VIABILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA COBERTURA DE … · El campo de juego es un mundo...

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

MÁSTER DEL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS DE FIN DE MÁSTER

VIABILIDAD TÉCNICA Y

ECONÓMICA DE LA COBERTURA

DE LA DEMANDA EN EL

HORIZONTE 2020 -2030.

ALTERNATIVAS DE SUMINISTRO.

JAVIER GOROSPE SARASÚA

MADRID, febrero de 2010

Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Javier Gorospe Sarasúa

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Pedro Linares

Fdo: Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Michel Rivier

Fdo: Fecha:

Agradecimientos iii

Agradecimientos

La presente Tesis es consecuencia y fruto de haber cursado el Master del Sector

Eléctrico. En primer lugar quiero agradecer a Lucía Muñoz Moro y Julián Calvo Moya,

mis responsables directos en Iberdrola, por el ofrecimiento y las facilidades dadas para

haber podido cursar este Master.

También quiero agradecer a mi tutor de Tesis, Pedro Linares, por su disponibilidad,

escucha, y sus aportaciones y consejos, que me han facilitado el enfoque y la

realización de este trabajo.

Por último, quiero agradecer muy especialmente a Alejandro López Aguayo,

compañero del grupo de Planificación y Prospectiva, por su enorme generosidad en

tiempo y conocimientos compartidos, que sin duda han enriquecido esta Tesis mucho

más que si se hubiera realizado sin su aportación.

Madrid, febrero de 2010

Resumen iv

Resumen

El objetivo de esta Tesis es evaluar la situación del Parque Generador Español a

largo plazo (2020-2030), así como las consecuencias técnicas y económicas que se

derivan de los Objetivos de Reducción de Emisiones y de Desarrollo de Generación en

Régimen Especial en el Sistema Eléctrico Peninsular que asuma el Estado Español en su

política energética.

La política energética que se adopte en los próximos años tendrá una importancia

capital para el desarrollo económico y social de España. El campo de juego es un

mundo globalizado, en el que la mayoría de las decisiones y acuerdos que se toman,

sea a nivel nacional o internacional, repercuten directa o indirectamente a nivel global.

Las prioridades en materia energética son muy diferentes en unos y otros países,

dependiendo del grado de desarrollo, disponibilidad de recursos, etc. En el caso de

España, la electricidad tiene carácter de “bien esencial”; se da por hecho el acceso

universal al suministro eléctrico, en condiciones de calidad y coste “razonables”.

¿Qué objetivos debe perseguir la política energética española a medio plazo? Hay

diversas opiniones (y múltiples formulaciones) para responder a esta pregunta. Una

posible respuesta “de consenso” podría ser “garantizar el suministro de energía en

condiciones lo más competitivas posibles, minimizando el impacto ambiental”.

Desarrollo sostenible de la actividad eléctrica (garantía/seguridad de suministro), que

necesariamente habrá de ser sostenible económicamente (competitividad) y sostenible

ambientalmente (minimización de impacto ambiental).

Las decisiones de explotación e inversión (planificación), que en un sistema

liberalizado son tomadas en gran medida por las empresas, dependerán muy

fuertemente de las decisiones y compromisos que adopten las Administraciones en

materia energética. El objetivo de esta Tesis es analizar la viabilidad y robustez de

distintos escenarios de generación asociados a objetivos de sostenibilidad de

suministro/medioambiental/económica más o menos ambiciosos.

Summary v

Summary

The goal of this Thesis is to evaluate the situation of the Spanish Generation System

in the long term (2020-2030), and the technical and economical consequences of the

Emission Reduction Mechanisms and Renewable Developing Schemes assumed by the

Spanish Administration within its energy policy.

The energy policy adopted during the next years will be extremely important for the

social and economical development of Spain. These decisions will take place in a global

World, in which the great majority of decisions and agreements, made either at a

national or international level, have global repercussion.

Priorities in energy policy are usually different among different countries,

depending on their degree of development, resources availability, etc. In the case of

Spain, electricity is considered an “essential good”, which means that every citizen’s

access to electricity should be guaranteed at a reasonable level of quality and cost.

¿Which goals should be pursued by the Spanish energy policy in the medium term?

There are many possible answers. One of them could be “to guarantee the security of

supply in the most competitive conditions, minimizing the environmental impact”.

Sustainable development in the electric activity (assuring the supply), that must also be

economically sustainable (competitive) and environmentally sustainable (minimization

of the environmental impact).

Investment and operation decisions (planning), which in a liberalised environment

are mostly taken by companies, will strongly depend on decisions and compromises

assumed by the Administration within its energy policy. The main goal of this Thesis is

to analyze the viability and robustness of different generation scenarios built upon

more or less ambitious security of supply/environmental/economical sustainability

objectives.

Índice vi

Índice

1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 2

1.1 Planificación energética. Horizontes temporales de decisión...................... 2

1.2 Retos de la política energética .......................................................................... 4

1.3 La respuesta de los agentes: señales de largo plazo...................................... 7

1.4 Cuantificación de objetivos. Planes y Compromisos .................................... 9

1.5 Particularización del caso español: situación actual y perspectivas ......... 11

2 METODOLOGÍA DEL ESTUDIO Y CARACTERÍSTICAS DEL MODELO.......................... 2

2.1 Esquema de trabajo ............................................................................................ 2

2.2 Descripción del modelo ..................................................................................... 2

2.2.1 Declaración de variables y función objetivo. Utilidad del modelo. Forma de uso 2

2.2.2 Características generales del modelo 3

2.2.3 Perfiles de demanda y producción renovable 5

2.2.4 Cobertura de la demanda. Coordinación hidrotérmica 5

2.3 Elección de escenarios. Consideraciones previas .......................................... 7

2.4 Hipótesis consideradas ...................................................................................... 9

2.5 Análisis de los resultados. Discusión del hueco térmico. Vertidos........... 11

3 COBERTURA DE LA DEMANDA EN 2020.................................................................................. 2

3.1 Situación del Parque Generador Español en 2020 ......................................... 2

3.2 Definición de escenarios. Hipótesis ................................................................. 5

3.2.1 Escenario 1: Seguridad de Suministro 5

3.2.2 Escenario 2: Medio Ambiente 6

3.2.3 Escenario 3: Competitividad 7

3.2.4 Resumen de los casos 8

3.3 Resultados del modelo. Análisis .................................................................... 10

3.3.1 Cobertura según los distintos escenarios. Discusión del hueco térmico 10

3.3.1.1 Caso 1: Seguridad de Suministro .......................................................................................... 10

3.3.1.2 Caso 2: Medio Ambiente ........................................................................................................ 14

3.3.1.3 Caso 3: Competitividad .......................................................................................................... 18

3.3.2 Viabilidad técnica y robustez del sistema. Comparación entre escenarios 22

3.3.3 Inversión necesaria y expectativas de retorno. Viabilidad económica 25

3.4 Conclusión ......................................................................................................... 30

Índice vii

4 COBERTURA DE LA DEMANDA EN 2030.................................................................................. 2

4.1 Situación del Parque Generador Español en 2030 ......................................... 2

4.2 Evolución de los escenarios. Hipótesis ........................................................... 5

4.2.1 Transición 2020 – 2030. Consideraciones previas 5

4.2.2 Escenario 1: Seguridad de Suministro 6

4.2.3 Escenario 2: Medio Ambiente 7

4.2.4 Escenario 3: Competitividad 9

4.2.5 Resumen de los casos 11

4.3 Resultados del modelo. Análisis .................................................................... 12

4.3.1 Cobertura según los distintos escenarios. Viabilidad técnica y robustez del sistema 12

4.3.1.1 Caso 1: Seguridad de Suministro .......................................................................................... 12

4.3.1.2 Caso 2: Medio Ambiente ........................................................................................................ 15 4.3.1.3 Caso 3: Competitividad .......................................................................................................... 18

4.3.2 Viabilidad técnica y robustez del sistema. Comparación entre escenarios. Evolución

de los escenarios 2020 – 2030. 22

4.3.3 Inversión necesaria y expectativas de retorno. Viabilidad económica. Evolución de

los escenarios 2020 – 2030. 25

4.4 Conclusión ......................................................................................................... 32

5 RESUMEN Y CONCLUSIONES ..................................................................................................... 2

6 DOCUMENTACIÓN Y REFERENCIAS ........................................................................................ 2

6.1 Documentación referenciada ............................................................................ 2

6.2 Relación de figuras ............................................................................................. 4

6.3 Relación de tablas ............................................................................................... 6

A PARQUE NACIONAL DE CARBÓN ........................................................................................... 10

B CÁLCULO DEL ÍNDICE DE COBERTURA ............................................................................... 13

B.1 Definición .......................................................................................................... 13

B.2 Tabla Resumen.................................................................................................. 15

1 Introducción

1 Introducción 2

1 Introducción

1.1 Planificación energética. Horizontes temporales de decisión

¿Qué inversiones debe acometer el sector de generación eléctrica en España durante

los próximos veinte años? ¿Hacia qué mix de generación avanza el sector? ¿Hasta qué

punto serán capaces de competir (técnica y económicamente) las tecnologías de

generación tradicionales con tecnologías renovables subvencionadas?

Estos ejemplos son algunas de las preguntas que se pueden plantear los agentes del

sistema eléctrico en relación al futuro del sector a medio y largo plazo. Desde la

planificación energética (sea realizada a título individual por las empresas o por la

Administración), se trata de formular preguntas similares a estas, analizar alternativas,

predecir situaciones, identificar soluciones, etc… que permitan dar respuestas, tomar

decisiones disponiendo de la mejor información posible.

Una cuestión fundamental a la hora de abordar un estudio de planificación es

identificar las escalas temporales que se van a emplear. Qué tipo de resultados se

espera obtener, qué grado de detalle se quiere observar, hasta qué punto resultan

fiables las hipótesis consideradas. Todas estas cuestiones (que constituyen la guía

fundamental de un estudio de planificación) dependen en gran medida de las

características del horizonte temporal que se esté considerando.

Las decisiones relacionadas con el parque de generación eléctrica van desde el

tiempo real (sincronismo de la red) hasta las decenas de años (plan de negocio de una

planta nuclear, p.e.). El “medio plazo” al que hace referencia el Resumen de esta Tesis

es lógicamente un término relativo; para algunas cuestiones y decisiones, 2020 es

prácticamente el presente, mientras que para otras puede quedar aún cierto camino por

recorrer. 2030 puede parecer un futuro relativamente lejano, pero las decisiones que se

toman en la actualidad (y las que se tomarán en los próximos años) influyen

indudablemente en el diseño y configuración del sector de generación en 2030.

En un sistema liberalizado, gran parte de las decisiones (con los aciertos y errores

que conllevan) recaen sobre empresas privadas. No obstante, la propia naturaleza del

sector eléctrico y su carácter estratégico otorgan un papel muy importante a la

1 Introducción 3

intervención de la Administración. En España existe una tradición muy notable de

empresa e inversión privadas en el sector eléctrico, que hasta 1998 era un sistema

básicamente regulado. El entendimiento entre empresas y Administración es una

cuestión fundamental para un buen funcionamiento y desarrollo del sistema.

En el sector eléctrico, fuertemente intensivo en capital, la planificación es esencial; la

capacidad de generación, el mallado de la red o la seguridad de suministro no son

cuestiones que se puedan improvisar de un día para otro, sino el resultado de procesos

de negociación, de estudio y de elección que han tenido lugar con meses, años o

incluso décadas de anterioridad.

En un sistema regulado, la planificación se realiza típicamente de manera

“centralizada” (la Administración estudia las necesidades y alternativas del sistema a

medio y largo plazo y propone las inversiones necesarias, que llevarán a cabo

entidades públicas o privadas). Con la liberalización, la inversión en capacidad de

generación pasa a ser decisión de la empresa privada, que es la que asume los riesgos

del proyecto. Esto no significa que la Administración se desentienda de la planificación

a medio y largo plazo; por ejemplo, en España sigue existiendo una planificación

“indicativa”, que se materializa en compromisos, objetivos y diversas acciones

regulatorias, que condicionan las decisiones de las empresas. Sin embargo, la decisión

final de inversión recae sobre las empresas.

Sobre el papel, la planificación energética puede resultar “sencilla”. Qué necesita el

sistema, cómo se internalizan/ponderan los distintos elementos estratégicos y

medioambientales, qué alternativas existen para minimizar costes, etc… Es un

problema de optimización con numerosas restricciones, que puede encontrar diversas

soluciones teóricas. Pero la planificación real es mucho más compleja: por un camino u

otro (planificación centralizada vs liberalización) se busca lo mismo -el óptimo, la

minimización de costes que cumpla las restricciones planteadas. ¿Qué dificulta el paso

de la teoría económica, de los conceptos de inversión, riesgo, rentabilidad, retorno,

etc… a la realidad, aparte de la inevitable incertidumbre? Probablemente un factor

importante sea la divergencia entre los horizontes temporales de los sujetos electores

(Administración, inversión privada) y el horizonte temporal del objeto de elección

(infraestructuras con largos periodos de uso y amortización). El horizonte temporal de

la Administración está muy relacionado con el de la política, con los ciclos electorales

1 Introducción 4

(4 años). Cualquier decisión que no se pueda “rentabilizar” políticamente de una u otra

manera (o que suponga un perjuicio político) es susceptible de encontrar obstáculos en

su camino o de ser sustituida por alguna alternativa menos costosa en términos

electorales. Lo mismo ocurre con el horizonte temporal del inversor privado, que busca

la mejor relación riesgo-beneficio como destino de su capital. Inversiones en grandes

plantas de carbón con captura de CO2, centrales hidroeléctricas o nucleares pueden

formar parte de un mix “óptimo” teórico, pero encontrar dificultades de financiación

por los elevados períodos de retorno.

En resumen: el sector eléctrico necesita anticiparse varios años a las necesidades y

decisiones de inversión. En un sistema liberalizado, la empresa es la que asume la

mayor parte del riesgo, pero el entendimiento con la Administración y la existencia de

un marco regulatorio apropiado son necesarios para que las decisiones sean finalmente

tomadas. Partiendo de la situación actual del parque generador y de los compromisos

y sendas regulatorias planteadas por la Administración, el objetivo de esta Tesis es

evaluar distintos escenarios de generación a medio y largo plazo y tratar de extraer

conclusiones acerca de la viabilidad técnica y económica de los mismos.

1.2 Retos de la política energética

La generación eléctrica es una actividad industrial que produce un bien de

consumo: la electricidad.

Cualquier proceso industrial admitiría una definición casi trivial similar a ésta. Las

centrales son fábricas que se abastecen de diversas materias primas, y el producto

obtenido se transporta y distribuye para alcanzar los puntos de consumo dispersos.

¿Por qué se dispensa al suministro eléctrico un tratamiento regulatorio y mediático tan

particular, cuando los procesos de fabricación, transporte y distribución son tan

comunes en el mundo industrial? ¿Por qué no es tan fácil como dejar que oferta y

demanda se encuentren, y dejar que la competencia haga el resto?

Se podrían señalar multitud de factores que hacen del sector eléctrico una

particularidad dentro del mundo industrial. A continuación se citan algunos de ellos:

1 Introducción 5

• La electricidad es un bien esencial (ha de garantizarse su acceso al conjunto

de la sociedad). La Administración tiene el deber de proteger a los

consumidores más vulnerables.

• En el campo de generación eléctrica coexisten soluciones tecnológicas

notablemente distintas, sin que una se imponga como solución óptima y

desplace al resto. Los períodos de vida de estas tecnologías son largos (del

orden de las decenas de años), y generalmente distintos unos de otros.

• Con la tecnología actual, la electricidad es uno de los “productos

energéticos” más difíciles de almacenar (a un coste razonable). Sin embargo,

la producción y la demanda deben estar perfectamente igualadas a tiempo

real.

• El precio de la electricidad influye de manera relevante en aspectos

macroeconómicos de un país (competitividad, inflación, etc…)

• Existen economías de escala muy fuertes en muchos de los negocios

asociados al suministro eléctrico.

Por estos y otros motivos, puede afirmarse que el sector eléctrico no es “un sector

más”. Igualmente, podría afirmarse también que el suministro eléctrico es una

prioridad de primer orden en materia política y económica para cualquier país.

¿A qué retos se enfrente este sector singular, imprescindible para el tejido

económico y social de toda sociedad?

Los retos a los que se enfrenta el sector eléctrico en este comienzo de siglo son

complejos, diversos, y están fuertemente interrelacionados. El acceso a fuentes de

energía es un pilar fundamental del desarrollo y el bienestar. El PIB y los índices de

calidad de vida de un país están fuertemente relacionados con el consumo energético.

No obstante, esta relación no es lineal, ya que a partir de un determinado nivel de renta

per cápita, el aumento de consumo energético no supone una mejora relevante de las

condiciones de vida ni de la productividad de un país (concepto de intensidad

energética).

1 Introducción 6

Dichos retos son muy diferentes para unos países y otros, dependiendo del grado de

desarrollo, disponibilidad de recursos, etc… Además, existen cuestiones transversales

que afectan globalmente (mercados de materias primas, medioambiente…), y otras que

influyen a nivel local.

Dada la finitud de los recursos fósiles, el coste de explotación de los recursos

renovables y el impacto medioambiental de la actividad de suministro eléctrico, los

principales retos que se plantean a medio plazo en el sector eléctrico para un país como

España, donde el acceso a la red y el suministro eléctricos “se dan por hecho”, tienen

que ver con 1) la garantía de suministro eléctrico 2) en condiciones lo más competitivas

posibles, 3) minimizando el impacto ambiental. Esquemáticamente, la figura que

representa estos objetivos es la siguiente:

Control Medioambiental

Competitividad y Eficiencia

Seguridad de suministro

Figura 1. Desafíos del sector eléctrico

Estos tres objetivos, que podrían considerarse comunes para el conjunto de países

de la UE, no son independientes, y mucho menos mutuamente excluyentes. Los tres

remiten de alguna manera a conceptos de sostenibilidad –la del propio suministro,

asegurando y diversificando tecnologías y fuentes de energía primarias, la

sostenibilidad medioambiental, a través de diversos mecanismos de control, y la

sostenibilidad económica, garantizando una lógica económica que prime la

competitividad y la eficiencia. Desatender uno de estos tres objetivos, aunque sea con

el fin de favorecer cualquiera de los otros dos, puede terminar afectando directa o

indirectamente de manera grave al equilibrio del conjunto.

1 Introducción 7

1.3 La respuesta de los agentes: señales de largo plazo

No basta con enunciar retos y objetivos; las empresas, que son las que canalizan las

inversiones necesarias en el sector de generación, abordarán sus proyectos si tienen la

expectativa de rentabilizar su inversión incurriendo en un riesgo asumible por la

compañía.

Los ingresos de una central eléctrica provienen fundamentalmente de la producción

y venta de energía eléctrica. Dependiendo del tipo de tecnología, las centrales también

podrán percibir ingresos por prestar diversos servicios requeridos por el sistema

(capacidad, reserva, etc…). Adicionalmente, determinadas tecnologías cuyos costes

fijos o variables sean demasiado altos como para invertir en ellas o mantenerlas

operativas en condiciones puramente “de mercado”, pero que se quiera que formen (o

sigan formando) parte del sistema, podrán ser incentivadas mediante pago de primas o

subvenciones (p.e. renovables , carbón nacional).

En un mercado liberalizado como el español, la lógica económica implica que el

despacho de las centrales se realice siguiendo un orden de mérito basado en el coste

variable de operación (asumiendo un comportamiento competitivo de los agentes y

satisfechos los requerimientos técnicos del Operador del Sistema (OS)). Ofertar por

encima o por debajo del coste variable o de oportunidad no parece un comportamiento

razonable, ya que puede suponer renunciar a oportunidades o funcionar a pérdidas.

Por tanto, el precio de la energía dependerá, generalmente, del coste variable de la

tecnología marginal que sea necesaria para abastecer la demanda. De esta manera, las

centrales “submarginales” (con costes fijos típicamente superiores al de las centrales

marginales) recuperarán en esas horas sus costes fijos a través del margen obtenido, y

la operación en el corto plazo estará enviando una señal de inversión a largo plazo. La

hipotética “central marginal del sistema” recuperaría su inversión a través de un precio

instrumental, que aplicaría cuando la oferta de todo el sistema no alcanzase a cubrir la

demanda.

El párrafo anterior serviría para sintetizar y explicar el funcionamiento del mercado

eléctrico en un sistema liberalizado. El exceso o defecto de oferta respecto a la demanda

estaría generando las señales de precio correspondientes, frenando o acelerando la

1 Introducción 8

inversión en nueva de capacidad (de base o de pico, según sean las necesidades del

sistema).

Pero, como suele suceder, el mundo real dista notablemente del modelo teórico. Por

lo general, las Administraciones no quieren que la demanda se quede sin cubrir por

falta de capacidad de generación (activando el precio instrumental de “energía no

servida”), por lo que se suele recurrir a algún tipo de pago por capacidad para retribuir

al generador marginal, de cara a que pueda rentabilizar su inversión y contribuir así a

mantener un margen de reserva aceptable [1]. Existen también restricciones de tipo

físico (mínimos técnicos, nucleares que funcionan en base, etc…), o de tipo económico,

asociadas a la rigidez en los contratos de abastecimiento (take-or-pays, etc…), que

influyen en mayor o menor medida sobre la formación de precios de la energía.

En el caso del mercado español, un elemento que distorsiona de manera muy

notable el “esquema teórico” de despacho eficiente/teórico anteriormente descrito es la

elevada aportación de energía renovable (fundamentalmente eólica, pero también

solar) al mix de generación. Estas tecnologías no son sensibles al precio, sino a la

disponibilidad del recurso (sol y viento), ya que se retribuyen fundamentalmente a

través de primas (feed in tariff o precio de mercado + prima con o sin floor/cap) [2] y [3].

Puesto que el producto es el mismo, la producción de estas tecnologías compite

directamente con la de las centrales de régimen ordinario (carbón, nuclear, hidráulica,

ciclo combinado, etc…). Para las centrales “convencionales”, de régimen ordinario, la

producción subvencionada de las tecnologías renovables supone una disminución de

cantidad “demandada” (menor hueco térmico) además de una minoración del precio

(la eólica se oferta a cero, desplazando la oferta marginal hacia otras centrales de

menor coste variable).

España se ha destacado los últimos años por una apuesta notable a favor del

desarrollo de energías renovables. La mayoría de estas tecnologías se encuentran en un

proceso de maduración, mejorando sus prestaciones técnicas y económicas

(abaratándose en definitiva, siguiendo distintas curvas de aprendizaje). Si bien ninguna

(o casi ninguna) de estas tecnologías se encuentra en condiciones de competir “de igual

a igual” con las centrales de régimen ordinario, los sistemas de primas implantados

han favorecido la inversión, hasta completar más de 3500 MW de fotovoltaica y 17000

MW de eólica de la actualidad.

1 Introducción 9

En el corto plazo, España goza de un margen de reserva relativamente amplio,

gracias en gran medida a la inversión en ciclos combinados que se ha llevado a cabo en

los últimos años. Las tecnologías renovables, que indudablemente contribuyen a

mejorar la sostenibilidad ambiental del sistema y la seguridad de suministro (en cuanto

a sostenibilidad económica, existe un gran debate al respecto), suponen un cierto

perjuicio para los ciclos combinados, ya que reducen el hueco térmico y tienden a

disminuir el precio del mercado, al ser ofertada su producción a cero.

A medio y largo plazo, ¿qué consecuencias puede tener para la generación de

régimen ordinario el grado de penetración, más o menos elevado, de la generación en

régimen especial? ¿Hasta qué punto pueden “convivir” generación tradicional y

renovable con el esquema actual del mercado? ¿Qué señales se desprenden de cara a

nuevas inversiones, cuando éstas se hagan necesarias? ¿Podrán recuperar las empresas

las inversiones realizadas en los últimos años en ciclos combinados (y otras

infraestructuras de gas), teniendo en cuenta el reducido factor de carga que están

alcanzando estas centrales?

Estas son algunas de las preguntas que se analizarán en profundidad en los puntos

siguientes.

1.4 Cuantificación de objetivos. Planes y Compromisos

Como se ha comentado en el apartado anterior, el mercado de generación envía

señales de inversión (o de no inversión) a los agentes, en función del mix existente y de

la evolución de la demanda.

En un sistema puramente liberalizado, sin primas ni pagos por capacidad, algunas

tecnologías (como la mayoría de renovables, las tecnologías de punta, quizás la

nuclear) podrían quedarse fuera del sistema por falta de competitividad o por incurrir

en un excesivo riesgo. Sin embargo, al valorar las externalidades que aportan estas

tecnologías (garantizar la cobertura, mejorar el grado de dependencia energética,

fomentar una industria nacional, disminuir las emisiones de Gases de Efecto

Invernadero (GEI)), la Administración puede considerar beneficioso su incorporación

1 Introducción 10

al sistema, incentivado su inversión a través de diversos mecanismos (pagos por

capacidad, garantías, certificados verdes, primas, etc…).

Del mismo modo, la Administración también puede considerar externalidades

“nocivas” (emisiones ácidas, GEI, impacto ambiental, etc…), y establecer los

mecanismos correspondientes (PNRE, límites y autorizaciones ambientales, burbujas,

etc…).

Algunos de estos mecanismos se legislan y regulan a nivel local o nacional, y otros

son frutos de acuerdos internacionales.

Algunos de los acuerdos, planes y compromisos más relevantes para el sistema

español son:

• 20-20-20: Acuerdo alcanzado por los países miembros de la UE para reducir

las emisiones las emisiones globales de la UE en un 20% y lograr que un 20%

de la energía final proceda de fuentes renovables y [4].

• EU-ETS (European Union Emission Trading Scheme): pilar fundamental de

la política energética común de la UE. Consiste en un mecanismo de cap-and-

trade que persigue reducir las emisiones globales de CO2, obligando a las

empresas pertenecientes a los sectores incluidos en el esquema a presentar al

final de cada ejercicio tantos derechos de emisión (previamente emitidos y

repartidos entre los países y agentes) como toneladas de CO2 hayan emitido

a la atmósfera [5].

