0,2 m; bosque: zo = 1 m).Estructura de costes actual.

en (IIT, 2005) como función de la velocidadmedia del emplazamiento y el factor deforma de la distribución de Weibull. Laestructura de costes es la actual (Cinv = 900€/kWe; CO&M = 1,25 €/kW.he; Cterreno = 0,2€/kW.he) y los parámetros económicos losintroducidos al principio de este capítulo (i =8%; f = 2,6%; N = 20 años). Para mejorcomprensión de la figura añadimos los facto-res de capacidad alcanzados por una máqui-na aislada en las condiciones de potencialeólico señaladas.

Como podemos observar en la Figura-50, elfactor de capacidad para un aerogeneradordado alcanza un máximo al ir aumentandola velocidad media de un emplazamiento. Apartir de ese valor máximo, emplazamien-tos de mayor velocidad media tienen lamayoría de su recurso energético paravelocidades del viento superiores a las quepuede manejar el aerogenerador considera-do, por lo que los factores de capacidad vandisminuyendo. El aerogenerador “nuevo”,

al tener una reducción progresiva de poten-cia en la zona de corte, permite acceder amayores factores de capacidad localizadosa mayores velocidades medias del empla-zamiento. Sin embargo, tal y como vemosen las curvas del LEC, el coste de la electri-cidad presenta un mínimo muy llano, de talforma que una vez alcanzada una velocidadmínima del emplazamiento (en torno a 7m/s) el LEC ya experimenta variacionesrelativamente pequeñas hasta llegar aalcanzar un mínimo a la velocidad que pro-porciona máximo factor de capacidad. [VerFigura 50].

Este es el motivo de que a pesar de que laintroducción del aerogenerador “nuevo”presenta ventajas respecto al “convencio-nal” en términos de factor de capacidadpara emplazamientos de elevada velocidadmedia, en términos de LEC las diferenciasentre ambos aerogeneradores son práctica-mente nulas, tal y como puede apreciarseen la Figura-51. [Ver Figura 51].


78 Figura 49 Efecto del espaciamiento relativo al diámetro (e/D) o de la densidad de potencia instalada(Po/As) sobre la densidad de potencia efectiva (P/As) y el coste de la electricidad producida por unaerogenerador de 2,05 MW de potencia nominal, altura de buje de 70 m y diámetro de 71 m en unemplazamiento con parámetros de Weibull de c = 9 m/s y k = 2. Cinv = 900 €/kWe; CO&M = 1,25 €/kW.he;Cterreno = 0,2 €/kW.he; i = 8%; f = 2,6%; N = 20 años.


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Para la evolución de los costes de inver-sión de la eólica en función del tiempohemos adoptado los resultados presenta-dos en (BTM Consult, 2003), en donde serealizaba un análisis de las tasas de progre-so y crecimiento de la tecnología. En laFigura-52 mostramos la evolución previstadel coste de inversión eólica que partiendode 879 €/kWe en el año 2001 evolucionapara colocarse en la región asintótica entorno al año 2025 con un coste de inver-

sión de 481 €/kWe. Este es el valor quehemos considerado para la eólica terrestreen terreno llano. Sin embargo, para la eóli-ca terrestre en terreno accidentado,teniendo en cuenta la mayor dificultad deinstalación y el uso de máquinas de menortamaño, hemos asumido un valor asintóti-co de 520 €/kWe. En la Figura-53 tambiénmostramos la evolución presentada en(BTM Consult, 2003) para el LEC eólico.[Ver Figuras 52 y 53].

Figura 50 Coste normalizado de la electricidad eólica y factor de capacidad para un aerogeneradorconvencional y otro “nuevo” en los términos introducidos en (IIT, 2005) como función de la velocidadmedia y factor de forma de Weibull del emplazamiento considerado. Comparativa emplazamientos(factor forma Weibull).


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Figura 52 Evolución del coste de inversión eólico según (BTM Consult, 2003).

Figura 51 Coste normalizado de la electricidad eólica y factor de capacidad para un aerogeneradorconvencional y otro “nuevo” en los términos introducidos en (IIT, 2005) como función de la velocidadmedia y factor de forma de Weibull del emplazamiento considerado. Comparativa aerogenerador“nuevo” y “convencional”.

