UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

ANÁLISIS DE MEDIDAS PARA LA SOSTENIBILIDAD DEL MODELO ENERGÉTICO NACIONAL EN EL HORIZONTE 2030

AUTOR: Carlos Ezquerra Pérez MADRID, Junio 2008

Autorizada la entrega del proyecto al alumno: Carlos Ezquerra Pérez

LOS DIRECTORES DEL PROYECTO José Ignacio Pérez Arriaga Ignacio de Loyola Hierro Ausín Fdo:

Fdo:

Vº Bº del Coordinador/a de Proyectos Tomás Gómez San Román

Fdo:

Fdo:

Resumen

iii

Resumen Tres factores condicionan principalmente la sostenibilidad del modelo energético mundial: recursos limitados, impacto medioambiental y falta de equidad en el acceso a estos recursos. La situación en España es especialmente grave en relación con los dos primeros aspectos. Además, España carece de una planificación global y de largo plazo de todo el sector energético nacional que le permita proporcionar las directrices básicas hacia la sostenibilidad energética. Actualmente existe una gran incógnita sobre el futuro energético de España, de la Unión Europea y del resto del mundo; pero un hecho es claro, el desarrollo sostenible se ha convertido en un elemento central del progreso mundial y su trascendencia política resulta clave. Las nuevas políticas públicas tienen el objetivo de ser compatibles con un desarrollo sostenible en su triple dimensión: social, económica y medioambiental. La Comisión Europea presentó el 28 de enero del 2008 un ambicioso plan para reducir las emisiones de dióxido de carbono con el que trata de convencer al resto del mundo, y especialmente a Estados Unidos, de que se sume a la lucha contra el cambio climático. El objetivo es alcanzar un acuerdo global que suceda a Kyoto a partir de 2012. España sale bien parada del plan, pues se le exigen esfuerzos que parecen asumibles, a diferencia de la negociación de 1997. Con este plan, Europa pretende recortar en un 20% las emisiones de CO2 en el año 2020 con respecto a las del año 1990. España sale beneficiada con la nueva propuesta debido a que se toma como año de referencia el 2005. El resultado es que si el protocolo de Kyoto permite a España emitir un 15% más que en 1990 para el año 2012, la nueva propuesta de Bruselas eleva esa cifra a un 30% para 2020. El objetivo principal de este proyecto es modelar y analizar el sector energético español en su conjunto, desde el punto de vista económico y técnico, para estimar los efectos combinados que puedan producir los distintos mecanismos de ahorro energético y en general, todos aquellos que nos conduzcan hacia un modelo energético sostenible a largo plazo. Por tanto, el objetivo será identificar y evaluar las medidas que se le podrían aplicar al sistema energético español con el fin de encaminarlo hacia una senda de mayor sostenibilidad para el horizonte 2030, de tal forma que España pueda cumplir

Resumen

iv

con los nuevos objetivos marcados por la comisión Europea. Por ello, en el proyecto se analiza el potencial de las siguientes medidas: - Ahorro y eficiencia en el sector de la edificación y en el sector servicios. - Ahorro y eficiencia en el sector del transporte. - Tecnología de captura y almacenamiento de CO2. - La energía nuclear. - El potencial de las diferentes energías renovables. Todas estas medidas tienen un gran potencial de reducción de emisiones. Sin embargo, no se pueden analizar estas medidas de una forma individual ya que muchas de ellas se solaparían reduciendo el efecto que estas tienen por separado. Por ello, para modelar el impacto conjunto de las distintas medidas hay que representar el funcionamiento del sistema eléctrico español. De esta forma, una vez que se han analizado las medidas comentadas anteriormente, se ha creado un modelo con la ayuda de Microsoft Excel y Visual Basic que nos permite representar el sector energético español para de esta manera poder ver el efecto conjunto que tendría la aplicación de las medidas. El modelo creado es determinista y trabaja bajo la hipótesis de nudo único, es decir, no considera la red de transporte ni la situación geográfica de las diferentes centrales ni de los centros de consumo. El modelo creado genera distintos escenarios en función de las entradas que se introduzcan. Las principales variables de entrada son: - Nivel de intensidad en el ahorro y la eficiencia en el sector de la edificación, el sector servicios y el sector del transporte. - Porcentaje de coches y camiones híbridos enchufables, eléctricos puros e híbridos no enchufables en el año 2030. - Potencia instalada en el año 2030 de cada tipo de tecnología (eólica terrestre, solar fotovoltaica, nuclear, centrales de carbón, ciclos combinados de gas natural, etc). - Porcentaje de las centrales de carbón que disponen de la tecnología de CAC en el año 2030.

Resumen

v

- Precio del carbón, del gas natural y del CO2. - Cantidad de cogeneración en la industria y porcentaje de viviendas con acceso al Distric City en Cooling. - Incremento del rendimiento medio de las centrales de carbón y de gas natural en el año 2030 con respecto al rendimiento medio actual. El modelo calcula para cada escenario la evolución de las emisiones de CO2 desde hoy hasta el año 2030, así como los costes de generación eléctrica y el ahorro de energía final respecto de un escenario tendencial. Posteriormente, mediante el modelo creado, se han planteado varios escenarios de simulación donde se ha evaluado la sostenibilidad del sector energético español. Se han analizado las posibilidades de reducción de emisiones de este sector mediante el impacto del fomento de las energías renovables, el ahorro y la eficiencia energética, la implantación de los coches híbridos enchufables y otras medidas, para intentar alcanzar la necesaria sostenibilidad del sector energético en España. Para cada uno de los escenarios se analizan las distintas maneras de cubrir el mix energético en el año 2030, por lo que se analiza el caso en el que se aumentara la potencia nuclear o no se aumentara, así como el caso en el que la tecnología de captura y almacenamiento de CO2 estuviese disponible o no lo estuviese en el horizonte temporal considerado en el proyecto. Por último, y a la vista de los resultados arrojados por las diferentes simulaciones, se han obtenido las pertinentes conclusiones y recomendaciones, entre las que se puede destacar que, si bien bajo las políticas actuales no es posible conseguir un marco de desarrollo sostenible para el sector energético español, esto si sería posible bajo unas políticas más decididas de ahorro y eficiencia y promoción de las energías renovables. Por lo tanto, se muestra en las conclusiones finales como es posible cumplir con los nuevos objetivos de España para el año 2020 y continuar con una disminución de las emisiones de CO2 hasta el año 2030.

Resumen

vi

Summary Three elements are conditioning the sustainability of the world energy model: limited resources, the environmental impact and the lack of equity in the access to these resources. The situation in Spain is especially worrysome in the two first aspects. Besides, Spain does not have a long term and global indicative plan for the national power sector, which could provide the basic guidelines towards achieving a more sustainable energy model. In these days, there is an enormous doubt about the energy prospective in Spain, the European Union and the rest of the world; but a clear fact is that the sustainable development has become into a core element of the worldwide progress and its political importance is strategy. The new public policies, in its purpose have to be compatible with a sustainable development in its triple dimension: social, economic and environmental. The European Commission introduced on January 28, 2008 an ambitious plan to reduce emissions of carbon dioxide with which tries to convince the rest of the world, and especially to the United States, to join the fight against climate change. The aim is to reach a comprehensive agreement to succeed Kyoto from 2012. Spain goes well stop in the plan because it requires efforts that are more likely to be achieved, unlike the negotiation of 1997. With this plan, Europe pretends a 20% cut in CO2 emissions in 2020 compared to 1990. Spain is favoured in the new proposal because it is taken as the reference year 2005. The result is that if the Kyoto Protocol allows Spain to deliver 15% more than in 1990, the Brussels proposal raises that number to 30% by 2020. The primary target of this project is to model and to analyze the Spanish energy sector as a whole, from the economic and technical point of view, to estimate the combined effects that can produce the various mechanisms for energy saving and in general all those that will lead us towards a sustainable energy model in the long term. Therefore, the objective will be to study the Spanish energy system, in order to identify and evaluate measures that could be applied to route on a path of greater sustainability for the horizon 2030, trying to meet the new targets set by the European commission. In consequence, the next following measures are analysed in the project: - Saving and efficiency in the residence and services sector.

Resumen

vii

- Saving and efficiency in the transport sector. - The technology of capture and storage of CO2. - The nuclear power. - The potential of the different renewable energies. All these measures have a great potential but these measures can’t be analyzed individually because many of them overlap reducing the effect that they have separately. Therefore, to model the overall impact of the various measures, the Spanish energy system must be represented. Thus, a model was created using Microsoft Excel and Visual Basic. The model created is deterministic and works under the assumption of a single node, it does not consider the transmission grid nor the location of the various central or centres of consumption. The created model generates different sceneries depending on the income variables. The principal variables of entry are: - Level of intensity in the saving and the efficiency of the residential, services and transportation sector. - Percentage of cars and trucks in 2030 that are plug-in vehicles, electric vehicles and hybrid vehicles. - MW installed in the year 2030 of every type of technology (wind, solar photovoltaic, nuclear, coal plants, combined cycles of natural gas, etc). - Percentage of the coal plants that have capture and storage of CO2 in the year 2030. - Price of coal, natural gas and CO2. - Quantity of cogeneration in the industry and percentage of houses with access to Distric City in Cooling. - Average efficiency improvement in the coal and gas natural plants. The model calculates the evolution of the CO2 emissions from today to the year 2030 as well as the costs of electric generation. It also calculates the total amount of final energy that is saved compared to a scenario where no measures would be applied.

Resumen

viii

Lately, several scenes of simulation have been considered in order to evaluate the sustainability of the current Spanish energetic sector and the possibilities of reduction of the CO2 emissions. Several measures are analysed such as the impact of the promotion of the renewable energies, the saving and the power efficiency, the plug-in vehicles, trying to reach the necessary sustainability of the electrical sector in Spain. For each of the sceneries there are analyzed different ways of covering the energetic mix in the year 2030. There is analyzed the case where the nuclear power would be increased and the case where it would not, as well as the case where the capture and storage of CO2 technology would be available or it would not be available by the year 2030. Finally, in view of the results thrown by the different simulations, the pertinent conclusions and recommendations have been obtained, emphasizing that, although under the current policies it is not possible to obtain a frame of sustainable development, this would be possible under determined environmental protection policies. Therefore, as appears in the final conclusions of the project, it is shown that it is possible to achieve the new aims of Spain for the year 2020 and to continue with a decrease of the greenhouse emission until the year 2030.

Índice

ix

Índice RESUMEN ...............................................................................................................................................III SUMMARY ............................................................................................................................................. VI ÍNDICE..................................................................................................................................................... IX ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS ................................................................................................... XII 1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS DEL PROYECTO.................................................................. 2

1.1 Introducción.................................................................................................... 2 1.2 Motivación ...................................................................................................... 3 1.3 Metodología .................................................................................................... 7 1.4 Objetivos........................................................................................................ 12 2 RENOVABLES .................................................................................................................................. 15

2.1 Introducción.................................................................................................. 15 2.2 Eólica Terrestre ............................................................................................. 15 2.2.1

Potencial

16

2.2.2

Costes

18

2.2.3

Conclusiones

21

2.3 Eólica Marina ................................................................................................ 22 2.3.1

Potencial

22

2.3.2

Costes

25

2.3.3

Conclusiones

26

2.4 Solar Fotovoltaica ......................................................................................... 27 2.4.1

Potencial

27

2.4.2

Costes

29

2.4.3

Conclusiones

33

2.5 Termoeléctrica............................................................................................... 33 2.5.1

Potencial

34

2.5.2

Costes

35

2.5.3

Conclusiones

37

2.6 Biomasa ......................................................................................................... 38 2.6.1

Potencial

38

2.6.2

Costes

42

2.6.3

Conclusiones

46

3 EFICIENCIA Y AHORRO EN EL SECTOR DE LA EDIFICACIÓN ...................................... 48

3.1 Introducción.................................................................................................. 48 3.2 Nuevo marco legislativo en 2007 ................................................................ 51 3.3 Medidas a aplicar en el sector residencial .................................................. 52 3.4 Resultados de la aplicación de medidas ..................................................... 62 4 EFICIENCIA Y AHORRO EN EL SECTOR DEL TRANSPORTE .......................................... 69

4.1 Introducción.................................................................................................. 69 4.2 Contexto legislativo español y europeo...................................................... 78 4.3 Medidas a aplicar en el sector transporte ................................................... 81 4.3.1

Eficiencia en los vehículos

81

4.3.2

Medidas de Uso Más Eficiente de los Medios de Transporte

88

4.3.3

Plan de Movilidad Urbana Sostenible.

90

4.4 Resultados obtenidos de la aplicación de las medidas.............................. 93 5 ENERGÍA NUCLEAR...................................................................................................................... 98

5.1 Introducción.................................................................................................. 98 5.2 Conceptos básicos del funcionamiento de una central nuclear................ 98 5.3 Problemas principales ................................................................................ 101 5.3.1

Residuos

102

5.3.2

Seguridad

105

5.3.3

Proliferación

106

5.3.4

Percepción Social

107

5.3.5

Costes

107

6 CAPTURA Y ALMACENAMIENTO DE CO2 .......................................................................... 116

6.1 Introducción................................................................................................ 116 6.2 Descripción de la tecnología de CAC ....................................................... 118 6.3 Estimación de los costes............................................................................. 121 6.4 Limitaciones de la tecnología de CAC...................................................... 122 7 MODELO ......................................................................................................................................... 123

7.1 Variables de entrada................................................................................... 126 7.1.1

Datos de entrada

126

7.1.2

Inputs

129

7.2 Demanda de energía final y estructura de la generación eléctrica......... 134 7.2.1

Demanda de energía final

135

7.2.2

Cobertura de la demanda eléctrica

137

7.3 Salidas del modelo...................................................................................... 140 8 ANÁLISIS DE ESCENARIOS Y CONCLUSIONES................................................................ 144

8.1 Escenario tendencial................................................................................... 144 8.2 Escenarios alternativos............................................................................... 150 8.2.1

Escenario E1

151

8.2.2

Escenario E2

159

8.3 Conclusiones y objetivos de España ......................................................... 168 9 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................... 177

Resumen

xii

Índice de Figuras y tablas Ilustración 1. Triple dimensión del desarrollo sostenible. ................................................................... 2 Ilustración 2: Relación entre temperatura y CO2.................................................................................. 5 Ilustración 3: Evolución de las emisiones de CO2 ................................................................................ 6 Ilustración 4: Triángulo de Estabilización.............................................................................................. 8 Ilustración 5: Trayectorias de estabilización del CO2 .......................................................................... 9 Ilustración 6: El potencial de eólica terrestre en España. ................................................................... 17 Ilustración 7: Comparación de costes entre eólica y ciclo combinado ............................................. 19 Ilustración 8: Evolución de costes de inversión de la eólica terrestre. ............................................. 20 Tabla 1: Parque eólico año 2005............................................................................................................. 21 Ilustración 9: Potencial de la eólica marina en España....................................................................... 23 Ilustración 10: Cantidad de energía media por superficie en España. Fuente: ASIF .......................... 27 Ilustración 11: Potencial de la fotovoltaica en España........................................................................ 28 Ilustración 12: Costes de una instalación fotovoltaica conectada [ASIF, 2005].............................. 31 Ilustración 13: Costes de una instalación fotovoltaica aislada [ASIF, 2005]. ................................... 32 Ilustración 14: Potencial de la termosolar en España [Greenpeace, 2005]. ...................................... 35 Ilustración 15: Precios de las tecnologías renovables [Barquín, 2003].............................................. 37 Ilustración 16: Potencial de la biomasa en España [Greenpeace, 2005]. .......................................... 39 Tabla 2: Resumen de costes de la Biomasa. ......................................................................................... 44 Ilustración 17: Consumo de energía primaria por sectores [IDAE]. ................................................. 49 Ilustración 18: Consumo de energía en los hogares [IDAE]. ............................................................. 50 Ilustración 19: Eficiencia de electrodomésticos [IDAE, 2007]............................................................ 57 Ilustración 20: Clasificación electrodomésticos [IDAE, 2007]. .......................................................... 58 Tabla 3: Consumo vivienda. .................................................................................................................. 63 Tabla 4: Ahorro viviendas...................................................................................................................... 65 Ilustracióm 21: Estructura de consumo sector transporte [IDAE].................................................... 70 Ilustracióm 22: Estructura de consumo transporte carretera [IDAE]............................................... 70 Ilustración 23: Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero por sector en España, Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005............................................................................................................................. 71 Ilustración 24: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte en España, 1990–2003.Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.............................................................................................................. 72 Ilustración 25: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte en España. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. ............................................................... 73

Ilustración 26: Cambio en las emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte.Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. ......................................................... 74 Ilustración 27: Emisiones de N2O procedentes del transporte en España. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. .................................................................................................................... 75 Ilustración 28: Emisiones de contaminantes atmosféricos de sustancias acidificantes procedentes del transporte. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. .................................. 76 Ilustración 29: Emisiones de contaminantes atmosféricos de precursores del ozono. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. ................................................................................................. 77 Ilustración 30: Emisiones de contaminantes atmosféricos de partículas. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente........................................................................................................................... 78 Ilustración 31: Emisiones totales de contaminantes atmosféricos. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente........................................................................................................................... 78 Tabla 5: Ahorro en el sector del transporte. [IDAE, 2007] ................................................................. 95 Ilustración 32: Costes de inversión de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005]. .................. 109 Ilustración 33: Costes de inversión centrales nucleares [Foro nuclear, 2007]................................ 110 Ilustración 34: Costes de inversión centrales nucleares [Eurelectric, 2007]................................... 111 Ilustración 35: Costes de operación y mantenimiento de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005]. .............................................................................................................................. 113 Ilustración 36: Costes de generación de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005]. ............... 114 Tabla 6:Estructura deconsumo actual................................................................................................. 128 Tabla 7:Estructura deconsumo en el año 2030................................................................................... 128 Ilustración 37: Entrada de inputs. ....................................................................................................... 129 Tabla 7:Potencia de equipo fijo [UNESA, 2007] ................................................................................ 133 Ilustración 38: Curva monótona de carga [Red Eléctrica, 2006]...................................................... 137 Ilustración 39: Curva monótona de carga año 2030.......................................................................... 138 Ilustración 40: Covertura de la curva monótona de carga............................................................... 140 Ilustración 41: Salidas del modelo....................................................................................................... 140 Tabla 8: Coeficinetes de emisiones [IDEA, 2007]. ............................................................................. 142 Ilustración 42: Población. ..................................................................................................................... 145 Ilustración 43: Parque de viviendas. ................................................................................................... 146 Ilustración 44: Parque de automóviles. .............................................................................................. 146 Ilustración 45: Consumo de energía final en el escenario tendencial............................................. 147 Ilustración 46: Consumo de energía final por sectores en el escenario tendencial....................... 147 Ilustración 47: Consumo de energía final por fuentes en el escenario tendencial........................ 148 Ilustración 48: Potencia instalada escenario tendencial. .................................................................. 149 Ilustración 49: Estructura de generación eléctrica escenario tendencial........................................ 149 Ilustración 50: Consumo de energía final en el escenario E1. ......................................................... 152 Ilustración 51: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E1...................................... 152

Ilustración 52: Producción eléctrica en el escenario E1. ................................................................... 153 Tabla 9:Potencia de equipo fijo [UNESA, 2007]. ............................................................................... 154 Tabla 9: Potencia instalada escenario E1. ........................................................................................... 155 Tabla 10: Generación eléctrica escenario E1. ..................................................................................... 156 Tabla 11: Costes y emisiones de CO2 escenario E1........................................................................... 156 Ilustración 53: Evolución emisiones de CO2 carbón prioritario escenario E1. ............................. 157 Ilustración 54: Evolución emisiones de CO2 gas natural prioritario escenario E1....................... 157 Ilustración 55: Evolución emisiones de CO2 con mejora de rendimiento. .................................... 159 Ilustración 56: Tipos de vehículos en el 2030..................................................................................... 160 Ilustración 57: Consumo de energía final en el escenario E2. ......................................................... 161 Ilustración 58: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E2...................................... 161 Ilustración 59: Consumo de energía final en el escenario E2 con las nuevas medidas................ 162 Ilustración 60: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E2 con las nuevas medidas. ...................................................................................................................................... 163 Tabla 12: Potencia instalada escenario E2. ......................................................................................... 165 Tabla 13: Emisiones de CO2 y costes de generación del escenario E2 en el 2030 . ....................... 165 Tabla 14: Generación eléctrica escenario E2. ..................................................................................... 166 Ilustración 61: Generación eléctrica escenario E2 con gas natural prioritario. ............................. 166 Ilustración 62: Generación eléctrica escenario E2 con carbón prioritario. ..................................... 167 Ilustración 63: Evolución emisiones de CO2 escenario E2 gas natural prioritario....................... 167 Ilustración 64: Evolución emisiones de CO2 escenario E2 carbón prioritario. ............................. 168 Ilustración 65: Triángulo de estabilización Español. ........................................................................ 169 Ilustración 66: Objetivos de España. ................................................................................................... 170 Ilustración 67: Cumplimiento de objetivos carbón prioritario........................................................ 171 Ilustración 68: Cumplimineto de objetivos gas natural prioritario. ............................................... 171

1 Introducción y objetivos del proyecto

Introducción y objetivos del proyecto

1 1.1

2

Introducción y objetivos del proyecto Introducción Tres factores condicionan principalmente la sostenibilidad del modelo energético

mundial: recursos limitados, impacto medioambiental y falta de equidad en el acceso a estos recursos. La situación en España es especialmente grave en relación con los dos primeros aspectos. Además, España carece de una planificación global y de largo plazo de todo el sector energético nacional, que le permita proporcionar las directrices básicas hacia la sostenibilidad energética. El objetivo de este proyecto es estudiar el sistema energético español, con el fin de identificar y evaluar las medidas que se le podrían aplicar para encaminarlo en una senda de mayor sostenibilidad para el horizonte 2030. En el último cuarto del siglo pasado y los inicios del siglo XXI se ha percibido una creciente preocupación por el abastecimiento energético, por el agotamiento de las principales fuentes de energía actuales y por la sostenibilidad del modelo energético vigente. Esta sostenibilidad debe tener una triple dimensión: social, económica y medioambiental, de tal manera que la producción y el consumo de energía no pueden entenderse fuera de estas tres dimensiones.

Ilustración 1. Triple dimensión del desarrollo sostenible.

Actualmente existe una gran incógnita sobre el futuro energético de España, de la Unión Europea y del resto del mundo; pero un hecho es claro, el desarrollo sostenible

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Introducción y objetivos del proyecto

3

se ha convertido en un elemento central del progreso mundial y su trascendencia política resulta clave. La sostenibilidad energética es un problema de carácter mundial. Como se ha señalado anteriormente, existe una preocupación creciente por el desarrollo sostenible, que lo ubica dentro de las prioridades políticas de la Unión Europea, habiéndolo incorporado oficialmente como tal en la pasada Cumbre de Estocolmo. Las nuevas políticas públicas, tienen el objetivo de ser compatibles con un desarrollo sostenible en su triple dimensión: social, económica y medioambiental. La adopción de estas nuevas políticas medioambientales exige el desarrollo de nuevos instrumentos económicos, entre los que destacan los mercados de emisiones de gases de efecto invernadero y los mecanismos competitivos de promoción de energías renovables.

1.2

Motivación Este proyecto surge motivado por la creciente preocupación por el “cambio

climático”. Muchos estudios, por ejemplo el [IPCC, 2007], muestran la crítica importancia de la intervención humana en el cambio climático más reciente y el que se prevé que tendrá lugar, con consecuencias en general muy negativas para la civilización actual. La existencia de impactos medioambientales antropogénicos en la producción y uso de la energía se ha observado desde hace tiempo. La deforestación de muchas áreas o la contaminación asociada a los procesos industriales son casos bien conocidos. Pero, aunque graves, se trataba de impactos locales. En los últimos cien años los efectos locales han pasado a ser amenazas globales. Es un hecho reciente el reconocimiento de la asociación de la energía con problemas medioambientales de carácter global, que ya afectan la salud humana y la calidad de vida, pero muy particularmente las de las generaciones futuras. La utilización de combustibles fósiles, ya sea en pequeñas instalaciones distribuidas o en grandes instalaciones, lleva asociada un considerable impacto ambiental. La combustión de combustibles fósiles da origen a emisiones a la atmósfera de óxidos de nitrógeno y dióxido de carbono. Además el carbón y el petróleo dan lugar a óxidos de

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Introducción y objetivos del proyecto

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azufre y partículas en suspensión. Todas estas sustancias pueden afectar seriamente a la salud de las personas. Los gases de efecto invernadero absorben energía infrarroja calentando la superficie terrestre y la atmósfera. El efecto de calentamiento que producen estos gases se llama efecto invernadero, es decir, la energía solar queda atrapada por los gases, del mismo modo en que el calor queda atrapado detrás de los vidrios de un invernadero. Si no existiera este fenómeno, la temperatura de la superficie de la tierra sería de unos veinte grados bajo cero. El gas de efecto invernadero más importante de origen antropogénico es el CO2, que se emite en la combustión de combustibles fósiles y de biomasa, lo que produce más CO2 que cualquier otra actividad humana. Las consecuencias de estas emisiones se relacionan con el cambio climático. Desde la Revolución Industrial hasta ahora la concentración de CO2 en la atmósfera ha pasado de 280 ppmv (partes por millón en volumen) a 360 ppmv y puede llegar a 750 ppmv a final del presente siglo. Las mejores estimaciones disponibles hasta la fecha indican que la temperatura media puede aumentar entre 1,5 y 6 grados centígrados para el año 2100. Estabilizar la concentración de CO2 en la atmósfera a cualquier nivel requeriría cortar las emisiones de CO2 a la mitad de lo que son ahora, y esto tendría que conseguirse en las próximas décadas para que el nivel estable no superase en mucho al actual. Aunque se consiga estabilizar la concentración de CO2, el aumento de temperatura y la subida de nivel del mar continuarán durante cientos de años. La credibilidad de estas afirmaciones parece razonable. En el siguiente gráfico se muestra la relación entre las variaciones en la concentración de CO2 en la atmósfera y las variaciones de temperatura durante los últimos 400.000 años.

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Introducción y objetivos del proyecto

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Ilustración 2: Relación entre temperatura y CO2

Pero la variación de la temperatura media es sólo una de las muchas manifestaciones del cambio climático, algunas de ellas de potencial carácter catastrófico: patrones de precipitaciones, corrientes marinas y circulación atmosférica, productividad agrícola, ámbito de propagación de animales y de enfermedades, e intensidad y frecuencia de condiciones climáticas extremas. Nótese que un aumento en la temperatura media de, por ejemplo, 3 ºC, puede suponer aumentos de más de tres veces este valor en determinadas regiones de la Tierra. Por este motivo se están proponiendo y se han puesto en marcha nuevas políticas orientadas a frenar este problema. Los gobiernos acordaron en 1997 Protocolo de Kyoto del Convenio Marco sobre Cambio Climático de la ONU (UNFCCC). El acuerdo ha entrado en vigor sólo después de que 55 naciones que suman el 55% de las emisiones de gases de efecto invernadero lo hayan ratificado. En la actualidad son 129 países los que lo han ratificado alcanzando el 61,6 % de las emisiones como indica el barómetro de la UNFCCC. La Comunidad y sus Estados miembros han acordado cumplir conjuntamente sus compromisos de reducir las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero contemplados en el Protocolo de Kyoto en un 8% respecto a los niveles de 1990 en el período comprendido entre 2008 y 2012. La Directiva pretende contribuir a que se cumplan en mayor medida los compromisos de la Comunidad Europea y sus Estados

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Introducción y objetivos del proyecto

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miembros, mediante un mercado europeo de derechos de emisión de gases de efecto invernadero eficaz y con el menor perjuicio posible para el desarrollo económico y la situación del empleo. Para reducir las emisiones de los sectores industriales en Europa, la Comisión Europea ha establecido la Directiva Europea de Comercio de Emisiones, por la cual los 25 países de la UE tienen que diseñar un Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNA) donde se fija el número de derechos de emisión que se distribuirán a las instalaciones industriales. La situación española es especialmente preocupante. España desde hace tres lustros mantiene un importante crecimiento del consumo de energía eléctrica y de intensidad energética, incrementándose cada vez más la dependencia de las fuentes fósiles y por lo tanto aumentando las emisiones de CO2. Esto hace que España se encuentre cada vez más lejos de cumplir los objetivos a los que se comprometió en el protocolo de Kyoto. En la siguiente gráfica podemos observar la evolución de las emisiones de efecto invernadero en España (1990-2005), junto con una estimación para el 2011 de seguir este ritmo de crecimiento.

Ilustración 3: Evolución de las emisiones de CO2

De seguir con esta tendencia en 2008-2012 las emisiones en España serán superiores en un 52,64% a las del año base, lo que supone un 28,64% por encima de lo permitido en el acuerdo firmado, por el que podemos sobrepasar en un 24% las emisiones del año base (1990). Ante esta situación, España esta obligada a acudir a los mecanismos de

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Introducción y objetivos del proyecto

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flexibilidad, para poder cumplir con el objetivo de Kyoto, y a adquirir en el mercado de comercio de emisiones o a través de Mecanismos de Aplicación Conjunta o de Desarrollo Limpio un total de derechos muy por encima del 15%. En el año 2005 las emisiones totales de GEI alcanzaron las 442.425 MT de CO2equivalente. Esta cifra supone un 52,8% de aumento respecto a las emisiones del año base, y un aumento del 3,39% respecto a las emisiones de 2004. El objetivo para la primera fase es estabilizar las emisiones como las del año 2002, pero como hemos podido comprobar de momento no se ha conseguido, ya que van en aumento. Mi motivación surge ante la preocupación de los posibles efectos de una cantidad excesiva de emisiones de CO2 y debido a la necesidad de un cambio en el panorama energético español, de tal manera que España pueda alcanzar una senda de mayor sostenibilidad en el futuro.

1.3

Metodología La metodología de este proyecto es la seguida por el estudio realizado por Robert

Socolow y Stephen Pacala de la Universidad de Princeton en el informe [Socolow, 2004] acerca de las posibles medidas de estabilización de la concentración de CO2 en la atmósfera. En este estudio se establece como unidad de medida de mitigación la “cuña”. Una cuña representa una actividad que supone una reducción de las emisiones de carbono de 1Gt al año en 2054, respecto a una situación “Business as Usual” (BAU) en la que apenas se hubieran aplicado medidas de reducción de emisiones. Esta reducción de emisiones comienza siendo nula hoy en día y aumenta de forma lineal hasta conseguir una reducción de 1 Gt de carbono al año dentro de 50 años. De esta forma, el total de emisiones conseguidas por una cuña a lo largo de 50 años es de 25 Gt de carbono. Para conseguir la estabilización de la concentración de CO2 en la atmósfera en el valor de 500 ppm, la tarea en los próximos años, según [Socolow, 2004], es conseguir implantar alrededor de siete cuñas, con lo que se conseguirían evitar 175 Gt de emisiones de carbono.

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Estas siete cuñas conformarían el llamado “Triangulo de Estabilización”.

Ilustración 4: Triángulo de Estabilización

El Triángulo de Estabilización se basa en la elección entre dos posibles trayectorias para los próximos 50 años: - Una trayectoria basada en la estabilización de la concentración de CO2 en al menos el doble de la preindustrial (500ppm). Esto sólo se puede lograr si se actúa de forma inmediata, manteniendo constantes las emisiones actuales de 7 GtC al año hasta 2054. Después sería necesario disminuir dichas emisiones de forma lineal hasta 2104, año en que se alcanzarían unas emisiones netas nulas. - Una trayectoria en la que se llegaría a triplicar la concentración de CO2 preindustrial (850ppm). A esta situación se llega si no se actúa de forma inmediata, permitiendo que las emisiones se dupliquen hasta alcanzar las 14 Gt de carbono emitido al año en 2054, momento en el que se mantendrían constantes hasta 2104. A partir de ese año se comenzarían a reducir las emisiones de forma lineal hasta alcanzar en 2154 unas emisiones netas nulas.

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Ilustración 5: Trayectorias de estabilización del CO2

En este estudio también se presentan quince actividades que podrían considerarse como cuñas, las cuales están divididas en tres categorías: Categoría I: Eficiencia y Conservación 1. Eficiencia del transporte: Suponiendo que en 2054 haya 2.000 millones de vehículos (aproximadamente tres veces los que hay hoy en día) y que de media recorriesen al año 10.000 millas (16.000 km), se podría constituir una cuña si en lugar del consumo medio actual de 30 millas por galón (5 km por litro) se consiguiera que en 2054 los vehículos recorrieran 10 km por cada litro de combustible. 2. Reducir el uso del transporte: También se podría obtener una cuña si el consumo medio de los 2.000 millones de vehículos en 2054 continuara siendo de 5 km/l, pero que la distancia recorrida al año se redujera a la mitad. 3. Eficiencia de los edificios: Tomando medidas de eficiencia energética en calefacción, refrigeración, ACS e iluminación se pueden conseguir importantes ahorros energéticos que conllevan reducciones de emisiones significativas. En un estudio realizado por el IPCC en 1996, se afirma que la mitad del potencial de ahorro de los países desarrollados se encuentra en los edificios.

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4. Eficiencia de las centrales: Se puede crear una cuña si la mitad de la electricidad obtenida a partir de carbón en 2054 se produjera en centrales con una eficiencia del 60% en lugar del 40% actual. Categoría II: Descarbonización de la electricidad y los combustibles 5. Sustitución de carbón por gas natural: Las emisiones de carbono por unidad de electricidad son en torno a la mitad en las centrales de gas que en las de carbón. Debido a que 700 GW de plantas de carbón emiten 1 Gt de carbono al año, sería necesario para formar una cuña, la sustitución de 1400 GW de centrales de carbón por centrales de gas en 2054. La potencia que se debería cambiar a gas es cuatro veces mayor que la actual. 6. Captura de carbono en centrales eléctricas: La captura y almacenamiento de carbono (CAC) evita en torno al 90% de las emisiones de una central de combustible fósil. Por tanto, se conseguiría una cuña instalando CAC en 800 GW de centrales de carbón o 1600 GW de centrales de gas, en los próximos 50 años. 7. Captura de carbono en plantas de hidrógeno: El hidrógeno obtenido en el momento de la captura del CO2 se puede utilizar para sustituir a los combustibles fósiles tanto en el transporte como en la generación de electricidad. Una cuña requeriría la instalación de CAC en centrales de carbón que produjeran 250 MtH2 al año, o en el caso del gas natural, con una producción de 500 MtH2 al año. El primer valor corresponde a seis veces la producción actual de hidrógeno. 8. Captura de carbono en centrales de sinfuel: El sinfuel es un combustible diésel sintético que se obtiene a partir de gas natural o carbón. Actualmente, la instalación más grande de sinfuel del mundo es Sasol en Sudáfrica, que produce 165.000 barriles al día. Una cuña requiere 200 instalaciones como la de Sasol con CAC en 2054. 9. Fisión nuclear: Una cuña de electricidad nuclear sustituiría 700 GW de centrales de carbón eficientes en 2054. Esto requeriría 700 GW de nuclear, con el mismo factor de capacidad del 90% supuesto para las centrales de carbón, o alrededor del doble de la capacidad nuclear que existe actualmente. El ritmo global de construcción de centrales nucleares entre 1975 y 1990 podría dar lugar a una cuña, si continuase durante 50 años.

