Innovacion y sostenibilidad.indb 2 19/12/14 08:38

INNOVACIÓN Y SOSTENIBILIDAD ENERGÉTICA

Simposio Empresarial Internacional FUNSEAMBarcelona, 2014




Autores

JOAQUÍN ANCÍN VIGUIRISTIJUAN CARLOS BALLESTEROS APARICIO

FRANCISCO BARCELÓMIGUEL ÁNGEL CALDERÓN BUENO

RAMÓN COMELLASMARÍA TERESA COSTA I CAMPI

AGUSTÍN DELGADOLAURA DÍAZ ANADÓN

JUAN ANTONIOGARRIGOSALUIZ AUGUSTO HORTA NOGUEIRA

FERNANDO KOHRS ALDAPEBLANCA LOSADA

DAVID MARTÍN ALCALDEJOHN MOGG

EditoresJOSÉ LUIS GARCÍA DELGADO

RAQUEL MARÍN

Biblioteca Civitas de Economía y Empresa

COLECCIÓN ECONOMÍA

Serie FUNSEAM

Títulos publicados

• Responsabilidad Social Corporativa en el ámbito de la sostenibi-lidad energética y ambiental. Simposio Empresarial Internacional FUNSEAM (2013)

• Inversión extranjera y séctor energético en Latinoamérica. Análisis e impacto económico (2014)




Autores

JOAQUÍN ANCÍN VIGUIRISTIJUAN CARLOS BALLESTEROS APARICIO

FRANCISCO BARCELÓMIGUEL ÁNGEL CALDERÓN BUENO

RAMÓN COMELLASMARÍA TERESA COSTA I CAMPI

AGUSTÍN DELGADOLAURA DÍAZ ANADÓN

JUAN ANTONIOGARRIGOSALUIZ AUGUSTO HORTA NOGUEIRA

FERNANDO KOHRS ALDAPEBLANCA LOSADA

DAVID MARTÍN ALCALDEJOHN MOGG

BASILIO NAVARRO SÁNCHEZALFONSO NEBRERAJORDI PUIGCORBÉÁLVARO RACERO BAENARODRIGO RAMÍREZ-PISCOJOSÉ RIVERA YSASI-YSASMENDIVALENTÍN RUÍZ SANTA QUITERIAFRANCISCO SALAZARLUIS MANUEL SANTOS MORORAFAEL SILVA CAPAZENRIQUE TORRESRAFAEL VILLASECA MARCOXAVIER VIVES ARGILAGÓS

EditoresJOSÉ LUIS GARCÍA DELGADO

RAQUEL MARÍN


El editor no se hace responsable de las opiniones recogidas, comentarios y manifestaciones vertidas por los autores. La presente obra recoge exclusivamente la opinión de su autor como manifestación de su derecho de libertad de expresión.Cualquier forma de reproducción, distribución, comunicación pública o transformación de esta obra solo puede ser realizada con la autorización de sus titulares, salvo excepción prevista por la ley. Diríjase a CEDRO(CentroEspañoldeDerechosReprográficos)sinecesitafotocopiaroescanearalgúnfragmentode esta obra (www.conlicencia.com; 91 702 19 70 / 93 272 04 45).Thomson Reuters y el logotipo de Thomson Reuters son marcas de Thomson Reuters.

Civitas es una marca de Thomson Reuters (Legal) Limited.

© 2014 [Thomson Reuters (Legal) Limited / FUNSEAM]Editorial Aranzadi, SACamino de Galar, 1531190 Cizur Menor (Navarra)ISBN: 978-84-470-5031-4Depósito Legal: NA 1639/2014Printed in Spain. Impreso en EspañaFotocomposición: Editorial Aranzadi, SAImpresión:RodonaIndustriaGráfica,SLPolígono Agustinos, calle A, nave D-1131013 Pamplona

Primera edición, 2015


SUMARIO

SUMARIO

PRÓLOGO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17ANTONIO LLARDÉN

INTRODUCCIÓN

1LA PROBLEMÁTICA GENERAL DEL SECTOR ENERGÉTICO EN ESPAÑA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

RAFAEL VILLASECA MARCO

1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212. La energía en el ámbito internacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213. La energía en el ámbito europeo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224. Situación energética española . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245. Algunos puntos clave para superar los retos españoles . . . . . . . . . . . . . 27

PARTE IEL SECTOR ENERGÉTICO: INNOVACIÓN

Y DESARROLLO TECNOLÓGICO

2OTRA MIRADA AL HORIZONTE 2020 DESDE LA PERSPECTIVA DEL REGULADOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

JOHN MOGG

1. Introducción: ¿en qué punto estamos en el establecimiento de un mercado interior de la energía? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2. Iniciativas políticas recientes de la Comisión Europea . . . . . . . . . . . . . 313. El papel de los reguladores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324. El puente hacia el 2025 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

3INNOVACIÓN EN EL SECTOR ENERGÉTICO: RETO PARA LAS POLÍTICAS PÚBLICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

LAURA DÍAZ ANADÓN

1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37


SUMARIO8

2. El Grupo de Harvard . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 373. Energíaeinnovación.Retosydificultades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 384. El papel de los gobiernos y el sector privado. Algunos ejemplos . . . . . 415. A modo de recapitulación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

PARTE II

PROYECTOS INNOVADORES EN DESARROLLO

4

ENERGÍA SOLAR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49ALFONSO NEBRERA

1. Introducción: aproximación a un líder mundial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 492. Energía termosolar. Tecnologías Solar Termoeléctricas (STE) . . . . . . . 52

2.1. Evolución de las tecnologías STE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532.2. Principales plantas STE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

3. Innovación termosolar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

3.1. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 563.2. Principales áreas de actuación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 573.3. Proyecto HYSOL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

4. A modo de conclusión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

5

MICRO REDES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61BLANCA LOSADA

6

EL PAPEL DE LA TECNOLOGÍA CAC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67JUAN CARLOS BALLESTEROS APARICIO

1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 672. El carbón sostenible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 693. Carbón sostenible y cambio climático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 704. Tecnología CAC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72


SUMARIO 9

5. Contexto legislativo europeo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 756. Proyectos CAC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 767. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

7

BIOENERGÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81VALENTÍN RUIZ SANTA QUITERIA

1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 812. Los retos en el sector de la energía y las oportunidades de la bioenergía . 823. Expectativas del sector de la bioenergía y su entorno . . . . . . . . . . . . . . 844. La innovación y las alternativas en el desarrollo de los biocombustibles 88

8

ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA Y EFICIENCIA ENERGÉTICA . . . . . 95LUIS MANUEL SANTOS MORO

1. El almacenamiento de energía, una herramienta para equilibrar el sistema . 952. Madurez tecnológica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 973. Madurez comercial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1014. Madurez regulatoria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1035. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104

9

HIDROCARBUROS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107MIGUEL ÁNGEL CALDERÓN BUENO

1. Introducción. Presencia internacional del Grupo CEPSA . . . . . . . . . . . 1072. La cadena de valor integrada de CEPSA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1073. Etapas del proceso de desarrollo tecnológico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1074. Objetivos tecnológicos y Plan Estratégico de CEPSA . . . . . . . . . . . . . . 1085. La innovación tecnológica en CEPSA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

5.1. Objetivos de la innovación tecnológica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

5.1.1. Desarrollodetecnologíasenlaindustriadelrefino . . . . . 1105.1.2. Desarrollo de tecnologías en la industria petroquímica . . 1105.1.3. Innovación en el área de Exploración y Producción . . . . . 111


SUMARIO10

10INNOVACIÓN AL SERVICIO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA . . . . . . . 113

JOSÉ RIVERA YSASI-YSASMENDI

1. Introducción: noticia de Enagás . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1132. La cadena del gas natural en España . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1133. LaeficienciaenergéticaenEnagás . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1144. Aprovechamiento de energías residuales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115

4.1. Aprovechamiento del calor en la Estación de Compresión de Almendralejo (Badajoz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

4.2. Aprovechamiento del frío en la Planta de GNL de Palos de la Frontera (Huelva) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118

4.3. Aprovechamiento de la presión en la Planta de GNL de Barcelona . 119

5. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121

11REDES DE HIDROCARBUROS EFICIENTES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123

BASILIO NAVARRO SÁNCHEZ

1. Estructura accionarial de CLH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1232. El modelo de negocio de CLH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1243. Servicios prestados por CLH y medios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1244. Características del sistema logístico de CLH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1265. Planes mensuales de entregas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1276. Automatización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1287. Compromiso con el medioambiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1298. EficienciadelmodelologísticodeCLH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129

12LA INNOVACIÓN COMO MOTOR DE DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131

JOAQUÍN ANCÍN VIGUIRISTI

1. Introducción: contexto energético . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1312. Soluciones a los retos tecnológicos de las energías renovables . . . . . . . 133

2.1. Competitividad en costes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1342.2. Fiabilidad en predicción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1372.3. Gestión de la variabilidad e intermitencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138

3. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141Orientaciónbibliográfica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142


SUMARIO 11

PARTE IIIPROVEEDORES DE TECNOLOGÍA

13INNOVACIÓN SCHNEIDER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145

FRANCISCO BARCELÓ

1. Innovación como motor de crecimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1452. Liderar la era de la energía inteligente. Megatendencias . . . . . . . . . . . . 1453. Los nuevos retos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1474. La innovación, clave en la transformación de Schneider Electric . . . . . 148

14INNOVACIÓN SIEMENS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151

ENRIQUE TORRES

1. Introducción: cultura y valores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1512. Innovando en red . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1523. Elcliente,principioyfindelainnovación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1534. La cultura de innovación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1555. Ejemplos de innovación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1556. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158

15INNOVACIÓN ALSTOM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159

JORDI PUIGCORBÉ

1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1592. Historia de la industria eólica y la tecnología de aerogeneradores con

reflexionesañadidas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1603. Los pioneros en España . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1644. ¿Es la eólica cara? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1665. ¿Y la eólica marina? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1686. Reflexionesfinales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168

16INNOVACIÓN CIRCUTOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169

RAMÓN COMELLAS

1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169


SUMARIO12

2. Para una historia de la electricidad: tres etapas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170

2.1. La primera etapa, o la corriente continua vs. la corriente alterna . 1702.2. Una segunda etapa: la automatización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1712.3. La tercera ola: generación distribuida, autogeneración,

acumulación, movilidad eléctrica… . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172

PARTE IVPROYECTOS DE INNOVACIÓN ENERGÉTICA EN

LATINOAMÉRICA: PAÍSES Y EMPRESAS. ALGUNOS EJEMPLOS

17MÉXICO: SOSTENIBILIDAD DENTRO DE LA REFORMA ENERGÉTICA. CASO DE ÉXITO SIM-IV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177

FERNANDO KOHRS ALDAPE

1. Reforma Energética . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1772. Enfoque nacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1793. Estrategia Nacional de Energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1814. Caso de éxito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1825. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187Orientaciónbibliográfica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187

18BRASIL: EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVAS DE LA BIOENERGÍA PROCE-DENTE DE LA CAÑA DE AZÚCAR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189

LUIZ AUGUSTO HORTA NOGUEIRA RAFAEL SILVA CAPAZ

1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1892. Producción de etanol y utilización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190

2.1. Evolución de las políticas relacionadas con el etanol . . . . . . . . . 1902.2. La industria de la caña de azúcar en Brasil . . . . . . . . . . . . . . . . . 193

3. Sostenibilidad del programa del etanol brasileño . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195

3.1. Energía y equilibrio de gases de efecto invernadero . . . . . . . . . . 1953.2. Beneficios sociales y económicos y sus implicaciones . . . . . . . . . 204

4. Observacionesfinales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206Orientaciónbibliográfica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207


SUMARIO 13

19ENDESA: INNOVACIÓN ENERGÉTICA EN LATINOAMÉRICA . . . . . . . . 211

JUAN ANTONIO GARRIGOSA

1. El modelo de innovación en Endesa. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . 2112. Indicadores y resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211

2.1. Proyectos con financiación nacional y europea . . . . . . . . . . . . . . 2122.2. Presencia en Latinoamérica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213

3. Nuevos proyectos en Latinoamérica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213

20GAS NATURAL FENOSA: EL DESARROLLO DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA EN ÁREAS MARGINALES. NEGOCIOS INCLUSIVOS . . . . . . 217

XAVIER VIVES ARGILAGÓS

1. Gas Natural Fenosa: la compañía y su estrategia de compromiso con la sociedad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217

2. Programas de acceso a la energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219

2.1. Energía Social en Colombia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2202.2. Cuartel V en Argentina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222

3. Fomento del uso responsable de la energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2254. Programas para fortalecer la cadena de valor. Programa «Impulso para tu

negocio» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2265. Conclusiones y lecciones aprendidas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228

21REPSOL: INNOVACIÓN EN E&P DESDE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA . 231

DAVID MARTÍN ALCALDEÁLVARO RACERO BAENA

1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2312. Realidad interna y contexto externo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2323. Reducción de costes asociados a la energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2344. Reducción del impacto ambiental en forma de emisiones de Gases de

Efecto Invernadero (GEI) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2355. Responsabilidad Corporativa en la estrategia de la compañía . . . . . . . . 2366. Reflexionesapoyadasenlaexperiencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2387. Casos de Innovación Energética en América Latina . . . . . . . . . . . . . . . 239

7.1. Certificación del Sistema de Gestión Energética (SGEn) bajo el estándar ISO 50001 del Bloque 16 en Ecuador . . . . . . . . . . . . 239

7.2. Proyecto de reducción de emisiones: Green Completion . . . . . . . 240


SUMARIO14

7.3. Proyecto de instalación de boya para amarre de barco de stand-by . 2417.4. Instalación de LEDs en plantas de producción de gas o petróleo 2417.5. Ingeniería conceptual de un Organic Rankine Cycle (ORC) en Bloque

16 - Ecuador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2427.6. Proyecto Perla en Venezuela . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243

22IBERDROLA: LA I+D+i AL SERVICIO DE LA EFICIENCIA, LA ESTRA-TEGIA TECNOLÓGICA Y LA SOSTENIBILIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245

AGUSTÍN DELGADO

1. Introducción. La I+D+i, una herramienta estratégica de creación de valor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245

1.1. Energías renovables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2471.2. Tecnologías de generación limpia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2481.3. Redes inteligentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2491.4. Vehículo eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2501.5. Área comercial. Nuevos proyectos y servicios . . . . . . . . . . . . . . . 2511.6. Mercados energéticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2521.7. Sistemas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252

2. Iberdrola Ventures-PERSEO. Innovación disruptiva en energía soste-nible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252

3. Iberdrola en Brasil y México . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253

3.1. Brasil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2533.2. México . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 256

EPÍLOGO

23LA REFORMA ENERGÉTICA EN MÉXICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 261

FRANCISCO SALAZAR

1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2612. Un poco de historia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2623. Los problemas a afrontar: algunos datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2644. La reforma (I): principios, estructura y procedimientos . . . . . . . . . . . . . 2675. La reforma (II): arquitectura institucional y recursos . . . . . . . . . . . . . . . 2736. La reforma (III): aspectos complementarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276Coda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277


SUMARIO 15

24LAS EMPRESAS ENERGÉTICAS ESPAÑOLAS EN EL OBSERVATORIO DE SOSTENIBILIDAD ENERGÉTICA Y AMBIENTAL DE FUNSEAM . . . . . . 279

MARÍA TERESA COSTA I CAMPI RODRIGO RAMÍREZ-PISCO

1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2792. Descripción del Observatorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280

2.1. Sección Indicadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2802.2. Sección Empresas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2822.3. Sección Generador de Escenarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283

3. Metodología de funcionamiento del Observatorio. Resultados . . . . . . . 283

3.1. Resultados de las empresas a nivel de países . . . . . . . . . . . . . . . . 2843.2. Resultados de las empresas de acuerdo a los Reconocimientos

obtenidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2863.3. Resultados en el Escenario FUNSEAM del Generador

de Escenarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 287

4. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2895. OrientaciónBibliográfica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 291


PRÓLOGO

PRÓLOGO

ANTONIO LLARDÉNPresidente de ENAGÁS

Presidente de FUNSEAM

Esta obra recoge las conferencias impartidas en el II Simposio Empresa-rial Internacional de la Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental (FUNSEAM), que tuvo lugar el 27 de enero de 2014 y que versó sobre Innovación y Sostenibilidad Energética.

Las empresas del sector de la energía estamos realizando crecientes esfuer-zos en investigación e innovación de tecnologías. Para avanzar en estas materias es necesario tener un entorno favorable. En este sentido, la Comisión Europea en su documento del 22 de enero de 2014, Un marco estratégico en materia de clima y energía para el periodo 2020-2030, reconoce que son necesarios nuevos esfuerzos en investigación e innovación tecnológica para garantizar la sostenibi-lidad energética y el suministro al mínimo coste para los consumidores, mejorar la eficiencia energética, conseguir que todas las tecnologías avancen en la re-ducción de emisiones y fomentar la demanda de tecnologías innovadoras en toda la cadena de valor y entre los consumidores. Todos estos cambios exigen mar-cos normativos para el fomento de la innovación en un entorno de competencia. Los objetivos que propone la Comisión Europea para 2030 se vinculan, en gran parte, a la capacidad de los Estados miembros y de las empresas para impulsar innovaciones tecnológicas.

Con la publicación de este libro las empresas patronas de FUNSEAM mos-tramos nuestro compromiso con la sostenibilidad energética. Con este objetivo se estudia el proceso de investigación e innovación en el sector energético.

La primera parte de la obra aborda la política energética y regulatoria, ana-liza el papel de la innovación y de la seguridad de suministro y se plantea cuál debe ser el rol de las administraciones. Una de las cuestiones de mayor relevan-cia en el diseño de la política energética es que la sostenibilidad no reduzca la seguridad de suministro, tal y como señala Rafael Villaseca en su contribución. En el ámbito de la Unión Europea, también es preciso converger hacia una mayor armonización regulatoria e integración de los mercados energéticos. El Mercado Único de la Energía constituye el mejor marco institucional para que las empresas aborden procesos de innovación y de sostenibilidad.


PRÓLOGO18

El papel de la regulación y de las políticas públicas es explicado por John Mogg y por Laura Díaz Anadón. El Presidente de los reguladores europeos y de la Confederación Internacional de los Reguladores de la Energía centra su apor-tación en cómo la reducción de emisiones requiere de innovaciones tecnológicas y regulatorias. Díaz Anadón sostiene que los gobiernos deben implicarse en la in-vestigación y el desarrollo tecnológico en el sector energético. Para la profesora de la Universidad de Harvard, sin el apoyo público no será posible alcanzar los objetivos de sostenibilidad energética y de cambio climático.

Los casos de proyectos innovadores puestos en marcha por las empresas ener-géticas se presentan en la segunda parte. Todas las contribuciones muestran que la innovación es un objetivo estratégico para el sector, en cuanto que permite obtener ventajas competitivas y mejorar la sostenibilidad. La participación de las empresas suministradoras en el desarrollo tecnológico del sector energético se recoge en la ter-cera parte, donde se pone de manifiesto la complementariedad entre ambos sectores.

Las experiencias innovadoras en América Latina se recogen en la cuarta parte de la obra. La presentación de proyectos de investigación vinculados a cen-tros tecnológicos con proyectos empresariales muestra el dinamismo y la fuerza innovadora de los mercados latinoamericanos.

El epílogo, realizado por el Presidente de la Comisión Reguladora de Ener-gía de México y de la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía, está dedicado a la reforma energética de México, cambio trascendental para el sector y para la economía mexicana.

Por último, Maria Teresa Costa, Directora de la Cátedra de Sostenibilidad Energética y coordinadora del Proyecto FUNSEAM, y Rodrigo Ramírez-Pisco, Director de FUNSEAM, exponen los resultados obtenidos por las empresas ener-géticas españolas en el indicador de sostenibilidad elaborado por el Observatorio de Sostenibilidad Energética y Ambiental de FUNSEAM.

La publicación de las aportaciones al II Simposio de FUNSEAM nos permite disponer de una obra que, sin embargo, no puede recoger las intervenciones de los participantes ni los debates entre empresarios, académicos y reguladores. Conste mi agradecimiento a todos ellos, así como a José Luis García Delgado y Raquel Marín por el cuidado de la edición y, claro está, a los autores de los trabajos reunidos en estas páginas, a quienes debemos la calidad de lo que ahora se ofrece al lector. Mi más sincero agradecimiento a las empresas que forman el Patronato de FUNSEAM por su compromiso y colaboración, sin los que este libro no hubiera sido posible.

Nuestro objetivo con esta segunda entrega de la Colección de Simposios de FUNSEAM es que las contribuciones aquí recogidas sirvan para conocer mejor lo que estamos haciendo las empresas energéticas en el campo de la innovación y de la sostenibilidad.


INTRODUCCIÓN


1. LA PROBLEMÁTICA GENERAL DEL SECTOR ENERGÉTICO EN ESPAÑA

1LA PROBLEMÁTICA GENERAL

DEL SECTOR ENERGÉTICO EN ESPAÑA

RAFAEL VILLASECA MARCOPresidente del Club Español de la Energía

Instituto Español de la Energía

1. Introducción

Comenzaré tratando algunos de los grandes retos del sector energético en su conjunto desde el punto de vista internacional y europeo, para ofrecer después una visión de la situación energética española. Es importante realizar la exposición ate-niéndose a este esquema, porque somos testigos, ya desde hace tiempo, de cómo la energía ha pasado de constituir un recurso local o nacional a ser un tema de alcance europeo y global.

2. La energía en el ámbito internacional

Me remitiré a algunos de los aspectos contemplados en la edición 2013 del World Energy Outlook (WEO), que sirven para conocer el estado del sector ener-gético mundial en la actualidad, así como sus perspectivas de futuro.

Unodelosprincipalesmensajeseslaconfirmacióndelastendenciasanuncia-das por la Agencia Internacional de la Energía a lo largo de los últimos años, refe-ridas principalmente a dos puntos clave: la revolución ocasionada por los nuevos recursos energéticos no convencionales, y el incremento sostenido del consumo en países no OCDE.