Sin embargo, tal y como hemos comentadoanteriormente, el LEC eólico presenta en elrango de bajas velocidades medias del vientouna fuerte dependencia del emplazamiento,por lo que no es suficiente con una únicacurva para mostrar la evolución del LEC eólicocon el tiempo. Además, de cara al desarrollodel proyecto es preciso conocer el repartoespacial de los LEC eólicos en la Españapeninsular. En las Figuras-54 a 57 mostramosla distribución provincial de los LEC eólicos yde los CECO2 tanto con la estructura de costesactual como con la proyectada para el 2050para los emplazamientos en terreno llano. Enlas Figuras-58 a 61 mostramos la mismainformación para los emplazamientos enterreno accidentado. Para generar estas figu-ras se han empleado los factores de capaci-dad evaluados a partir de la serie temporal develocidad del viento seleccionada para cadaprovincia. [Ver Figuras 54 a 61].

Como podemos observar en estas figuras,ya en la actualidad, pero especialmente enel año 2050, encontramos muchos empla-

zamientos con costes de la electricidad eóli-ca significativamente por debajo de los quecabe esperar para las tecnologías “conven-cionales”, alcanzando en algunos casosCECO2 incluso negativos (recordar que elLECref adoptado es el correspondiente a unciclo combinado en el pasado, considerable-mente inferior al que cabe esperar para elaño 2050 en la tecnología de ciclo combina-do con gas natural).

En terreno llano, los costes de la electricidadeólica con la máquina seleccionada oscilanentre LECmin = 2,83 c€/kW.he y LECmax =12,91 c€/kW.he. Para el año 2050, todos losemplazamientos llanos peninsulares (segúnseries temporales seleccionadas) proporcio-nan costes entre LECmin = 1,51 c€/kW.he yLECmax = 6,90 c€/kW.he.

En terreno accidentado, los costes de laelectricidad eólica con la máquina seleccio-nada oscilan entre LECmin = 2,99 c€/kW.he yLECmax = 13,67 c€/kW.he. Para el año 2050,todos los emplazamientos accidentados


81Figura 53 Evolución del LEC eólico según (BTM Consult, 2003).

peninsulares (según series temporales selec-cionadas) proporcionan costes entre LECmin =1,77 c€/kW.he y LECmax = 8,09 c€/kW.he.

Estos resultados son un reflejo directo de labuena situación actual de la tecnología eóli-ca, habiendo recorrido ya buena parte de sucurva de aprendizaje. Sin embargo debemosrecordar que estos resultados se correspon-den al caso de que la tecnología eólica se

opere en modo de máxima potencia (MPPT)como en la actualidad. Tan pronto como latecnología eólica deba empezar a contribuiren la regulación, bajará su factor de capaci-dad y aumentarán su LEC y CECO2. Pero lagran diferencia de costes con la tecnología“convencional” proporciona a la eólica unamplio margen de regulación manteniendocostes inferiores a los que no proporcionaríaun escenario BAU.


82

Figura 54 Distribución provincial del LEC eólicoen emplazamientos llanos con la estructura decostes actual. Factor de capacidad evaluado apartir de la serie eólica temporal seleccionadapara cada provincia. Cinv = 880 €/kWe; CO&M = 15€/kWe-a; i = 8%; f = 2,6%; N = 20 años.

Figura 56 Distribución provincial del CECO2

eólico en emplazamientos llanos con laestructura de costes actual. Factor decapacidad evaluado a partir de la serie eólicatemporal seleccionada para cada provincia.Cinv = 880 €/kWe; CO&M = 15 €/kWe-a; i = 8%;f = 2,6%; N = 20 años; LECref = 4 c€/kW.he.

Figura 55 Distribución provincial del LEC eólico enemplazamientos llanos con la estructura de costesdel año 2050. Factor de capacidad evaluado apartir de la serie eólica temporal seleccionadapara cada provincia. Cinv = 481 €/kWe; CO&M = 10€/kWe-a; i = 8%; f = 2,6%; N = 25 años.

Figura 57 Distribución provincial del CECO2

eólico en emplazamientos llanos con laestructura de costes del año 2050. Factor decapacidad evaluado a partir de la serie eólicatemporal seleccionada para cada provincia.Cinv = 481 €/kWe; CO&M = 10 €/kWe-a; i = 8%;f = 2,6%; N = 25 años; LECref = 4 c€/kW.he.