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10. Electricidad eólica: Una cuña de electricidad eólica requeriría la puesta en marcha de 2.000 GWp, sustituyendo a centrales de carbón, o lo que es lo mismo, 2 millones de aerogeneradores de 1 MWp. Esto supondría multiplicar por 50 la potencia instalada actualmente de 40 GWp. Los aerogeneradores necesarios ocuparían alrededor de 30 millones de hectáreas (en torno al 3% de la superficie de EE.UU.), algunos en tierra y otros en el mar (offshore). Pero al estar los aerogeneradores bastante distanciados entre sí, la tierra ocupada por ellos puede tener múltiples usos. 11. Electricidad fotovoltaica: Al igual que en el caso de la eólica, una cuña de electricidad fotovoltaica requeriría 2.000 GWp de potencia instalada que sustituyera a centrales de carbón. Esto supone multiplicar por 700 la potencia instalada hoy en día, lo cual corresponde a alrededor de 2 millones de hectáreas ocupadas por placas solares, o de 2 a 3 m2 por persona. 12. Hidrógeno renovable: Se puede obtener hidrógeno a partir de electricidad renovable mediante electrolisis. El hidrógeno producido por 4 millones de aerogeneradores de 1 MWp podría constituir una cuña sustituyendo a la gasolina o el gasóleo, si éste fuera utilizado en vehículos de pila de combustible altamente eficientes. 13. Biocombustibles: Los combustibles fósiles también pueden ser reemplazados por biocombustibles como el bioetanol. Una cuña de biocombustible se alcanzaría mediante la producción de alrededor de 34.000 millones de barriles de bioetanol al día. Esta producción es 50 veces mayor que la actual y la mayoría corresponde a la caña de azúcar de Brasil y al maíz en EE.UU. Una cuña requeriría 250 millones de hectáreas dedicadas a plantaciones de alto rendimiento en 2054, una superficie equivalente a la sexta parte del terreno mundial dedicado al cultivo. Por tanto la producción de biocombustibles puede perjudicar a la agricultura alimenticia. Categoría III: Sumideros naturales 14. Gestión de los bosques: Al menos media cuña se podría crear si el ritmo actual de tala de los bosques tropicales se redujera a cero en los próximos 50 años en vez de reducirse sólo a la mitad. Una segunda mitad de cuña sería posible reforestando aproximadamente 250 millones de hectáreas en los trópicos o 400 millones de hectáreas en zonas templadas (las superficies actuales de bosque tropical y templado son 1.500 y

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700 millones de hectáreas respectivamente). Una tercera media cuña se podría conseguir estableciendo aproximadamente 300 millones de hectáreas de plantaciones en tierra deforestada. 15. Gestión de suelos agrícolas: Cuando zonas forestales o praderas se convierten en tierras de cultivo, se pierde hasta la mitad del carbono del suelo, ante todo debido a que el labrado anual de la tierra incrementa la descomposición, al airear la materia orgánica. Alrededor de 55 GtC, o lo equivalente a dos cuñas, se ha perdido históricamente de esta manera. Prácticas como la conservación de los cultivos (por ejemplo, las semillas pueden ser sembradas sin arar), el uso de cubrecultivos y el control de la erosión puede acabar con las pérdidas. Si las técnicas de conservación de cultivos se llevaran a cabo en los terrenos de cultivo de todo el mundo, se estima que se podrían evitar emisiones equivalentes a entre media y una cuña entera. Todas las medidas candidatas a ser cuñas suponen un esfuerzo realmente grande para ser aplicadas. Sin embargo todas ellas corresponden a prácticas que ya existen y se están llevando a cabo. Hoy en día, se puede comprar electricidad procedente de un aerogenerador, de unas placas solares, de una turbina de gas o de una central nuclear. También se puede comprar hidrógeno producido durante el procedimiento de captura del carbono, biocombustible para impulsar un vehículo y cientos de mecanismos para mejorar la eficiencia energética. Igualmente, se pueden visitar bosques donde las talas han cesado, granjas donde se practica la conservación de cultivos e instalaciones que inyectan carbono en reservas geológicas. Todas estas opciones ya están por tanto implementadas en una escala industrial y podrían desarrollarse a una mayor escala en los próximos 50 años para proporcionar al menos una cuña.

1.4

Objetivos El objetivo principal de este proyecto es contribuir a una planificación energética

sostenible del sistema español, contribuyendo con el análisis detallado de un conjunto de medidas y evaluando su potencial y características básicas. Este análisis ha de permitir conocer mejor las opciones disponibles y poder realizar un debate público

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sobre el conjunto más adecuado de medidas a adoptar en la planificación energética. Algunos de los objetivos son: 1. Estudio de las centrales nucleares como sustitutivo de las centrales de carbón y/o gas. 2. Estudio del potencial de las energías renovables (eólica, solar y biomasa) 3. Estudio de la eficiencia de los edificios y medios de transporte. 4. Consideración de la captura y almacenamiento de CO2 como nueva alternativa. 5. Análisis de los resultados de las medidas anteriores para obtener cuales serían las que habría que aplicar en el sector energético español. La mayor dificultad surgirá a la hora de juntar todas medidas y hacer combinaciones. Un objetivo importante es saber como podré analizar todas las medidas conjuntamente ya que a la hora de realizar el mix energético necesario hay medidas que se solaparían con otras reduciendo el efecto que casa una de ellas tienen de manera independiente. Por ello, nuestro objetivo más importante será construir un modelo en Excel en el que podamos combinar todas las medidas comentadas anteriormente y generar distintos escenarios en el horizonte 2030. Así, los objetivos finales serán: 7. Modelo en Excel 8. Análisis de escenarios.

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2 Energías renovables

Renovables

2 2.1

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Renovables Introducción El sistema eléctrico español depende casi en su totalidad de los combustibles

fósiles. Los combustibles fósiles son los causantes de elevadas emisiones, por lo que para reducir las emisiones es una prioridad encontrar una energía que sustituya en gran medida a la energía fósil. Las medidas tomadas en el ámbito de la Unión Europea en los últimos años, [Bruselas, 2007], que determinan la evolución energética que hay que seguir para desarrollar un modelo sostenible, dan un papel relevante a las energías renovables. Pero para poder considerar a las energías renovables como una parte significativa de la solución real es necesario contestar antes a unas preguntas básicas: o ¿Qué potencial energético tienen las energías renovables? o ¿Son económicamente competitivas? o ¿Qué nivel de penetración de energía eléctrica de origen intermitente es admisible? Por ello, es necesario un análisis a nivel nacional del potencial de esta energía y de su coste para determinar qué peso tendrían que tener las energías renovables en el marco energético español en los próximos años.

2.2

Eólica Terrestre La energía eólica terrestre convierte la fuerza del viento en electricidad, mediante

aerogeneradores situados en tierra. La fuerza del viento varía para cada una de las regiones de la península por lo que la potencia dada por un parque de generadores será mayor si este parque se instala en una zona con un viento fuerte y que sople de manera regular.

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Renovables

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Potencial

Los techos de potencia eólica instalable en España dependen de la disponibilidad de superficie para instalar parques eólicos y de la densidad de potencia instalada por la que se opte. Para el cálculo de la superficie disponible hay que tener en cuenta restricciones medioambientales, zonas urbanas, zonas agrícolas, etc. Este valor varía dependiendo de los criterios aplicados. Por otro lado la densidad de potencia instalada depende de las características técnicas de la tecnología eólica elegida para la instalación y del tamaño del parque, ya que un aerogenerador tiene un mayor rendimiento si funciona solo que si está rodeado de más aerogeneradores. En principio hay que diferenciar entre terreno llano y terreno accidentado y estudiar para cada uno de ellos qué tecnología sería la óptima a instalar y qué disponibilidad de recurso eólico hay en cada tipo de terreno. En [Greenpeace, 2005] se realiza un estudio del máximo potencial eólico terrestre de la península. Estos resultados se obtienen partiendo de una disponibilidad de superficie obtenida tras la aplicación de criterios restrictivos, la posterior obtención de la óptima densidad de potencia basándose en criterios del mínimo coste y mayor rendimiento de la instalación y finalmente suponiendo el potencial eólico disponible en una zona como una distribución Weibull. En terreno llano se toma como representativa del potencial eólico a la altura del buje una distribución de Weibull dada por c = 6,5 m/s y k = 1,5. Estos valores representan un emplazamiento eólico relativamente malo respecto a los actualmente explotados, sin embargo, lo que se pretende es que sean representativos de las condiciones del emplazamiento medio ante una situación de una muy elevada penetración de la energía eólica, por lo que la mayoría de emplazamientos empleados serán significativamente peores que los actualmente explotados, puesto que evidentemente el desarrollo de la tecnología ha empezado por la explotación de los mejores emplazamientos disponibles. Para la aplicación en terreno accidentado, se considera representativo del potencial eólico disponible a la altura del buje una distribución de Weibull dada por c = 8 m/s y k = 2. Estos parámetros son representativos de un emplazamiento significativamente mejor que el correspondiente al emplazamiento en terreno llano, pues normalmente se corresponde con aplicaciones en lugares más expuestos al viento. En el informe de Greenpeace se ha supuesto una aproximación

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estadística del valor del potencial eólico por provincias debido a la dificultad para obtener datos para elaborar series temporales del recurso por provincia. La tecnología que se considera en este informe es la de un aerogenerador tripala de transmisión directa (sin multiplicación de velocidad), con operación a velocidad variable y control de paso individualizado para cada pala, y bajas velocidades de arranque (2-2,5 m/s). Las máquinas elegidas tendrían, respectivamente, 2,05 MW (con 71 m de diámetro y altura de buje de 70 m) en terreno llano y 810 kW (con 48 m de diámetro y altura de buje de 65 m) en terreno accidentado. Los resultados obtenidos en [Greenpeace, 2005] son que la instalación de toda la potencia eólica terrestre posible en cada comunidad autónoma supondría un techo de potencia de 915 GW y un techo de generación eléctrica de 2.285 TWh/a, incluyendo dentro de esto tanto terreno llano como terreno accidentado. Este valor de potencia a instalar estaría distribuido por comunidades autónomas según la siguiente figura:

Ilustración 6: El potencial de eólica terrestre en España.

El valor optimizado de densidad de potencia es de 3,84 MW/km2 en terreno llano y de 3,04 MW/km2 en terreno accidentado. Los parques instalados hasta la fecha en España tienen valores de densidad de potencia inferiores a los obtenidos en el informe de [Greenpeace, 2005], por ejemplo el parque eólico de Penas da Mosa ubicado en Lugo tiene una potencia de 21,3 MW y ocupa una superficie de 10 km2 o el parque eólico de Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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PE Monseibane, también en Lugo que tiene una potencia de 41,4 MW y ocupa 16km2. La densidad de potencia de estos dos parques es aproximadamente 2,4 MW/km2 y su puesta en marcha se realiza en el año 1998 por lo que suponer que la afirmación de que la densidad de potencia de los parques eólicos españoles en la actualidad se encuentra entre los 3,04 y 3,84 MW/km2 es razonable aunque optimista. Considerando 915 GW de techo de potencia y una densidad de 3,04 MW/km2, la más desfavorable de las dos, se obtiene que el terreno peninsular ocupado por parques eólicos es el 52,6% de la superficie total peninsular. Esta cifra de terreno ocupado es obviamente inviable, lo que lleva a la conclusión de que el límite de instalación de potencial eólico terrestre se encuentra en el porcentaje de terreno ocupado y no en la carencia de recurso eólico. Otro parámetro muy importante a la hora de evaluar la potencia que es necesario instalar es el factor de carga. Promediando todos factores de carga de los distintos emplazamientos peninsulares obtenidos del informe [Greenpeace, 2005] se obtiene un factor de carga del 29,78%.

2.2.2

Costes

La energía eólica terrestre requiere de un análisis de costes para examinar si es competitiva por sí sola. A la hora de evaluar los costes de la energía eólica terrestre hay que tener en cuenta que no es una energía nueva sino que lleva varios en funcionamiento, lo que implica que esta tecnología se encuentra en una posición bastante avanzada de su curva de aprendizaje; esto se ve reflejado en unos costes de inversión y funcionamiento menores que el resto de tecnologías renovables, excluyendo la hidráulica. Según [Greenpeace, 2007] los costes de inversión de la energía eólica terrestre son de 880 €/kWe en terreno llano y 950 €/kW en terreno accidentado y unos costes de operación y mantenimiento en terreno llano de entre 1,32 y 0,43 c€/kWh según categoría y en terreno accidentado de entre 1,77 y 0,57 c€/kWh también variando según categoría. Lo anterior implica un coste medio en terreno llano de 7,87 c€/kWh y en terreno accidentado de 8,33 c€/kWh. El coste de producir energía eólica en terreno accidentado es superior debido a que tiene una menor densidad de producción que en el terreno llano, es más complicada la instalación y se instalan

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máquinas de menor tamaño. Los bajos costes medios obtenidos por este informe son debidos principalmente a que se considera que los parques eólicos producen solamente en función del viento disponible y no intervienen en la regulación del sistema eléctrico; si se considerase que intervienen en la regulación y su factor de carga disminuyese, estos costes subirían considerablemente. En el libro [Barquín, 2003] se da una visión general de la evolución del coste de las energías renovables. En él se considera que los costes de la energía eólica son principalmente costes de capital y dependen de los tipos de interés aplicados y el factor de carga es del orden de 0,25 en nuevas instalaciones, aunque es previsible una mejora. En este libro se realiza una comparativa de costes entre la energía eólica y los ciclos combinados, siendo clara la dependencia de la tasa de interés y los años de amortización, llegando a la conclusión de que los costes de la energía eólica generalmente son superiores a los de los ciclos combinados aunque las externalidades son mucho menores, lo que hace que la diferencia de coste sea mucho menor, llegando incluso a alcanzar los ciclos combinados costes superiores a los de la eólica. El informe concluye que esta energía es la más competitiva de las renovables. Esto es debido al impulso que se le ha dado en los últimos años. Un ejemplo es que el objetivo de la Comisión Europea para el año 2010 es que la capacidad de producción eólica de la Unión sea de 40.000 MW.

Ilustración 7: Comparación de costes entre eólica y ciclo combinado

Los costes de inversión y operación y mantenimiento de ambos informes son muy similares. Por otro lado los factores de carga utilizados por cada informe también son Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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muy similares. En [Greenpeace, 2007] se considera un factor de carga de aproximadamente el 28% mientras que en [Barquín, 2003] se considera un factor de carga del 26%. Es previsible que en un futuro próximo estos factores de carga aumenten. En un informe elaborado por el foro nuclear sobre la competitividad de la energía nuclear frente a otras energías en el 2004, [Foro, 2004] se obtiene un coste medio de energía eólica de 9,164 c€/kW; este valor es un poco más elevado que el considerado por [Greenpeace, 2007]. Por otro lado [IDAE, 2004] estima la siguiente evolución de costes de inversión desde el año 1987 hasta el 2004 para la instalación de parques eólicos:

Ilustración 8: Evolución de costes de inversión de la eólica terrestre.

A partir de la figura se puede concluir que el coste medio de inversión en los últimos años está en torno a 920 €/kW. Este valor se encuentra dentro del margen de valores dados por el resto de informes. A continuación, tomando los datos de un parque eólico tipo según el PER, [IDAE, 2005], se puede ver que los gastos de operación y mantenimiento son de 1,51 c€/kWh, que son superiores a los obtenidos en los otros informes; por otro lado se cuantifican los gastos de desmantelamiento de la central, que son aproximadamente un 3,5% de los costes de inversión. En los informes anteriores al realizar el coste medio de producir energía eólica no se ha tenido en cuenta el coste de desmantelamiento, pero al ser este valor tan pequeño este error es despreciable.

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Tabla 1: Parque eólico año 2005

Una vez comparados los valores obtenidos en diferentes informes se puede concluir que el coste de inversión de un parque eólico en el 2007 es de aproximadamente 900 €/kW, el coste de operación y mantenimiento es inferior a 1 c€/kWh y el coste de desmantelamiento de la instalación es despreciable. A su vez el periodo de instalación de un parque eólico es de medio año y su vida útil está alrededor de los 20 años. Finalmente se considera un coste medio de 8,1 c€/MWh para el año 2007, que sería la media entre los costes de la eólica en terreno llano y accidentado obtenidos en [Greenpeace, 2007].

2.2.3

Conclusiones

La península es un territorio rico en recurso eólico y esto se ve reflejado en el elevado potencial que se estima en los informes citados con anterioridad. A su vez esta tecnología lleva varios años desarrollándose lo que permite que hoy por hoy tenga un coste competitivo y sea dentro de las renovables la que tenga un mayor potencial instalado. Estas características hacen prever el aumento de parques eólicos en un futuro y su disminución de los costes. Pero no es posible la explotación de todo el potencial eólico ya que esto supondría la ocupación de grandes extensiones de terreno, por lo que se ha concluido que el papel que ocupará en un futuro la tecnología eólica estará limitado por el porcentaje de terreno a ocupar con parques eólicos. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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El potencial de generación eólica de una superficie de terreno dependerá de la densidad de potencia, que actualmente se puede estimar entre 3,04 MW/km2 y 3,88 MW/km2. Un aumento de la densidad implicaría un mejor aprovechamiento del terreno. Aunque no se prevé un aumento considerable en los próximos años.

2.3

Eólica Marina La energía eólica marina convierte la fuerza del viento en electricidad, mediante

aerogeneradores situados en el mar. Su emplazamiento permite un ahorro de terreno que es la gran limitación de la eólica terrestre, aunque lo que se ahorra en superficie terrestre se pierde en superficie marina. A su vez algunas zonas costeras son muy ricas en recurso eólico. El cómputo global del recurso costero español permite disponer de un gran potencial eólico marino.

2.3.1

Potencial

En el informe [Greenpeace, 2005], la tecnología considerada para el análisis del potencial es la de un aerogenerador de operación a velocidad de rotación variable, con cambio de paso individualizado para cada pala. La máquina elegida tendría 4,5 MW, con 114 m de diámetro y altura de buje de 120 m. Se considera una densidad de potencia instalada de 5,6 MW/km2, a una distancia entre 5 y 40 km de la costa y profundidad de hasta 100 m.

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Ilustración 9: Potencial de la eólica marina en España.

Los resultados obtenidos en el informe de Greenpeace concluyen que se podrían instalar 164.760 MW de potencia eléctrica basada en la energía eólica marina. Como se puede ver en el mapa, el mayor potencial se ubica en Castellón. Es de destacar que Galicia, Asturias, Cantabria, Valencia y Andalucía podrían generar con eólica marina una cantidad de electricidad superior a su propia demanda eléctrica. Instalar 164.760MW de eólica marina a una densidad de potencia instalada de 5,6 MW/km2 supondría ocupar 29.421 km2 de superficie marina alrededor de la costa. Esto supone para comunidades como Asturias, con 345km de costa, cuyo potencial es de 22,68 GW ocupar 4050 km2 de superficie a una distancia entre 5 y 40 km de la costa. La instalación de estos generadores masivamente podría acabar con la pesca y afectar al turismo, con implicaciones desiguales dependiendo de la comunidad autónoma de que se trate. En el estudio [SEA WIND, 2004] realizado por Garrad Hassan para Greenpeace se desarrolla un escenario para el año 2020 en el cual, mediante la instalación de 240.000 MW eólicos marítimos en la UE-15 se consigue satisfacer el 30% del consumo eléctrico actual de la UE-15 y el 23% del consumo previsto para 2020. En este estudio, la previsión de potencia marítima instalada en España para el 2020 es de 25520 MW. Se Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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consideraron aerogeneradores de una altura de 60 m sobre el nivel del mar, con una densidad de potencia de 6 MW/km2, con una envergadura máxima de 40m y a una distancia a la costa de 30 km. Esta referencia no proporciona información cuantificada del reparto espacial de esta potencia dentro de la geografía española, a excepción de un mapa donde se indica cuantitativamente posibles emplazamientos para la instalación de esa potencia. Por otro lado el informe [IDAE, 2005] estima que el recurso eólico en el mar puede ser superior en torno a un 20% al recurso eólico de las superficies terrestres cercanas esa zona costera. También determina que el recurso eólico marino es más fácilmente predecible y de una mayor calidad debido a que no existen accidentes orográficos. Esta afirmación en el caso español es muy esperanzadora ya que España tiene 4.000 kilómetros de costa. Por último un estudio de la Comisión Europea, [Bruselas, 2004], calculó que España podría tener 25 GW de potencia instalada de eólica marina en 2020, lo que supone el doble de la que actualmente hay en eólica terrestre. También es interesante comparar con los informes anteriores las características técnicas del primer parque eólico marino instalado en la península. El primer parque eólico se instalo en Bilbao en el dique de Zierbena a finales del año 2006. Este parque esta constituido por 5 aerogeneradores de 78 m de altura, un diámetro de 83 m y un peso de 65 toneladas. Cada uno de estos generadores tiene una potencia de 2 MW, 2 veces menor a la considerada por el informe de [Greenpeace, 2005], y en total el parque ocupa una superficie de 1580 m2, lo implica una densidad de potencia de inferior a la obtenida en el informe de [Greenpeace, 2005] esto es lógico si se tiene en cuenta que el tamaño del aerogenerador del parque de Bilbao es inferior. Éste parque suministra 23500 MWh al año y su coste de inversión ha sido de 10 millones de euros. La diferencia de conclusiones obtenidas por los informes anteriores pude deberse a que esta tecnología es muy nueva y no ha dado tiempo a realizar un análisis exhaustivo del potencial del recurso eólico en el mar. De los informes anteriores el que realiza un estudio del potencial con mayor detalle es el de [Greenpeace, 2005] aunque en él se reconoce la dificultad para llevar a cabo este estudio debido a la falta de datos. De este informe también se obtiene un coeficiente de carga medio peninsular de 31,08%. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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Independientemente de la disparidad de resultados reflejados en los informes nombrados sí se puede concluir que la península es muy rica en recurso eólico marino y por lo tanto esta energía renovable puede ser parte de la solución al masivo uso actual de fuentes de energía no limpias, aunque al ser una tecnología tan nueva seguramente se vea limitada por el coste en los primeros años de su desarrollo. También se puede concluir que la densidad de potencia de los parques eólicos marinos es superior a la densidad de los parques eólicos terrestres. Esto se debe a la falta de accidentes demográficos en el mar; a su vez esta densidad depende del tamaño del aerogenerador, y teniendo en cuenta las pequeñas dimensiones del parque de Bilbao, se puede suponer que en el futuro se instalarán aerogeneradores de mayor tamaño, por lo que se puede considerar una densidad de potencia de entre 5,6 MW/km2 y 6 MW/km2.

2.3.2

Costes

Al igual que para la eólica terrestre, el emplazamiento tiene un importante efecto sobre el coste de la electricidad generada con esta tecnología. A pesar de que la instalación en el mar de generadores de similares características precisa de una inversión inicial muy superior, incluso el doble, la producción de electricidad es más estable y un 20% superior a los ubicados en tierra. Y la vida útil del parque marino, con un buen mantenimiento, puede llegar a duplicarse. Al mismo tiempo, por ser mayores los costes fijos es necesario instalar parques de elevada potencia con el fin de reducir dichos costes. También los costes de operación y mantenimiento serán mayores. Los costes actuales de la electricidad generada con eólica marina según el informe de [Greenpeace, 2005] oscilan entre un valor medio mínimo de 6,14 c€/kWhe y máximo de 14,39 c€/kWhe. Este valor se obtiene de unos costes de inversión medios de 1600 €/kW y unos costes de operación y mantenimiento de entre 3,23 y 1,66c€/kWh según categoría. En el informe [UGT, 2006] financiado por la Unión Europea se estima en 1500€/kW los costes de inversión de la eólica marina. A la vista de los datos manejados en Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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informes a nivel europeo y mundial como: [WEO, 2006], [WETO, 2004] y [Bonn, 2004] se puede concluir que los costes de inversión se encuentran entre los 1700 $/kW y los 2000 $/kW para parques marinos y los costes totales de producción se sitúan en aproximadamente 95 $/MWh. De los informes anteriores, y teniendo en cuenta las condiciones del recurso eólico en España, se puede concluir que la energía eólica marina en la actualidad tiene un coste de inversión aproximado de 1600 €/kW y unos costes medios de generación de 10,265 c€/kWh.

2.3.3

Conclusiones

Debido no sólo a la situación geográfica española sino también a la riqueza de recurso eólico, esta tecnología tiene gran un potencial y se prevé que juegue un papel importante dentro de las renovables en un futuro, por ello se están impulsando desde el gobierno medidas para favorecer el aumento de parques marinos. Pero hay varios obstáculos que tiene que superar. Uno de ellos es la dificultad técnica de la ubicación de un aerogenerador en el mar, que además supone un incremento del coste. El otro obstáculo es cómo se vera afectado el medio que rodea al parque, lo que no sólo implica el medio ambiente sino también cómo afectará a la pesca o el turismo; estos tres factores hacen que la población se encuentre reacia a la instalación de parques marinos. Hay que tener en cuenta que gracias a que la tecnología eólica terrestre se encuentra muy avanzada en su curva de aprendizaje, la tecnología eólica marina puede desarrollarse con mayor rapidez, lo que permitirá que se reduzcan los costes de esta última a mayor velocidad que la eólica terrestre; esto implica que la curva de aprendizaje de la eólica marina tendrá una mayor pendiente que la de la eólica terrestre.

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2.4

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Solar Fotovoltaica La energía solar fotovoltaica consiste en la exposición continua de un panel

fotovoltaico a las radiaciones solares, transformándolas en electricidad. El recurso solar es muy rico en toda la superficie terrestre lo que la hace una tecnología muy atractiva. Pero tiene un gran inconveniente, que son sus elevados costes que impiden que sea competitiva por sí sola y necesite de incentivos para su desarrollo. 2.4.1

Potencial

El recurso solar es abundante en España, con áreas de alta irradiación, lo que hace que la península disponga de condiciones muy adecuadas para la energía solar fotovoltaica. En la siguiente figura se ofrece una estimación de la cantidad de energía media diaria por unidad de superficie en España, según 5 zonas climáticas.

Ilustración 10: Cantidad de energía media por superficie en España. Fuente: ASIF

Aunque el flujo solar máximo en la superficie ronda 1 kWh/m2, la media anual de dicho flujo en ciertos emplazamientos puede llegar a ser de tan sólo 0,1 ó 0,3 kWh/m2.

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En el informe [Greenpeace, 2005] se evalúa el potencial de la península considerando la tecnología fotovoltaica con seguimiento. La energía solar fotovoltaica con seguimiento se consigue con grandes agrupaciones de generadores fotovoltaicos, frecuentemente con un mecanismo que permite seguir el “movimiento” del sol de este a oeste, con lo que consiguen un mayor rendimiento. Es una alternativa interesante para aquellas personas o entidades que, no disponiendo de espacio para integrar una instalación fotovoltaica en su edificio, desean sin embargo invertir en energía solar fotovoltaica para generar energía limpia. Las densidades de ocupación de terreno y de potencia dependerán de la latitud. En el informe de [Greenpeace, 2005] se consideran terrenos con pendiente inferior al 3% en cualquier orientación, y hasta el 10% con orientaciones de SE a SW.

Ilustración 11: Potencial de la fotovoltaica en España.

Según el informe de Greenpeace se podrían conseguir 708.400 MW de potencia fotovoltaica en instalaciones de energía solar fotovoltaica con seguimiento, generando 1.382,2 TWh al año. Como se puede ver en el mapa, el mayor potencial se ubica en las dos Castillas.

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Las densidades de ocupación del terreno dependen de la latitud. La latitud varía de 36ºN a 45ºN y conforme aumenta la latitud disminuye la densidad que varía aproximadamente de 23 a 9 MW/km2, para poder tomar un número de referencia de la superficie ocupada se toma la media de densidades 16 MW/km2 por lo que 708.400 MW ocuparían 44.275 km2 (8% del total español) de superficie. La densidad de potencia con un panel sin seguimiento es de aproximadamente 5 MW/km2, por lo que el uso de paneles con seguimiento aumentaría más del doble la densidad. A la vista de estos resultados se puede decir que España cuenta con un potencial muy alto. Sin embargo, hay que tener en cuenta que en la obtención de dichos resultados no se han considerado limitaciones económicas. En efecto, el aumento de la penetración fotovoltaica traerá consigo una reducción de costes, pero ésta no se producirá si no existe voluntad por parte del sector en aumentar la implantación fotovoltaica.

2.4.2

Costes

Los costes tan elevados de esta tecnología son la gran barrera a superar para poder impulsar su desarrollo. La energía solar fotovoltaica se encuentra en desventaja con respecto a las energías convencionales por varios motivos: en primer lugar, por la necesidad de contar con un sistema de almacenamiento que supone entre un 20% y un 30% del coste total de la instalación; además, se necesita también de un equipo de regulación, que puede suponer en costes entre un 15% y un 20% del total; en tercer lugar, al ser una tecnología que aún no se encuentra comercialmente madura, aún es una tecnología cuyo equipo es caro. De igual modo, la ingeniería y la instalación pueden suponer alrededor del 20% del sistema. Existen diversas tecnologías renovables con un gran potencial de generación y costes significativamente inferiores a los de la fotovoltaica. De hecho, los costes de generación actuales de la fotovoltaica son con diferencia los más elevados de las diversas tecnologías renovables disponibles.

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Según [Greenpeace, 2007] el caso más favorable de la solar fotovoltaica lo presenta la fotovoltaica con seguimiento, con un coste actual de la electricidad comprendido entre 42,2 y 79,6 c€/kWhe según la provincia considerada. Los costes medios de inversión son 10.123 €/kWh y los costes de operación y mantenimiento oscilan entre los 4,74 y los 2,87 c€/kWh según categoría. Las provincias más favorables son Cádiz, Sevilla, Ciudad Real y Granada. Este informe supone de cara al futuro una reducción de costes impulsada entre otras cosas por un aumento de vida útil de 25 años a 40 años, aunque esta suposición es muy dudosa debido a la reducida vida útil de las baterías que integran la instalación. Según el informe [IDAE, 2005] el coste de implantación de la energía solar fotovoltaica depende de factores como el tipo de aplicación (conectada o aislada), el tamaño, el tipo de tecnología y las condiciones de mercado. A lo largo de los años de desarrollo de la energía solar fotovoltaica los costes de inversión han experimentado una bajada significativa, evolucionando desde los 9.500 euros por kW instalado en el año 1999 a 8000 euros por kW instalado en 2004. Estos valores son inferiores a los dados por el informe de [Greenpeace, 2007] ya que los de este informe son para fotovoltaica con seguimiento y los dados por el [IDAE, 2005] son para fotovoltaica sin seguimiento. Este aumento de costes de la fotovoltaica con seguimiento se vería compensada por un aumento de rendimiento con respecto a la fotovoltaica sin seguimiento. En las siguientes tablas se refleja la diferencia de costes entre un sistema aislado y un sistema conectado a red, [ASIF, 2005]:

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Ilustración 12: Costes de una instalación fotovoltaica conectada [ASIF, 2005].

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Ilustración 13: Costes de una instalación fotovoltaica aislada [ASIF, 2005].

Las condiciones de mercado se están revelando de una importancia crucial, que va más allá de la reducción de costes de fabricación por economía de escala. En función de las características del mercado los precios varían sustancialmente. Así mercados como el de Reino Unido con una potencia instalada total inferior a 10 MW tienen precios medios muy altos que pueden superar los 10 €/W. En el lado opuesto el mercado alemán, en el que se instalaron en el 2003 más de 130 MW, y cuya potencia total instalada está superando los 400 MW, los precios se han reducido un 20% en el periodo 1999-2003 situándose al día de hoy por debajo de los 4,5 €/W. En cuanto al futuro del mercado español, es previsible que se produzca un cambio significativo en el tamaño del mercado, y en principio cabría esperar que se produzcan a corto plazo descensos significativos en los precios. En este sentido se estima que duplicar el tamaño del mercado puede significar una reducción de los precios del orden del 18% (German Solar Industry Association) por la curva de aprendizaje. Finalmente la comparativa realizada por el Foro Nuclear, [Foro, 2004] sitúa a la energía fotovoltaica en un coste medio de 42,5 c€/kWh en instalaciones de potencia inferior a 5 kW y un coste de 24,5 c€/kWh en instalaciones de más de 5kW. Las primas de la fotovoltaica han sido muy elevadas hasta la fecha para permitir la competitividad de esta en el mercado. De los informes anteriores se puede concluir que el coste de la energía solar fotovoltaica sin seguimiento es menor que el de la energía solar con seguimiento aunque el rendimiento de la primera es menor. Esto supone

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entre otras cosas una mayor utilización de terreno para la instalación, es decir una menor densidad de potencia. Los costes medios aproximados de generación con fotovoltaica sin seguimiento son 33,5 c€/kWh y los de fotovoltaica con seguimiento son de 70 c€/kWh, aunque esta última tecnología al estar menos desarrollada se prevé una rápida disminución de los costes en un periodo de tiempo pequeño.

2.4.3

Conclusiones

A lo largo del 2004 el crecimiento de la tecnología fotovoltaica ha sido el mayor en España –pasándose de 18 MWp a 37 MWp de potencia instalada-, por lo que se recuperó buena parte del retraso que tenía acumulado. Los límites en este momento parecen más bien fruto de restricciones en la materia prima de silicio que en la voluntad inversora de los promotores, lo cual indica que la prima es muy generosa. Se pueden prever reducciones sistemáticas de costes en el futuro que deben traducirse en una progresiva reducción de las primas para las nuevas instalaciones. Las ayudas directas a la inversión que todavía existen en algunas CCAA parecen claramente innecesarias y deberían redirigirse a la I+D en este campo. Por último, es evidente que la disponibilidad de recursos solar es muy alta y que esto no debe ser una barrera en la evolución de esta tecnología. Así pues, las barreras y desafíos de la generación fotovoltaica son la reducción de costes, el aumento de la densidad de potencia, la eliminación de dificultades administrativas y el mantenimiento de esfuerzo en investigación.