Países que eran importadores de energía están convirtiéndose en exportado-res, y ciertos países exportadores están pasando a ser los grandes consumidores de energía a nivel mundial. Derivado de esto, el centro de gravedad de la demanda de energía está trasladándose decididamente hacia las economías emergentes, en par-ticular a China e India, pero también hacia Oriente Medio.

Según sus previsiones, a principios de 2020, a tan solo 6 años del momento actual, China estará a punto de convertirse en el mayor importador de petróleo, y la India, de carbón. Y, por otro lado, Estados Unidos, que previsiblemente para 2016


RAFAEL VILLASECA MARCO22

podría superar a Rusia y Arabia Saudí como el mayor productor mundial de petró-leo, irá avanzando hacia su independencia energética en 2035, gracias a la explota-ción de hidrocarburos no convencionales que está realizando en los últimos años. Además, de acuerdo con el WEO, en algunas partes de Europa existe la posibilidad de reproducir, aunque a menor escala, el éxito de Estados Unidos en el desarrollo de sus recursos de gas no convencional.

Respecto a los precios de la energía, nos encontramos en un período conti-nuado de altos precios del petróleo como nunca se había experimentado hasta la fecha. Adicionalmente, existen grandes diferencias de precios por regiones, sobre todo para electricidad y gas, con su consecuente impacto en la competitividad glo-bal de los países, lo que hace que muchos de ellos se replanteen sus políticas energé-ticas. Así, por ejemplo, el gas natural en Estados Unidos se vende a la tercera parte del precio de importación de Europa y a una quinta parte del de Japón. Por su parte, el coste de la energía eléctrica representa en Estados Unidos la mitad que en España.

La participación de combustibles fósiles en el mix energético global es actual-mente del 81%, el mismo porcentaje que hace 25 años. A pesar de la importante evolución que las energías renovables han tenido y seguirán teniendo, la contribu-ción del gas, carbón y petróleo en su conjunto se reducirá para 2035 en tan solo 2 puntos, pasando a un 79% en el escenario de políticas actuales del WEO. Es intere-sante destacar que China será el país que registre el mayor incremento absoluto de la generación procedente de recursos renovables, más que el de la Unión Europea, Estados Unidos y Japón juntos.

En el ámbito del cambio climático, el WEO subraya en su escenario central que, a pesar de los grandes esfuerzos que se están realizando para reducir las emi-siones de CO2 relacionadas con el sector energético, como es el caso de Europa, estas emisiones se incrementarán cerca de un 20% hasta 2035. Esto puede suponer una elevación de la temperatura media a largo plazo muy por encima del objetivo de 2 ºC acordado internacionalmente. La Cumbre del Clima de París de 2015 será clave para alcanzar un acuerdo internacional en esta materia, que podría ayudar a lograr el mencionado objetivo.

Como resumen, en el ámbito internacional se constata el auge de los recursos no convencionales, el mantenimiento de los altos niveles de consumo de hidrocarbu-rosysuselevadosprecios,asícomoladificultadparalograrlosobjetivosambienta-les establecidos manteniendo un escenario business as usual para los próximos años.

3. La energía en el ámbito europeo

Bajoestecontexto,resultaahorapertinentereflexionarsobreloqueocurreenEuropa y sus planteamientos a futuro, para valorar su coherencia con el devenir energético del resto de las regiones del mundo.


1. LA PROBLEMÁTICA GENERAL DEL SECTOR ENERGÉTICO EN ESPAÑA 23

En el ámbito de la política energética europea, la política climática y ambien-tal de la Unión ha jugado un papel fundamental y ha tenido un peso decisivo sobre cualquier decisión que se haya tomado a nivel energético en los últimos años. Y lo ha sido sobre todo a través de los objetivos 20/20/20 a 2020 derivados del paquete de Energía y Cambio Climático de la Unión Europea en materia de emisiones de gasesdeefectoinvernadero,deenergíasrenovablesydemejoradelaeficienciaenergética.

Estos objetivos y su difícil cumplimiento de manera coordinada no han ido de la mano de un objetivo primordial para los Estados miembros, como es el desarro-llo industrial de sus economías.

Se ha minusvalorado la coordinación entre las políticas energéticas y ambien-tales y las políticas industriales, o aquellas destinadas a una mejora de la competiti-vidaddenuestrasempresas,aúnsiendoésteunaspectotanrelevanteysignificativodesde el punto de vista del empleo.

Además de los aspectos ambientales, las iniciativas regulatorias y legislati-vas inspiradas en la materialización del Mercado Interior de la Energía han sido de especial relevancia en el ámbito europeo en los últimos años. Sin duda, la plena consecución del Mercado Interior ligado a un desarrollo óptimo de las infraes-tructuras necesarias para su funcionamiento, supondrá un antes y un después en el ámbito de la política energética europea, aunque esto exigiría marcos explícitos concretos, integrales, equilibrados y sostenibles, de los que aún carecemos.

Actualmente se está diseñando la estrategia energética europea a 2030, con multitud de debates sobre los que deberían ser los nuevos objetivos europeos a plantearse en nuestro camino hacia el modelo energético futuro.

En este sentido, cabe mencionar la propuesta de la Comisión Europea del pasado 22 de enero, en la que se presentaron los objetivos en materia energética y climática para una economía europea competitiva, segura y con bajo contenido en carbono para dicho horizonte.

En concreto, la Comunicación incluye, entre otros aspectos, un objetivo de reducción de los Gases Efecto Invernadero (GEI) del 40% (respecto a niveles de 1990) y una cuota de energías renovables del 27% para la Unión Europea, sin metasindividualesparalosEstadosmiembros.Enrelaciónconlaeficienciaener-gética,posponelarevisióndelaDirectivadeEficienciahastafinalesdeesteaño.

Otros aspectos importantes a resaltar son los relativos a la reforma del sis-tema europeo de comercio de derechos de emisión de CO2 y el nuevo sistema de gobernanza basado en planes nacionales.

Enestedebate,yenlasdecisionesfinalesquesetomen,nopuededejarsetam-poco de lado lo que está ocurriendo en los demás países de nuestro entorno en rela-ción a la producción de recursos no convencionales, o a los precios de la energía y a



suinfluenciaenlacompetitividadindustrial,entreotrosaspectos.Dehecho,estetemaparece haber estado muy presente en la propuesta de la Unión Europea del pasado enero, la cual se acompaña de un informe sobre precios de la energía en Europa que analiza y compara los mismos con los de sus principales socios comerciales.

La sostenibilidad ambiental debe también jugar un papel fundamental, pero las decisiones que se tomen a futuro han de tener un impacto positivo en nuestras economías, en las industrias nacionales y en la creación de puestos de trabajo.

Y esto es aún una prioridad, teniendo en cuenta que la acción de la Unión en solitarionoessuficienteparaalcanzarelobjetivodemantenerelaumentodelatemperatura global por debajo de los 2ºC con respecto a los niveles preindustriales. Es importante reseñar que Europa solo es responsable de un 12% de las emisiones de CO2, por lo que también será necesario realizar importantes esfuerzos políticos en el resto de países para alcanzar un acuerdo global en 2015.

El último aspecto al que me gustaría referirme relacionado con el ámbito europeo es el de la Estrategia Europea 2020 en materia de I+D+i, especialmente procedente en el contexto de esta publicación, titulada Innovación y sostenibilidad energética.

La Comisión Europea, como continuación al Séptimo Programa Marco, ha presentado el programa que le dará continuidad para el periodo 2014-2020, Hori-zon 2020, que será clave en la aplicación de la Unión por la Innovación, para un crecimiento inteligente, sostenible e integrador.

El nuevo programa reunirá en un solo paquete todos los fondos europeos desti-nados a la investigación y la innovación, con unas reglas iguales para todos los que participen.Asimismo,proporcionaráfinanciaciónentodaslasetapasdelprocesode innovación, incrementado sustancialmente sus dotaciones, y con una orientación mayor hacia soluciones más cercanas al mercado. Se complementará con nuevas medidasquepermitandefinirelEspacioEuropeodeInvestigaciónen2014,paracrear un mercado único del conocimiento, la investigación y la innovación.

Sin duda, esta cuestión tendrá una gran repercusión en cómo Europa en su conjunto alcance los objetivos comentados con el nivel adecuado de competitivi-dad de nuestras economías.

4. Situación energética española

En el contexto descrito, veamos ahora cuál es la situación energética espa-ñola, su problemática actual y los retos a los que se enfrenta.

En 2013, a pesar de la mejora en el último trimestre, continuó la desacele-ración económica de nuestro país, de la que llevamos siendo testigos cerca ya de siete años y que tanta repercusión tiene en las actividades energéticas.



Adicionalmente, España tuvo en 2012 una dependencia energética del 70,8%, muy superior a la de la media de la Unión Europea, que ronda el 50%, si bien no han existido problemas de suministro en los últimos años. Esta situación supone un riesgo en materia de seguridad de abastecimiento y una vulnerabilidad frente a terceros países cuyas iniciativas, en ocasiones, son difícilmente previsibles y están en constante transformación.

Un aspecto a destacar a este respecto es el actual debate que existe en nuestro país sobre la conveniencia o no de la exploración de recursos de hidrocarburos pro-pios.Enestesentido,lamayoríadelospaísesnodudadelosbeneficiosqueestopuede suponer ni renuncian a ellos.

Otrade lasgrandesdificultadesdeEspañaesquecontinúasiendounaislaenergética, con unos bajos niveles de interconexión con el norte de Europa, sobre todo en materia de electricidad. En el gas se ha avanzado sustancialmente en los últimos años, pero una mayor integración de nuestro país en el Mercado Interior de la Energía exige también un incremento de interconexiones físicas.

Destacaré a continuación los aspectos más relevantes en los diferentes ámbi-tos del sector:

– En el ámbito del petróleo, indudablemente una de las grandes preocupa-cionesdel sectorestá relacionadaconel refino.Elprincipal retodesdehace varios años es mantener la competitividad de esta industria europea frente a otras regiones geográficas, en las que o bien los requerimien-tosambientalessonmenosexigentesobiengozandeventajasfiscalesoambientales.

En España, en los últimos años, se han realizado esfuerzos económicos muy importantes que han permitido que la producción se adapte a los cam-bios de la demanda y de los productos. En este sentido, cabe mencionar, además, que a partir de 2012 se produjo un cambio estructural muy impor-tante, convirtiéndose España en un país exportador neto de gasóleo.

– En el ámbito de la electricidad, probablemente el actual es un momento de enorme relevancia.

En 2013 la demanda de energía eléctrica registró su tercera caída anual consecutiva, un 2,1% respecto a 20121.Estedescensodelademandadifi-culta la estabilidad económica del sistema y hace muy difícil acabar con eldéficiteléctrico.Además,estadisminucióncontribuyealasobrecapa-cidaddelsistemayañadeunadificultadadicionalimportanteparagaran-tizar la recuperación de las inversiones realizadas en todos los ámbitos del sector.

1. Todos los datos de electricidad relativos a 2013, están extraídos del avance del Informe 2013-REE.



Por lo demás, tenemos unos precios de la energía de los más caros de Europa, con unos costes del mercado mayorista de generación en la media europea, y unas primas al régimen especial de cerca de 10.000 millones de euros anuales. Esto ha generado un desequilibrio económico importante y unadificultadparaelcorrectofuncionamientodelmercado, teniendoencuenta además que el 47% de la energía estuvo subvencionado o con prio-ridad de despacho.

El Gobierno, consciente de esta problemática, está poniendo en marcha unalargaseriedeactuacionesconelobjetivoprincipaldeponerfinaestasituación(conundéficitacumuladodecercade30.000millonesdeeuros)y equilibrar económicamente el sistema. Esperamos que se logre el obje-tivo.

Sin duda, la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico de 26 de diciembre, que sus-tituye a la Ley del año 97, es el máximo exponente de esta batería norma-tiva, que se está desarrollando a través de una serie de Reales Decretos y que supondrá grandes cambios respecto al funcionamiento del sistema en los últimos años.

El centro de los debates sobre la reforma eléctrica está en la necesidad dedefinirunapolíticaenergéticacoordinadaconlapolíticaeconómicayfiscalnacional;endisponerdeunaregulaciónestableypredeciblequelaacompañe, para cuya elaboración se cuente con una participación efectiva y un diálogo con los agentes, y en la necesidad de un correcto funciona-miento del mercado. Estos elementos han constituido el centro de los deba-tes que sobre la reforma eléctrica han tenido lugar en los últimos meses y cuyo desarrollo iremos siguiendo a lo largo de los próximos.

En lo que respecta a la situación actual de otros recursos energéticos como el carbón, 2013 se cerró con una participación de este hidrocarburo en la generación eléctrica del 14,6%, cinco puntos por debajo del porcen-taje alcanzado en 2012, estando una parte importante de ella subsidiada. El Nuevo Marco de Actuación para la minería del carbón y las comarcas mineras para el periodo 2013-2018, a través del nuevo Plan del Carbón que está actualmente en discusión con Bruselas, garantiza, entre otras medidas, un 7,5% de producción de energía eléctrica a partir del carbón nacional hasta 2018.

– Por otro lado, el mix energético español va a continuar con la participación de la energía nuclear. En 2013, su contribución en el mix eléctrico fue de un 21% y actualmente se mantiene el debate sobre la continuación de Santa María de Garoña.

– En relación con las tecnologías renovables, en 2013 alcanzó más del 42% de la cobertura de la demanda eléctrica. En este ámbito, la eólica, con un



21,1% de participación en el mix eléctrico, según Red Eléctrica, constituyó la primera fuente de electricidad en España. El pasado año 2013 asistimos a una reducción y a un cambio de retribución de las energías renovables, desde un sistema de apoyo a la producción, a uno de apoyo a la inversión.

– La situación en el ámbito del gas tuvo mucho que ver con la evolución del sector eléctrico. La previsión de demanda para 2013 fue un 8% inferior a 20122, y la demanda de gas para producir electricidad cayó un 33%. El fun-cionamiento de los ciclos combinados continuó su descenso durante el año pasado, y estos constituyeron solo un 10% de la aportación a la cobertura de demanda eléctrica, cuando en 2010 había sido superior al 21%.

De otra parte, según las previsiones, la demanda convencional de gas cayó cerca de un 0,6%, si bien el número de clientes siguió creciendo gracias a las importantes inversiones que se han estado realizando en los últimos años. Debemos destacar que la penetración de gas en España alcanza solo el 28%, mientras que la media europea se sitúa en torno al 50%3, lo cual da un margen importante de crecimiento a esta fuente energética.

Otroaspectodestacableeselrelativoaldéficitdetarifaenelámbitodelgas y la reforma del sector gasista que el Gobierno ha anunciado en los próximos meses para resolverlo. No debemos perder de vista que se trata deundéficitcoyuntural,dealrededorde400millonesdeeuros,quedistamuchodeldéficiteléctricoque,comodecíaanteriormente,seacercaalos30.000 millones.

5. Algunos puntos clave para superar los retos españoles

Como acabamos de ver, en lo referente a la situación energética española, al igual que en el ámbito internacional, estamos en un tiempo de incertidumbre. Esta incertidumbre está afectando a los modelos económicos establecidos para los sis-temas eléctricos, gasistas y petroleros.

Enestemomentoclave,enespecialconlanuevadefinicióndeobjetivosmásallá del 2020, que para el sector energético es una fecha que está ya aquí, el tema crucial es cómo nos enfrentaremos a los cambios que se producirán en el ámbito energéticofuturo:dequémanerainfluiránlastecnologíasdelainformaciónylacomunicaciónaplicadasa lasredeseléctricas;quépapel jugaránlas tecnologíasde captura, transporte y almacenamiento de CO2 en la reducción de emisiones deefectoinvernadero;cómoevolucionarálageneracióndistribuida;cuálseráelfuturo de la producción de combustibles fósiles convencionales y no convencio-

2. Presentación de Sedigas para el Balance Energético 2012 y Perspectivas 2013 de Enerclub.3. Carta de Antoni Peris, Presidente de Sedigas, de la Revista Gas Actual (Sedigas) de octu-

bre-diciembre 2013.



nalesennuestropaís;quépreciostendránelCO2 o las materias primas, y cómo encajan económicamente estos factores, de manera que contemos con un precio de la energía que nos permita competir en un mercado global.

Ante estas incertidumbres que se nos presentan, debemos establecer bases sóli-das para construir un modelo energético adecuado en España, en el que sin duda será necesario contar con una serie de elementos que aportarán estabilidad al sistema.

Bajo mi punto de vista, algunos de los puntos clave imprescindibles para superar estos retos son:

– Un marco regulatorio que proporcione certidumbre, seguridad jurídica y estabilidad, en el que el inversor sea capaz de materializar sus expectativas de retorno.

– Una estructura energética estable que no excluya ninguna tecnología, pero que debe tener en cuenta la contribución de cada una de ellas a los criterios deeficienciaeconómica,seguridaddesuministroyemisionesdeCO2.

– Un empeño político y económico claro, a nivel europeo y de países, para lograr la consecución del Mercado Interior de la Energía y la integración completa de nuestro país en el mismo.

– Una mejor coordinación, diálogo, debate y acuerdo entre todos los actores del sector, incluyendo la Administración, el regulador, las empresas, los centros tecnológicos y de investigación, las universidades y el consumidor.

– Un mayor esfuerzo en materia de comunicación, que permita al usuario finaltenerfácilaccesoainformaciónobjetivadelsectoryconocerlareali-dad de la energía en nuestro país.

– Una revisión y clarificación de todo el conjunto económico, especialmente en el área fiscal.

– Y, por supuesto, es fundamental contar con una política adecuada de apoyo en materia de innovación y tecnología. Este aspecto constituye un ele-mento básico para relanzar nuestra economía a largo plazo y alcanzar un modelo energético seguro, sostenible y competitivo.

El fomento de la investigación, el desarrollo y la innovación, la coordinación de las actividades de todos nuestros centros tecnológicos, la búsqueda de la exce-lencia en la formación de nuestros investigadores y técnicos, la robustez del nexo, universidad-empresa-mercado, y el apoyo de la regulación hacia las inversiones innovadoras, resulta más que fundamental, imprescindible.

De nada sirve que los proyectos de investigación se queden en proyectos si no cuentan con las facilidades necesarias y el know how para la comercialización de las soluciones que pueden servir para una mejora del modelo energético. Este, sin duda, es un aspecto a tener muy en cuenta y que debe contar con el apoyo necesario.


PARTE I

EL SECTOR ENERGÉTICO: INNOVACIÓN Y DESARROLLO TECNOLÓGICO


2. OTRA MIRADA AL HORIZONTE 2020 DESDE LA PERSPECTIVA DEL REGULADOR

2OTRA MIRADA AL HORIZONTE 2020

DESDE LA PERSPECTIVA DEL REGULADOR

JOHN MOGGPresidente de los Reguladores Energéticos de la Unión Europea (CEER)

Presidente de la Junta de Reguladores (The Agency) Presidente de la Confederación Internacional de los Reguladores Energéticos (ICER)

Asesor Especial del Presidente (Ofgem)

1. Introducción: ¿en qué punto estamos en el establecimiento de un mercado interior de la energía?

LosjefesdeEstadoydeGobiernodelaUniónEuropeafijaroncomoobjetivopara el 2014 la consecución del mercado interior de la energía. Este plazo innega-blemente ambicioso se estableció en un contexto complicado de profundos cambios tecnológicos, de dudas sobre la seguridad del suministro y la competitividad de la Unión Europea, y de grandes miedos en relación con el medio ambiente, que habían requerido el establecimiento de objetivos en toda la Unión para la reducción de las emisiones de carbono. Aunque los reguladores energéticos no sean legisladores, sí que pueden y deben dar consejo a las instituciones y a sus propios gobiernos en el momento en que las propuestas legislativas se estén preparando. Además, los regu-ladorestambiénpuedenidentificardentrodesuámbitoderesponsabilidadaquellosaspectosenlosquepuedencontribuir–amimododever,demanerasignificativa–para llevar a cabo las directrices políticas acordadas por la Unión Europea.

Estas páginas pretenden abordar los principales retos a los que hacen frente los reguladores y su respuesta a escala europea, a la luz de las recientes iniciativas de la Comisión Europea. Considerando la complejidad y las incertidumbres con las que se encuentran las empresas y los inversores, este documento subraya la importancia de la estabilidad tanto de las políticas como de las estructuras y del marco regulato-rio,asícomolasignificativacontribuciónquelosreguladorespuedenrealizar.

2. Iniciativas políticas recientes de la Comisión Europea

Las diferentes iniciativas de las sucesivas legislaturas (desde las primeras directivas sobre energía al Tercer Paquete Energético en 2009) han buscado diri-


JOHN MOGG32

gir las políticas energéticas hacia un enfoque más orientado al mercado. La última iniciativa (el Tercer Paquete) es, sin duda, el conjunto de medidas legislativas más importante, a pesar de que los Estados miembros no hayan concluido su imple-mentación. A partir de este paquete de medidas se estableció la Agencia de Coo-peración de los Reguladores de la Energía (ACER, por sus siglas en inglés) y se fijaronnormasestrictasparalaestructuradelasempresasenergéticasenunfuturo.Incluso en el momento en el que estas medidas se empezaron a implementar, ya seestabanfijandolosobjetivosambientales20/20/20,loscualesbuscabanreducirlasemisionesdecarbonoyaumentarlaeficienciaenergéticaparaelaño2020.Porun lado, el reciente Libro Verde de la Comisión Europea estableció un marco 2030 para las políticas climáticas y energéticas de la Unión Europea para potenciar el objetivo de descarbonización y, por otro lado, la Hoja de Ruta de la Energía para 2050identificóelcaminoaseguirparaconseguirunareduccióndelasemisionesde carbono aún mayor (una reducción del 80% respecto a los niveles de 1990, con niveles intermedios del 40% en 2030 y del 60% en 2040).