3.2.2. Eólica marina

Al igual que en la eólica terrestre, para laeólica marina procedimos en (IIT, 2005) aoptimizar el espaciamiento entre máqui-

nas de cara a la obtención del techo degeneración, modulando el efecto delespaciamiento sobre la potencia efectivacon el correspondiente efecto sobre elLEC de la electricidad producida, de tal


83Figura 58 Distribución provincial del LEC eólicoen emplazamientos accidentados con laestructura de costes actual. Factor decapacidad evaluado a partir de la serie eólicatemporal seleccionada para cada provincia.Cinv = 950 €/kWe; CO&M = 20 €/kWe-a; i = 8%;f = 2,6%; N = 20 años.

Figura 60 Distribución provincial del CECO2 eólicoen emplazamientos accidentados con laestructura de costes actual. Factor decapacidad evaluado a partir de la serie eólicatemporal seleccionada para cada provincia.Cinv = 950 €/kWe; CO&M = 20 €/kWe-a; i = 8%;f = 2,6%; N = 20 años; LECref = 4 c€/kW.he.

Figura 59 Distribución provincial del LEC eólicoen emplazamientos accidentados con laestructura de costes del año 2050. Factor decapacidad evaluado a partir de la serie eólicatemporal seleccionada para cada provincia.Cinv = 520 €/kWe; CO&M = 15 €/kWe-a; i = 8%;f = 2,6%; N = 25 años.

Figura 61 Distribución provincial del CECO2 eólicoen emplazamientos accidentados con laestructura de costes del año 2050. Factor decapacidad evaluado a partir de la serie eólicatemporal seleccionada para cada provincia.Cinv = 520 €/kWe; CO&M = 15 €/kWe-a; i = 8%;f = 2,6%; N = 25 años; LECref = 4 c€/kW.he.

forma que el punto seleccionado para lostechos de generación off-shore seencuentra a la izquierda del espaciamien-to que proporciona máxima potencia efec-tiva. [Ver Figura 62].

Para la evolución de los costes de la tecno-logía eólica off-shore, hemos asumido losvalores de las tasas de crecimiento de lapotencia mundial instalada y de las tasas deprogreso que mostramos en las siguientestablas. Debemos recordar que puesto quenuestro objetivo es exclusivamente analizarla situación en el año 2050, y este año estásuficientemente alejado como para poderasumir que cualquier tecnología llamada adesempeñar un papel relevante en el nuevomodelo energético ya haya recorrido com-pletamente su curva de aprendizaje paraesas fechas, la evolución temporal paraalcanzar el valor asintótico de la curva deaprendizaje es irrelevante de cara a los

resultados de este estudio. En la Figura-63mostramos la evolución de potencia instala-da y costes de inversión asociada a estastasas de crecimiento y de progreso por lacurva de aprendizaje. Partiendo de unoscostes de inversión actuales de 1600€/kWe, en 2050 esta tecnología podría pro-porcionarnos unos costes de inversión de864 €/kWe. [Ver Tablas 1, 2 y 3 y Figura 63].

Tabla 1 Tasas de crecimiento de la potenciaeólica off-shore mundial.

Período Tasa de crecimiento mundial (%)

2006 - 2010 40

2011 - 2015 30

2016 - 2020 25

2021 - 2025 20

2026 - 2030 15

2031 - 2035 10

2036 - 2050 0


84 Figura 62 Efecto del espaciamiento relativo al diámetro (e/D) o de la densidad de potencia instalada(Po/As) sobre la densidad de potencia efectiva (P/As) y el coste de la electricidad producida por unaerogenerador de 4,5 MW de potencia nominal, altura de buje de 120 m y diámetro de 114 m en unemplazamiento con parámetros de Weibull de c = 12 m/s y k = 3, representativos de las aplicacionesoff-shore. Estructura de costes actual con Cinv = 1600 €/kWe, CO&M = 1,6 c€/kW.he; i = 8%; f = 2,6%;N = 20 años.


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Figura 63 Evolución de la potencia off-shore instalada en el mundo y del coste de inversióncorrespondiente asociada a las tasas de crecimiento y progreso presentadas en las tablas anteriores.

Tabla 2 Potencia unitaria de las máquinas instala-das (curva aprendizaje asociada a número de uni-dades instaladas) en eólica off-shore.