• PNRE-GIC (Plan Nacional de Reducción de Emisiones para las Grandes

Instalaciones de Combustión existentes): aprobado en diciembre de 2007,

recoge una serie de valores límite y medidas de cumplimiento que afectan a

las centrales térmicas de potencia superior a 50 MWth. Afecta al cierre de

numerosas plantas de Régimen Ordinario [6].

• Reales Decretos 436/2004 y 611/2007, 6/2009, etc.: regulan el régimen

retributivo de las instalaciones en régimen especial (renovables).

1 Introducción 11

• Plan Nacional de la Minería 2007-2012 [7]: asigna cupos de carbón que han

de ser comprados por las centrales térmicas del sistema en función de la

producción de las cuencas mineras adyacentes.

La regulación del sector de generación depende en gran medida de estos puntos y

de otros similares. Las señales que envían estos objetivos y compromisos motivan

acciones tan diversas como el elevado nivel de inversión en generación renovable, la

instalación de equipos de desulfuración (y eventualmente de desnitrificación) en el

parque térmico, el desplazamiento de generación con tecnologías de baja emisión de

CO2 (gas) por otras de mayor emisión unitaria (carbón), la inminente aparición de un

RD para priorizar la quema de carbón nacional, etc… Cuestiones todas ellas que

podrían no aflorar en un mercado que atendiera exclusivamente a una lógica de costes

variables de producción.

1.5 Particularización del caso español: situación actual y perspectivas

Todo sistema eléctrico tiene sus singularidades, y por tanto retos y prioridades que

pueden diferir más o menos de los del resto de países. Dichos retos y prioridades se

basan en cierta medida de una valoración subjetiva, y dependen de la importancia que

se le quiera dar a las distintas características del sistema (competitividad, seguridad de

suministro, desarrollo de tecnologías o recursos nacionales, empleo, etc…).

Como es bien sabido, la electricidad es un producto que puede “fabricarse” a partir

de materias primas muy diferentes (siguiendo procedimientos y técnicas igualmente

diversas). Una cuestión clave a la hora de evaluar la situación energética y las

necesidades de un sistema tiene que ver con la disponibilidad es estas materias primas.

La pregunta sería: ¿con qué recursos energéticos primarios cuenta España y cuál ha

sido la evolución del parque generador de los últimos años?

El único combustible fósil relativamente abundante en España es el carbón, cuyos

yacimientos más importantes se encuentran en la cuenca minera astur-leonesa, Teruel,

Ciudad Real, etc… Aunque la calidad del carbón es relativamente baja y los costes de

explotación son (por lo general) bastante elevados, el carbón ha jugado un papel muy

importante en el mix de generación español de los últimos 30 años. La minería juega

1 Introducción 12

un papel socio-económico muy importante en determinadas zonas de Asturias y

Galicia, lo que hace que se trate de un sector sensible, política y económicamente. Una

consecuencia del desarrollo del carbón nacional es la elevada capacidad de generación

instalada en el noroeste del país, próxima a las minas.

Las explotaciones de gas y petróleo son nulas (o casi nulas). La principal fuente de

generación eléctrica en España en la actualidad son los ciclos combinados (gas natural),

cuyo suministro entra en la península a través de gasoductos (entrando desde Francia

o el Magreb) y buques de GNL. La generación a partir de fuel-oil (actualmente

reducida a cantidades testimoniales relacionadas con restricciones zonales), que tuvo

una importancia notable en la cobertura de puntas entre 1980 y 2000, se abastecía de

petróleo importado.

Por el contrario, la orografía española permite un aprovechamiento de recursos

hidroeléctricos relativamente elevado, si la comparamos con otros países del entorno

(Francia, Italia, Reino Unido…). Los comienzos de la industria eléctrica española están

muy ligados al aprovechamiento de saltos hidroeléctricos. Aunque el crecimiento de la

demanda durante los últimos 30 años (unido a la saturación de aprovechamientos

hidroeléctricos) ha provocado una disminución progresiva del peso de la producción

hidroeléctrica en el mix español, la importancia del agua sigue siendo capital para la

operación del sistema, el índice de cobertura de la demanda, etc…

Existen también algunos yacimientos de uranio en la península (principalmente en

las proximidades de Salamanca), aunque la explotación de los mismos ha estado

parada en los últimos años, importándose un 100% de las necesidades de los reactores

nucleares.

En cuanto a recursos renovables (aparte del agua), España es un país bastante

propicio para la instalación de tecnologías solares y eólicas, lo que unido a una

regulación favorable y a una apuesta político-económica por el sector de las

renovables, ha hecho que estas tecnologías estén cobrando cada vez un mayor

protagonismo en el mix de producción.

La conclusión que se desprende de lo anterior es que España es un país muy

dependiente energéticamente en cuanto a combustibles fósiles, pero cuenta con un

importante potencial de energías renovables.

1 Introducción 13

¿Cuál ha sido la apuesta de los últimos años para cubrir el suministro eléctrico?

La producción eléctrica española está bastante repartida entre las diferentes

tecnologías (nuclear, carbón, ciclos combinados, hidráulica, eólica, resto de régimen

especial…). Durante los últimos 15 años, la demanda ha ido creciendo a un ritmo

elevado (4-5% anual), crecimiento que ha sufrido una brusca discontinuidad a partir de

mediados de 2008, motivada por la actual crisis económica [8]. Desde el año 2000 se

podrían identificar dos importantes ciclos inversores: el primero tiene que ver con la

entrada de las grandes empresas eléctricas en el negocio del gas (construcción de más

de 20 000 MW de ciclos combinados, 6 plantas regasificadoras, intenso desarrollo de

red, inversiones up y mid-stream, firma de contratos de suministro a largo plazo, etc…).

Gracias a estas inversiones se ha garantizado la cobertura de la demanda para los

próximos años, desplazando producción de tecnologías más caras (fuel) y

contaminantes (carbón). El segundo ciclo tiene que ver con el impresionante despegue

y crecimiento de tecnologías renovables, fundamentalmente la éolica (y en segundo

término la fotovoltaica). En la actualidad hay más de 17 000 MW de eólica y 3 500 MW

de fotovoltaica instalados en España, que generan una cuota cada vez mayor de

energía limpia y autóctona. La inversión en energías renovables ha sido llevada a cabo

no sólo por las grandes empresas eléctricas, sino también por empresas del sector de la

construcción y otras sociedades menores (también particulares).

La recuperación de estas inversiones habrá de tener lugar en el marco de

liberalización y competencia que rige en el Sistema Eléctrico. Un diseño inadecuado de

las tarifas eléctricas en los últimos años ha motivado la aparición de un déficit que

asciende en la actualidad a unos 16 000 millones de €, que deberán se abonados por los

clientes (de forma laminada) durante los próximos años. El montante de las primas a

las renovables, la recuperación de las inversiones en el negocio del gas y la subsanación

del déficit de tarifa son tres factores importantes de cara a lograr un equilibrio del

sector en los próximos años.

Particularizando el esquema representado por la Figura 1 al caso español, ¿cuáles

son los retos y perspectivas del sistema eléctrico para lograr un equilibrio (desarrollo)

sostenible?

• Seguridad de suministro: la situación actual tiene un amplio margen de

mejora. Aumentar las interconexiones con el resto de Europa (tanto eléctricas

1 Introducción 14

como de gas) es una prioridad de primer orden, así como disminuir

progresivamente el grado de dependencia en importación de combustibles

fósiles.

• Competitividad (sostenibilidad económica): de las múltiples soluciones para

abastecer la demanda (condición necesaria), hay que buscar fórmulas y

acciones que hagan lo más competitivo posible al sistema en el corto, medio

y largo plazo. Racionalizar la implantación de renovables, alargar la vida de

las centrales nucleares existentes, desarrollar una regulación estable y

adecuada son algunos de los elementos que favorecerían una mayor

competitividad del sistema.

• Control Medioambiental: España está muy desviada de su objetivo de

reducción de emisiones firmado en el protocolo de Kyoto. El desarrollo de

tecnologías de baja emisión de CO2 (renovables, nuclear, ciclos combinados),

así como de equipos de abatimiento de emisiones (desulfuradoras,

desnitrificadotas, CCS [Carbon Capture and Sequestration]) contribuirán a

lograr un mix menos intensivo en emisiones de CO2.

Todos estos elementos serán desarrollados y analizados en las siguientes secciones

de la Tesis, mediante la elaboración de escenarios “futuribles” de cobertura de la

demanda.

2 Metodología de estudio y características del modelo 1

2 Metodología del estudio y

características del modelo

2 Metodología del estudio y características del modelo 2

2 Metodología del estudio y características del modelo

2.1 Esquema de trabajo

Realizar un estudio de cobertura de la demanda para un horizonte temporal

determinado consiste en asignar la producción futura estimada a las centrales

existentes en el momento considerado.

El interés de la presente Tesis consiste fundamentalmente en analizar la cobertura

de la demanda española en el medio plazo, centrando la atención en dos años de

referencia: 2020 y 2030. Para ello se elaborarán distintos escenarios o alternativas de

despacho mediante la utilización de un modelo de optimización programado en

GAMS (General Algebraic Modeling System), que incorpora como hipótesis los datos de

demanda, producción de régimen especial y composición del parque generador, y

“reparte” la producción hora a hora (hasta completar las 8760 horas del año) entre las

distintas tecnologías minimizando el coste (siguiendo el orden de mérito y

despachando el agua de la manera más eficiente posible).

Los resultados obtenidos a través del modelo se analizarán posteriormente de

manera individual y conjunta (comparando los distintos escenarios de un mismo año y

la posible evolución de cada escenario de 2020 a 2030).

2.2 Descripción del modelo

2.2.1 Declaración de variables y función objetivo. Utilidad del modelo. Forma de uso

El modelo de GAMS que se va a emplear es un solver cuya función objetivo es la

minimización del coste total del sistema. El uso de este tipo de modelos es muy

frecuente en la planificación de las actividades de generación de una empresa eléctrica.

Este tipo de modelos pueden emplearse para tareas de corto plazo (p.e., los modelos de

unit commitment, con variables booleanas de arranques y paradas, restricciones de

mínimos técnicos, indisponibilidades, etc… que tratan de modelizar el despacho “real”

en un período de tiempo relativamente corto y próximo), o de medio y largo plazo

(modelos que estiman por ejemplo el número de horas que funcionará una


determinada central o tecnología en un período de tiempo más largo y no

necesariamente próximo), según sean las necesidades de planificación. En el caso que

nos ocupa, el modelo utilizado es de largo plazo, lo que tiene una serie de

implicaciones que se explicarán a continuación.

En la definición del modelo se incluyen la declaración de variables (p.e. potencia

hidráulica disponible, emisiones unitarias de las centrales), la declaración y definición

de ecuaciones (p.e. energía embalsada en bombeo, consumo diario de vehículo

eléctrico), y las restricciones del sistema (p.e. que determinados valores sean

estrictamente mayores que cero, disponibilidad de agua aportada o bombeada para

turbinación).

La ejecución del modelo llama a un fichero de texto (un fichero .prn procedente de

un Excel que recoge todas las características del sistema) con un elevado número de

datos que incluyen información relativa a las centrales activas del sistema (p.e.

potencia, coste unitario de combustible, emisión unitaria, etc…), perfiles de demanda y

producción eólica y solar (8760 valores de cada uno), datos de producible hidráulico,

etc… Para facilitar la elaboración de escenarios, los cambios a introducir en las

hipótesis (que son las que conducen a diferentes resultados) se realizan en un mismo

fichero de Excel, y luego éste se guarda con el formato legible por el GAMS. Siguiendo

el proceso inverso, la salida del modelo (un voluminoso fichero de texto con más de

350 000 filas de datos) se exporta a una hoja Excel nueva para el tratamiento de datos

mediante el uso de tablas dinámicas.

2.2.2 Características generales del modelo

El modelo empleado contiene información relativa a los sistemas español y al

portugués (centrales, combustibles, MW de interconexión entre ambos países,

características hidroeléctricas [embalses, producible hidráulico, fluyente], potencia

renovable, indisponibilidades medias, etc…). El programa reparte la producción

necesaria para cubrir la demanda entre las centrales activas de cada sistema (portugués

y español) minimizando el coste conjunto (si detecta diferencias de precio [tecnología

marginal] entre los dos países, aumenta la producción del país “barato” y disminuye la

del país “caro” hasta completar [saturar] la potencia de interconexión o igualar el


precio). Las interconexiones con Francia o Marruecos no están incorporadas al modelo,

y las consideraciones sobre las mismas habrán de hacerse a la vista de los resultados.

La elaboración de los distintos escenarios requiere formular gran número de

hipótesis al respecto. A la hora de diseñar un estudio de este tipo, algunos valores que

pueden basarse de alguna manera en datos históricos (como el producible hidráulico,

la cantidad de viento/energía eólica producible, el índice de cobertura que aportan las

distintas tecnologías o el perfil de la demanda) admiten distintas aproximaciones,

según la motivación que tenga el propio estudio.

Por poner un ejemplo, imaginemos que una empresa desea realizar un plan de

negocio de una turbina de gas a cielo abierto, y se pregunta cuántas horas de

funcionamiento puede esperar para la máquina en 2020. Si alimenta el modelo con

datos medios (producible medio, eolicidad media, perfil de demanda media, etc…),

probablemente obtenga como resultado cero horas de funcionamiento, ya que una

tecnología peaker no es requerida en el despacho de situaciones medias, sino en

situaciones concretas o excepcionales (frío, año seco, bajada de viento, etc…) que

pueden escaparse de un modelo alimentado con información media. Es posible que

algunos años (o la mayoría) esa central funcionase pocas horas (o ninguna), pero otros

años sí que podrían presentarse oportunidades que un modelo “medio” no

contemplaría.

Sin embargo, para un estudio de cobertura de demanda del conjunto del sistema, el

balance de producción más probable se construye a partir de valores medios (p.e., el

producible mensual medio de los últimos 30 años). La ventaja de recurrir a perfiles

concretos (o la necesidad de recurrir a dichos perfiles, en caso de carecer de suficientes

registros) es que así pueden ponerse de relieve situaciones más particulares,

características del sistema que pueden darse excepcionalmente y que pueden servir

para valorar mejor la robustez del sistema, pero para estudiar un año medio, los

valores más representativos o probables son los valores medios.

Cuando se adopten las hipótesis para la elaboración de los distintos escenarios, se

irá explicando la pertinencia de los criterios considerados.


2.2.3 Perfiles de demanda y producción renovable

La demanda eléctrica es un input básico de todos los modelos y escenarios de

cobertura eléctrica. Si por falta de capacidad o por haber impuesto restricciones

demasiado fuertes el sistema no fuera capaz de abastecer la demanda, es probable

(depende del diseño del modelo, p.e. de si éste incorpora demanda interrumpible) que

aparezca un mensaje de error y se interrumpa el proceso de cálculo (como es el caso del

modelo GAMS utilizado).

El perfil de producción renovable (eólica, fotovoltaica y termosolar en cada una de

las 8760 horas del año) también es un input fundamental, ya que al tener coste variable

nulo, su despacho es prioritario (al igual que la hidráulica fluyente, la nuclear [coste

variable muy bajo, en la práctica es insensible al precio], las cogeneraciones asociadas a

actividad industrial en base, etc…).

En la presente Tesis, los perfiles de demanda y producción renovable que se van a

emplear corresponden a un año concreto (2008). Utilizando estos perfiles concretos se

observarán situaciones reales que, sin llegar a ser extremas, sí pueden ilustrar

momentos particulares para el sistema que escaparían del estudio si se empleasen

valores promedio (determinados transitorios, vertidos, etc…).

2.2.4 Cobertura de la demanda. Coordinación hidrotérmica

Básicamente, el funcionamiento de este modelo de despacho a largo plazo consiste

en:

• Para cada una de las 8760 horas del año (hi), calcular el hueco térmico

necesario: demanda en hi (dato) – potencia “forzada” en hi (dato de

producción eólica, solar, resto de régimen especial, fluyente, etc…)

• Cubrir dicho hueco con potencia térmica (nuclear, carbón, ciclo) e hidráulica

regulable siguiendo un orden de mérito basado en el coste variable de

producción (que depende del coste del combustible y del CO2, y la eficiencia

de cada central, siendo todos ellos datos de partida)


• En caso de existir excedentes, gestionarlos en la medida de lo posible

mediante el uso de bombeo

Por tanto, una vez fijados los perfiles de demanda y de producción de régimen

especial, el problema de cobertura de la demanda se transforma en cobertura del hueco

térmico (mejor dicho, hueco “hidrotérmico”).

Si el mix estuviera compuesto únicamente de centrales térmicas, la cobertura de la

demanda sería relativamente sencilla de calcular (habría una relación unívoca entre

hueco térmico y central marginal). Al disponer de energía hidroeléctrica, que carece de

coste variable, se hace necesaria la coordinación hidrotérmica (determinar cuándo y en

qué cantidad se produce con centrales hidráulicas). Una de las grandes ventajas que

supone el uso de un modelo como éste es la optimización del recurso hidráulico, ya

que el modelo ensaya diferentes soluciones hasta dar con la que minimiza el coste total

del sistema, colocando la producción hidráulica en las puntas de demanda típicamente.

Sin embargo, hay que tener en cuenta que la explotación hidráulica está sujeta a una

serie de restricciones físicas que limitan su flexibilidad (y por tanto su explotación

“óptima” en el horizonte temporal de un año completo). Para que el perfil de

producción hidráulica sea más “realista” (y el programa no se limite a laminar el

producible anual en las horas de mayor hueco térmico, situación que correspondería a

despacho eficiente con información y capacidad de gestión hidráulica infinitas), se

imponen al modelo una serie de condiciones:

• Para cada mes, se fija una cantidad de producción hidráulica en base (que

representa la energía fluyente media de los últimos 30 años). Esta energía

entra en el mix con prioridad de despacho, al igual que el régimen especial,

por tener coste variable nulo.

• La energía hidráulica gestionable (una parte de la que producen los embalses

mensuales, anuales e hiperanuales) es otro valor medio para cada mes,

basado en cálculos históricos. Al restringir la posibilidad de producir esa

agua en un horizonte mensual, se está reflejando el hecho de que el sistema

real no tiene “información total” para gestionar el recurso hidráulico, es

decir, no reserva energía en una punta de febrero para cubrir una punta aún

mayor en noviembre, puesto que no sabe si esa punta se producirá o no y si


estará en condiciones de guardar el agua durante todo ese tiempo sin que un

episodio de lluvias intermedio obligue a desembalsar o verter en peores

condiciones.

Es decir, hay que cumplir dos “cupos” de producción hidráulica cada mes: el de la

energía fluyente, que entra en base -insensible al precio- y el de la energía gestionable,

que entra principalmente en las puntas –minimizando el coste del sistema, muy

sensible al precio-.

Finalmente, el hueco que dejan las renovables y el resto de régimen especial, la

fluyente y la hidráulica regulable, habrá de cubrirlo el parque térmico (nucleares,

centrales de carbón y ciclos combinados). Aunque el modelo trabaja con centrales

individuales, por motivos de capacidad de cálculo (las soluciones del modelo se

exportan como ficheros con cientos de miles de filas) y también de rigor (el modelo

lamina la demanda térmica, dejando numerosas centrales sin funcionar y otras muchas

haciendo entre 7000 y 8000 horas al año, lo que no se ajusta a la realidad del despacho),

las salidas del modelo con las que se va a trabajar contienen la producción térmica

agregada, sin diferenciar la producción de carbón de la de ciclo combinado, ni detallar

qué centrales funcionan más y cuáles menos. Este análisis del hueco puramente

térmico (carbones y ciclos) se hará particularizando según las hipótesis consideradas

para cada escenario, y constituye una parte muy importante de la Tesis.

2.3 Elección de escenarios. Consideraciones previas

Para el análisis que se pretende realizar en esta Tesis se ha optado por considerar

tres escenarios posibles de referencia:

• Escenario de “Seguridad de Suministro”

• Escenario de “Medio Ambiente”

• Escenario de “Competitividad”

La elección de estos tres escenarios no es trivial, como tampoco lo es el hecho de que

sea tres el número de escenarios considerados. Esta elección particular obedece a una

reflexión previa en la que se han sentado las bases del estudio, y que se cree


conveniente explicar a continuación, para tratar de responder a las siguientes

preguntas: ¿Para qué estudiar distintos escenarios? ¿Por qué estudiar tres y no más (o

menos) escenarios? ¿Por qué elegir estos escenarios y no otros?

El objetivo de esta Tesis es proporcionar una visión lo mejor confeccionada posible

de la situación del parque generador en 2020 y 2030. Ante este reto de recrear “los

mejores escenarios posibles”, hay que ser conscientes de las limitaciones humanas y

técnicas que se tienen, no tanto para disculpar la imperfección del trabajo como para no

equivocar el planteamiento con errores de base. Es decir, hay que partir de la idea de

que las previsiones numéricas a 10 – 20 años vista simplemente no pueden cumplirse

matemáticamente –no tiene sentido pretender un grado de detalle del orden de los

MWh o de los k€, esto sería un error conceptual de plano, como querer medir las

micras o nanómetros de un corpúsculo con una regla escolar. Los abundantes números

que presenta esta Tesis no pretenden acertar con la “realidad” de 2020 (si lo hicieran

sería pura casualidad), sino establecer referencias, rangos, señalar efectos o debilidades

estructurales cuya probabilidad de ocurrencia sea más o menos elevada, de acuerdo

con los resultados aportados por el modelo, según distintas hipótesis de partida. Dotar

a todo el proceso de una coherencia interna, bastante compleja, que no siempre se

logra. Interpretar la realidad actual y extrapolar lo “extrapolable” a 2020 o 2030,

aventurando sendas, evoluciones y obstáculos que puedan surgir por el camino. Los

escenarios pretenden ser eso, referencias, nodos por los que a buen seguro no pasará

exactamente la realidad, pero a los que puede que se acerque si el devenir de los

hechos se aproxima a las hipótesis que alimentan ese preciso escenario – nodo.

Permítase el siguiente símil algebraico: lanzar un único escenario es hacer una única

apuesta sobre el futuro, que podría asemejarse a establecer un único punto en un

espacio de soluciones de n dimensiones. Entre la realidad (habría que esperar a 2020

para ver dónde se sitúa la realidad en ese espacio de soluciones) y ese único nodo,

habrá una distancia, un error que podrá ser mayor o menor. Elegir varios escenarios

equivale a realizar varias apuestas diferentes, a situar varios nodos de referencia en el

espacio de soluciones, por lo que habrá no sólo un error relativo a cada escenario (una

vez llegue “la realidad”), sino también una posición relativa entre nodos y solución,

que tiene su interés por lo siguiente: puestos a hacer una apuesta de cómo será el

futuro (objetivo básico de toda planificación) acertar la solución exacta es muy poco

probable, por muchos escenarios – nodos que se planteen; generando rangos de


soluciones (subespacios generados por dichos nodos), aumentan las probabilidades de

contener la solución “entre” los escenarios considerados.

Asumiendo lo dicho en el párrafo anterior, podría plantearse por qué tres y no más

escenarios. Aquí entran también las limitaciones humanas y técnicas: por poder,

podrían plantearse infinitos escenarios posibles (infinitos puntos del espacio de

soluciones). Además, existe, como en toda actividad relacionada con la ingeniería, una

relación de compromiso entre el grado de detalle y el tiempo de trabajo (podrían

dedicarse infinitas horas para afinar el modelo y las hipótesis de los tres escenarios,

pero esto no sería razonable). Tres es un número razonable, como también podría serlo

dos o cuatro o cinco escenarios.

¿Y por qué estos tres escenarios? Por varios motivos. Por un lado, se trata de tres

prioridades muy presentes en el discurso de los agentes que forman parte del sistema,

y que han dado lugar a una formulación de consenso acerca del equilibrio del sistema.

Por otro lado, se trata de tres escenarios no-alineados (no “linealmente dependientes”),

ya que cuando se presentan tres escenarios alineados (del tipo “menos – medio – más”)

se tiende a pensar que el más probable es el escenario central (por una cuestión

psicológica, entre otras cosas). Lo que se está asumiendo en definitiva al plantear estos

tres escenarios es que el sistema – conjunto de agentes – “realidad” apostará por

satisfacer en mayor medida una de estas prioridades que las demás (terminará

situándose más cerca de un nodo que de los otros dos).

Por último, cabe imaginar que estos tres conceptos – prioridades seguirán vigentes

en mayor o menor medida en 2030, por lo que parecen idóneos para construir los

escenarios – hipótesis alrededor suyo, con el fin de dotar al estudio de una cierta

continuidad (aunque esto es mucho suponer, ya que la línea a seguir en política

energética no es precisamente nítida ni continuista en muchos aspectos).

2.4 Hipótesis consideradas

Una buena definición de las distintas hipótesis que se considerarán en los sucesivos

estudios de la presente Tesis es fundamental de cara a lograr los objetivos planteados

(esto es, analizar la viabilidad y robustez de distintos escenarios de generación en el


horizonte 2020 – 2030). Cada escenario está basado en una serie de hipótesis

particulares, que se detallan al comienzo de cada estudio.

En general (más adelante se especificarán concretamente cada una de ellas), las

hipótesis que habrá que considerar en la determinación de cada escenario serán:

• Demandas del sistema: evolución del consumo eléctrico de clientes

tradicionales, posible influencia de programas de eficiencia, grado de

penetración del vehículo eléctrico.

• Grado de implantación de renovables: la apuesta estratégica del sector y la

Administración durante estos últimos años ha ido enfocada en gran medida

a desarrollar el parque de generación renovable, que ha gozado de un fuerte

respaldo regulatorio. Esta apuesta continuará casi con toda seguridad (en

mayor o menor medida) a medio y largo plazo, por lo que todos los

escenarios contemplan aumentos de capacidad eólica, fotovoltaica y

termosolar instalada.