A principios de este año la Comisión Europea publicó sus objetivos en rela-ción con las políticas climáticas y energéticas para 2030, diseñadas para alcanzar una economía competitiva, segura y baja en carbono. El Consejo Europeo presen-tarásusprimerasimpresionesafinalesdemarzo.Demaneraresumida,estasmedi-das establecen un objetivo vinculante de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030, y que dicha reducción de las emisiones sea del 40% conrespectoalosnivelesde1990entodoslossectoresdelaUniónEuropea;unobjetivo vinculante en materia de energías renovables a escala europea para lle-garalmenosal27%en2030;unarevisióndeladirectivaenmateriadeeficienciaenergéticaquedebefinalizareste2014;unareformadelrégimendecomerciodederechos de emisión (RCDE) para crear una reserva de estabilidad del mercado que se pondrá en marcha a comienzos del próximo periodo de comercio de dere-chosdeemisión(2021),conlafinalidaddegestionarlosexcedentesdederechosde emisión y mejorar la resistencia del sistema ante perturbaciones importantes adaptando de manera automática la oferta de derechos de emisión en subasta, y una propuesta para establecer un nuevo sistema de gobernanza basado en planes nacionales para una energía competitiva, segura y sostenible (estos planes se ela-borarán con arreglo a un enfoque común para garantizar una mayor seguridad a los inversores y una mayor transparencia). La Comisión también propuso establecer indicadores clave armonizados para que sirviesen como base para futuros debates políticos dentro de la propia Unión Europea o con otros socios comerciales.

3. El papel de los reguladores

Es importante que los gobiernos y las organizaciones internacionales trabajen para hacer frente a la gran variedad de retos políticos existentes en la Unión Euro-


2. OTRA MIRADA AL HORIZONTE 2020 DESDE LA PERSPECTIVA DEL REGULADOR 33

pea y, en muchos casos, en el mundo en general. Sin embargo, los reguladores no pueden permitirse el lujo de mantenerse al margen de la política. ¿En qué aspectos los reguladores podemos contribuir, ya sea ofreciendo informaciones y análisis, aportando datos y explicaciones a los legisladores durante sus deliberaciones o actuando a escala nacional e internacional? Aquí se presentan algunos de los pun-tos relevantes que indican los ámbitos de preocupación de los reguladores, aunque sin duda se podrían citar muchos más:

– ¿Cuáles son las cuotas de la futura combinación energética, y especialmente delgasydelosprocesosdeelectrificaciónaescalanacionalyeuropea?(se están desarrollando nuevas tecnologías que seguramente cambiarán la situación actual).

– A medida que la generación de energía renovable aumenta, ¿cómo se podrá gestionarsunaturaleza(noprogramableyavecesinflexible)paragaranti-zar la seguridad del suministro?

– ¿Qué implicaciones tiene el crecimiento de las redes inteligentes y la posi-bilidad de generación de energía conectada a la red de distribución, espe-cialmente en cuanto al control activo de las redes de distribución y al papel futuro de las empresas distribuidoras?

– Con la creciente dependencia de los sistemas basados en la tecnología para las redes, tanto en el caso de los negocios como de los hogares, ¿cómo se puede gestionar la seguridad de la red para garantizar el suministro?

– El gran volumen de datos que se genera suscita grandes preguntas (y preo-cupaciones) sobre su protección y gestión.

– Los nuevos actores (ya no únicamente las empresas energéticas) tendrán un mayor impacto (por ejemplo almacenamiento de electricidad, vehículos eléctricos y gestión de datos).

– ¿En qué medida cambiará el papel de los consumidores (como prosumido-res –consumidores y productores– y compradores de consumos energéti-cos agregados) y qué efecto tendrá este cambio para la protección de los consumidores y su empoderamiento?

Estas preocupaciones implican que los reguladores independientes tie-nenunpapel importantea jugarparadarmayorestabilidadyconfianza tantoa los usuarios como a la comunidad inversora. Los cambios necesarios debe-rían evaluarse objetivamente (y ser consultados) para que no recaigan sobre las partesmásvulnerables.Sinembargo,existeelriesgodequeestasreflexionesseandemasiadoespecíficasysetrabajeconunavisiónacortoplazo.Porestemotivo, en la Unión Europea los reguladores recientemente hemos decidido que deberíamos trabajar para preparar una revisión estratégica más holística y a largo plazo.


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Al preparar esta estrategia a largo plazo, a diferencia de los gobiernos y la Comisión, hemos establecido un horizonte de tiempo más cercano en nuestras reflexiones.Nuestroenfoqueeshacerunarevisiónpasadaunaprimeradécada,del2014 al 2025. Elegimos como punto de partida el 2014 porque es una fecha deci-siva para la Unión Europea, ya que los jefes de Estado y de Gobierno eligieron esta fecha para la consecución del mercado interior de la energía. Y elegimos el 2025 porqueofreceunplazodetiemposuficientementeamplio(aunquecrucialenlosdebatesdel2020/2030),yalmismotiempoesunafechasuficientementecercanaque nos permite hacer un debate más concreto. Consideramos que elegir una fecha más allá del horizonte del 2025 supondría que los planteamientos que hiciésemos y las conclusiones que sacásemos serían más inciertas.

4. El puente hacia el 2025

Consideramos que esta próxima década es crucial, y la vemos especialmente como «un puente hacia el 2025» (de ahí el título de nuestra revisión de las polí-ticas). En primavera de 2014 organizaremos una consulta que durará seis sema-nas para saber qué opinan las diferentes partes implicadas sobre los cambios que nosotros hemos detectado que ocurrirán durante la próxima década, sobre la eva-luación que hemos realizado del impacto que dichos cambios tendrán en el mer-cado, y para conocer sus opiniones sobre lo que consideran que los reguladores deberíamos hacer. También organizaremos diferentes talleres consultivos para que puedan tomar parte del proceso todos los participantes potenciales: consumidores, empresas distribuidoras y otros reguladores. Analizaremos cómo nuestro marco regulatoriodebemodificarseparagarantizarqueseasólidoperoalavezsuficien-tementeflexibleparapoderadaptarserápidamenteaunentornoenconstanteevo-lución.Asimismo,revisaremoslaeficaciadelasdirectricesadoptadasencuantoala gobernanza introducidas mediante el Tercer Paquete Energético.

En cuanto a este documento de consulta, nuestra idea es dividirlo en cuatro ocincoseccionesanalíticas:paralossectoresdelgasydelaelectricidad;desdelaperspectivadelconsumidor/prosumidor;cómolosoperadoresdelsistemadedis-tribución deberían adaptar sus actuaciones, y las futuras medidas en relación con la gobernanza. En cuanto a los talleres consultivos que tenemos previsto organizar dirigidos a las partes interesadas, serán similares a la sesión de «preconsulta» que se celebró en diciembre de 2013 en nuestra nueva sede de la energía en Bruselas. Finalmente,esperamospoderextraerlasconclusionesfinalesaprincipiosdeotoñode 2014.

El reto de la próxima década para todos los agentes es enorme, aunque tam-bién es emocionante. «El puente hacia el 2025» es la contribución de los regu-ladores en un momento de profundos cambios políticos en el seno de la Unión Europea (incluyendo este año una nueva Comisión Europea y un nuevo Parla-


2. OTRA MIRADA AL HORIZONTE 2020 DESDE LA PERSPECTIVA DEL REGULADOR 35

mento). Espero sinceramente que se consideren nuestros esfuerzos como una con-tribución informada, equilibrada y, sobre todo, constructiva al gran debate. Y ya puedoidentificaralgunasáreasenlasquepuedensurgirrecomendacionesclarasde los reguladores de la Unión Europea.

Enprimerlugar,debemosreconocerlanecesidaddeunamayorflexibilidaden el funcionamiento de nuestras redes de distribución, así como en la manera en la que todos los agentes del mercado explotan nuevas oportunidades, para aportar beneficiosrealesalosconsumidores.Enestarevolución,nosotros,entantoquereguladores, debemos garantizar que existan señales de precios adecuadas para recompensar especialmente el suministro flexible de la generación.Asimismo,debemos eliminar las barreras regulatorias a las nuevas tecnologías y a los nuevos serviciosydebemosencontrarmanerasdehacer frentea la crecientedificultadpara predecir la oferta y la demanda. También debemos facilitar información rele-vante para enriquecer el debate más amplio sobre el uso actual de las subvenciones (especialmente a las renovables) y las ayudas públicas que aportan los diferentes Estados miembros.

En segundo lugar, es necesario que nos centremos en una demanda más inte-ligente, una vez más eliminando barreras, animando e incentivando las inversiones en tecnología inteligente y facilitando la innovación. Sin duda, esto requerirá un análisis minucioso del marco global de los reguladores.

En tercer lugar, nosotros, en tanto que reguladores, después del Tercer Paquete Energético, debemos hacer todo lo que esté en nuestras manos para favo-recer la competencia, incentivando acuerdos tecnológicos neutrales en los merca-dos mayoristas adecuados del gas y la electricidad.

En cuarto lugar, en relación con los consumidores, debemos actualizar el Paquete para el Consumidor 2020 (originariamente acordado hace un par de años con el BEUC, la organización de consumidores de la Unión Europea). Los con-sumidores deben poder participar de manera más activa en el mercado, al mismo tiempo que se asegura una mayor protección para ellos y su participación en el debate energético más amplio.

Y,finalmente,laexperiencianoshadadoalosreguladoresunaideadecuálesson las directrices que han funcionado y cuáles no. Por este motivo, ya podemos detectar algunas debilidades en la estructura que requerirán toda nuestra atención y la atención de la Comisión Europea.

A pesar de ser un año de cambios profundos, 2014 también amenaza con ser un año de preparación para la toma de decisiones, unas decisiones que a veces requerirán acciones del Parlamento y de la Comisión Europea. ¿Significa estoparálisis o estancamiento en 2014 en la toma de decisiones? ¡Difícilmente lo pode-mos sentir así los reguladores de la energía europeos!


3. INNOVACIÓN EN EL SECTOR ENERGÉTICO: RETO PARA LAS POLÍTICAS PÚBLICAS

3INNOVACIÓN EN EL SECTOR ENERGÉTICO:

RETO PARA LAS POLÍTICAS PÚBLICAS

LAURA DÍAZ ANADÓNProfesora Asistente de Políticas Públicas

Directora Asociada-Programa de Ciencia, Tecnología y Políticas Públicas Harvard University, John F. Kenedy School of Government

1. Introducción

Las primeras líneas han de ser para agradecer y para anticipar el contenido de estas páginas.

Agradezco a la doctora Costa y a FUNSEAM la oportunidad de participar en un foro ya tan importante del sector energético, y no solo a escala española.

La exposición que sigue puede agruparse en cuatro epígrafes: para comenzar, una noticia de la actividad del Grupo de Ciencia, Tecnología y Políticas Públicas enlaEscueladeGobiernodelaUniversidaddeHarvard;luego,unapuntedelosretosdelainnovaciónelsectorenergético;después,unareflexiónsobreelpapelde los gobiernos y del sector privado, tomando como referencia tres ejemplos de la experienciaenEstadosUnidos;finalmente,cerraréestasbrevespáginasconunasconsideraciones epilogales.

2. El Grupo de Harvard

El Grupo de Investigación de Ciencias y Políticas Públicas en Harvard (cuadro 1) aborda el estudio del papel que la ciencia y la tecnología tienen en el desarrollo de políticas públicas, en un doble sentido: cómo deberían responder las políticas públicasalainnovacióncientíficaytecnológica,ytambiénlocontrario,cuáleselimpacto que las políticas públicas pueden tener en este desarrollo de la innovación. Dos razones, a su vez, fundamentan ese planteamiento: una, que las políticas públi-cas pueden mejorar la contribución de la ciencia y la tecnología (hay muchísimos ejemplostecnológicosycientíficosquepuedencontribuirasolucionarproblemasde lasociedad);otra,queestaspolíticaspuedenayudaramitigaralgunosde losimpactosquenonosesperamosdeldesarrollocientíficoytecnológico.


LAURA DÍAZ ANADÓN38

Cuatro áreas principales cubren estos estudios:

– Energía y medioambiente.– Tecnología de comunicación e información.– Seguridad nacional.– Desarrollo internacional.

Cuadro 1.– El grupo de investigación Energy Technology Innovation Policy (ETIP) y el programa en Ciencia, Tecnología y Políticas Públicas (STPP)

● Centro de investigación y divulgación en la Universidad de Harvard dedicado al el estudio del papel de la ciencia y la tecnología (CyT) en la sociedad.

– Impactodeavancescientíficosytecnológicosenpolíticaspúblicas.– Impacto de políticas públicas en el desarrollo de la CyT.

● Las políticas públicas (PP) pueden mejorar la contribución de la CyT y reducir sus posibles impactos negativos PP↔ CyT.

● Areas principales de estudio:

– Energía y medioambiente (por ej., agua) ETIP.– Tecnologías de la comunicación e información.– Seguridad nacional.– Desarrollo internacional.

● 30 investigadores, 23 asociados, 4 profesores, y estudiantes.● Enfoque actual: Estados Unidos, China, India, Oriente Medio, Alemania y

Gran Bretaña.

3. Energía e innovación. Retos y dificultades

Laenergíaes,sinduda,eldesafíomásimportanteenestesigloXXI(gráfico1), porque se va a necesitar producir más energía y al mismo tiempo reducir el impactoambiental,mejorarlaeficienciaeconómicay todolorelacionadoconlaseguridad nacional, al tiempo que contribuir a la reducción de la pobreza. Todavía hay 1.500 millones de personas que no tienen acceso a electricidad y 2.500 que están cocinando con biomasa (lo que quiere decir que hay mucha gente que está sufriendo los impactos negativos de esa polución o contaminación interna).


3. INNOVACIÓN EN EL SECTOR ENERGÉTICO: RETO PARA LAS POLÍTICAS PÚBLICAS 39

GráfiCo 1.–Energía: el gran reto del siglo XXI

El mundo necesita seguir produciendo más y más energía para contribuir al desarrollo económico de las naciones, al mismo tiempo:

● reduciendosignificativamentelacontaminación,especialmentelasemisionesde CO2quecontribuyenalcambioclimático→Impacto medioambiental

● reduciendo la dependencia en los combustibles fósiles, concentrados en algu-nas de las regiones más inestables del mundo e incrementando las exporta-cionesenelmercadoglobaldeenergíaslimpias→Impacto económico

● reduciendoelriesgodeconflictomilitarynuclear,yalmismotiempoladependenciaencombustiblesimportados→Impacto en la seguridad

● creando acceso a recursos energéticos para mejorar la calidad de vida de miles de millones de personas que no tienen acceso a fuentes de energía ‘modernas’→Impacto en la reducción de la pobreza

Estos retos sólo son superables con mejores y nuevas tecnologías energéticasLa cuestión es cuál es el papel más apropiado para los gobiernos

Y bien, todos estos objetivos solo se van a poder alcanzar con innovación tecnológica. En esto hay un consenso total: los estudios académicos coinciden en señalar que si no hay innovación y mejora tecnológica, no se va a poder conseguir, aunque hay discrepancias a la hora de pronunciarse sobre el papel de los gobiernos, una cuestión desde luego crucial.

¿Qué es la innovación? Hace treinta años se creía que la innovación era un procesomuylineal(gráfico2);siteníamoslaspersonasenellaboratorio,tendría-mos innovación y desarrollo, después demostración a escala y después la difusión. Hoy, en cambio, sabemos que es un proceso muchísimo más complicado, y que haymúltiplesconexionesentredistintasfasesypluralesactores(gráfico3):pro-cesos que están en fase de demostración comercial, vuelta al laboratorio de cosas que están ya en el mercado, etc., etc., en un todo muy integrado con muchísimas personas e instituciones que juegan un papel importante, desde los gobiernos a losconsumidores,pasandoporfirmasfinanciadorasyorganismosinternacionales.

Dado que la innovación es, pues, un proceso largo y complejo necesita altas dosisdecoordinación.Yhaymuchosfactoresqueestándificultandoquelainver-sión actual en innovación en energía sea menor que la óptima. El primero, y esto es común a todas las tecnologías, es el carácter público del conocimiento: si una empresa invierteen I+D,ella solanovaa recoger todos losbeneficiosdeesas



inversiones. También han de considerarse las externalidades medioambientales. Finalmente, fallos de información, sobre todo en el lado de la demanda: los consu-midoresmuchasvecesnosabencuáleselperfildeconsumoenergéticodelatec-nología que están comprando.

GráfiCo 2.–Definiendo la innovación (I)

● La innovación va más allá del I+D● Inicialmente se creía que era un proceso lineal● Ahora sabemos que es un proceso muy integrado y complejo● En la innovación participan una multiplicidad de actores

Fuente: ConChado, anadón y Linares (2012), adaptación del Global Energy Assessment, KM24 (2012).

GráfiCo 3.–Definiendo la innovación (II)

● Inicialmente se creía que era un proceso lineal● Ahora sabemos que es un proceso muy integrado y complejo● En la innovación participan una multiplicidad de actores● La innovación va más allá del I+D

Fuente: ConChado, anadón y Linares (2012), adaptación del Global Energy Assessment, KM24 (2012).

Pero existen también otras barreras. Hay barreras de estructura de mercado, condificultadesavecesparanuevosactores;cuandosedesarrollalaregulación,con frecuencia se prima a los actores que ya están en el mercado. Carencias, por otra parte, de infraestructuras, en particular de centros de investigación. Asímismo, carencias institucionales, conexión entre investigación básica e investigación apli-cada, interacción entre los distintos actores. Y luego las barreras relacionadas con lacapacidaddelpaís,financieraodecompetencias.

Además de los fallos del mercado mencionados y de esas otras barreras, quiero aludir también al que conocemos como «el valle de la muerte». Con él se



trata de llamar la atención acerca del desfase que en el proceso de innovación se produce entre la disponibilidad de la inversión pública –fundamental en las prime-ras fases de la investigación– y los sucesivos aportes de la inversión privada, con-forme va progresando el desarrollo de la nueva tecnología. El valle of death, al que en la Harvard Kennedy Scholl le estamos dedicando especial atención.

Enfin,cabríareferirsetambién,enestasumariarelaciónderetosydificultadesque ha de afrontar la inversión en innovación en el campo de la energía, a otra serie de circunstancias, comenzando por la falta de concienciación en los políticos y, en general, en la opinión pública acerca de la necesidad de invertir, y de invertir a largo plazo, y bien sabemos que en el sector energético las inversiones son de vida larga, sobre todo en generación. Con el resultado de que la intensidad de inversión en I+D en el sector privado, limitado no solo a las eléctricas, mineras y petroleras, es baja y la de los gobiernos es relativamente baja también, comparado con otros sectores.

4. El papel de los gobiernos y el sector privado. Algunos ejemplos¿Cuál ha de ser el papel de los gobiernos? Conviene a este respecto separar los

tipos de políticas: las de apoyo tecnológico, o technology push, y las de creación del mercado, o market pull.Elgráfico4ofreceunaclasificaciónútilparaverunpocodónde situar las inversiones en I+D o las cooperaciones público-privadas para la investigación y el desarrollo, y dónde las políticas basadas más en temas de subsidios o en avales, propiedad intelectual, o basadas en estándares y las de cambio climático.

GráfiCo 4.–Políticas que afectan la innovación en energía

Fuente: ConChado, anadon y Linares (2012), adaptación de Mowery and rosenberG (1979);ydeanadon and hoLdren (2009).



Oportuno resultará en este punto referirse a tres innovaciones tecnológicas que han tenido un gran impacto en Estados Unidos, primero, y después en gran parte del mundo.

– La primera es la del gas metano. Esta tecnología surgió de una colabora-ción muy fuerte público-privada, inversiones en I+D y un subsidio que duró bastante tiempo pero que se fue ajustando. Inversiones del Departamento de la Energía en Estados Unidos, y el Gas Research Institute, un instituto de investigacióndirigidoporunconsorciodeempresasprivadasquesefinan-ciaba con una prima que se pagaba por el transporte de gas entre distintos Estados. Con un presupuesto bastante constante y presupuestos aprobados por el regulador eléctrico de Estados Unidos, durante veinte años se invirtió en estas tecnologías para extraer gas metano de carbón. Una extracción que al principio se creía que económicamente no sería viable, pero que en 2012 ya contribuía un 8% en la producción de gas de Estados Unidos. Y bien, el subsidio al que se ha hecho referencia, acabó eliminándose, cuando, pasa-dos veinte años, se consideró que ya no era necesario.

– Una historia muy parecida es la historia del gas de esquisto o gas shale de Estados Unidos. En el año 2000 su contribución a la producción de gas era irrelevante, pero doce o trece años más tarde ya aporta un 34% de la producción de Estados Unidos y un 15% de la de Canadá. Aunque su exis-tencia se conocía desde hace setenta años, no había manera de extraerlo de una manera económicamente viable. ¿Qué pasó? Lo mismo que en el caso anterior:elGasResearchInstitute,financiadoconunaprimaaltransporteinterestatal de gas por tuberías y contando con la colaboración del Depar-tamento de la Energía, aunque siempre guiado por un consorcio de indus-trias, aportó doscientos millones de dólares al año de manera continuada, con el resultado de desarrollar unas técnicas básicas para poder extraer el gas de distintos tipos de reservas: core and fractographic analysis y electrical downhole well logging. Estudiosmuyrecientesconfirmanquela colaboración público-privada ha sido determinante en el desarrollo de estas tecnologías en Estados Unidos, y también aquí hubo una combina-ción de technology push y market pull, sin restarle mérito a los pioneros de la industria, emprendedores como George Mitchell, fundamentales al guiar y colaborar en esta investigación (cuadro 2).

– En tercer lugar, una breve mención al tema de las neveras, porque siempre es importante hablar de la demanda. La inversión del Departamento de la Ener-gía de los Estados Unidos y una colaboración con la industria consiguieron incrementar el volumen de las neveras al tiempo que su uso, reduciéndose el coste y la energía por unidad vendida. He aquí un ejemplo de una combina-ción bien planeada de políticas que contribuye a una reducción de precios, a una mejora de la performance,yaunareducciónenergética(gráfico5).