Período Potencia unitaria máquinas instaladas (MWe)

- 2005 2

2006 - 2010 3

2011 - 2015 5

2016 - 2020 6

2021 - 2025 6,5

2026 - 2030 7

2031 - 2035 7

2036 - 2050 7

Tabla 3 Evolución de la tasa de progreso en curvaaprendizaje para la tecnología eólica off-shore.

Período Tasa de progreso (%)

2006 - 2015 90

2016 - 2032 95

2033 - 2050 100

En base a estos costes, y teniendo en cuen-ta los factores de capacidad del aerogenera-dor considerado operando en emplazamien-tos con las series temporales seleccionadaspara representar el recurso eólico marino encada una de las provincias, en las Figuras-64a 67 mostramos el reparto provincial de losLEC y CECO2 tanto con la estructura de costesactual como con la estructura de costes delaño 2050. [Ver Figuras 64 a 67].

En aplicaciones off-shore, los costes actualesde la electricidad eólica con la máquina selec-cionada oscilan entre LECmin = 6,14 c€/kW.he

y LECmax = 14,39 c€/kW.he. Para el año 2050,todos los emplazamientos off-shore peninsu-lares (según series temporales seleccionadas)proporcionan costes entre LECmin = 3,05c€/kW.he y LECmax = 6,86 c€/kW.he.

Estos resultados nos muestran cómo la eóli-ca marina, para el año 2050 y operando enmodo máxima potencia (MPPT), proporcionacostes de la electricidad significativamenteinferiores a los que cabría esperar para unescenario BAU con tecnologías “convencio-nales”. Esto le proporciona a la tecnologíaeólica marina un importante colchón decapacidad de regulación manteniendo cos-tes por debajo de los de un escenario BAU.


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Figura 64 Distribución provincial del LEC eólicoen emplazamientos off-shore con la estructurade costes actual. Factor de capacidad evaluadoa partir de la serie eólica temporal seleccionadapara cada provincia. Cinv = 1600 €/kWe; CO&M = 60€/kWe-a; i = 8%; f = 2,6%; N = 20 años.

Figura 65 Distribución provincial del LEC eólico enemplazamientos off-shore con la estructura decostes del año 2050. Factor de capacidad evaluadoa partir de la serie eólica temporal seleccionadapara cada provincia. Cinv = 864 €/kWe; CO&M = 25€/kWe-a; i = 8%; f = 2,6%; N = 25 años.

Figura 66 Distribución provincial del CECO2 eólicoen emplazamientos off-shore con la estructurade costes actual. Factor de capacidad evaluadoa partir de la serie eólica temporal seleccionadapara cada provincia. Cinv = 1600 €/kWe; CO&M = 60€/kWe-a; i = 8%; f = 2,6%; N = 20 años; LECref = 4c€/kW.he.

Figura 67 Distribución provincial del CECO2 eólicoen emplazamientos accidentados con laestructura de costes del año 2050. Factor decapacidad evaluado a partir de la serie eólicatemporal seleccionada para cada provincia.Cinv = 864 €/kWe; CO&M = 25 €/kWe-a; i = 8%;f = 2,6%; N = 25 años; LECref = 4 c€/kW.he.

3.2.3. Fotovoltaica

Tal y como comentamos en (IIT, 2005) latecnología fotovoltaica es para la que seencuentra una mayor abundancia de infor-mación relativa a costes actuales y proyec-ciones de crecimiento y costes. De hecho,a lo largo del desarrollo del proyecto se hanpublicado múltiples informes proporcionan-do actualizaciones de esta información.

Para la tecnología fotovoltaica, una vezseleccionadas las características de losequipos a considerar, las prestaciones eco-nómicas quedan determinadas por la dispo-nibilidad de recurso solar, la orientación delcampo solar, y los costes de inversión delos equipos.

En la Figura-68 podemos ver la modificacióndel factor de capacidad mensual de instala-ciones fotovoltaicas emplazadas en distintasprovincias peninsulares, para colectoresorientados al sur e inclinados 30º respecto ala horizontal. En nuestro caso, al estar consi-derando instalaciones que van desde elseguimiento azimutal a la integración encubiertas y fachadas con múltiples orienta-ciones (S, E, W, SE, SW), todavía encontra-mos una variación muy superior de factoresde capacidad, de tal forma que una instala-ción en cubierta emplazada en Vizcayapuede tener unas prestaciones comparablesa las de una fachada SW en Granada.