• Cierre de centrales existentes: decidir qué centrales del parque actual siguen

activas en 2020 y 2030 (vida útil de centrales nucleares, cierre de grupos

térmicos acogidos a las 20000 horas del PNRE-GIC, etc…). Mantenimiento

de parque térmico como reserva de potencia para cumplir con el índice de

cobertura solicitado.

• Cobertura del hueco térmico: el reparto de la producción térmica entre ciclos

y carbones se discutirá en función de diversos elementos (límites de

emisiones de CO2 y NOx, morfología del hueco térmico, papel de la minería

nacional, presión de legislación medioambiental, obligaciones take-or-pay,

instalación de CCS, etc…)

• Inversiones en nueva capacidad hidráulica, nuclear y térmica: según

necesidades de cobertura de hueco térmico, back-up de renovables, índices

de cobertura exigidos, disminución de vertidos (bombeo), etc…


Respecto a este último punto, cabe destacar que las inversiones en nueva capacidad

“convencional” son sustancialmente menores para 2020 que para 2030, por la actual

sobrecapacidad del sistema y la previsible introducción progresiva de nuevas

instalaciones renovables.

2.5 Análisis de los resultados. Discusión del hueco térmico. Vertidos

El análisis de los resultados obtenidos es la parte más importante de esta Tesis.

Dicho análisis estará lógicamente muy relacionado con las hipótesis empleadas en cada

escenario. Sin embargo, sería deseable que dicho análisis se realizase con una cierta

“independencia” de las hipótesis consideradas, ya que puede suceder que los

resultados muestren en ocasiones situaciones que no sean “las que se esperaban”, y

que no por ello el escenario esté mal planteado ni las hipótesis mal ajustadas, sino que

precisamente el análisis haya conducido a reflexiones, ideas o cuestionamientos que no

existían a priori.

El análisis también debe contemplar elementos cualitativos, que no estén incluidos

en la solución numérica aportada por el modelo, pero que tienen mucha influencia en

la viabilidad y robustez de los distintos escenarios, por las consecuencias técnicas y

económicas que implican (p.e., discusión acerca de pagos por capacidad,

interconexiones, necesidad de nuevas infraestructuras de gas y electricidad,

armonización regulatoria, etc…)

La clave del análisis (y por tanto de las conclusiones que se obtengan de esta Tesis)

consistirá en integrar los resultados numéricos – deterministas que se desprenden del

uso del modelo (suponiendo que las hipótesis consideradas son razonables y

congruentes) con una visión intuitiva – cualitativa que tiene que ver con el

comportamiento de los agentes (estrategia de las empresas, prioridades para la

Administración, respuesta de los clientes), y que difícilmente podría incorporarse en el

modelo de GAMS. El éxito de toda planificación (al menos de esta Tesis) dependerá en

gran medida de tratar de elaborar los “mejores” escenarios posibles (los más probables

y coherentes), pero también de lograr una correcta interpretación de los resultados

obtenidos a través del modelo, valorando los intangibles, las internalidades y

externalidades, tratando de entender en definitiva cuál sería la respuesta de los


engranajes que componen el sistema y que se encargarán de modificar el resultado

numérico “óptimo” de cualquier modelo de planificación para tratar de satisfacer los

distintos intereses que conviven en el propio sistema en la medida de lo posible.

Un ejemplo de esta necesidad de trasladar o integrar resultados numéricos del

modelo con una visión más adecuada a la realidad del sistema es la determinación de

la cobertura del hueco térmico. La discusión sobre cómo queda cubierta esta energía

(cuánta cantidad cubre el carbón y cuánta el ciclo) es muy importante de cara a

determinar la situación del mix de producción, y es muy interesante conceptualmente,

ya que requiere entender (o tratar de prever) el rol que habrá de jugar cada tecnología

(técnica y estratégicamente); se va a tratar de explicar en qué consiste este análisis –

discusión de cobertura del hueco térmico y qué implicaciones tiene.

Básicamente hay dos formas de repartir producción térmica entre carbón y ciclos:

1) Establecer hipótesis de precio de combustibles (carbón, gas, CO2), y cubrir la

energía en función del orden de mérito (el hueco térmico se “lamina”

siguiendo siempre el mismo orden: de la central más económica a la menos

económica). Esta forma de calcular la producción tiene una ventaja

fundamental: es la más sencilla (de hecho, es el mecanismo que utiliza el

modelo para asignar la producción a las centrales). También tiene dos

inconvenientes notables: supone inventarse muchos datos (hay que fijar

precios al carbón, gas y CO2, determinando la competitividad relativa de

ambas tecnologías “a priori”), y el despacho que resulta de correr el modelo

no refleja la “realidad” de la operativa de las centrales (las más eficientes se

llevan prácticamente todo el hueco térmico, obteniendo elevadísimos factores

de utilización, y las menos eficientes quedan fuera del despacho).

2) Agrupar toda la producción térmica, y discutir la participación de cada

tecnología en el mix de producción (sin pretender un detalle “central por

central”). Este planteamiento es más modesto que el anterior, ya que asume

de partida que no se sabe hasta qué punto será más competitivo el coste de

ciclos que de carbones (incluyendo CO2). El reparto del hueco se construye a

base de hipótesis -¿cuántos MW competitivos tengo de carbón importado –


costero? ¿Cuántos de carbón nacional – interior? ¿Cuántas horas equivalentes

a plena carga se supone que funcionarán? ¿Cuánto hueco le queda entonces al

ciclo, y qué factor de carga supone esta energía, suponiendo que la eficiencia

de los ciclos es bastante pareja y se reparten la producción? ¿Es esto

sostenible? El consumo de carbón nacional, ¿es suficiente para mantener las

minas operativas? Etc… Se entiende que los escenarios serán más carboneros

o más “gasísticos” en función del precio real de las materias primas en 2020.

Lo que trata de aportar esta metodología de cálculo es un reflejo de la

operativa “real”, es decir, unos rangos o límites de funcionamiento adecuados

a la realidad del Parque Generador español; por ejemplo, puede tener más

sentido pensar que se mantendrán operativos 1500 MW eficientes de carbón

importado a 5000 horas (Barrios y Litoral) que 5000 MW menos eficientes de

carbón importado apuntando a 1500 horas; la energía es la misma, pero el mix

puede resultar diferente (independientemente de los MW térmicos que se

quieran mantener por necesidades de operación del sistema [reserva o

necesidad de aliviar restricciones zonales]). Esta es la metodología que se va a

seguir en esta Tesis; en cada caso, se discutirán las consideraciones que hayan

conducido a un determinado reparto del hueco térmico.

El Parque Generador español cuenta actualmente con unos 11300 MW de carbón,

que típicamente se clasifican en “nacionales” (queman un porcentaje elevado de carbón

autóctono) e “importados” (importan la totalidad o práctica totalidad de sus

necesidades de terceros países [Rusia, Indonesia, Colombia, Sudáfrica, etc…]).

Así como los ciclos combinados suelen quemar un gas de características químicas

similares (prácticamente todos “beben” de la misma fuente, la red de gasoductos

peninsular), casi todas las calderas de carbón de centrales distintas (a veces incluso de

la misma central), tienen características técnicas muy diferentes, y están preparadas

para quemar calidades de carbón muy distintas (distintos poderes caloríficos,

humedades, % de azufre, inquemados, etc…). La denominación tradicional de “carbón

nacional” corresponde a aquellos grupos que se construyeron en las proximidades de

yacimientos de carbón en Galicia, Asturias, Palencia, Teruel, Ciudad Real, etc…, y

cuyas calderas se diseñaron para quemar esos tipos de carbón (lignito pardo y negro,

hulla, antracita…). Muchas de esas instalaciones toleran quemar una mezcla de

combustible local – importado, o se han adaptado para ello. Por otro lado, la


denominación “carbón importado” hace referencia a aquellos carbones que se

construyeron próximos a la costa (en Galicia, Almería, País Vasco…) con el fin de

abaratar los costes logísticos asociados a la importación de carbón producido en otros

países, en condiciones generalmente más competitivas que las de la minería española.

En esta Tesis, se propone una formulación alternativa a la tradicional “nacional vs

importado”, ya que las calderas tienen una cierta flexibilidad y posibilidad de sustituir

unas calidades de carbón por otras (o adaptarse a tal fin), por lo que se diferenciará

también entre carbón “de interior” y carbón “de costa”, ya que de cara a mantener

grupos menos eficientes como reserva o con el fin de diversificar capacidad y

suministros, podría interesar priorizar aquellos grupos que tengan mejor acceso para la

importación de las calidades especificadas para su consumo (los grupos costeros

tendrían ventaja sobre los de interior). El detalle de los grupos de carbón existentes

actualmente en el Parque Generador español (potencia, combustible, localización, fecha

de cierre estimada) puede verse en el Anexo 1.

Otro aspecto importante de esta Tesis consiste en analizar los excedentes de energía

no gestionable. Con el crecimiento que está experimentando el parque renovable, los

valles nocturnos con mucho viento (especialmente si la fluyente hidráulica es elevada y

el parque nuclear tiene la mayoría de grupos acoplados) están provocando ya

situaciones de exceso de energía (precios bajos o nulos en el mercado spot, producción

térmica al mínimo) que en ocasiones obligan al operador del sistema a ordenar el corte

de algunos de los grupos en funcionamiento (típicamente parques eólicos). Estos

cortes están recibiendo un interés mediático notable (aunque no es en absoluto un

fenómeno nuevo, ya que los vertidos de hidráulica en las avenidas son tan antiguas

como el propio parque hidroeléctrico), puesto que se trata de energía renovable

“desperdiciada” (una vez se agotan las posibilidades de exportar dicha energía o de

almacenarla mediante bombeo). Caracterizar dicha energía “excedentaria” (horas de

corte, volumen de energía vertida, posibilidades para el bombeo, etc…) es de gran

interés para el conjunto de los agentes (empresas, operador del sistema,

Administración), por lo que se ha convertido en un apartado recurrente de los estudios

de planificación a medio y largo plazo realizados en la actualidad.

Igual que se habla de una “curva de carga térmica”, se va a estudiar la “curva de

vertidos” que se producirían en cada escenario, evaluando el impacto de incorporar


nuevos grupos de bombeo puro al sistema (cuantos más grupos, menos horas de corte

y volumen de energía vertida).

3 Cobertura de la demanda en 2020 1

3 Cobertura de la demanda en 2020



3.1 Situación del Parque Generador Español en 2020

Las necesidades de generación (potencia instalada de las distintas tecnologías)

dependen fundamentalmente de la demanda eléctrica del sistema, ya que el objetivo

del Parque Generador es cubrir dicha demanda en las condiciones técnicas, económicas

y medioambientales adecuadas. Para cuantificar las necesidades de generación de un

sistema en un horizonte temporal determinado se suele recurrir a indicadores tales

como el índice de cobertura (capacidad teórica disponible para cubrir la punta de

demanda esperada), el grado de autoabastecimiento, etc… que partiendo generalmente

de una hipótesis de demanda, permiten valorar si el sistema requiere nueva potencia

de base, de punta, si depende en exceso de un determinado

combustible/suministrador, etc…

Una de las cuestiones previas a la hora de plantear la presente Tesis ha consistido en

decidir el período de estudio. De cara a elaborar distintos escenarios/composiciones

del Parque Generador, 2020 puede considerarse como un año relativamente

“próximo”, es decir, no hay mucho margen para nuevas inversiones (y por tanto para

diferenciar distintos escenarios). Esto se debe fundamentalmente a la situación de

relativa sobrecapacidad que se ha presentado en el sistema debido al fuerte ciclo

inversor de la última década (ciclos y renovables) y al descenso de demanda

coyuntural – estructural que ha tenido lugar debido a la crisis económica. Por tanto,

podría pensarse que 2020 es casi un “nodo único”, es decir, partiendo de la situación

actual, el mix en 2020 tiene pocos grados de libertad (no hay necesidad de grandes

inversiones, y tampoco excesivo tiempo para lanzar determinados proyectos, como

centrales nucleares o grandes instalaciones hidroeléctricas). Casi podría aventurarse a

pensar que de aquí a 2020 se terminarán los ciclos combinados actualmente en

construcción, se seguirán instalando más renovables, y se acometerá algún proyecto

hidroeléctrico, pero poco más. Hay un cierto consenso en que se espera un crecimiento

moderado de demanda (recuperación lenta de la crisis) que de alguna manera se irá

cubriendo con la instalación de nueva capacidad renovable.


Sin embargo, 2020 es un horizonte con gran resonancia en el ámbito de la

planificación energética de la UE, ya que constituye el año de referencia para el

cumplimiento de ambiciosos objetivos que se han impuesto los países miembros de la

Unión. Los objetivos del “20-20-20” son una referencia ineludible en el diseño del

sistema y en la toma de decisiones regulatorias en la actualidad. Por ello se ha

considerado pertinente realizar un análisis de la situación del sistema en 2020, aunque

las diferencias que puedan encontrarse entre unos escenarios y otros no sean

demasiado grandes.

En líneas generales, las características del Parque Generador español en 2020 serán:

• Mantenimiento de la potencia nuclear actual, a excepción de la central de

Santa María de Garoña, cuyo cierre previsto tendría lugar en 2013

• Varios grupos de carbón (típicamente aquellos que se hayan acogido a las

20000 horas del PNRE) y todos los fueles del sistema cerrarán como tarde en

2015. El resto de carbones deberá invertir en instalaciones de desulfuración

(y eventualmente en sistemas SCR [Selective Catalytic Reactor], para disminuir

emisiones de NOx).

• Mantenimiento de los ciclos combinados existentes en la actualidad más los

cerca de 2000 MW en ejecución.

• Aumento sostenido de capacidad renovable, fundamentalmente eólica y

termosolar. Los ritmos de entrada de esta nueva potencia dependerán del

impulso regulatorio que reciban por parte de la Administración, así como de

la evolución de sus costes de inversión (CAPEX) y de su competitividad

relativa con los combustibles fósiles.

• Mantenimiento de la potencia hidroeléctrica, con la posibilidad de

incrementos de potencia en algunas centrales existentes o de construcción de

algún bombeo puro nuevo.

Por tanto, el mix de potencia del sistema no diferirá en exceso del mix actual (en

general, más potencia y energía renovable, cierre de los grupos térmicos menos

eficientes, disminución del hueco hidrotérmico).


También hay que tener en cuenta otras variables generales que afectarían al sistema:

• Demanda: después de un período de fuerte crecimiento, se espera un ritmo

más moderado de crecimiento de la demanda. La velocidad de recuperación

de la crisis, el grado de penetración de vehículo eléctrico (VEH) y las

mejoras en eficiencia son algunos de los factores más relevantes.

• Interconexiones: se prevé un reforzamiento de las interconexiones eléctricas

con Francia y Portugal. También se supondrá un aumento de la capacidad

de interconexión gasística con Francia.

• Vehículo eléctrico: durante los últimos meses, el VEH está recibiendo una

atención cada vez mayor por parte de los medios, reflejando el gran interés

que suscita el desarrollo de las tecnologías asociadas al mismo (muy ligadas

a las industrias eléctrica y automovilística) y el respaldo regulatorio que se

está construyendo para dar soporte al despegue de esta alternativa de

transporte. No obstante, el grado de penetración del VEH es una incógnita,

y dependerá de numerosos factores (aunque existe consenso en pensar que

existirá una flota de vehículos relevante).

• Medio ambiente: las presiones medioambientales sobre las actividades de

generación han ido en aumento durante los últimos años. Cabe esperar que

esta tendencia se mantenga, dando lugar a una regulación más restrictiva en

lo relativo a emisiones ácidas, gases de efecto invernadero y otros impactos

(ruido, contaminación de aguas, riesgo civil, etc…).

• Regulación y competencia: a nivel europeo, la tendencia deseable (de

acuerdo con las Directivas propugnadas por la UE) es la de avanzar hacia

una mayor integración, convergencia y armonización de los mercados

eléctricos, en línea con los presupuestos de libre circulación de mercancías y

capitales en los que se basa la política económica de la Unión, con el fin de

fomentar la competitividad y la eficiencia de los procesos productivos. Esto,

unido a una preocupación cada vez mayor por la alta dependencia

energética de Europa, se traduce en aumento de interconexiones, de fuentes

energéticas autóctonas, mayor coordinación regulatoria, fomento de la

competencia, etc…


Todas estas variables (parque generador, demanda, regulación, etc…) se ajustarán a

diferentes valores (hipótesis) en función de los escenarios de estudio considerados,

como podrá verse en el siguiente apartado.

3.2 Definición de escenarios. Hipótesis

A continuación se detallan las hipótesis concretas relativas a cada uno de los tres

escenarios:

3.2.1 Escenario 1: Seguridad de Suministro

Este escenario prioriza la seguridad de suministro del sistema (asegurar el

suministro minimizando riesgos asociados a fallos técnicos, situaciones climatológicas

excepcionales y dependencia de terceros países). Las hipótesis consideradas e

introducidas en el modelo son las siguientes:

• Demanda interna (sin contar intercambios ni VEH): demanda crece al 1.2%

compuesto alcanzando 304 TWh en 2020 (igual que el resto de escenarios).

• Renovables: 35000 MW de eólica, 4940 MW de fotovoltaica, 5700 MW de

termosolar.

• Se alarga la vida de la central nuclear de Garoña hasta los 55 – 60 años

(presente en 2020).

• Se mantiene operativa la minería de carbón nacional, incentivando la

utilización de dicho carbón a través de distintos mecanismos regulatorios.

• La interconexión con Portugal asciende a 4000 MW (dato del modelo,

cualitativamente también se considera un refuerzo de la interconexión con

Francia).

• La penetración del VEH asciende a un 7.5% del parque automovilístico (20

millones de vehículos).


• Se exige un índice de cobertura del sistema del 12%.

• Se esperan pagos por capacidad mayores que los actuales, acordes con el

grado de cobertura deseado y el papel de back-up de la térmica.

El mix de potencia necesario para satisfacer estas restricciones (cubrir el hueco

hidrotérmico que dejan renovables, fluyente y nuclear), así como la energía aportada

por cada una de las distintas tecnologías se discutirán a partir de los resultados del

modelo, alimentado con las hipótesis mencionadas.

3.2.2 Escenario 2: Medio Ambiente

En este escenario, se presupone una mayor exigencia medioambiental a todos los

niveles (UE, Administración, etc…), que se traduce en un apoyo muy fuerte a la

implantación de renovables y una legislación más restrictiva con las instalaciones

térmicas, que penaliza principalmente a los grupos de carbón menos eficientes. Las

hipótesis consideradas son las siguientes:

• Demanda: 304 TWh.


termosolar. [Nótese que las potencias instaladas son mayores que en el caso

anterior, a pesar de que las renovables favorecen la seguridad de suministro, en la

medida en que reducen la importación de combustibles fósiles; un escenario 100%

renovable (si fuera técnicamente posible) sería el “súmmum” de la seguridad de

suministro. Este tipo de “paradojas” son inevitables y se repiten en todos los

escenarios, pero es necesario decidirse por unos valores u otros y priorizar para poder

construirlos].

• Cierre de la CN Garoña [de nuevo, aunque las nucleares no emiten CO2, no son

percibidas como amigables medioambientalmente e interfieren con los objetivos y

producción renovables].

• Menor peso de grupos de carbón (legislación más restrictiva), por lo que se

mantienen más como reserva que como parte relevante del mix de

producción.


• 3000 MW de interconexión con Portugal. Puede suponerse un mayor

incentivo a aumentar interconexión con Francia, para mejorar la viabilidad

técnica y dar salida a los excedentes de energía no gestionable.

• Penetración del VEH del 10% del parque automovilístico.

• Se exige un índice de cobertura del 10%.

• Se asumen pagos por capacidad medios-altos, debido fundamentalmente a

las necesidades de back-up.

La apuesta fundamental de este escenario son las energías renovables, así como un

recorte importante de emisiones de grupos térmicos, penalizando a las instalaciones

más antiguas e ineficientes.

Éste es el escenario que más robustez exige del sistema (mayores transitorios [de

producción eléctrica y demanda de gas] y necesidades de back-up, mayores excedentes

de energía no gestionable previstos, mayores problemas de congestiones de red), por lo

que se prestará especial atención en su análisis a los posibles condicionantes técnicos

(redes, reserva rodante, etc…).

3.2.3 Escenario 3: Competitividad

En este escenario se prioriza el ahorro, es decir, se busca que los costes totales del

sistema (fijos y variables) sean lo más bajos posibles (el sustantivo “competitividad”

hace referencia a que el precio de la electricidad repercute directamente sobre la

mayoría de procesos productivos, por lo que es un factor crítico para poder competir

con otras economías).

En este sentido, lo más barato en cuanto a inversiones es no realizar inversiones o

acometer las menos posibles, tanto de infraestructuras como de nueva capacidad, por

lo que se tratará de sacar el máximo partido a la capacidad e infraestructura existente,

amortizarla al máximo. Además, se va a suponer que a 2020 las renovables siguen

teniendo un coste total superior al del resto de tecnologías “no renovables”, por lo que

el ritmo de incorporación de nueva potencia eólica y solar será más lento que en los

otros dos escenarios. Así, las hipótesis consideradas son:



• Renovables: 33200 MW de eólica, 4460 MW de fotovoltaica y 3500 MW de

termosolar (aunque las renovables necesiten subvenciones, se asume que se

seguirá apostando por ellas como herramienta fundamental que permita

alcanzar los objetivos del 20-20-20).

• Mantenimiento de la CN Garoña.

• 3000 MW de interconexión con Portugal.

• Penetración del 5% del VEH en el parque automovilístico (al igual que con

las renovables, se supone que en 2020 el VEH va a seguir siendo “caro”, es

decir, estará incentivado de alguna manera).

• Se pide un índice de cobertura del 10% (como se verá, podrá alcanzarse sin

necesidad de realizar inversiones en nueva capacidad térmica).

• Se asumen pagos por capacidad bajos, es decir, menores que en los otros dos

escenarios.

De alguna manera, podría pensarse que éste es un escenario “de mínimos”, ya que

mientras los otros dos apuestan por determinadas inversiones ya para 2020 (renovables

+ carbón autóctono + redes en el caso de Seguridad de Suministro, renovables + back-

up en el caso de Medio Ambiente), en éste se apuesta por hacer lo menos posible. En el

estudio de 2030 se verá que éste también es un caso “activo”, es decir, tendrá que

apostar por un mix de inversiones igualmente.

3.2.4 Resumen de los casos

Hasta aquí las diferencias a introducir en el modelo, que determinarán resultados

distintos para cada escenario. La discusión de cobertura de hueco térmico (ciclo vs

carbón vs turbina de gas) se realizará a posteriori, razonando sobre el perfil térmico

resultante y en base a las hipótesis consideradas.


Cabe destacar que algunos elementos pueden parecer favorables para los tres

escenarios (p.e., más interconexiones son buenas para la Seguridad de Suminstro, pero

también para un escenario con mayores excedentes renovables, como el de Medio

Ambiente, y también favorecen la Competitividad en la medida en que racionalizan el

despacho; lo mismo ocurre con otros elementos como la eficiencia, las renovables

[hasta cierto punto], etc…). Aquí la clave es priorizar: cierto que más mallado de red es

bueno para los tres escenarios, pero ¿cuál de ellos lo incentivaría más, para cuál sería

más prioritario? Esta cuestión se amplificará notablemente en el estudio de 2030, ya

que para ese año los tres escenarios requerirán un mayor volumen de inversiones.

A modo de resumen, las hipótesis señaladas en los puntos anteriores quedarían de

la siguiente manera:

1. Potencia instalada de eólica, fotovoltaica y termosolar:

Eólica Fotovoltaica TermosolarSeguridad de suministro 35000 4940 5700Medio Ambiente 41000 5420 7400Competitividad 33200 4460 3500

Tabla 1. Potencia renovable en 2020

2. Garoña, interconexión con Portugal, VEH e índice de cobertura exigido:

Garoña MW de interconexion VEH Índice CoberturaSeguridad de suministro SÍ 4000 7.5% 1.12Medio Ambiente NO 3000 10% 1.10Competitividad SÍ 3000 5% 1.10

Tabla 2. Garoña, interconexión con Portugal, VEH e índice de cobertura en 2020

3. Otras consideraciones (parque de carbón, pagos por capacidad previstos):

CN CI Pagos por capacidadSeguridad de suministro Sí Sí AltosMedio Ambiente Cierres Eficiente MediosCompetitividad Reserva Sí Bajos

Tabla 3. Carbón nacional, carbón importado, pagos por capacidad previstos


Como se dijo anteriormente, las inversiones necesarias (en caso de haberlas) y el

funcionamiento de los grupos térmicos se discutirá posteriormente, a la vista de los

resultados obtenidos con el modelo.

3.3 Resultados del modelo. Análisis

3.3.1 Cobertura según los distintos escenarios. Discusión del hueco térmico

Los datos de salida del modelo se almacenan en un fichero de texto que contiene un

gran número de datos (más de 300 000 filas), que caracterizan el estado tanto del

sistema español como del sistema portugués (potencia disponible y energía producida

por cada tecnología, situación de embalses de bombeo, demanda convencional, energía

transitada entre España y Portugal, demanda de VEH, etc…) para cada una de las 8760

horas del año.

Los resultados obtenidos al introducir las hipótesis señaladas anteriormente en el

modelo son las siguientes:

3.3.1.1 Caso 1: Seguridad de Suministro

Con las hipótesis introducidas, la producción total del sistema asciende a 308 TWh

(incluyendo demanda interna, saldo exportador, bombeo, vertidos y VEH), con un 19%

de producción nuclear, un 26% de producción térmica convencional (carbón y ciclos

combinados), un 10% de producción hidráulica (incluyendo bombeo) y un 45% de

producción en régimen especial, que engloba producción eólica, fotovoltaica,

termosolar y resto de régimen especial (fundamentalmente cogeneración pero también

biomasa, etc…). El hueco térmico asciende a 81 TWh. Gráficamente, la producción total

quedaría de la siguiente manera:


19%

5%

4%

18%

0%24%

2%

5%

14%

9%0%

Nuclear

CN

CI

CCGT

TG

Eólica

Fotovoltaica

Termosolar

Resto Rég. Esp.