Cuadro 2.–El desarrollo de tecnologías para la extracción de gas de esquisto (fracking)

● El gas de esquisto contribuía a menos del 5% de la producción de gas en Estados Unidos en el 2005 y 34% en 2012.

● Su existencia se conocía desde hace unos 70 años.● FERC fundó el Gas Research Institute (GRI) con una prima al transporte

interestatal de gas por tuberías.

– Financió unos 200 millones/año de manera continuada.– Plan de inversión desarrollado por la industria y aprobado por FERC.

● Colaboración entre el GRI y el Departamento de la Energía (DOE).

– DOE analizó reservas y expandió el conocimiento sobre las redes de fracturas con el desarrollo de tecnologías de core and fractigraphic analysis y electrical downhole well logging.

● Apoyo market pullatravésdeunincentivofiscalestableparaelunconven-tional gas durante más de dos décadas.

● Pioneros de la industria (George Mitchell) fueron esenciales enfocando y colaborando con el GRI.

Fuente: National Research Council (2011).

¿Cuáles son algunos de los rasgos comunes de estas tres historias? Uno, la necesidad de coordinar distintos tipos de políticas, que el apoyo público combine el technology push con el market pull. Dos: que los retornos son muy difíciles de medir, pero toda la información de que se dispone es que los retornos son mayo-res que en otras inversiones, y un reciente estudio ha demostrado que la inversión del gobierno de Estados Unidos durante treinta años en seis programas de energía pagó el coste de todos los otros programas de investigación. Tres: que el sector público tiene mayor peso en las fases más tempranas, pero sigue siendo necesario muchas veces en fases posteriores. Cuatro: que la colaboración público-privada acaba siendo necesaria para acelerar el desarrollo tecnológico. Y cinco: que la esta-bilidad y predictibilidad en la regulación son decisivas.

Una doble observación adicional quizá no sea ociosa. Por una parte, que el esfuerzo inversor del sector público en Estados Unidos está subiendo desde hace ya varias décadas, aunque con no poca volatilidad según programas. Por otra, que ahí se está poniendo mucha atención no ya en cuánto se gasta sino en cómo se gasta, en cómoseestructuraelsistemadeapoyosinstitucionales;enlaeficienciadelgasto,dicho de otro modo, lo que remite al ámbito de la calidad institucional con objeto de conseguir mejoras en la productividad de los recursos que se invierten.



GráfiCo 5.–Neveras más eficientes: I+D público, colaboraciones público-privadas y estándares

Fuente: National Research Council (2001).

5. A modo de recapitulación

Juntoaloquecontieneelcuadro3,algunasconsideracionesfinalespuedenresultaroportunas.LainversiónglobalenI+Desinsuficienteyestoesproblemá-tico porque los retos del sector energético son muy grandes, pero también porque las oportunidades son enormes.

Haydificultadesquesedebenafallosdemercado,otrasquesedebenafallosinstitucionales o al no reconocimiento del valor de invertir en I+D a largo plazo (en los ejemplos expuestos las inversiones tardaron veinte o treinta años en recu-perarse).

Hay algunos componentes de historias de innovación que realmente pare-cen obvios. Son cosas que parecen muy obvias, aunque a nivel práctico no se hacen. La más importante: la cooperación público-privada. Los ejemplos toma-dos de Estados Unidos son elocuentes, pero también los ofrecen Alemania, Japón, Dinamarca, incluso África. Luego, la necesidad de combinar política energética y política de innovación de manera predecible. Y la conveniencia de coordinar el trabajo de los diversos departamentos implicados: en Estados Unidos ahora se está en proceso de intentar conjuntar mejor las respectivas tareas en este ámbito



del Departamento de Estado, el Departamento del Tesoro, el Departamento de Energía y el Departamento de Agricultura, lo que redundará en estabilidad, que es un componente decisivo.

Cuadro 3.–Reflexiones finales

● LainversiónenI+Denenergíaesinsuficientedadoslosretosglobalesylas oportunidades.

● Estados Unidos y los países emergentes están haciendo inversiones consi-derables.

– Y reformando las instituciones y los procesos de toma de decisiones.

● Algunos componentes de historias de innovación, que parecen lógicos pero que normalmente no se aplican:

– El sector privado y los gobiernos han tenido desde siempre un papel muy importante, no solo en Estados Unidos.

– Es necesario coordinar technology push y el market pull.– La estabilidad es esencial para crear inversión privada.– Es importante conectar investigación y aplicación y la colaboración

público-privada.


PARTE II

PROYECTOS INNOVADORES EN DESARROLLO


4. ENERGÍA SOLAR

4ENERGÍA SOLAR

ALFONSO NEBRERADirector General ACS Servicios, Comunicaciones y Energía

1. Introducción: aproximación a un líder mundial

ACS es el primer constructor de infraestructuras y servicios asociados del mundo occidental, y el primero también de los privados (hay tres empresas públi-cas chinas de mayor volumen).

Españasignificaalgomásdel15%denuestrosingresos,ylaproporciónesprevisible que continúe descendiendo a medida que crecemos más fuera (cuadro 1).

Cuadro 1. –Ventas por área geográfica

España € 5.975 mn 16%

Resto de Europa € 4.349 mn 11%

América del Norte € 10.493 mn 27%

Sudamérica € 1.807 mn 5%

Asia € 15.551 mn 40%

Otros € 223 mn 1%

Total Grupo ACS € 38.396 mn 100%

El Grupo ACS está integrado por más de mil empresas en todo el mundo, pero el área de negocio con mayor presencia en renovables es la de Servicios Industriales, donde se sitúa Cobra, que es la de mayor tamaño entre otras muchas empresas de reconocido prestigio en sus respectivos campos de actividad.

El Área de Servicios Industriales también ha tenido un gran crecimiento en exterior, en parte apoyado en nuestras capacidades y experiencia en renovables (cuadro 2).


ALFONSO NEBRERA50

Cuadro 2.–Expansión internacional

● ACS SCE ha mantenido un crecimiento sostenible a través de una diver-sificacióngeográficacontinuada,centradaprincipalmenteenLATAM,loque le ha permitido mantener sus cifras aun en tiempos de crisis econó-mica.

● El dinamismo de la estructura del grupo ha facilitado la rápida expansión internacional que se inició en 2010, y que ha hecho posible que la compa-ñía no solo compensara la caída de la producción local (–20%) sino que mantenga el crecimiento de sus operaciones en el extranjero.

● Desde 2010 el grupo está desplazando rápidamente la producción del mer-cado nacional al internacional:

– En 2010 la facturación internacional representaba un 32% del total.– En 2011 aumentó al 48%.– En 2012 ha alcanzado el 58%.

● Presencia del grupo en el mundo:

– España y otros 49 países de todos los continentes.– 41.462 empleados.

● Volumen de negocio por regiones:

– España: 42%.– Resto de Europa: 11%.– América: 42%.– Asia-Pacífico:2%.– Resto del mundo: 2%.

La actividad del grupo se desarrolla en especial en solar y eólica, como mues-tran las cifras del cuadro 3.


4. ENERGÍA SOLAR 51

Cuadro 3.–Presencia en las Energías Renovables

● Plantas termosolares:

– Operación: 517 MW.– Construcción: 110 MW.– Desarrollo: 300 MW.

● Plantas fotovoltaicas:

– Construcción y operación: 183 MW.– Desarrollo: 180 MW.– En estudio: 620 MW.

● Parques eólicos:

– Operación: 1.716 MW.– Construcción: 288 MW.– Desarrollo: 50 MW.– En estudio: 650 MW.

● Plantas de biomasa/gasificación:

– Construcción: 50 MW.– Desarrollo/Estudio: 50 MW.

¿Por qué energía eólica y solar? La razón es que creemos que las instalacio-nes que aprovechan estas fuentes van a tener un gran desarrollo en todo el mundo en los próximos años, gracias a su enorme potencial, la evolución acelerada de las tecnologíasenefectosbeneficiososquecabeesperardelaaltatensiónencorrientecontinua para abaratar el transporte de electricidad a larga distancia, el futuro desa-rrollo de los almacenamientos y, en el caso de la termosolar, la posibilidad de almacenamiento térmico y de hibridación con combustibles fósiles o bio.

No tendremos que esperar mucho: de hecho, como muestran los precios a los que Sudáfrica está pagando la energía eólica y la solar, al menos en Sudáfrica el coste de fotovoltaica y eólica on-shore es ya inferior al de la electricidad producida en térmicas de carbón, que es el principal recurso fósil local (cuadro 4).


ALFONSO NEBRERA52

Cuadro 4.–Evolución de ofertas en fotovoltaica y eólica en Sudáfrica

Las mejores empresas ofertantes en fotovoltaica

Bid Window 3 Bid Window 2 Bid Window 1Precio: Totalmente indexado (€ por MWh) (Base abril’11) 59,24 € 110,62 € 185,46 €

Precio: Totalmente indexado (€ por MWh) (Base abril’13) 66,57 € 124,27 € 208,32 €

Distribución MW 435 MW 417 MW 632 MWCoste Total del Proyecto 547,71 M€ 810,17 M€ 1.489,16 M€

Las mejores empresas ofertantes en eólica

Bid Window 3 Bid Window 2 Bid Window 1Precio: Totalmente indexado (€ por MWh) (Base abril’11) 44,11 € 60,32 € 76,86 €

Precio: Totalmente indexado (€ por MWh) (Base abril’13) 49,56 € 124,27 € 158,30 €

Distribución MW 787 MW 562 MW 634 MWCoste Total del Proyecto 1.141,08 M€ 732,77 M€ 856,83 M€

En el caso de la termosolar, la experiencia es todavía mucho menor y quedan algu-nos años de recorrido para llegar a competir plenamente con las fuentes fósiles, aunque, en igualdad de condiciones, esperamos llegar en algunos países de alta irradiación solar a esta competitividad en muy pocos años, y con alta probabilidad, antes del 2020.

2. Energía termosolar. Tecnologías Solar Termoeléctricas (STE)

Focalizándonos ya en la energía termosolar, en ACS nos hemos dedicado a las tecnologías cilindro-parabólica y de torre central, que quizá en parte por ello se han convertido en dominantes, en el sentido de que son, con gran diferencia, las más extendidas.

Las plantas Solar Termoélectricas (STE) concentran la energía del sol para aumentarlatemperaturadeunfluidocaloportador.Laenergíatérmicatransferidase emplea para producir el vapor que generará electricidad en una turbina de vapor.

Algunas plantas solares usan un almacenamiento térmico que les permite alargar la producción de electricidad en momentos en los que no hay sol. El alma-cenamiento acumula energía durante las horas de sol para producir en periodos nocturnos o en momentos de baja irradiación solar.

En la industria hay cuatro líneas tecnológicas principales, aunque sólo dos han alcanzado la madurez tecnológica:



– Tecnología dominante: Cilindroparabólicas y Torre.– Tecnología alternativa: Fresnel y Disco Stirling.

2.1. evoLuCión de Las teCnoLoGías ste

El primer despliegue comercial de la tecnología cilindro-parabólica tuvo lugar en la década de 1980 en Estados Unidos. Se trata de plantas híbridas, sin almacenamiento, y que casi treinta años más tarde continúan funcionando a plena satisfacción. Tras un largo período de sequía, la construcción de Andasol, primera plantaconalmacenamiento,porunaUTECobraSenerinauguróunperiododeflo-recimiento que aún se mantiene.

La evolución de las Cilindroparabólicas, desde las SEGS (Solar Energy Generating Systems) a Andasol, se puede resumir así:

– La primera planta STE comercial, la SEGS-I se construyó en 1984 en Cali-fornia.Setratabadeunaplantacilindroparabólicaconaceitecomofluidocaloportador y una capacidad de 14 MWe.

– Desde 1984 y hasta su bancarrota en 1991, Luz Industries construyó 8 proyectos más (de la SEGS-II a la IX), 6 de 30 MWe y las últimas 2 de 80 MWe.

– Tras el último proyecto de las SEGS en 1991, el desarrollo de la industria se paró en seco.

– A mediados de 2006, la compañía Solargenix empezó el desarrollo de Nevada Solar One, una planta con la misma tecnología que las SEGS con unapotencianetade64MWe.Antesdequefinalizara,elgrupoespañolACCIONA adquirió el proyecto.

– Hasta 2008, con la construcción de Andasol-I por la JV entre ACS-CO-BRA y SENER, y el impulso del Estado español, la industria de la STE no comenzó su verdadero desarrollo. Este proyecto destacó por su alto conte-nido innovador. Fue el primer proyecto comercial en incluir un sistema de almacenamientotérmicoensalesfundidas;sistemaquepermitíaalaplantaproducir hasta 7,5 horas tras la puesta de sol, y la convirtió en la primera plantagestionabledelahistoria.Laplantausaaceitetérmicocomofluidocaloportador y tiene una potencia neta de 49,9 MWe.

– Desde entonces España ha experimentado un rápido desarrollo de la tecno-logía, con unos 2.054 MWe operando (2013) y 250 MWe en construcción.

– El resto del mundo está empezando a desarrollar este tipo de tecnología con plantas de mayor tamaño para aprovechar las economías de escala. En estos momentos hay plantas en construcción en países como: Estados Uni-dos, India, China, Marruecos, EAU…


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En cuanto a tecnología de torre central, tras las plantas experimentales Solar One y Two, y las de vapor directo construidas por Abengoa, parece que la industria sedirigealastorresdereceptordesalesfundidas,queusanlassalescomofluidode trabajo y también de almacenamiento. Fue también una UTE de Cobra y Sener la que construyó Gemasolar, la primera planta comercial de este tipo, de 19MW, mientras que Cobra está construyendo en Nevada la segunda, ya de un tamaño de 110 MW.

La evolución de las plantas de Torres, de Solar One a Tonopah, ha sido así:

– La tecnología de torre comenzó su desarrollo en los años setenta con la Solar One, un proyecto piloto que en 1995 se amplió a 10 MWe y pasó a llamarse Solar Two. En esta segunda fase se incluyó un sistema experimen-tal de almacenamiento térmico en sales fundidas.

– En 2004 Abengoa comenzó la construcción de la PS-10 y, posteriormente, laPS-20,de11y20MWerespectivamente;ambasempleanvaporsaturadoy tienen un pequeño buffer de treinta minutos de almacenamiento (tanques de vapor presurizados).

– En 2009 la JV entre ACS COBRA y SENER comenzó la construcción de Gemasolar(oSolarTres),de19,9MWe;unaplantacomercialbasadaenlatecnología de sus predecesoras, las Solar One/Two, con sales fundidas como fluidocaloportadoryquincehorasdealmacenamientoensalesfundidas.

– En estos momentos, ACS COBRA construye el mayor proyecto de torre hasta la fecha: 110 MWe con once horas de almacenamiento en Nevada, el Proyecto Tonopah Solar (Crescent Dunes Project).

En ACS COBRA estamos orgullosos de haber contribuido al desarrollo de la tecnologíatermosolar,nosinaceptarriesgostecnológicosyfinancierosconside-rables,comoseestádesgraciadamenteponiendodemanifiestoenestosmomentosde total caos regulatorio en España. Sin embargo, la experiencia adquirida hace que actualmente seamos uno de los líderes mundiales del sector, junto con otras empresas españolas.

2.2. PrinCiPaLes PLantas ste

Acontinuaciónsepresentanlosesquemassimplificadosdefuncionamientode las plantas que siguen siendo hoy en día la referencia tecnológica en el sector termosolar (cuadro 5).



Cuadro 5.–Planta Andasol y Proyecto Crescent dunes

● Andasol-I: 50 MWe Planta cilindroparabólica con 7,5 h de almacenamiento:

– 49.9 MWe de capacidad instalada.– 175.000 MWhe producida al año.– 3.500 h de producción al año (40% cap. factor).– 7,5 h de almacenamiento (sales fundidas).– 510.120 m2desuperficiereflectante.– 200hadesuperficietotal.– 30.000 t de sales fundidas y 3.000 m3 de HTF a 393ºC.– Evita 109.480 t de CO2 de emisiones al año.– Genera energía para 45.000 hogares.

● Proyecto Crescent dunes: 110 MWe de planta de torre con 11 h de almace-namiento:

– 110 MWe de capacidad instalada.– 504.000 MWhe producida al año.– 4.500 h de producción al año (51% cap. factor).– 11 h de almacenamiento (sales fundidas).– 10.700 heliostatos.– 200 m altura de torre.– Manpower: 800 trabajadores en pico.– Radio del campo solar: 1,7 km.– Evita 430.000 t de CO2 de emisiones al año.– Genera energía para 130.000 hogares.

La principal característica común a estas plantas, y que creemos será esencial para la consolidación de la tecnología termosolar, es su capacidad para almacenar el calor en sales fundidas, lo que permite generar electricidad cuando ésta se pre-cisa, independientemente de que en esos momentos sea de noche o de día, haga sol o esté lloviendo.

Sus características en gestionabilidad y almacenamiento son las siguientes:

– El almacenamiento de energía es nuestra principal ventaja competitiva: podemos almacenar parte de la energía captada durante el día.


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– Fácil integración en el sistema: el sistema de almacenamiento nos permite gestionar nuestra producción de energía para hacerlo cuando lo demanda elsistema,reduciendolasfluctuacionesdeotrasrenovablescomolaPV,elviento y la STE sin almacenamiento.

– Totalmente integradas en el sistema español, y capacidad de respaldo para otras renovables no gestionables. 95% de la producción sin desvíos.

– ACS COBRA tiene más del 62% de la experiencia global en operar plantas con almacenamiento. En total ha producido más de 3.345 GWh de energía gestionable para el sistema.

Como sumario de la situación actual de la tecnología, podemos decir que las plantas operan de forma cada vez más satisfactoria y que vamos avanzando a ritmo inferior al que desearíamos, y al que sería posible y aconsejable, sobre todo por falta de proyectos que nos permitan demostrar comercialmente las mejoras que desarrollamos.

3. Innovación termosolar

Desde ACS COBRA nos vemos más como usuarios e integradores de tecno-logía que como generadores. Desde esta óptica, nos interesan una amplia variedad de temas que requieren de actividad innovadora y que se orientan a la reducción del coste de la electricidad generada, la reducción del uso de recursos como son aguayterritorioyalamejoradelagestionabilidad,asícomoalafirmezaysegu-ridad de la energía generada, de forma que nuestras plantas no requieran back-up, sino que por el contrario, gracias a su carácter híbrido, sean capaces de dar poten-cia de respaldo al sistema, haciendo así posible que éste acomode mayor propor-ción de recursos renovables.

3.1. objetivos

El potencial de reducción de costes es muy importante, así como el de aumento del rendimiento de las distintas etapas de transformación de la energía solar en electricidad. Trabajamos en el desarrollo de mejoras e innovaciones a todos los niveles de las tecnologías, tanto cilindro-parabólica como de torre con sales (cuadro 6).



Cuadro 6.–Innovación termosolar. Objetivos

● Plantas/configuraciones:

– Menores costes de inversión.– Mejores rendimientos.– Menores costes O&M.– Menos consumo de recursos: agua, territorio.– Perfectamente adaptadas a las necesidades del sistema eléctrico en el

que se integran.– Máxima gestionabilidad, posibilidad (hibridación) de no requerir back-up

(o incluso proporcionar back-up).

● Tecnologías:

– Torre con sales.– Cilindroparabólica con sales.– Hibridación con PV y con diversos tipos de combustibles bio o fósiles.

● Nuestro papel:

– Usuario integrador.– Colaboramos con ingenierías, fabricantes de equipos, componentes,

materiales.

3.2. PrinCiPaLes áreas de aCtuaCión

Colaboramos con docenas de ingenierías, fabricantes de bienes de equipo o componentes, instituciones de innovación, universidades y centros de experimen-tación, entre los que tradicionalmente destaca la Plataforma Solar de Almería.

Las principales áreas de actuación e interés se detallan en el cuadro 7 (en la página siguiente).


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Cuadro 7.–Innovación termosolar. Principales áreas de actuación /interés

● Áreas de actuación:

– Configuraciones.– Subsistemas.– Componentes.– Materiales.– Operación y mantenimiento.

● Áreas de interés:

– Herramientasdesimulacióndeconfiguraciones.– Diseño campos solares/tamaño plantas.– Hibridaciones.– Almacenamiento en sales.– Control campos solares, transitorios, trenes de nubes.– Optimizaciónciclosdevapor/temperaturasfluidosdetrabajo.– Generadores de vapor con sales, cambiadores gases/sales.– Heliostatos.– Dispositivos captadores lineales para sales fundidas.– Receptores de torre.– Sales fundidas: manejo, comportamiento, degradación.– Aceros altas temperaturas/sales fundidas/corrosión.– Revestimientos acero.– Aislamientos térmicos/heat tracing.– Materialesreflectivos/facetas.– Driving mechanisms.– Previsión meteorológica.– Ahorro agua, limpieza espejos.

3.3. ProyeCto hysoL

Un proyecto de especial interés es el denominado HYSOL, con el que preten-demos aprender lo necesario para construir plantas híbridas en las que el calor de



los gases de escape de una turbina de gas se recupere en un cambiador en el que se calienten las sales fundidas del almacenamiento de la planta solar. La turbina de gas puede quemar combustibles fósiles, como gas natural o diésel, o biogás u otra forma de combustible bio, como por ejemplo biometano obtenido por tratamiento debiogásderesiduosagrícolasomunicipales(gráfico1).

GráfiCo 1.–Esquema de la planta HYSOL

ElproyectoestácofinanciadoporlaUniónEuropeayenél,bajoelliderazgode Cobra, participan instituciones y empresas de varios países europeos.

Como parte del proyecto se desarrollará y ensayará un prototipo de caldera de recuperación de gases de escape a sales fundidas.

Los ensayos permitirán aportar los diseños usados en los prototipos para rea-lizar la ingeniería de un primer sistema de demostración comercial, que esperamos estar en condiciones de iniciar en dos años. Los prototipos se instalarán y ensaya-rán en la zona de ensayos habilitada por Cobra en la planta de Manchasol, donde se realizanotrosensayosdecomponentes,fluidosdetrabajoylazosdedemostración.