En la Figura-69 podemos ver el LEC de laelectricidad fotovoltaica de las instalacio-nes orientadas al sur e inclinadas 30º entres de las provincias anteriores y comofunción del coste de inversión de los módu-los fotovoltaicos. En la misma figura indica-mos el valor de la tarifa de compra de la

electricidad fotovoltaica en el RégimenEspecial para el año 2004.

En la Figura-70 añadimos la información rela-tiva a los CECO2 de estas instalaciones en fun-ción del coste de inversión de los módulosfotovoltaicos. Se presentan resultados paradistintas provincias y para los dos casos detener en cuenta o no la energía almacenadaen los módulos fotovoltaicos durante el pro-ceso de fabricación de los mismos.

Como podemos ver en estas figuras, tanto elLEC como el CECO2 de la tecnología fotovol-taica, incluso en esta orientación favorable,son muy elevados a menos que el coste deinversión de los módulos se reduzca muysignificativamente, pero esta es precisamen-te la dirección en la que apuntan todas lasprospectivas sobre la tecnología fotovoltaica.[Ver Figuras 68 a 70].

En la Figura-71 mostramos la dependenciadel LEC, el CF y la TIR (Tasa Interna de Retor-no) con la inclinación de los módulos orienta-dos al sur y emplazados en Madrid. Se mues-tran los resultados para dos niveles decostes de inversión total, el actual (7 €/Wp) ylo que como veremos cabría esperar en laregión asintótica de la curva de aprendizaje(0,83 €/Wp). [Ver Figura 71].


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88 Figura 68 Factores de capacidad mensuales de instalaciones fotovoltaicas orientadas al sur einclinadas 30º en distintas provincias peninsulares.

Figura 69 LEC de la electricidad fotovoltaica de instalaciones orientadas al sur e inclinadas 30ºen distintas provincias peninsulares como función del coste de inversión en los módulosfotovoltaicos. Se muestra también la tarifa regulada de compra de electricidad fotovoltaica segúnel RE en el año 2004.

La TIR está evaluada teniendo en cuenta latarifa regulada del año 2004 para la solar foto-voltaica, conduciendo por tanto a TIR elevadí-simas en la situación de costes asintóticosde la fotovoltaica, pero evidentemente lasprimas a la fotovoltaica deberían reducirseproporcionalmente (y eventualmente retirar-se) a los costes de inversión de la tecnología

con el objetivo de mantener rentabilidadesrazonables que permitieran proseguir elavance por la curva de aprendizaje de estatecnología al mismo tiempo que constituye-ran una gestión óptima de los recursos dis-ponibles para incentivar el progreso de otrastecnologías renovables. En la figura-72 semuestran los CECO2 correspondientes.


89Figura 70 CECO2 de la electricidad fotovoltaica de instalaciones orientadas al sur e inclinadas 30º endistintas provincias peninsulares como función del coste de inversión en los módulos fotovoltaicos. Semuestran resultados sin tener en cuenta la energía almacenada en los módulos durante su proceso defabricación (embodied energy), y teniendo en cuenta dicha contribución energética (figura derecha).

Figura 71 LEC, CF y TIR de la electricidad fotovoltaica de instalaciones orientadas al sur en Madridcomo función del ángulo de inclinación. Se muestran resultados para el nivel de coste de inversiónactual (izquierda) y el esperado en 2050 (derecha).

Para las otras orientaciones consideradas enel proyecto (seguimiento azimutal e integra-ción en fachadas) los resultados de LEC, TIR y

CECO2, en función del coste de inversión totalde la tecnología, quedan como mostramos enlas Figuras-73, 74 y 75. [Ver Figuras 72 a 75].


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Figura 72 CECO2 de la electricidad fotovoltaica de instalaciones orientadas al sur en Madrid comofunción del ángulo de inclinación. Se muestran resultados para el nivel de coste de inversión actual(izquierda) y el esperado en 2050 (derecha).

Figura 73 LEC de la electricidad fotovoltaica de instalaciones en Madrid para distintas orientacionesdel campo solar en función del coste de inversión total de la tecnología.

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