2.5

Termoeléctrica La energía solar térmica consiste básicamente en el calentamiento de un fluido

caloportador por acumulación de la radiación solar. Dentro del área de la energía solar térmica, se distingue entre solar térmica de baja temperatura y solar térmica de media y alta temperatura. La principal aplicación de la primera es para calentamiento de agua

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sanitaria, la segunda se emplea generalmente para producción de electricidad en centrales, razón por la cual es denominada termoeléctrica. Una central solar termoeléctrica utiliza un campo de espejos para concentrar la radiación solar directa, consiguiendo calentar un fluido a altas temperaturas. Con esta fuente caliente se genera electricidad como en una central térmica convencional. La termoeléctrica de baja temperatura se ha tenido en cuenta a la hora de evaluar las medidas de ahorro y eficiencia energéticas en los edificios.

2.5.1

Potencial

En España, el primer marco para el desarrollo comercial de la tecnología de concentración solar fue instaurado por el Plan de Fomento de las Energías Renovables en España 2000-2010, [IDAE, 2005a], que marcaba un objetivo de potencia eléctrica mediante estos sistemas de 200 MW en el año 2010. Pese a esto, en el periodo 1999-2004 no se había finalizado ningún proyecto del área termoeléctrica. Tras un cambio regulatorio que hizo más atractiva la instalación de centrales solares termoeléctricas, se han puesto en marcha proyectos más significativos, como la central PS- 10, las instalaciones cilindro-parabólicas Andasol I y II y otras iniciativas ya en fase de promoción, que totalizan una potencia a instalar de 325 MW. El nuevo PER 2005-2010, [IDAE, 2005], establece como objetivo para el área solar termoeléctrica alcanzar una potencia instalada de 500 MW en 2010. La existencia de recursos y conocimientos, junto al interés detectado en los promotores y el adecuado marco creado por el RD 436/2004 avalan la posibilidad de cumplir con este objetivo. La tecnología elegida para el análisis del potencial termoeléctrico, en el informe [Greenpeace, 2005], que pretende ser representativa del conjunto de tecnologías termosolares, es la de una central de colectores cilindroparabólicos con orientación NS, utilizando agua como fluido de trabajo, con refrigeración seca (de forma que la disponibilidad de agua no sea una restricción) mediante aerocondensadores y disponiendo de un tanque de almacenamiento con capacidad para 15 horas, lo que permite disponer de una abundante y estable capacidad de generación.

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Ilustración 14: Potencial de la termosolar en España [Greenpeace, 2005].

Según el informe de Greenpeace se podrían instalar 2.739.000 MW de potencia eléctrica en centrales termosolares, generando 9.897 TWh al año. Como se puede ver en el mapa, el mayor potencial se ubica en Castilla y León. Instalando el máximo potencial de energía termosolar se ocuparía aproximadamente el 13,26% de terreno peninsular, ya que la densidad de potencia estimada en el informe es de 40,9 MW/km2.

2.5.2

Costes

Esta tecnología por su baja rentabilidad necesita de elevadas primas para dar viabilidad a los proyectos. Un aspecto fundamental es el grado de incidencia que pueda tener sobre los costes de inversión, el desarrollo industrial en la implantación de centrales termosolares y el desarrollo industrial en la fabricación a escala comercial de algunos de sus componentes específicos. Quedan incertidumbres sobre cuándo estas tecnologías podrán lograr la necesaria reducción y la disponibilidad de mejoras, pero las perspectivas son muy favorables.

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Según el estudio [WEA, 2000] la electricidad solar térmica es en la actualidad la electricidad solar de más bajo coste a nivel mundial, prometiendo una competitividad en costes con las plantas de combustibles fósiles en el futuro, especialmente si es apoyada por medidas como los créditos medioambientales. Los costes de producción de electricidad de estos sistemas cuando son conectados a la red pueden bajar desde los valores actuales de 280-180 $/MWh hasta 40-10 $/MWh en el futuro. En áreas remotas no conectadas a la red, los costes de producción pueden bajar desde los 200400 $/MWh presentes hasta los 50-100 $/MWh. Según el informe [Bonn, 2004], los costes de generación podrían llegar en el futuro a situarse entre los 40 y los 200 $/MWh, presentando un valor actual de entre 120 $/MWh y 340 $/MWh. En el caso de la electricidad termosolar, la evolución de costes está asociada al volumen de producción, además de a otros factores como: tamaño, criterio de dimensionado, capacidad de almacenamiento y evolución tecnológica. En el informe de [Greenpeace, 2007] se considera una central de colectores cilindroparabólicos con orientación Norte-Sur, bajo la estructura de costes actual, y se obtiene un coste de la electricidad que oscila en las distintas provincias entre 11,93 y 27,96 c€/KWh, con un coste medio de inversión de 4.439 €/kW y un coste de operación y mantenimiento de 2,8 c€/kWh. En el Foro Nuclear, [Foro, 2004], se estima el coste de la electricidad generada por energía solar termoeléctrica en 18,5c€/kWh. Por otro lado en el libro [Barquín, 2003] se estima la evolución de las renovables, situando en la actualidad a la energía térmica solar con un coste de 17 c€/kWh.

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Ilustración 15: Precios de las tecnologías renovables [Barquín, 2003].

De todos los informes anteriores se puede concluir que el coste de generar electricidad con energía solar termoeléctrica oscila alrededor de 20 c€/kWh, aunque todos los informes prevén una bajada de costes en un horizonte a medio plazo.

2.5.3

Conclusiones

La energía solar termoeléctrica es una tecnología relativamente nueva que ya se ha mostrado muy prometedora. Con poco impacto ambiental y con un gran potencial de uso masivo, ofrece una alternativa de generación eléctrica en un país tan soleado como España. Producir electricidad a partir de la energía de los rayos solares es un proceso relativamente sencillo. La radiación solar directa se puede concentrar y recoger mediante las tecnologías de concentración de energía solar (TCS) para conseguir calor de temperatura media y alta, que posteriormente se utilizará en un ciclo convencional de electricidad. El calor solar recogido durante el día también puede almacenarse en un medio líquido, sólido o de cambio de fase como sal fundida, cerámica o cemento. Por la noche, se puede extraer del medio de almacenamiento para hacer funcionar la central de generación eléctrica.

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Una ventaja inherente a las tecnologías de electricidad solar térmica es su capacidad de ser integradas en plantas térmicas convencionales. Pueden ser integradas como calentadores solares en ciclos térmicos convencionales, paralelamente a los calentadores alimentados con combustibles fósiles, permitiendo así interesantes sinergias que lleven a una reducción del combustible fósil utilizado y a la necesidad de creación de centrales que aseguren el servicio en los momentos de intermitencia de la energía solar. Al igual que la fotovoltaica su gran limitación son los elevados costes, que impiden que sea una electricidad competitiva por sí sola y necesite de grandes primas para entrar en el mercado.

2.6

Biomasa La biomasa es la energía de la materia orgánica, procedente de residuos (forestales,

agrícolas, ganaderos, de la industria agroalimentaria o urbanos, éstos convertidos en biogás) o de cultivos energéticos. En este apartado únicamente se considera el uso energético de la biomasa para obtención de electricidad. 2.6.1

Potencial

Para contabilizar el potencial de esta tecnología hay que estudiar el terreno peninsular disponible para su cultivo. En el estudio [Greenpeace, 2005] se ha evaluado el potencial residual de los cultivos energéticos, de los cultivos forestales de rotación rápida y el monte bajo. Se ha considerado una tecnología de una central de turbina de gas de elevadas prestaciones, que utiliza como combustible el gas de gasógeno procedente de la gasificación de la biomasa. El rendimiento energético total de conversión de biomasa en electricidad con la tecnología descrita anteriormente es 32,9%, obtenido a partir del rendimiento máximo del ciclo de la central, 41,2%, y del rendimiento del gasificador, 80%. El potencial contabilizado en este informe se refleja en la siguiente gráfica:

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Ilustración 16: Potencial de la biomasa en España [Greenpeace, 2005].

Como se puede observar en la gráfica, se podrían instalar 19.460 MW, generando 141,47 TWh al año de potencia eléctrica basada en la biomasa. El mayor potencial se ubica en Castilla y León. Este potencial de biomasa se ha obtenido considerando una pendiente admisible del 10%. Si la pendiente máxima admisible se restringe al 3% para cultivos forestales y 4% para monte bajo, la potencia se reduce a 15.200 MW instalados, que generarían 109,8 TWh/año. La biomasa necesaria para producir electricidad se puede obtener de distintas maneras. En [Greenpeace, 2005] se estudia el potencial de la biomasa dependiendo de su procedencia: Monte bajo El motivo de analizar la posibilidad de explotar parte del monte bajo con fines energéticos es la impresión previa de que en nuestro país existe una cantidad considerable de biomasa en los montes bajos que actualmente no está siendo sometida a ningún otro tipo de explotación.

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Las limitaciones impuestas en [Greenpeace, 2005] para el cultivo en monte bajo han sido, en primer lugar, la pluviosidad, descartando las áreas con precipitaciones por debajo de 400 mm/año; en segundo lugar se ha tomado una restricción en cuanto al área mínima de recolección, que ha establecido el umbral en una superficie de un radio igual a 40 km; y por último, una restricción por pendiente que se ha fijado en un 4%. El techo de potencia del monte bajo obtenido con la tecnología considerada y las restricciones impuestas es de 1.260 MWe, ocupando un 5,42% de la superficie peninsular, y con capacidad de generar 9,38 TWh/a de electricidad. Se considera que la disponibilidad de emplazamientos es relativamente baja debido a las restricciones impuestas en los criterios. Considerando terrenos con pendiente de hasta 10% el potencial aumenta a 2.310 MW, 17,2 TWh/a, siendo mayor en Galicia y Castilla y León. El factor de carga medio peninsular dado por este informe es de 87,14% y la densidad es de 0,048 MW/km2. Cultivos forestales de rotación rápida También para este tipo de cultivos se establece una clasificación en función de la pluviometría distinguiendo la zona húmeda de la seca. El porcentaje de uso en ambos casos es del 70% y la productividad es del doble para los cultivos húmedos (20 T/haaño). Además, se aplica una restricción del 3% en la pendiente para permitir el correcto funcionamiento de la maquinaria y otra restricción por áreas mínimas para alimentar una central, siendo ésta de 20 km2 para áreas húmedas y casi el doble, 38 km2, para las secas por su menor productividad. El techo de potencia con la tecnología considerada y las restricciones impuestas es de 1.928 MWe, ocupando un 2,33% de la superficie peninsular, y con capacidad de generar 14,36 TWh/a de electricidad. Es importante señalar que el techo de potencia y generación obtenido sigue siendo relativamente limitado en comparación con los de otras tecnologías, debido por un lado a que la mayoría de la biomasa sigue estando ubicada en mayores pendientes y en espacios protegidos, y por otro lado a la menor densidad de potencia de la biomasa respecto a otras tecnologías renovables. Ampliando la restricción de pendiente al 10% se obtiene un techo de potencia de 5.130 MW, 38,2 TWh/año, siendo mayor en comunidades como Castilla y León y Galicia. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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El factor de carga medio peninsular obtenido por este informe es de 87,15% y la densidad es de 0,177 MW/km2. Cultivos energéticos En [Greenpeace, 2005] se consideran diferentes tipos de terrenos según su pluviometría: secano árido, secano semiárido, secano húmedo, secano de alta productividad, regadío y sistemas agroforestales. Se considera un bajo porcentaje de utilización, ya que no todo el suelo puede usarse para cultivos energéticos por competir con otras actividades. También se considera una baja productividad por la práctica actual de dejar estas tierras en barbecho, con lo que su productividad media anual se ve reducida. Además de los criterios medioambientales en la restricción de usos del suelo, en el caso de los cultivos energéticos se considera que el área de explotación debe contar con un valor mínimo para satisfacer las necesidades de una central de biomasa. Dichos valores mínimos dependen del tipo de cultivo y alcanzan mayor restricción para el caso de terrenos de secano árido y sistemas agroforestales, resultando una superficie umbral de 50 km2. Una vez aplicados dichos porcentajes de utilización, el total de la superficie empleada para el techo de cultivos energéticos es el 6,34% de la superficie peninsular, permitiendo instalar una potencia de 4,73 GWe y generar 35,22 TWh/a de electricidad con la tecnología considerada. En cuanto a la distribución a nivel comunitario el mayor potencial se encuentra en Castilla y León (31% del total). El factor de carga medio peninsular obtenido es de 87,05% y la densidad es de 0,1477 MW/km2. Residual y biogás En [Greenpeace, 2005] se concluye que se pueden instalar 7,3 MW, produciendo 50,8 TWh/a (Residuos: 7 GW, 49 TWh/año y Biogás: 0,3 GW, 1,8 TWh/año). La comunidad con mayor potencial es Andalucía. Las hipótesis tecnológicas adoptadas son tomar el mismo factor de capacidad contemplado en el Plan de Energías Renovables (PER), [IDAE, 2005], 80% para la biomasa residual y 72,3% para el biogás, pero haciendo modificaciones en cuanto al Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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rendimiento las centrales. En el primer caso se toma un rendimiento del 33,2% - en [IDAE, 2005] éste se estimaba en un 20,1%- y en el caso del biogás el rendimiento considerado es del 31% -en [IDAE, 2005] éste era de un 28,32%-. Los techos de biomasa evaluados en este informe proporcionan valores significativamente inferiores a los obtenidos con otras tecnologías renovables. Estos resultados son muy similares a los obtenidos en [IDAE, 2005]. El relativamente bajo potencial obtenido para la biomasa en comparación con otras tecnologías, se debe en parte a las restricciones de terreno aplicadas. Las mejoras tecnológicas que se prevé que se produzcan en la maquinaria permitirían explotar terrenos de mayor pendiente, aumentando con ello el potencial.

2.6.2

Costes

La biomasa puede tener aplicaciones térmicas y eléctricas. Dependiendo de la aplicación se utilizan distintas tecnologías. Los estados de madurez asociados a estas tecnologías en España son distintos, desde tecnologías maduras para los usos térmicos en el sector industrial hasta tecnologías incipientes en usos térmicos domésticos o generación eléctrica mediante combustión. Los costes de inversión asociados a cada tipo de tecnología también varían mucho de un caso a otro, no sólo debido a su grado de madurez sino a los requerimientos de cada una de las aplicaciones. En cuanto a los gastos de explotación de las distintas instalaciones también deben dividirse en las aplicaciones comentadas, por las mismas razones. Dentro de estos gastos, la principal componente se deriva de la compra de biomasa como combustible. El coste de la biomasa es muy sensible a la cantidad demandada, al transporte y a los posibles tratamientos de mejora de calidad necesarios para su uso. Aplicaciones Térmicas de la Biomasa Los costes de inversión varían según el tipo de aplicación y dependen de las necesidades del usuario de la energía final. Esta diferencia en las necesidades del usuario hace que para usos térmicos industriales los costes de inversión se sitúen en el Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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entorno de los 73 €/kW instalado, mientras que para los usos térmicos domésticos estos costes se eleven hasta los 282 €/kW, [Rider, 2006]. Respecto a los gastos de explotación, en las instalaciones térmicas domésticas es necesario el uso de combustibles más limpios y fáciles de transportar, distribuir y manejar en la instalación. Entre los combustibles utilizados en estas aplicaciones destacan los pelets, productos de gran calidad y precios elevados. En general los costes debidos a la biomasa en aplicaciones domésticas varían entre los 60 €/t para biomasas menos elaboradas, utilizadas en grandes redes de calefacción, hasta los 160 €/t para pelets envasados en pequeñas calderas de biomasa instaladas en viviendas unifamiliares, [Rider, 2006]. Estos costes se reducen significativamente en las aplicaciones térmicas industriales, donde la biomasa suele ser propiedad del usuario, siendo necesario en ocasiones algún tipo de tratamiento para su uso en la caldera. En estos casos los costes se sitúan entre 0 y 35 €/t, [Rider, 2006], aunque pueden verse afectados por mercados paralelos de residuos para aplicaciones no energéticas. Respecto a los otros gastos de explotación, distintos a los costes de combustible, suponen entre el 40 % y el 60 % del total de los mismos en las aplicaciones térmicas. Estos costes son especialmente significativos en redes de calefacción centralizada con grandes distancias desde la central hasta los consumidores finales. Aplicaciones Eléctricas de la Biomasa Los costes de inversión en el caso de la generación eléctrica tienen una clara división según se trate de instalaciones de generación eléctrica específicas de biomasa o instalaciones de co-combustión de biomasa y carbón en centrales térmicas convencionales. La principal componente de los gastos de explotación en las instalaciones de generación eléctrica es siempre el coste de la biomasa utilizada, aún cuando se trate de residuos industriales. Dada la gran demanda de biomasa de este tipo de instalaciones el área de influencia para su suministro es muy grande, lo que implica una gran influencia del coste de transporte en el coste final de la biomasa, que por otro lado, al ser adquirida en mayores cantidades puede sufrir una reducción de su precio inicial.

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Las instalaciones específicas de biomasa requieren sistemas más complejos que permitan la combustión de todos los componentes de la biomasa, incluidos los volátiles. Este hecho obliga a diseñar calderas con un mayor hogar, lo que a su vez reduce su rendimiento. El mayor tamaño del hogar, unido al resto de componentes para el tratamiento y movimiento de la biomasa en la planta, dan lugar a unos costes de inversión en el entorno de los 1.800 €/kW instalado, [Rider, 2006]. En la generación eléctrica con biomasa, la mayor demanda de recursos y las menores limitaciones en cuanto a calidad del combustible dan lugar a importantes reducciones en los costes de la biomasa. En estos casos, las principales componentes que definen su coste son la distancia de transporte y el tipo de la biomasa, pudiendo variar entre los 43 €/t para el caso de cultivos energéticos y los 31 €/t cuando se utilizan residuos de cultivos agrícolas o forestales, [Rider, 2006]. En las instalaciones de co-combustión la mayor parte de los equipos utilizados forman parte de la instalación convencional preexistente, lo que limita la inversión a los equipos destinados a preparar la biomasa para su inyección en la caldera de carbón. Por ello, los costes de inversión en las instalaciones de co-combustión de biomasa y carbón en centrales convencionales disminuyen hasta valores en el entorno de los 856 €/kW, [Rider, 2006]. En este cuadro se resumen los costes según las aplicaciones de la biomasa:

Tabla 2: Resumen de costes de la Biomasa.

En [Greenpeace, 2007] se evalúan los costes de producir electricidad con biomasa utilizando la misma tecnología que en el informe [Greenpeace, 2005] descrita con anterioridad. La estructura de costes de la biomasa tiene tres componentes diferenciados que evolucionarán de distinta forma: inversión (turbina de gas, Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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gasificador y silo de biomasa), costes de operación y mantenimiento, y costes asociados al combustible (residual, cultivos energéticos, cultivos forestales de rotación rápida y monte bajo). Dentro de los costes asociados al combustible habría que incluir el coste de almacenamiento que se produciría si se utiliza esta tecnología como regulador este valor se considera constante a 80€/m3. El coste de electricidad varía desde 9,38 c€/kWhe a 12,84 c€/kWhe según el tipo de combustible. El combustible de menor coste corresponde a los residuos, mientras que el aprovechamiento de monte bajo y los cultivos forestales de rotación rápida (zona seca) son los de mayor coste. Los costes medios de inversión actuales son de 6.223 €/kWh y los costes de operación y mantenimiento son de 0,80 c€/kWh. Estos costes difieren en gran medida de los costes anteriores, esto puede deberse a que en este informe se contabilizan los costes de inversión del gasificador y de la central, a diferencia de lo que hacen la mayoría de los informes que al contabilizar tanto los costes como la energía que se puede obtener con biomasa dejan fuera los gastos tanto energéticos como económicos que supone la producción de biomasa. En el Foro Nuclear se realiza una comparativa de costes entre la energía nuclear y las renovables, [Foro, 2004], obteniendo unos costes medios de generación para la biomasa de entre 9,0136 c€/kWh y 9,825 c€/kWh. Estos valores se aproximan más a los obtenidos por el informe de [Greenpeace, 2007]. Los costes varían mucho dependiendo del tipo de tecnología que se elija para su instalación y del tipo de combustible que se requiera esta variación se ve reflejada en los valores dados por los distintos informes mencionados anteriormente. Existe una gran dificultad para obtener un coste aproximado de generación con biomasa, ya que hay muy pocos informes que realicen un estudio exhaustivo de estos costes. Y de los pocos informes que hay la mayoría no detallan los cálculos llevados a cabo para obtener el valor final por lo que no es posible saber que costes se han interiorizado a la hora de hallar el coste final. De todos los informes evaluados se ha concluido que el que realiza un estudio más claro y conciso e interioriza todos los costes producidos al generar energía con biomasa es [Greenpeace, 2007] por lo que se toma este valor como referencia.

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Renovables

2.6.3

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Conclusiones

A diferencia de otras tecnologías renovables, el recurso de biomasa se puede obtener de manera regular y almacenar, esto permite usar esta tecnología para regular el sistema de generación eléctrico. Otra ventaja de la tecnología de la biomasa es el elevado factor de capacidad. Sin embargo, hay que tener en cuenta que la biomasa, proporciona una densidad de potencia energética muy baja. Además la densidad se va reduciendo a medida que se explotan recursos de biomasa de menor productividad, como son los secanos áridos o el monte bajo. Por otra parte, la biomasa cuenta con otro inconveniente importante, pues es la única renovable cuyo recurso no se encuentra gratuitamente, sino que requiere una larga cadena desde su obtención como materia prima hasta su utilización como combustible, incrementando su coste. El recurso de biomasa en la España peninsular es relativamente pequeño frente al disponible con otras tecnologías renovables. Si a esto se le añade el hecho de que la biomasa energética tiene otros usos potenciales además de la generación de electricidad (transporte, o demanda térmica en la edificación) muy importantes de cara a la sostenibilidad del modelo de desarrollo en el país, resulta evidente que la biomasa es un recurso escaso que requiere ser gestionado de forma óptima.

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3 Medidas de eficiencia y ahorro en el sector de la edificación

Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación

3 3.1

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Eficiencia y ahorro en el sector de la edificación Introducción La energía que consume un edificio es debida por un lado a la energía necesaria

para su construcción, mantenimiento y demolición, y por otro lado a la energía necesaria para el desarrollo de las actividades que se realizan en su interior. Los servicios energéticos más básicos que se demandan en el interior de un edificio son la iluminación y el confort térmico, entendiendo por confort térmico una sensación subjetiva de bienestar relacionada con la temperatura, que depende del balance entre el calor generado por el cuerpo humano y el aportado o perdido debido a las condiciones del entorno. Asociados al aumento de la calidad de vida del usuario existen servicios como el agua caliente sanitaria (ACS) o los proporcionados por los distintos electrodomésticos o la ofimática. El sector edificación engloba tanto edificios residenciales como edificios de servicios (hospitales, oficinas, etc.), en los cuales el consumo energético es muy diferente. Desde la década de los años noventa, a pesar de que el crecimiento de la población ha sido de apenas el 0,4% anual, los consumos energéticos de los hogares españoles han ido creciendo a una tasa del 2,5% anual, debido, principalmente, al incremento del equipamiento doméstico. En el año 2004 existían en España unos 14,5 millones de hogares principales; es decir, primeras residencias. En 2030 se estima que existan alrededor de 21 millones de viviendas. Según fuentes del IDAE en su guía práctica de la energía, el consumo de energía primaria en España de este sector es el 27% del total, considerando los edificios residenciales y de servicios, con sus consumos energéticos para calefacción, climatización, producción de agua caliente sanitaria, iluminación, equipamiento residencial y en la ofimática, que alcanzaría el 28,6% si se incluyera en él al sector de la construcción.

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Ilustración 17: Consumo de energía primaria por sectores [IDAE].

En cuanto al consumo de energía final, el sector residencial representa aproximadamente un 14% del consumo total de energía final en España. El sector servicios representa alrededor de un 8% de consumo de energía final. Sin contabilizar los consumos energéticos del transporte privado, el petróleo, a través de sus productos derivados, es la fuente de energía más utilizada en las viviendas españolas, cubriendo la tercera parte de las necesidades energéticas de las mismas. Le sigue de cerca el consumo eléctrico, que casi se lleva otro tercio; y el gas natural, que es la fuente de energía de mayor crecimiento en los 10 últimos años. Por el contrario, los consumos de carbón han retrocedido hasta no representar ni siquiera el 1%. En cuanto a la estructura de la demanda energética en los edificios, existe una gran diferencia entre los edificios residenciales y los no residenciales. En los edificios residenciales se usa la energía principalmente para cubrir los requerimientos de confort en la temporada de calefacción, y en menor medida para producir agua caliente sanitaria y electricidad para iluminación. Por otro lado, en los edificios no residenciales, su demanda energética sigue dominada por la de calefacción, las contribuciones de la demanda de refrigeración y de otros usos eléctricos ya son en la actualidad mucho más relevantes que en los edificios residenciales.

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En la siguiente gráfica proporcionada por el IDAE en la guía práctica de la energía se puede observar como se distribuye el consumo en los hogares.

Ilustración 18: Consumo de energía en los hogares [IDAE].

La energía consumida en este sector irá en aumento debido a la continua búsqueda de un mayor bienestar. Esto supondrá la introducción de nuevas tecnologías en la vivienda que requieren energía para su funcionamiento. Un factor a tener en cuenta es la juventud del parque de viviendas actual en España, que unido a que la vida útil de un edificio se encuentra entre 50 y 100 años, implica la necesidad de aplicación de medidas de ahorro y eficiencia energética no sólo en edificios de nueva construcción sino sobre todo en edificios ya construidos. Dada la relevancia de este sector y el incremento del consumo energético que se estima ocurrirá en el mismo, está justificada la aplicación de medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el sector de la edificación desde una perspectiva de conseguir un modelo energético más sostenible. De esta forma, la aplicación de medidas para la eficiencia en la edificación y los hogares es uno de los sectores en los que más ahorro

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de energía se puede conseguir, por lo que es necesario tomar medidas que contribuyan a conseguir este ahorro de energía.

3.2

Nuevo marco legislativo en 2007 Recientemente, en España, se han aprobado disposiciones legislativas que

establecen mayores exigencias energéticas, tanto en los aspectos constructivos del edificio, los cuales afectan básicamente a la demanda de energía, como a las instalaciones consumidoras de energía, que son las responsables de satisfacer nuestras necesidades energéticas de un modo eficiente. - El Código Técnico de la Edificación, que establece mayores exigencias en materia de aislamiento, iluminación, instalaciones de energía solar, térmica y fotovoltaica con el objetivo de reducir el consumo de energía de los edificios, y para que una parte de este consumo proceda de fuentes renovables. - El Reglamento de Instalaciones Térmicas (RITE) y sus Instrucciones Técnicas Complementarias, que establece las exigencias de eficiencia energética de las instalaciones de calefacción, climatización y producción de agua caliente sanitaria. - La Certificación de Eficiencia Energética de Edificios, por la cual a cada edificio se le asigna una calificación energética en función de la calidad de sus instalaciones de suministro de energía, y de sus características constructivas, que afectan a la demanda energética (aislamiento, cerramientos, etc.) Todo el anterior desarrollo normativo se encuadra en el marco de obligaciones que marca la Directiva Europea de Eficiencia Energética en Edificios, aprobada el 16de diciembre de 2002 (Directiva 2002/91/CE. Certificación energética de viviendas El Real Decreto 47/2007 hace obligatorio para edificios de nueva construcción la emisión de un certificado energético que se debe presentar junto con la documentación del mismo en el momento de su venta o alquiler.

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En la actualidad, en la mayoría de los países de la Unión Europea, se están adoptando procedimientos similares al español de certificación de la eficiencia energética de Edificios. Mediante la certificación energética, los compradores podrán conocer la calidad energética de una vivienda antes de comprarla. Por otra parte, los promotores y constructores tendrán que utilizar componentes estructurales y equipamiento de mayor calidad con objeto de conseguir una menor demanda energética y, por tanto, una mejor valoración. Mediante esta información objetiva sobre las características energéticas del edificio se favorecerá una mayor transparencia del mercado inmobiliario y se fomentarán las inversiones en ahorro de energía, potenciando, así, la demanda de la calidad energética entre los compradores de viviendas. De este modo, los promotores se verán obligados por el mercado a mejorar la eficiencia energética de los edificios. Previa a la certificación, deberá realizarse una Calificación Energética mediante un programa informático homologado y puesto gratuitamente a disposición del proyectista por la Administración, denominado CALENER. Renovables obligatorias en Edificación Desde la entrada en vigor del Código Técnico de la Edificación, en septiembre de 2006, es obligatorio que en todo edificio nuevo que se construya o se rehabilite, se instalen captadores solares térmicos para la producción del agua caliente sanitaria y del calentamiento de piscinas. La producción exigida dependerá del tamaño del edificio, de la situación geográfica en España y del tipo de combustible que se vaya a sustituir.

3.3

Medidas a aplicar en el sector residencial Las medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector edificación en España

tienen un gran potencial para reducir el consumo de energía, ya que prácticamente nada se había hecho anteriormente en este sector.

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Estas medidas han de consistir en una mayor integración de edificio con el entorno, para el máximo aprovechamiento de las condiciones que le rodean, una mejora del diseño del edificio y una correcta elección de los materiales, entre otras. Las medidas de ahorro y eficiencia energética en el sector edificación a aplicar en edificios de nueva construcción como en edificios ya construidos serían las siguientes: Diseño del edificio. El diseño de un edificio aprovechando las condiciones del entorno que le rodea supone un ahorro de energía en la construcción final. De la idea anterior nace el concepto de diseño bioclimático. El diseño bioclimático se fundamenta en la adecuación y utilización positiva de las condiciones medioambientales y materiales, mantenida durante el proceso del proyecto y la obra. Este concepto no es nuevo, los principios básicos de la arquitectura tradicional se basan en el aprovechamiento de las condiciones del entorno. Actuando sobre aspectos como el color de los muros o los tejados, se puede ahorrar energía. Las paredes de color claro reducen la ganancia de calor hasta un 35%, mientras que un tejado color claro comparado con uno oscuro puede reducir la ganancia de calor en un 50%. La forma también juega un papel esencial en las pérdidas de calor de un edificio. En líneas generales, se puede afirmar que las estructuras compactas y con formas redondeadas tienen menos pérdidas que las estructuras que tienen numerosos huecos, entrantes y salientes. La orientación de los muros y ventanas influye igualmente de forma decisiva en las ganancias o pérdidas de calor de un edificio. En zonas frías interesa que los cerramientos de mayor superficie, los acristalamientos y las estancias o habitaciones de mayor uso estén orientadas al sur. Y los acristalamientos y superficies orientadas hacia el norte deben ser lo más pequeños posible. En zonas muy calurosas, sin embargo, interesa que en las orientaciones con más radiación solar se encuentre la menor superficie acristalada posible. En chalets o casas pequeñas, medidas tan simples como plantar árboles que den sombra en verano o que corten los vientos dominantes en invierno, se ha demostrado Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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que ahorran entre un 15% a un 40% del consumo de energía necesario para mantener la casa confortable. Por otra parte, el agua que se evapora durante la actividad fotosintética enfría el aire y se puede lograr una reducción apreciable de la temperatura, de entre 3 y 6 ºC, en las zonas arboladas. También puede ahorrarse energía en iluminación, a través de diseños que consigan la máxima ganancia de luz, sin sobrecalentamiento indeseado. Para optimizar la iluminación natural se precisa una distribución adecuada de las estancias en las distintas orientaciones del edificio, situando, por ejemplo, las habitaciones que se utilicen más durante el día en la fachada sur. También hay que tener en cuenta el diseño y colocación de las ventanas, el tipo de vidrio utilizado, etc. Según el IDAE es su guía práctica de la energía, un buen diseño bioclimático puede conseguir ahorros de hasta el 70% para la climatización e iluminación de un hogar. Todo ello con un incremento del coste de construcción no superior al 15% sobre el coste estándar. Materiales de construcción. Los materiales de construcción también presentan importantes posibilidades de mejora. Podemos definir la bioconstrucción como la construcción de edificios con técnicas que garantizan un ahorro energético y una mejora en la salud ambiental y de los propios usuarios, utilizando materiales no contaminantes ni tóxicos, que sean, en la medida de lo posible, renovables, reutilizables y reciclables, así como económicos, ecológicos y ergonómicos. Para minimizar el impacto sobre el entorno es imprescindible utilizar materiales que no sean contaminantes en ningún momento de su ciclo de vida; que puedan reutilizarse, reciclarse o diseminarse en el entorno sin degradarlo; que no consuman mucha energía en su producción; y que no requieran mucha energía para ser transportados hasta la obra. Muchos de los materiales de la arquitectura tradicional cumplían ya estos requisitos. También los cumplen materiales modernos surgidos de la necesidad de alcanzar y mejorar las prestaciones de los materiales convencionales sin perjudicar al medio ambiente.