Hidráulica

Bombeo

Figura 2. Mix de producción en 2020 – Seguridad de Suministro

Como puede verse, los 81 TWh de hueco térmico (una vez repartida la producción

hidroeléctrica para minimizar la función objetivo), son cubiertos por el carbón

nacional, el importado y los ciclos combinados.

El mantenimiento de la minería autóctona y de la flota de carbón nacional es una de

las hipótesis del caso que nos ocupa (Seguridad de Suministro). De los cerca de 5000

MW de carbón nacional en funcionamiento actualmente, se ha supuesto que 3500 (3

grupos de Teruel y Compostilla, grupos más eficientes de Puertollano, Guardo, La

Robla, Puente Nuevo) se mantendrían operativos, con un funcionamiento anual de

unas 4000 horas (producción de 14 TWh de mezcla de carbón autóctono – importado,

para la que se necesitaría extraer unos 8 – 10 Mt de mineral, que permitiría mantener

las explotaciones mineras más económicas operativas “en base”).

Los grupos de carbón importado y ciclos combinados competirían por los 67 TWh

restantes; si consideramos una flota operativa de carbón importado “eficiente” de 4000

MW (Litoral, Barrios, Puentes de García Rodríguez, Aboño, Lada) funcionando una

media de 3000 h (12 TWh anuales), los 25 000 MW de ciclos quedarían con un factor de

carga medio del 25%, valor del que difícilmente podrían bajar por competitividad y

presiones contractuales. De esta manera, los ciclos producirían 55 TWh.

Los datos de potencias y producciones de la térmica operativa en 2020 quedarían de



Hueco Térmico

Ciclo Carbón Nac. Carbón Imp. Total Carbón Total TérmicaMW 25000 3500 4000 7500 32500horas equiv, 2197 4000 3000 3467 2490factor de carga 25% 46% 34% 40% 28%TWh prod. 54.9 14 12 26 80.9% respecto SEP 18% 5% 4% 8% 26%% respecto térmica 68% 17% 15% 32% 100%Emis. CO2 (Mt) 20.0 - - 24.7 44.7Emis. NOx (kt) 11.0 - - 39.0 50.0

MW Punta térmica 20000 supone de térmica instalada 58%

Tabla 4. Cobertura del hueco térmico en 2020 – Seguridad de Suministro

En cuanto a los vertidos que se producirían (horas en que el modelo devuelve

producción térmica nula), se han observado los siguientes valores:

Bombeos - Vertidos

Potencia (GW) 5 5.5 6 6.5 7Horas de corte 108 90 73 65 58Energía sobre potencia 802 708 611 562 515Energía vertida (GWh) 262 213 173 139.5 109

MW Punta Bombeo 12500 supone 2.3 veces el bombeo instalado

Tabla 5. Excedentes en función de capacidad de bombeo instalada en 2020 – Seguridad de Suministro

Como puede verse, para una potencia de bombeo de 5500 MW (la que se estima

habrá en 2020 en un caso base), habría 90 horas de corte en las que se verterían 213

GWh. Aumentar la potencia de bombeo instalando nuevos grupos no parece rentable,

ya que un nuevo grupo de bombeo puro de 500 MW apenas evitaría 17 horas de corte y

40 GWh de vertido, lo que a todas luces no justificaría la inversión (las centrales de

bombeo tienen unos costes fijos elevados que difícilmente podrían recuperar).

Una vez comprobado que el hueco térmico que dejan la nuclear, la hidráulica y la

potencia de régimen especial considerada a 2020 (unos 45000 MW entre eólica,

fotovoltaica y termosolar, más cogeneración y otros) queda cubierto con la potencia

térmica existente (suponiendo un aumento de demanda interanual del 1,2%), cabe

preguntarse cuál es el estado de los distintos objetivos “cualitativos” (independencia

energética, nivel de emisiones, grado de cobertura, etc…) para este escenario

particular.


Una magnitud de especial relevancia es el índice de cobertura (ver Anexo 2), que

refleja la capacidad teórica disponible para cubrir el pico de demanda en condiciones

desfavorables (p.e. pico de verano en año seco y caluroso). El pico de demanda

estimado en los tres escenarios de 2020 es de 49500 MW (punta en noche fría de

invierno). En este escenario particular se pedía un índice de cobertura de 1.12.

Sumando toda la potencia considerada (nuclear + térmica operativa + renovables +

4900 MW de resto de régimen especial + 17000 MW de hidráulica + 5500 MW de

bombeo [de los cuales 3500 corresponden a bombeo puro y 2000 a bombeo mixto]), y

calculando el grado de cobertura que aporta cada tecnología, no se alcanza el valor

deseado (esto ocurrirá en casi todos los escenarios).

Por tanto, para alcanzar dicho índice de cobertura, habrá que incrementar la

potencia instalada. Para esto hay dos alternativas básicas: mantener grupos térmicos

ineficientes que habrán de funcionar muy pocas o ninguna horas, o instalar nueva

potencia. En este escenario se ha optado por mantener 1000 MW de carbón de reserva

(grupos pequeños y/o menos eficientes) y por instalar 800 MW de capacidad de punta

(turbinas de gas de ciclo abierto o peakers).

Por tanto, el mix de producción quedaría de la siguiente manera:

Caso1: Seguridad de Suministro

Mix de ProducciónMW TWh % SEP Grado cobertura

Nuclear 7455 58.8 19% 7082CN 4500 14 5% 4050CI 4000 12 4% 3600CCGT 25000 54.9 18% 23750TG 800 0 0% 784Eólica 35000 75.2 24% 2450Fotovoltaica 4490 6.6 2% 0Termosolar 5700 14.8 5% 0Resto Rég. Esp. 4904 43 14% 3923Hidráulica 17000 27.7 9% 6800Bombeo 5500 1.2 0% 2975

308.2 100% 55414

Índice de Cobertura 12%

Grado de Autoabastecimiento 69%Producción Renovable

TWh % SEPHidro + Eól + Sol + Resto 139.6 45%

Tabla 6: Cobertura de la demanda en 2020 – Seguridad de Suministro


Como puede observarse, se alcanza un índice de cobertura de 1.12, con un grado de

autoabastecimiento del 69% (nuclear + carbón nacional + eólica + fotovoltaica +

termosolar + hidráulica + bombeo [turbinación] + resto régimen especial [quitando

cogeneración]), y una producción de origen renovable que supone el 45% del total de

producción.

3.3.1.2 Caso 2: Medio Ambiente

Con las hipótesis introducidas (cierre de Garoña, elevado ritmo de implantación de

renovables y vehículo eléctrico, etc…), la producción total del sistema asciende a 312

TWh, con un 18% de producción nuclear, un 22% de producción térmica convencional

(carbón y ciclos combinados), un 10% de producción hidráulica y un 51% de

producción en régimen especial, en la que destacan un 28% de energía eólica y un 6%

de producción termosolar. El hueco térmico asciende a 68 TWh. Gráficamente, la

producción total quedaría de la siguiente manera:

18%

0%

6%

16%

0%

28%

3%

6%

14%

9%1% Nuclear

CN

CI

CCGT

TG

Eólica

Fotovoltaica

Termosolar

Resto Rég. Esp.

Hidráulica

Bombeo


Como puede verse, los 68 TWh de hueco térmico son cubiertos por el carbón

importado y los ciclos combinados. Como se dijo anteriormente, este escenario se

caracteriza por un apoyo regulatorio notable hacia las tecnologías renovables


(materializado a través de primas, subvenciones, etc…), y también por una legislación

más restrictiva relativa a los grupos térmicos. Esto penalizaría especialmente a los

grupos de carbón nacional, por dos motivos: por una lado, se trata (en general) de

grupos relativamente antiguos, es decir, menos competitivos económicamente y más

contaminantes. Por otro lado, regímenes muy bajos de funcionamiento impiden

mantener operativa la industria minera autóctona. Este escenario conllevaría la

ejecución de un Plan Nacional de Minería que contemplase el cierre progresivo de las

minas de carbón. Aún no existiendo minería nacional, las empresas podrían decidir

mantener aquellas centrales “de carbón nacional” cuyas calderas (y logística)

permitiesen quemar carbón importado de características similares (puede resultar

interesante mantener potencia de este tipo como reserva o ante emergencias del

sistema, si se establecen los pagos de garantía de potencia pertinentes).

Descartado el carbón nacional del mercado de producción, serían los grupos de

carbón importado y ciclos combinados los que competirían por los 68 TWh de hueco

térmico. En cuanto al carbón importado, hay dos efectos contrapuestos: por un lado, se

asume un escenario de prioridad medioambiental local y global (objetivos de

reducción más restrictivos y por tanto mayores precios de CO2), que penaliza su

competitividad relativa con los ciclos. Sin embargo, la desaparición del carbón nacional

de mix de mercado, el “hueco de carbón” (interés estratégico en no abandonar esta

tecnología, mayor hueco térmico) se lo llevarían las centrales más eficientes (Barrios,

Litoral, Puentes, Aboño). Por tanto, se han considerado menos MW que en el caso

anterior (3500 MW más eficientes) funcionando más intensivamente (5000 horas

anuales). De esta manera el carbón importado produciría 17 TWh, y los ciclos

producirían los 51 TWh restantes, alcanzando un factor de carga del 23%.




Hueco Térmico

Ciclo Carbón Nac. Carbón Imp. Total Carbón Total TérmicaMW 25000 0 3500 3500 28500horas equiv, 2028 0 5000 5000 2393factor de carga 23% 0% 57% 57% 27%TWh prod. 50.7 0 17.5 17.5 68.2% respecto SEP 16% 0% 6% 6% 22%% respecto térmica 74% 0% 26% 26% 100%Emis. CO2 (Mt) 18.5 - - 16.6 35.1Emis. NOx (kt) 10.1 - - 26.3 36.4


Tabla 7. Cobertura del hueco térmico en 2020 – Medio Ambiente

En cuanto a los vertidos que se producirían, se han observado los siguientes valores:

Bombeos - Vertidos

Potencia (GW) 5 5.5 6 6.5 7Horas de corte 301 264 228 203 169Energía sobre potencia 2462 2269 2063 1906 1678Energía vertida 957 817 695 586.5 495


Tabla 8. Excedentes en función de capacidad de bombeo instalada en 2020 – Medio Ambiente

Como puede verse, para una potencia de bombeo de 5500 MW habría 264 horas de

corte en las que se verterían 817 GWh. Aumentando 500 MW se evitarían 36 horas de

vertido, y la energía vertida disminuiría a 695 GWh (-122 GWh). Incorporar nueva

potencia (por encima de los 5500 MW de referencia) no parece justificado en términos

de energía “ahorrada” (no vertida). No obstante, de invertir en más capacidad de

bombeo en 2020, éste sería el escenario más propicio, ya que las oportunidades de

bombeo económico (el modelo no detecta oportunidades de bombeo que en la práctica

existen en los valles, por la presión de funcionamiento de los grupos térmicos que no

quieran parar o que están sujetos a take-or-pays, etc…) serían mayores que en los otros

dos escenarios. Además, el ahorro que supone para el sistema evitar vertidos de

energía y las ventajas que supone para el OS contar con mayor capacidad de bombeo

podría ser reconocido por la Administración mediante incentivos o primas, de cara a la

promoción y desarrollo de nuevos proyectos. La forma de los excedentes previstos en

este escenario puede verse en la siguiente gráfica:


0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1 101 201 301 401 501 601 701 801 901 1001

Vertidos (GW)

Figura 4. Curva de vertidos en 2020 - Medio Ambiente

Para este escenario se pedía un índice de cobertura de 1.10. Sumando toda la

potencia considerada (nuclear + térmica operativa + renovables + 4900 MW de resto de

régimen especial + 17000 MW de hidráulica + 5500 MW de bombeo [de los cuales 3500

corresponden a bombeo puro y 2000 a bombeo mixto]), y calculando el grado de

cobertura que aporta cada tecnología, no se alcanza el valor deseado.


potencia instalada. En este escenario se ha optado por mantener 4000 MW de carbón

“nacional” o importado de reserva (grupos que adaptando o no sus calderas puedan

funcionar con 100% de carbón importado de similares características, o incluso otros

combustibles como fuel oil o gas oil en caso de emergencia) y por instalar 800 MW de

capacidad de punta (turbinas de gas de ciclo abierto o peakers).



Caso2: Medio Ambiente


Nuclear 7000 55.1 18% 6650CN 4000 0 0% 3600CI 3500 17.5 6% 3150CCGT 25000 50.7 16% 23750TG 800 0 0% 784Eólica 41000 88 28% 2870Fotovoltaica 5420 8 3% 0Termosolar 7400 19.2 6% 0Resto Rég. Esp. 4904 43 14% 3923.2Hidráulica 17000 27.7 9% 6800Bombeo 5500 2.8 1% 2975

312 100% 54502.2




Tabla 9: Cobertura de la demanda en 2020 – Medio Ambiente


autoabastecimiento del 69% (nuclear + eólica + fotovoltaica + termosolar + hidráulica +

bombeo [turbinación] + resto régimen especial [quitando cogeneración]), y una

producción de origen renovable que supone el 51% del total de producción.

3.3.1.3 Caso 3: Competitividad

Con las hipótesis introducidas (mantener Garoña, menor ritmo de instalación de

renovables, carbón importado competitivo, escasa penetración de vehículo eléctrico,

etc…) la producción total del sistema asciende a 306 TWh, con un 19% de producción

nuclear, un 30% de producción térmica convencional (carbón importado y ciclos

combinados), un 9% de producción hidráulica y un 42% de producción en régimen

especial. Nótese que éste es el escenario con menor demanda/producción de los tres

(sobre la base de 304 TWh común a los tres escenarios, éste es el de menor saldo

exportador, menor consumo de vehículo eléctrico, y menores excedentes/vertidos de

energía). El hueco térmico asciende a 89 TWh (el mayor de los tres escenarios).

Gráficamente, la producción total quedaría de la siguiente manera:


19%

0%

7%

23%

0%

23%

2%

3%

14%

9%0% Nuclear

CN

CI

CCGT

TG

Eólica

Fotovoltaica

Termosolar

Resto Rég. Esp.

Hidráulica

Bombeo

Figura 5. Mix de producción en 2020 – Competitividad


importado y los ciclos combinados. Como se dijo anteriormente, este escenario se

caracteriza por un coste mínimo del abastecimiento (asumiendo una continuidad de las

políticas de apoyo a renovables, a pesar de no ser a priori las tecnologías más

económicas). Lo que va a tratar este escenario es de minimizar las inversiones, tanto en

infraestructuras como en nueva capacidad; no hay inversión más “barata” que la que

ya está hecha. Por tanto, la potencia existente se mantendrá disponible en la medida de

lo posible. Por eso, aunque no se incentive la minería nacional, se ha supuesto el

mantenimiento de grupos de carbón nacional (como en el caso anterior, adaptando las

calderas y equipos si procede) como potencia de reserva.

Por tanto, se ha supuesto una mayor potencia de carbón importado operativo

(aparte de los grupos más eficientes mencionados anteriormente, podrían permanecer

en “mercado” grupos como La Robla, Narcea, Soto de Ribera, etc…), alcanzando los

5000 MW de potencia operativa, con un funcionamiento medio de 4000 horas (menor

que la del caso anterior [medio ambiente], ya que la eficiencia media del parque es

menor).




Hueco Térmico



Tabla 10. Cobertura del hueco térmico en 2020 – Competitividad

Si bien el caso anterior podría ser el caso más exigente para el OS (cuanta mayor

proporción de renovables, mayores transitorios de despacho hidrotérmico), este caso es

el que presenta mayores factores de carga de los grupos térmicos y una producción

instantánea máxima de ciclos y carbones. La forma del hueco térmico puede apreciarse

en la figura siguiente:

0

5

10

15

20

25

1

31

4

62

7

94

0

12

53

15

66

18

79

21

92

25

05

28

18

31

31

34

44

37

57

40

70

43

83

46

96

50

09

53

22

56

35

59

48

62

61

65

74

68

87

72

00

75

13

78

26

81

39

84

52

Curva de carga térmica (GW)

Figura 6. Curva de carga térmica 2020 - Competitividad

La punta de producción térmica asciende a 21000 MW, lo que supone un 63% de la

potencia térmica instalada.

En cuanto a los vertidos que se producirían, se han obtenido los siguientes valores:


Bombeos - Vertidos

Potencia (GW) 5 5.5 6 6.5 7Horas de corte 49 39 31 22 19Energía sobre potencia 328 276 229 174 153Energía vertida 83 61.5 43 31 20


Tabla 11. Excedentes en función de capacidad de bombeo instalada en 2020 – Competitividad

Como puede verse, para una potencia de bombeo de 5500 MW habría 39 horas de

corte en las que se verterían 61 GWh. Este escenario sería el menos propicio para el

aumento de potencia de bombeo (menores excedentes y diferenciales de precio valle –

punta previstos).

En este escenario se pedía un índice de cobertura de 1.10. Sumando toda la potencia

operativa considerada y calculando el grado de cobertura que aporta cada tecnología,

no se alcanza el valor deseado.


potencia instalada. Como se dijo anteriormente, la térmica de respaldo para reserva –

con un rol similar al que tienen hoy día los grupos de fuel- más económica son los

grupos ya existentes. En este caso sería necesario mantener 3500 MW de carbón

adicionales, entre “nacionales e importados” (como puede verse, para actuar como

potencia de reserva [siempre que se establezcan los incentivos necesarios para cubrir

los costes que supone conservar dicha potencia], poco importa la denominación

“nacional” o “importado”, ya que sólo se requeriría su funcionamiento en situaciones

excepcionales, para las que se obtendría el combustible necesario “al precio que

fuera”).

Con todas estas consideraciones, el mix de producción quedaría de la siguiente

manera:


Caso3: Competitividad


Nuclear 7455 58.8 19% 7082.25CN 3500 0 0% 3150CI 5000 20 7% 4500CCGT 25000 69.1 23% 23750TG 0 0 0% 0Eólica 33200 71.3 23% 2324Fotovoltaica 4460 6.6 2% 0Termosolar 3500 9.1 3% 0Resto Rég. Esp. 4904 43 14% 3923.2Hidráulica 17000 27.7 9% 6800Bombeo 5500 0.7 0% 2975

306.3 100% 54504.45

Índice de Cobertura 10%Grado de Autoabastecimiento 62%






3.3.2 Viabilidad técnica y robustez del sistema. Comparación entre escenarios

Como se ha visto en el apartado anterior, para cubrir la demanda estimada en 2020

no parece necesario acometer demasiadas inversiones. Según las hipótesis

consideradas, la década 2010 – 2020 se caracterizaría por un crecimiento moderado de

la demanda eléctrica (entre un 1% y un 2%), una continuidad en la apuesta por las

energías renovables y la introducción paulatina del vehículo eléctrico en el parque

automovilístico.

En condiciones “normales”, la punta de demanda térmica en 2020 se cubriría sin

problemas prácticamente solo con los 25000 MW de ciclos combinados que como

mínimo habrá en el Parque Generador. Por supuesto, las situaciones excepcionales

pueden tener lugar: coincidencia de varias nucleares paradas simultáneamente, año

muy seco, cortes de suministro de gas, etc… Por todo esto resulta importante lograr


una diversificación de combustibles, tecnologías, suministradores, etc… para eso se

dimensiona el sistema con un margen razonable, que trate de garantizar el suministro

en una noche invernal sin viento de un 2020 seco y con varias nucleares indisponibles.

Por tanto, la viabilidad técnica (transitorios, reserva, restricciones, etc…) parece

factible con las inversiones indicadas en cada uno de los escenarios estudiados. No

obstante, uno de los objetivos de esta Tesis es poder comparar el “grado” de robustez

de los distintos escenarios planteados. Se han estudiado dos parámetros fundamentales

que podrían considerarse indicadores de la robustez del sistema:

• Grado de autoabastecimiento (incluye producción nuclear): cuanto menor

sea la energía primaria importada (gas, carbón importado) menos vulnerable

será el sistema a posibles contingencias de suministro (conflictos con

suministradores, crisis de materias primas, etc…). Como puede verse en la

siguiente gráfica, los escenarios “Seguridad de Suministro” y “Medio

Ambiente” alcanzarían un nivel muy similar de autoabastecimiento a través

de dos caminos distintos (el primero a través de una diversificación nuclear

[mantener Garoña] – carbón nacional – renovables, y el otro muy focalizado

en la promoción de energía renovable). El escenario más “dependiente” es el

competitivo, que mantiene Garoña pero no apuesta por el carbón nacional ni

por un ritmo tan alto de incorporación de renovables:

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Seg Sum Med Amb Comp

Grado autoabastecimiento

Figura 7. Grado de autoabastecimiento en 2020


• Porcentaje de térmica en punta de potencia térmica: la correlación histórica

entre demanda y hueco térmico está viéndose modificada por la aportación

creciente de tecnologías como la solar y la eólica, que poseen patrones

bastante estacionales (más la primera que la segunda). Dicho de otra manera:

el momento crítico no tiene por qué ser la punta de demanda, sino la punta

de hueco térmico, ligeramente desacoplada de la anterior. Por ejemplo, se

observa ya que en las puntas de “mediodía de verano” el hueco térmico está

reduciéndose en parte debido al pico de producción solar que tiene lugar en

esas horas del día. El perfil de viento es más irregular, a pesar de que el

perfil medio sí que tiene una cierta estacionalidad a lo largo del año. En

cualquier caso, la contribución de las renovables contribuye a minorar no

sólo el hueco térmico (esto lo hace muy notablemente), sino también la punta

de térmica exigida (en menor medida), como puede verse en la siguiente

comparativa:

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% térmica en punta potencia térmica

Figura 8. Porcentaje de térmica en punta de demanda térmica en 2020

Como se dijo al principio del presente capítulo, las diferencias entre los distintos

escenarios a 2020 no son excesivas, ya que se trata de un año relativamente próximo en

términos de planificación. Sin embargo, el “punto de llegada” a 2020 es el “punto de

partida” para 2030, horizonte para el cual ya hay margen para plantear escenarios

sustancialmente distintos. En este sentido, la senda que sigue el escenario “Seguridad

de suministro” presenta una mayor robustez técnica que la senda seguida por el

escenario de “Competitividad”, lo que es lógico, ya que la garantía de suministro es su

prioridad fundamental. Cabe destacar que el escenario de “Medio Ambiente” logra a

2020 unos niveles de autoabastecimiento y de cobertura térmica similar o incluso mejor


que el de “Seguridad de Suministro” casi “sin proponérselo”, gracias a la gran

inversión que supondría en generación renovable.

3.3.3 Inversión necesaria y expectativas de retorno. Viabilidad económica

El escenario de “Seguridad de Suministro” implica una inversión notable en

renovables (+18000 MW eólica, +1440 MW de fotovoltaica, +5500 MW de termosolar).

Además, para cumplir con el índice de cobertura deseado, se contempla la

construcción de 800 MW de turbinas de gas (para reserva, cobertura, restricciones,

etc…). Aparte de estas inversiones en nueva capacidad, cabe esperar un refuerzo de

interconexiones eléctricas y gasísticas (una de las prioridades en materia de seguridad

energética) y otras infraestructuras tales como almacenamientos de gas, etc… Para

lograr un índice de cobertura mayor que el de otros escenarios, sería necesario

implementar pagos por capacidad que permitieran mantener la capacidad de reserva

calculada (1000 MW de carbón, 800 MW de turbinas de gas, etc…), así como unos

factores de carga reducidos de ciclos combinados de respaldo. A esto habría que añadir

el sobrecoste que supone mantener operativa la industria de la minería de carbón

nacional.

El escenario de “Medio Ambiente” implica una inversión muy alta en nueva

capacidad renovable (+24000 MW eólicos [incluyendo offshore y repotenciaciones,

+1920 MW fotovoltaicos, +7200 MW termosolares). El desarrollo de todo este volumen

de capacidad implica a su vez mayores inversiones en redes de transporte y

distribución para permitir la evacuación de los parques y aliviar posibles congestiones

estructurales (p.e., zona del noroeste peninsular). Este es el escenario que mayor

necesidad de reserva térmica tiene (se han calculado 4000 MW de carbón y 800 MW de

nuevas turbinas de gas) y que menor factor de carga de ciclos presenta, por lo que

también cabe esperar pagos por capacidad más elevados que hagan viable

económicamente mantener esta potencia “ociosa”.

El escenario de “Competitividad” es el que menos inversión requiere, como era de

esperar. Se mantiene un ritmo de incorporación de renovables similar al actual (+16000

MW eólicos, +960 MW fotovoltaicos, +3300 MW termosolares), pero sin alcanzar los

niveles de los otros dos escenarios. Para los 3500 MW de carbón de reserva, cabe


esperar unos pagos por capacidad moderados, así como para unos ciclos combinados

con un factor de carga por encima del 30%. No haría falta invertir en nueva potencia

térmica (turbinas de gas).

Aparte de las inversiones mencionadas, habría que contemplar también:

• Factor de carga de los ciclos: aparte de los pagos por capacidad ya

mencionados, este indicador da una medida del uso no sólo de los propios

ciclos, sino de toda la inversión en la cadena del gas del sistema (contratos a

largo plazo, up y mid stream, capacidad de regasificación y almacenamiento,

etc…). Con la perspectiva actual (después de la crisis y la disminución de la

demanda), hay cierto consenso en que ha existido una sobreinversión en

capacidad de ciclos e infraestructuras de gas. El debate acerca de por qué se

ha llegado a esta situación (malas señales dadas por la Administración vs

error de planificación y expectativas de las empresas) es muy interesante y

complejo a la vez. Lo cierto es que el oneroso ciclo inversor en gas ha

solapado un tanto bruscamente con otro potente ciclo inversor, el de las

renovables, y que esta situación ha quedado en evidencia a partir de la crisis

(en forma de precios de pool por debajo de costes de producción, precios

nulos durante decenas de horas, etc…). Los factores de carga de ciclos a 2020

serían los siguientes:

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%


Factor de carga ciclos

Figura 9. Factor de carga de ciclos en 2020

Destaca la escasa utilización media en los escenarios de “Medio Ambiente” y

“Seguridad de Suministro”, por debajo del 25%.