4. A modo de conclusión

Muy en resumen, podemos decir que la experiencia operativa que vamos acumulando nos anima muy positivamente a seguir trabajando en mejorar costes,


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rendimientos y consumo de recursos. Dentro de pocos años construiremos plan-tastermosolaresdeoperaciónmuyflexible,capacesdegenerardeformafiableysegura, que gracias a su almacenamiento e hibridación proporcionarán estabilidad y respaldo al sistema eléctrico en el que se integren, permitiendo así la incorpora-ción de una mayor proporción de otras tecnologías renovables. Serán plantas de largaduracióntécnica,muchomayorquesuamortizaciónfinancieraofiscal,porloque sus costes medios de generación serían muy atractivos. Este conjunto de cua-lidades harán que estas plantas tengan un mercado mundial muy importante. Pero, para que todo esto sea así, debe haber un número mínimo de proyectos cada año, a escala mundial, donde la industria pueda demostrar comercialmente las innova-ciones, así como un apoyo importante y sostenido a las actividades de innovación.


5. MICRO REDES

5MICRO REDES

BLANCA LOSADADirectora del Negocio de Distribución de Electricidad, Gas Natural FENOSA

La sociedad occidental del siglo XXI es una sociedad urbanita que, sin embargo, no desea renunciar a disfrutar de un entorno cada vez más «amable», y para la cual el concepto de sostenibilidad constituye un valor en alza. En dicha sostenibilidad, entendida en un sentido no puramente ambiental, sino también eco-nómico y social, juega un papel esencial el sector energético.

Esmanifiestalarelaciónentredesarrolloyenergía,nosóloporqueelcon-sumo per cápita constituye uno de los parámetros más indicativos del grado de bienestar de una sociedad, sino porque la energía representa uno de los inputs esen-cialesdelcrecimientoeconómico,ysuutilizacióneficiente,unadelaspalancasmáseficacesparaelincrementodelaproductividad.Enestesentido,lamayoríade los países occidentales presentan un patrón de desarrollo similar, en el cual la intensidad energética del PIB tiende a ser decreciente, a cambio de incluir un con-tenido cada vez mayor de fuentes primarias medioambientalmente más «limpias» (gasnatural,renovables…),yunmayorniveldeelectrificación.

Ello origina una cada vez mayor dependencia de la sociedad con respecto a unas infraestructuras energéticas que, paralelamente, y de modo en absoluto para-dójico, han venido desplegando en las últimas décadas, especialmente en el entorno urbano, una intensa vocación de invisibilidad. El síndrome Not In My Backyard, conjuntamente con la evolución tecnológica, han dado lugar a la progresiva adap-tación al entorno, jibarización y mimetización de las instalaciones necesarias para proveer los servicios que no por ello dejan de estar ahí: a las puertas mismas de los domicilios, los centros fabriles, los recintos públicos…Y, no por ello, dejan de formar parte de realidades industriales de gran complejidad técnica y de gestión, como sucede con el Sistema Eléctrico Interconectado Europeo, que bien pudiera describirse como la máquina más grande jamás construida por el ser humano, y cuyo valor y criticidad la sociedad tiende a no percibir y a dar por descontados, excepto en las contadas ocasiones en que se produce su fallo.

De ahí que la contribución del sector energético a la sostenibilidad urbana no deba limitarse a la «invisibilidad» y compatibilidad ambiental, sino que vaya indi-solublemente ligada a los conceptos de seguridad de suministro, productividad y


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eficiencia.Esteúltimotérminoeselque,enunsentidoamplio,yunavezgaran-tizada la naturaleza «esencial» de determinados servicios, probablemente mejor reflejesupotencialdeaportaciónaldesarrollosostenibleque,asuvez,sepuedeamplificaryapalancar:

– impulsandomedidasquefomentenelconsumoyusofinalmáseficientesyposibilitenlagestiónactivadelademandaenergética;

– incentivando la generación eléctrica auténticamente distribuida y gestio-nable, con tecnologías sostenibles, también desde un punto de vista econó-mico;

– favoreciendo el desarrollo y despliegue de redes de transporte y distribu-ción «inteligentes», y

– actuando,tambiéninteligentemente,sobreelsectordeltransporte,afindeaprovechar el potencial sinérgico que, como gran demandante, presenta con el sector energético.

En este sentido, y ya desde comienzos de la década de los años noventa, el sector energético, y más concretamente el sector eléctrico, ha venido experi-mentadocambiosmuysignificativos.Poraquelentonces,lascompañíaseléctricasrealizabanunagestiónintegradayunaplanificacióncentralizadadelasdistintasactividades que componían la cadena de negocio. La liberalización de los mer-cados ha ido conduciendo a la implementación de un modelo de negocio basado sustancialmente en la neutralidad de los operadores de redes y en el libre acceso a las mismas de la demanda y la producción. Esta última se materializaba, en los momentos iniciales del modelo, en grandes centros de generación («centrales») alejados de los centros de consumo, y proveedores, no sólo del producto electrici-dad en el mercado, sino de los servicios complementarios (capacidades de modula-ción, de respaldo a la cobertura…), imprescindibles para el funcionamiento de los sistemas eléctricos, de modo que las redes de transporte tenían un carácter bidirec-cional y «activo», mientras las redes de distribución permanecían con una natura-leza unidireccional y «pasiva».

Paralelamente, el creciente compromiso medioambiental de la sociedad ha impulsado un fortísimo crecimiento de las energías renovables y, en menor medida, de alta eficiencia energética como la cogeneración.Este tipo de tecnologías degeneración, por su pequeño tamaño, y por no requerir en principio de economías de escala que permitan su viabilidad económica (soportada, en algunos países, por diversos sistemas de apoyo y primas), pueden presentar un carácter distribuido odisperso,porloquecorrientementesehanenglobado,deformaalgosimplifi-cadora, bajo la denominación de Generación Distribuida. En un sentido estricto, la Generación Distribuida debiera estar constituida por aquellas instalaciones de generación eléctrica que, encontrándose conectadas a las redes de distribución,


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se caracterizan por su pequeña potencia relativa y por su ubicación coincidente incluso con el punto de consumo.

El amplísimo y rápido despliegue de este «nuevo» concepto de generación está suponiendo cambios profundos en los mercados y sistemas eléctricos, y la apa-rición de facto de un nuevo modelo de funcionamiento donde la producción ya no solo se realiza mediante «centrales» que venden su producción en los mercados de energía, y la distribución no sólo equivale ya a grandes agrupaciones «pasivas» de demanda. De esta manera, los grandes Sistemas Eléctricos del pasado están evolu-cionando hacia una nueva realidad: un Sistema de Sistemas…o, expresado en otros términos, una Red de Micro Redes, en cada una de las cuales se debe alcanzar, ins-tantáneamente, el necesario equilibrio entre producción y consumo. Es importante tomar conciencia del cambio que ello supone y de su potencial impacto radical en lacalidadyseguridaddesuministro,asícomoenlaeficienciaeconómicaglobaldel sistema energético.

Elfuturodebepasar,pues,porunsistemaeléctricomáseficiente,enelquelageneración y la demanda participen activamente, y contribuyan de manera efectiva a la seguridad en el suministro. Esto deberá permitir que las redes y el propio sis-tema (el conjunto del parque de generación) alcancen un dimensionamiento opti-mizadoysepuedallevaracabounaplanificaciónyoperaciónmásflexible,fiable,coordinada y segura.

Actualmente existen numerosas iniciativas a nivel mundial en el campo de las denominadas Smart Grids,unconceptoqueadmitediferentesdefinicionesyaproximaciones. No resulta sin embargo equivocado asimilar las llamadas redes «inteligentes» o «activas» con aquellos sistemas de redes de transporte y distribu-ción capaces de integrar los recursos energéticos distribuidos, tanto de demanda comodegeneración,deunamaneraeficiente,maximizandolaseguridadycalidaddel suministro al mínimo coste global. Este planteamiento implica, pues, recono-cer el papel de la demanda, no sólo como dato de entrada, sino como variable de gestión,yeldelusuariofinal,comoauténticoactordelfuncionamientodelsistemaenergético.

Ello implica también un cambio de concepción en el diseño y operación de lasredes,exigiendounamayorflexibilidad,controlymonitorizaciónenlaformaenlaqueéstassongestionadasyplanificadas,afindeadaptarlasentodomomentodemodoeficientealascondicionesdeexplotación.Porestarazón,nocabedudade que la innovación y las nuevas tecnologías jugarán un papel canalizador clave para que las redes sean capaces de desempeñar esta misión. Sin embargo, la tec-nología por sí misma (Technology push) no convertirá a las redes en inteligentes o activas, sino que se requerirá de un marco regulatorio y de mercado que habilite e incentive a los distintos agentes a cumplir su función de manera idónea, desde el puntodevistadelaseguridadyeficienciaglobal(Market pull).


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Esta transición, tecnológica y de modelo, se deberá producir, habida cuenta de la complejidad y criticidad de las infraestructuras involucradas, de forma evolu-tiva, sin saltos en el vacío. De acuerdo con la formulación anglosajona, una autén-tica revolution by evolution. Paralelamente, la gestión de dicho proceso requerirá de una aproximación sistémica y de una concepción integral de los distintos planos a abordar:

– el de la infraestructura energética de potencia, que deberá basarse en mate-rialesytecnologíasdealtorendimiento;

– eldela«superestructura»deautomatización,controlymonitorización;– el de las telecomunicaciones, cuya arquitectura deberá optimizar el portfo-

liodesolucionestecnológicas,afindeposibilitarunflujodeinformaciónbidireccional, y

– el de la información y gestión, en sí mismas, como expresión última de la perseguida «inteligencia» de la red.

Esconestavisiónglobal,yconunanítidavocacióndeeficiencia,calidadysostenibilidad, como Gas Natural Fenosa está afrontando el reto transformacional que están experimentando las redes y los sistemas eléctricos, proceso donde la innovación tecnológica y de modelo juega un papel capital, y donde el uso inte-ligente del concepto de neutralidad tecnológica se configura comouna palancaclave.

En este sentido, la industria está formalizando y desarrollando estándares y protocolos compartidos para asegurar un sistema de arquitectura abierta, donde los diferentes fabricantes puedan desarrollar sus equipos de comunicaciones, medida, control y gestión de redes, y los usuarios, es decir, las compañías energéticas y los consumidores, puedan compartir información y datos en el mismo formato.

Para ello, se está desarrollando un conjunto de soluciones técnicas que pue-danimplantarsedeformamasivayacostescompetitivos,afindequelasredespuedanacomodarlosflujosdepotenciainyectadosporlageneracióndistribuidasin causar problemas operativos en dichas redes, respetando los límites de fun-cionamiento de las mismas (control de las tensiones, límites de transformación y transporte de líneas y cables, etc.).

Igualmente, se están desarrollando equipos basados en electrónica de poten-cia para proporcionar niveles de calidad de servicio elevados a aquellos consumi-doresqueasílorequieran:fuentesdealimentaciónininterrumpida,filtrosactivos,reguladores de tensión y potencia, o elementos de protección contra sobretensio-nes, son ejemplos de estos componentes.

Por otra parte, los así llamados contadores inteligentes permiten medir la energía consumida prácticamente en tiempo real, junto con otros parámetros que


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caracterizanlacalidaddelsuministro.Apartedelaprecisión,fiabilidadyrobustezque tradicionalmente se han requerido de estos equipos, es preciso dotarles de una comunicaciónfiable.Paraello,GasNaturalFenosautilizadiversassolucionesdecomunicación, y, mayoritariamente, la basada en tecnología Power Line Comuni-cation, (transmisión de la señal de comunicaciones a través de los propios cables eléctricos), sobre la red de Baja Tensión, utilizando para ello un estándar abierto, de dominio público e interoperable, denominado PRIME, (PoweRline Intelligent Metering Evolution ). Esta tecnología garantiza la interoperabilidad entre los equi-pos de los fabricantes que lo implementan.

Dado que en estos primeros pasos hacia las Redes Inteligentes todavía no se dispone de tecnología madura, algunas de las actividades se están desarrollando en el campo de la investigación y otras en el campo del desarrollo y demostra-ción a través de proyectos piloto, donde se pretende validar, no sólo la tecnología empleada, sino el propio modelo de funcionamiento y de negocio a medio y largo plazo.

Para ello, Gas Natural Fenosa ha diseñado y construido un Laboratorio de Integración de Red (LINTER) donde se puede llevar a cabo todo tipo de pruebas funcionales de equipos y reproducir y simular escenarios de campo antes de proce-der a procesos masivos de despliegue. Asimismo, permite reproducir Micro Redes, pues dispone de diversos equipos de generación distribuida, (fotovoltaica, minieó-lica, microgeneración a gas…), centros de trasformación dedicados, cargas reales, puntos de recarga de vehículos eléctricos, etc.

De igual manera, Gas Natural Fenosa ha acometido diversos proyectos de demostración, entre ellos PRICE (Proyecto de Redes Inteligentes en el Corredor del Henares), el cual está liderado por Gas Natural Fenosa e Iberdrola, y cuenta con la colaboración de otros 22 socios tecnológicos, industriales, centros de investiga-ción, universidades y de Red Eléctrica de España. El proyecto, con una inversión prevista de 34 millones de euros, cuenta asimismo con el apoyo del Ministerio de Economía, a través del programa INNPACTO, y conlleva la instalación de 200.000 contadores inteligentes.

Todas estas iniciativas se enmarcan dentro del ya indicado proceso de trans-formación de los sistemas eléctricos, que será tanto más exitoso en la medida en que se consiga conjugar el potencial impulsor de la tecnología con el efecto tractor del mercado y de la regulación. En este sentido, un estudio efectuado en 2012 por laprestigiosafirmadeconsultoríaBostonConsultingGrouppara laPlataformaEspañola de Redes Eléctricas Futured llegó a la conclusión de que el desarrollo de las redes inteligentes en España puede ser ampliamente rentable en sí mismo, ygenerarbeneficiosparaelclienteylaeconomíadelpaís.Parallevarloacabose estima necesaria una inversión de 10.200 millones de euros en los próximos 10años,pudiendollegaraalcanzarseunosbeneficiosintrínsecosdeentre2y3,5


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veces la inversión a realizar (19.000 - 36.000 M€). En concreto, el despliegue de las redes inteligentes puede favorecer el crecimiento sostenible de la economía, fomentar el liderazgo mundial de los sectores tecnológicos españoles, facilitar la integracióndenuevasaplicacionesenelsistemaeléctricoymejorarlaeficienciaglobal del sistema.

Acometer y liderar el proceso de transformación del sistema eléctrico puede mejorar el producto interior bruto de nuestro país entre +0,20% y +0,35%, o, lo que es lo mismo, entre 2.300 y 3.800 millones de euros. Esto se debe a varios fac-tores, como son el desarrollo del sector tecnológico y eléctrico español, la gene-racióndeempleocualificado,lareduccióndeimportacionesdemateriasprimasenergéticas y el aumento de la productividad del país derivada de una mejora en la calidad de suministro.

El estudio citado concluía que, para que todos estos beneficios se puedanmaterializar, será necesario impulsar el desarrollo de las Micro Redes y las redes inteligentes de una manera adecuada, lo cual implica la necesidad de alinear la política energética y la industrial, potenciar los incentivos al desarrollo y fortalecer el apoyo institucional.

En este sentido, una correcta política energética deberá incluir un modelo retributivo adecuado para los agentes que desempeñen actividades reguladas, y muy señaladamente los operadores de redes, modelo que debe promover y permi-tiralinearlasinversionesyesfuerzosrealizadosconlosbeneficiosgeneradosparacadaagentedelsistema,asícomomecanismosque incentiven laeficienciay lareducción de la intensidad energética. Adicionalmente, la política industrial deberá ayudar a consolidar y potenciar a las empresas tractoras, y favorecer la creación de nuevas empresas para capturar las oportunidades del mercado de soluciones tec-nológicas.

Los incentivos al desarrollo deberán fomentar los proyectos de I+D en condi-ciones reales, el acceso de los consumidores a sistemas de gestión de su demanda medianteprogramasdefinanciación,ylaformaciónenlasnuevastecnologíasalosfuturos profesionales del sector, tanto en universidades como en centros de ense-ñanza técnica.

Por último, a nivel institucional, es necesario potenciar el acceso de las empresas a los mercados internacionales y crear campañas de concienciación y educación,paratodoslosconsumidores,acercadelospotencialesbeneficiosdeesta nueva concepción de los sistemas eléctricos, que puede, y debe, convertirse en un ejemplo exitoso de cómo la innovación contribuye de forma determinante a la transformación del sector energético, en su siempre permanente búsqueda de una mayorsostenibilidad,eficienciaycalidad.


6. EL PAPEL DE LA TECNOLOGÍA CAC

6EL PAPEL DE LA TECNOLOGÍA CAC

JUAN CARLOS BALLESTEROS APARICIOSubdirector de I+D España y Portugal, ENDESA Generación

1. Introducción

La evolución del clima siempre se ha producido de forma natural. Actual-mente estamos experimentando un forzamiento del sistema climático causado principalmente por la actividad humana. El motivo de este cambio climático es el aumento de la concentración en la atmósfera de los llamados gases de efecto inver-nadero (GEI) debido a la actividad humana.

El efecto invernadero está relacionado con el comportamiento de algunos gases frente a la radiación térmica proveniente del Sol. Estos gases son transparen-tes a la radiación de onda corta, permitiendo pasar la radiación solar hasta la super-ficieterrestre,peronodejanescaparpartedelaenergíaque,enformaderadiacióninfrarroja de onda larga, emite la Tierra al espacio exterior, evitando que la super-ficieterrestrepierdaelcalor.Sinlaexistenciadeesteefectoinvernaderonatural,la temperatura media de la Tierra sería de unos –15ºC, con diferencias de tempe-raturas muy acusadas entre el día y la noche y por tanto no sería posible la vida tal y como hoy la conocemos.

El CO2 antropogénico se produce en la combustión de los combustibles fósi-lesconfinesenergéticos,dondeelcarbonodeestoscombustiblesfósilessetrans-forma durante la combustión en CO2.

La combustión de combustibles fósiles ha producido un aumento desmesu-rado de las emisiones de CO2 en la atmósfera. El CO2 es el GEI cuya concentración está aumentando más en valor absoluto, considerándose que contribuye en un 64% al calentamiento global de la Tierra de origen antropogénico. El CO2 es el gas con menor potencial de calentamiento de todos los GEI, pero la gran cantidad de emi-sioneshacequeseaelmásinfluyente.

Lógicamente, el CO2 se emite de forma natural en procesos de descomposi-ción de la materia orgánica, respiración de los seres vivos, etc., emisiones que se compensan con sumideros naturales como son el crecimiento de las plantas, absor-


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ción en océanos etc., dando lugar a lo que se conoce como ciclo del carbono. Este ciclo ha compensado las emisiones naturales de CO2, pero ha sido incapaz de man-tener en equilibrio el CO2 antropogénico de la actividad humana.

El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) delasNacionesUnidasafirmaquelasemisionesdegasesdeefectoinvernadero,enespecial las emisiones de CO2 derivadas de las actividades industriales, han calen-tadoalplanetadeformaperceptible.Latemperaturaglobalmediaenlasuperficieterrestreseha incrementadoen losúltimoscienañosunamediade0,74ºC;deigual forma, la concentración en la atmósfera de CO2 se ha incrementado en un 35/36% desde la época pre-industrial.

La mayor parte del incremento observado desde la mitad del siglo XX en las temperaturas medias se debe, con una probabilidad de al menos el 90%, a los aumentos observados en los GEI antropogénicos. Esta alteración del clima global es la que recibe el nombre de Cambio Climático, de consecuencias, se puede decir, desconocidas,peropotencialmentecatastróficas.

El calentamiento global de la Tierra tiene que abordarse desde una pers-pectiva mundial con la contribución de todos los países. Con la entrada en vigor delProtocolodeKyotoen2005(ratificadopor162paísesquesonresponsablesdel 62% de las emisiones totales mundiales), el compromiso adquirido es la reducción de las emisiones de CO2 en un 5% en 2012 con respecto a los niveles de 1990.

En el escenario post-Kyoto, dichas reducciones globales se plantean más exi-gentes:másdeun50%en2050;nosiendouniformesporpaíses,detalformaquelos más industrializados tendrán que llevar a cabo una reducción porcentual mayor que los que se encuentren en vías de desarrollo.

España ha adquirido un compromiso doble en el ámbito internacional. Por unlado,conlaratificacióndelProtocolodeKyoto,debelimitarelaumentodelosGEI y, por otro, debe de forma solidaria contribuir a la reducción del 8% para la Unión Europea.

Como consecuencia de ambos compromisos, España debe limitar su creci-miento de emisiones a un 15% sobre el valor de 1990 para el período 2008-2012. El reto para España es muy importante, ya que en el año 2005 las emisiones de CO2 se situaban en un 52,2% por encima de las de 1990, siendo el país que más alejado estaba de cumplir los objetivos acordados.

Ante este escenario se comprende que la reducción de emisiones de CO2 sea una necesidad acuciante para España. Esta reducción debería afectar a todos los sectores industriales, aunque, lógicamente, va a tener que ser asumida, en primer lugar, por las industrias intensivas en consumo de energía, incluyendo a las pro-


6. EL PAPEL DE LA TECNOLOGÍA CAC 69

pias empresas de generación de electricidad a partir de combustibles fósiles. La mayor participación de otras fuentes de energía primaria para cubrir la demanda, elaumentodelaeficienciaenergéticaylosprocesosdecapturayalmacenamientode CO2 van a ser, en distinta medida y según el momento, claves para alcanzar los objetivos comprometidos en un futuro próximo.

2. El carbón sostenible

La era industrial se ha caracterizado por:

– Un aumento creciente de la demanda energética como motor del desarrollo de la sociedad.