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La elección de la materia prima y tecnología para levantar la estructura de los edificios dependerá, entre otros, del clima, los materiales disponibles localmente, la arquitectura tradicional de la zona, la energía necesaria para obtener el material y transportarlo al emplazamiento de la construcción, y el impacto local de los materiales una vez terminada la vida útil de la vivienda. Los edificios intercambian calor y humedad con el medio exterior a través de sus suelos, techos y paredes. El uso de materiales aislantes retrasa estos intercambios y ayuda a mantener unas condiciones habitables en el interior de los edificios. Sin embargo, es importante utilizar los materiales aislantes como un complemento a la aplicación de los criterios de la bioconstrucción y no como soluciones por sí mismos. A la hora de diseñar un edificio o casa aislada es necesario tener en cuenta su aislamiento. Si se quiere evitar el calor en verano éste se pondrá en la parte externa del muro y si se quiere evitar el frío en invierno, lo haremos por el interior. Un buen aislamiento puede ahorrar hasta un 30% en calefacción y aire acondicionado. Por tanto, aunque construir un edificio con un buen aislamiento cuesta más dinero, a la larga es más económico porque ahorra mucho gasto de climatización. El poliuretano rígido es el material aislante térmico más eficiente y duradero. Su baja conductividad térmica conferida por su estructura celular cerrada y su innovadora tecnología de fabricación lo han puesto a la cabeza de los productos que colaboran en el ahorro de energía a través del aislamiento térmico. Es el material por excelencia en múltiples aplicaciones industriales y, sin duda, el producto más utilizado en el aislamiento de los edificios industriales y residenciales. Iluminación La iluminación demandada por el edificio supone un gran consumo de electricidad por lo que aplicar medidas de ahorro y eficiencia permitiría a su vez una reducción de costes para el usuario. Para consumo doméstico, se pueden encontrar diversos tipos de bombillas: lámparas halógenas, tubos fluorescentes, lámparas incandescentes y de bajo consumo. Las más usadas en la mayoría de los hogares son las incandescentes debido a su bajo coste, pero al mismo tiempo, son las que más electricidad consumen y las de menor

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duración (1.000 horas). La eficacia luminosa de este tipo de lámparas se sitúa entre los 12 lm/W y los 20 lm/W, con lo que sólo aprovecha en iluminación el 5% de la energía eléctrica que consumen, mientras que el 95% restante se transforma en calor, sin aprovechamiento luminoso. Desde hace algún tiempo, se están comenzando a usar cada vez más las lámparas de bajo consumo, que son pequeños tubos fluorescentes que se basan en la emisión luminosa que algunos gases como el flúor emiten al paso de una corriente eléctrica. La eficiencia luminosa es así mucho mayor que en el caso de la incandescencia puesto que en este proceso se produce un menor calentamiento y la electricidad se destina, en mayor proporción, a la obtención de la luz. Son más caras (del orden de 5 veces más) que las bombillas convencionales, aunque, por el ahorro en electricidad se amortizan mucho antes de que termine su vida útil (entre 8.000 y 10.000 horas). Duran ocho veces más que las bombillas convencionales y proporcionan la misma luz, consumiendo apenas un 20%-25% de la electricidad que necesitan las incandescentes. Por lo tanto, si se cambiaran todas las bombillas por bombillas de bajo consumo, podríamos conseguir un ahorro de hasta un 75% en iluminación. Domótica La aplicación de medidas en la eficiencia y ahorro energético en la operación del edificio supone una reducción considerable del consumo del edificio. Podemos definir la domótica como el conjunto de sistemas capaces de automatizar una vivienda, aportando servicios de gestión energética, seguridad, bienestar y comunicación, y que pueden estar integrados por medio de redes interiores y exteriores de comunicación, cableadas o inalámbricas, y cuyo control goza de cierta ubicuidad, desde dentro y fuera del hogar. Se podría definir como la integración de la tecnología en el diseño inteligente de un recinto. Esto supondría por ejemplo la programación y zonificación de la climatización, la racionalización de cargas eléctricas: desconexión de equipos de uso no prioritario en función del consumo eléctrico en un momento dado, gestión de tarifas, derivando el funcionamiento de algunos aparatos a horas de tarifa reducida, una automatización del apagado/ encendido en cada punto de luz y una regulación de la iluminación según el nivel de luminosidad ambiente.

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Considerando el ahorro de energía que aportaría un control domótico simple, éste podría rondar los 500 kWh anuales, lo que supone un 16% del gasto eléctrico de una vivienda. Sin embargo este considerable ahorro no hace atractiva la inversión por si solo, ya que el plazo de amortización es de unos 16 años y, en general, un sistema de este tipo tiene una vida útil menor que ésta [González Blanch, 2006]. Electrodomésticos Los electrodomésticos suponen una parte muy importante del consumo energético de cualquier hogar, por lo que su mayor eficiencia es trascendental a la hora de conseguir ahorros considerables en dicho consumo. Según la Directiva 92/75/CE, se definen 7 clases de eficiencia, identificadas por un código de colores y letras que van desde el color verde y la letra A para los equipos más eficientes, hasta el color rojo y la letra G para los equipos menos eficientes. Este código es común para todos los electrodomésticos, aunque exista una etiqueta diferente para cada familia. De este modo, el comportamiento energético de los electrodomésticos puede ser:

Ilustración 19: Eficiencia de electrodomésticos [IDAE, 2007].

A esta tabla, y sólo para el caso de frigoríficos, congeladores y equipos combinados, hay que añadirle dos filas por arriba, para incluir las clases A+ y A++, quedando los consumos de las categorías como sigue en la figura siguiente:

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Ilustración 20: Clasificación electrodomésticos [IDAE, 2007].

Es importante saber que las clases de eficiencia sólo son comparables dentro de la misma categoría de electrodomésticos y entre equipos del mismo tipo que además realicen las mismas o similares funciones. Cada letra que se baja en la escala, a partir de la A, supone un incremento del consumo energético de alrededor de un 12% más que la letra que le precede. Así, podremos decir que una lavadora “clase A” consume hasta un 48% menos que una de iguales prestaciones de clase C, y hasta un 58 % menos que una de clase D. -Frigorífico El frigorífico es el electrodoméstico que más energía consume y, junto a la iluminación, se sitúa a la cabeza del gasto eléctrico doméstico. Al tener un uso continuo (sólo se desconecta para eliminar la escarcha y limpieza o por ausencias prolongadas del hogar), tiene un consumo muy apreciable. En la actualidad existen frigoríficos de alta eficiencia con consumos notablemente menores que los que más consumen. Por ejemplo, un frigorífico de clase A++ consumiría una media de 2.956 kWh en 15 años mientras que uno de clase G, consumiría 12.319 kWh. -Lavadora y lavavajillas Estos dos electrodomésticos también suponen un importante consumo de energía, debido sobre todo al uso de agua caliente. Como se verá más adelante, la energía necesaria para calentar este agua se puede conseguir a partir de paneles termosolares, con lo que se alcanzan importantes ahorros. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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-Televisión y equipo de audio En los países desarrollados hay en cada vivienda como promedio al menos un televisor. Esto unido a que, al igual que ocurre con los frigoríficos, la potencia unitaria de este electrodoméstico es pequeña, pero su utilización es muy grande, lo que le hace ser responsable de un consumo importante de energía. En estos países, este equipo se usa todos los días y el tiempo medio de utilización por hogar es de 3 horas, lo que conduce a consumos anuales de entre 100 kWh. y 400 kWh. -Equipos ofimáticos En la última década, el equipamiento informático ha tenido un auge espectacular, al que no ha sido ajeno el ámbito de la vivienda. Casi la mitad de los hogares españoles disponen de ordenador. La pantalla es la parte del ordenador personal que más energía consume. Su uso ya representa en un hogar medio un 2% del consumo total (aproximadamente 60 kWh al año). -Horno y cocina Existen hornos de gas y hornos eléctricos. Estos últimos son los más frecuentes entre los usuarios domésticos en el mundo desarrollado. Según la energía que utilizan cabe distinguir varios tipos de cocinas. En los países desarrollados predominan las cocinas de gas o eléctricas, mientras que en los países subdesarrollados sobretodo se utiliza biomasa (leña, carbón, residuos animales o vegetales) para cocinar. Las cocinas de inducción son más rápidas y eficientes que el resto de las cocinas eléctricas, gracias a la reducción de los tiempos de cocción. Energía solar térmica Con los sistemas solares en la producción de agua caliente sanitaria se puede alcanzar un ahorro de entre el 50-80% comparado con los sistemas convencionales. En gran parte de España, para conseguir aportes del 50% de las necesidades de agua caliente sanitaria de una vivienda tipo, se necesita un equipo formado por de 2 a 4 metros cuadrados y 200-300 l de acumulación. Las instalaciones en los edificios de

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viviendas se diseñan para proporcionar un aporte solar entre el 50-80%, aunque las exigencias del Código Técnico de la Edificación sitúa estas en el mínimo del 30% para algunas regiones, se puede incrementar hasta alcanzar el máximo desde un punto de vista económicamente rentable. El periodo de retorno de la inversión es de un máximo de 19 años y su vida útil es de 25 años, por lo que se acaba recuperando la inversión e incluso se obtienen beneficios. Además, las viviendas con calefacción central y un sistema de energía solar térmica para calentar el agua son las más baratas de mantener. Cogeneración y poligeneración. El caso máximo de eficiencia energética se da en los sistemas de cogeneración eléctrica, que pueden aprovechar grandes cantidades residuales de calor para la calefacción o el agua caliente sanitaria. Si se evolucionase hacia una generación más distribuida, en la que las centrales termoeléctricas se situasen más cerca de los centros de demanda térmica (edificios), mediante esquemas de cogeneración y trigeneración (poligeneración), se podría aprovechar la energía térmica residual del proceso de generación eléctrica para cubrir parte de la demanda térmica de los edificios. El aprovechamiento de esta energía residual requeriría que el sector de la edificación evolucionara hacia una estructura de sistemas colectivos frente a los individuales que actualmente predominan en el sector, imponiendo los esquemas de calefacción y refrigeración de distrito (District Heating and Cooling), lo cual a su vez facilitaría mucho la introducción de energía solar térmica para cubrir parte de las demandas de ACS, calefacción y refrigeración. Se muestran reducciones muy importantes en energía primaria y en emisiones de CO2 cuando las necesidades térmicas se cubren con sistemas de cogeneración (producción simultánea de electricidad y calor, CHP, Combined Heat and Power) o de trigeneración (producción simultánea de electricidad, frío y calor, CHCP, Combined Heat, Cool and Power), utilizando así el calor residual de la producción eléctrica con sistemas térmicos (motores alternativos, turbinas de vapor, turbinas de gas y ciclos combinados) que en estos momentos de la tecnología puede cifrarse en promedio en un 60% de la energía primaria consumida. De cada kWh producido en la combustión de un combustible (fósil, biomasa, residuo, etc), únicamente el 40% en promedio (entre el 35% y el 50% según el sistema) se convertirá en energía eléctrica, siendo el 60% Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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restante disipado al medio ambiente en forma de calor; éste calor se utilizará para cubrir en forma centralizada (district heating, DH) las necesidades térmicas de los núcleos urbanos próximos, bien directamente en forma de calor o en forma de calor y frío (district heating and cooling, DHC) mediante la utilización de aquel en sistemas de absorción (o adsorción). Estos sistemas CHCP en DHC aportarían además las ventajas de una generación eléctrica distribuida próxima a los núcleos de consumo, reduciendo así las pérdidas en el transporte y en la transformación a las tensiones óptimas para éste. Es de notar que estos sistemas son muy utilizados en la mayoría de los países de la UE (principalmente CHP y DH) y utilizan tecnologías muy maduras. En España también hay una gran experiencia en CHP pero a nivel industrial, es decir el calor residual se utiliza en procesos de la misma empresa que instala el sistema de cogeneración, sin embargo son nulas las experiencias de CHP para usos domésticos (alguna experiencia testimonial, como el suministro de calefacción a poblados próximos a alguna empresa en el que habitan empleados de la misma empresa, y alguna otra testimonial). Así pues la utilización de sistemas CHCP en DHC, permitiría afrontar con éxito la reducción de consumos de energía primaria y de emisiones de CO2 en el subsector doméstico en un horizonte de demandas térmicas crecientes (al menos en cuanto a la demanda de frío para climatización en verano). Admitiendo que en un sistema CHCP la producción de electricidad se hace con una eficiencia del 40% (referida a la energía del combustible, energía primaria) y que la generación y transporte de calor y frío puede hacerse en promedio con una eficiencia del 67% (referido a la energía residual al obtener la eléctrica, y equivale a que se convierte en calor o frío el 40% de la energía primaria) nos llevaría a un rendimiento global del sistema CHCP en DHC del 80%, valor éste acorde con las tecnologías actuales. Bajo estas condiciones la energía primaria para cubrir la demanda de energía final en una vivienda en el horizonte de 2012 sería de 20,3 kWh/día·vivienda y la emisión de CO2 sería de 3,9 kg/día·vivienda equivalentes, valores que resultan muy inferiores a los de 60 kWh/día·vivienda y 11,3 kg/día·vivienda equivalentes de CO2 que resultaban en el mismo horizonte con el escenario correspondiente a los sistemas

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actuales. Conllevaría pues un ahorro de 39,7 kWh/día·vivienda en energía primaria y una reducción de 7,4 kg/día·vivienda en las emisiones de CO2.

3.4

Resultados de la aplicación de medidas En primer lugar se contabilizará el ahorro energético que supone la aplicación de

medidas de ahorro y eficiencia energéticas en el subsector residencial y posteriormente se estimará de manera aproximada este valor para el subsector servicios. En 2007 el consumo total de energía final del sector residencial ascendió a 14700 ktep, existiendo un total de 14759 miles de viviendas. Con estos datos obtenemos que el consumo medio anual por vivienda es de unos 11790 kWh anuales. De conversaciones privadas con expertos del sector, se estima que en 2030 habrá un total de 20247 miles de viviendas con un consumo energético de energía final en caso de no tomar medidas adicionales de eficiencia energética que sería de 22863 ktep. Con estos datos obtenemos que el consumo medio anual por vivienda sería de unos 13300 kWh anuales. Este aumento en la energía consumida por vivienda es lógico debido a la continua búsqueda de un mayor bienestar y la consecuente introducción de nuevas tecnologías en la vivienda que requieren energía para su funcionamiento. También hemos de diferenciar las residencias según su antigüedad. La situación del parque de viviendas estimada para el año 2030 es de 2181 miles de viviendas antiguas (más de 30 años de antigüedad), 8188 miles de menos de 30 años de antigüedad y 9876 miles de viviendas de nueva construcción. Esta situación ha sido obtenida a partir de datos proporcionados por el IDAE, la prospectiva para el horizonte 2030 considerada en este proyecto y considerando que la vida útil de un edificio es de 70 años. Se determina a continuación qué medidas se pueden aplicar en un edificio ya construido y se contabiliza tanto el ahorro de energía que supondría su aplicación así como el coste que esto conlleva. A la hora de evaluar los costes de todas las medidas tratadas, se debe recordar que en prácticamente todas ellas se acaba recuperando la inversión, puesto que contribuyen a un ahorro energético que conlleva un ahorro Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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económico. Por tanto, casi más importante que el coste de la inversión a realizar es el periodo de retorno de la inversión, es decir, cuánto tiempo se va a tardar en amortizar la diferencia en el coste. A partir de los datos proporcionados en el informe del IDAE ‘’la guía práctica de la energía’’, se construye la siguiente tabla:

Consumo (%)

Consumo (kWh/a)

Calefacción

41,6

4904,64

Aire condicionado

0,4

47,16

Cocina

10,8

1273,32

ACS

26,2

3088,98

Iluminación

9

1061,1

Electrodomésticos

12

1414,8

Total

100

11790

Tabla 3: Consumo vivienda.

Aplicación intensa de medidas en edificios de menos de 30 años: - La sustitución de bombillas convencionales por tubos fluorescentes. Si cambiáramos todas las bombillas por bombillas de bajo consumo podríamos ahorrar un 75% en iluminación. - El uso de electrodomésticos más eficientes. Esta medida supone el cambio de alguno de los electrodomésticos por unos más eficientes, como por ejemplo el uso de un frigorífico de clase A++ que consume 2.956 kWh en 15 años. Hay que tener en cuenta que para que el cambio de un electrodoméstico sea rentable económicamente no sólo hay que mirar el ahorro energético de éste sino también el periodo que lleva funcionando el que se quiere sustituir y su vida útil. Así, podremos decir que una lavadora “clase A” consume hasta un 48% menos que una de iguales prestaciones de clase C. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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- El ahorro en el uso de los electrodomésticos. Esta medida puede suponer un gran ahorro económico y consiste entre otras cosas en limpiar y quitar la escarcha del congelador así como no dejar las puertas de este abiertas, el uso en plena carga tanto de la lavadora como del lavavajillas, disminuir la utilización de la televisión, el equipo de audio, y los equipos ofimáticos. Se supone que con estas medidas se obtiene un ahorro mínimo del 10% en el funcionamiento de cada equipo. - El sistema domótico sería una medida rentable a aplicar en edificios cuya antigüedad permita su amortización, que es de aproximadamente 16 años. La implantación de un sistema domótico simple supondría un ahorro de 500 kWh anuales. - Algo similar ocurre con los paneles solares, que debido a su alto coste necesitan un periodo de amortización grande, por lo que en edificios de mucha antigüedad no serían rentables económicamente. Según el IDAE en su guía práctica de la energía, mediante los sistemas convencionales (generalmente de gas), calentar agua cuesta unos 160 euros al año. Un panel solar puede reducir este gasto a 64 euros. Su instalación cuesta entre 1.300 y 1.800 euros. Con estos datos, el periodo de retorno de la inversión es de un máximo de 19 años. Su vida útil es de 25 años, por lo que se acaba recuperando la inversión e incluso se obtienen beneficios. Con los sistemas solares en la producción de agua caliente sanitaria se puede alcanzar un ahorro de entre el 50-80% comparado con los sistemas convencionales. - Mantenimiento de las instalaciones de refrigeración y calefacción. Un ejemplo es la necesidad de realizar un mantenimiento de la caldera y revisarla al menos una vez al año. Una caldera sucia tiene dificultades para la combustión y puede consumir hasta un 15% más de energía. Cambiar las válvulas de los radiadores cuando funcionen mal o empiecen a gotear y sustituirlas por válvulas termostáticas puede ahorrar entre un 8 y un 13% de energía. Asimismo, para no derrochar energía no exceder los 21º C en invierno y no bajar de los 25º C en verano. De hecho, bajar un grado el termostato de la calefacción puede ahorrar entre un 5 y un 10% de la factura. Todas estas medidas permitirían ahorrar como mínimo un 35% de energía en calefacción. - Sustitución del sistema de acondicionamiento por uno de los mencionados anteriormente, con lo que se puede conseguir un ahorro energético apreciable. Estos sistemas tienen por lo general un coste elevado de inversión pero un bajo coste de Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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operación. Por tanto suelen tener un periodo de amortización inferior a su vida útil. Las calderas de baja temperatura o de condensación, por ejemplo, son más caras, pero pueden ahorrar más del 25% del consumo. Aplicando todas estas medidas podríamos conseguir los ahorros representados en la siguiente tabla.

Consumo (%)

Ahorro (%)

Ahorro(kWh/a)

Calefacción

41,6

35

1716,6

Aire acondicionado

0,4

20

9,4

Cocina

10,8

10

127,3

ACS

26,2

60

1853,4

Iluminación

9

75

795,8

Frigorífico

4,5

50

265,3

Lavavajillas

0,5

30

17,7

Secadora

0,5

30

17,7

Lavadora

2

48

113,2

Televisión/Audio

2,5

10

29,5

Equipos ofimáticos

0,25

10

2,9

Resto electrodomésticos

1,75

10

20,6

Total

100

42

4969,5

Tabla 4: Ahorro viviendas.

A éste hay que sumarle el ahorro que supone la instalación de un sistema domótico simple que es de 500 kWh/a, por lo que resulta un ahorro total de 5469,5 kWh/a , es decir, un ahorro de un 46%.

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Una vez estimado el ahorro que supone la aplicación de medidas de ahorro y eficiencia energética a un edificio ya construido, hay que contabilizar el ahorro que supone la aplicación de medidas en un edificio por construir. Las medidas a aplicar en un edificio de nueva construcción son todas las nombradas anteriormente en el punto en el que se describen las medidas de ahorro existentes. Por lo tanto, las medidas a aplicar en un edificio por construir son muchas más que en un edificio ya construido, debido a que en un edificio ya construido hay muchas medidas que no serían rentables o sencillamente serían imposibles de implementar. Contabilizando estas medidas de manera conservadora, ya que la correcta aplicación de todas ellas puede no sólo conseguir que el edificio sea autosuficiente sino que además suministre energía, se obtiene un ahorro del 70%. Este ahorro supondría que los edificios nuevos en España estarían etiquetados entre las clases A o B dentro de la certificación europea de los edificios, lo que supone cumplir los requisitos de sostenibilidad exigidos por la Unión Europea. A partir del ahorro que se obtendría al aplicar mediadas de ahorro y eficiencia estimando una evolución del parque de viviendas, se calcula el ahorro total que estas medidas conseguirían en el sector residencial para el año 2030. La situación del parque de viviendas estimada para el año 2030 es de 2182 miles de viviendas con un ahorro de un 12%, 8188 miles de viviendas con un ahorro del 46% y 9876 miles de viviendas que se han construido a lo largo de los 30 años con un ahorro del 70%. El ahorro total que tendrían todas estas medidas aplicadas de forma muy intensa es de 12216 ktep de energía final en el 2030. Para evaluar las emisiones de CO2 que se conseguiría reducir con estas medidas hay que tener en cuenta que el consumo de energía final en las viviendas españolas actualmente corresponde en un 33% a electricidad, 31% a petróleo, 21% gas natural, 13% biomasa y 1% carbón. Esta estructura no va a ser constante hasta 2030 ya que se produce el desplazamiento de unas fuentes de energía hacia otras. Un ejemplo es que la calefacción se está desplazando en los últimos años hacia el gas natural. Por ello, hemos considerado un desplazamiento progresivo hacia la electricidad y el gas natural.

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De esta manera, suponemos que la estructura de consumo de energía final en el sector residencial en el año 2030 se corresponde en un 36% a electricidad, 29% a petróleo, 30% gas natural, 4% biomasa y 1% carbón Una vez que tenemos el consumo del sector residencial separado por fuentes de energía y que sabemos la estructura de la generación eléctrica, podemos calcular los efectos de las medidas anteriormente analizadas en cuanto a reducción de emisiones de CO2. Evidentemente estas medidas tendrán una mayor o menor influencia en la reducción de emisiones de CO2 según como de limpio sea el mix de generación eléctrica en el año 2030, ya que si se trata de un mix muy limpio las medidas tendrán un menor impacto. Esta mayor o menor limpieza del mix energético vendrá dada por la potencia instalada de cada tecnología de generación eléctrica. Esta potencia será introducida en el modelo, y dependiendo de los inputs que tenga el modelo, estas medidas de eficiencia tendrán un efecto determinado en cuanto a reducción de emisiones. Para calcular el ahorro de energía en los hogares que dispongan de District Heating and Cooling admitimos que en un sistema CHCP la producción de electricidad se hace con una eficiencia del 40% (referida a la energía del combustible, energía primaria) y que la generación y transporte de calor y frío puede hacerse en promedio con una eficiencia del 67% (referido a la energía residual al obtener la eléctrica, y equivale a que se convierte en calor o frío el 40% de la energía primaria.). Esto nos llevaría a un rendimiento global del DHC del 80%. Este calor generado al producir electricidad es aprovechado en los hogares por lo que conseguimos un ahorro en el consumo de combustibles fósiles. De esta manera, según el número de viviendas que dispongan de DHC, tendremos un mayor o menor ahorro de energía. El sector residencial es posiblemente el sector en el que podemos obtener un mayor porcentaje de ahorro de energía. Por ello, es fundamental tomar medidas con una gran intensidad si queremos controlar el consumo energético y reducir las emisiones de CO2 en el futuro. Para lograr esto tiene que haber una gran concienciación por parte de la sociedad ya que se requiere de una fuerte inversión. Afortunadamente, la situación está cambiando en los últimos años y se están empezando a tomar numerosas medidas de ahorro tales como la instalación de paneles solares en los tejados.

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Eficiencia y ahorro en el sector del transporte

4 4.1

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Eficiencia y ahorro en el sector del transporte Introducción El transporte representa hoy uno de los principales elementos de insostenibilidad

del modelo de desarrollo de España, ya que es el responsable de casi el 40% del consumo energético del país, siendo este porcentaje creciente en los últimos años, y del 30% de las emisiones de CO2 nacionales. A su vez, el sector transporte es fundamental en la economía y supone actualmente el 5,7% del PIB (Producto Interior Bruto) español. Los datos sobre las características principales de este sector están obtenidos del documento [Casals et al, 2007]. El desarrollo social y económico ha propiciado en todo el mundo un aumento muy importante en la movilidad de las personas. Este crecimiento es una de las causas de que haya aumentado nuestra dependencia de los derivados del petróleo y que se hayan manifestado graves problemas de contaminación ambiental. Existe un fuerte desequilibrio en la participación de los diferentes modos de transporte en la movilidad total y en el consumo de energía del sector del transporte, con un dominio absoluto del transporte por carretera, y dentro del mismo un protagonismo cada vez mayor del vehículo privado. Dentro del transporte, la carretera representa el 80% de los consumos en 2004, de los que aproximadamente un 46%, según el E4, corresponden a los turismos, un 51% al transporte de mercancías, entre furgonetas y camiones, y sólo un 3% para el transporte de viajeros en autobús.

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Ilustracióm 21: Estructura de consumo sector transporte [IDAE].

Tanto en el transporte de mercancías, un 84,28%, como en el transporte de personas, un 89,59%, el medio más utilizado ha sido el transporte por carretera, éste supone hoy en día el principal modo de transporte tanto en España como en Europa. En cuanto a los diferentes tipos de vehículos usados para el transporte por carretera, el coche es el más utilizado con un 82,5% del total, seguido de los vehículos pesados (camiones y autobuses) y de las motocicletas, que suponen un 17% y 0,5% respectivamente. El parque móvil español se ha triplicado prácticamente entre 1975 y 2005, pasando de 7 millones de vehículos a casi 27,6 millones. Hay que destacar en esta evolución del parque de vehículos la creciente “dieselización” del mismo, en detrimento de los turismos de gasolina (97,5% del total en 1970 vs. 58,4% en 2005).

Ilustracióm 22: Estructura de consumo transporte carretera [IDAE].

El transporte, que engloba al sector de la aeronáutica, naval y automoción, tiene que garantizar que la movilidad de personas y mercancías pueda producirse con la mayor Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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eficacia posible. El desarrollo y puesta a punto de un sistema de transporte eficiente y competitivo resulta un elemento clave para la economía de cualquier país, ya que la actividad resultante adquiere una importancia capital no sólo por su propia aportación a la misma, sino también por su capacidad de condicionar la competitividad de la mayoría de los sectores productivos.

4.1.3. Emisiones del sector transporte. Los sectores de la industria, el transporte, la agricultura y medio natural son los responsables del 89,9% de las emisiones de GEI nacionales. El principal contribuidor es la industria siendo responsable de aproximadamente el 50,7% en el año 2003, aunque el sector transporte ha ido en aumento de forma considerable en los últimos años.

Ilustración 23: Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero por sector en España, Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.

En el sector transporte, un incremento del consumo de combustibles fósiles conlleva un aumento del número de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de este sector, lo que ha provocado un crecimiento, durante los últimos años, cercano al 5%. Se estima que el sector del transporte (por carretera, aéreo y marítimo) aporta más del 22% de las emisiones españolas de GEI. Varias son las razones explicativas de este fenómeno: la elevada tasa de motorización y su vertiginoso ritmo de crecimiento; el incremento tan espectacular de las inversiones en infraestructura de carretera de alta capacidad, lo que nos ha colocado a la cabeza de los países europeos; el descenso paulatino de los costes de transporte privado por carretera experimentado durante los Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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últimos 25años, lo que ha provocado la dispersión de actividades en el territorio y el incremento de la participación del transporte en la estructura productiva, de distribución y consumo; y finalmente, el modelo de ordenamiento urbano basado en la construcción de baja densidad, en la especialización de usos de suelo y la fragmentación del territorio. Dichas fuerzas “motrices” o directoras del proceso de incremento de la movilidad y de la demanda de transporte en nuestro país, resultan difíciles de modificar y reconducir. No todas las competencias para hacerlo caen en el ámbito de la Administración General del Estado, pero parece adecuado considerar que ésta deberá jugar un destacado papel coordinador, con objeto de establecer una política de transportes que posea, entre otros objetivos, la reducción de emisiones contaminantes. El crecimiento de las emisiones de GEI del sector transporte, hace más difícil que España alcance los objetivos del protocolo de Kyoto. Las emisiones de gases de efecto invernadero del transporte aumentaron en un 57,5% entre 1990 y 2003.Esto fue debido principalmente al transporte por carretera (tanto de viajeros como de mercancías). Además, se ha dado un cambio del consumo de combustibles, de la gasolina al diésel.

Ilustración 24: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte en España, 1990–2003.Fuente: Ministerio de Medio Ambiente, Dirección General de Calidad Ambiental 2005.

De los 6 gases que constituyen el efecto invernadero contemplados en el Protocolo de Kyoto el transporte sólo es fuente de 3 de ellos: N2O, CO2, CH4. Sin embargo, el 97,5% de los gases procedentes del transporte es CO2, el 2,3% es N2O y sólo el 0,2% es CH4.

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Ilustración 25: Emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte en España. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.

Es necesario un análisis de cada uno de los GEI para ver cuales son sus causas principales y de qué manera se puede evitar o reducir su emisión: Emisiones de CO2. Con el 97,5% en el 2003, el CO2 es con mucho el gas de efecto invernadero más importante dentro del sector transporte, y el transporte por carretera es, de hecho, el mayor contribuidor de estas emisiones (80 % en el 2003). La segunda fuente principal de emisiones de CO2 (5,0%) es el tráfico aéreo, mientras que las actividades marítimas (a nivel nacional incluida la flota pesquera, 4%); Otros modos de transporte, maquinaria móvil (aglutinando las actividades industriales, agrícolas y forestales relacionadas con el transporte, 11%) y el transporte ferroviario (0,3%) tienen una contribución comparativamente menor en el total nacional de emisiones de CO2 del transporte. Esta tendencia claramente alcista de las emisiones de CO2 procedentes del transporte se debe fundamentalmente al crecimiento del volumen de tráfico por carretera, sin embargo, el aumento de la demanda ha estado muy por encima del aumento en las emisiones y significa que ha habido un cambio importante en el uso medio de la energía por vehículo-kilómetro.

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Ilustración 26: Cambio en las emisiones totales de gases de efecto invernadero procedentes del transporte.Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.

Emisiones de N2O. El sector transporte es una fuente pequeña, aunque en continuo aumento, de emisiones de óxido nitroso. Las emisiones de N2O procedentes del transporte, sólo contribuyen al 2,3% de las emisiones totales de GEI del sector. Aunque sólo son responsables del 8% del total nacional de emisiones de N2O, aumentaron considerablemente de 2.820 a 8.114 toneladas entre 1990 y 2003 (188 %), debido a la introducción de convertidores catalíticos, los cuales reducen las emisiones de otros gases pero generan N2O. Esto ocurre principalmente durante el periodo de calentamiento del catalizador. Sin embargo, los primeros catalizadores emitían 0,05 g/km N2O por kilómetro mientras que los nuevos convertidores catalíticos de tres vías emiten 0.03 g/km. Es probable que en la fase de encendido de los nuevos convertidores (EURO III y IV) el tiempo que precise el convertidor para alcanzar la temperatura apropiada de funcionamiento sea más corto, y por tanto las emisiones sean menores. El uso de combustibles con menor contenido de azufre puede a su vez disminuir las emisiones de N2O.

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Ilustración 27: Emisiones de N2O procedentes del transporte en España. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.

Sustancias acidificantes. La emisión de las sustancias acidificantes del transporte descendió únicamente en un 1% entre 1990 y 2003. La introducción de convertidores catalíticos y la reducción de azufre en los combustibles han contribuido sustancialmente a la reducción de las emisiones, aunque no de manera suficiente para contrarrestar el aumento del tráfico rodado en el mismo periodo. En el sector del transporte, el NOx (89,7%, 2003) es el contaminante más importante que contribuye a la formación de sustancias acidificantes. El transporte por carretera contribuyó al 16% del total nacional de las emisiones de sustancias acidificantes en el 2003. En España se precisan reducciones de las emisiones de sustancias acidificantes procedentes de todos los sectores si se quieren alcanzar los objetivos del 2010 referentes a la Directiva de Techos Nacionales de Emisión.

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Ilustración 28: Emisiones de contaminantes atmosféricos de sustancias acidificantes procedentes del transporte. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.

Precursores del ozono. La emisión de precursores del ozono del transporte descendió en un 16% entre 1990 y 2003. La reducción se produjo por un incremento en la utilización de los motores diésel y por los convertidores catalíticos de los vehículos. La reducción de las emisiones, en la mayoría de los casos, no ha sido suficiente para no sobrepasar los niveles críticos (ecosistemas) o los umbrales de concentración (salud humana). Como resultado, los objetivos marcados para el 2010 difícilmente se alcanzarán. Las emisiones de NOx (69%), de COVNM (18%) y CO (10%) fueron los contaminantes atmosféricos que contribuyeron de manera significativa a la formación de ozono troposférico en el 2003. El transporte por carretera es la fuente dominante de los precursores del ozono y contribuyó al 22% del total nacional de las emisiones de precursores del ozono en el 2003. Las emisiones de otros modos de transporte (ferrocarril, barco y avión) aumentaron en 17%. La contribución del transporte (carretera y otros modos) al total cayó del 37% en 1990, al 27% en 2003.

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Ilustración 29: Emisiones de contaminantes atmosféricos de precursores del ozono. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.

Partículas. La emisión de partículas procedentes del sector transporte aumentó en un 4,7% entre 1990 y 2003. Pese a la introducción de los convertidores catalíticos y mejoras en la tecnología de los vehículos, no se produjo el efecto esperado en cuanto a reducción de las emisiones de los precursores secundarios de partículas. La emisión de NOx (87.1%) constituye la contribución más significativa de contaminantes atmosféricos en la formación de PM10 en el 2003. El transporte por carretera es la fuente dominante de emisiones de partículas finas, contribuyendo al 27% del total de las emisiones nacionales. Se espera que, en un futuro próximo, en la mayoría de las áreas urbanas de nuestro país, las concentraciones de PM10 estén por debajo de los valores límites. Se necesitarán reducciones sustanciales en todos los sectores si se quiere estar por debajo de los valores límites fijados en la Primera Directiva Europea de Calidad del Aire.

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Ilustración 30: Emisiones de contaminantes atmosféricos de partículas. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.

En la figura se muestran las emisiones totales de sustancias acidificantes, precursoras del ozono y partículas procedentes del transporte.

Ilustración 31: Emisiones totales de contaminantes atmosféricos. Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.

4.2

Contexto legislativo español y europeo La eficiencia energética se ha convertido en los últimos años en una de las

principales prioridades para la Unión Europea, esto se debe a la necesidad de asegurar Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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el suministro energético, la protección del medio ambiente y en concreto la reducción de las emisiones de GEI. Para poder reducir el número de emisiones al que se comprometió la Unión Europea en el protocolo de Kyoto, se tienen que aplicar medidas en los distintos sectores causantes de las emisiones. Uno de los principales sectores responsables de emisiones de GEI es el sector transporte por lo que la Unión Europea ha desarrollado diversos protocolos de actuación a seguir: _ “Movilidad sostenible: perspectivas”, el Libro Blanco,“La política europea de transportes de cara al 2010: la hora de la verdad” sobre la política común de transportes. _ “Por una Europa en movimiento. Movilidad sostenible para nuestro continente. Revisión intermedia del Libro Blanco del transporte de la Comisión Europea de 2001”, estos informes incluyen medidas de eficiencia energética. Además, está previsto que próximamente se publique un Libro Verde especialmente dedicado al transporte urbano. _ La Directiva 1999/94/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de diciembre de 1999, relativa a la información sobre el consumo de combustible y sobre las emisiones de CO2 facilitada al consumidor al comercializar turismos nuevos es un ejemplo de medidas incluidas en la legislación comunitaria relativas a los consumos de combustibles y emisiones. _ La Directiva 2003/30/CE relativa al fomento del uso de los biocarburantes u otros combustibles renovables en el transporte obliga a cada Estado Miembro a velar por que se comercialice en sus respectivos mercados una proporción mínima de biocarburantes, estableciéndose objetivos indicativos nacionales. _ La iniciativa CIVITAS es un programa europeo para ayudar a las ciudades a lograr un sistema de transporte urbano más limpio, eficiente y sostenible. _ Las Directivas 2004/50/CE, 2001/16/CE y 2004/51/CE, así como la Comunicación de la Comisión “Proseguir la integración del sistema ferroviario europeo: el tercer paquete ferroviario” con el objetivo de reforzar la interoperabilidad y la apertura del mercado del transporte ferroviario de mercancías.