• Porcentaje de producción de origen renovable: este indicador revela

fundamentalmente dos efectos contrapuestos; por un lado, cuanto mayor sea

la aportación de tecnologías renovables (hidráulica, eólica, solar, etc…), más

presión habrá sobre el precio de la electricidad en el mercado mayorista (se

trata de energía con coste variable prácticamente nulo y prioridad de

despacho, que desplaza hacia la derecha la curva de oferta). Este efecto es

observable hoy día (el agua y el viento fundamentalmente tienen gran

influencia en la formación de precio), y sería lógico que el aumento esperado

de la producción renovable lo acentúe a futuro. Por el contrario, el coste

asociado a las primas será mayor cuanto mayor se a la producción renovable

(así como los costes asociados a la potencia y energía de respaldo), lo que

supondría un aumento del coste – precio final de la energía para los clientes.

20%

30%

40%

50%

60%


% producción Renovable

Figura 10. Producción de origen renovable en 2020

Como era de esperar, el porcentaje de producción depende fundamentalmente de la

aportación de las renovables al mix de potencia/producción.

• Energía vertida: los excedentes de energía que no puedan ser absorbidos por

el bombeo (ni exportados a terceros países) también suponen una pérdida o

ineficiencia del sistema (además de un lucro cesante que podría ser

reclamado en caso de generalizarse). A pesar de reconocerse como una

limitación o ineficiencia del sistema, los vertidos originados en los distintos

escenarios pueden resultar más eficientes económicamente que el remedio a

los propios vertidos, que pasaría por la construcción de nueva capacidad de

bombeo puro y de embalsado o de nuevas redes. En cualquier caso, los


vertidos que se producirían en los tres escenarios (asumiendo que la

potencia de bombeo del sistema permanece en 5,5 GW) serían los siguientes:

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0


Energía vertida (TWh)

Figura 11. Energía vertida en 2020

Como puede verse, las diferencias entre escenarios son notables.

• Emisiones: Otros datos relevantes son las emisiones de CO2 y NOx del

sistema. Por un lado, el volumen de emisiones de CO2 supone un coste

directo para el sistema (hay que comprar derechos para cubrir esas

emisiones). Por otro, estos valores dan una medida de la inversión en

equipos de abatimiento de emisiones que sería necesaria (equipos de

desulfuración/desnitrificación, partículas, etc…) para cumplir con la

regulación y Directivas correspondientes:

0

10

20

30

40

50

60


Emisiones CO2 (Mt) Emisiones NOx (kt)

Figura 12. Emisiones de CO2 y NOx en 2020


Las empresas ya han acometido numerosas inversiones en instalaciones de

desulfuración para grupos de carbón, por lo que las emisiones ácidas de este tipo no se

incluirán en el estudio.

• Vehículo eléctrico: el grado de penetración del VEH es un dato de entrada al

modelo, por lo que ya se ha fijado de antemano la energía que demanda este

concepto: 3, 4 y 2 TWh en los escenarios “Seguridad de Suministro”, “Medio

Ambiente” y “Competitividad”. Cabe esperar que el desarrollo de

infraestructura eléctrica para los usuarios suponga un sobrecoste frente a la

alternativa de mantener la flota tradicional de “vehículos termodinámicos”,

por lo que aquellos escenarios con mayor presencia de VEH llevarían

aparejados mayores costes globales.

En resumen:

1) El volumen de inversión requerida por el sistema para la década 2010 – 2020

parece menor que el de la década anterior. El grueso de los costes de inversión

recaerá en la construcción de nueva capacidad renovable, así como en las

infraestructuras que permitan desarrollar dichas tecnologías (redes, back-up).

2) En los escenarios “Seguridad de Suministro” y “Medio Ambiente”, cabe

esperar que el precio de la energía sea menor que en el escenario

“Competitividad”, ya que habrá más producción de tecnologías no

gestionables (producen independientemente de la referencia de precio del

mercado). Sin embargo, es de esperar que el precio final de la electricidad

pagado por los clientes sea mayor, ya que la tarifa de acceso habrá de recoger

unos mayores costes asociados a renovables (prima + desarrollos de red), al

mantenimiento de la minería nacional, a los costes de distribución asociados al

VEH (si es que estos se ubican en la tarifa eléctrica), etc...

3) Las infraestructuras gasísticas (especialmente los ciclos combinados),

dimensionadas para un uso mayor del que previsiblemente tendrán en la

próxima década, encontrarán en su mayoría problemas para recuperar las

inversiones realizadas. La competencia no sólo por el hueco térmico

(“contenido” por el avance de las renovables) sino también por proveer los

servicios complementarios requeridos por el OS, unido a la presión que


ejercen las cláusulas ToP que tienen la mayoría de los contratos de

aprovisionamiento de gas en España, probablemente hagan que exista un

nivel de competitividad muy alto en el mercado de ciclos. Esta situación

podría agravarse en los escenarios “Seguridad de Suministro” y “Medio

Ambiente” por la mayor cuota de producción renovable y por la producción

forzada de carbón nacional en el primero. En general, el rol de los ciclos

combinados (y de la térmica en general) va a desplazarse progresivamente de

ser la tecnología con mayor cuota de producción en la actualidad a ser

potencia – energía de respaldo de las renovables (únicamente en el caso

“Competitividad” el nivel de producción esperado de los ciclos empata con la

aportación de la eólica).

3.4 Conclusión

A la vista de los resultados obtenidos en los tres escenarios considerados a 2020 y

del análisis realizado, cabe destacar los siguientes aspectos a modo de conclusión.

1) Gracias a las inversiones realizadas los últimos años, la situación del sistema

eléctrico español se presenta relativamente holgada de aquí a 2020, con escasa

inversión prevista en tecnologías de régimen ordinario (al contrario que otros países

del entorno, como UK, Alemania o Italia). Parece razonable pensar que los tres pilares

de una política energética “responsable” (Seguridad de suministro, competitividad y

control medioambiental) seguirán siendo prioridades para el sector en 2020; según se

apueste más por uno de estos elementos que por los otros, las decisiones de los agentes

podrían conducir al sistema hacia escenarios con ciertas diferencias, que son las que se

han tratado de reflejar en los escenarios seleccionados de partida.

2) En esta situación de relativa “holgura”, es de esperar que la Administración se

sienta algo más cómoda que las empresas de generación, especialmente aquellas que

produzcan en Régimen Ordinario. Este “sentirse cómodo” de la Administración habría

que entenderlo como que dos de las grandes prioridades de ésta (que se garantice el

suministro y que exista una presión competitiva que garantice precios ajustados a

mercado) parecen cumplirse a poco que se mantengan los objetivos de inversión en

nueva capacidad renovable y que la demanda tenga un crecimiento medio moderado


(por debajo del 3-4%). Esta presión competitiva esperable en el sector de generación,

que se manifiesta en los bajos factores de carga obtenidos para tecnologías térmicas o

las numerosas horas con excedentes de energías no gestionables, dificultará el retorno

de determinadas inversiones (ciclos combinados, desulfuradoras, etc..), pero no

garantizará una disminución del precio total del suministro eléctrico, ya que lo

esperable es que los costes regulados de la tarifa (que incluyen primas, incentivos,

redes, etc…) suban notablemente, independientemente del coste de la energía (que

dependerá de los mercados internacionales de commodities y de las situaciones

concretas del sistema español [eolicidad, hidraulicidad, flexibilidad de los

aprovisionamientos, etc…]). Por tanto, una tarea muy importante que habrá de abordar

la Administración será no tanto diseñar señales para la incorporación de nueva

inversión, sino establecer una adecuada asignación de los costes del sistema y

reconocer la aportación de la reserva térmica que habrá de respaldar la generación

renovable cubriendo un hueco térmico cada vez más apuntado, trasladando los costes

reales del suministro a los usuarios, evitando que se generen déficits de tarifa como en

los últimos años. Por ejemplo, repercutir a las renovables una parte mayor del coste de

desarrollo de redes que implica su implantación, o establecer mecanismos de pago por

garantía de potencia.

3) Unido a lo anterior, la Administración y los agentes de generación tanto de

régimen ordinario como de régimen especial (en varios casos se trata de empresas del

mismo grupo), deberían reflexionar sobre las señales económicas que se derivan de un

mercado liberalizado en el que compiten tecnologías subvencionadas (renovables) con

otras que no lo están. La distorsión que suponen la eólica y la solar en el esquema

teórico tradicional de recuperación de costes fijos de las tecnologías submarginales es

evidente: reducen la cantidad y el precio en el mercado, apuntan el perfil del hueco

térmico. En una situación de relativa “comodidad” de cobertura de la demanda, como

se decía anteriormente, esto puede parecer secundario, incluso se puede afirmar que la

señal que da el mercado es la adecuada: no invertir, hay sobrecapacidad. Sin embargo,

podría entenderse como agravante o como equivocación del sistema el hecho de que el

ciclo inversor en renovables, relativamente posterior al de ciclos combinados, esté

perjudicando notablemente la recuperabilidad de los ciclos y otras infraestructuras

gasísticas por esta competencia entre tecnologías sensibles e insensibles

(subvencionadas) al precio. Pero esta supuesta “mala planificación” (de los agentes o

de la Administración o de ambos) es, tal y como se comentó anteriormente, un debate


muy complejo, y que tampoco conduciría a un solución del problema planteado. En

todo caso, hay que resaltar que un esquema de mercado como el actual no atraería

inversión en nueva térmica hasta que se alcanzaran períodos de escasez considerables

(precio instrumental, activación de interrumpibilidad, etc…), lo que es dudoso que

quisiese permitir la Administración.

Dicho esto, el diagnóstico que puede hacerse del sistema en la actualidad y de las

perspectivas a 2020, podría ser el siguiente: en apenas 10 años, el sistema español, con

una punta de demanda en torno a 45 GW, ha incorporado más de 20 GW de nueva

potencia térmica (ciclos) y otros 20 GW de nueva potencia renovable, desarrollando las

infraestructuras que llevan aparejadas estas inversiones. Esto en un país con un parque

nuclear, hidroeléctrico y carbonero relevante. El resultado es que una cuasi isla

energética, con precios de gas generalmente por encima de los precios spot

continentales, con un muy elevado grado de dependencia energética motivado por la

falta de recursos fósiles autóctonos (a excepción de un carbón de escasa calidad y caro

de extraer, sujeto tradicionalmente a subvenciones para mantener su explotación) está

presentando casi sistemáticamente los precios de energía eléctrica más bajos del

continente (a excepción de Nordpool). Es cierto que España tiene un recurso

hidroeléctrico relativamente abundante que ayuda a suavizar los precios, pero no deja

de ser llamativo este hecho. Esta situación de exceso tiene ventajas e inconvenientes,

pero lo que es cierto es que cuesta encontrar un proceder similar en el entorno (ningún

país ha introducido un porcentaje tan alto de ciclos a un ritmo similar salvo quizás

Italia [precio marginal marcado por fuel] ni de renovables salvo quizás Dinamarca

[fuertemente conectada al mercado alemán y por tanto al resto de mercados de Europa

Occidental, que ejercen de back-up y de referencia de precios “continentales”]).

Ningún país ha sido tan “radical” como España, y el tiempo dirá si la apuesta española

(que tiene prácticamente los deberes hechos en cuanto a nueva inversión no-renovable

a 2020) ha sido acertada o desacertada. Lo que sí es esperable es que esta tendencia de

precios de energía bajos se mantengan al menos unos años, mientras que las tarifas de

acceso vayan subiendo (fundamentalmente por los costes asociados a las renovables),

como ha ocurrido en la última revisión de tarifas (a pesar de que la energía ha bajado

de precio, las tarifas de acceso y la tarifa en conjunto han aumentado).

¿A cuál de los tres escenarios planteados sería preferible que se “aproximase” la

realidad en 2020? Es difícil saberlo. El escenario “Medio Ambiente” parece la apuesta


más ambiciosa, quizás también la más arriesgada, y desde luego la que presenta más

retos desde el punto de vista regulatorio, para poder equilibrar el sistema y asignar los

costes y las retribuciones de manera responsable y eficiente. El éxito de un modelo de

este tipo depende en gran medida de las muy debatidas externalidades que supone la

industria renovable en España (empleo, balanza comercial con terceros países,

desarrollo rural, seguridad de suministro, competitividad con hidrocarburos en el

futuro, etc…). A priori, a 2020 se trata de un escenario caro, al igual que “Seguridad de

Suministro” que es el más conservador y seguro de los tres, el que más puertas deja

abiertas (nuclear, carbón nacional, etc…). El escenario “Competitividad” se desmarca

de los anteriores en el sentido de que no parece perseguir un mix de un tipo (verde) u

otro (diversificado), sino un mix/sistema lo más económico posible dentro de un

orden. Esta contención de costes es perfectamente factible a 2020 por la situación de

sobrecapacidad actual, y puede resultar tentadora después del “empacho inversor” de

los últimos años, pero no hay que perder de vista que el mundo no se termina en 2020,

sino que 2020 es punto de partida para 2030 (y así sucesivamente), por lo que retrasar

al máximo la inversión puede ser la decisión más económica a corto/medio plazo, pero

podría no serlo a más largo plazo.

Para completar estas conclusiones puede resultar interesante observar la evolución

esperable de los tres escenarios en la década siguiente, lo que podrá verse en el

apartado siguiente.



4.1 Situación del Parque Generador Español en 2030

La composición del mix español en 2030 es notablemente más incierta que la de 2020

(donde las diferencias se encuentran fundamentalmente en el porcentaje de renovables

alcanzado o el mantenimiento de determinados grupos de carbón o nucleares más

antiguos). Al realizar previsiones a veinte años vista hay que asumir cierta

probabilidad de ocurrencia de hechos excepcionales (p.e., un accidente nuclear tipo

Chernobyl que impacte desarrollos/parques nucleares), avances tecnológicos que

cambien las “reglas del juego” (p.e. abaratamiento de tecnologías renovables hasta

hacerlas plenamente competitivas con tecnologías tradicionales, irrupción de la

economía del hidrógeno), decisiones políticas más radicales (p.e. esquemas de

reducción de emisiones más agresivos y ambiciosos), etc…

Estas excepcionalidades conducirían hacia escenarios con características diferentes a

los contemplados en la actualidad o a 2020; por ejemplo, si la curva de aprendizaje de

renovables alcanza un punto de competitividad mayor que la generación tradicional

(y/o se produce un encarecimiento masivo de los combustibles fósiles [evento tipo

peak-oil]), cabría esperar una apuesta muy fuerte por las tecnologías renovables, lo que

conduciría hacia un mix de generación y una organización general del sector muy

diferentes de los actuales. O, si hay un gran accidente nuclear, cabe esperar que se

paralicen los nuevos desarrollos y se den de baja los grupos de tecnología similar a la

accidentada, como ocurrió en los años 80. Y así sucesivamente.

En este sentido, también se van a adoptar una serie de hipótesis generales

relacionadas con la evolución del sector de 2020 a 2030, que se detallarán a

continuación. En cualquier caso, hay que destacar que los tres escenarios que se

definirán posteriormente (las evoluciones de “Seguridad de Suministro”, “Medio

Ambiente” y “Competitividad” a 2020) serán escenarios “convencionales”, es decir, la

electricidad seguirá produciéndose con un mix tecnológico diverso que incluirá

básicamente tecnologías termodinámicas (carbón, nuclear, turbinas de gas, termosolar,

geotérmica, biomasa, etc…), fluidomecánicas (eólica, hidroeléctrica, marina, etc…) y

fotoeléctricas (fotovoltaica).


En líneas generales, las características que se van a asumir para el Parque Generador

español en 2030 serán:

• Mantenimiento de la potencia nuclear existente, a excepción la CN Garoña.

Todas las centrales estarían por encima de los 40 años de funcionamiento.

Algunos escenarios contemplan construcción de nuevas centrales.

• En general, el carbón reducirá su peso en el mix del sistema español. Los

grupos que permanecerán con un funcionamiento “normal” de mercado

serán previsiblemente grupos de costa/carbón importado. La excepción es el

caso “Seguridad de Suministro”, en el que se tratará de mantener una cuota

representativa de carbón nacional e importado (por diversificación de

combustibles y producción autóctona). No se contempla inversión en nuevas

centrales (sí en CCS en caso que se considere oportuno).

• Mantenimiento de los ciclos combinados existentes en 2020 (25000 MW) y

de las turbinas de gas incorporadas. Se contempla la inversión en nuevos

grupos de gas (especialmente en turbinas a cielo abierto para cubrir puntas y

respaldar tecnologías intermitentes).

• Aumento sostenido de capacidad renovable, fundamentalmente eólica y

solar, en todos los escenarios. Se asume un abaratamiento generalizado de

estas tecnologías (contemplando repotenciaciones eólicas, offshore, etc…),

sin que se llegue a superar claramente el punto de competitividad con

tecnologías tradicionales. Los ritmos de entrada de esta nueva potencia

dependerán del impulso regulatorio que reciban por parte de la

Administración, así como de la evolución de sus costes de inversión

(CAPEX) y de su competitividad relativa con los combustibles fósiles.

• Ligero aumento de la potencia hidroeléctrica (1000 MW en repotenciaciones

de grupos ya existentes que no suponen aumento de energía pero sí

contribución al margen de reserva). Se contempla la inversión en nuevos

bombeos, especialmente en aquellos escenarios que presenten mayores

vertidos.


Por tanto, el mix de potencia del sistema estará compuesto por tecnologías similares

a las actuales (cabe destacar la consideración de turbinas de gas, muy escasas en la

actualidad). Cada escenario optará por un mix de inversiones diferente, acorde con sus

prioridades de planificación.

También hay que tener en cuenta otras variables generales que afectarían al sistema:

• Demanda: se va a considerar un crecimiento medio (1,5% anual). Este valor

reflejaría una mezcla de tendencias – crecimiento demográfico medio,

aumento de usos eléctricos en el hogar y el transporte ferroviario, mejora

notable de la eficiencia. Determinados escenarios contemplan un esfuerzo

en eficiencia extra que se explicará posteriormente.

• Interconexiones: la interconexión con Portugal permanece en el rango 3000 –

4000 MW. Se prevén mejoras en la interconexión con el continente, lo que

supondría una gradual armonización de precios, mayor posibilidad de

exportación de excedentes de renovable, mejora de la seguridad de

suministro, etc…

• Vehículo eléctrico: cabe esperar que para 2030, el grado de penetración del

VEH sea notable en aquellos escenarios en que se considere prioritario.

Como hipótesis general, se considerará que esta alternativa de transporte

seguirá sin ser una opción plenamente competitiva con las alternativas

tradicionales basadas en hidrocarburos (deberá estar incentivada de alguna

manera).

• Medio ambiente: es previsible que las presiones para lograr un mayor

control medioambiental no sólo se mantengan sino que vaya en aumento, lo

que implicaría políticas más restrictivas relativas a la emisión de GEI,

obligación de invertir en equipos de abatimiento de emisiones ácidas no

sólo en carbones, sino también en turbinas de gas, etc…

• Regulación y competencia: a nivel europeo, sería deseable que la UE se

encontrase como mínimo cerca de haber logrado la convergencia de los

distintos mercados regionales existentes en la actualidad, convirtiendo a

Europa en un gran y único sistema compuesto de subsistemas que


ocasionalmente queden desacoplados, pero que por lo general se encuentren

con una misma referencia de precio y respaldo técnico y de seguridad de

suministro notablemente mayor del actual. Este hecho pasa por reforzar las

interconexiones y armonizar la regulación de los distintos países, lo que no

es tarea fácil. En todo caso, España, por su situación geográfica particular, es

susceptible de permanecer relativamente más aislada/desacoplada del resto

del continente que el resto de países (especialmente en cuanto a mercados

de gas), por lo que seguirá considerando un valor o prioridad en materia de

política energética asegurar el suministro como se ha venido haciendo

históricamente (suministros diversificados de GNL, renovables, nuclear,

etc…).

Todas estas variables (parque generador, demanda, regulación, etc…) se ajustarán a

diferentes valores (hipótesis) en función de los escenarios de estudio considerados,

como puede verse en el siguiente apartado.

4.2 Evolución de los escenarios. Hipótesis

4.2.1 Transición 2020 – 2030. Consideraciones previas

Anteriormente se ha señalado que el estudio de 2020 tenía especial interés por ser

éste el horizonte de importantes objetivos regulatorios comunitarios en relación a las

emisiones, el desarrollo de renovables, etc…, pero que de entrada podía pensarse que

los escenarios no tenían mucho margen de diferenciación unos de otros, ya que no hay

demasiadas decisiones pendientes de ser tomadas respecto al parque generador (cierre

o no de Garoña, de grupos de carbón antiguos, mayor o menor ritmo de entrada de

renovables, etc…). En definitiva, que 2020 iba a constituir poco menos que un nodo

único. Como ha podido comprobarse a posteriori, las diferencias han sido mayores de

lo que se creía en un principio, especialmente en determinados conceptos como factor

de carga de ciclos o vertidos de excedente renovable.

Sin embargo, a 2030, considerando un crecimiento de la demanda del 1,5%, cabe

esperar que el hueco se abra, es decir, que se haga necesario un volumen de inversión

mayor que el de la década 2010 – 2020 para poder cubrir la demanda y proporcionar


un índice de cobertura deseado. Por tanto, la discusión sobre la inversión necesaria y la

coherencia entre escenarios es más compleja que en el caso anterior.

La decisión de mantener tres mismos escenarios tipo en 2020 y 2030 puede tener su

interés. De alguna manera, si las prioridades a 2030 no estuvieran perfectamente

equilibradas en el centro del triángulo Seguridad de Suministro – Medio Ambiente –

Competitividad, sino que se inclinarán más hacia alguno(s) de los tres vértices, por

ejemplo Medio Ambiente, lo lógico/eficiente desde el punto de vista económico sería

que ya en 2020 se reconociera esa prioridad y se apuntara hacia un escenario de este

tipo (con hipótesis no muy diferentes de las descritas anteriormente).

Como es lógico, es muy difícil que durante veinte años las prioridades sean siempre

las mismas (ni los agentes van a ser los mismos, ni la política energética, etc…). Pero sí

que se puede asumir que el punto de partida hacia el mix de 2030 es el mix de 2020, y

en ese sentido se va a considerar que los escenarios “Seguridad de Suministro”,

“Medio Ambiente” y “Competitividad” en 2030 son una prolongación de los

escenarios homónimos a 2020. Por tanto, dichos escenarios se construyen sobre la

potencia/nueva inversión definida en el punto anterior.

A continuación se describen las hipótesis particulares para los 3 escenarios

considerados a 2030 (prolongación de los definidos en el estudio de 2020).

4.2.2 Escenario 1: Seguridad de Suministro

Este escenario prioriza la seguridad de suministro del sistema (asegurar el

suministro minimizando riesgos asociados a fallos técnicos, situaciones climatológicas

excepcionales y dependencia de terceros países). Las hipótesis consideradas e

introducidas en el modelo son las siguientes:

• Demanda interna (sin contar intercambios ni VEH): demanda crece al 1.5%

compuesto alcanzando 353 TWh en 2030 (igual que el resto de escenarios).

Sin embargo, se ha considerado que éste es el escenario que mayor

importancia otorga a los planes de eficiencia y ahorro energético, por lo que

se va a aplicar un factor de reducción del 5% (-18 TWh) en concepto de

eficiencias no económicas introducidas mediante diversos incentivos [Puede


resultar llamativo que este escenario busque mayor ahorro o eficiencia que el

escenario de competitividad; la clave está en la consideración de que este 5% de

eficiencias añadidas es “antieconómico”, y por tanto puede resultar más competitivo

no acometerlas que hacerlo. El caso contrario se ve más claramente: países con

recursos energéticos en abundancia (Venezuela, Emiratos Árabes Unidos, Rusia…)

raramente se convierten en modelos de ahorro y eficiencia].


termosolar.

• Cierre de la CN Garoña, mantenimiento del resto del parque y construcción

de dos nuevos grupos de 1400 MW (Generación III).

• Se mantiene operativa la minería de carbón nacional, incentivando la

utilización de dicho carbón a través de distintos mecanismos regulatorios.

También se contempla un mantenimiento de los grupos de carbón

importado operativos en 2020 (para diversificar combustibles y aportar

margen de reserva). Para no exceder los límites de emisiones de GEI

previstos, presumiblemente habrán de construirse instalaciones de CCS en

aquellas centrales que vayan a tener una utilización más intensiva.

• La interconexión con Portugal se mantiene en los 4000 MW alcanzados para

2020.

• La penetración del VEH asciende a un 25% del parque automovilístico.

• Se exige un índice de cobertura del sistema del 12%.

El mix de potencia necesario para satisfacer estas restricciones (cubrir el hueco

hidrotérmico que dejan renovables, fluyente y nuclear), así como la energía aportada

por cada una de las distintas tecnologías, se discutirán a partir de los resultados del

modelo, alimentado con las hipótesis mencionadas.

4.2.3 Escenario 2: Medio Ambiente

Al igual que para 2020, en este escenario se presupone una mayor exigencia

medioambiental a todos los niveles (UE, Administración, etc…), que se traduce en un

apoyo muy fuerte a la implantación de renovables y una legislación más restrictiva con


las instalaciones térmicas, que penaliza principalmente a los grupos de carbón menos

eficientes. Las hipótesis consideradas son las siguientes:

• Demanda: 353 TWh de demanda interna, con un factor de reducción del

2.5% extra sobre el total (-9 TWh) asumiendo que un escenario con mayor

sensibilización medioambiental también va a fomentar eficiencias añadidas a

las ya incluidas en ese crecimiento del 1.5% base que se contempla para la

próxima década.