– Un consumo de energía primaria basado en el uso de los combustibles fósi-les, como son el carbón, el petróleo y el gas natural.

– El carbón hizo posible la Revolución Industrial y marcó el inicio del desa-rrollo de la sociedad actual.

El carbón como fuente de energía primaria goza de unas grandes reservas mundiales, reservas tres veces las del petróleo y el doble de las de gas natural. El carbón es el recurso energético de los países más importantes y, además, es un recurso energético seguro cuyas reservas se encuentran distribuidas en práctica-mente todos los países del mundo.

El carbón ofrece una alta cobertura de la demanda de energía primaria, siendo ésta satisfecha en un 25% con este recurso, y representando en la producción eléc-trica mundial un 40%. Como referencias, la producción eléctrica con carbón repre-senta en Estados Unidos el 40%, en China y Australia el 80% y en España el 27%, en línea con la media en la OCDE europea.

Elcarbónposeeunagrandiversificaciónyestabilidaddesuministro,exis-tiendo dos rutas de comercio internacional, la del mercado Atlántico y la del Pací-fico,muyestablesyconsolidadas.Laproducciónmundialdecarbónen2006fuede 6.200 Mt, con un fuerte crecimiento respecto al año anterior.

Las previsiones para generación de energía eléctrica en 2030 han de tener en cuentadosaspectossignificativosquepredicensuaumento:

– La renovación de las centrales existentes por terminación de su vida útil. Efectivamente, más del 52% del parque generador de la UE-29 tiene más

de 30 años de antigüedad y el 23% entre 20 y 30 años.– Entradadenuevapotenciaparacubrirlademandaadicional(gráfico1).



GráfiCo 1.–Potencia eléctrica a cubrir en 2030

Fuente: Reducing Greenhouse Gas Emissions. The Potential of Coal. AIE 2005.

Estos dos factores van a representar en su conjunto la instalación de aquí a 2030 de 500 GWe de nueva potencia en la UE-29.

3. Carbón sostenible y cambio climático

Los combustibles fósiles presentan como principal inconveniente, en sus pro-cesos de combustión, la generación de especies químicas contaminantes como son, principalmente, las partículas, los óxidos de azufre y los óxidos de nitrógeno que posteriormente son emitidos a la atmósfera.

Por otro lado, el carbono de estos combustibles fósiles se transforma durante la combustión en CO2. El CO2 es un componente natural de la atmósfera y en principio su emisión no debería de producir ningún riesgo medioambiental. Sin embargo, el CO2 pertenece al grupo de los denominados GEI, cuya principal carac-terística es no dejar escapar parte de la energía que, en forma de radiación infra-rroja, emite la Tierra al espacio exterior.

NacionesUnidas,atravésdelIPCC,afirmaque«elcalentamientodelsistemaclimáticoesinequívoco,comoponendemanifiestolasobservacionesdelosincre-mentos en las temperaturas medias del aire y de los océanos, la fusión generalizada delhieloynieve,yelascensomedioglobaldelniveldelmar»(gráfico2).



GráfiCo 2.–Variación de la temperatura global vs. concentración de CO2

Variación de la Tª global (rojo) y de la concentración de CO2 (azul) en el aire en los

últimos 1000 años


últimos 1000 años


últimos 1000 años

Aumento significativo de Tª y concentración de CO2 en los últimos años.

El cambio climático es inequívoco

Fuente: IPCC.

Seobservaunaaltacorrelaciónentreelaumentosignificativodetemperaturay la concentración de CO2 en la atmósfera durante los últimos años.

De seguir la actual tendencia, las emisiones de CO2 aumentaran en 2030 hasta un 65% respecto a 2002.

Estamos ante un reto de tal magnitud que van a ser necesarios todos los esfuerzos, entre los que cabe destacar:

– Reduccióndelconsumoyusomáseficientedelasfuentesenergéticas.– Desarrollo de renovables: eólica, solar, geotermia …– Uso continuado de la energía nuclear.– Tecnologías de Captura, Transporte y Almacenamiento de CO2, (CAC).

Elconceptodesostenibilidadsedefinióporprimeravezen1987enlaComi-siónMundialsobreMedioAmbienteyelDesarrollo.Ladefiniciónclásicaeslaexpuesta en el conocido Informe Brundtland que dice: «El desarrollo sostenible es aquel que satisface las necesidades del presente sin poner en peligro la capacidad de las futuras generaciones para satisfacer sus propias necesidades».

El gran desafío para valorar si la tecnología CAC es sostenible consistirá en comprobar si existe o no capacidad de almacenar CO2 en una cantidad mayor a la de producción, y durante el tiempo necesario que impone la evolución de la con-centración de CO2enlaatmósferaparamantenerlapordebajodelas450ppmv;concentración de CO2 que propone el Panel Intergubernamental para el Cambio Climático (IPCC).



4. Tecnología CAC

LamejoradeeficienciaenergéticaylaCaptura,TransporteyAlmacenamientode CO2 (CAC) son dos de las opciones en el portafolio de acciones de mitigación para estabilizar las emisiones de gases de efecto invernadero en la atmósfera. Estas tecnologías pueden jugar un papel importante, al reducir las emisiones de CO2 y permitir el desarrollo tecnológico y económico, en un sistema energético de fuerte dependencia de los combustibles fósiles.

Los combustibles fósiles actualmente proveen la mayor parte de las necesidades energéticas europeas y serán indispensables en las próximas décadas. En consecuen-cia,esnecesarioelusomáseficientedeestosrecursosyquesuimpactomedioam-biental sea el mínimo posible, por lo que la tecnología CAC se hace primordial.

La tecnología CAC consiste en un proceso industrial concatenado que consta detresetapas,Captura,TransporteyAlmacenamiento(gráfico3).LaCapturadeCO2 consiste en separar, y por tanto concentrar, el CO2 proveniente de procesos de combustión de combustibles fósiles, llevándolo a un estado termodinámico deno-minadosupercrítico.Enesteestadoelfluidogozadelaspropiedadesdeungas,en cuanto a menor viscosidad, y de un líquido, en lo relativo a su mayor densidad. Este estado supercrítico es muy adecuado para la segunda etapa del proceso que es el Transporte y que consiste en trasladar el CO2 con seguridad hasta su Alma-cenamiento geológico, en estructuras geológicas subterráneas de forma segura y permanente en el tiempo, cerrándose así el proceso industrial de CAC.

GráfiCo 3.–Etapas de la tecnológica CAC

CapturaCaptura TransporteTransporte AlmacenamientoAlmacenamiento

1

2

3

Fuente: Elaboración propia.



Cada parte del proceso tecnológico CAC existe en la actualidad de forma separada y el gran avance de su aplicación pasa por su integración y adaptación a los grandes volúmenes de gases a tratar.

Los sistemas de captura de CO2 sepuedenclasificarsegúnelpuntodelpro-ceso dónde se realiza la separación del CO2 del resto de los gases que constituyen losgasesdecombustión,definiéndose las tecnologíasdeCaptura:Pos-combus-tión,Pre-combustiónyOxi-combustión(gráfico4).

GráfiCo 4.–Clasificación de los procesos tecnológicos de captura de CO2

Fuente: ZEP WG1Report, agosto 2008.

Todo proceso de Captura de CO2 va a implicar un incremento del consumo de energía para poder llevarlo a cabo y con ello una tasa de emisión de CO2 adicio-nal. Es preciso, por tanto, entender los conceptos de CO2 evitado y CO2 capturado (gráfico5).

La segunda etapa del proceso de CAC es el Transporte de CO2, que se puede hacer de forma continua por medio de tuberías, o discontinua a través de barcos, trenes o camiones. Los medios de transporte más económicos para trasladar gran-des cantidades de CO2 son los barcos y las tuberías.

Cabe destacar que existen en la actualidad más de 3.000 km de tuberías dedi-cadas al transporte del CO2. El principal país, con más tuberías dedicadas al trans-porte de CO2, es Estados Unidos, y la aplicación industrial del CO2 transportado es



para las conocidas técnicas de recuperación mejorada del petróleo (Enhanced Oil Recovery, EOR) y la producción de metano en capas de carbón no explotables por métodos convencionales (Coal Bed Methane, CBM).

GráfiCo 5.–Costes de CO2 capturado y evitado

CO2 capturado y CO2 evitado:

Consideraciones:

1.- La tecnología de captura tendrá su mejor campo de aplicación en centrales avanzadas con elevados η

2.- El I+D debe enfocarse a minimizar diferencial de (CO2, capturado–CO2, evitado) disminuyendo las penalizaciones η

3.- A mayor η en el proceso de captura: mayor reducción de [(CO2, CCA) producido – (CO2,CCA) capturado]

Captura de CO2

Fuente: IPCC Capture and Storage Cost.

La última etapa del proceso es el Almacenamiento geológico de CO2 en for-maciones geológicas subterráneas seguras y como parte integrante e inseparable de la tecnología CAC. Los objetivos del Almacenamiento de CO2 consisten en locali-zar,caracterizaryconfirmarformacionesgeológicasqueseanestructurassencillasy fácilmente modelizables con un espesor, extensión y capacidad de almacena-mientosuficiente,conaislamientoyestanqueidadcontrastadasyqueseencuen-tren en un contexto geodinámico estable y socioeconómico aceptable.

Existen diferentes formaciones geológicas capaces de ser utilizadas para alma-cenar CO2, siendo las más importantes las siguientes: reservas de gas y petróleo agotadas, usos del CO2 en formaciones para recuperación mejorada de gas y petró-leo, acuíferos salinos, capas de carbón profundas para producción de metano, etc.

ExistendiferentesmecanismosdeconfinamientodeCO2 que van incremen-tando su seguridad a medida que pasa el tiempo, estos son:

– Retención estructural: es instantánea una vez inyectado el CO2 y se debe a la presencia de una roca sello impermeable.



– Retención residual: debido a las fuerzas de capilaridad presentes en los intersticios de la formación almacén, esto se da aproximadamente a los diez años de la inyección.

– Retención por solubilidad: el CO2 se disuelve en el agua presente en la forma-ción, el agua cargada con CO2 aumenta su densidad hundiéndose en la forma-ción. Este mecanismo se activa entre los diez y cien años de la inyección.

– Atrapamiento mineral: el CO2 disuelto reacciona químicamente con la for-mación almacén dando precipitados minerales.

Es notable reseñar que en el mundo existen actualmente múltiples proyec-tos de demostración del almacenamiento geológico en las diferentes formaciones mencionadas anteriormente.

Parafinalizarcon la tecnologíaCAC,sepuedeafirmarqueexistenaplica-ciones industriales en cada una de las etapas del proceso CAC y que no deberían existir barreras tecnológicas infranqueables para la aplicación integrada de las tres etapas en procesos que impliquen grandes volúmenes de gases a tratar, es decir, a gran escala.

5. Contexto legislativo europeo

Es necesario dar a conocer el contexto legislativo europeo para llegar a enten-der, entre otras cosas, por qué la industria y el sector energético, principalmente el sector eléctrico, están trabajando en la tecnología CAC. A continuación, se pre-senta una breve reseña cronológica del mismo:

– Mayo2002, laUEysus15Estadosmiembros ratificanelProtocolodeKyoto.

– Octubre 2003, se aprueba la Directiva 2003/87/CE que establece un Régi-men para el Comercio de Derechos de Emisiones de Gases (GEI).

– Actualmente está en marcha el PNA 2008-2013, que prevé que las emisio-nes GEI en España no serán mayores del 37% de las del año base.

– Marzo de 2007, el Consejo Europeo solicitó a la CE que propiciase la produc-ción eléctrica a partir de combustibles fósiles con bajas emisiones de CO2.

– Noviembre 2007, se promovió el Plan Estratégico de Tecnología Energé-tica (SET Plan).

– Enero 2008, la CE propuso al Parlamento Europeo la Directiva para el Almacenamiento Geológico del CO2.

– El Consejo de Ministros de la CE evaluó la política CAC, y el pasado diciembre de 2008 se pronunciaron a favor, tanto en el Consejo Europeo como en el Parlamento.



– En 2009, la CE propuso lanzar la Iniciativa Industrial Europea en CAC.– El 7º Programa Marco 2008-2011 de VE (DGTREN) apoya el desarrollo

de tecnologías CAC para los Proyectos de Demostración.– LaCEhasolicitadoalBEIqueanalicelaposibilidaddeapoyoalafinan-

ciación de estos proyectos.– Primer semestre 2009, la Unión Europea emitió los criterios de selección

para las plantas de demostración comercial. Criterios iniciales:

• ProyectosintegradosCAC.• Potenciaeléctricamínimade300MW.• EficienciadecapturadeCO2 del 85%.• 95%depurezadeCO2 en el transporte y almacenamiento.

– Un aspecto crítico derivado de la Directiva de Almacenamiento será la modificaciónde laDirectiva2001/80/CEqueexigiráque todas lasnue-vas instalaciones de combustión con una potencia mayor o igual a 300 MWe dispongan de espacio para captura y compresión del CO2, además de tener evaluadas la disponibilidad de almacenamientos geológicos y redes de transporte adecuados para una adaptación posterior.

– Lasmodificacionesimplicanunajustedelasreglasdelcomerciodeemi-siones de GEI, de forma que el CO2 capturado y almacenado en condi-ciones seguras será considerado legalmente no emitido, siendo este el principal incentivo para la implantación de la tecnología CAC.

– El límite máximo anual de derechos de emisión disponible en la Unión Europea se reducirá en un 21% en 2020.

– Como alternativa, aparecen las opciones de compra de derechos frente al almacenamiento de CO2 capturado.

– Aprobación de la Ley española 40/2010 de 29 de diciembre, de almacena-miento geológico de dióxido de carbono.

6. Proyectos CAC

La Unión Europea considera el Carbon Capture and Storage (CAC) como un medio crucial para combatir el cambio climático.

Enelsectorde lageneracióneléctrica, laUniónEuropea tieneplanificadoel promover la construcción, a nivel europeo, de plantas de demostración comer-cial de generación de energía eléctrica con la integración completa de la tecnolo-gía CAC. El periodo de demostración comercial irá del 2015 al 2020, cuando se supone que la tecnología estará comercialmente disponible.



Los criterios de selección para los proyectos de demostración comercial con-llevarán una serie de consideraciones:

– Consideraciones técnicas, mediante las cuales se consiga una validación lo más amplia posible de las distintas tecnologías.

– Consideraciones económicas y de eficiencia, orientadas a disminuir la inversión necesaria por parte de las administraciones públicas y privadas y garantizar un desarrollo rápido del programa.

– Consideraciones sociales, que permitan dar a conocer y aceptar social-mente estas tecnologías.

Conviene decir que estas plantas de demostración comercial tendrán unos mayorescostesadicionales,porloqueseránecesariounmecanismodefinancia-ción para estos proyectos.

Estos costes se pueden dividir en:

– costes de capital correspondientes a la inversión adicional de la planta en laparteespecíficadeCAC;

– costes de inversión en la infraestructura del transporte y en la del almace-namiento del CO2, así como las inversiones recurrentes, y

– costes de explotación correspondientes a la O&M de la parte del CAC de la captura, transporte y almacenamiento del CO2,alapérdidadeeficienciay a la menor disponibilidad de la central.

La fase de demostración comercial es la fase anterior a la operación comercial de una nueva tecnología. Por ello, al hablar de plantas de demostración nos refe-rimos a plantas de varias centenas de MWe instalados, distinguiéndolas, de esta forma, de las plantas piloto y de la fase experimental de I+D.

El proceso de captura del CO2 implica unos sobrecostes respecto a una planta de combustión equivalente sin CAC por los siguientes motivos:

– Mayor inversión requerida.– Mayores costes de operación y mantenimiento.– Pérdidadeeficiencia.– Incremento de indisponibilidades de la planta.– Inversiones recurrentes.– Costes de inversión y O&M del transporte del CO2 hasta el almacena-

miento.– Costes de inversión y O&M del almacenamiento del CO2.



Las plantas en la fase de demostración comercial deberán incorporar, obliga-toriamente, los sistemas de transporte y almacenamiento de CO2, que no estarán todavía disponibles en el mercado por no haber alcanzado la madurez necesaria. La presencia de estos sistemas deberá permitir demostrar su viabilidad a largo plazo, pero a la vez aumentará los costes tanto de inversión como de operación y mantenimiento respecto a las plantas sin CAC y a las futuras plantas con CAC en fasecomercial,quesebeneficiarándelaexistenciadedichossistemasenelmer-cado.

Actualmente, la generación eléctrica con CAC no resulta competitiva con el resto de tecnologías de combustibles fósiles, por lo que para posibilitar la cons-trucción de las plantas de demostración comercial se les deben dar los incentivos económicos necesarios.

Adicionalmente a los incentivos económicos, será necesario un nuevo marco regulatorio para toda la cadena CAC que posibilite el desarrollo de la nueva tecno-logía dando estabilidad a largo plazo.

En el caso de la Unión Europea, un conjunto de circunstancias apuntarían a una cierta ralentización del proceso de implantación de unidades de demostración impulsadoporlaComisión.Entreellascabeindicarrazoneseconómico-financie-ras, incertidumbres sobre rentabilidad de los proyectos y del precio del derecho de emisión de CO2, insuficienteapoyoeconómicocomunitarioydelosEstadosmiembros, e inicios de aparición de contestación social. En este escenario, parece que el objetivo de la Comisión de tener hasta 8 proyectos CAC en 2015 con una combinación adecuada de tecnologías, sería difícil de alcanzar.

7. Conclusiones

De todo lo anteriormente expuesto, se pueden obtener las siguientes conclu-siones principales:

– Pueden integrarse sistemas CAC completos y a gran escala a partir de tec-nologías existentes.

– Durante el próximo decenio el coste de la captura de CO2 podría reducirse entre el 20 y el 30%, y las nuevas tecnologías que aún están en fase de investigación deberían poder alcanzar mayores logros.

– En la mayor parte de los escenarios de estabilización, y en una cartera de opciones de mitigación de costos mínimos, la captura y almacenamiento de CO2 puede llegar a contribuir entre el 15 y el 55% al esfuerzo mundial de mitigación acumulativo hasta 2100.

– El grado de penetración en Centrales Térmicas para generación de electri-cidad se estima para 2030 de 90 a 190 GWe. Para llegar a estos valores será



necesario que los proyectos de demostración comercial se completen con éxito. El grado real de penetración de la tecnología CAC dependerá, ade-más, del marco regulatorio, las restricciones medioambientales y el grado de desarrollo de la red de transporte y almacenamiento.

– La Unión Europea tiene el compromiso de reducir en 2020 el 20% de sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) respecto a los niveles de 1990, con la posibilidad de alcanzar una reducción de hasta el 30% si se alcanza un acuerdo internacional global.

– La Agencia Internacional de la Energía estima que la demanda de electrici-dad se duplicará de aquí a 2030, requiriéndose la instalación de 5.000 GWe de nueva potencia.

– El carbón es difícilmente sustituible para producir energía eléctrica, al menos, en las próximas décadas.

– La Captura y Almacenamiento de CO2 puede tener un gran protagonismo en la lucha contra el cambio climático.

– El almacenamiento es clave y cada país tendrá que dar su solución propia.


7. BIOENERGÍA

7BIOENERGÍA

VALENTÍN RUIZ SANTA QUITERIADirector de Tecnología de Negocios Emergentes, REPSOL

1. Introducción

Uno de los grandes retos del sector de la energía es el que representa el gran crecimiento previsto de la demanda, hasta un 50% por encima de la actual en los próximos veinte años, según estimaciones de la Agencia Internacional de la Ener-gía1,locualseestimaqueseproduciráaundescontadoelefectodelaeficienciaprevista en el uso de la energía. Por otro lado, la necesaria reducción del impacto medioambiental, por el uso y transformación de los recursos que se aplican para la generación de energía, se convierte a su vez en un reto que debe ser compatible con atender el citado crecimiento de demanda.

En este sentido, las nuevas fuentes de energía, particularmente las de carác-ter renovable que presenten un balance medioambiental favorable, suponen una gran oportunidad para contribuir a los citados retos. En concreto, algunas mate-rias primas procedentes de los sistemas vivos que hoy existen (aceites vegetales, azúcares, grasas animales, etc.), y que se pueden generar, constituyen fuentes de energía de carácter renovable por la corta escala de tiempos en la que se obtienen, entre días y meses, en comparación con aquellas otras fuentes como el petróleo o el gas natural, también de origen biológico, cuya formación ha requerido la escala de tiempos geológica, cientos de millones de años.

Las fuentes de bioenergía han sido siempre un recurso utilizado desde el ori-gen de la humanidad, a través del uso de residuos agrícolas y forestales, mate-ria orgánica, etc., fundamentalmente para la generación de calor. Sin embargo, la ciencia y la tecnología en el ámbito de la bioenergía han venido avanzando en los últimosaños,atravésdelainnovación,conelfindehacerusodeestosrecursosdemaneramáseficiente,asícomoensutransformaciónendiferentesproductos,no sólo como fuente de energía (biogás, biocombustibles, materiales, etc.). Este avance ofrece una nueva perspectiva en lo que en los últimos años se ha venido a

1. AIE, Agencia Internacional de la Energía (OCDE), World Energy Outlook (2013).


VALENTÍN RUIZ SANTA QUITERIA82

llamar bioeconomía2, con una visión integrada sobre la explotación y uso indus-trial de los recursos naturales disponibles, con aplicación en diferentes campos: alimentación, medicina, materiales, productos químicos, energía, etc.

2. Los retos en el sector de la energía y las oportunidades de la bioenergía

No cabe duda de que una de las principales fuentes de energía y de la vida en la Tierra es el Sol. En este sentido, los organismos fotosintéticos que toman la energía lumínica del Sol son la base de casi todos los ecosistemas, y a través de complejos procesos metabólicos, que han desarrollado a lo largo de su evolución, almacenan parte de la energía absorbida de la luz solar en forma de compuestos químicos orgánicos (lípidos, carbohidratos).