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_ Con objeto de desarrollar los transportes que combinan la carretera, por un lado, y el ferrocarril, la navegación interior y la navegación marítima, por otro, también se ha promulgado diversa normativa específica, en concreto la Directiva 92/106/CEE. _ El Programa “Marco Polo” (2003-2006), que trata de transferir parte del tráfico de mercancías por carretera hacia la navegación de corta distancia, el transporte ferroviario y la navegación interior. _ En el sector de la aviación se está realizando una propuesta para incluirlo en el régimen de comercio de GEI y por otro lado el programa SESAR, que incorporará las tecnologías más modernas a la gestión del tráfico aéreo en el cielo único europeo. A nivel nacional la principal iniciativa que se ha desarrollado es la “Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España 2004-2012” y en el “Plan de Acción 2005-2007”, estas engloban medidas de ahorro y eficiencia energética a aplicar en todos los sectores. En concreto en el sector transporte se prevé que se producirá un ahorro de energía primaria de 5,2 millones de toneladas equivalentes de petróleo en 2005-2007 y habrá unas emisiones evitadas de 14,5 millones de toneladas de CO2. La responsabilidad en la ejecución del plan de acción corresponde, principalmente, a los Ministerios de Fomento, Industria, Turismo y Comercio, Economía, Interior (DGT) y, en menor medida, Medio Ambiente y Sanidad y Consumo. Las Administraciones territoriales deben participar, en el marco de los oportunos convenios de colaboración, en la aplicación de las diferentes medidas: en las relativas a la carretera, especialmente en la red de su competencia, y las Entidades Locales, en movilidad urbana. Por otra parte, el Consejo de Ministros el 15 de julio de 2005 aprobó el Plan Estratégico de Infraestructuras y Transporte 2005-2020 (PEIT), que define actuaciones y directrices para la política de infraestructuras y transporte de competencia estatal con un horizonte de largo plazo. Este plan supone una mayor inversión en red ferroviaria, diseña una red mallada de carreteras menos dependiente de los corredores radiales, desarrolla las autopistas del mar, refuerza el papel de los puertos como nodos de la red intermodal de transporte e incluye medidas orientadas a integrar el sistema de navegación aérea español en el cielo único europeo. También existe diversa normativa en este sector para cumplir muchos de los objetivos fijados a nivel europeo como es el Real Decreto 837/2002 para regular la Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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información relativa al consumo de combustible y a las emisiones de CO2 de los turismos nuevos que se pongan a la venta, la aplicación de los planes RENOVE y PREVER, con objeto de renovar el parque de vehículos y de mejorar la eficiencia energética y el ahorro de emisiones de CO2, la Ley 34/98, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos hace referencia también a los productos que se consideran biocombustibles, y el Real Decreto 61/2006, por el que se determinan las especificaciones de combustibles fija los objetivos indicativos para España de comercialización de biocarburantes recogidos en la Directiva 2003/30/CE. Aunque la normativa nacional en este sector es muy extensa, la aplicación de estas medidas es aun insuficiente para poder cumplir con los objetivos a los que se comprometió España. Además muchas de estas medidas no son del todo eficientes por lo que es necesario un mayor estudio de cada una de ellas y un detallado seguimiento de la aplicación de esta medida para poder cuantificar el ahorro energético que ésta supone.

4.3

Medidas a aplicar en el sector transporte Las medidas posibles a aplicar en el sector transporte para reducir las emisiones son

muy diversas, englobando desde la mejora de los medios de transporte hasta la intermodalidad. Se pueden diferenciar tres tipos de medidas dependiendo del objetivo de cada una de ellas, estas a su vez engloban distintas medidas para conseguir dicho objetivo. 4.3.1

Eficiencia en los vehículos

Es necesario realizar una renovación de los vehículos en las flotas de transporte colectivo de pasajeros y de mercancías, introducir aeronaves y barcos más eficientes tanto en las flotas de las compañías de transporte aéreo como en las de transporte marítimo y modernizar el parque de turismos en España para aprovechar las ventajas de la mayor eficiencia energética de los vehículos nuevos. Para llevar a cabo el objetivo anterior hay que analizar qué vehículos son más eficientes, tanto de los ya existentes como de las nuevas tecnologías a aplicar, y de qué

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manera se puede incentivar el uso de estos vehículos por delante de otros menos eficientes. Los principales problemas de los turismos son su bajo rendimiento, gran gasto de combustible y elevada contaminación. Hay nuevas tecnologías que estudian la mejora de estos tres aspectos, y podemos dividirlas en dos grupos: A. Sistemas de propulsión alternativos. Podemos variar el motor para mejorar la eficiencia de éste y el número de emisiones. Vehículo eléctrico (VE) es aquél que utiliza una fuente portátil de energía eléctrica que alimenta a un motor eléctrico que transforma dicha energía eléctrica en energía mecánica. El principal inconveniente del VE es el conjunto de baterías que se utiliza como fuente portátil de energía, que limitan la autonomía del vehículo. Este vehículo típicamente usa el 46% de la energía liberada por las baterías para mover el vehículo, mientras el motor de combustión aproximadamente usa cerca del 18% de la energía del combustible que utiliza. Esto hace que la eficiencia del vehículo híbrido sea entre 1030% superior a la del vehículo convencional con motor de explosión. Actualmente el transporte depende en su mayor parte de energías fósiles, sobretodo del petróleo, cuyos derivados cubren el 98% de las necesidades energéticas del sector. Según una campaña realizada por el Instituto para la Diversificación y Ahorro Energético (IDAE) en 1999 con varios coches eléctricos franceses se comprobó que habían consumido una media de 0,220 kWh/km de energía final, lo que convertido en energía primaria y teniendo en cuenta las pérdidas en producción, transporte y distribución dan lugar a un consumo de 2.937 kJ/km. Los consumos de coches equivalentes en sus versiones de gasolina y diésel y en tráfico urbano, son respectivamente 3.430 kJ/km y 3.019 kJ/km. Ello significa que los coches eléctricos consumieron en las ciudades un 17,3 % menos que los coches de gasolina y un 6,4 % menos que los coches diésel. Los VE son vehículos limpios en su funcionamiento, sin embargo hay que considerar las emisiones asociadas a la producción y suministro de electricidad empleada para recargar las baterías, éstas emisiones varían dependiendo del modo de producir electricidad. Según el IDAE los coches eléctricos emiten un 32 % menos de CO2 comparado con lo que emitirían los coches de gasolina y un 27 % menos frente a Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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los coches de gasóleo, por tanto se puede decir que un vehículo eléctrico emite 120 g/km, aunque hay que tener en cuenta que este valor es aproximado, y que hay vehículos de motor de combustión que emiten esto o menos, consiguiéndose unas reducciones de emisiones de 58,5 y 42 g/km dependiendo de si el vehículo reemplazado es de gasolina o diésel. Con respecto al coste los vehículos eléctricos tienen un coste más elevado que un vehículo convencional, pero en el caso de los VE el consumo de combustible es nulo lo que supone un ahorro económico. Además, en muchos países de la Unión Europea este tipo de vehículos goza de algunos beneficios fiscales, como la supresión del IVA o la exención del impuesto de circulación. Este tipo de vehículo se esta comercializando principalmente para transporte público de viajeros y en menor medida para transporte individual. Vehículo eléctrico híbrido (VEH) es aquel en el que al menos una de las fuentes de energía, almacenamiento o conversión puede entregar energía eléctrica, lo que implica que tengan dos motores, uno eléctrico y otro de combustión interna, haciendo que la complejidad del diseño aumente considerablemente. Tener dos motores soluciona el problema de la contaminación medioambiental y da una mayor autonomía que los vehículos puramente eléctricos. Al igual que los vehículos eléctricos, los híbridos también reciben ayudas para su compra por parte del Estado, éstas ayudas permiten reducir el precio del vehículo y permitir su entrada en el mercado. En un reciente artículo, la revista Forbes ofrecía un ranking con los mejores vehículos híbridos del mercado y el ahorro que suponen. El primero del ranking es el más barato, cuesta 14.764 € y tiene un coste anual de carburante de 420 €. El precio de este coche es sólo unos 1.000 € mayor que el de uno convencional y sin embargo proporciona un ahorro de combustible en torno al 25-50%. Sin embargo el coste se puede ver incrementado hasta un 40% con respecto al mismo vehículo pero con motor convencional a la hora de su mantenimiento. De todas formas, parece que la compra de uno de estos vehículos sí que compensa, ya que la diferencia del coste se amortiza rápidamente. Además a medida que se vayan produciendo avances tecnológicos en este sector, el coste será cada vez menor.

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Comparando dos vehículos de características similares, uno de ellos híbrido, las emisiones de éste son un 27,3% menores que las de uno con gasolina, [IDAE]. Teniendo en cuenta que los vehículos de gasolina emiten 178,46g/km de CO2 y 162,5 g/km los de gasóleo, podemos considerar que como promedio un vehículo híbrido emite 129,74 g/km. Por tanto se obtiene una reducción de las emisiones de 48,7 g/km si se sustituye a un vehículo de gasolina y 32,76 g/km en el caso de reemplazar a uno diésel. Existen vehículos híbridos que permiten una reducción mucho mayor, como por ejemplo el Honda Insight que tiene emisiones de CO2 de 80 g/km, menores que cualquier coche con motor de combustión interna alternativo disponible en el mercado, y el Toyota Prius, con 104 g/km, aunque estos modelos son casos excepcionales en el mercado. En el caso de los vehículos híbridos enchufables consideramos que el 70% del tiempo funcionan como un coche eléctrico, mientras que el 30% restante funcionan como un coche híbrido. Estos porcentajes los hemos obtenido del documento “EME Analys” en el que se explica el funcionamiento de un prototipo de coche híbrido enchufable de Nissan. Vehículo de pila de combustible. (VPC) La pila de combustible transforma la energía química asociada al combustible en energía eléctrica (corriente continua) y ésta a su vez se transforma en energía mecánica mediante un motor eléctrico. A diferencia de la batería, la pila de combustible tiene capacidad de generar energía siempre que se le suministre combustible y oxidante, con lo que no se limita la autonomía. El vehículo de pila de combustible de hidrógeno ofrece el doble de eficiencia energética que los motores de combustión interna y, por otra, sólo producen emisiones de vapor de agua. La viabilidad de la solución a largo plazo ya ha sido demostrada pero, para que puedan aplicarse en un futuro no muy lejano deben superarse grandes retos en relación con la producción limpia de hidrógeno, su distribución y almacenamiento, y en relación con la fiabilidad, robustez, duración de vida y coste de las pilas. Entre tanto, la transición será pródiga en soluciones intermedias más abordables desde el actual conocimiento tecnológico: motores de combustión interna de hidrógeno, mezclas de gas natural e hidrógeno para vehículos pesados, soluciones híbridas, reformado a bordo de combustibles líquidos de procedencias diversas, etc.

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B. Combustibles alternativos. La sustitución de los combustibles convencionales (gasolina o gasóleo) por otros combustibles alternativos reduce significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero. Estos nuevos combustibles se pueden aplicar en un motor convencional sin necesidad de modificarlo, aunque son más efectivos si se emplean en los nuevos sistemas de propulsión, esto hace que su aplicación pueda ser inmediata y se gane tiempo para la aplicación más tardía de otros métodos más eficientes y para el desarrollo de nuevas tecnologías. Biocombustibles son aquellos combustibles producidos a partir de la biomasa y que pueden ser considerados, en general, una energía renovable. Los biocombustibles se pueden presentar tanto en forma sólida (residuos vegetales, fracción biodegradable de los residuos urbanos o industriales) como líquida (bioalcoholes, biodiésel) y gaseosa (biogás, hidrógeno). Los biocombustibles que tienen posibilidad de aplicación en los actuales motores de combustión interna (motores diésel y otto) son los biocarburantes, de naturaleza líquida y procedentes de materias primas vegetales. Entre los biocarburantes se encuentran principalmente dos tipos: el biodiésel, obtenido a partir de semillas oleaginosas mediante esterificación del aceite virgen extraído o a partir de aceites usados; y el bioetanol, obtenido fundamentalmente a partir de semillas ricas en azúcares mediante fermentación. En un principio, las prestaciones del biodiésel y el bioetanol son similares a las del gasóleo

y

las

gasolinas

tradicionales,

respectivamente,

pudiendo

utilizarlos

mezclándolos con estos o sustituyéndolos totalmente. La mezcla de más del 15% bioetanol con gasolina puede requerir pequeñas modificaciones del motor. La aplicación de biocombustibles de mezcla menor del 15% no supone ninguna variación en el motor del vehículo y por lo tanto no presenta ningún gasto para el usuario. De hecho, a la larga llega a suponer un ahorro, ya que el precio del petróleo aumenta cada vez más. Sin embargo, las mezclas superiores al 15% suponen una modificación en el motor, pero ésta tendrá un menor coste que la compra de un vehículo nuevo más eficiente. Según [IPTS, 2002] los costes de producción actuales, excluyendo impuestos y subsidios, por litro de biocombustible varían mucho. Estos costes son de 0,41-0,75 € para el biodiesel y 0,36-0,60 € para el bioetanol. Los costes del cultivo de materias primas para biocombustibles constituyen alrededor del 80% del coste de producción final de los biocombustibles, por término medio. Por consiguiente, Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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los principales medios para rebajar los costes totales de producción de los biocombustibles están supeditados a mejorar el cultivo y a aumentar los rendimientos por hectárea, más que a mejorar las tecnologías de tratamiento después de la cosecha. En cualquier caso, producir bioetanol o biodiésel siempre resulta bastante más costoso que generar gasolina y gasóleo, por lo que la concesión de subvenciones o de facilidades impositivas resulta imprescindible para potenciar el uso de estos biocombustibles, siempre menos agresivos para el medioambiente. Para el futuro, cabe matizar que, gracias a los decrecientes costes de las materias primas agrícolas y a las mejoras en la tecnología procesadora, los costes podrían reducirse en un 30% para el 2010. Hidrogeno. Las ventajas de la combustión interna de hidrógeno respecto a la pila de combustible estriban, sobre todo, en que no necesita mayores requerimientos para funcionar a cualquier temperatura o para arrancar en frío. En cuanto a emisiones, prácticamente no libera CO2, y en prestaciones se equipara a los motores de gasolina con un 25% menos de consumo. El hidrogeno se puede obtener de fuentes renovables y no renovables, y como los biocombustibles aporta una mayor independencia del petróleo. En los últimos años se ha mejorado mucho la eficiencia de los vehículos, tanto en el diseño como en los combustibles que se pueden utilizar. Esto hace que los vehículos que se construyen ahora consuman menos combustible y emitan menos GEI, por lo que es necesario que se sustituyan los vehículos antiguos por los nuevos más eficientes. Pero esto no sólo pasa en el parque de vehículos, también existe una necesidad de renovación de la flota marítima y aérea. Las actuaciones que habría que realizar para impulsar la renovación de los medios de transporte actuales serían: • Por un lado la renovación de la flota de transporte por carretera de pasajeros y de mercancías, tendría que realizarse mediante estudios y auditorías de las flotas de las empresas para determinar qué tipo de vehículo cubre mejor las necesidades operacionales de la empresa. El Proyecto TREATISE es un proyecto europeo relativo a la formación de agencias de energía y otros agentes locales (administración regional y

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local, empresas de transporte, asociaciones del sector, etc.) en materia de eficiencia energética en el transporte. • Acelerar la renovación de las flotas aéreas más antiguas y menos eficientes energéticamente mediante acuerdos con las compañías aéreas para estudiar e implantar esta renovación con criterios de eficiencia energética. • Introducir barcos más eficientes en las flotas de las compañías de transporte marítimo, supondría promover acuerdos con los operadores marítimos con el fin de estudiar los potenciales de reducción de consumo y costes de una adecuada renovación de flota, para, posteriormente, poner en marcha esta renovación. • Y por último la renovación del parque automovilístico de turismos, supondría aprovechar las mejoras de los vehículos nuevos ya que en la actualidad, existen en el mercado vehículos turismo mucho más eficientes energéticamente que la mayoría de los vehículos en circulación. Para aprovechar estas ventajas de menor consumo de los vehículos modernos, se impulsará la renovación del parque de automóviles mediante sistemas de apoyos a la adquisición de vehículos más eficientes y modificaciones del Plan Prever y del sistema fiscal que grava la adquisición y el uso de los turismos para ligarlos al consumo de combustible del vehículo. Para dar mayores facilidades el IDAE, Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, elabora una lista de todos los coches del mercado dando información dependiendo de la marca, modelo, y versión, del consumo de carburante, emisiones de CO2 y la clasificación por consumo relativo, con referencia a coches de igual categoría (superficie). Considerando que por cada litro de gasolina que consume un vehículo se emiten 2,32 kg CO2 y se recorren 13 km (178,46 g/km) y por cada litro de gasóleo se emiten 2,6 kg para recorrer 16km (162,5 g/km), tomando la lista de los vehículos más eficientes que hay hoy en el mercado [IDAE, 2006] y haciendo la media de las emisiones, 129 g/km para vehículos de gasolina y 115 g/km para vehículos de gasóleo, se obtiene que renovar la flota de vehículos actuales por unos más eficientes supone una reducción del 27,7% en vehículos de gasolina y del 30% en vehículos de gasóleo.

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4.3.2

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Medidas de Uso Más Eficiente de los Medios de Transporte

Mediante el uso eficiente de los medios de transporte no sólo se consigue una reducción del gasto de combustible, que implica un ahorro económico, sino también una reducción del número de emisiones, por todo esto es necesario la aplicación de medidas en este sentido. 1) Gestión de Infraestructuras de Transporte. Consiste en la mejora de las infraestructuras de transporte existentes con el fin de conseguir una mayor eficiencia energética en el uso de los medios, tanto en el transporte de pasajeros como de mercancías. Para optimizar la gestión de infraestructuras, es necesario llevar a cabo estudios integrales sobre redes de intercambiadores y centros logísticos, así como sobre sistemas de pago por uso de infraestructuras, que permitan la elaboración y futura puesta en marcha de nuevas propuestas de gestión. 2) Gestión de Flotas de Transporte por Carretera. Consiste en mejorar la gestión de flotas de transporte por carretera para conseguir reducir el consumo específico por tonelada o viajero transportado. Existen actualmente potentes herramientas para la optimización de la gestión de flotas, aunque están todavía infrautilizadas por las empresas de transporte por carretera. Con esta medida, se pretende impulsar el uso generalizado de las nuevas aplicaciones telemáticas y otras herramientas de gestión de flotas por parte de todas las empresas de transporte por carretera, bien sean de transporte de mercancías, bien de transporte colectivo de viajeros. Este objetivo se alcanzará, principalmente, mediante programas de promoción y formación, así como sistemas de apoyos a las empresas que tengan implantada la gestión de flotas con criterios de eficiencia energética. 3) Gestión de Flotas de Aeronaves. Tiene como objetivo optimizar el sistema de tráfico aéreo y conseguir mejoras operacionales de las compañías aéreas. En el marco de esta medida, se pretenden impulsar mejoras de gestión de flotas de aeronaves a través de acuerdos con las compañías aéreas que contemplarán la mejora de sus procedimientos, la optimización de los sistemas de tráfico aéreo, las operaciones y el equipamiento de las aeronaves, y la reducción del “tankering” (abastecimiento de combustible con criterios puramente económicos y no de consumo de energía).

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4) Conducción Eficiente del Vehículo Privado. A lo largo de los últimos años, las importantes mejoras tecnológicas de los vehículos turismo no se han visto acompañadas de la correspondiente evolución en la forma de conducir los mismos, por lo que existe actualmente un gran desajuste entre los avances conseguidos en términos de mejora de la eficiencia energética por ambas vías. Para responder a esa necesidad de acomodo, y así mejorar la eficiencia en la conducción, se han desarrollado nuevas técnicas adaptadas a las tecnologías actuales; las técnicas de “conducción eficiente”. Las técnicas de “conducción eficiente” están basadas en la anticipación, los cambios de marcha a bajas revoluciones y la mayor utilización de las marchas largas, conllevando importantes beneficios y sin aumentar, con ello, el tiempo en el desplazamiento. Los beneficios más importantes que se obtendrían con esta medida son: un ahorro medio de carburante del 15%, una disminución global de la contaminación ambiental, una reducción del 15% de las emisiones de CO2 a la atmósfera, una disminución de la contaminación acústica, una disminución del riesgo de accidentes, un aumento del confort en el vehículo, una reducción del estrés del conductor, y un ahorro en costes de mantenimiento del vehículo: sistema de frenado, embrague, caja de cambios y motor. Para la aplicación de esta medida sería necesario un conjunto de actuaciones orientadas a difundir las técnicas de la “conducción eficiente” a todos los conductores de vehículos turismo; tanto a nuevos conductores, a través del sistema de enseñanza para la obtención del permiso de conducción, como a conductores expertos, mediante cursos prácticos. 5) Conducción Eficiente de Camiones y Autobuses. De la misma manera que para los vehículos turismo, existen actualmente técnicas de conducción eficiente de vehículos industriales que permiten conseguir importantes ahorros de combustible. En el Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía se ha desarrollado un "Manual de conducción eficiente para conductores de vehículos industriales" donde se encuentran todas las pautas a seguir para implantar estas medidas, también se ha elaborado una "Guía para la gestión del combustible en las flotas de transporte por carretera". La implantación de estas medidas supondría un ahorro económico para las empresas de transporte de mercancías. Estas medidas requieren de una campaña de información para todos los conductores de camiones y autobuses. 6) Conducción Eficiente en el Sector Aéreo. Esta medida consiste en la introducción en el sector aéreo de una conducción más eficiente energéticamente de las aeronaves, Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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para lo cual se requiere de la elaboración de herramientas de formación, la promoción de cursos para pilotos de todas las compañías aéreas y el apoyo a los mismos, así como la firma de acuerdos con las compañías para la introducción en sus procedimientos de protocolos de formación de pilotos.

4.3.3

Plan de Movilidad Urbana Sostenible.

Durante las últimas décadas los cambios socioeconómicos ocurridos en el mundo han afectado sustancialmente al transporte urbano. La movilidad en las ciudades actuales se caracteriza por unos patrones de movilidad más difusos, con unas distancias de viaje más largas y un continuo crecimiento del nivel de motorización. Las piedras angulares de esta evolución son las siguientes: – La expansión urbana incrementa las distancias físicas entre los principales usos del suelo (vivienda, trabajo, comercio, servicios públicos), favorece las estructuras urbanas dedicadas a un solo uso y, por tanto, aumenta la fragmentación del territorio y la dependencia del vehículo particular. Se está pasando de un modelo de ciudad denso y compacto, en el que los servicios son atendidos dentro de las áreas urbanas principales, a un modelo disperso de zonificación a ultranza, en el que la distancia entre destinos es muy superior y donde la utilización del vehículo privado es casi imprescindible para satisfacer las necesidades. – Como consecuencia del cambio hacia una economía basada en los servicios y la relocalización de las actividades empresariales, los mercados de trabajo y los patrones de desplazamiento relacionados tienden a cubrir áreas más extensas. Además, los viajes diarios al trabajo se combinan con otra serie de actividades (compras, cuidado de los niños, educación) en ubicaciones muy distantes. – El individualismo y los papeles cambiantes de la familia, ocio, educación, etc., implican una gran diversidad de patrones de relaciones origen-destino por todo el territorio. El transporte privado por carretera es, consecuentemente, el modo dominante ya que se percibe como el que mejor satisface las necesidades personales.

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– Esto se resume en una migración continua de población y de empleo desde zonas centrales hacia la periferia urbana y las áreas de baja densidad. El desarrollo comercial de las zonas periféricas de las ciudades continúa su expansión y las áreas urbanas y suburbanas compiten por el comercio y por el mayor número de desplazamientos. La congestión del tráfico, que no cesa e incluso aumenta (especialmente en los suburbios), obstaculiza la circulación de personas y bienes en muchas ciudades, al tiempo que disminuye la cuota de personas que usan medios de transporte público, que van a pie o que circulan en bicicleta. La compra y el uso de automóviles aumenta, en algunos países, a un ritmo muy acelerado debido a la expansión económica. – Las tendencias en el transporte y en el uso del suelo siguen suponiendo un riesgo para el medio ambiente urbano y para la salud de los habitantes de las ciudades y suburbios. El transporte es la causa de una gran parte de las emisiones de CO, CO2, NOx,

compuestos

orgánicos

volátiles

no

metano

(COVNM)

y

partículas,

contribuyendo de esta manera al efecto invernadero, cambio climático, lluvia ácida, ozono troposférico y al deterioro de la calidad del aire urbano (EEA, [24]). Además, el ruido que provoca el tráfico se está convirtiendo en un motivo de creciente preocupación medioambiental en las urbes (OCDE, [50]). Las tendencias apuntadas anteriormente se ven reforzadas por el progresivo incremento de la inmigración exterior, que está compensando la caída demográfica debida a los bajos índices de natalidad de la sociedad española y que, incluso, está provocando aumentos poblacionales importantes, principalmente en zona de viviendas más asequibles en núcleos del extrarradio urbano, cinturones metropolitanos y ciudades de tamaño medio. Como consecuencia de la evolución de la movilidad en las ciudades es necesaria la aplicación de un Plan de Movilidad Urbana Sostenible, PMUS, que consiste en un conjunto de actuaciones que tienen como objetivo la implantación de formas de desplazamiento más sostenibles (caminar, bicicleta y transporte público) dentro de una ciudad; Es decir, de modos de transporte que hagan compatibles crecimiento económico, cohesión social y defensa del medio ambiente, garantizando, de esta forma, una mejor calidad de vida para los ciudadanos. Las posibles medidas se pueden clasificar según las siguientes áreas de intervención: Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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1) Medidas de control y ordenación de tráfico. A la hora de abordar los problemas de congestión en las vías urbanas se deben priorizar las actuaciones encaminadas a realizar una utilización más eficiente de las infraestructuras existentes (promocionando el uso de los modos no motorizados, el transporte público y los vehículos de alta ocupación), frente a las actuaciones basadas en el aumento de la capacidad y la construcción de nuevas vías. 2) Medidas de gestión y limitación del aparcamiento para el vehículo privado. Con este tipo de medidas se busca favorecer la intermodalidad, evitando la entrada del vehículo privado en el interior de la ciudad. 3) Medidas de potenciación del transporte colectivo. Cualquier mejora del sistema de transporte público, ya sea por ampliación de la red, mejora de frecuencias, renovación de flotas… y especialmente una buena interconexión entre metros, tranvías y autobuses, es una forma clara y directa de fomentar su uso, aunque suele requerir grandes inversiones (sobre todo los modos ferroviarios). 4) Medidas de recuperación de la calidad urbana y ciudadana. Una mejora de la red de itinerarios peatonales y ciclistas, facilitaría este tipo de desplazamiento que ha quedado en un segundo plano. 5) Medidas específicas de gestión de la movilidad. La creación de un servicio que cubra la demanda en zonas, franjas horarias o tipos de explotación en los que el servicio de transporte público no resulte económicamente rentable, especialmente indicado para zonas periféricas, o zonas donde la demanda se concentra en determinadas franjas horarias. Otra medida sería la promoción del viaje compartido en coche y viaje en coche multiusuario, que consiste por un lado en coordinar e incentivar a los empleados que tengan su lugar de residencia próximos entre sí para que se pongan de acuerdo y acudan juntos al trabajo empleando un sólo automóvil. 6) Medidas para la mejora de la movilidad de mercancías, incluyendo carga y descarga. Una de las medidas a tomar consiste en impedir la circulación de pesados (a partir de un determinado peso o tamaño) dentro del área urbana, estableciendo un límite a partir del cual no pueden circular y, por lo tanto, a partir del cual su carga ha de ser fraccionada en vehículos de menor gálibo para ser distribuida en ciudad, esto también implicaría la utilización de centros de transporte que son los puntos dentro de Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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la cadena logística establecidos en la periferia de la ciudad donde la carga de los vehículos pesados es fraccionada para ser distribuida en el interior de la ciudad. 7) Medidas para la mejora del transporte a grandes áreas y centros atractores de viajes. Se trata de medidas dirigidas tanto a áreas de concentración industrial, empresarial o de servicios como a grandes centros de actividad que por sus características y volumen generen un número apreciable de desplazamientos, tanto de trabajadores como de usuarios-clientes (hospitales, centros de ocio, centros comerciales, universidades, etc.).

4.4

Resultados obtenidos de la aplicación de las medidas Para poder valorar las actuaciones necesarias en este sector se requiere estudiar de

manera comparativa todas las medidas anteriores aunque esto es muy complicado debido a la dificultad de poder cuantificar de forma genérica el potencial de algunas medidas, especialmente de las mejoras de las infraestructuras. Al contabilizar el efecto de cada una de las medidas de manera independiente se comete el mismo error que al analizar el efecto de cada “cuña” por separado. Este error se debe a que muchas de las medidas de ahorro y eficiencia energéticas se solapan unas con otras, con lo cual el efecto de manera conjunta de todas las medidas reduce el efecto contabilizado de manera independiente. Se puede realizar parte de esta comparativa tomando únicamente las medidas relacionadas con modificaciones en los vehículos y así determinar cuáles de estas medidas son más eficaces: ● Un vehículo eléctrico (VE), para el mix de generación eléctrica actual, emite un 32 % menos de CO2 comparado con un vehículo de gasolina y un 27 % menos frente a uno de gasóleo. ● Las emisiones de CO2 de un vehículo eléctrico híbrido (VEH) son 27,3% menores que las de uno con gasolina, y 20,16% que uno de diésel. ● La sustitución de gasolina por bioetanol en distintas proporciones supone una disminución de emisiones de CO2 del 3% con E5 y del 70% con E85, aunque la Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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aplicación de esta última mezcla requiere modificaciones en el motor y por lo tanto es más cara. ● El cambio de los vehículos actuales por vehículos de mayor eficiencia puede suponer un ahorro aproximado de emisiones de CO2 del 27,7% en vehículos de gasolina y del 30% en vehículos de gasóleo. ● Una conducción eficiente del vehículo puede suponer un ahorro de un 15% en las emisiones de CO2 del vehículo, además esta medida reduce el número de accidentes de tráfico. La aplicación de estas medidas no sólo depende de las emisiones que evite, también hay que tener en cuenta el precio que supone la aplicación de cada una de ellas. Estimar el contabilizar el alcance que pueden tener estas medidas es muy complejo ya que por ejemplo los planes de movilidad serán distintos dependiendo de la zona en la que se aplique. En general, una mejora en la eficiencia del transporte (aerodinámica, materiales ligeros, conducción eficiente…) o en la movilidad urbana (transporte público, carril bici, parquímetros…) pueden contribuir a una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en torno a un 10%, [IPCC, 2007]. Ante la dificultad de estimar el efecto conjunto de todas estas medidas se ha optado por aplicar el ahorro descrito en el informe [IDAE, 2007], extrapolando este ahorro al consumo esperado en el año 2030 en caso de no tomar ninguna medida. En la siguiente tabla podemos ver el ahorro de energía primaria que se podría obtener en el año 2012 si se aplicaran las medidas descritas por el IDAE.

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Tabla 5: Ahorro en el sector del transporte. [IDAE, 2007]

Según este informe, el ahorro total que se podría obtener en el año 2012 en caso de aplicar estas medidas sería de 10028 ktep de energía primaria. Según expertos del sector, el consumo energético esperado para el año 2030 en el sector del transporte asciende a 55766 ktep de energía final. Actualmente este consumo es aproximadamente de unos 40000 ktep. Extrapolando el ahorro obtenido en el año 2012 al consumo de energía en el año 2030, se obtiene que es posible conseguir un ahorro de energía primaria de 13000 ktep en el año 2030. El resto de medidas que se podrían aplicar son la penetración de los coches y camiones puramente eléctricos, híbridos no enchufables e híbridos enchufables. Consideramos que el parque de vehículos para el año 2030 es de 29,1millones de vehículos, la mitad de gasolina y la mitad diésel, que un vehículo al año recorre 15.000 km, y que un vehículo de gasolina emite 178,46 g/km de CO2 y uno de diésel 162,5 g/km de CO2. Evidentemente la reducción de emisiones de CO2 conseguidas con la penetración de coches eléctricos o híbridos enchufables dependerá de cómo de bajo en emisiones sea el mix de generación eléctrica en el año 2030. En el modelo realizado en este proyecto, el cuál es descrito en el capítulo 7, según el porcentaje de coches y camiones introducidos de cada tipo obtendremos un ahorro de Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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energía ya que disminuye el consumo de petróleo, pero a su vez, tendremos un aumento en la demanda de electricidad debido a que es necesario cargar los coches con electricidad. Teniendo en cuenta que el transporte representa cerca del 30% de las emisiones de CO2 nacionales, las medidas que se tomen en este sector van a ser fundamentales en el objetivo de controlar las emisiones de CO2 en el futuro. Este sector más que ningún otro necesita un cambio radical y se deben encontrar formas alternativas a los coches de gasolina o diésel en el transporte por carretera.