• Renovables: 55000 MW de eólica (incluyendo repotenciaciones de los

parques más antiguos e instalación de molinos offshore), 8420 MW de

fotovoltaica, 11400 MW de termosolar.

• Nuclear: misma situación que 2020 (todos los grupos actuales operativos

excepto la CN Garoña).

• Cierre de la mayoría de grupos de carbón, excepto las centrales de carbón

importado más eficientes.

• Misma interconexión con Portugal que en 2020 (3000 MW).

• Penetración del VEH del 40% del parque automovilístico, un objetivo

bastante ambicioso. Al igual que en 2020, este es el escenario con mayor

presencia del VEH, lo que refleja las sinergias existentes entre ambas

tecnologías (el VEH disminuye vertidos en los valles provocados

fundamentalmente por excedentes de energías no gestionables), así como la

mayor preocupación e impulso regulatorio por el control medioambiental (el

VEH es notablemente más beneficioso para el medio ambiente,

fundamentalmente en las ciudades).

• Se exige un índice de cobertura del 10%

• Se asumen pagos por capacidad medios, debido fundamentalmente a las

necesidades de back-up de las renovables.

En definitiva, se trata nuevamente de un escenario muy ambicioso en cuanto a

objetivo de penetración de tecnologías no plenamente competitivas en la actualidad


(renovables, VEH), que plantea importantes retos técnicos (back-up, transitorios,

vertidos en valles) y regulatorios.

4.2.4 Escenario 3: Competitividad

Al igual que en 2020, el objetivo de este escenario es plantear un mix energético lo

más económico posible para el sistema. La diferencia fundamental con 2020 (año para

el cual basta con mantener la potencia actual, crecer en renovables moderadamente y

poco más) es que hacen falta inversiones para cubrir la demanda, no es suficiente con

prolongar la vida de las instalaciones actuales (aparte del hecho de que es previsible

que las tecnologías actuales sean menos eficientes que las que existan en 2030, lo que

podría hacer rentable económicamente una cierta renovación del parque generador).

Además, se va a considerar un ritmo relevante de incorporación de potencia

renovable (menor que en los otros dos escenarios) y también un aumento del grado de

penetración del VEH, aunque estas tecnologías no sean estrictamente competitivas

según las hipótesis generales consideradas, ya que lo esperable es que estas apuestas

estratégicas a corto y medio plazo se mantengan a largo plazo.


• Renovables: 39200 MW de eólica, 5460 MW de fotovoltaica y 5500 MW de

termosolar.

• Cierre de la CN Garoña, mantenimiento del resto del parque, construcción

de dos nuevos grupos de 1400 MW. A priori, la nuclear no es una opción

necesariamente competitiva: depende mucho de los costes de inversión, y

más concretamente del marco regulatorio, que es el que determina en gran

medida la percepción de riesgo y por tanto el coste del capital, y también de

la capacidad y el know-how necesarios para acometer la construcción de las

nuevas centrales sin incurrir en demoras o sobrecostes excesivos. Sin

embargo, en determinadas condiciones, puede contribuir a mejorar la

competitividad del sistema, y desde luego, contribuye al control

medioambiental y a mejorar la seguridad del suministro, por lo que, en

principio, no se puede afirmar que la nuclear sea una opción clara en


ninguno de los tres escenarios (en todo caso, “Seguridad de Suministro”

parece el escenario más proclive a contar con esta alternativa). Dicho esto, la

decisión de incrementar la potencia nuclear en este escenario concreto se

debe a varios motivos: la escasa inversión a 2020 y el ritmo moderado de

incorporación de renovables hacen que se abra un hueco notable de

generación, y más concretamente de generación en base (buen encaje con la

nuclear). Por otro lado, dado que la apuesta por las renovables es más

moderada que en los otros dos escenarios, la alternativa más competitiva

para cubrir el hueco base probablemente sería incrementar la potencia y

producción de ciclos y carbón importado hasta niveles elevados, lo que

comprometería la seguridad de suministro y los objetivos medioambientales.

Estos dos factores, unidos a la experiencia que previsiblemente se habrá

acumulado en el período 2015 – 2025 en construcción de centrales de nueva

generación en Europa invitan a pensar que, en caso de contar con una

regulación adecuada, la opción nuclear pueda formar parte de un escenario

competitivo a 2030.

• 3000 MW de interconexión con Portugal.

• Penetración del 12.5% del VEH en el parque automovilístico.

• Se pide un índice de cobertura del 8% (se asume que los avances técnicos en

gestión de redes y una mayor interconexión con el continente hacen viable

un índice de cobertura menor al 10%, por la mejora competitiva que supone

no tener que invertir en más reserva [en caso de emergencia, un cierto grado

de interrumpibilidad sería también más competitiva económicamente que la

construcción de reserva adicional]).

En el análisis de los resultados de este escenario se verán detalladamente las

alternativas de cobertura del hueco térmico y de las inversiones que llevan aparejadas,

sensiblemente más cuantiosas que las del mismo escenario en 2020.


4.2.5 Resumen de los casos

Hasta aquí las diferentes hipótesis a introducir en el modelo para cada escenario.

Como en el punto anterior, la discusión de cobertura de hueco térmico (ciclo vs carbón

vs turbina de gas) se realizará a posteriori, razonando sobre el perfil térmico resultante.

Cabe destacar que las hipótesis de partida se han “amplificado” respecto a 2020 (los

rangos de los distintos parámetros son más amplios, por lo que cabe esperar resultados

más alejados entre unos escenarios y otros).

A modo de resumen, las hipótesis señaladas en los puntos anteriores quedarían de


1. Potencia instalada de eólica, fotovoltaica y termosolar:

Eólica Fotovoltaica TermosolarSeguridad de suministro 45000 6940 8700Medio Ambiente 55000 8420 11400Competitividad 39200 5460 5500

Tabla 13. Potencia renovable en 2030

2. Garoña, interconexión con Portugal, VEH e índice de cobertura exigido:

Nuclear MW de interconexion VEH Índice Cobertura

Seguridad de suministro 2 grupos nuevos 4000 25% 1.12Medio Ambiente Mantenimiento 3000 40% 1.10Competitividad 2 grupos nuevos 3000 12.5% 1.08

Tabla 14. Nucleares, interconexión con Portugal, VEH e índice de cobertura en 2030

3. Otras consideraciones (parque de carbón, pagos por capacidad previstos:

CN CI Pagos por capacidad

Seguridad de suministro Sí (con CCS) Sí Medios

Medio Ambiente Cierre Eficiente AltosCompetitividad Reserva Sí Bajos

Tabla 15. Carbón nacional, carbón importado, pagos por capacidad previstos en 2030


4.3 Resultados del modelo. Análisis

4.3.1 Cobertura según los distintos escenarios. Viabilidad técnica y robustez del sistema

Los resultados obtenidos al introducir las hipótesis señaladas anteriormente en el

modelo son las siguientes:

4.3.1.1 Caso 1: Seguridad de Suministro

Con las hipótesis introducidas, la producción total del sistema asciende a 351 TWh

(incluyendo demanda interna, saldo exportador, bombeo, vertidos y VEH), con un 22%

de producción nuclear, un 18% de producción térmica convencional (carbón y ciclos

combinados), un 9% de producción hidráulica (incluyendo bombeo) y un 51% de

producción en régimen especial, que engloba producción eólica, fotovoltaica,

termosolar y resto de régimen especial (fundamentalmente cogeneración pero también

biomasa, etc…). El hueco térmico asciende a 62 TWh. Gráficamente, la producción total

quedaría de la siguiente manera:

22%

4%

5%

9%

0%

28%

3%

6%

14%

8%1%

Nuclear

CN

CI

CCGT

TG

Eólica

Fotovoltaica

Termosolar

Resto Rég. Esp.

Hidráulica

Bombeo


Como puede verse, los 62 TWh de hueco térmico (una vez repartida la producción

hidroeléctrica para minimizar la función objetivo), son cubiertos por el carbón

nacional, el importado y los ciclos combinados.


La explotación de la minería autóctona y de la flota de carbón nacional se

mantendría en este escenario, aunque con algunas diferencias respecto a 2020: se va a

suponer que la producción se concentra en las cuencas más eficientes, por lo que la

potencia operativa disminuye de los 3500 MW contemplados en 2020 a 2500 MW

(Compostilla, Teruel, Guardo/Robla). Los países con una elevada dependencia del

carbón autóctono (como Polonia o Alemania) son los que más fuerte están apostando

por los sistemas de CCS; en el caso de que España quisiera mantener la minería y la

producción de carbón nacional, cabe esperar que instale CCS en estas centrales

(algunas, como Compostilla, ya tienen proyectos de captura y almacenamiento en

marcha en sus instalaciones), y que incentive un uso intensivo de las mismas, para

consumir la cantidad de carbón requerida y amortizar el CCS. Por tanto, se ha

supuesto que estos 2500 MW funcionen con un régimen elevado (6000 horas anuales),

alcanzando una producción de 15 TWh.

Los grupos de carbón importado y ciclos combinados competirían por los 47 TWh

restantes; si consideramos una flota operativa de carbón importado “eficiente” de 4000

MW (Litoral, Barrios, Puentes de García Rodríguez, Aboño, Lada) funcionando una

media de 4000 h (16 TWh anuales), los 25 000 MW de ciclos quedarían con un factor de

carga medio del 14% (jugando claramente un papel de back-up y cobertura de puntas),

con una producción total de 31 TWh. Con factores de carga tan bajos, cabría esperar un

aprovisionamiento de gas más tipo “compras spot” que perpetuar contratos take-or-pay.



Hueco Térmico



Tabla 16. Cobertura del hueco térmico en 2030 – Seguridad de Suministro



Bombeos - Vertidos

Potencia (GW) 6 8 10 12 14 16 18Horas de corte 578 375 242 143 63 37 15Energía sobre potencia 5797 4378 3189 2097 1062 674 303Energía vertida 2329 1378 769 381 180 82 33


Tabla 17. Excedentes en función de capacidad de bombeo instalada en 2030 – Seguridad de Suministro

Como puede verse, para una potencia de bombeo de 8000 MW, habría 375 horas de

corte en las que se verterían 1378 GWh. El elevado porcentaje de energía no gestionable

contemplada en este escenario genera excedentes elevados en caso de mantener la

potencia de 5,5 – 6 GW existente en 2020, por lo que se considera razonable invertir en

2 GW de bombeo adicionales (además, por sus características, el bombeo tiene efectos

positivos sobre la seguridad de suministro)

El pico de demanda estimado difiere en cada uno de los tres escenarios

considerados a 2030; éste depende del perfil de demanda base (crecimiento del 1.5%,

mejoras en eficiencia propias de cada escenario). El grado de penetración de VEH es

demanda en “volumen”, pero en ningún caso afecta a la punta de demanda (los coches

se recargan de noche; en todo caso sería al revés [en caso de existir una red

suficientemente inteligente], los VEH que estuvieran enchufados en las horas de punta

podrían devolver su energía almacenada a la red). El pico de demanda de este

escenario ascendería a 54500 MW. En este escenario particular se pide un índice de

cobertura de 1.12. Sumando toda la potencia considerada (nuclear + térmica operativa

+ renovables + 5525 MW de resto de régimen especial + 18000 MW de hidráulica +

8000 MW de bombeo [de los cuales 6000 corresponden a bombeo puro y 2000 a

bombeo mixto]), y calculando el grado de cobertura que aporta cada tecnología, no se

alcanza el valor deseado (el margen de reserva se queda en 8%).


potencia instalada. En 2020 ya habíamos supuesto la instalación de 800 MW de

turbinas de gas de ciclo abierto; para 2030, teniendo en cuenta el bajo factor de carga de

los ciclos combinados, la solución convencional más económica parece ser la

instalación de 1200 MW adicionales de turbinas de gas, con lo que se logra la cobertura

del 12% deseada.



Caso1: Seguridad de Suministro


Nuclear 10088 78.6 22% 9583.6CN 2500 15 4% 2250CI 4000 16 5% 3600CCGT 25000 31.3 9% 23750TG 2000 0 0% 1960Eólica 45000 96.6 28% 3150Fotovoltaica 6940 10.3 3% 0Termosolar 8700 22.6 6% 0Resto Rég. Esp. 5525 48.4 14% 4420Hidráulica 18000 27.7 8% 7200Bombeo 8000 4.1 1% 5100

351 100% 61013.6




Tabla 18: Cobertura de la demanda en 2030 – Seguridad de Suministro


autoabastecimiento del 78% (nuclear + carbón nacional + eólica + fotovoltaica +

termosolar + hidráulica + bombeo [turbinación] + resto régimen especial [quitando

cogeneración]), y una producción de origen renovable que supone el 50% del total de

producción.

4.3.1.2 Caso 2: Medio Ambiente

Con las hipótesis introducidas, la producción total del sistema asciende a 368 TWh,

con un 15% de producción nuclear, un 20% de producción térmica convencional

(carbón y ciclos combinados), un 9% de producción hidráulica y un 57% de producción

en régimen especial, en la que destacan un 32% de energía eólica y un 8% de

producción termosolar. El hueco térmico asciende a 72 TWh. Gráficamente, la

producción total quedaría de la siguiente manera:


15%

0%

2%

18%

0%

32%

3%

8%

13%

8%1% Nuclear

CN

CI

CCGT

TG

Eólica

Fotovoltaica

Termosolar

Resto Rég. Esp.

Hidráulica

Bombeo


Como puede verse, los 72 TWh de hueco térmico los cubren fundamentalmente los

ciclos combinados y en menor medida el carbón importado. Cabe esperar que la

presión competitiva de la elevada producción no gestionable, así como la presión

regulatoria a favor de un mayor control medioambiental (precios altos de CO2),

reduzcan la capacidad de carbón importado a únicamente los grupos más eficientes

(Barrios, Litoral, Aboño/Meirama) con un régimen de funcionamiento medio – bajo

(2000 MW a 3000 horas para una producción de 6 TWh). Los ciclos cubrirían el resto

del hueco térmico, 66 TWh.



Hueco Térmico



Tabla 19. Cobertura del hueco térmico en 2030 – Medio Ambiente



Bombeos - Vertidos

Potencia (GW) 6 8 10 12 14Horas de corte 507 373 270 192 124Energía sobre potencia 5765 4827 3898 3044 2165Energía vertida 2723 1843 1198 740 429


Tabla 20. Excedentes en función de capacidad de bombeo instalada en 2030 – Medio Ambiente

Como puede verse, si se opta por aumentar la potencia instalada de bombeo hasta

los 10 GW habría 270 horas de corte en las que se verterían 1198 GWh. Al igual que

ocurre con 2020, éste sería el escenario más propicio para la inversión en nueva

capacidad de bombeo (por oportunidades de bombeo económico, volumen de

excedentes, y servicios para el OS). La forma de los excedentes previstos en este

escenario puede verse en la siguiente gráfica:

0

5

10

15

20

25

30

1

46

91

13

6

18

1

22

6

27

1

31

6

36

1

40

6

45

1

49

6

54

1

58

6

63

1

67

6

72

1

76

6

81

1

85

6

90

1

94

6

99

1

10

36

10

81

11

26

Vertidos (GW)

Figura 15. Curva de vertidos en 2030 - Medio Ambiente

Para este escenario se pedía un índice de cobertura de 1.10. Sumando toda la

potencia considerada (nuclear + térmica operativa + renovables + 5525 MW de resto de

régimen especial + 18000 MW de hidráulica + 10000 MW de bombeo [de los cuales

8000 corresponden a bombeo puro y 2000 a bombeo mixto]), y calculando el grado de

cobertura que aporta cada tecnología, no se alcanza el valor deseado.



potencia instalada. En este escenario se ha optado por mantener 500 MW de carbón

importado de reserva (Aboño/Meirama) y por instalar 3000 MW de nueva capacidad

de turbinas de gas de ciclo abierto y otros 3000 MW de ciclos (anticipando necesidades

de potencia térmica de base para la siguiente década).


Caso2: Medio Ambiente


Nuclear 7000 53.9 15% 6650CN 0 0 0% 0CI 2500 6 2% 2250CCGT 28000 65.9 18% 26600TG 3800 0 0% 3724Eólica 55000 118.1 32% 3850Fotovoltaica 8420 12.5 3% 0Termosolar 11400 29.6 8% 0Resto Rég. Esp. 5525 48.4 13% 4420Hidráulica 18000 27.7 8% 7200Bombeo 10000 5.5 1% 6800

367.6 100% 61494









4.3.1.3 Caso 3: Competitividad

Con las hipótesis introducidas la producción total del sistema asciende a 358 TWh,

con un 22% de producción nuclear, un 26% de producción térmica convencional

(carbón importado y ciclos combinados), un 8% de producción hidráulica y un 44% de


producción en régimen especial. El hueco térmico asciende a 95 TWh (el mayor de los

tres escenarios). Gráficamente, la producción total quedaría de la siguiente manera:

22%

0%

3%

23%

0%

24%

2%

4%

14%

8% 0% Nuclear

CN

CI

CCGT

TG

Eólica

Fotovoltaica

Termosolar

Resto Rég. Esp.

Hidráulica

Bombeo

Figura 16. Mix de producción en 2030 – Competitividad


importado y los ciclos combinados. Cabe esperar que los grupos de carbón importado

más eficientes sigan funcionando “por mercado” en la medida que sean competitivos

frente a los ciclos combinados. Por tanto, se ha supuesto que permanecen operativos

4000 MW de carbón importado eficiente (Litoral, Barrios, Aboño, Meirama, Puentes)

con un régimen de funcionamiento medio (3000 horas), alcanzando una producción

total de 12 TWh. Los ciclos completarían el resto de hueco térmico, con una producción

de 83 TWh, que supone un factor de carga medio del 38%, notablemente más alto que

en los demás escenarios.




Hueco Térmico



Tabla 22. Cobertura del hueco térmico en 2030 – Competitividad

Al igual que en 2020, este escenario es el más exigente en cuanto a cobertura de

hueco térmico (en él se alcanza el pico de producción térmica). La forma del hueco

térmico quedaría de la siguiente manera:

0

5

10

15

20

25

30

1

35

2

70

3

10

54

14

05

17

56

21

07

24

58

28

09

31

60

35

11

38

62

42

13

45

64

49

15

52

66

56

17

59

68

63

19

66

70

70

21

73

72

77

23

80

74

84

25

Curva de carga térmica (GW)

Figura 17. Curva de carga térmica 2030 - Competitividad

La punta de producción térmica asciende a 24500 MW, lo que supone un 67% de la

potencia térmica instalada (incluyendo las turbinas de gas que habrá que instalar para

mantener el margen de reserva deseado).

En cuanto a los vertidos que se producirían en este escenario, se han obtenido los

siguientes valores:


Bombeos - Vertidos

Potencia (GW) 6 8 10 12 14Horas de corte 86 48 18 6Energía sobre potencia 741 482 212 77Energía vertida 225 98 32 5 0


Tabla 23. Excedentes en función de capacidad de bombeo instalada en 2030 – Competitividad

La situación es similar a la de 2020: los vertidos siguen siendo reducidos en

comparación con los otros dos escenarios. Como puede verse, para una potencia

instalada de 6 GW, habría 86 horas de corte en las que se verterían 225 GWh.

En este escenario se pedía un índice de cobertura de 1.08. Sumando toda la potencia

operativa considerada y calculando el grado de cobertura que aporta cada tecnología,

no se alcanza el valor deseado; es más, pasa a tener un valor negativo (-3%). Esto se

debe en gran medida a que la inversión a 2020 en potencia gestionable fue muy

reducida, lo que obliga a realizar un esfuerzo inversor mayor en esta década, y a que

este es el escenario con mayor demanda punta. Si se mantienen 2000 MW de carbón

nacional próximo a la costa (adaptable a calidades de carbón importadas) como reserva

fría del sistema, el índice subiría hasta el 0%; para alcanzar el 8% objetivo, habría que

introducir 4800 MW de turbinas de gas.

Con todas estas consideraciones, el mix de producción quedaría de la siguiente

manera:


Caso3: Competitividad


Nuclear 10088 79.5 22% 9583.6CN 2000 0 0% 1800CI 5000 12 3% 4500CCGT 25000 82.7 23% 23750TG 4800 0 0% 4704Eólica 39200 84.2 24% 2744Fotovoltaica 5460 8.1 2% 0Termosolar 5500 14.3 4% 0Resto Rég. Esp. 5525 48.4 14% 4420Hidráulica 18000 27.7 8% 7200Bombeo 6000 1.3 0% 3400

358.2 100% 62101.6









4.3.2 Viabilidad técnica y robustez del sistema. Comparación entre escenarios. Evolución de

los escenarios 2020 – 2030.

Al igual que en el capítulo anterior, se va a realizar una valoración de la robustez

del sistema (entendida como fiabilidad del mismo de cara a garantizar la cobertura en

el máximo de demanda o en situaciones excepcionales) atendiendo a dos indicadores:

el grado de autoabastecimiento (cuanto mayor sea, menores serán las probabilidades

de sufrir un corte de suministro por contingencias con proveedores externos) y el

porcentaje de térmica utilizada en la punta de demanda (refleja la capacidad del

parque de responder a una demanda excepcionalmente elevada).


• Grado de autoabastecimiento (incluye producción nuclear): como puede

verse en la siguiente gráfica, el escenario “Seguridad de Suministro” se

desmarca de los otros dos, gracias a la inversión en nuclear y renovables.

“Competitividad” sigue siendo el escenario más dependiente:

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%


Grado autoabastecimiento

Figura 18. Grado de autoabastecimiento en 2030

Una vez obtenidos los valores de los distintos indicadores en 2020 y 2030, puede

resultar interesante observar la evolución de los mismos parar tratar de obtener

distintas conclusiones. En el caso del grado de autoabastecimiento, la evolución 2020 –

2030 quedaría de la siguiente manera:

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

2020 2030

Seguridad de suministroMedio AmbienteCompetitividad

Figura 19. Evolución del grado de autoabastecimiento 2020 – 2030


Todos los escenarios mejoran su grado de autoabastecimiento, destacando

“Seguridad de Suministro”, como se ha señalado anteriormente.

• Porcentaje de térmica en punta de potencia térmica: A diferencia de 2020, en

2030 las puntas de demanda son diferentes en cada escenario (se considera

que en unos se invierte más que en otros en reducir demanda mediante

medidas de eficiencia, aunque éstas sean “antieconómicas” a corto plazo), y

los índices también varían (1.08 para “Competitividad” hasta el 1.12 de

“Seguridad de Suministro”). Los porcentajes de térmica funcionando en la

punta de potencia térmica son los siguientes:

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% térmica en punta demanda

Figura 20. Porcentaje de térmica en punta de demanda térmica en 2030

La tecnología nuclear contribuye a reducir este valor en el escenario

“Competitividad” y a aproximarlo a los niveles de “Medio Ambiente”. “Seguridad de

Suministro” se encuentra notablemente más holgado, entre un 15% y un 20% por

debajo de los otros dos.

La evolución seguida por este indicador en cada uno de los escenarios es la

siguiente:


30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

2020 2030


Figura 21. Evolución del porcentaje de térmica en punta de hueco térmico 2020 – 2030

Como puede verse, la disminución de peso de la térmica en el escenario “Seguridad

de Suministro” hace que este valor baje a pesar del aumento de demanda, al contrario

que en los otros dos escenarios.

4.3.3 Inversión necesaria y expectativas de retorno. Viabilidad económica. Evolución de los

escenarios 2020 – 2030.

El escenario de “Seguridad de Suministro” implica una inversión notable en nueva

nuclear (dos nuevos grupos que sumarían unos 3000 MW) y renovables (+10000 MW

eólica, +2000 MW de fotovoltaica, +3000 MW de termosolar). Además, para cumplir

con el índice de cobertura deseado, se contempla la construcción de 1200 MW de

turbinas de gas (para reserva, cobertura, restricciones, etc…) y de 2500 MW de bombeo

puro (que además contribuirían a reducir los vertidos fruto del excedente de energía no

gestionable). Aparte de estas inversiones en nueva capacidad, cabe esperar un refuerzo

de interconexiones eléctricas y gasísticas con el resto del continente. Para lograr un

índice de cobertura mayor que en los otros dos escenarios, probablemente fuera

necesaria la implementación de pagos por capacidad que permitan mantener la

capacidad de reserva calculada, así como unos factores de carga muy reducidos de

ciclos combinados de respaldo. A esto habría que añadir el sobrecoste que supone

mantener operativa la industria de la minería de carbón nacional, así como las

instalaciones de CCS que hubieran de construirse para limitar las emisiones.


El escenario de “Medio Ambiente” implica una inversión alta en nueva capacidad

renovable (+14000 MW eólicos [incluyendo offshore y repotenciaciones], +3000 MW

fotovoltaicos, +4000 MW termosolares). Al igual que para 2020, el desarrollo de todo

esta capacidad implicaría mayores inversiones en redes. Además, sería el escenario

más propicio para el desarrollo de una red inteligente o SmartGrid, con el sobrecoste de

desarrollo/I+D+i que implicaría a corto plazo. Este escenario requiere una reserva de

potencia térmica relevante; de los cerca de 6000 MW térmicos necesarios, se ha

supuesto un mix de inversión de ciclos (+3000 MW) y turbinas de gas (+3200 MW), con

el fin de garantizar la punta actual sin saturar el sistema de potencia de punta

(adelantando parte de las necesidades de reserva a más largo plazo). Además, se ha

contemplado la inversión en 4500 nuevos MW de bombeo puro por las oportunidades

de bombeo económico, aprovechamiento de excedentes y servicios de operación del

sistema que presentaría este escenario. Como ocurre con “Seguridad de suministro”,

también cabe esperar la implementación de mecanismos de pago por capacidad, para

que se invierta en potencia de punta y ésta pueda recuperar su inversión.