En un sentido amplio, la bioenergía es el tipo de energía renovable que pro-cede del aprovechamiento industrial de la biomasa, o materia procedente de las sustancias que producen y constituyen los seres vivos, generalmente las plantas o los microorganismos. La biomasa se puede utilizar de forma directa, por ejem-plo, para la generación de calor, o sólo una fracción en forma de productos extraí-dos selectivamente, con conversión posterior a otras sustancias que son utilizadas como combustibles, con mayor densidad de energía, por ejemplo, combustibles líquidos.

Enelgráfico1,amododeejemplo,seobservanvariasrutasparaelaprove-chamiento y transformación de la biomasa. Las tres opciones, con diferente grado de madurez tecnológica, representan cómo la innovación avanza en este campo paraofrecerdiferentes solucioneshacia el suministro sostenibley suficientedebiocombustibles, en este caso como una alternativa y un complemento en el sumi-nistro de energía para el transporte.

Una primera alternativa es la extracción directa de productos como aceites, azúcares o almidón, almacenados en las semillas o en otras partes de diversas plan-tas, los cuales cuando se utilizan con este propósito se denominan cultivos ener-géticos. Entre ellos, encontramos los casos típicos de la soja, la colza, la palma, etc., de cuyas semillas se extraen aceites vegetales que por transformación química o termoquímica conducen a productos equivalentes a los destilados medios del petróleo como el diésel. En esta categoría se encuentran los denominados FAME o HVO (acrónimos de Fatty Acid Methyl Ester o Hydrotreated Vegetable Oil). Por otro lado, los hidratos de carbono como el almidón o el azúcar, extraídos respecti-vamente del maíz o de la caña de azúcar, tras su fermentación mediante procesos biotecnológicos ampliamente conocidos conducen a etanol. El etanol se mezcla con destilados ligeros procedentes del petróleo como las gasolinas convenciona-

2. European Commission, Investing in success. Developing a Bioeconomy using resources from land and sea, 2nd ed. (2012).


7. BIOENERGÍA 83

les,enproporcioneshastadel85%enetanol(denominadoE85);puedesertambiénutilizado como alcohol puro en vehículos preparados para ello, o puede servir para la preparación de compuestos orgánicos como el ETBE (etil-ter-butil éter), que se mezcla con gasolinas como componente «bio» en proporción superior al 10%.

GráfiCo 1.– Ejemplos para la producción de biocombustibles (FAME: éster metílico de ácidos grasos, HVO: aceite vegetal hidrotratado)

Unasegundaalternativa,descritaenelgráfico1,eselaprovechamientodelosresiduos procedentes de cultivos, bien sea con el propósito de su aplicación ener-gética o cualquier otro uso primario al que vaya a ser destinado. Son adecuados a este propósito los cultivos dedicados exclusivamente a la producción de biomasa (paja, myscanthus, etc.) o la biomasa de los residuos forestales procedentes de poda y limpieza de bosques. En este caso, el tratamiento térmico y eventualmente químico de esta biomasa, de naturaleza lignocelulósica, y el posterior tratamiento mediante enzimas, permite la obtención de azúcares por degradación de la celulosa y hemicelulosa presentes. Estos azúcares pueden ser transformados a alcoholes, incluido el etanol, o aceites que se pueden incorporar, al igual que en el caso ante-rior, a la cadena de los combustibles.

Laterceraalternativadescritaenelcitadográfico1eselcultivodemicroor-ganismos fotosintéticos, como el caso de las microalgas o cianobacterias, los cua-les acumulan como reserva energética gran cantidad de lípidos u otras sustancias que, una vez extraídas, se pueden transformar en biocombustibles, por lo que cons-tituyen una vía directa e integrada de alto interés.



En la actualidad, todas estas alternativas presentan retos importantes para que cadaunadeellas,oensuconjunto,permitanalcanzarelsuministrodeenergíasufi-ciente para el sector del transporte. Algunos de estos retos son de naturaleza tec-nológica, y otros están asociados a la sostenibilidad. Sostenibilidad en los aspectos económicos, sostenibilidad en los aspectos medioambientales y sostenibilidad en los aspectos sociales. Determinadas prácticas, habituales en algunos casos, en el desarrollo de cultivos energéticos y en su integración con los procesos para la obtencióndelbiocombustible suelen tomarsecomo referenciaparacualificar lasostenibilidad de estos productos por su origen. Sin embargo, no es la naturaleza delafuentedebiomasaolatecnologíadetransformaciónlaquedefinelasosteni-bilidadensuconjunto,sinocadacasooproyectoespecíficodiseñadoparaobtenerel biocombustible, con sus actuaciones concretas (de tipo social, medioambiental y económico),elquerealmentecontribuyeacualificarsusostenibilidad.

3. Expectativas del sector de la bioenergía y su entorno

Uno de los primeros aspectos a considerar es que cualquier alternativa nueva, conelfindeatenderlosretosdelaenergíaenlostérminosdescritosyquesusti-tuya a las soluciones existentes, ha de tener en consideración un análisis riguroso del ciclo de vida. Por lo tanto, es primordial que desde el comienzo de cualquier proyecto de innovación, y a lo largo de su desarrollo, se tenga en cuenta su contri-bución o balance favorable en términos de energía, materias primas y emisiones o residuos a lo largo del nuevo ciclo de vida con respecto a las alternativas que ya existen.

En este sentido, uno de los aspectos fundamentales y de mayor atractivo que representa el uso de los biocombustibles, frente a otras fuentes de energía fósil, es su mejor balance en emisiones de gases de efecto invernadero, particularmente las emisiones a la atmósfera referidas a CO2 (dióxido de carbono) equivalente, ya que los combustibles fósiles han sido generados en una escala de tiempo mucho mayor que en el caso de los biocombustibles. En este caso, el CO2 absorbido de la atmósfera por efecto de la fotosíntesis se convierte en los seres vivos en productos químicos, los cuales después de varios pasos de transformación pueden ser utiliza-dos como combustibles. Estos combustibles durante su uso emiten de nuevo CO2, compensando el que fue absorbido en una escala relativamente corta de tiempo, si se trata del caso de las fuentes renovables, lo que aparentemente conduce a un balance neutro de estas emisiones.

Sin embargo, la industrialización de los procesos de fabricación, partiendo desde el propio proceso agronómico hasta la transformación de los productos extraídos en combustibles, no siempre conduce a un balance neutro. En este sen-tido, se pueden dar situaciones en las que el balance es favorable, con reducción de emisiones de CO2, o en las que el balance es desfavorable, con mayores emisiones


7. BIOENERGÍA 85

de CO2 que las que fueron absorbidas en origen durante el proceso de fotosíntesis. Por lo tanto, este balance en emisiones de dióxido de carbono no sólo está asociado al tipo de cultivo o la naturaleza de la biomasa, sino al balance que se produce en todo el ciclo de vida del producto, desde la generación de la materia prima hasta elproductofinal.

Actualmente, en la Unión Europea el balance en emisiones de CO2 que se requiereparalacualificacióndelbiocombustiblecomotal,deacuerdoalasobli-gaciones de cuotas obligatorias establecidas, establece que ha de presentar una reducción del 35% en emisiones frente a la fuente fósil a la que sustituye para el mismo uso. En el futuro3, estos planteamientos serán cada vez más exigentes, ya que el balance de emisiones de CO2 equivalente se ha establecido que, en el caso de nuevos proyectos, tendrá que alcanzar una reducción en emisiones de al menos el 50% a partir de 2017 y del 60% a partir de 2018.

Conelfindeatenderestos requerimientos,han idoapareciendodiferentesfamilias de biocombustibles, y atendiendo a la naturaleza de la materia prima, éstossehanvenidoclasificandobajoelesquemadelasdenominadas«generacio-nes»:primera,segundaytercera.Enlaactualidadsetiendeaunaclasificaciónmássimplificada,enlaquenosólolamateriaprimacondicionalaclasificación,sinotambién el proceso empleado para su obtención y transformación, o la naturaleza delproductoy,finalmente,loquetambiénesimportante,elestadodedesarrollodelas tecnologías asociadas y los atributos, cada vez más exigentes, que han de cum-plir estos biocombustibles en todo su ciclo de vida. Es por ello que la terminología actualidentificalasfamiliascomo:biocombustiblesconvencionalesybiocombus-tibles avanzados.

Los biocombustibles convencionales incluyen a aquellos que se obtienen a través de tecnologías de procesos industriales bien establecidos y que ya han alcan-zado la escala comercial. Las materias primas, típicamente, proceden de la extrac-ción directa de productos de determinados cultivos, como los aceites vegetales, el almidón, los azúcares, y su posterior transformación a biocombustibles.

En el caso de los biocombustibles avanzados, desde nuestro punto de vista, una delasdefinicionesmásacertadaseslaqueofrecelaPlataformaTecnológicaEuropeade Biocombustibles4 (EBTP, European Biofuels Technology Plattform). Indica que un biocombustible avanzado, típicamente, se produce a partir de materia prima no utilizada para alimentación, tal como los residuos de la biomasa (p. ej. madera, paja, residuos municipales, etc.), cultivos no dedicados a la alimentación (p. ej. pastos) o biomasa acuática. Estas alternativas, en el caso de los biocombustibles avanzados,

3. Unión Europea, Directiva 2009/30/CE del Parlamento europeo y del Consejo, 23 de abril de 2009.

4. EBTP, European Biofuels Technology Platform, Advanced Biofuels in Europe, (www. biofuelstp.eu).



han de presentar un comportamiento similar o superior al de los biocombustibles ya existentes en el mercado, una baja huella de dióxido de carbono o gases de efecto invernadero en todo su ciclo de vida y demostrar una alta sostenibilidad. El término avanzado también se aplica a los nuevos biocombustibles que pueden ser más com-patibles con las infraestructuras de combustible convencional existentes, tales como los aceites vegetales sometidos a procesos de hidrotratamiento (HVO), bioqueroseno paraaviación,biobutanol,biopetróleo,etc.Endefinitiva,esteconceptodebiocom-bustible avanzado trata de recoger gran parte de las aspiraciones que no cumplen los desarrollados hasta ahora, y que serían deseables.

Unavezidentificadoslosretosprincipalesalosqueseenfrentalabioenergía,particularmente en el ámbito de los biocombustibles, y como un área nueva de inno-vación, es importante entender cuales son las expectativas y su papel, relacionado con los retos futuros del sector de la energía, y la previsión para abordarlos y superarlos.

Los biocombustibles se presentan como una necesidad, bien como comple-mento o como alternativa a las fuentes fósiles, lo que hace que la perspectiva de lademandaseadecrecimiento.Comomuestradeello,enelgráfico2podemosobservar la estimación de la Agencia Internacional de la Energía5 tanto para la demanda de biocombustible, en términos de energía equivalente, EJ, como para la superficiedesuelonecesario,Mha,dadoqueanalizadaslasalternativas,laproduc-ción de biomasa requiere uso de terreno que hoy o bien está dedicado a otros usos o a cultivos alternativos.

GráfiCo 2. – Proyecciones de la demanda de biocombustibles y uso de suelo para su producción, según estimaciones

de la Agencia Internacional de la Energía (2011)

5. AIE, Agencia Internacional de la Energía (OCDE), Technology Roadmap. Biofuels for transport (2011).

Fuente: Elaboración propia, basada en el documento de la Agencia Internacional de la Energía (OCDE), «Techo-logy Roadmap. Biofuels for transport» (2011).


7. BIOENERGÍA 87

Si la demanda o el uso de biocombustibles en la actualidad representa entre el 2-3% del consumo total de combustibles a escala global, se estima que este valor crecerá unas diez veces en los próximos 30 años, lo que indica que nos encontra-mos sólo en los comienzos de que esta fuente de energía renovable sea una alter-nativa real a los combustibles fósiles. Por otro lado, el reto es de tal magnitud que requerirá de un largo tiempo para la sustitución de una fuente por otra, y en los próximos años será sólo un complemento al abastecimiento de la demanda de energía para el transporte. Estos datos también indican que progresivamente los biocombustibles actuales serán reemplazados por otros de los denominados avan-zados, como es el caso del biodiesel o el del etanol de origen lignocelulósico, que en algunos casos sustituirán prácticamente a los biocombustibles con los que hoy contamos. Desde nuestro punto de vista, tendrán que aparecer nuevos productos renovables de origen biológico, como es el caso de productos equivalentes al que-roseno, en forma de bioqueroseno (o biojet), e incluso aparecerán otros productos nomencionadosenlacitadagráficacomoalternativaaletanol,demaneraquelassustituyan o sean componente de las gasolinas.

Porotrolado,lagráficadeladerechaenelgráfico2,muestraque,mientrasla estimación en el crecimiento en la demanda de biocombustible se multiplica por diezen lospróximos30años, lasuperficienecesariadesueloparaatenderestademanda se estima que sólo se multiplicará por tres. Esto es consecuencia de la mayoreficienciaqueseránecesarioalcanzarenelusodelatierraparaestepro-pósito, lo que supondrá el desarrollo de técnicas agronómicas más avanzadas, con mayor intensidad en la producción, así como el mayor aprovechamiento de los residuosagrícolasconelfindeatenderelcrecimientoenlademandadebiocom-bustibles de manera sostenible.

El uso del suelo o de la tierra es uno de los aspectos más controvertidos en las políticas que se están discutiendo en este momento. Particularmente, merece la pena mencionar el denominado factor ILUC6 (Indirect Land Use Change), o factor indirecto asociado al cambio de uso del suelo. Este factor pretende contabilizar el efecto, generalmente aditivo, de las emisiones de CO2 equivalentes asociadas al uso del suelo para producción de biocombustibles en comparación a cuando éste se utilizaba para otros propósitos, p. ej. cultivos alimentarios. La hipótesis que se hace es que las necesidades de cultivo alimentario se desarrollen indirectamente en otra región, desplazando y, eventualmente, reduciendo zonas de bosque, pastos o reservas naturales, que hoy suponen almacenes importantes de carbón y que sería emitido a la atmósfera.

El cálculo del efecto ILUC es complejo y requiere el establecimiento de un vínculo entre la producción de cultivos para biocombustibles en un cierto lugar y, como consecuencia, el desplazamiento de terrenos dedicados previamente a bos-

6. European Commission, MEMO 12/787, Indirect Land Use Change (2012).



ques o praderas en cualquier otro lugar, que incluso puede ser otro continente7. La medida de este efecto no se puede llevar a cabo directamente, y sólo es posible a través de modelos e hipótesis. Tanto la regulación de la Unión Europea como la de los Estados Unidos de América, entre otras regiones, incluyen consideraciones relativas al ILUC. No obstante, la complejidad en la determinación de estos facto-res ILUC, así como el impacto tan notable que tendría su aplicación en la indus-tria, al tener que descartar cultivos y terrenos que hoy se están utilizando para la producción de biocombustibles, ha condicionado que en la Unión Europea se haya pospuestolaregulaciónmásespecíficahastadespuésde2016conelfindedispo-ner de mayor información.

4. La innovación y las alternativas en el desarrollo de los biocombustibles

La innovación no siempre requiere esquemas de desarrollo largos en el tiempo o procesos industriales totalmente nuevos para hacer llegar nuevos productos de acuerdo a las necesidades del mercado. Sin embargo, en otros casos es necesario el desarrollo de conocimiento fundamental que permita romper las barreras en la implantación de las nuevas soluciones, de manera que estas sean viables no sólo técnica sino también económicamente.

A continuación describiremos brevemente algunos de los ejemplos más representativos en las perspectivas del avance de los biocombustibles, a través de la innovación, en el entorno de los retos que se han descrito.

En primer lugar, el caso de los aceites vegetales sometidos a procesos de hidrotratamiento (o hidrogenación), HVO (Hidrotreated Vegetable Oil), denomi-nando así tanto al producto como a su proceso de obtención. La opción HVO representaunasolucióneficienteparalainnovación,yaquebienpuederealizarseen instalaciones dedicadas exclusivamente a la hidrogenación de los aceites, o emplearinstalacionesindustrialescomolasqueexistenenlasactualesrefineríasadaptadas para la alimentación de estos aceites, particularmente las denomina-das unidades de HDS (hidrodesulfuración) que también utilizan la tecnología del hidrotratamiento.Enelproceso(gráfico3),a travésdeunsistemacatalítico,seelimina el oxígeno presente en la composición del aceite vegetal y se producen moléculas de hidrocarburo similares a las que existen como componentes en el combustible diésel.

El tratamiento de estos aceites vegetales se realiza tanto de forma dedicada (100% de aceite) como combinando diferentes proporciones con corrientes a tratar procedentes del petróleo, lo que supone un co-procesado en el hidrotratamiento de ambas materias. Por lo tanto, el proceso de HVO aprovecha el conocimiento desa-

7. Gerdien Prins, A. et al. (2010), Are models suitable for determining ILUC factors?, Ne-therlands Environmental Assessment Agency.


7. BIOENERGÍA 89

rrolladoenlosprocesosdelrefinadodelpetróleo,enestecasoparalaproducciónde biocombustibles, lo cual puede suponer una reducción importante en el coste de nuevas inversiones. Así mismo, el procesado conjunto de aceites vegetales o grasas animales con aceites minerales procedentes del petróleo en unidades existentes en lasrefinerías,comolasdenominadasHDS,representanunaoportunidadyaque,porlamaneraenlaqueseobtienenlosproductosfinalesyporsuscaracterísticasquími-cas, es compatible con la actual logística de los combustibles, el comportamiento del motor en los vehículos actuales, y con los sistemas de emisiones y pos-tratamiento.

GráfiCo 3.– Esquema simplificado de un proceso de hidrotratamiento para la producción de HVO

Un segundo caso al que nos referiremos es el de los procesos que hacen uso de la biomasa, particularmente de aquella que representa residuos de lignocelu-losa (restos forestales, residuos agrícolas o cultivos dedicados a la producción de biomasa).Estaalternativatieneungranatractivo,yaqueatiendealretodelaefi-ciencia en el uso de los recursos y sus residuos, hasta ahora desaprovechados en su gran mayoría para esta aplicación, y en el uso del suelo para producir mayor can-tidaddebiocombustibleporunidaddesuperficie.

La lignocelulosa es el principal componente de la pared celular de las plantas. Mediante un tratamiento adecuado, se puede separar la lignina, hidrolizar la hemi-celulosa a carbohidratos o azúcares fermentables y reducir la cristalinidad de la celulosa para liberar la glucosa. La principal barrera tecnológica para la utilización de la biomasa vegetal es, en general, la ausencia de una tecnología de bajo coste dirigida a la naturaleza recalcitrante de la lignocelulosa. Los desarrollos actuales están centrados en diversos métodos que mejoran la hidrólisis de la lignocelulosa, comolostratamientosfisicoquímicosybiológicosatravésdeenzimas.



No cabe duda de que una vez resueltas las barreras tecnológicas y de coste para el tratamiento de la lignocelulosa y su conversión mayoritaria en azúcares, los procesos biotecnológicos, como los de fermentación, permiten la producción de sustancias como el etanol, que puede ser empleado directamente como com-bustible en mezclas con gasolina, o a partir de éste en la síntesis de éteres como el ETBE (etil-ter-butil éter), el cual favorece una mejora notable en el octanaje de la gasolina.

Sin embargo, cada vez es más frecuente la propuesta de nuevos procesos bio-tecnológicos para la conversión de estos azúcares en diversos productos mediante el uso de nuevas levaduras o microorganismos que realizan esta función. Entre estos productos, existen alternativas para la producción de aceites, isobutano, buta-nol, etc., y la propuesta de un número de productos químicos, entre ellos el ácido succínico, que pueden derivar hacia aplicaciones más allá de la de los biocombus-tibles, como es el caso de la química o la de los materiales.

En tercer lugar, otro área de gran potencial y atractivo en el campo de la inno-vación, en bioenergía, es el de las microalgas. La mayor parte de las algas son foto-sintéticas;esdecir,puedenconvertirCO2 y agua en oxígeno y moléculas orgánicas con la energía de la luz del Sol, expresado de una manera muy resumida. Particu-larmente, algunas microalgas acumulan triglicéridos en grandes cantidades –alcan-zando en los casos óptimos entre un 30-60% sobre peso seco– y presentan una eficienciafotosintéticasuperioraladeloscultivosterrestres.Lascianobacterias,también de naturaleza fotosintética, y otras algas tienden a acumular carbohidra-tos, aunque algunas de ellas también acumulan lípidos en cantidades interesantes (hasta un 20%). Tal como hemos visto hasta ahora, los lípidos o aceites y carbo-hidratos que acumulan estos sistemas, una vez extraídos, son materias primas de interés para la fabricación de biocombustibles.

Las microalgas fotosintéticas, sin duda, son una alternativa a tener en cuenta como productoras primarias de biomasa para la fabricación de biocombustibles por las siguientes razones8, 9:

– La capacidad de producción de biomasa a partir de CO2 es superior a la de los cultivos terrestres convencionales.

– El cultivo de microalgas no requiere suelo fértil, ni agua de buena calidad, ni pesticidas para crecer.

– La industrialización de los procesos de producción de biomasa de algas permite la introducción de un mayor número de parámetros de diseño y control que los cultivos terrestres.

8. Bioplat, Plataforma tecnológica española de biomasa, Energía de las algas: presente y futu-ro (2010).

9. AIE, Agencia Internacional de la Energía, Algae: the future for bioenergy? (2009).


7. BIOENERGÍA 91

– Capturan CO2 de la atmósfera o directamente de fuentes de emisión, como refinerías,centraleseléctricasocementeras.

– La biomasa que no se utiliza para biocombustible se puede utilizar para alimentación en piscicultura o ganadería, o como suplemento dietético en seres humanos, con lo que se rompe la oposición «alimentos vs. com-bustibles».

No obstante, la capacidad de producción primaria de las algas se ha exage-rado, ya que se llegan a atribuir productividades hasta 100 veces superiores a las de loscultivosterrestresyqueexcedenellímiteteóricodeeficienciadelafotosínte-sis. En este sentido, no parece razonable llegar a productividades de hasta 1.000 t biomasa/ha.año,comosehapropuestoenalgúncaso.Seríasuficientetansolotri-plicar, o incluso duplicar, los rendimientos en producción de aceites, a través de estos microorganismos fotosintéticos frente a los cultivos vegetales terrestres, para entender el atractivo de las microalgas.