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5 Energía nuclear

Energía Nuclear

5 5.1

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Energía Nuclear Introducción La creciente preocupación por el cambio climático causado por las emisiones de CO2

lleva a los expertos a analizar con mayor detenimiento las ventajas e inconvenientes de la energía nuclear. Esta energía podría ser la solución o parte de la solución ante el problema de reducción de emisiones. Pero la tecnología nuclear se encuentra con grandes limitaciones a la hora de su desarrollo. Estas limitaciones son la gestión de los residuos, la negación social de esta energía, la seguridad, la proliferación y por último los costes. A nivel nacional se requiere un análisis de las características de las instalaciones actuales y de las mejoras que se podrían incorporar a instalaciones futuras, para poder determinar qué consecuencias tendría aumentar o disminuir la producción de energía nuclear. 5.2

Conceptos básicos del funcionamiento de una central nuclear La energía contenida en los núcleos de los átomos, la energía nuclear, se emplea

para producir electricidad en las centrales nucleares. Del mismo modo que la unión de los átomos en moléculas es la fuente de la energía química, la unión de los protones y neutrones por fuerzas nucleares es la fuente de la energía nuclear. Ésta puede ser liberada mediante fisión o fusión. Se dice que un núcleo pesado sufre una fisión cuando se fragmenta, de forma espontánea o provocada, en dos o varios núcleos más ligeros, emitiendo neutrones y una gran cantidad de energía en forma de calor. Estos neutrones pueden, a su vez, provocar otras fisiones y, sucesivamente, una reacción en cadena. Esta reacción en cadena controlada es la que tiene lugar en las centrales nucleares para producir calor que se convertirá en electricidad. Con respecto a la fusión, dos núcleos de isótopos ligeros (de hidrógeno, por ejemplo) pueden, fusionándose uno con el otro, formar un núcleo más pesado (como el helio, en el caso del hidrógeno), liberando una gran cantidad de energía. La reacción de fusión se produce a una temperatura muy alta, del Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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orden de 200 millones de grados. Tales reacciones se producen en el Sol y las estrellas. La fusión de todos los núcleos de un kilogramo de una mezcla de deuterio y tritio (isótopos del hidrógeno) produciría tanta energía como la combustión de 10.000 toneladas de carbón. La electricidad que todos consumimos se genera en alternadores de enorme tamaño. La clave está en cómo se les hace girar. Una de las formas de hacerlo es por medio de una turbina movida por el agua procedente de un embalse. Son las centrales hidroeléctricas. También puede hacerse girar el alternador por medio de una turbina movida por vapor de agua. Una central térmica quema carbón, gas o fuel-oil para calentar el agua que produce el vapor que hace girar las turbinas. En las centrales nucleares, la transformación del calor en energía eléctrica sigue el mismo principio que en las centrales de carbón, fuel o gas, con la diferencia de que el calor necesario para producir vapor se obtiene de las reacciones en cadena de la fisión del uranio. El uranio existe en la naturaleza bajo la forma de tres isótopos: el U-238 (99,3 %), el U-235 (0,7 %) y el U-234 (trazas). Se distinguen entre ellos por el número de neutrones existentes en el núcleo de los átomos. De estos tres isótopos, tan sólo el U235 puede sufrir una reacción en cadena en un reactor nuclear. Las fisiones nucleares emiten mucha más energía que las reacciones químicas de combustión. A partir de 20 toneladas de combustible, una central nuclear típica puede producir entre 7.000 y 8.000 millones de kilovatios-hora de energía eléctrica. La producción de la misma cantidad en una central térmica de carbón exigiría la combustión de 2 millones de toneladas de hulla. Una pastilla de uranio equivale a la energía que proporcionan 810 kilos de carbón o 565 litros de petróleo o 480 metros cúbicos de gas natural. Este mineral se extrae, de forma más frecuente, en minas a cielo abierto o subterráneas y también, en parte, como un subproducto de la explotación cobre, fosfato u oro. El transporte del mineral no es rentable porque tiene una gran parte de estériles que no son utilizables. Por ello, en el propio lugar de la extracción se fabrica un concentrado. El mineral retirado de la mina se tritura y, a continuación, se extrae el uranio químicamente, por métodos ácidos o alcalinos. Y posteriormente da lugar a un concentrado conocido como “pastel amarillo”, que es una materia sólida que contiene de un 70 % a un 80 % de uranio.

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El uranio natural no está todavía en condiciones de participar en una reacción de fisión nuclear en un reactor, puesto que el contenido en uranio 235 fisionable es demasiado bajo. Este contenido natural, del 0,7 %, se eleva hasta una concentración comprendida entre el 3 % y el 5 %, mediante un proceso de enriquecimiento. El uranio enriquecido es transformado en polvo de dióxido de uranio y después comprimido en pastillas, que se sinterizan en cerámicas a unos 1.700 °C. A continuación, las pastillas sinterizadas se introducen en unos tubos metálicos, o varillas, perfectamente herméticas, de 4 a 5 metros de largo, fabricadas de zircaloy, una aleación de un metal llamado zirconio. A su vez, grupos de estas varillas forman los llamados elementos combustibles. Los elementos combustibles se sitúan dentro del reactor nuclear. Es aquí donde tiene lugar el proceso de fisión nuclear. La mayoría de las centrales nucleares del mundo, y todas las que operan en España, están equipadas con los llamados reactores de agua ligera. Utilizan agua como fluido refrigerante y como agente moderador. El agua se hace circular a través del reactor y recoge el calor liberado por los elementos combustibles. Al mismo tiempo, funciona como moderador y actúa de forma que los neutrones rápidos que se forman en la fisión nuclear sean frenados. Solamente los neutrones lentos pueden mantener una reacción en cadena en los reactores nucleares comerciales. Básicamente, se distinguen dos tipos de reactores de agua ligera o LWR: el reactor de agua en ebullición y el reactor de agua a presión. En el reactor de agua en ebullición (BWR, siglas que corresponden a su expresión en inglés: Boiling Water Reactor), el agua, que circula por el núcleo del reactor, se calienta hasta que hierve y se transforma en vapor, que es conducido directamente a la turbina. En el reactor de agua a presión (PWR, Pressurized Water Reactor), el agua está sometida a una presión más alta que en el reactor de agua en ebullición. Esta presión hace que, a pesar de alcanzar una temperatura superior a 300 °C, el agua no hierva, manteniéndose en estado líquido. Esta agua caliente se envía hacia unos generadores de vapor, donde se obtendrá el vapor que se conducirá finalmente a la turbina. El vapor así producido en el reactor de la central se conduce por tuberías hasta la sala de turbinas, donde se transforma la energía térmica del vapor en energía mecánica. El vapor a alta presión acciona la turbina, haciéndola girar. Con el fin de obtener el máximo rendimiento, la turbina dispone de varios cuerpos, que funcionan a presiones cada vez más bajas. La turbina mueve el alternador, a la que está acoplado directamente por un eje rígido. La rotación Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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rápida de los electroimanes fijados a este eje produce electricidad en las bobinas del alternador, posibilitando así que la energía mecánica de la turbina sea transformada en energía eléctrica. A través de transformadores, se transmite esta energía eléctrica a la red que la distribuirá a los hogares, a la industria y a todo tipo de instalaciones. Una instalación nuclear con un reactor de agua ligera con una potencia eléctrica neta de 1.000 a 1.500 megavatios puede abastecer de electricidad a una ciudad de más de un millón de habitantes. Por razones físicas, todas las centrales eléctricas, ya funcionen con fuel, gas, carbón o uranio, no pueden transformar en energía eléctrica más que una parte del calor que producen. El calor residual debe ser evacuado. Con este fin, el vapor es conducido al condensador después de haber transmitido su energía útil a la turbina. En el condensador, el vapor es enfriado y transformado (condensado) en agua. Después, es reenviado al circuito en estado líquido (agua) para producir nuevamente vapor. El enfriamiento en el condensador se puede hacer directamente por medio del agua de un río o embalse, o del agua del mar. Si no se dispone de suficiente agua para el enfriamiento, o si se desea reducir al mínimo el calentamiento del agua del río al disipar el calor, se construyen lo que se conoce como torres de refrigeración. Es importante señalar que el agua de enfriamiento circula por un circuito separado y no entra nunca en contacto directo con el vapor del reactor ni con el agua del circuito de las turbinas. En las torres de refrigeración, el agua procedente del condensador cae, en forma de pequeñas gotas, como si se tratara de una ducha, y transmite su calor a una corriente de aire ascendente. Durante esta operación, del 2 % al 3 % del agua de enfriamiento se evapora y forma un penacho de vapor característico que resulta más o menos visible según la humedad del aire, la temperatura y la fuerza del viento. La "nube blanca" que vemos salir de las torres de refrigeración, por tanto, no es más que vapor de agua, como el que se produce, por ejemplo, en una plancha de vapor.

5.3

Problemas principales Para poder considerar la energía nuclear como parte de la solución para frenar el

número de emisiones es necesario superar cinco problemas críticos: los residuos, la seguridad, la proliferación, la percepción social y los costes.

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5.3.1

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Residuos

Las centrales nucleares donde

se

produce electricidad, generan, en su

funcionamiento, residuos radiactivos, de los cuales la mayoría proceden de la reacción de fisión nuclear. Los residuos radiactivos se clasifican en de “media y baja actividad”, cuando su actividad específica es baja y su vida media, en general, no llega a unas pocas decenas de años y de “alta actividad” en caso contrario. La actividad específica y la total del residuo determinan el grado de protección necesario para su manejo, transporte y almacenamiento de forma que sean seguros para los trabajadores y el público. • Residuos radiactivos de media y baja actividad. En las centrales nucleares los residuos de baja y media actividad (RBMA) contienen, básicamente, productos de fisión y de activación con períodos de semidesintegración cortos, por lo que su actividad va decayendo hasta ser inocua en unos pocos decenios. Entre los residuos de baja actividad se encuentran productos de limpieza, guantes, trajes, utensilios o herramientas y otros objetos de uso corriente, utilizados en el mantenimiento de la instalación, que contienen trazas de radiactividad. El tratamiento que se les da en las centrales nucleares consiste básicamente en su acondicionamiento e inmovilización en bidones que se almacenan temporalmente en las centrales en recintos diseñados para tal fin, hasta que son retirados para su transporte y almacenamiento definitivo. Actualmente se trabaja en la mejora y optimización de la gestión de este tipo de residuos, a través de la reducción en la producción de los mismos, la segregación en corrientes de actividad y la aplicación de criterios de exención y desclasificación. • Residuos radiactivos de alta actividad. Los residuos radiactivos de alta actividad generados en la operación de las centrales nucleares están constituidos básicamente por el combustible gastado. Si bien en la actualidad no está prevista la utilización en España del combustible gastado, por lo que se considera residuo radiactivo, en otros países, tras el correspondiente procesado, se extrae la energía remanente que todavía posee, constituyéndose en materia prima para elaborar nuevo combustible nuclear. Las características de los elementos combustibles gastados son: - Producto sólido y manejable.

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- Su configuración física hace que sea confinable. - Su actividad decae con el tiempo. Se gestionan siguiendo criterios de “concentración y confinamiento” y pueden seguir distintos procesos: 1. Almacenamiento en piscinas. Los elementos combustibles gastados, una vez descargados del reactor, se almacenan en las piscinas de combustible gastado localizadas en el edificio de combustible de la central nuclear, donde ceden el calor residual que poseen y comienza el decaimiento de su actividad. Posteriormente pueden introducirse en contenedores secos de almacenamiento y/o transporte. 2. Almacenes temporales individualizados (ATI). Bien sea para flexibilizar la operación de las piscinas de almacenamiento, porque se ha llegado al máximo técnico de capacidad de almacenamiento en las piscinas (caso de la central de Trillo), o porque se precisa descargar éstas para proceder a su desmantelamiento (caso de José Cabrera), en numerosas centrales del mundo se ha procedido a la construcción de parques exteriores a la central donde los elementos combustibles de la misma pueden ser almacenados en seco en diversos tipos de dispositivos, principalmente contenedores. 3. Almacén Temporal Centralizado (ATC). El ATC presenta ventajas técnicas y económicas al almacenar en un único emplazamiento, en lugar de varios, los elementos combustibles de varias centrales. Los costes de construcción y operación de un almacenamiento conjunto son inferiores respecto de la solución de varios separados y la vigilancia y el control del mismo también se ven mejoradas. El ATC da margen adicional para la toma de decisiones en la gestión a largo plazo de los residuos de alta actividad y permite que en ésta se puedan utilizar desarrollos tecnológicos y científicos futuros, aunque requiere del transporte seguro hasta el lugar de almacenamiento. 4. Almacenamiento Geológico Profundo (AGP). Son sistemas que se basan en el principio de barreras múltiples en formaciones geológicas estables y profundas, reforzadas con otras barreras técnicas y naturales, lo que garantiza su seguridad a largo plazo. 5. Otras actuaciones. El volumen de los residuos de alta actividad que se transfiere a los diferentes sistemas de almacenamiento puede reducirse de forma muy significativa Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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si, con técnicas de reprocesado, se separan del combustible gastado aquellos productos que pueden incorporarse al combustible nuevo para ser reutilizados en los reactores. La aplicación de estas tecnologías no modificaría el esquema de gestión global, aunque incrementaría su eficiencia al reducir el volumen de los residuos y mejoraría el aprovechamiento energético del combustible nuclear. Otras alternativas de gestión para estos residuos que se están analizando son las tecnologías de separación y transmutación de actínidos y otros productos de fisión. Esta avanzada tecnología consiste en la transformación de elementos radiactivos de vida larga en elementos estables o en radionucleidos de vida corta, lo que produce una reducción cualitativa y cuantitativa de los residuos a almacenar a largo plazo. Actualmente, se llevan a cabo en Francia y Japón importantes programas de investigación y desarrollo en esta materia, si bien no existe aún una posición definitiva sobre su viabilidad. El gran problema a resolver es el almacenamiento de los residuos nucleares de alta actividad, ya que ningún país ha implantado con éxito un sistema para deshacerse de estos residuos a largo plazo. Los procesos más utilizados en la actualidad son los almacenamientos en piscinas y los almacenes temporales individualizados, esto es debido por un lado a la dificultad para encontrar emplazamientos adecuados para los AGPs. Un ejemplo sería el almacén geológico profundo de Yucca Mountain en EE.UU que a pesar de la gran inversión está viendo muy dificultada su puesta en marcha, y por otro lado todavía no se ha demostrado que con las nuevas tecnologías de transmutación y separación puedan tratarse adecuadamente los productos de fisión. Los autores del [MIT, 2003] afirman que “sólo en base a consideraciones relativas a la gestión de los residuos no puede justificarse que los beneficios derivados de la separación y transmutación sean superiores a sus costes económicos y a los riesgos inherentes a la seguridad, la salud y el medio ambiente” que acarrean estos procesos. Por ello, para poder considerar la energía nuclear como una solución temporal a la reducción de emisiones, la estrategia óptima a seguir para gestionar el almacenamiento de residuos de alta actividad sería la sustitución de los almacenes temporales individuales por almacenes temporales centralizados, que reducirían los costes, a la espera de una solución definitiva que hoy no se vislumbra.

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5.3.2

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Seguridad

Para disponer de una central nuclear segura, es indispensable garantizar permanentemente el control de la reacción en cadena, la refrigeración del combustible y el confinamiento seguro de los productos radiactivos. Estas tres funciones son fundamentales en la concepción, construcción, explotación y mantenimiento de toda central nuclear. Todos los materiales utilizados en la construcción, así como los equipos instalados, se someten a estrictos controles de calidad. Asimismo, se verifica que cumplen todas las exigencias legales al respecto, tanto nacionales como internacionales, y que superan una serie de pruebas que garantizan su perfecto funcionamiento. La seguridad es la prioridad número uno en el diseño, construcción, operación y mantenimiento de las centrales nucleares. Desde los primeros pasos para construir una central nuclear se establecen multitud de ensayos, pruebas y controles para garantizar su seguridad. Así, la construcción de los edificios y el montaje de los equipos debe ser realizado por personal altamente cualificado, siguiendo métodos muy detallados, programados y contrastados por la experiencia internacional. Para incrementar aún más la seguridad, las centrales nucleares deben disponer de múltiples sistemas diseñados y programados para entrar en funcionamiento, en caso de necesidad, de forma sucesiva, hasta restablecer los niveles normales de operación. Además, para garantizar que estos sistemas de seguridad cumplen su misión a la perfección, se deben duplicar e incluso se triplicar, para poder garantizar que el funcionamiento anómalo de un sistema no suponga ninguna disminución en la seguridad de la central. Todas estas medidas de seguridad no evitan que se siga percibiendo la energía nuclear como peligrosa especialmente después de los accidentes de Three Mile Island y Chernobil, y a esto hay que sumarle el actual riego de ataque terrorista contra instalaciones nucleares o durante el transporte de materiales radioactivos. En lo que se refiere a accidentes que afecten al núcleo del reactor, el standard de seguridad actual, esta cuantificado en “menos de un accidente serio con emisiones radioactivas cada 50 años, en el ciclo nuclear completo”, esto implica que si

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aumentamos el número de centrales nucleares como solución al problema del cambio climático la tasa de seguridad aumentaría. Según el estudio [MIT, 2003] ante un aumento del número de reactores debería como mínimo mantenerse la tasa de seguridad actual, lo que supondría disminuir el porcentaje de fallos de una central. Esta disminución sería factible con una mejora de los diseños de los reactores actuales de agua ligera y la no utilización de diseños nuevos, de aquí a unos 25 años, ya que están poco experimentados y podría suponer un aumento de la probabilidad de fallo de la central. Otro problema reciente es la amenaza terrorista, que no está contemplada en la tasa de accidentes. Un reciente estudio de la National Academy of Sciences alerta sobre la extrema vulnerabilidad de las piscinas en las que se almacenan temporalmente los residuos irradiados ante la posibilidad de un ataque terrorista. Un aumento de seguridad hasta niveles socialmente aceptables supondría un aumento del coste.

5.3.3

Proliferación

La expansión de la energía nuclear se ve frenada por la utilización del combustible nuclear para fines militares. El combustible gastado hasta la fecha contiene más de 1000 toneladas de plutonio. Esta cantidad es suficiente para crear aproximadamente 25.000 bombas atómicas. Por ello es necesario un control del desarrollo nuclear de muchos países, limitándolo de manera que sólo algunos países puedan tener instalaciones de reprocesamiento y enriquecimiento. A su vez todos los reactores deben ser alimentados con un ciclo abierto de combustible que no recupere el plutonio y el uranio de combustible irradiado. Pero esta solución se encuentra con varios obstáculos. Por un lado muchos países, como Irán, se opondrían a esta limitación nuclear. Para conseguir la aceptación de estos países sería necesaria una modificación del actual Tratado de No Proliferación. Por otro lado el no recuperar el uranio del combustible irradiado supondría utilizar únicamente el uranio que se encuentre en la naturaleza, siendo cada vez más difícil su extracción. Esta dificultad en la extracción no sólo conlleva un aumento del coste, sino

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que su extracción será mucho más intensiva en energía fósil, con la consiguiente generación de CO2. Este aumento de las emisiones podría incluso ser mayor que las emisiones que evita la instalación de la central nuclear.

5.3.4

Percepción Social

La opinión pública europea y española no parecen muy dispuestas a una reactivación nuclear. Esto se debe a que aún se tienen muy presentes los accidentes de Three Mile Island y Chernobil, y se tiene miedo a la posibilidad de que ocurra un accidente de similar magnitud. También la actual negativa social al aumento de las centrales nucleares es debida a la creciente amenaza de ataques terroristas sobre centrales nucleares que puedan tener consecuencias similares a las causadas por los accidentes de Three Mile Island y Chernobil. Un aumento de la seguridad contra accidentes y ataques terroristas en las centrales nucleares, unido a una política de concienciación de la población y resolución del resto de problemas pendientes podría hacer cambiar la opinión pública para que llegue a considerar la energía nuclear como solución a los problemas energéticos.

5.3.5

Costes

Este factor es especialmente relevante a la hora de poder considerar la energía nuclear como una solución temporal o permanente ante el problema de sostenibilidad energética actual. El mercado eléctrico en muchas partes del mundo se está liberalizando. Esto implica que sólo habrá inversiones privadas, con lo que para poder impulsar la energía nuclear ésta tiene que ser más rentable que otras energías alternativas que supongan un menor riesgo. Esto no ocurría anteriormente, ya que era el Estado o un monopolio el que construyó las centrales actualmente en uso, por lo que era el consumidor y no la eléctrica el que corría con todos los riesgos.

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Si tras analizar el sistema energético se llega a la conclusión de que es necesaria la participación de la energía nuclear ésta tendrá que reducir mucho los costes, ya que en un mercado competitivo los inversores prefieren opciones menos intensivas en capital y con plazos de construcción más cortos. El coste de generación de energía nuclear se desglosa principalmente en tres costes básicos: • Costes de inversión. Los costes de construcción en los años 80 y 90 han sido muy elevados debidos a retrasos regulatorios, requisitos de rediseño y problemas de control de calidad y gestión de la construcción. Aunque con el paso de los años se ha adquirido experiencia, los datos sobre los costes de construcción de las centrales más recientes siguen siendo escasos, por lo que prevalece una cierta duda sobre estos. Los costes de inversión se ven incrementados con respecto a los de otro tipo de energía por la prima de riesgo, por lo que para que la energía nuclear llegase a ser competitiva requeriría un apoyo del Estado en este aspecto. Este coste también depende en gran medida del precio del petróleo ya que la construcción de una central requiere un gasto considerable de energía fósil. Esto aumenta aún más la incertidumbre del valor futuro de este coste, pero sobre lo que no hay duda es sobre la necesidad de reducir este valor hasta hacer de la energía nuclear una energía competitiva. Otro factor a mejorar es el número de años que se tarda en la construcción de una central nuclear que puede alargarse varios años con respecto al tiempo estipulado. La inversión en una central nuclear sería rentable si su tiempo de construcción fuera de 4 años. Esto podría llevarse a cabo idealmente en centrales nuevas cuyo procedimiento de construcción está muy mecanizado evitando contratiempos. El informe [PCGE, 2005], presentado conjuntamente por la Agencia Internacional de la Energía y la Agencia de la Energía Nuclear, estudia los costes de producción de la energía nuclear basándose en la toma de datos de 13 centrales nucleares. Según este informe los costes de construcción de las instalaciones oscilan en su mayoría entre 1000 $/kW y los 2000 $/kW, a excepción de la central nuclear estudiada en Holanda, con un coste de 2100 $/kW, y la central nuclear estudiada en Japón, con un coste de 2500 $/kW. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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Ilustración 32: Costes de inversión de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005].

Estos costes se han quedado anticuados, y actualmente los costes de inversión de una central nuclear son de aproximadamente 2000€/kW instalado. En el infrome del foro nuclear [Suesga, 2007], obtenemos datos más actualizados sobre los costes de la energía nuclear.

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Ilustración 33: Costes de inversión centrales nucleares [Foro nuclear, 2007].

En la siguiente tabla se pueden observar los costes estimados según el informe [Eurelectric, 2007].

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Ilustración 34: Costes de inversión centrales nucleares [Eurelectric, 2007].

Hay mucha incertidumbre acerca de los costes futuros de la energía nuclear. Se estima que los costes de inversión podrían situarse por encima de los 3000 €/kW, llegando incluso hasta los 5000 €/kW. La razón principal de esta posible subida de los costes de inversión de las centrales nucleares es el elevado coste que podrían tener algunos materiales con los que se construyen estas centrales, ya que son materiales muy exclusivos y que se fabrican en muy pocos lugares en el mundo. • Costes de combustible. Las reservas de uranio permiten mantener el precio del combustible durante unos años aunque este valor se irá incrementado conforme sea Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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necesario extraer uranio de minerales con más baja concentración. El precio del combustible depende del precio del petróleo ya que el proceso de extracción del uranio requiere del gasto de mucha energía fósil. Por lo que comparar el coste de la energía nuclear con el coste de otra energía sin interiorizar la variación asociada del precio del petróleo da unos resultados incompletos. Las reservas de uranio se encuentran repartidas de una manera más uniforme que las de petróleo y entre países más estables políticamente lo que permite que el precio del uranio se mantenga. Aunque de aquí a unos años y con un incremento de demanda no muy superior al actual las reservas de uranio al precio actual se acabarán, lo que supondrá un incremento del precio del combustible. Este aumento se debe a que el uranio de mayor concentración será cada vez más difícil de extraer. • Costes de operación y mantenimiento. Estos se dividen en costes fijos y variables y son muy elevados en comparación con los de centrales de otro tipo, por lo que sería necesaria una reducción de aproximadamente el 25 %. La producción de energía nuclear no sólo supone un gasto de generación (inversión, combustible y operación y mantenimiento) sino que tiene varios costes externos difíciles de contabilizar. Estos costes externos en el caso de las centrales nucleares son el

tratamiento

de

los

residuos,

los

seguros

de

responsabilidad

civil,

el

desmantelamiento de las centrales y las emisiones de gases asociadas. El coste de desmantelamiento de una central estimado en [Barquín, 2003] es de 0,1 c$/kWh. Este valor es despreciable frente a los elevados costes de inversión. Para la gestión del tratamiento de los residuos la legislación actual obliga a pagar una determinada cantidad (unos 0,2 céntimos de euro por kW) que las eléctricas están obligadas a satisfacer a una empresa estatal a cambio de que ésta se responsabilice de los residuos. No hay forma de saber si esta cantidad será o no suficiente porque, hoy por hoy, se desconoce cómo realizar y cuánto costará la custodia de estos materiales durante su largo período de radioactividad – decenas o centenares de miles de años. Los costes de operación y mantenimiento anuales de las centrales estudiadas en el informe [PCGE, 2005], previstos para 2010, se muestran en la siguiente tabla, donde se puede apreciar su variabilidad entre unos países y otros. Francia y Finlandia, presentan los costes más bajos, 46.1 $/kW y 48 $/kW respectivamente, mientras que Japón Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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presenta los más elevados, 107.6 $/kW. Se espera que en general los costes de operación y mantenimiento se mantengan constantes.

Ilustración 35: Costes de operación y mantenimiento de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005].

Como toda instalación industrial, una central nuclear no se puede utilizar indefinidamente. Tiene un período de vida útil de 40 años, aproximadamente, desde su puesta en funcionamiento. Para obtener los costes de generación eléctrica se deben considerar los tiempos de vida económicos, pudiéndose así determinar los años disponibles para la amortización de la inversión inicial, y la cantidad total de energía que la central genera durante dicha vida útil. En la siguiente tabla se muestran los costes de generación obtenidos por el informe [PCGE, 2005]:

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Ilustración 36: Costes de generación de diferentes centrales nucleares [PCGE, 2005].

Estos costes oscilan entre los 48 $/MWh, de la central de Japón, y los 21 $/MWh, de la central de Corea del Sur. Los costes de inversión suponen un 50% de los costes totales de generación, los costes de operación y mantenimiento el 30% y el ciclo del combustible nuclear el 20%. Por ultimo, una vez parada de forma definitiva la central, es necesario desmantelarla. El desmantelamiento abarca desde la demolición del conjunto del equipamiento técnico y de los edificios, hasta la rehabilitación del entorno.

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6 Captura y almacenamiento de CO2

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Captura y almacenamiento de CO2

6

6.1

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Captura y almacenamiento de CO2 Introducción La tecnología de captura y secuestro de carbono puede permitir reducir

notablemente las emisiones de las centrales eléctricas y otras grandes instalaciones de combustión que utilizan combustibles fósiles. La producción de energía eléctrica en España depende en gran parte de la generación con combustibles fósiles, principalmente con gas natural y carbón, y se prevé un aumento de esta dependencia a lo largo de los años, especialmente un aumento del gas natural en más del doble, causado principalmente por el aumento de centrales de ciclo combinado. El aumento de centrales eléctricas que utilizan combustibles fósiles dependerá en gran medida de las variaciones en el precio de estos combustibles. El aumento de los precios del gas natural está permitiendo que la utilización del carbón como combustible en las centrales eléctricas vuelva a ser competitiva. Además de tener un precio competitivo, cada vez se está consiguiendo que la eficiencia de las centrales de carbón sea mayor, lo cual hace que el carbón sea un combustible aún más rentable. A este hecho se añade que el carbón es el combustible fósil más abundante. Pero la combustión del carbón en las centrales genera una elevada emisión de gases de efecto invernadero, lo que induce a llevar a cabo políticas para reducir la utilización del carbón como combustible. Desarrollar tecnologías que permitan la utilización limpia del carbón parece la solución ante la evolución de la demanda energética. La tecnología de captura y almacenamiento de CO2 (CAC) se puede implantar en plantas de carbón y de gas permitiendo el funcionamiento limpio de éstas. Pero la implantación de esta tecnología supone un aumento del coste, y en el caso de centrales de gas natural, cuyo precio del combustible es muy elevado, la implantación de esta tecnología encarecería aun más el coste de generación.

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Captura y almacenamiento de CO2

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En España, la Captura y Almacenamiento de CO2 todavía se encuentra en proceso de investigación y desarrollo. Existe una central en la que se están experimentando estas tecnologías, la cúal es gestionada por Elcogás. Elcogás participa en el Proyecto del Ministerio de Educación y Ciencia “Tecnologías avanzadas de Generación, Captura y Almacenamiento de CO2” en el que se están explorando diversas posibilidades de la tecnología GICC para mitigar el cambio climático. Este proyecto está dividido en seis subproyectos. La compañía participa específicamente en uno de ellos, “Tecnología de separación de CO2 en procesos de precombustión”, con el que se pretenden validar a escala industrial las tecnologías de separación de CO2 en precombustión en una planta GICC, como paso previo a su almacenamiento en el subsuelo. Este proyecto aborda el tratamiento de gas de síntesis, producido en la central térmica de Puertollano, de forma previa a su combustión en turbina, mediante una conversión del CO en CO2 y H2, y posterior separación de CO2. Adicionalmente, se realizan pruebas y ensayos de caracterización del comportamiento de la planta piloto, con objeto de extraer la información necesaria para optimizar la eficiencia global de la planta piloto y obtener un análisis económico del proceso. Finalmente, se diseminarán los resultados científicos y tecnológicos obtenidos a las industrias, organizaciones, compañías, centros de investigación, etc. Respecto a la parte del proyecto dedicada al almacenamiento geológico de CO2, liderada por IGME, su objetivo es definir, en una escala nacional, aquellas formaciones, cuencas o estructuras geológicas con capacidad potencial de almacenar CO2 de una forma permanente, lo que se podría ajustar a un período superior a 1.000 años. Se pretende de esta forma ofrecer un abanico de posibilidades a aquellas empresas o industrias que decidan utilizar como vía para reducir sus emisiones contaminantes la captura y almacenamiento de CO2. Por tanto, por ahora el uso de estas tecnologías sólo se da a nivel de investigación y en centrales prototipo. Sin embargo, es bastante probable que en el momento en el que el coste de implantación disminuya, se empiece a utilizar la captura de CO2 en la mayoría de las centrales térmicas. España dispone aún de un mix eléctrico en el que la participación del carbón es muy grande, por lo que existe un gran potencial de reducción de emisiones si se aplican a dichas centrales las técnicas de Captura de CO2. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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Captura y almacenamiento de CO2

6.2

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Descripción de la tecnología de CAC El proceso de CAC consiste en una fase inicial de captura del CO2, la cual se puede

realizar mediante la precombustión, la post-combustión y la oxycombustión. Una vez capturado el CO2, se transporta a los centros de almacenamiento, y finalmente se almacena. Existen diversas maneras de almacenar el CO2. Este proceso se describe con mayor detenimiento a continuación. Captura de CO2 Existen tres tecnologías diferentes para capturar el CO2: 1) Precombustión. Este proceso consiste en la descarbonización del combustible antes de la combustión mediante técnicas de gasificación del carbón y de reformado del gas natural. Un sistema de precombustión comienza procesando el combustible primario con vapor y aire u oxígeno. El monóxido de carbono resultante luego reacciona con vapor en un segundo reactor. Esto produce hidrógeno para generar energía o calor, así como CO2, que se separa para almacenamiento. En la separación del CO2 por precombustión los humos de salida salen a mayor presión y mayor concentración de CO2, con lo que se consigue un menor coste en la captura, ya que se evita el alto consumo de calor que se produce en los procesos de post-combustión. Además los costes de compresión también son menores. Sin embargo, este método de captura sigue suponiendo un gasto de energía bastante importante y por tanto una menor eficiencia de las centrales. A pesar de las ventajas que presenta el capturar el CO2 antes de la combustión, este método de captura todavía no está muy extendido en la generación de electricidad, aunque sí en la industria química para actividades como la producción de amoniaco. 2) Post-combustión. Es la tecnología de captura de CO2 que está más desarrollada y por tanto el método más utilizado. En este método, como su propio nombre indica, la captura se lleva a cabo después de producirse la combustión. Las emisiones son dirigidas hacia un dispositivo que las absorbe y en el cual se mezclan con un disolvente. Al tener más afinidad química con las moléculas de gas carbónico que con los demás componentes, como por ejemplo el nitrógeno, el disolvente lo captura y deja el resto. De este modo, casi el 90% del CO2 es retenido por el disolvente, al que

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entonces se le llama “enriquecido”, y luego es dirigido hacia un regenerador. El regenerador es llevado hasta una temperatura de 120º C con la finalidad de romper los enlaces y liberar al gas, el cual es entonces aislado y transportado hacia el lugar de almacenamiento. El disolvente residual es reinyectado en el dispositivo absorbente para su reutilización. Esta técnica se empezó a utilizar hace 60 años en industrias químicas y del petróleo para eliminar el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono de las corrientes de gas. Una desventaja de esta técnica es que la baja concentración de CO2 en el humo (5~15% de CO2) hace que sea necesario manejar grandes volúmenes de gas, lo cual requiere un equipo muy grande y por lo tanto caro. 3) Oxy-combustión. El tercer sistema de captura se denomina combustión de oxifuel u oxy-combustión, ya que se utiliza oxígeno puro en lugar de aire para quemar el combustible. Da como resultado un gas de combustión que contiene principalmente vapor de agua y CO2. En este caso la concentración de CO2 en el gas producto de la combustión es de un 80~90% lo cual hace más fácil su separación. El vapor de agua se retira enfriando y comprimiendo la corriente de gas. Con el método de oxy-combustión se podrían obtener eficiencias brutas de 57~59% y netas de 48~50%. La penalización en el rendimiento se debe al consumo de la planta de separación de O2, al consumo del compresor que extraería este gas del condensador y lo impulsaría hacia el gaseoducto, y a la aspiración del compresor de la turbina de gas. Los sistemas actuales de post-combustión y precombustión para las centrales de energía permiten capturar entre el 85 y 95% del CO2 producido. Sin embargo, como para la captura y el almacenamiento de carbono se necesita aproximadamente del 10 al 40% más de energía que en el caso de una central equivalente sin captura, el importe neto de CO2 "evitado" es de aproximadamente entre un 80 y un 90%. Con la tecnología de la oxy-combustión, que está aún en fase de demostración, se puede captar casi todo el CO2 producido, si bien debido a la necesidad de sistemas adicionales de tratamiento del gas para producir el oxígeno y para retirar los contaminantes como los óxidos de azufre y nitrógeno, el CO2 evitado disminuye a cerca del 90%.