En cuanto al escenario de “Competitividad”, existen algunas diferencias relevantes

respecto a la inversión contemplada a 2020 que convendría resaltar; en el punto

anterior, para minimizar los costes del sistema (especialmente aquellos relacionados

con las tarifas de acceso) se optó por un menor ritmo inversor en renovables (apuesta

estratégica y transversal de todos los escenarios, como se ha visto, en mayor o menor

medida), un mantenimiento de la potencia térmica y nuclear, etc… De esta manera, el

sistema quedaba relativamente “ajustado” para afrontar la década 2020 – 2030.

Suponiendo el crecimiento de demanda discutido anteriormente, para cubrir la

demanda del sistema y lograr un margen de reserva del 8%, las inversiones necesarias

son considerables. Por un lado, como se razonó anteriormente, la opción nuclear

encontraría un encaje muy razonable con las necesidades del sistema en un escenario

de este tipo a medio y largo plazo: energía de base para completar una producción

renovable por debajo de la de los demás escenarios (la alternativa sería un crecimiento

del consumo de combustibles fósiles poco recomendable de cara a la seguridad de

suministro, el control medioambiental, y probablemente la competitividad). Por ello, se

ha optado por suponer la instalación de 2 nuevos grupos nucleares de III Generación

(+3000 MW). A esto habría que añadir un ritmo de instalación de potencia renovable

“moderado” (+6000 MW eólicos, +1000 MW fotovoltaicos, + 2000 MW termosolares) y

una potencia de back-up elevada: 500 MW de bombeo puro, y casi 7000 MW térmicos,


para los que se ha considerado el mantenimiento de 2000 MW de carbón de reserva

próximo a la costa y la construcción de 4800 nuevos MW de turbinas de gas de ciclo

abierto. Como puede verse, el nivel de inversión es similar al de los otros dos

escenarios.

Aparte de las inversiones mencionadas, habría que contemplar también:

• Factor de carga de los ciclos: En 2030, las diferencias entre escenarios son

notablemente mayores que en 2020, como consecuencia de unas

composiciones de mix muy diferentes (sobre todo en lo que se refiere a

aportación de energías no gestionables: nuclear y renovables). Los factores

de carga de ciclos a 2030 serían los siguientes:

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%


Factor de carga ciclos

Figura 22. Factor de carga de ciclos en 2030

La utilización media en el escenario “Competitividad” es más del doble que la de

“Seguridad de Suministro”. Un factor de carga próximo al 40% (como es el caso para el

escenario “Competitividad”) podría suponer algún problema para grupos con casi 30

años de antigüedad, pero a priori parece un valor alcanzable (si el uso de las turbinas

es relativamente conservador [número de arranques, transitorios, mantenimientos,

etc…]). Si no fuera así, y el tipo de operación castigase el funcionamiento de las

máquinas (paradas en valles, etc…), cabría esperar una renovación de parte de la

maquinaria (álabes, cámaras de combustión) o incluso sustitución de grupos completos

por ciclos nuevos o turbinas de gas.

La evolución del factor de carga en los tres escenarios entre 2020 y 2030 es la

siguiente:


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

2020 2030


Figura 23. Evolución del factor de carga de ciclos 2020 – 2030

El único escenario que prevé una disminución de las horas anuales de

funcionamiento de los ciclos es “Seguridad de Suministro”, lo que refleja la prioridad

que se otorga en este escenario a disminuir las importaciones de gas, diversificar el

mix, impulsar la nuclear y renovables, etc… El valor más elevado de factor de carga es

el de “Competitividad” (a pesar de los dos grupos nucleares que se incorporan a 2030),

próximo al 40%, lo que podría suponer algún reto de cara a mantener los equipos en

buen estado para que sigan operativos y fiables a 2030; en caso contrario, se verían

abocados a una sustitución parcial o total, con el coste asociado que supone.

• Porcentaje de producción de origen renovable: el porcentaje de energía

proveniente de fuentes renovables en 2030 quedaría de la siguiente manera:

20%

30%

40%

50%

60%


% producción Renovable

Figura 24. Producción de origen renovable en 2030


Como puede observarse, la situación es similar a la de 2020:

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

2020 2030


Figura 25. Evolución de la producción de origen renovable 2020 – 2030

• Energía vertida: los excedentes de energía a 2030 son notablemente

superiores a los de 2020, a pesar de la inversión considerada en nueva

potencia (+500 MW en “Competitividad”, +2500 en “Seguridad de

Suministro”, +4500 MW en “Medio Ambiente”) y del mayor grado de

penetración del VEH:

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6


Energía vertida (TWh)

Figura 26. Energía vertida en 2030

La diferencia más relevante respecto a 2020 es el aumento de vertidos en “Seguridad

de Suministro”, debido a una mayor aportación de tecnologías no gestionables (nuclear

+ renovables):


0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0

2020 2030


Figura 27. Evolución de los TWh de vertidos 2020 – 2030

• Emisiones: Las emisiones de CO2 y NOx quedarían de la siguiente manera

(en caso de que no se construyeran instalaciones de desnitrificación):

0

10

20

30

40

50

60


Emisiones CO2 (Mt) Emisiones NOx (kt)

Figura 28. Emisiones de CO2 y NOx en 2030

Destaca la elevada disminución de emisiones totales de CO2 en “Seguridad de

Suministro”, ya que, como se discutió anteriormente, en este escenario se ha

considerado la construcción de instalaciones de CCS en las centrales de carbón

nacional e importado por su mayor grado de funcionamiento. En cuanto a las

emisiones de NOx, se muestra el valor que se alcanzaría de no invertir en

desnitrificadoras, lo que implicaría probablemente exceder límites y por tanto abordar


la construcción de estas instalaciones para reducir dichas emisiones (como se está

haciendo con las emisiones de azufre y las desulfuradoras). La evolución de las

emisiones de CO2 (en millones de toneladas) quedaría de la siguiente manera:

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2020 2030


Figura 29. Evolución de los Mt de emisiones de CO2 2020 – 2030

• Vehículo eléctrico: el grado de penetración del VEH es un dato de entrada al

modelo, por lo que ya se ha fijado de antemano la energía que demanda este

concepto: 10, 16 y 5 TWh en los escenarios “Seguridad de Suministro”,

“Medio Ambiente” y “Competitividad”. Al igual que en 2020, cabe esperar

sobrecostes asociados a la red en los escenarios con mayor grado de

penetración de VEH (a su vez, estos escenarios se benefician de la demanda

nocturna de los VEH para reducir los volúmenes de energía vertida).

En resumen:

1) El volumen de inversión requerida por el sistema para la década 2020 – 2030 es

mayor que el de la década precedente. Los tres escenarios requerirán un

aumento de potencia térmica instalada, a pesar de no tener factores de carga

excesivamente elevados. Cabe esperar una inversión más o menos cuantiosa en

nuevas renovables en los tres escenarios. En dos de ellos (“Seguridad de

Suministro” y “Competitividad”), la opción nuclear encontraría un encaje

adecuado, si se dan las condiciones políticas y sociales apropiadas.


2) En general, puede afirmarse que los precios de la energía seguirán viéndose

presionados por volúmenes elevados de energía no gestionable, mientras que las

tarifas de acceso seguirán recogiendo mayores costes asociados a la seguridad

de suministro y al control medioambiental (renovables, nuclear, garantía de

potencia, etc…)

4.4 Conclusión

A la vista de los resultados obtenidos en los tres escenarios considerados a 2030 y

del análisis realizado, cabe destacar los siguientes aspectos a modo de conclusión.

1) Un aumento moderado de la demanda en el período 2020 – 2030 supondría hacia

finales de la década un aumento de necesidades de inversión en generación respecto al

período anterior (2010 – 2020). Esto se debe a la actual sobrecapacidad del sistema, que

irá desapareciendo progresivamente a medida que aumente la demanda (convencional,

VEH e intercambios internaciones) y se den de baja los grupos más antiguos del

sistema (por criterios económicos o medioambientales).

2) Si persisten las mismas prioridades en materia energética que existen en la

actualidad (seguridad de suministro, control medioambiental, competitividad), cabe

esperar inversiones en prácticamente todos los campos del sector (capacidad de

generación, redes, almacenamientos, i+D, equipos de abatimiento de emisiones,

renovables, etc…). Los mayores cambios o avances estructurales en el sector podrían

venir motivados por una apuesta decidida a nivel nacional y supranacional por la

investigación, el desarrollo y la innovación en procesos y productos, que podrían traer

consigo cambios profundos del sistema tal y como lo conocemos hoy día. En caso de

que alguno de estos cambios estructurales (redes inteligentes, renovables plenamente

competitivas, CCS plenamente competitivo, VEH plenamente competitivo, mercado

único europeo, etc…) se haya completado con éxito en el período 2020 – 2030, la

composición del mix y algunas prioridades del sistema podrían verse modificadas

sustancialmente. En caso de que dichos avances sigan en proceso de maduración,

mejorando en eficiencia/curvas de aprendizaje, cabe esperar unas fórmulas o recetas

similares a las actuales: diversificación, incentivos, tecnologías más respetuosas con el

medio ambiente, mejora de las interconexiones de gas y electricidad, etc…


3) Si para 2020 ya se señaló la necesidad de afinar la regulación para tratar de

asignar costes/externalidades y reconocer servicios/internalidades de las distintas

tecnologías, agentes, prácticas, etc... de la manera más “justa” posible, como requisito

fundamental del equilibrio a medio y largo plazo del sistema, para 2030 esta necesidad

será aún mayor; como se dijo anteriormente, los precios de la energía probablemente se

verán presionados por una contribución cada vez mayor de energías no gestionables

(renovables, nuclear), mientras que los costes globales del sistema (que habrá de

recoger la tarifa) previsiblemente se mantendrán o incluso aumentarán, en función del

grado de exigencia en control medioambiental, en seguridad de suministro y en

resultados a corto plazo.

Por tanto, hay que asumir un grado de incertidumbre elevado de cara a valorar el

estado del sistema y las prioridades energéticas a 2030. ¿A qué ritmo habrá crecido la

demanda? ¿Cuál será el precio del gas? ¿Seguirán operativos los grupos térmicos

actuales, o habrá que invertir cantidades elevadas para sustituirlos/mejorar sus

prestaciones técnicas y/o medioambientales? ¿Hasta qué punto habrá avanzado el

estado del arte del conocimiento técnico energético? ¿Qué cambios estructurales

habrán motivado estos avances? ¿Cuáles serán las prioridades del sistema?

Más aún: ¿se habrá consolidado el modelo liberalizado como modelo exitoso de

gestión del sistema? Las señales enviadas por el sistema/mercado, ¿habrán sido

correctamente interpretadas por la Administración y las empresas? ¿Se habrá

respondido correctamente a esas señales?

Todos estos interrogantes plantean una infinidad de respuestas/soluciones

diferentes, cada una con un escenario aparejado. En el estudio realizado, se ha asumido

que la seguridad de suministro, el control medioambiental y la competitividad siguen

siendo prioridades del sistema a 2030. Esto ha permitido ordenar las hipótesis de la

forma más coherente posible y dar continuidad a los escenarios planteados a 2020,

observar la evolución de los mismos, etc…

¿A cuál de los tres escenarios planteados es más probable o preferible que se

acerque la realidad 2030? Al igual que se dijo para 2020, es muy difícil de saber. Aun en

caso de que no tenga lugar ninguno de los avances tecnológicos mencionados

anteriormente, no puede asegurarse al 100% que el control medioambiental vaya a


tener más peso que la competitividad o la seguridad de suministro, de cara a ajustar las

señales regulatorias correspondientes, y viceversa.

Los tres escenarios presentan a priori ventajas e inconvenientes; básicamente, el

problema es cuánto se quiere mejorar y hasta qué punto se está dispuesto a pagar dos

aspectos “buenos y necesarios” como son el control medioambiental y la seguridad de

suministro, consensuar hasta qué punto es imprescindible/deseable avanzar. No será

fácil establecer un consenso a nivel nacional; más difícil será lograrlo a nivel

comunitario, y más difícil aún será establecer acuerdos a nivel mundial, dadas las

diferencias entre unas regiones y países y otras, como se dijo en la introducción de esta

Tesis. Por muy deseable que sea minimizar el impacto ambiental de la actividad de

suministro y garantizar la continuidad del mismo, ningún gobierno puede permitir

que el elevado coste del abastecimiento eléctrico prive de electricidad a una parte de su

población, o que su industria se vea fuertemente perjudicada y fuera de mercado por la

pérdida de competitividad que implican unos precios de energía disparados. Lo que

también queda claro, viendo la evolución del escenario “Competitividad”, es que hacer

lo mínimo imprescindible tampoco parece que sea la mejor idea a medio plazo; cortar

la inversión en renovables puede resultar económico a día de hoy, pero como apuesta

de medio – largo plazo, situaría a España en una situación poco deseable (además de

que no evitaría un ciclo inversor potente para cubrir el hueco térmico en 2030 a poco

que crezca la demanda por encima del 1%).

En todo caso, del estudio realizado a 2030 se pueden señalar algunos factores

relevantes, independientemente de la senda planificadora/regulatoria que se quiera

seguir. Por un lado, destaca el elevado apuntamiento de la energía de respaldo

necesaria; como puede verse en la figura 21 (curva de carga térmica del escenario

“Competitividad 2030”), hay cerca de 5 GW de potencia funcionando menos de 200

horas al año. ¿Resultará rentable construir y mantener esta potencia para un régimen

de funcionamiento tan bajo? ¿Será más rentable para el Sistema renunciar a la

cobertura de la demanda en todas horas y aplicar criterios de interrumpibilidad? El

apuntamiento estaría muy relacionado con un segundo aspecto que parece igualmente

clave, y que en la actualidad está empezando a acaparar una atención cada vez mayor:

el concepto de gestionabilidad. Con unos rangos de energía no gestionable en el

entorno del 60-75% del total (valores ligeramente menores en “Competitividad” que en

los otros dos escenarios), cabe preguntarse si una parte de la solución del problema


anterior no pasaría por desarrollar mecanismos de almacenamiento-recuperación de

energía, con el doble objetivo de reducir vertidos y también necesidades de punta. A

día de hoy se contemplan diversas alternativas (bombeo, VEH, CAES [Compressed-Air

Energy Storage], almacenamientos de sales fundidas), cuyo éxito dependerá

fundamentalmente de su capacidad de reducir costes y alcanzar eficiencias que los

hagan plenamente competitivos con las tecnologías tradicionales; a día de hoy, lo

habitual es que no lo sean (al menos de manera generalizada). Otro desarrollo

fundamental, muy relacionado con los anteriores, serían las SmartGrids o redes

inteligentes, necesarias para integrar estos elementos e involucrar a la demanda

activamente, permitiendo una mejor gestionabilidad y contribuyendo también a

reducir el apuntamiento. Dicho esto, se llega al tercer punto, que resulta ser el menos

sofisticado, pero probablemente el más acuciante: aumentar la capacidad de

interconexión.

Este elemento merece una atención aparte. Las interconexiones son tan antiguas

como la propia electricidad, ya que en realidad llamamos interconexión a un cable más

o menos convencional que atraviesa una frontera arbitraria (política, administrativa,

etc…), por lo que en realidad, no es mucho más que un cable más o menos “grande”

(en la mayoría de los casos). Algo tan sencillo como eso, y sin embargo, tan difícil de

construir en muchas ocasiones, más por falta de consenso que por incompatibilidades

técnicas. Sin tener en cuenta el impacto directo de estos tramos de red (coste de

construcción y mantenimiento, impacto visual, radiaciones electromagnéticas, etc…), lo

cierto es que no hay otra pieza del puzzle eléctrico que presente unos beneficios tan

palpables en seguridad de suministro (evidente), control medioambiental (minimiza

vertidos no gestionables, ya que permite colocar esta energía en otros territorios) y

competitividad (evidente también: funcionan las centrales más eficientes del sistema

global, que suponen una eficiencia media mayor que el promedio de eficiencias de los

distintos subsistemas). Obviamente, seguirá siendo necesario construir centrales, optar

por uno u otro mix, construir potencia de base y de punta, etc… Pero de lo que no cabe

duda es que antes (o en todo caso, al mismo tiempo) de complicarse la vida con

desarrollos muy sofisticados y caros (SmartGrids, sales fundidas, etc…) urge estudiar

en profundidad el margen de mejora existente en los países de la UE y del entorno en

materia de interconexiones eléctricas y gasísticas.


La exigencia para la red no va a ser menor en 2030 que en 2020 o la actualidad, casi

seguro que va a ser mayor. Se va a necesitar energía de base, sea nuclear, renovable,

fósil, combinación de las anteriores. También energía de punta, típicamente turbinas de

gas o centrales de bombeo puro (que además permitirán almacenar energía y mejorar

la gestionabilidad de red). También hará falta invertir “de más” en tecnologías

“descontaminantes” para disminuir el impacto ambiental (emisiones ácidas, GEI,

tratamiento de residuos) y en alternativas que mejoren la seguridad de suministro. Y

seguro que habrá más costes aparte de estos.

Los escenarios que se han definido y analizado tenían muchos puntos en común,

diferían básicamente en los ritmos de introducción de potencia renovable/de respaldo,

o en determinadas tecnologías (VEH, nuclear, carbón nacional, etc…). Continuamente

se planteaban relaciones de compromiso en las que había que optar: o más seguridad

de suministro, o más control medioambiental, o más competitividad, pero difícilmente

dos de ellas a la vez y casi imposible las tres simultáneamente. Pues bien, si hubiera

que señalar algún elemento común a los tres apartados, ése sería el “aumento de las

interconexiones”, como se ha señalado anteriormente. Una suerte de piedra angular

para cuya colocación habrá de realizarse un notable esfuerzo de armonización

regulatoria y un gran ejercicio de voluntad política. Llegar a 2030 sin un cuasi-mercado

único que abarque el conjunto del continente europeo podría interpretarse como un

fracaso notable en la política energética de la UE, con consecuencias especialmente

negativas (en forma de ineficiencias) en países periféricos, como es el caso de España.

5 Resumen y Conclusiones 1

5 Resumen y Conclusiones


5 Resumen y Conclusiones

El objetivo de todo estudio de planificación es tratar de anticipar, recrear y estudiar

hipotéticas situaciones futuras a partir de las circunstancias actuales y de las

necesidades previstas en el horizonte del estudio.

El punto de partida de esta Tesis ha sido la situación actual del sistema eléctrico

español: demanda, parque generador, grado de liberalización, ciclos inversores

recientes, infraestructuras… estos y otros elementos caracterizan el estado presente del

sistema, y constituyen el punto de partida para tratar de prever la evolución del mismo

en el medio y largo plazo.

Como marco general, se ha asumido un entorno energético liberalizado en el

horizonte de estudio. La actividad global de suministro eléctrico podría resumirse

como “producción y distribución de la electricidad demandada por los usuarios del

sistema de forma continua e instantánea”. En un entorno liberalizado, las distintas

sub-actividades que la componen (producción, transporte, distribución y

comercialización) son llevadas a cabo por empresas privadas y supervisadas por la

Administración (en sentido amplio), siguiendo diferentes lógicas económicas en

función de la naturaleza de las distintas actividades (libre competencia, monopolios

naturales, etc…), y el coste de dichas actividades ha de trasladarse finalmente a los

consumidores. En concreto, en la actividad de producción (que supone una parte muy

importante del coste global del sistema, tanto en costes fijos [inversión en plantas de

generación, infraestructuras asociadas] como variables [combustibles, mantenimientos,

CO2, etc…]), la lógica económica que aplica es la de libre competencia: funcionarán,

pues, las centrales que supongan un menor coste para el sistema. Puesto que la

inversión en una planta es un coste hundido, las centrales que despacharán energía

para cubrir la demanda en un momento dado serán aquellas con menores costes

variables, aflorando así los conceptos de coste marginal, coste de oportunidad, etc…

que serán los que rijan los criterios de despacho del parque generador.

Trabajar sobre un entorno liberalizado también implica asumir que las empresas

han de tomar decisiones asumiendo riesgos, y que su comportamiento será –en

general- un comportamiento racional, que responda a las señales enviadas por los


mercados, así como a los incentivos establecidos por la Administración. La

identificación de necesidades y la consiguiente definición de hipótesis, que han jugado

un papel fundamental en el diseño de los escenarios en los que se apoya esta Tesis, han

tratado de reproducir este comportamiento “lógico” de los agentes –qué pide el

sistema (la demanda), qué restricciones hay, qué pasos darían los agentes para

acometer las inversiones necesarias y la Administración para incentivar aquellas

acciones que se consideren necesarias pero que a priori no obedezcan a una lógica

económica.

En el planteamiento de esta Tesis se ha asumido que existen dos elementos que a

priori no son “imprescindibles” para mantener el suministro a corto plazo, pero que

deben ser tenidos en cuenta para tratar de preservar el equilibrio (incluso la

supervivencia) del sistema a medio y largo plazo: la seguridad de suministro y el

control medioambiental. A estos dos conceptos hay que añadir inmediatamente un

tercer factor: la competitividad, ya que no existe un máximo técnico que acote los dos

elementos anteriores, sino que es el coste de las medidas a implementar el que actuaría

como límite natural. En función de cuál de estos tres elementos -ampliamente

discutidos- figure como más prioritario en el futuro, cabe esperar decisiones en uno u

otro sentido (más o menos renovables, mantener o cerrar el carbón nacional, construir

o no nuevas nucleares, etc…)

A partir de aquí, lo que se ha hecho ha sido reproducir “cómo sería la cobertura” de

la demanda en dos años – horizontes temporales en particular: 2020 y 2030. En

realidad, 2020 podría interpretarse como la culminación de la década 2010 – 2020, y

2030 como la de 2020 – 2030, de manera que el análisis podría plantearse en términos

de inversión y costes asociados a lo largo de estas dos décadas, particularizados en un

año determinado.

Para reproducir el despacho eficiente en 2020 y 2030 se ha empleado un modelo

programado en GAMS, cuya salida constituye la opción de despacho más eficiente

durante las 8760 horas del año a partir de las hipótesis introducidas de partida (mix de

generación, producible hidráulico, perfiles de demanda y producción renovable, etc…).

Para alimentar el modelo se han elaborado tres escenarios (“Seguridad de

Suministro”, “Medio Ambiente” y “Competitividad”), comunes a 2020 y 2030. Los

parámetros que caracterizan el sistema (potencia eólica instalada, grado de penetración


de VEH, MW de interconexión con Portugal, etc…) toman distintos valores según las

prioridades de los distintos escenarios: autoabastecimiento/garantía de suministro,

renovables/reducción de emisiones y minimización/contención de costes

respectivamente.

En el caso de 2020, se trata de un horizonte de referencia para numerosas cuestiones

clave como las renovables, las emisiones de GEI o la eficiencia energética, que forman

parte de los conocidos objetivos del paquete “20-20-20”. A priori, el margen de

maniobra de los agentes en cuanto a nuevas inversiones es relativamente reducido, ya

que 2020 es un año “próximo” en términos de planificación, y la situación actual de

sobrecapacidad, unida a la apuesta decidida por las tecnologías renovables, hacen

pensar que las necesidades de inversión serán moderadas en el período 2010 – 2020 (en

contraste con la década anterior, en la que pueden identificarse dos potentes ciclos

inversores, en los que se han construido cerca de 20 GW de potencia renovable y de 25

GW de ciclos combinados). Las principales diferencias entre escenarios vienen dadas

por los diferentes ritmos de inversión en renovables o el mantenimiento de

determinadas centrales o tecnologías (como la CN Garoña o la industria de carbón

nacional). Algunos ejemplos de parámetros analizados una vez obtenida la solución de

despacho eficiente aportada por el modelo han sido el factor de carga de los ciclos, el

grado de autoabastecimiento, el porcentaje de producción de origen renovable, la

energía vertida, las emisiones de CO2 y NOx, etc…

2030 parece un horizonte temporal relativamente lejano, pero la realidad es que, al

igual que 2020, también encuentra su punto de partida en la situación actual del

sistema (es decir, heredará una parte importante del mix actual). Si 2020 es la referencia

numérica para diversos objetivos (renovables, emisiones, etc…), 2030 está ganando un

protagonismo cada vez mayor en el ámbito de la planificación y prospectiva, ya que el

margen de maniobra de los agentes será notablemente superior, y muy probablemente

se presenten mayores necesidades de inversión que la década 2010 – 2020, por lo que

“habrá más por hacer”. Es evidente que el grado de incertidumbre es notablemente

más alto que de cara a 2020 –no resulta fácil aventurar cuáles serán exactamente las

prioridades y cuál su orden relativo, ni si los avances tecnológicos asociados a

renovables, combustibles alternativos, redes inteligentes, etc… cambiarán

sensiblemente el aspecto del mapa energético. Lo que se ha supuesto es que la “tríada”

de prioridades actual (Seguridad de Suministro, Medio Ambiente, Competitividad)


sigue teniendo vigencia, ya que no es algo que se solucione “para siempre” en una o

dos décadas. Por tanto, los escenarios se han planteado de acuerdo a los mismos

principios que en 2020, quedando amplificadas las hipótesis y los resultados por el

mayor recorrido temporal: para 2030 queda el doble de tiempo, y además, cabe esperar

que con un crecimiento de demanda moderado (1-2%) y un envejecimiento de una

parte notable del parque térmico, se haga necesario un nuevo esfuerzo inversor

(independientemente de la inversión en renovables) para garantizar la cobertura de la

demanda y el mantenimiento de un índice de cobertura suficiente. Los resultados

analizados han sido los mismos de 2020 (factor de carga de los ciclos, grado de

autoabastecimiento, porcentaje de producción de origen renovable, energía vertida,

emisiones de CO2 y NOx, etc…), lo que además de presentar una “foto” del año 2030

permite observar la evolución seguida por los distintos escenarios.

En cuanto a las conclusiones obtenidas en la presente Tesis (algunas de ellas, ya

comentadas al final de los dos capítulos anteriores), se podrían clasificar en tres tipos:

conclusiones a 2020, conclusiones a 2030 y conclusiones – reflexiones generales.

Conclusiones a 2020:

• No se detectan necesidades evidentes de nueva potencia de base ni de punta

para satisfacer la demanda a 2020. Asumiendo que la apuesta por aumentar

la contribución de las renovables al mix español se mantendrá los próximos

años, no parece que vaya a haber una necesidad imperiosa de energía, es

decir, cabe esperar que los factores de carga de las centrales térmicas se

mantengan en unos rangos moderados; por ejemplo, para los ciclos

combinados se ha obtenido un factor de carga del 23% y del 32% en los

escenarios con más y menos renovables respectivamente.

• La incorporación progresiva de potencia renovable al sistema va a tener

diversas consecuencias sobre la gestión del parque hidrotérmico:

1) Apuntamiento del hueco térmico

2) Pérdida de correlación demanda – precio

3) Menor factor de carga – mayor exigencia técnica para responder a

transitorios de energías no gestionables


4) Elevada competencia entre carbón y ciclos para cubrir hueco

• Dado que las renovables no contribuyen significativamente a mejorar el

índice de cobertura del sistema, se plantea la necesidad de contar con

potencia térmica de reserva, para hacer frente a situaciones excepcionales

(frío sin viento en invierno seco, etc…). La opción más económica sería

alargar la vida de las centrales de carbón existentes –al menos de aquéllas

que puedan quemar calidades de carbón existentes en el mercado

internacional, ya que sólo necesitarían combustible para necesidades muy

puntuales (compras spot). En caso de que esta potencia fuera insuficiente, la

opción de inversión prioritaria serían turbinas de gas a cielo abierto (buen

complemento para la intermitencia de la eólica con menor coste unitario de

inversión que los ciclos).

• El solapamiento temporal de los ciclos inversores en ciclos combinados e

instalaciones renovables ha terminado por perjudicar más a los primeros que

a los segundos. El rol de los grupos térmicos está cambiando: de dar energía

en base, están pasando a dar respaldo a la intermitencia de las renovables

(back-up), lo que en las condiciones de mercado actuales, con tecnologías

subvencionadas (renovables) que no responden a señales de precio, está

poniendo en peligro la recuperabilidad de las inversiones en ciclos e

infraestructuras asociadas (gasoductos, regasificadoras, inversiones up y

mid-stream, etc…).

• La consecuencia de los dos puntos anteriores es que la Administración y los

agentes deberán ajustar correctamente los incentivos que permitan retribuir

a los grupos térmicos de back-up y reserva, para garantizar el

mantenimiento y servicio de estas tecnologías.

Conclusiones a 2030:

• Con un crecimiento moderado de demanda (1-2%), asumiendo el

mantenimiento del parque nuclear y de ciclos combinados y de los grupos

de carbón más eficientes, aparecen necesidades de generación de punta en

los tres escenarios (se ha considerado la inversión en turbinas de gas y


centrales de bombeo puro) y de base en el escenario con menos inversión en

renovables (“Competitividad”).

• Hay dos escenarios que presentan un buen encaje para incorporar nueva

potencia nuclear: “Seguridad de Suministro” (para disminuir dependencia

de combustibles fósiles) y “Competitividad” (por la necesidad de energía de

base). Respecto a este último escenario, cabe destacar que la decisión de

invertir lo mínimo posible a 2020 provoca que haya que acometer un

volumen de inversión notable a 2030 en nuclear y/o térmica.

• La proporción de energía proveniente de tecnologías no gestionables será

probablemente mayor en 2030 que en 2020, por lo que es esperable que los

efectos sobre el parque térmico mencionados anteriormente (apuntamiento,

mayores requerimientos técnicos, térmica cambiando de rol “base” a “back-

up”, aparición de nuevas estacionalidades anuales [períodos de mayor sol o

viento], etc…) se agudicen, cambiando la forma de operar (arranques y

transitorios) y probablemente las estrategias de aprovisionamiento (más

flexibilidad, menos take-or pay).

• Cabe esperar un aumento de oportunidades para el bombeo puro (mayor

frecuencia y volumen de vertidos, necesidades de back-up de renovables y

servicios demandados por el OS, mejora del índice de cobertura), por lo que

los tres escenarios presentan un menor o mayor encaje para nuevas

inversiones de este tipo (desde los 500 MW del escenario “Competitividad”

hasta los 4500 MW considerados en “Medio Ambiente”).

Reflexiones generales:

La situación actual del parque generador (y en gran medida la de 2020) está muy

influida por dos grandes ciclos inversores: por un lado, el del gas/ciclos, que se hizo

necesario para cubrir el elevado crecimiento de demanda del período 1994 – 2007 (4-5%

anual), sustituyendo progresivamente la producción de fuel-oil (Competitividad),

desplazando al carbón menos eficiente (Medio Ambiente) y asegurando el índice de

cobertura necesario (Seguridad de Suministro). Por otro lado, el de las renovables, que

se plantea, además de como una industria nacional estratégica, como una alternativa

de suministro que reduce la dependencia de combustibles fósiles importados


(Seguridad de Suministro) y que permite reducir el nivel de emisiones del parque

generador (Medio Ambiente).

La combinación “renovables + ciclos” parecía razonable para responder a las

necesidades del sistema español, y ha fomentado la consecución de objetivos

medioambientales/de seguridad de suministro. Lo que es más discutible es el ritmo de

incorporación de estas tecnologías; en apenas 10 años, el parque generador ha dado un

vuelco sin parangón en el resto de países del entorno, que o bien no han necesitado una

transformación tan radical, o bien no han querido acometerla tan rápido (dando tantas

facilidades a las renovables o acelerando tanto la inversión en infraestructuras

gasísticas).

Las dos críticas que más frecuentemente se hacen sobre este hecho (especialmente

en el contexto actual de caída de la demanda) son que las renovables “son muy caras y

están subvencionadas en exceso, amenazan la competitividad” y que “se han

construido demasiados ciclos y sobredimensionado las infraestructuras de gas”.

Al margen de la exactitud de estas afirmaciones, lo que sí se puede extraer del

estudio a 2020 es que los ciclos apuntan a factores de carga reducidos (entre el 25 y el

30%) en un entorno muy competitivo, por el exceso de capacidad y la flexibilidad

reducida de los aprovisionamientos de gas. Este nivel de competencia, tanto en energía

como en servicios requeridos por el OS, unido al volumen creciente de energía no

gestionable, con un coste de oportunidad prácticamente nulo, hace prever un entorno

de precios bajos de energía (enviándose una señal de no inversión y dificultándose la

recuperación de costes fijos a través del mercado mayorista) que no tiene por qué ir

acompañada necesariamente de un descenso en las tarifas, ya que los costes asociados

al suministro (primas, subvenciones, redes, pagos por capacidad, etc…)

probablemente aumenten.

Si el mix de inversiones a 2020 es relativamente reducido (básicamente renovables,

alguna turbina de gas), el abanico de posibilidades a 2030 es considerablemente mayor.

Con que la demanda aumente a un 1-2% anual, ya se abre hueco de base o punta como

para que haya que incorporar al parque generador algo más que renovables; la opción

nuclear podría tener encaje en escenarios que no contemplen una entrada masiva de

capacidad renovable (aquellas que prioricen la Competitividad o la Seguridad de

Suministro). Si en 2030 existiese una presión/exigencia medioambiental mayor que en


la actualidad, y el carbón siguiera formando parte del mix de forma relevante (por

consideraciones de Competitividad o de Seguridad de Suministro), cabría esperar que

se desarrollase el CCS en las centrales de uso más intensivo. El elevado grado de

penetración de renovables que puede esperarse en 2030 (especialmente si se prioriza el

Medio Ambiente) se traduce en un fuerte apuntamiento del hueco térmico, lo que

refleja a grandes rasgos las necesidades técnicas del sistema: flexibilidad,

gestionabilidad, potencia de respaldo, redes inteligentes, interconexiones. Como

complemento a lo anterior, y habida cuenta del previsible aumento de excedentes de

energía (p.e. en momentos de mucho viento), la opción de construir nuevos bombeos

mejora su encaje (en 2020 no parece justificable económicamente). También la

introducción del VEH puede contribuir a minimizar dichos vertidos (y a actuar como

“bombeos” que almacenan – devuelven energía al sistema de manera “inteligente”, en

la medida en que la red también lo sea).

En definitiva: como apuesta estratégica a medio-largo plazo, las renovables tienen

un buen encaje en el sistema español: existe potencial, tienen margen para crecer

(hueco) y para mejorar en eficiencia (curva de aprendizaje no saturada), mejoran el

autoabastecimiento energético, no emiten GEI. El inconveniente más claro es que a día

de hoy son una alternativa cara, algo de lo que el sector es perfectamente consciente,

pero que una gran parte de la sociedad no percibe (o no se le informa adecuadamente):

las renovables cuestan dinero -aunque el sol y el viento sean gratis- y hay que pagarlas.

El segundo inconveniente es que por muchas renovables que se introduzcan, existen

limitaciones técnicas, económicas y físicas para almacenar los excedentes que se

producen debido a la intermitencia que las caracteriza y para “usarlos” cuando exista

déficit de producción renovable. Hace falta potencia y energía de respaldo; a corto y

medio plazo, los ciclos combinados tienen un buen encaje (más aún cuando quedaban

fueles por desplazar del mercado de producción). El problema actual (y en cierta

medida futuro) es que esta potencia de ciclos “de respaldo” difícilmente recuperará la

inversión en un mercado de producción donde el propio ciclo es prácticamente la

tecnología marginal y además se ve presionado en precio y cantidad por las renovables

a las que respalda (agravado por el hecho de que el abastecimiento de los ciclos no es

precisamente flexible). Podría pensarse que si el mercado de producción no es

suficiente, y lo que se necesita son servicios de ajuste, será en estos mercados donde se

recupere una parte importante de la inversión, pero lo cierto es que la elevada


competencia en el mercado de producción se extiende fácilmente a los mercados de

ajuste (los ciclos compiten igualmente por dar reserva secundaria, terciaria, etc…).

La relación entre renovables y ciclos no es en absoluto simétrica: una es poco

gestionable, relativamente impredecible, prácticamente inmune a las señales de

mercado, está subvencionada. La otra opera de manera poco conservadora (en cuanto a

preservar las máquinas) para cubrir los huecos que deja la primera, permite una buena

gestionabilidad del sistema, responde a las señales de un mercado muy afectado por

las renovables (cuando hay viento se reduce el hueco y cae el precio, siendo la eólica,

como se ha dicho, prácticamente inmune a esto –tiene su prima que le garantiza el

ingreso).

No es que las renovables sean “malas” y los ciclos “buenos”, pero lo cierto es que

cuando en los años 90 se decidió pasar en España de un sistema más regulado a otro

más liberalizado, simplemente no existía una influencia tan fuerte como la actual de las

renovables, no había experiencia en regular un fenómeno de este tipo, quizá

simplemente no se previó o no se supo ver lo que iba a venir diez años después, con 20

GW de potencia renovable sobre una punta de unos 40 GW. Durante estos 12 años, se

ha atacado al mercado cuando los precios subían (acompañados curiosamente de picos

de precio en los mercados internacionales de commodities), se ha acusado a las empresas

de no actuar racionalmente, de ganar “de más con tecnologías amortizadas”. El

mercado entendido y juzgado exclusivamente como repartidor de ingresos. Toda la

atención concentrada en el “presente” del mercado, pocos o muy pocos alertando de

las señales que genera (¡y sobre todo que generará en unos años!) el mercado de

producción español; se regula y juzga el régimen especial por un lado, el régimen

ordinario por otro, como si fueran cosas más bien distintas. Si los dos convergen luego

en el mercado de producción, y han de estar perfectamente coordinados, ¿no estarán

contaminándose las señales por el hecho de regular tan “independientemente” los dos

regímenes? ¿No deberían revisarse en profundidad las internalidades y externalidades

que suponen unas tecnologías y otras en el mercado, para tratar de equilibrar mejor

responsabilidades y costes, y que las señales que afloren en el mercado reflejen mejor a

las necesidades del mismo?

Las necesidades de inversión en el parque de generación van a estar ahí:

flexibilidad, gestionabilidad, interconexiones, tecnologías de producción menos


emisoras, eficiencia, autoabastecimiento, etc… Las alternativas para cubrir estas

necesidades también estarán ahí, en la medida que lo permitan los avances

técnologicos. Para que exista una correlación entre ambas, y que las alternativas

respondan y se ajusten a las necesidades del Sistema, será imprescindible revisar las

señales enviadas por el mismo a medio y largo plazo, apoyándose en una buena

planificación que permita anticipar cómo evolucionará un mercado con 40 ó 50 GW de

renovables (vertidos, precios, back-up, señales), o qué patrón de funcionamiento

tendrán los grupos térmicos en un futuro con X renovables, VEH, grado de

interconexión… y regular el sistema en consecuencia.

Madrid, 8 de febrero de 2010

Documentación y Referencias

6 Documentación y Referencias

6 Documentación y Referencias 2


6.1 Documentación referenciada

• [1] Orden ITC/2794/2007, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir

del 1 de octubre de 2007 (pago por disponibilidad e incentivo a la inversión).

• [2] RD 436/2004, por el que se establece la metodología para la actualización

y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial. (Vigente hasta el 1 de

junio de 2007).

• [3] RD 661/2007, por el que se regula la actividad de producción de energía

eléctrica en régimen especial.

• [4] Paquete legislativo 20 – 20 – 20: reducción de un 20% de emisiones

respecto a 1990, incrementar a un 20% la cuota de energías renovables y

alcanzar un ahorro energético del 20% en el horizonte temporal de 2020. Más

información: http://ec.europa.eu/environment/climat/climate_action.htm

• [5] Directiva 2009/29/EC (modifica la anterior Directiva 2003/87/EC) para

mejorar y extender el esquema de comercio de emisiones en el seno de la UE

(European Union – Emission Trading Scheme).

• [6] ORDEN PRE/3539/2008, de 28 de noviembre, por la que se regulan las

disposiciones necesarias en relación con la información que deben remitir a

la Administración General del Estado los titulares de las grandes

instalaciones de combustión existentes, así como las medidas de control,

seguimiento y evaluación del Plan Nacional de Reducción de Emisiones de

las Grandes Instalaciones de Combustión existentes (PNRE-GIC).

• [7] Real Decreto 1219/2009, de 17 de julio, por el que se modifica el Real

Decreto 1112/2007, de 24 de agosto, por el que se establece el régimen de

ayudas al desarrollo de las infraestructuras en las comarcas mineras del

carbón. Véase también Plan Nacional de Reserva Estratégica del Carbón


2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral y Sostenible de las

Comarcas Mineras (Plan Nacional de la Minería).

• [8] Informe anual de REE. Los informes completos del sistema eléctrico (1995

– 2008) pueden verse en

http://www.ree.es/sistema_electrico/informeSEE.asp.


6.2 Relación de figuras

Figura 1. Desafíos del sector eléctrico………………………………………..cap 2, pág 5

Figura 2. Mix de producción en 2020 – Seguridad de Suministro……….cap 2, pág 11

Figura 3. Mix de producción en 2020 – Medio Ambiente…………………cap 3, pág 14

Figura 4. Curva de vertidos en 2020 - Medio Ambiente…………………..cap 3, pág 17

Figura 5. Mix de producción en 2020 – Competitividad………………….cap 3, pág 19

Figura 6. Curva de carga térmica 2020 – Competitividad………………...cap 3, pág 20

Figura 7. Grado de autoabastecimiento en 2020…………………………...cap 3, pág 23

Figura 8. Porcentaje de térmica en punta de demanda térmica en 2020...cap 3, pág 24

Figura 9. Factor de carga de ciclos en 2020…………………………………cap 3, pág 26

Figura 10. Producción de origen renovable en 2020……………………….cap 3, pág 27

Figura 11. Energía vertida en 2020…………………………………………...cap3, pág 28

Figura 12. Emisiones de CO2 y NOx en 2020………………………………cap 3, pág 28

Figura 13. Mix de producción en 2030 – Seguridad de Suministro……...cap 4, pág 12

Figura 14. Mix de producción en 2030 – Medio Ambiente……………….cap 4, pág 16

Figura 15. Curva de vertidos en 2030 - Medio Ambiente…………………cap 4, pág 17

Figura 16. Mix de producción en 2030 – Competitividad………………...cap 4, pág 19

Figura 17. Curva de carga térmica 2030 – Competitividad……………….cap 4, pág 20

Figura 18. Grado de autoabastecimiento en 2030………………………….cap 4, pág 23

Figura 19. Evolución del grado de autoabastecimiento 2020 – 2030……..cap 4, pág 23


Figura 20. Porcentaje térmico en punta de demanda térmica en 2030…..cap 4, pág 24

Figura 21. Evolución del porcentaje de térmica en punta de hueco térmico 2020 –

2030………………………………………………………………………………...cap 4, pág 25

Figura 22. Factor de carga de ciclos en 2030………………………………..cap 4, pág 27

Figura 23. Evolución del factor de carga de ciclos 2020 – 2030…………...cap 4, pág 28

Figura 24. Producción de origen renovable en 2030……………………….cap 4, pág 28

Figura 25. Evolución de producción de origen renovable 2020 – 2030…..cap 4, pág 29

Figura 26. Energía vertida en 2020…………………………………………..cap 4, pág 29

Figura 27. Evolución de la energía vertida 2020 - 2030……………………cap 4, pág 30

Figura 28. Emisiones de CO2 y NOx en 2020………………………………cap 4, pág 30

Figura 29. Evolución de los Mt de emisiones de CO2 2020 – 2030………cap 4, pág 31


6.3 Relación de tablas

Tabla 1. Potencia renovable en 2020………………………………………….cap 3, pág 9

Tabla 2. Garoña, interconexión con Portugal, VEH e índice de cobertura en

2020………………………………………………………………………………….cap 3, pág 9

Tabla 3. Carbón nacional, carbón importado, pagos por capacidad

previstos…………………………………………………………………………….cap 3, pág 9

Tabla 4. Cobertura del hueco térmico en 2020 – Seguridad de

Suministro…………………………………………………………………………cap 3, pág 12

Tabla 5. Excedentes en función de capacidad de bombeo instalada en 2020 –

Seguridad de Suministro………………………………………………………...cap 3, pág 12

Tabla 6. Cobertura de la demanda en 2020 – Seguridad de Suministro…cap 3, pág 13

Tabla 7. Cobertura del hueco térmico en 2020 – Medio Ambiente………cap 3, pág 16

Tabla 8. Excedentes en función de capacidad de bombeo instalada en 2020 – Medio

Ambiente…………………………………………………………………………..cap 3, pág 16

Tabla 9. Cobertura de la demanda en 2020 – Medio Ambiente…………..cap 3, pág 18

Tabla 10. Cobertura del hueco térmico en 2020 – Competitividad………cap 3, pág 20


Competitividad…………………………………………………………………...cap 3, pág 21

Tabla 12. Cobertura de la demanda en 2020 – Competitividad…………..cap 3, pág 22

Tabla 13. Potencia renovable en 2030……………………………………….cap 4, pág 11

Tabla 14. Nucleares, interconexión con Portugal, VEH e índice de cobertura en

2030………………………………………………………………………………...cap 4, pág 11


Tabla 15. Carbón nacional, carbón importado, pagos por capacidad

previstos…………………………………………………………………………...cap 4, pág 11

Tabla 16. Cobertura del hueco térmico en 2030 – Seguridad de



Seguridad de Suministro………………………………………………………...cap 4, pág 14

Tabla 18. Cobertura de la demanda en 2030 – Seguridad de


Tabla 19. Cobertura del hueco térmico en 2030 – Medio Ambiente……..cap 4, pág 16

Tabla 20. Excedentes en función de capacidad de bombeo instalada en 2030 – Medio

Ambiente…………………………………………………………………………..cap 4, pág 17

Tabla 21. Cobertura de la demanda en 2030 – Medio Ambiente…………cap 4, pág 18

Tabla 22. Cobertura del hueco térmico en 2030 – Competitividad………cap 4, pág 20


Competitividad…………………………………………………………………...cap 4, pág 21

Tabla 24. Cobertura de la demanda en 2030 – Competitividad…………..cap 4, pág 22

Anexos

A Parque Nacional de Carbón

A Parque Nacional de Carbón 10


El parque nacional de carbón está formado por una veintena de centrales

compuestas por uno o varios grupos, totalizando cerca de 12000 MW de potencia. A

pesar de existir una notable diversificación geográfica y de combustibles empleados,

destaca la presencia de grupos hulleros y antraciteros en la cuenca astur-leonesa, que

suponen más de 5000 MW de potencia instalada. Dentro de este grupo, destacan por su

tamaño y logística las centrales de Aboño (916 MW, muy próxima a la costa) y

Compostilla (1341 MW), en la que están desarrollándose proyectos de CCS pioneros en

la Península.

Las centrales gallegas de Meirama (563 MW) y Puentes de García Rodríguez (1468

MW), diseñadas en un principio para utilizar lignito pardo, han adaptado sus calderas

para quemar carbón importado. Junto a las centrales andaluzas de Barrios (568 MW) y

Litoral (1159 MW), ambas situadas junto a la costa, constituyen el grupo de centrales

más eficientes del sistema.

Las otras dos zonas mineras más relevantes de la Península (Teruel, Ciudad Real)

también cuentan con centrales de carbón diseñadas para quemar el combustible

autóctono con posibilidad de mezcla con calidades importadas (hullas y antracitas).

Destaca la central de Teruel (1102 MW), por su tamaño y por encontrarse en las

proximidades de una de las explotaciones mineras más económicas de la Península, al

tratarse de una mina a cielo abierto.

Como se dijo anteriormente, la clasificación tradicional entre “carbones importados”

y “carbones nacionales” puede complementarse con la de carbones “de costa” y de

“interior”, ya que a efectos de planificación, la logística y flexibilidad de los grupos

para importar y quemar carbón con el mínimo coste determina su competitividad para

regímenes de funcionamiento bajos (típicamente como reserva o back-up de

renovables).

La situación geográfica de las diversas centrales puede observarse en la figura

siguiente:


Figura A.1. Parque Nacional de Carbón

B Cálculo del Índice de Cobertura




B.1 Definición

No todas las tecnologías de generación contribuyen de igual manera a la seguridad

de suministro energético. La contribución de una central debe medirse no tanto por su

potencia instalada, sino por su potencia firme, es decir, la potencia que puede ofrecer en

los momentos de punta con una mínima seguridad o certidumbre (p.e., si la punta de

un sistema tiene lugar típicamente durante la noche de un día laborable de invierno, la

contribución de la potencia solar a cubrir esa punta de demanda es nula). Este valor

depende de factores tales como la disponibilidad de la fuente de energía primaria

utilizada (combustible, viento, agua, etc…), el mantenimiento que se haga de ella o su

régimen de explotación.

Para dimensionar un sistema eléctrico se tiene en cuenta la

probabilidad/factibilidad de cubrir la punta de demanda en condiciones adversas (p.e.

punta de invierno en plena ola de frío de un año seco y con poco viento). Cada

tecnología aporta una potencia firme, y al agregar todas se podrá exceder, igualar o

quedar por debajo de dicha punta de demanda estimada (dando lugar a índices de

cobertura mayores, iguales o menores que 1 respectivamente). Por lo general, en los

sistemas desarrollados (como es el caso de España), existe un notable rechazo de los

consumidores a los cortes de suministro, por lo que la Administración tratará de

garantizar que el sistema se mantenga con índices de cobertura superiores a la unidad,

incentivando la instalación de nueva potencia si dicho valor se aproxima a 1. El

excedente de potencia firme sobre la punta de demanda estimada se conoce como

margen de reserva, y se calcula restándole al índice de cobertura la unidad (en %).

En este sentido, las consideraciones que pueden hacerse sobre las tecnologías que

forman parte del mix español son las siguientes:

• La generación eólica e hidráulica fluyente aportan poca seguridad de

suministro, ya que ni el viento ni el caudal de agua están necesariamente

disponibles en los momentos de mayor demanda (los beneficios de estas


tecnologías se sitúan más en lo relativo al medioambiente y al

autoabastecimiento).

• La Seguridad de Suministro que aportan las nucleares es muy elevada. Esto

es debido a que la probabilidad de “averías” es muy baja y a que sus

mantenimientos se realizan en períodos de demanda baja y son

cortos/espaciados en el tiempo.

• Las centrales térmicas (ciclos combinados, carbón, fuel) ofrecen un nivel

elevado de seguridad de suministro. La tasa de disponibilidad depende en

gran medida de la antigüedad de las centrales.

• Las hidráulicas regulables (con embalse y de bombeo) aportan en general

una seguridad de suministro elevada, pues están incentivadas

económicamente a utilizar el agua en los periodos de precios altos (principal

indicador de “escasez” o necesidad de capacidad adicional). Esta aportación

depende en gran medida de la capacidad del embalse (centrales con

embalses de capacidad plurianual aportan una mayor Seguridad que

aquellas con embalses de capacidad anual).

La potencia firme puede calcularse como potencia instalada multiplicada por un

factor menor a la unidad, que refleja el grado de certidumbre de contar con dicha

potencia en la punta de demanda. Los valores numéricos considerados en esta Tesis

para las distintas tecnologías pueden verse en la tabla que se muestra a continuación.


B.2 Tabla Resumen

Índice de Cobertura

Nuclear 0.95CN 0.9CI 0.9CCGT 0.95TG 0.98Eólica 0.07Fotovoltaica 0Termosolar 0Resto Rég. Esp. 0.8Hidráulica 0.4Bombeo 0.85

Tabla B.1: Coeficientes empleados para el cálculo del Índice de Cobertura – Margen de Reserva

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