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Transporte Este procedimiento consiste en el desplazamiento del CO2 capturado hasta su lugar de almacenamiento. El CO2 se puede transportar en líquido en buques o bien en camiones cisterna o automotores con tanque aislados, aunque estos últimos encarecen mucho los costes. También se pueden usar gaseoductos en los que las corrientes concentradas de CO2 se transportan con seguridad a una elevada presión. Estas instalaciones son la solución cuando la CAC se empiece a aplicar de una manera más extensa, y se seleccionen almacenamientos específicos a lo largo del mundo, aunque el desarrollo de estas infraestructuras tienen un elevado coste que se encarece aún más cuando los gaseoductos

deben

instalarse

mar

adentro

o

atravesar

zonas

sumamente

congestionadas, o con montañas o ríos. Almacenamiento Respecto al almacenamiento y empleo del CO2, hay que destacar que actualmente se están investigando varias formas, entre las que destacan: • Almacenamiento geológico mediante la inyección de CO2 en el subsuelo. Esta alternativa ofrece el potencial de almacenamiento permanente de grandes cantidades de CO2 y es una de las más estudiadas. El CO2 se comprime antes de transportarse mediante tuberías a reservas geológicas naturales del subsuelo. El lugar del almacenamiento es cuidadosamente elegido, ya que el CO2 deberá estar almacenado permanentemente. Los yacimientos agotados de petróleo o gas son lugares muy adecuados para este tipo de almacenamiento. El almacenamiento geológico tiene como objetivo por tanto el almacenamiento permanente de CO2, y puede aportar beneficios económicos auxiliares, permitiendo mejorar la extracción de petróleo y de metano de yacimientos de carbón, lo que ayudaría a su adopción en la industria. • Los acuíferos salinos permiten almacenar grandes cantidades de CO2 en aguas subterráneas salinas saturadas profundas. En Noruega existe un proyecto que permite inyectar cerca de 1 millón de toneladas de CO2 al año en el Mar del Norte a una profundidad de 800-1000 metros bajo el fondo marino.

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• Carbonación mineral, proceso donde el CO2 reacciona con sustancias naturales para crear un producto químicamente equivalente a minerales carbonados. La alteración atmosférica de rocas alcalinas es una forma natural de almacenar CO2, pero se necesitan largos períodos de tiempo. Imitando este proceso natural. Los almacenamientos minerales podrían acelerar estas reacciones convirtiendo el CO2 en un mineral sólido, inocuo para el medioambiente. La carbonación mineral está aún en fase experimental, buscando procesos que permitan acelerar las velocidades de reacción.

6.3

Estimación de los costes La captura de CO2 requiere mucha energía, lo que da lugar a un consumo mas

elevado de combustible y a una importante reducción de la eficiencia global de las centrales. Esto junto con el equipamiento adicional necesario da lugar a una mayor inversión específica y en consecuencia un mayor coste de producción. Las estimaciones de costes para la captura de CO2 producido por la generación de electricidad y su posterior almacenamiento en el nivel actual de desarrollo tecnológico se elevan hasta 70 euros por tonelada de CO2, lo que hace que el uso de estas tecnologías a gran escala resulte prohibitivamente caro por el momento. Sin embargo, se prevén importantes mejoras tecnológicas para los próximos años. En un futuro inmediato se esperan incrementos en la eficiencia de las centrales y reducciones de los costes de la captura de CO2, mientras que los beneficios colaterales obtenidos de la captura y almacenamiento del CO2 (tales como el uso de flujos de CO2 para la recuperación mejorada de petróleo) reducirán en algunos casos aún más los costes netos de operaciones de captura y almacenamiento del CO2 específicas en la producción de electricidad. Los modelos y estudios disponibles con perspectivas a medio y largo plazo permiten de esta forma estimar los costes de captura y almacenamiento del CO2 en 2020 en cerca de 20 ó 30 €/tCO2. En los modelos esto se traduce en que, en 2020 o poco después, los costes de producción de electricidad en las centrales alimentadas con carbón con captura y almacenamiento del CO2 superarán sólo en un 10% o incluso permanecerán equivalentes al nivel actual. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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Captura y almacenamiento de CO2

6.4

122

Limitaciones de la tecnología de CAC La tecnología de CAC se encuentra con grandes limitaciones prácticas. En primer

lugar la ubicación del lugar de captura determina la distancia a la que hay que transportar el CO2 capturado; mientras mayor sea la distancia mayores serán los costes y aumentará el riesgo de fuga. Si las fugas tienen concentraciones de CO2 de más del 7 al 10 por ciento en volumen en el aire, y se producen en zonas habitadas, representarían un peligro inmediato para la vida y la salud humanas, esto lleva a un control exhaustivo en los gaseoductos y a delimitar la trayectoria de estos a zonas deshabitadas. Por otro lado también hay que controlar los riesgos de fugas durante el almacenamiento, considerando a su vez las variaciones que provoca en el ecosistema la instalación de un centro de almacenamiento. Este aspecto es muy preocupante en el caso del almacenamiento oceánico ya que puede alterar el medio químico. Por último la implantación de un sistema de CAC reduce en un 80% las emisiones de una central pero también reduce la eficiencia de ésta. Según un estudio elaborado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA) se llega a la conclusión de que las pérdidas de eficiencia debidas a la captura oscilan desde un 12% en centrales de carbón ya existentes, considerando que las centrales de carbón actuales tienen una eficiencia del 38%, a un 4% para los futuros diseños de centrales con pilas de combustible. Esta pérdida de eficiencia se debe a que el proceso de separación y captura de CO2 requiere un consumo importante de energía. Esta pérdida de eficiencia provocará por tanto un incremento importante en el precio de la unidad de energía producida, puesto que para la misma cantidad de energía generada se necesitará una mayor cantidad de combustible.

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7 Modelo

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Modelo En este capítulo se describe cómo se ha modelado el impacto de las políticas y

planes españoles en materia energética en su conjunto, desde el punto de vista económico y técnico, para poder estimar los efectos combinados que puedan producir y nos conduzcan hacia un modelo energético más sostenible. Se persigue poder evaluar las repercusiones que puedan tener las distintas políticas energéticas. No podemos analizar las diferentes medidas a tomar de una forma individual como se ha hecho en los apartados anteriores debido a que muchos de los efectos que tienen se solaparían con los efectos de otras medidas. Debido a esto, el efecto al aplicar conjuntamente una serie de medidas es menor que si se aplican individualmente. Por ello, para modelar el impacto de las medidas que se tomen hay que representar el funcionamiento del sistema energético Español. El objetivo de este modelo es el de generar escenarios en 2030 teniendo en cuenta las medidas y políticas que se tomen. La herramienta utilizada para la realización de este modelo ha sido Microsoft Excel con la ayuda de Visual Basic cuando se necesitaba programar. Se trata de un modelo determinista donde el estudio de la incertidumbre en los parámetros de entrada se debe hacer bajo la realización de la ejecución de diferentes escenarios y realizando diferentes análisis de sensibilidad. No se tienen en cuenta variables probabilísticas.

Hay una serie de variables de entrada que son clasificadas en inputs y datos. Los inputs son todas aquellas variables que van a definir el escenario que queremos en el año 2030. Los datos son valores que nos definen las características técnicas de cada tecnología, la estructura del consumo, el consumo de cada sector, las emisiones de CO2

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asociadas a cada fuente de energía final, etc. Es decir, los datos nos definen un escenario de referencia (BAU) sobre el cual nos vamos a basar a la hora de hacer los cálculos pertinentes.

Teniendo definidos los datos de entrada y los diferentes inputs, el modelo nos generaría el escenario para 2030. En función de las entradas, el modelo calcula el consumo de energía final en cada sector. Esta demanda de energía final es separada según se trate de electricidad o de calor. La demanda de calor puede a su vez ser clasificada en petróleo, gas natural, carbón y biomasa. Para la demanda de electricidad, el modelo calcularía la estructura de la generación eléctrica, la cual depende de distintas variables tales como la potencia instalada de cada tecnología y el precio de los combustibles. Finalmente, una vez que tenemos clasificada toda la demanda de energía

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y sabemos la estructura de la generación eléctrica, podemos calcular las diferentes salidas. La salida principal es la cantidad de emisiones de CO2 a lo largo de los años. Todo esto será explicado con mayor detalle en los siguientes puntos. En primer lugar vamos a definir nuestros inputs y datos de entrada para luego proceder a explicar los cálculos que se realizan.

7.1

Variables de entrada

7.1.1

Datos de entrada

Es necesario definir una serie de variables para que el modelo funcione. Se trata de una hoja en Excel en donde se definen una serie de datos que son necesarios para que el modelo pueda hacer los cálculos que necesite. Algunos de los datos de entrada más importantes son los siguientes: - Características técnicas de las tecnologías: Necesitamos definir una serie de características de las diferentes tecnologías. Consideraremos 10 tecnologías para la producción eléctrica. Estas son la potencia hidráulica fluyente, hidráulica, biomasa, eólica terrestre, eólica marítima, solar termoeléctrica, solar fotovoltaica, cogeneración, ciclos combinados de gas natural, petróleo, carbón sin captura y almacenamiento de CO2 y carbón con CAC. Para todas ellas definimos sus características. Entre los valores a definir se encuentran: ● Eficiencias de cada una de estas tecnologías. ● Factores de disponibilidad. ● Coeficientes de reserva. ● Las emisiones de CO2 asociadas a cada una de las tecnologías. ● Años de vida útil.

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- Costes de las tecnologías: Los costes de inversión y los costes variables de cada una de las tecnologías nos permitirán calcular los costes de generación futuros. Para ello tenemos que diferenciar entre los costes variables y los costes de inversión. Dentro de los costes variables se encuentran el coste del combustible, el coste de operación y mantenimiento y el coste de emisiones de CO2. En la mayoría de las tecnologías los costes no van a ser constantes a lo largo de los años, por lo que hemos definido curvas de aprendizaje de cómo van a evolucionar estos costes. - Definición de escenario base En la entrada de datos necesitamos definir el número de viviendas, el número de automóviles, la población y el PIB esperados en el año 2030. Hemos de definir el consumo energético que se espera en los diferentes sectores teniendo en cuenta un escenario BAU en el cual no se tomarían medidas de eficiencia y ahorro adicionales a las que se han venido tomando en los últimos años. También hay que definir la potencia instalada de cada tecnología para este escenario base de tal manera que el modelo nos calcularía la generación eléctrica y las emisiones de CO2 para este escenario base. - Estructura del consumo Definimos para cada uno de los sectores la estructura del consumo energético, es decir, de la energía consumida en cada sector cuánta se corresponde a electricidad y cuánta a calor. De esta demanda de calor hay que diferenciar entre la procedente de la biomasa, del petróleo, del carbón y del gas natural. Parte de esta demanda de calor también podría ser cubierta con cogeneración. Esta estructura no va a ser constante hasta 2030 ya que se produce el desplazamiento de unas fuentes de energía hacia otras. Un factor que hay que considerar es el desplazamiento de algunos consumos de energía hacia la electricidad o por ejemplo que la calefacción se está desplazando en los últimos años hacia el gas natural. La estructura del consumo energético no va a ser constante en cada sector y debido a esto hay que definir la estructura del consumo en la actualidad y la que esperamos en el futuro.

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Según los datos obtenidos de la IEA en sus estadísticas para España, obtenemos que la estructura del consumo actual por sectores es aproximadamente la siguiente:

Tabla 6:Estructura de consumo actual.

En el año 2030 es de esperar una tendencia hacia un mayor consumo de electricidad y de gas natural. Por ello, conociendo la estructura del consumo actual en cada sector, supongo la siguiente estructura en el consumo para el año 2030:

Tabla 7:Estructura de consumo en el año 2030.

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7.1.2

129

Inputs

Ilustración 37: Entrada de inputs.

En la figura de arriba podemos ver un pantallazo de la hoja de Excel en la que los inputs son introducidos y donde se obtienen alunas salidas. A continuación, enumeraremos las principales variables de entrada, o inputs. Medidas en el sector del transporte Como se describió minuciosamente en el capítulo acerca de la eficiencia en el sector del transporte, el ahorro en este sector es el que posiblemente pueda tener un mayor impacto en cuanto a reducción de emisiones se refiere. En este modelo tenemos la posibilidad de introducir la cantidad de vehículos y camiones híbridos enchufables (PHEV), eléctricos e híbridos que deseamos que Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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circulen en el año 2030. El uso de estos vehículos generaría un ahorro en el consumo de petróleo y un aumento en la demanda de electricidad, ya que los vehículos eléctricos y los vehículos PHEV necesitan ser recargados para que funcionen. Para los vehículos híbridos consideramos una implantación lineal desde hoy hasta 2030. Para el caso de los coches eléctricos e híbridos enchufables consideramos una implantación lineal desde 2015 hasta 2030. Esto es así debido a que estos vehículos tardarán al menos unos 10 años en estar disponibles. La otra variable asociada a este sector es la posibilidad de aplicar las medidas recomendadas por el IDAE en su informe de ahorro y eficiencia en España 2004-2012, que podría permitir el ahorro de más de 9000 ktep de energía primaria en el año 2012. Extrapolando estos datos al año 2030 de una manera pesimista podríamos conseguir un ahorro de casi 12000 ktep. Como resultado de aplicar estas medidas, el modelo calcula el ahorro de petróleo y la demanda adicional de electricidad necesaria para la cantidad de coches eléctricos que hemos introducido. Nivel de intensidad de las medidas en el sector de la edificación. En nuestro cuarto punto del proyecto comentamos detalladamente las distintas medidas a tomar en este sector y el ahorro que podríamos conseguir en caso de aplicar las medidas de ahorro de una forma intensa. Este input nos permite seleccionar el nivel de intensidad de las medidas de ahorro que queremos que se apliquen. Tenemos tres opciones: la aplicación de medidas de forma muy intensa, la aplicación de medidas con un nivel de intensidad medio y no aplicar medidas adicionales. En el caso de tomar medidas de una forma muy intensa podemos conseguir un ahorro total de unos 12430 ktep en el año 2030. Como hemos dicho anteriormente, en el capítulo acerca de la eficiencia en la edificación está detallado como conseguimos este ahorro. Para el caso de tomar medidas de ahorro con un nivel de intensidad medio suponemos que el ahorro obtenido es igual a la mitad del que obtendríamos en caso de tomar medidas de forma intensa. Si no se toman medidas el ahorro será igual a cero.

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Así, en función del nivel de intensidad introducido tendremos un ahorro u otro. El resultado final será un ahorro en electricidad y un ahorro de combustibles fósiles. District City and Cooling Otro Input relacionado con el sector de la edificación es el porcentaje de viviendas que disponen en el año 2030 de District City and Cooling. Con este sistema se podría aprovechar la energía térmica residual del proceso de generación eléctrica para cubrir parte de la demanda térmica de los edificios, consiguiendo un gran ahorro de combustibles fósiles y en consecuencia de emisiones de CO2. Según el porcentaje de viviendas que dispongan de esta tecnología tendremos un ahorro determinado. Para calcular este ahorro hemos tenido en cuenta el calor suministrado a una vivienda que dispone de DHC y hemos sustituido el consumo de combustibles fósiles de estas viviendas por el calor aportado de la generación de electricidad. Con ello conseguimos un ahorro el consumo de combustibles fósiles. Ahorro sector servicios Podemos introducir el ahorro que deseamos obtener en el sector servicios. Este ahorro será tanto de electricidad como de combustibles fósiles. La cantidad ahorrada de cada fuente de energía es proporcional al porcentaje que representa su consumo. De esta manera, puesto que la electricidad representa casi un 70% de la energía consumida en este sector, el mayor ahorro será en electricidad. Al igual que en el caso del sector de la edificación, obtendremos un ahorro de electricidad y de combustibles. Cogeneración Otro input es el porcentaje de calor que obtendríamos para la industria debido a la cogeneración. Esto nos permite reducir el consumo de combustibles fósiles en la industria, reduciendo por lo tanto el consumo de energía final y las emisiones de CO2. Sólo consideramos cogeneración en centrales de ciclos combinados de gas natural. Según la cantidad de cogeneración introducida tendremos un mayor o menor porcentaje de las centrales de ciclos combinados que dispondrán de cogeneración. El efecto sobre estas centrales será la pérdida de eficiencia. Suponemos que la pérdida de eficiencia debido a la cogeneración es de un 5% con respecto a la eficiencia de una central de ciclo combinado de gas natural sin cogeneración. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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Precio del gas natural, precio del carbón y precio del CO2 La generación eléctrica con ciclos combinados de gas natural y con carbón tiene un precio muy volátil debido tanto a la variabilidad del precio de los combustibles como a la de los derechos de emisiones de CO2. Es esta variabilidad lo que hace que según estos precios una u otra tecnología sea más o menos competitiva. Dependiendo de cómo sean estos precios tendremos un escenario más rico en carbón o más rico en gas natural. Se despachará antes aquella central que tenga un menor coste variable. Mejora de eficiencia en las centrales de carbón y CCGN Un factor muy importante y a tener en cuenta es la mejora en la eficiencia de las centrales de carbón y de CCGN. Suponemos que la eficiencia media de las centrales de carbón es de apenas un 37% y que en el caso de las centrales de ciclo combinado de gas natural es de un 52%. Evidentemente estas eficiencias van a mejorar en el futuro, y más aun cuando numerosas centrales que se han quedado obsoletas cierren con el tiempo. La mejora esperada en la eficiencia media en el año 2030 puede ser superior a un 10% con respecto a la eficiencia actual. Evidentemente, esta mejora ayuda a nuestro objetivo de reducir las emisiones de CO2 en 2030 ya que si la generación es más eficiente es necesaria una menor cantidad de combustibles para generar la misma cantidad de electricidad. Además el coste variable de generar la electricidad disminuiría. Potencia instalada de cada tecnología en 2030 Este Input nos permite introducir la potencia que queremos de cada tecnología en el año 2030. Podemos introducir la potencia instalada que deseamos para las centrales de carbón, centrales nucleares, ciclos combinados de gas natural, hidráulica y las distintas renovables(eólica terrestre, eólica marítima, termoeléctrica, fotovoltaica y biomasa). Esta selección de potencia no es del todo libre debido a que tenemos que considerar todas las centrales que están funcionando en la actualidad y cuyos cierres están previstos para después de 2030. También hay que considerar las centrales que están previstas para ser construidas y que no se pueden modificar. A este respecto debe tenerse muy presente que las inversiones en generación eléctrica son de elevada cuantía y con plazos de recuperación de las mismas muy largos, por lo que las decisiones que se tomen hoy y en los próximos años van a condicionar en gran medida

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las características del parque generador disponible en el futuro, y sin ninguna duda en el 2030. En consecuencia, para saber el equipo fijo instalado en 2030 se ha considerado el existente actualmente incrementado con el que está en construcción y planificado en el medio plazo. En relación con el parque existente, se ha considerado una vida útil de las centrales de carbón de 40 años. Para centrales con una importante remodelación se ha considerado un alargamiento de vida de 15 años. Para las centrales de fuel/gas se ha considerado una vida útil de 35 años. . Por tanto, todas estarán fuera de servicio en 2020. Para las de ciclo combinado, 30 años y para el parque nuclear actual, 60 años. Por tanto, no se consideran bajas en el parque nuclear antes de 2030. Con estas hipótesis, la evolución del equipo firme según [UNESA, 2007] sería la que se señala a continuación.

Tabla 7:Potencia de equipo fijo [UNESA, 2007]

La potencia total instalada en 2030 será la potencia de equipo fijo más la potencia adicional que nosotros queramos poner. Por tanto, para cada tecnología tenemos que introducir los MW adicionales que queremos que se instalen hasta 2030. En el caso de las centrales nucleares hay que tener en cuenta que la instalación de potencia no puede ser lineal a lo largo de los años debido a que pasarán un mínimo de 10 años hasta que entre en funcionamiento una nueva central nuclear. Esto es así porque tardaría bastante tiempo la aceptación de un plan para la construcción de nuevas centrales nucleares y además hay que tener en cuenta los periodos de construcción. Para el resto de las tecnologías suponemos una instalación de la potencia adicional que es lineal a lo largo de los años. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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Centrales de carbón con CAC El porcentaje de las centrales de carbón que disponen de captura y almacenamiento de CO2 se trata de otra variable de entrada. Los costes de generación con captura y almacenamiento de CO2 pueden ser mayores o menores que los costes sin captura y almacenamiento de CO2 dependiendo del precio de los derechos de emisión. Consideramos que las centrales con CAC pierden un 8% de eficiencia con respecto a las centrales sin CAC. También suponemos que consiguen capturar el 85% del CO2 emitido. Consideramos que esta tecnología se empezaría a usar a partir de 2020 debido a que de momento no está muy desarrollada y los costes que conlleva son altísimos.

7.2

Demanda de energía final y estructura de la generación eléctrica Una vez analizadas las distintas variables de entrada podemos describir lo que el

modelo realiza. Lo primero será calcular la demanda que tenemos de los diferentes tipos de energías.

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7.2.1

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Demanda de energía final

Lo primero que hay que calcular es la demanda de energía final en cada sector. Esta demanda dependerá de las variables de entrada introducidas y comentadas en el punto anterior. Hay una serie de tablas en Excel para cada sector, en las cuales se reflejan los valores del consumo de energía final según nuestro escenario BAU. Según las variables de entrada introducidas, estos valores del consumo de cada sector se modifican debido al efecto que produce cada una de las medidas aplicadas. De esta manera, para cada sector (industria, transporte, servicios y edificación) obtenemos un ahorro de energía final, la cuál clasificamos según se trate de electricidad, gas natural, carbón, petróleo o Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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biomasa. Hay medidas como la penetración de coches eléctricos que aumentarían la demanda de energía eléctrica. En la imagen de abajo podemos ver un pantallazo de la hoja Excel sobre la eficiencia en la edificación, en donde se realizan los cálculos en función de las medidas introducidas.

Una vez que tenemos clasificado el ahorro de energía final por fuentes y sectores, calculamos el consumo de energía final que tendría nuestro nuevo escenarios. La demanda total de electricidad será: ■ Demanda de electricidad = demanda de electricidad escenario base – ahorro electricidad sector edificación – ahorro electricidad sector servicios – ahorro electricidad sector industria + consumo electricidad transporte (debido a coches eléctricos, trenes, etc) Para la demanda de petróleo, biomasa, gas natural y carbón se calcula de igual manera: ■ Demanda = demanda escenario base - ahorro sector edificación – ahorro sector servicios – ahorro sector industria – ahorro sector transporte Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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7.2.2

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Cobertura de la demanda eléctrica

Una vez que sabemos la demanda de energía eléctrica hay que conocer qué centrales cubrirán esta demanda. Para poder conocer el tipo de centrales que cubrirán la demanda eléctrica se necesita realizar un modelo que represente el sistema eléctrico español. Para ello se ha representado la curva monótona anual de demanda eléctrica en España en el año 2006, la cuál la hemos obtenido del informe [Red Eléctrica, 2006]. Hemos tomado una serie de puntos para representarla de la forma más realista posible y a partir de esos puntos dividimos la curva monótona en 18 barras. En la siguiente figura podemos observar la representación de la curva monótona en España en el año 2006.

Ilustración 38: Curva monótona de carga [Red Eléctrica, 2006].

A continuación, una vez que sabemos la demanda eléctrica en el año 2030, extrapolamos la curva para la demanda en el año 2030. Para adaptar la curva a una determinada demanda de electricidad anual, lo que hacemos es aumentar la altura de cada una de las 18 barras de una forma proporcional a su altura, y por supuesto siempre se cumple que el área de la curva es igual a la generación eléctrica anual. Esto lo hacemos así para que la curva mantenga las mismas, es decir, la misma relación punta-valle a la existente en la actualidad. En la realidad esto no tendría por qué ser necesariamente así, ya que la curva podría modificarse y achatarse a lo largo de los años. Un consumo más ordenado daría lugar a una relación punta-valle más plana, por lo que desde este punto de vista podemos considerar que tomamos un método pesimista.

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De esta manera, para una producción eléctrica de 501 TWh en el año 2030, la curva se representaría de la siguiente manera:

Ilustración 39: Curva monótona de carga año 2030.

Una vez que tenemos la curva representada hay que proceder a rellenarla con la potencia que tenemos de las diferentes tecnologías. El programa que nos permite rellenar la curva ha sido programado con Visual Basic. El primer paso es rellenar la parte más cara con la potencia hidráulica disponible. Este efecto produce un allanamiento de la curva monótona debido a que se elimina la parte más alta de la curva con la potencia hidráulica. Posteriormente se procede a rellenar el resto de la curva con las tecnologías restantes. La curva se iría rellenando en orden creciente de costes variables, de tal manera que las tecnologías con un menor coste variable tienen preferencia. De esta manera, las primeras tecnologías a usar serían la hidráulica fluyente, la energía nuclear y luego todas las energías renovables. Este orden creciente no es en todos los casos del todo cierto debido a que en el caso de la cogeneración y de las centrales de carbón con captura y almacenamiento de CO2 se las da preferencia con respecto a las centrales de CCGN y de carbón sin CAC. Esto es así debido a que aunque en ocasiones el coste variable de estas tecnologías pueda ser mayor, es de suponer que al igual que las energías renovables, estas también llevarían asociadas una serie de primas para fomentar su uso ya que consiguen ahorrar energía y en consecuencia reducir las emisiones de CO2.

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Por último, las últimas tecnologías que se despachan son las centrales de carbón y las de ciclo combinado de gas natural. El orden de estas depende de los precios de los combustibles y de los derechos de emisiones de CO2. Se despachará antes la que tenga un menor coste variable. El proceso que sigue el programa para rellenar la curva es sumar a cada una de las 18 columnas en que dividimos la curva, la parte que le corresponda de cada una de las tecnologías. Cunado ya no puede sumar más, significa que la barra ya ha sido rellenada del todo. Para saber cuanto se puede rellenar de una tecnología necesitamos saber la potencia útil, la cual la obtenemos multiplicando la potencia instalada por el factor de disponibilidad de cada una de ellas. En el caso de la potencia hidráulica es algo más complicado debido a que hay que empezar por arriba y restar la parte más alta de la curva teniendo en cuenta que no se puede restar más a una columna que la potencia que tienes instalada. Además hay que considerar que solo puede trabajar unas horas determinadas al año debido a que la cantidad de agua disponible es limitada. En la siguiente gráfica podemos observar un ejemplo de cómo quedaría rellenada la curva monótona con las diferentes tecnologías para una producción total de 501 TWh.

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Ilustración 40: Cobertura de la curva monótona de carga.

7.3

Salidas del modelo Una vez que tenemos calculada la generación eléctrica y la demanda de energía

final clasificada por fuentes, podemos calcular las salidas del modelo.

Ilustración 41: Salidas del modelo.

A continuación, se explican las principales salidas del modelo: Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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Factor de reserva Nos permite ver de manera rápida si hay instalada suficiente potencia o si por el contrario la potencia instalada es insuficiente. Este dato es obtenido mediante el sumatorio de las potencias instaladas multiplicadas por sus factores de disponibilidad, y todo ello dividido entre la potencia de punta de la curva monótona. Este factor de reserva suele estar normalmente alrededor de 1,1. Coste del kWh Una salida fundamental del modelo es el cálculo del coste del kWh, ya que esto va a determinar en gran medida las políticas que se van a tomar de ahora en adelante. Evidentemente no se tomarán medidas antieconómicas salvo que se den primas y ayudas que favorezcan determinadas tecnologías como es el caso de la energía solar fotovoltaica. A la hora de comparar el coste de los distintos escenarios, sólo se han tenido en cuenta los costes de generación, que incluyen, además de la inversión, los variables de combustible y de emisión de gases de efecto invernadero y residuos nucleares; pero no los de otras actividades como son los de transporte y distribución, ni los que puedan ser necesarios en el sistema gasista. Para el cálculo del coste hemos considerado una amortización constante en los años de vida útil de la central y una tasa de interés del 5%. El sistema utilizado es el de cuotas constantes en el que cada año se paga la misma cuota Q, en concepto de intereses y de devolución del principal. Emisiones de CO2 Unos de los objetivos más importantes de este proyecto es el de proponer un modelo energético sostenible para España en el año 2030. Por ello esta es la salida más importante. Del documento [IDAE, 2007] obtenemos los siguientes coeficientes de emisiones:

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Tabla 8: Coeficientes de emisiones [IDEA, 2007].

Como resultado de la aplicación de medidas de ahorro y eficiencia obtenemos un ahorro de energía final. Una vez que tenemos clasificado este ahorro en electricidad y en combustibles fósiles podemos calcular el ahorro que supone en emisiones de CO2. Multiplicando la energía ahorrada en carbón, biomasa, petróleo y gas natural por sus respectivos coeficientes de emisiones, obtenemos la cantidad total de CO2 que conseguimos reducir. De igual manera, una vez que conocemos la demanda eléctrica y que sabemos que tecnologías cubrirán esta demanda, podemos calcular las emisiones debido a la producción de electricidad. Para calcularlo multiplicamos la generación eléctrica de cada tecnología por su coeficiente de emisiones de CO2. Este coeficiente de emisiones de cada central depende a su vez de la mejora en la eficiencia a lo largo de los años, ya que a mayor eficiencia menos emisiones. Las emisiones de CO2 totales de nuestro nuevo escenario serán las emisiones que teníamos en el escenario base menos la reducción de emisiones que hemos obtenido en el nuevo escenario como consecuencia de las medidas de eficiencia y ahorro aplicadas.

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8 Análisis de resultados y conclusiones

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Análisis de resultados y conclusiones

8 8.1

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Análisis de escenarios y conclusiones Escenario tendencial Analizar y determinar las medidas a aplicar en el modelo energético español para

hacerlo sostenible en un futuro cercano requiere realizar un estudio de prospectiva sobre la evolución que va a sufrir el sistema energético español en los próximos años, es decir es necesario saber hacia dónde tiende este sistema energético para poder encauzarlo. Existe una gran dificultad a la hora de realizar una prospectiva energética. En este informe se han supuesto varias hipótesis para poder estimar unos valores de manera aproximada. En el momento en el que algunas de las hipótesis que se estimen para el proyecto no se cumplan, la prospectiva realizada se distanciará de la situación real. En este trabajo la propuesta del escenario energético que se va a usar como referencia se apoya sobre la hipótesis de un escenario socioeconómico tendencial, una continuación de la política actual multisectorial de eficiencia energética, una política de introducción de renovables intensa, unos precios de CO2 bajos y un alargamiento de la vida útil de las centrales nucleares de manera que para el año 2030 se encuentren todas en funcionamiento. Las políticas que se consideran para la elaboración del escenario tendencial “Business As Usual” (BAU) son: - Alargamiento de la vida útil de las centrales nucleares. - Penetración del 12% de renovables para el año 2010. Precios del CO2 en el entorno de 20 €/t. Tasa de crecimiento del Producto Interior Bruto (PIB) del 2,5% anual. - En el sector edificación y en el sector transporte no se toman medidas adicionales de ahorro y eficiencia a las que se han venido tomando en los últimos años.

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Análisis de resultados y conclusiones

Según estimaciones obtenidas de comunicaciones privadas con expertos del sector, obtenemos las siguientes hipótesis de partida en relación a los siguientes puntos: • Crecimiento de la población. • Parque de viviendas. • Parque de automóviles. • Consumo de energía primaria y final. Así, se ha supuesto un crecimiento anual de la población del 0,7%, y partiendo de una población de 43 millones de habitantes en el año 2005 se obtiene la siguiente gráfica:

Ilustración 42: Población.

Como se puede observar en la gráfica anterior la población en el año 2030 sería de aproximadamente 51 millones de habitantes. Para calcular la evolución del parque de viviendas, a partir de los datos observados en los últimos años, se supone una tasa de crecimiento anual del 1,4%. Partiendo de un número aproximado de viviendas para el año 2005 de 14.400 miles se obtiene la siguiente gráfica:

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Análisis de resultados y conclusiones

146

Ilustración 43: Parque de viviendas.

De la gráfica anterior se obtiene que el parque de viviendas para el año 2030 sería de aproximadamente 20.500 miles de viviendas. Por último, para obtener un número aproximado del parque de automóviles para el año 2030 se supone una tasa de crecimiento anual de estos del 1,3% anual. Partiendo de un parque de automóviles en el año 2005 de 21,3 millones de turismos se obtiene la siguiente gráfica:

Ilustración 44: Parque de automóviles.

Del crecimiento supuesto se obtiene un parque de vehículos para el año 2030 de 29,1 millones de turismos. A partir de las hipótesis anteriores se supone un crecimiento anual del consumo de energía primaria del 1,5%. Tomando como referencia el consumo de energía primaria en el año 2005 de 143,3Mtep, se obtiene que el consumo de energía primaria para el año 2030 es 208,0Mtep.

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Análisis de resultados y conclusiones

A partir de este consumo de energía primaria y considerando las hipótesis de partida, se obtiene un crecimiento anual en el consumo de energía final de 1,2%. Este crecimiento se refleja en la siguiente gráfica:

Ilustración 45: Consumo de energía final en el escenario tendencial.

El consumo de energía final en el año 2030 es de 144,9Mtep. Manteniendo la misma estructura que en la actualidad, el consumo de energía final por sectores, como queda reflejado en el siguiente gráfico, sería aproximadamente: 33% Industria, 13% Residencial, 9% Servicios, 5% Agricultura y 40% Transporte.

Ilustración 46: Consumo de energía final por sectores en el escenario tendencial.

También, podemos clasificar este consumo de energía final según las distintas fuentes de energía.

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Análisis de resultados y conclusiones

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Ilustración 47: Consumo de energía final por fuentes en el escenario tendencial.

A partir del consumo de energía final de electricidad reflejado en la gráfica, obtenemos la producción eléctrica necesaria en el año 2030, que asciende a un total de 501 TWh. Siguiendo la evolución de los últimos años, y para una producción eléctrica de 501 TWh, la potencia instalada sería de unos 117 GW en el año 2030. Según el informe [UNESA, 2007], en su escenario base en el año 2030 se mantendría la potencia nuclear actual y se instalarían nuevas centrales de CCGN hasta llegar a los 29187 MW. Tomaremos estos valores junto al mantenimiento de la potencia hidráulica ordinaria, una mayor penetración de la energía eólica y la progresiva pérdida de importancia de las centrales de carbón.

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Ilustración 48: Potencia instalada escenario tendencial.

Para poder conocer el tipo de centrales que cubrirán la demanda eléctrica de 501 TWh en el año 2030, se necesita realizar un modelo que represente el sistema eléctrico español bajo el marco de las diferentes políticas y planes españoles en materia energética. Con el modelo eléctrico que he realizado y que ha sido detallado en el capítulo anterior, calculamos las centrales que despacharían esta demanda. En el siguiente gráfico podemos ver la estructura de generación eléctrica.

Ilustración 49: Estructura de generación eléctrica escenario tendencial.

Este escenario tendencial representa un futuro definido por las tendencias y las políticas de los últimos años. Actualmente se están empezando a tomar medidas de ahorro y eficiencia de una forma más intensa, ante la creciente preocupación general con el problema del cambio climático.

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La conclusión más evidente es que este escenario tendencial, sustentado en el concepto “Business as usual” y las políticas decididas antes de finales de 2005, no conduce a un futuro energético sostenible, ni desde el punto de vista de la lucha contra el cambio climático, ni de reducción de la dependencia de las importaciones de energía primaria, principalmente petróleo y gas natural. Las emisiones de CO2 de este escenario ascenderían hasta casi los 600 millones de toneladas en el año 2030. Este valor es altísimo y prácticamente dobla las emisiones a las que se comprometió España con el protocolo de Kyoto para el año 2012, que ascienden a 334 millones de toneladas de CO2. Si comparamos este valor con los nuevos objetivo de la UE para el año 2020, las emisiones de este escenario siguen siendo altísimas, ya que el nuevo proyecto de la unión Europea asigna a España un nivel de emisiones un 30% superior a las de 1990, o lo que es lo mismo, 377 millones de toneladas de CO2 en el año 2020. Por tanto, hay que afrontar los retos que implican la mejora de la eficiencia y ahorro energético, el desarrollo de las energías renovables y otras como la nuclear o la CAC de CO2, lograr la mayor diversificación posible, y reducir las emisiones de CO2. Este escenario BAU es necesario que sea definido ya que el modelo necesita trabajar sobre él para poder realizar los cálculos necesarios. Cuanto más precisión en la definición de las características de este escenario tendencial, mayor precisión en la generación de los nuevos escenarios.

8.2

Escenarios alternativos Este apartado de tiene por finalidad plantear distintas alternativas para el sistema

español desde la perspectiva actual, es decir, teniendo en cuenta las tecnologías de generación hoy conocidas y su posible evolución, así como las necesidades energéticas de los próximos años y su extrapolación en el largo plazo con el fin de avanzar en la definición de algunos escenarios. Como es sabido, el hacer estimaciones sobre los precios del combustible a largo plazo presenta un grado muy elevado de incertidumbre. Por ello, siguiendo el modelo realizado en el documento [UNESA, 2007] se han definido dos escenarios de utilización Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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del equipo de combustibles fósiles. En uno de ellos (Gas Prioritario), se parte de la premisa de que el coste variable del equipo de gas (coste combustible+coste del CO2) es inferior al coste del equipo de carbón. En el otro caso (Carbón Prioritario) se admite que sucede al revés y, por tanto, se despachan preferentemente con criterios de mercado las centrales de carbón. Consideraremos que el precio del carbón se mantiene constante en 70$/t. Sin embargo, el precio del CO2 y el precio del gas natural variarán para cada uno de los dos casos. En el caso en el que el gas natural sea prioritario, tomamos como precio de emisiones de CO2 50€/t y como precio del gas natural 20€/MWh; en el caso en el que el carbón es prioritario, tomamos como precio del gas natural 30€/MWh y como precio del CO2 30€/t. Nuestro análisis se centrará en dos escenarios principales: - Un escenario E1 en el que se aplican medidas intensivas adicionales de ahorro y eficiencia en el sector del transporte y de la edificación. Veremos variantes de este escenario según cómo se cubra la demanda de electricidad. - Un escenario E2 en el que se irán tomando progresivamente más medidas de ahorro adicionales al escenario E1, como son los coches híbridos eléctricos, la cogeneración y el DHC.

8.2.1

Escenario E1

En este escenario vamos a analizar el efecto que tendría sobre la demanda de energía final la aplicación de medidas adicionales de ahorro y eficiencia en el sector del transporte y en el sector de la edificación a las ya contempladas en el escenario de referencia. Tenemos en cuanta las siguientes consideraciones: Se aplican medidas muy intensas de ahorro y eficiencia en el sector de la edificación. Estas medidas han sido pormenorizadas con anterioridad en el capítulo de la eficiencia en la edificación. Se aplican las medidas de ahorro en el sector del transporte, que también fueron descritas en el capítulo acerca de la eficiencia en el transporte. Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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Se consigue un ahorro de energía final de un 30% en el sector servicios. Para esta serie de medidas obtendremos un ahorro de energía final que tal y como queda reflejado en la siguiente gráfica es de casi 25 Mtep con respecto a nuestro escenario base.

Ilustración 50: Consumo de energía final en el escenario E1.

En el gráfico siguiente, podemos ver el consumo de energía final clasificado según las distintas fuentes de energía.

Ilustración 51: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E1.

La aplicación de medidas de ahorro y eficiencia en el sector servicios, el sector de la edificación y el sector del transporte permiten ahorrar aproximadamente 25,0 Mtep de energía final con respecto a nuestro escenario base. El mayor ahorro se produce en el sector edificación, donde disminuye el consumo de energía final en 11,6 Mtep. Con las Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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medidas tomadas en el sector transporte se ahorran 10,4 Mtep de energía final, y 3,9 Mtep de ahorro en el sector servicios. Por fuentes, el mayor ahorro de energía final es de petróleo, ya que es prácticamente la única fuente de consumo del sector del transporte. Como se puede observar, las medidas en estos sectores resultan esenciales debido al gran potencial de ahorro que tienen, y más aún teniendo en cuenta que el sector transporte es el responsable del 30% de las emisiones de CO2 nacionales. En cuanto al consumo de electricidad, se produce un considerable descenso de la demanda eléctrica. Las medidas aplicadas en el sector del transporte producen un leve desplazamiento en la estructura del consumo del petróleo hacia la electricidad, ya que se promueve el transporte por trenes tanto de mercancías como de viajeros. Sin embargo, es el efecto de las medidas de ahorro en el sector de la edificación y el sector servicios lo que propicia que la producción eléctrica descienda desde los 501 TWh de nuestro escenario base a los 420 TWh de nuestro nuevo escenario en el año 2030. En la siguiente gráfica se puede apreciar la evolución de la producción eléctrica.

Ilustración 52: Producción eléctrica en el escenario E1.

A la hora de cubrir esta demanda de electricidad tendremos diferentes opciones, en función de las cuales obtendremos resultados completamente distintos en cuanto a costes y reducción de emisiones de CO2. Consideraremos diferentes casos para la cobertura de la demanda de electricidad. La potencia común a todos los casos será la de equipo fijo obtenida del informe [UNESA, 2007], la cuál se muestra en la tabla: Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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Tabla 9: Potencia de equipo fijo [UNESA, 2007].

Además, para todos los casos consideramos la implantación de 6000 MW de nuevas centrales de carbón, ya que durante esa década desaparece, por llegar al final de los cuarenta años de vida útil contemplados, prácticamente todo el parque de carbón actual y tiene sentido que para diversificar las fuentes energéticas se instale nuevas centrales de carbón. Este análisis tiene sentido en el supuesto de que el coste variable de las centrales de carbón (incluido CO2) sea más reducido que el de las de gas natural y la tecnología desplazada en la curva de carga sea ésta. Los casos considerados para cubrir la demanda eléctrica son: • Caso E1 con nuclear: A la vista de la elevada dependencia del gas natural que se vislumbra, de la volatilidad de su precio, del problema de las emisiones de CO2, y de los bajos costes de generación, se plantea la incorporación a partir de 2020 de nueva potencia nuclear. Esto puede ser improbable, debido a la poca aceptación social que hay a esta tecnología, pero indudablemente hay que tenerla en cuenta debido a que actualmente es competitiva en costes y debido a sus características técnicas. Consideraremos la construcción de 7 centrales nucleares de 1500 MW, con lo que la potencia total instalada ascendería a 18177 MW. También se seguirá apostando por las energías renovables, especialmente la energía eólica, que pasa de los 15000 MW instalados actualmente a los 34000 MW, contando tanto la eólica terrestre como la marina. Además, suponemos que la tecnología de la CAC aún no está disponible. • Caso E1 sin nuclear ni CAC: En este caso, no se aumenta la potencia nuclear, y en compensación habrá una mayor penetración de todas las energías renovables, pero especialmente de la energía eólica, ya que es la más competitiva en costes.

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Consideramos que se instalará mucha potencia eólica hasta llegar a un total de 51000 MW en el año 2030, contando la eólica terrestre (39000 MW) y la eólica marina (12000 MW). Esta potencia supondría una ocupación con energía eólica terrestre del 2,42% del terreno nacional, y aunque es una cantidad muy grande de terreno, hay suficientes emplazamientos para esa cantidad si tenemos en cuenta que en el informe [Greenpeace, 2005] se propone un mix energético 100% renovables para el año 2050 en el que la ocupación de terreno de la energía eólica es de un 5,66%. • Caso E1 sin nuclear y con CAC: En este caso tampoco consideramos la instalación de potencia nuclear adicional. Las energías renovables crecen bastante pero de una forma más moderada que en el caso anterior. Lo importante de este caso es el aumento de las centrales de carbón hasta llegar a 15581 MW en el año 2030. Consideramos que, a partir de 2020, las centrales de carbón empiezan a disponer de la tecnología de CAC, de tal forma que en el año 2030 el 60% de las centrales de carbón dispongan de esta tecnología. Para los tres casos siempre se obtiene un coeficiente de reserva de aproximadamente 1,07. La potencia instalada para cada caso se resume en la siguiente tabla:

Tabla 9: Potencia instalada escenario E1.

En las siguientes tablas referidas al año 2030, se muestra la estructura de la generación eléctrica, las emisiones de CO2 y los costes de generación.

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Tabla 10: Generación eléctrica escenario E1.

Tabla 11: Costes y emisiones de CO2 escenario E1.

En las dos gráficas siguientes se muestra la evolución de las emisiones de CO2 para cada uno de los tres casos de este escenario E1.

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Ilustración 53: Evolución emisiones de CO2 carbón prioritario escenario E1.

Ilustración 54: Evolución emisiones de CO2 gas natural prioritario escenario E1.

Los tres casos presentan una evolución similar en cuanto a emisiones de CO2, ya que como se puede apreciar, las líneas prácticamente se superponen. Como es lógico, cuando el gas natural tiene preferencia sobre el carbón las emisiones de CO2 son menores que cuando sucede lo contrario. Podemos sacar en conclusión que hay diferentes alternativas a la energía nuclear como puede ser apostar por una mayor cantidad de energías renovables y el desarrollo de la captura y almacenamiento de CO2. Sin embargo, la gran diferencia entre las tres alternativas son los costes. Con diferencia, la opción nuclear es la opción más económica, por lo que parecería lógico que se optará por esta opción en el futuro, más aún teniendo en cuenta la volatilidad de los precios del gas natural, del carbón y del CO2. Los costes de la opción nuclear son siempre inferiores a los otros dos casos y Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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permite el ahorro de aproximadamente unos 2600 millones de euros en el año 2030 con respecto a cualquiera de las otras dos opciones. Para la obtención de estos costes de generación se ha considerado el coste de inversión de las centrales nucleares descrito en el informe [Eurelectric, 2006]. Es este informe se considera que los costes de generación actuales de las centrales nucleares ascienden a los 2300 €/kW, mientras que en el 2030 apenas variarán, siendo unos 2400 €/kW. Evidentemente, si estos costes ascienden y se sitúan por encima de los 3500 €/kW, el caso en el que se instala nueva potencia nuclear dejará de ser ventajoso económicamente frente a los otros dos casos. Resulta llamativo el hecho de que la opción ‘’E2 sin nuclear ni CAC’’ es más económica que la opción ‘’E2 sin nuclear con CAC’’. Esto sucede debido a que en los próximos años se estima que los precios de las energías renovables van a bajar mucho y serán competitivos en comparación con los CCGN y las centrales de carbón. Incluso tecnologías como la eólica serán más económicas que las centrales de carbón con CAC. A la hora de realizar estos escenarios, no hemos tenido en cuenta la futura mejora del rendimiento medio de las centrales de carbón y de los ciclos combinados de gas natural. Los casos anteriores se han hecho con las eficiencias medias actuales de las centrales. Evidentemente, estos rendimientos van a mejorar, ya que cada vez se construirán centrales más modernas y también muchas centrales actuales cerrarán, por lo que el rendimiento medio puede aumentar considerablemente. Para poder ver la importancia que puede tener la mejora del rendimiento de las centrales vamos a comparar el caso “E1 sin nuclear con CAC” con el mismo caso pero suponiendo una mejora progresiva del rendimiento medio, de tal forma que en el año 2030 sea un 10% superior al actual. Después de leer distintos informes, he considerado que el rendimiento medio actual de las centrales de carbón en España es de aproximadamente un 37%, mientras que para los CCGN es de un 52%. Una mejora de un 10% en las centrales de carbón es más que factible en los próximos años debido a las continuas mejoras técnicas y al futuro cierre de centrales que se han quedado obsoletas. En cuando a los CCGN, mejorar el rendimiento es más complicado. Sin embargo, las nuevas centrales de CCGN que se están construyendo tienen rendimientos superiores a un 60%. Por ello, teniendo en cuenta que muchas de las centrales que hay actualmente en funcionamiento cerrarán y que se construirán muchas nuevas centrales con rendimientos muy superiores al 52%, consideramos que al igual que para las centrales

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de carbón es posible conseguir una mejora de un 10% en el rendimiento medio de los CCGN. En la siguiente gráfica, para el caso “E1 sin nuclear con CAC” y siendo el carbón prioritario sobre el gas natural, se puede observar la “cuña” que representa la mejora de un 10% del rendimiento medio de las centrales de carbón y de CCGN.

Ilustración 55: Evolución emisiones de CO2 con mejora de rendimiento.

La mejora del rendimiento de las centrales en los próximos años puede ser un elemento muy importante como medida de mitigación de las emisiones de CO2. Para este caso concreto, la mejora de un 10% del rendimiento medio consigue ahorrar 15,5 millones de toneladas de CO2 en el año 2030. También tiene una gran importancia en los costes de generación ya que para esta situación, mejorar en un 10% el rendimiento propiciaría una disminución de los costes de generación de 2000 millones de euros en el año 2030.

8.2.2

Escenario E2

En este nuevo escenario veremos el efecto de aplicar algunas medidas adicionales. Las medidas aplicadas anteriormente en el escenario E1 eran: • Intensidad muy alta de ahorro en el sector de la edificación. Ahorro de 11,6 Mtep de energía final.

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• Medidas de ahorro en el sector del transporte. Ahorro de 10,4 Mtep de energía final. • Ahorro en el sector servicios de un 30% de energía final con respecto al escenario BAU. Ahorro de 3,9 Mtep de energía final. • Mejora de un 10% en el rendimiento de las centrales de carbón y CCGN. A continuación, vamos a analizar el efecto que tendría la penetración en el transporte de los vehículos y camiones híbridos enchufables, eléctricos e híbridos. Supongamos que en el año 2030 el 30% de los turismos y camiones son híbridos enchufables, el 10% son híbridos no enchufables y el 10% son puramente eléctricos.

Ilustración 56: Tipos de vehículos en el 2030.

El efecto en el consumo de energía final se muestra en el siguiente gráfico:

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Ilustración 57: Consumo de energía final en el escenario E2.

El efecto de la penetración de estas alternativas a los vehículos de gasolina y a los vehículos diesel es el ahorro de 5,5 Mtep de energía final. En la siguiente gráfica podemos observar este consumo de energía final por fuentes.

Ilustración 58: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E2.

Esta medida genera un gran ahorro de petróleo, alcanzando un consumo inferior en el año 2030 al que teníamos en el año 2005. En cuanto a la demanda eléctrica, debido a este tipo de vehículos se produce un aumento de la demanda de electricidad con respecto al escenario E1. Así, la generación eléctrica necesaria en el año 2030 para cubrir la demanda total de electricidad es de 487

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TWh. Resulta que la demanda de electricidad es prácticamente igual a la del escenario base porque a pesar del gran ahorro conseguido en el sector de la edificación (89,3 TWh), es necesaria prácticamente la misma cantidad de electricidad para satisfacer la demanda de los coches y camiones eléctricos e híbridos eléctricos (75,3 TWh). La penetración de este tipo de vehículos puede ser una medida de mitigación de emisiones de CO2 importantísima, porque se disminuye el consumo de un combustible de altas emisiones como es el petróleo y, dependiendo de cómo de bajo en CO2 sea el mix de generación eléctrica podemos disminuir considerablemente las emisiones de CO2. A continuación, aplicamos dos medidas adicionales de ahorro, como son que el 20% de las viviendas en el año 2030 dispongan de DHC, y que un 15% adicional del calor necesario en la industria en el año 2030 proceda de la cogeneración en centrales de CCGN. Como consecuencia de esto, 10200 MW de las centrales que se consideraban CCGN serán consideradas centrales de cogeneración, con su consiguiente pérdida de eficiencia. Con esta medida gran parte del calor que se perdía es aprovechado para usos industriales. Este aumento de la cogeneración permite un menor consumo de combustibles fósiles, reduciendo el consumo de energía final y en consecuencia las emisiones de CO2. Con la aplicación de estas nuevas medidas tendríamos los siguientes consumos de energía final, que se muestran en las dos gráficas siguientes.

Ilustración 59: Consumo de energía final en el escenario E2 con las nuevas medidas.

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Ilustración 60: Consumo de energía final por fuentes en el escenario E2 con las nuevas medidas.

La aplicación de estas dos medidas consigue disminuir el consumo de energía final hasta situarse por debajo del consumo del año 2007. La energía final demandada en el año 2030 sería ligeramente superior a las 100 Mtep. Se obtiene un importante descenso en el consumo de petróleo, gas natural, biomasa y carbón, ya que gran parte del calor necesario en la industria y en los hogares es suministrado conjuntamente junto con la electricidad. El efecto que tiene el DHC en el ahorro de energía sería mayor si las medidas de ahorro en el sector de la edificación no fuesen tan intensas. Para saber los costes de generación y las emisiones de CO2, necesitamos saber cómo se cubre la demanda eléctrica de 487 TWh. Hay una demanda de electricidad adicional con respecto a nuestro escenario E1 debido a los vehículos eléctricos. Al igual que en el escenario E1, para cubrir esta demanda eléctrica analizaremos 3 casos; en el primero se instala nueva potencia nuclear y disponemos de la tecnología de CAC, en el segundo no hay nueva potencia nuclear ni CAC, en el tercero no hay nueva potencia nuclear pero se dispone de CAC. • E2 con nuclear y con CAC: En este escenario se apostará por una gran diversificación en la potencia instalada. Se construirían nuevas centrales nucleares hasta llegar a los 18100 MW, habría un gran crecimiento de las energías renovables y se apostaría definitivamente por la CAC en las centrales de carbón. Estas tecnologías no deben ser sustitutivas, sino que lo ideal sería que fuesen complementarias.

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- Se construirían 7 nuevas centrales nucleares de 1500 MW a partir de 2019 para llegar a una potencia de 18100 MW en el año 2030. - También se desarrollaría la CAC, de tal forma que se empezara a usar a partir de 2020. Se instalarían 12000 MW de centrales de carbón progresivamente hasta 2030, de tal forma que para este año el 75% de las centrales de carbón dispongan de CAC. - Así mismo, las energías renovables tendrían un papel determinante en el mix energético, especialmente la energía eólica (tanto la offshore como la inshore) y la energía solar termoeléctrica. • E2 sin nuclear ni CAC: No se instalará potencia nuclear adicional y supondremos que la tecnología de la CAC no está disponible. Este caso pretende ver si sería posible cubrir la demanda sin nuclear ni CAC y manteniendo un nivel de emisiones de CO2 aceptable. Es por ello por lo que se trata de un escenario con una gran intensidad en energías renovables. La potencia eólica terrestre en el año 2030 ascendería a los 46000 MW. Esto supondría una ocupación de terreno del 2,85%, valor que aunque es muy alto, podría ser asumible teniendo en cuenta que informes como [Greenpeace, 2005] consideran valores más altos de ocupación eólica en sus propuestas de mix energéticos. En cuanto a la potencia marina, se considera la instalación de 15000 MW, lo que supone una ocupación de superficie de 2600 km2. Los valores que se han tomado de potencia eólica instalada son muy parecidos a los que se toman en el informe [UNESA, 2007], en el cuál se considera para el caso de máxima penetración de renovables una potencia instalada de energía eólica terrestre de 40770 MW, y una potencia eólica marina de 15000 MW. También sería necesario un fuerte desarrollo de la energía solar, cuyo principal problema actualmente son sus elevados costes, lo que es especialmente relevante en el caso de la solar fotovoltaica. Consideramos que la potencia instalada de energía solar fotovoltaica en el año 2030 es de 11100 MW, lo que supone una ocupación de 450 Km2. En el caso de la solar termoeléctrica la potencia instalada sería 18000 MW, que supone una ocupación de terreno de 762 km2.

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• E2 sin nuclear con CAC: En este caso tampoco se instalará nueva potencia nuclear pero sin embargo se dispondrá a partir de los 2020 de la CAC, de tal forma que en el año 2030 habrá una potencia de 20581 MW de centrales de carbón, el 90% de las cuales dispondrán de CAC. También las energías renovables aumentan su presencia de forma considerable. En la siguiente tabla, para cada uno de los tres casos expuestos, podemos ver los MW instalados de cada tecnología en el año 2030.

Tabla 12: Potencia instalada escenario E2.

A continuación, podemos ver algunas salidas del modelo para cada uno de los tres casos. Estas salidas son las emisiones de CO2 y el coste de generación (fijo + variable) a los que daría lugar cada uno de los tres casos en el año 2030. Por lo tanto, esta tabla está referida al año 2030.

Tabla 13: Emisiones de CO2 y costes de generación del escenario E2 en el 2030.

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El caso en el que se instala nueva potencia nuclear presenta los menores costes y además el menor nivel de emisiones de CO2. Por el contrario, en el segundo caso, a pesar del enorme esfuerzo que supondría la penetración de tantas renovables, es el caso con un mayor coste y un mayor nivel de emisiones de CO2. En las siguientes gráficas podemos ver la estructura de la generación eléctrica para cada uno de los tres casos.

Tabla 14: Generación eléctrica escenario E2.

Ilustración 61: Generación eléctrica escenario E2 con gas natural prioritario.

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Ilustración 62: Generación eléctrica escenario E2 con carbón prioritario.

Como se ha podido apreciar, la generación eléctrica en centrales de carbón sin CAC es mínima en los tres casos. En todos ellos hay una gran aportación de las energías renovables, siendo en el caso “E2 con nuclear y CAC” un 30% sin contar con la hidráulica ordinaria. En el caso “E2 sin nuclear ni CAC” la generación eléctrica con energías renovables es de casi un 47%. Por último, en las dos gráficas siguientes se muestra la evolución de las emisiones de CO2 a las que daría lugar cada uno de los tres casos de este escenario E2.

Ilustración 63: Evolución emisiones de CO2 escenario E2 gas natural prioritario.

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Ilustración 64: Evolución emisiones de CO2 escenario E2 carbón prioritario.

La variación de la pendiente a partir de 2020 en los casos ‘’E2 nuclear’’ y ‘’E2 sin nuclear y con CAC’’ es debido a que la entrada en funcionamiento de nuevas centrales nucleares no tendría lugar hasta 2019, y la CAC se comenzaría a usar a partir de 2020. Como se puede observar en las gráficas, hay distintas alternativas en la generación eléctrica, teniendo todas ellas un gran potencial de reducción de emisiones de CO2. Se puede apreciar que es posible obtener un nivel de emisiones alrededor de 340 millones de toneladas de CO2 en el 2030 si se toman las medidas aplicadas en este escenario E2. Aunque los tres escenarios presentan un nivel muy parecido de emisiones de CO2, el caso “E2 sin nuclear ni CAC” siempre tiene mayores emisiones que los otros dos casos. Este escenario es muy optimista, ya que se han aplicado intensamente medidas en todos los sectores. Requiere una fortísima inversión y una gran concienciación de la sociedad para poder lograrlo. El potencial de mitigación podría ser aún mayor si tenemos en cuenta medidas que no se han llegado a analizar, tales como la reforestación o la eficiencia en el sector de la industria.

8.3

Conclusiones y objetivos de España En este apartado se analizarán los resultados obtenidos y los objetivos que

debería marcarse España en los próximos años.

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El escenario de referencia (línea roja) que se muestra en la siguiente figura se ha construido suponiendo un valor optimista (un 2% anual) para el crecimiento anual de emisiones desde 1990 hasta 2030. Las emisiones reales hasta 2005 sobrepasan claramente dicho crecimiento medio. La línea verde inferior marca inicialmente la tendencia lineal hacia los objetivos a corto plazo (Kyoto: +15% en 2012 con respecto a las emisiones de 1990) y a continuación, a más largo plazo, se sigue una trayectoria quebrada que primero pasa por el objetivo de -20% en 2020 y luego supone un 70% de reducción como objetivo para España en 2050. Esta reducción del 70% es el objetivo que se supone que fijará la UE para el año 2050. Uniendo los puntos obtenemos un triángulo donde el área se corresponde a la cantidad de CO2 que hay que evitar emitir a la atmósfera hasta 2030. El área del triángulo coloreado indica que hay que evitar la emisión de 5.700 millones de toneladas de CO2 equivalente en España entre 2005 y 2030.

Ilustración 65: Triángulo de estabilización Español.

La Comisión Europea presentó el 28 de enero del 2008 un ambicioso plan para reducir las emisiones de dióxido de carbono con el que trata de convencer al resto del mundo, y especialmente a Estados Unidos, de que se sume a la lucha contra el cambio climático. El objetivo es alcanzar un acuerdo global que suceda a Kyoto a partir de 2012. España sale bien parada del plan, pues se le exigen esfuerzos que parecen Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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asumibles, a diferencia de la negociación de 1997. Con este plan, Europa pretende recortar en un 20% las emisiones de CO2 en 2020 respecto a 1990. También pretende lograr en 2020 que el 20% de la energía sea renovable. España sale beneficiada con el nuevo sistema por tres factores. El primero es que se toma como año de referencia 2005, pésimo en España, que ya emitía un 52% más que en 1990. El segundo es que se tiene en cuenta la población y España ha recibido una gran inmigración. El resultado es que si el protocolo de Kyoto permite a España emitir un 15% más que en 1990, la propuesta de Bruselas eleva esa cifra a un 30% para 2020. Como se muestra en la siguiente figura, el descenso para cumplir Kyoto es más abrupto que el necesario para cumplir el actual reparto. Esta nueva situación hace replantearse el triángulo de estabilización mencionado anteriormente, de tal forma que los objetivos a conseguir por España son mucho más factibles.

Ilustración 66: Objetivos de España.

Una vez analizados los objetivos a cumplir por España se puede analizar si los escenarios propuestos anteriormente cumplen estos objetivos. Los casos del escenario E1 presentaban unas emisiones de CO2 en el año 2030 de unos 440 millones de toneladas, muy lejos del objetivo del 2020 de reducir las emisiones hasta los 377 millones de toneladas. Sin embargo, los casos del escenario E2 son capaces de cumplir con el objetivo de reducir las emisiones de CO2 hasta valores inferiores a los 377 millones de toneladas en el año 2020. En los dos gráficos siguientes podemos observar como los tres casos del escenario E2 analizados anteriormente cumplen con los

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objetivos marcados para el 2020 en el caso en el que el gas natural es prioritario sobre el carbón.

Ilustración 67: Cumplimiento de objetivos carbón prioritario.

Ilustración 68: Cumplimiento de objetivos gas natural prioritario.

Sin embargo, España tiene imposible cumplir en 2012 con los objetivos de Kyoto sin comprar derechos de emisión o utilizando los mecanismos de desarrollo limpio, pero, mirando en un horizonte más largo, hay un gran potencial en muchas medidas de ahorro energético, y nuevas tecnologías verán la luz en los próximos años. Para lograr acercarnos a los objetivos a medio y largo plazo, es necesario intensificar los esfuerzos en todos los ámbitos, ya que no hay ninguna solución mágica, sino que el problema se debe solucionar tomando medidas en todos los sectores. Hay que hacer uso de un

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paquete de opciones de mitigación que resulten ser aceptables para el caso de España. Como el esfuerzo estimado de mitigación es tan elevado, ninguna opción sola puede hacerse cargo en un plazo de tiempo corto. De especial relevancia son los sectores de la edificación y el sector transporte, ya que, junto a la industria, son los que mayores niveles de consumo energético tienen, pero a la vez son los que más posibilidades de ahorro tienen. El caso del sector del transporte es especialmente preocupante, y más teniendo en cuenta que es el responsable del 30% de las emisiones nacionales. Como se pudo ver en el análisis anterior, las medidas en estos dos sectores son fundamentales. Un hecho a destacar es el papel que pueden tener en un futuro los coches híbridos eléctricos. Como hemos visto anteriormente, la gran diferencia entre el escenario E1 y el escenario E2 era principalmente la penetración de este tipo de vehículos, que permiten un gran ahorro en el consumo de petróleo y consiguen evitar una grandísima cantidad de emisiones de CO2 siempre que se tenga un mix energético limpio. Evidentemente, para conseguir estos ahorros se necesita una gran inversión, que es donde radica el mayor problema, aunque esta inversión se acaba recuperando con total seguridad al cabo de los años debido al ahorro conseguido, y especialmente en el caso del transporte debido al continuo incremento de los precios del petróleo. En cuanto al mix de generación eléctrica, a mi juicio, durante las dos próximas décadas es fundamental para el sistema eléctrico español mantener el parque nuclear existente en la actualidad, tanto desde los puntos de vista de emisiones de gases de efecto invernadero como de laminación de los costes del sistema y de las necesidades de inversión. De la misma forma, desde el punto de vista de las emisiones de gases de efecto invernadero y de la reducción de la dependencia energética, es importante continuar en la senda de introducción de energías renovables para la generación eléctrica. Una mayor o menor penetración debiera depender de la capacidad de estas tecnologías para reducir sus costes y de que se avance en la integración técnica de las mismas en el sistema. Por suerte, España se encuentra en una buena situación a este respecto, y basta continuar la senda de los últimos años más la introducción de nuevas tecnologías como la eólica marina o la termoeléctrica. Se esperan grandes reducciones en los costes de las

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energías renovables, especialmente de la eólica marina y de la solar termoeléctrica. La energía eólica terrestre es ya casi competitiva en costes con las centrales de carbón y CCGN, y teniendo en cuenta que estas centrales van a aumentar sus costes en el futuro, la energía eólica puede volverse definitivamente competitiva en costes. A parte de la eólica terrestre, hay dos tecnologías que no están del todo maduras y que pueden tener un papel fundamental en un mix eléctrico futuro. Estas tecnologías son la eólica marina y la solar termoeléctrica, las cuales se espera que van a tener costes altamente competitivos y tienen un gran potencial. En cuando a la solar fotovoltaica, es previsible que seguirá siendo cara en el intervalo temporal considerado. Sin embargo, analizado los escenarios, aunque sería posible cubrir la demanda eléctrica con muchas renovables y sin contar ni con la energía nuclear ni con la tecnología de CAC, no creo que fuese la mejor opción. Para los costes que he considerado, los costes de generación serían bastante más altos que en un mix con energía nuclear y la ocupación de terreno que requeriría sería demasiado alta. Se necesitaría prácticamente un 3% del terreno para la eólica terrestre, con la consecuente dificultad de encontrar buenos emplazamientos, y también se necesitarían unos 1300 Km2 ocupados por energía solar. A nadie le gusta ver un paisaje ocupado por paneles solares o molinos de viento. Además, el mix sería demasiado dependiente del gas natural y en consecuencia dependiente de la volatilidad de su precio. Por ello, creo que es fundamental incorporar a largo plazo tecnologías de base que garanticen su disponibilidad, que contribuyan a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y que presenten costes relativamente estables. En este sentido, las posibilidades son: nuevas centrales nucleares y centrales de carbón limpio con captura y almacenamiento. El problema es que la CAC es todavía una incógnita ya que no está en uso y no sabemos con certeza cuando lo estará. La instalación de ambas tecnologías no deben considerarse alternativas, sino complementarias entre sí. En consecuencia, ante la incertidumbre de la CAC, pienso que sería conveniente aumentar la potencia nuclear en los próximos años, ya que la energía nuclear es una tecnología sin emisiones contaminantes a la atmósfera, que presenta una muy elevada disponibilidad de potencia firme y cuya dependencia del coste del combustible es muy pequeña. Ante el gran problema al que se enfrenta España como consecuencia de la necesidad de reducir las emisiones de CO2, teniendo en cuenta que la decisión de aumentar la potencia nuclear hay que tomarla en un plazo relativamente corto de Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI

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tiempo y debido a que la energía nuclear es una tecnología madura mientras que la tecnología de la CAC es una tecnología que no se sabe si estará disponible en el horizonte temporal considerado en el proyecto, considero que sería conveniente aumentar la potencia nuclear. Esta opinión la tengo a pesar de la oposición que esta decisión podría tener en la sociedad española y conociendo los problemas de residuos y posibles accidentes asociados a la energía nuclear. En cuanto al riesgo de proliferación y terrorismo creo que esto sería preocupante en determinados países, pero no en España. En cualquier caso, la energía nuclear no debe considerarse como alternativa a la CAC, sino que tanto la energía nuclear como la CAC deben ser complementarias en un futuro, para que junto con las energías renovables más competitivas nos proporcionen un mix diversificado, con seguridad de suministro, poco dependiente ante los precios del petróleo y del gas natural, y sobre todo con bajas emisiones de CO2 por KWh. En conclusión, una vez analizadas numerosas medidas de ahorro y de mitigación de emisiones de CO2, y teniendo en cuenta otras medidas que no se han llegado a analizar, como pueden ser la reforestación o medidas de ahorro en la industria, creo que es posible ver el futuro de forma esperanzadora. En el escenario E2 analizado anteriormente y para el caso en el que el gas natural es prioritario sobre el carbón se ha podido observar cómo mediante las medidas aplicadas se obtienen escenarios que cumplen con los objetivos que se marcan en el nuevo plan de la UE, en el que se pretende que las emisiones en el año 2020 sean como mucho un 30% supriores a las del año 1990, es decir, 377 millones de toneladas. Mediante las medias que hemos aplicado más algunas otras medidas que no se han considerado en este proyecto es factible conseguir este objetivo para el año 2020. Algunas medidas analizadas en este proyecto y que pueden ser de gran importancia son: • Medidas de ahorro y eficiencia en el sector de la edificación y del transporte. • Como se ha visto en el análisis de escenarios, la penetración de coches híbridos enchufables puede ser una medida de mitigación importantísima que podría frenar las emisiones de CO2 del sector del transporte. • Mejora de la eficiencia de las centrales de carbón y CCGN.

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• Lo ideal sería acercar los centros de generación a los de consumo, por lo que las nuevas instalaciones deberían situarse lo más cerca posible de las zonas de gran demanda. Esto ayudaría al aumento de la cogeneración en la industria. Así mismo, el DHC puede generar importantes ahorros en las viviendas. • Mayor penetración de las energías renovables en el mix tecnológico. De especial importancia es la energía eólica por su competitividad en precios. El futuro es prometedor con la introducción de nuevas renovables como la eólica marina, la energía de las olas y sobre todo la solar termoeléctrica, la cuál se espera que vea disminuidos sus costes de forma considerable en los próximos años y tiene un gran potencial en España. • Desarrollo de la CAC como complemento a la energía nuclear.

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