No obstante, hoy en día la producción de biocombustibles a partir de micro-algas no es aún competitiva, debido a que su coste de producción se encuentra lejos del de otras fuentes en varios órdenes de magnitud por encima. De ahí que gran parte del esfuerzo comercial que hoy se lleva a cabo relacionado con el cul-tivo de microalgas está más orientado a otras aplicaciones, como por ejemplo: en acuicultura, como alimento para larvas, la obtención de productos para cosmética, u obtención de extractos de alto valor en nutrición, por ejemplo, por su alto conte-nido en sustancias como omega-3.

Las líneas de desarrollo que se están abordando para reducir los costes en el cultivo de microalgas para la obtención de biocombustibles se centran en tres aspectos: la productividad, las inversiones y los costes operativos, en los términos que a continuación se indican.

Aumento de la productividad (masa/superficie.tiempo):

– Desarrollo o evolución de cepas de microalgas con alta productividad de aceitesocarbohidratos.Incluyelamodificacióngenéticademicroorganis-mos.

– Diseño de fotobiorreactores con alta capacidad de producción y máxima eficienciafotosintética.

Disminución de inversiones:

– Fotobiorreactores de bajo coste, por ejemplo, construidos totalmente en plástico.

– Métodos de cosechado alternativos al actualmente empleado de centrifu-gación.



– Métodos de extracción de los productos, por ejemplo, los aceites o lípidos, alternativos al uso de disolventes.

Disminución de costes operativos:

– Reducción de costes de mano de obra, por ejemplo, a través de la automa-tización de algunas operaciones.

– Reducción en los costes de energía (cultivo, cosechado y extracción de productos).

– Reducción del coste por el uso de agua y su tratamiento, nutrientes y CO2.

Finalmente, relacionado con el conjunto de alternativas que se han indi-cado, el conocimiento que se desarrolle acerca de los sistemas vivos y, sin duda, el avance que para ello se está produciendo en la ciencia de la biología tendrá un gran impacto en los retos que existen tanto para la producción de biocombustibles, en particular, como en el caso más amplio de la bioenergía o la bioeconomía. El desa-rrollo del conocimiento en este ámbito, a través de una serie de disciplinas nuevas como la ingeniería metabólica, la biología de sistemas, la ingeniería de proteínas, las matemáticas, etc., se prevé que permitirán el diseño de sistemas que funcionen como factorías celulares10 para convertir la biomasa u otras materias primas en la moléculasquedeseemos,deunamaneramuyeficiente,atravésdelacombinacióndel conocimiento de la biología como ciencia y su integración con los conceptos de la ingeniería.

Hoy ya existen algunos ejemplos a diferente escala, desde el laboratorio hasta su industrialización, que demuestran esta capacidad: Dupont ha lanzado un pro-ceso para la producción de 1,3-propanodiol, con aplicación de la fabricación de fibrasyunamplionúmerodeplásticos,medianteelusodeunmicroorganismodeEscherichiacolirediseñadoporingenieríametabólica;GevoyButamaxtambiénhan desarrollado un proceso para la producción de isobutanol, con aplicación en la mezcla con gasolinas y la producción de bioqueroseno, igualmente a través del desarrollo de ingeniería metabólica en una levadura, y Amyris ha desarrollado un proceso para la producción de artemisina, principio activo básico para la cura de la malaria,asícomoeldiseñodelarutametabólicaqueconduceaunproductofinaldenominado farneseno, compatible con su uso como combustible para motores diésel. Son pues cada vez más ejemplos los que demuestran que la biotecnología adquiere un papel central para facilitar soluciones sostenibles relacionadas con el suministro de combustibles, productos químicos y materiales.

Como ocurre en muchos campos nuevos que comienzan a abrirse, será nece-sario descubrir la ventajas de la síntesis biológica frente a la síntesis química, ya

10. nieLsen,J.;fusseneGGer,M.;KeasLinG,J.;Lee,Y.S.;Patter,K.;PaLsson, B. (2014), Nature Chemical Biology, 10, pp. 319-322.


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que éstas no son generales y deben ser establecidas caso a caso en función de que la primera aporte valor adicional en forma demayor eficiencia, selectividad, osolvente la complejidad en la síntesis de determinados productos. No obstante, el avance basado en la integración de un conocimiento creciente en biología como ciencia y la ingeniería ha sido exponencial durante los últimos diez años. Su orien-tación para encontrar funciones de los sistemas vivos a la medida, con aplicación prácticaenlosretosindustriales,permiteidentificarestecampodelabiotecnolo-gía avanzada como un área de innovación que tendrá un gran impacto durante los próximos diez años en el sector de la energía.


8. ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA Y EFICIENCIA ENERGÉTICA

8ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA Y EFICIENCIA ENERGÉTICA

LUIS MANUEL SANTOS MORODirección de Innovación, EDP HC Energía

1. El almacenamiento de energía, una herramienta para equilibrar el sistema

La primera aproximación al fenómeno del almacenamiento de energía eléc-trica suele ser la evaluación de la rentabilidad de las aplicaciones de arbitraje: cargar un dispositivo de almacenamiento durante las horas valle de precio bajo y descargarlo durante las horas punta de precio elevado. En lugar de mover energía de un lugar a otro se emplea el equipo de almacenamiento para mover la energía en el tiempo. Pero en el sistema eléctrico español la participación de las energías renovables ha superado el umbral del 20%, alterando este enfoque tradicional.

En los últimos años el parque de instalaciones eólicas en España ha crecido a un ritmo similar al de las centrales de ciclo combinado y ahora es la segunda tec-nología de generación por potencia instalada, con 21 GW que suponen un 21% de la capacidad total instalada. Junto con la energía solar fotovoltaica el porcentaje se eleva al 25%. El problema es que esas dos tecnologías de generación no son des-pachables, no siguen a la demanda de energía eléctrica, y presentan incrementos bruscos de generación que no tienen por qué coincidir con las situaciones de mayor demanda. Eso supone que en algunas ocasiones el operador del sistema se ve obli-gado a ejecutar órdenes de desconexión de la generación renovable. Durante más de cuarenta años, el sector eléctrico ha estado preocupado por la gestión de la demanda (Demand Side Management) y ahora se encuentra con un problema del lado de la oferta. Por eso no debe sorprender que el operador del sistema tenga que recurrir a medidas que conlleven recortar la punta de oferta (supply peak shaving) inspiradas en las herramientas de recorte de la punta de demanda (demand peak shaving).

Pero esas medidas de recorte acarrean perjuicios para los distintos agentes implicados. El más obvio de ellos es la energía renovable vertida y no aprove-chada. Pero hay otras víctimas del proceso y son las centrales térmicas que deben desconectarse (o a las que se les priva la oportunidad de conectarse) para dar prio-


LUIS MANUEL SANTOS MORO96

ridad a la generación renovable. Se trata de situaciones que evidencian una gran ineficienciayenlasqueseincurreenelevadoscostesdeoportunidad.

Una de las consecuencias de esta situación de elevada participación de las energíasrenovableseslavariabilidaddepreciosdegeneración.Enelgráfico1seve como el margen (spread) diario entre el precio más elevado y el más bajo ha experimentado variaciones entre los años 2006 y 2013. Si en el año 2006 había 37 días en los que ese margen era superior a 60 €, en 2011 el número de días que cum-plían esa condición bajó a 10 y en 2013 subió otra vez hasta los niveles de 2006. Esta variabilidad hace que el arbitraje de precios presente grandes incertidumbres.

GráfiCo 1.–Curvas monótonas de márgenes (precio punta-precio valle) para cuatro años

Por lo tanto, desde la perspectiva del arbitraje de precios el elevado porcen-taje de potencia de origen renovable ha creado incertidumbres para la viabilidad económica de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica. Pero no es ese el único punto de vista a considerar.

La coexistencia en el mercado de generación de problemas del lado de la demanda y de la oferta supone la necesidad de dotar al sistema de instrumentos para equilibrarlo. Cuatro posibles soluciones son: contar con tecnologías de gene-raciónaúnmásflexibles;incrementarlasinterconexionesentrelossistemaseléc-tricos;medidasdegestióndelademanda,yemplearequiposdealmacenamientode energía eléctrica. De estas cuatro soluciones, el almacenamiento cuenta con la ventajadequepotencialosbeneficiosdelasotrastres.Proporcionaalasplantasdegeneraciónrenovableslaflexibilidaddelaquecarecen,permiteajustarodiferir


8. ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA Y EFICIENCIA ENERGÉTICA 97

inversiones para la potenciación de las redes de transporte y distribución, y sirve para modular la curva de demanda, sobre todo si los equipos de almacenamiento se ubican cerca de los puntos de consumo.

Esareflexiónsobrelaubicacióndelosequiposdealmacenamientocercadelos puntos de consumo es particularmente relevante al considerar la necesidad de nuevas redes. Los recursos energéticos renovables (bien sea el viento o la radia-ciónsolar)suelenestargeográficamentedistribuidosdemaneranouniformeyentodo caso no necesariamente localizados cerca de los grandes centros de consumo. Por eso, para asegurar la introducción en el mercado de energía de origen eólico o solar será necesario construir nuevas redes que unan los puntos de generación con los de consumo.

Y si se van a necesitar más redes de transporte y distribución, los equipos de almacenamiento pueden prestarles valiosos servicios. No sólo permiten aplazar inversiones en nuevas redes y mejorar la gestión de la de demanda o proporcionar apoyo en casos de falta de suministro, sino que también aportan estabilidad a la red y facilitan el control de tensión y frecuencia.

Pero si pretendemos desplegar instalaciones de almacenamiento de energía de tecnologías que también dependan del emplazamiento, estaremos acrecentando la necesidad de construir nuevas redes que unan a su vez los puntos de generación, los de almacenamiento y los de consumo. Colocando las instalaciones de almace-namiento lo más cerca posible del consumo reducimos esa necesidad y al mismo tiempo evitamos tener que almacenar energía que luego se perdería por efecto Joule en las redes que unen los puntos de almacenamiento con los de consumo. Un ejemplo de las soluciones de almacenamiento de este tipo lo encontramos en el caso de ascensores combinados con baterías que permiten absorber sus elevadas corrientes de arranque. Ya existen en el mercado ascensores con una potencia de 500 W, menor que la de un horno microondas.

Por lo tanto, los sistemas de almacenamiento deben ser vistos como herra-mientas para garantizar el equilibrio del sistema eléctrico. Pero una vez que hemos determinado su aplicación podemos preguntarnos ¿se trata de una tecnología madura?

2. Madurez tecnológica

Una forma de evaluar el grado de madurez de una tecnología es emplear la escala de medida de los denominados TRL (Technology Readiness Levels), indi-cador que fue originalmente desarrollado por la NASA en los años ochenta del siglo XX y posteriormente adaptado por el Departamento de Energía de los Esta-dos Unidos. Actualmente, el programa Horizon 2020 de investigación de la Unión Europea lo ha incorporado como escala de evaluación del grado de madurez de



lastecnologías.Lamentablementesuempleoaúnnohacaladolosuficientecomopara poder disponer de valores contrastados para las diferentes tecnologías de almacenamiento, pero hay que contar con la esperanza de que cada vez se vaya empleando más.

En ausencia de valores comparables empleando esa escala, se puede compa-rar la madurez relativa entre dos tecnologías investigando la evolución del número depatentes.Porejemplo,enelgráfico2vemoscomoenlosúltimosveinteañoshahabido una tendencia descendente en el número de patentes de las baterías de NaS mientras que en el mismo periodo la tendencia ha sido la contraria con las baterías deflujoredox.

GráfiCo 2.–Variación del número de patentes para dos tecnologías

Lanecesidaddecompararentredistintastecnologíasesunasuntoespecífi-camente relevante dentro del ámbito del almacenamiento de energía eléctrica. La primera pregunta que debemos hacernos al aproximarnos a este ámbito tecnoló-gico es ¿para qué necesito el almacenamiento?, pregunta que podemos reformular como ¿cuánto necesito que dure la descarga del equipo de almacenamiento? Si la respuesta es segundos, estamos evidenciando que lo que queremos resolver es un problema de calidad de suministro. Si nuestra respuesta es minutos, nuestro pro-blema probablemente será asegurar la estabilidad de la red durante la transición entre diferentes fuentes de generación. Y si la respuesta es horas, será porque bus-camos soluciones de arbitraje de precios, nivelado de la carga (load leveling) o recorte de la demanda (peak shaving).

Y en función de ese tiempo de descarga requerido y de la potencia nominal que proporcione el equipo, encontraremos que no todas las tecnologías de alma-cenamientosondeaplicaciónentodosloscasos,comosepuedeverenelgráfico3. En él vemos también que la tecnología del bombeo hidráulico (pumped hydro PSH) destaca de las demás por su elevada potencia y tiempo de descarga. Se trata de la tecnología más madura con abundantes despliegues comerciales.



GráfiCo 3.–Tecnologías de almacenamiento en función de la potencia nominal y el tiempo de descarga

Pero desafortunadamente, tanto el bombeo como el aire comprimido presen-tan una fuerte dependencia de los emplazamientos geológicos y requieren elevados costes de inversión, largos plazos de construcción y la gestión de severos impac-tos ambientales. Son tecnologías al alcance de países afortunados que cuentan con recursos orográficos y geológicos adecuados. Los sistemas menos afortunadosrequieren otro tipo de soluciones de almacenamiento distribuido.

Esta preocupación por el almacenamiento distribuido fue acertadamente eva-luada por Eurelectric en su documento Decentralised storage: impact on future distribution grids1. En él se considera al almacenamiento distribuido como una pieza del complejo rompecabezas que constituyen las redes inteligentes (Smart grids) y que en todo caso es una familia de tecnologías transversales que pueden ser usadas por diferentes agentes del mercado. No se trata por tanto de un monopo-lio natural como es el caso de las redes. También reconoce que aunque el almace-namientoproporcionarámúltiplesbeneficiosalsistema,nosetratadeunabala de plata,yqueparaconcretaresosbeneficiosesnecesarioprofundizarenunavisión

1. Eurelectric(2012),«TaskforceSmartgrids,flexibleloadsandstorage»,Decentralised sto-rage: impact on future distribution grids, Bruselas.



integradadetodosloscostesybeneficios.Pero,sobretodo,insisteenrequerirmásapoyo a las actividades de investigación y desarrollo que permitan garantizar una adecuada integración de los sistemas de almacenamiento en las redes.

No es Eurelectric la única entidad que reconoce esta necesidad de apoyar la I+D. En el Plan Estratégico Europeo de Tecnología Energética (SET Plan por sus ini-cialeseninglés),laComisiónEuropeaidentificaelalmacenamientocomounodelosretos de ese plan durante el periodo 2007-2017 para alcanzar sus objetivos en 20502.

Fruto de esta preocupación comunitaria se han producido notables esfuerzos por concretar las acciones necesarias para cumplir esos objetivos. Por un lado, cabe destacar el esfuerzo conjunto realizado por la industria y la comunidad cien-tíficaeuropeaseneldocumentodehojade rutahacia2030para tecnologíasdealmacenamiento de energía en Europa3, elaborado por la Asociación Europea para el Almacenamiento de Energía (EASE) y la Alianza Europea para la Investigación enEnergía(EERA).Enélseidentificancomoaccionesparalospróximosdosañosla realización de estudios sobre almacenamiento térmico, los proyectos a pequeña escala de integración en red y baterías y los trabajos de modelización. En el hori-zonte de dos a cinco años habrá que diseñar mecanismos de mercado e incentivos para la integración en red, plantear proyectos a mediana escala de almacenamiento térmico y avanzar en la integración de redes de gas y electricidad. Por último, en el horizonte de cinco a diez años se pueden plantear proyectos a gran escala. Pero, en cualquier caso, durante todo el horizonte temporal de diez años se debe apoyar lainvestigaciónennuevosmateriales,unaspectocomúnconbeneficiosparatodaslas tecnologías de almacenamiento.

Esta preocupación por la investigación en nuevos materiales está alineada con otra hoja de ruta, la elaborada previamente por la propia Comisión Europea4 y en la queseidentificanlíneasdeinvestigaciónenmaterialesque,deejecutarseadecua-damente, proporcionarían resultados con los que las diferentes tecnologías podrían conseguir reducciones de costes y valores de referencia de comportamiento (Key Performance Indicators) con los que aumentar su madurez tecnológica.

Contrastanotablementeesteplanteamientoeuropeobasadoenladefiniciónde hojas de ruta de compleja elaboración con el enfoque pragmático imperante en los Estados Unidos. Sirva como ejemplo el denominado Plan 5-5-5 por el que el Departamento de Energía de Estados Unidos encargó al laboratorio nacional Argonne la formación de un centro conjunto de investigación en almacenamiento

2. Comisión de las Comunidades Europeas (2007), COM(2007) 723 Comunicación de la Co-misión al Consejo, al Parlamento Europeo, al Comité Económico y Social Europeo y al Co-mité de las Regiones «Plan Estratégico Europeo de Tecnología Energética», Bruselas.

3. EASE/EERA Working Group, (2013), Joint EASE/EERA recommendations for a European Energy Storage Technology Development Roadmap towards 2030, Bruselas.

4. European Commission (2011), Materials Roadmap enabling low carbon energy technolo-gies, Bruselas.



energético (JCESR, Joint Center for Energy Storage Research) con el triple obje-tivo de conseguir que en cinco años se obtuvieran sistemas de almacenamiento con cinco veces más densidad de energía y a un quinto del coste actual5.

En España, el Ministerio de Economía y Competitividad ha encargado a la Plataforma Tecnológica de Redes, FUTURED, la creación de un grupo de trabajo interplataformas de almacenamiento de energía, que está siendo liderado por EDP y en el que participan más de cuarenta entidades, con el objetivo de elaborar una relación de proyectos nacionales de estas tecnologías y un inventario de las capa-cidadesdelasempresasycentrosdeinvestigaciónespañolesconelfindealinearlos esfuerzos con las hojas de ruta comunitarias anteriormente expuestas.

3. Madurez comercial

Pero si los TRL son una escala de medida del grado de madurez de una tec-nología, cabría pensar si existe alguna otra escala de medida equivalente de la dis-posicióndelmercadoparaacogeresosnuevosproductos.Efectivamenteexiste;setrata de los Customer Readiness Levels o Demand Readiness Levels. Con ellos se trata de evaluar si habrá mercado más allá de un horizonte de cinco años o si por el contrario el mercado está ya preparado para que muchos clientes muestren interés por esos productos.

La combinación de ambas escalas (TRL y CRL) permite elaborar una repre-sentación simbólica de como el empujón de la tecnología y el tirón del mercado hacen avanzar el proceso de investigación, desarrollo, demostración e innovación (gráfico4).

¿Y cuál es el nivel de aceptación por el mercado de las tecnologías de alma-cenamiento de energía? Dejando de lado las tecnologías maduras del bombeo y del aire comprimido, el resto de tecnologías presentan un panorama en el que las gran-des operaciones de compra de sistemas vienen de la mano de fuertes programas de incentivos gubernamentales dirigidos fundamentalmente a empresas eléctricas. Cabe mencionar como ejemplos el programa del regulador energético del Estado de CaliforniaquefijaalasempresasSouthernCaliforniaEdison,PacificGas&Electricy San Diego Gas & Electric objetivos para la compra de sistemas de almacenamiento desde 2014 a 20206, o el Plan de apoyo del Ministerio de Economía, Comercio e Industria del gobierno japonés para que Tohoku Electric Power y Hokkaido Electric Power desplieguen baterías en subestaciones de dos islas japonesas7.

5. http://www.suntimes.com/news/16725542-418/argonne-goal-batteries-five-times-more- powerful-five-times-cheaper.html.

6. PubLiC utiLities CoMMission of the state of CaLifornia (2013), Order Instituting Ru-lemaking Pursuant to Assembly Bill 2514 to Consider the Adoption of Procurement Targets for Viable and Cost-Effective Energy Storage Systems, San Francisco.

7. http://www.meti.go.jp/english/press/2013/0731_03.html.



GráfiCo 4.–TRL versus CRL

El gobierno de China, por su parte, ha reconocido en el decimosegundo Plan Quinquenal (2011-2015) al almacenamiento de energía como un facilitador clave para la consecución de sus objetivos de despliegue de energías renovables, reduc-ción de emisiones de CO2, expansión de redes inteligentes y fomento del vehículo eléctrico8. La reacción del mercado a esta manifestación se ha materializado en la creación de la Alianza China para el Almacenamiento de Energía, de la que forman parte tanto empresas chinas como europeas y norteamericanas9. Gran parte de este esfuerzo parece dirigido al desarrollo de baterías para vehículos eléctricos. Las aplicaciones para movilidad eléctrica han supuesto un tirón del mercado para la tecnología de baterías, pero desgraciadamente la autonomía y el coste de las bate-rías siguen siendo percibidas por el mercado como un obstáculo para que esta tec-nología acabe de triunfar. La esperanza de los defensores de la movilidad eléctrica está en que los vehículos híbridos enchufables aporten una combinación sostenida de tirón de mercado y empujón de la tecnología.

8. http://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=e76772da-47ac-4c32-bc16-6c307d56db7d.9. http://www1.cnesa.org/indexe.php.



4. Madurez regulatoria

Ademásdelaausenciadeunmercadosignificativoparalosequiposdealma-cenamiento de energía, parece que en muchas ocasiones hay otros obstáculos paraeldesplieguedeestatecnología:setratadelaindefiniciónregulatoria.Estonos lleva a pensar que la madurez es un vector de tres componentes: tecnológica, comercialyregulatoria.PodríamosinclusodefinirunRRL(Regulatory Readiness Level) como el nivel de aceptación de una tecnología desde la perspectiva regula-toria.Elnivelmínimoseríalaprohibición;seguiríanelconsentimiento,laactivi-dadregulada,laactividadliberalizadaylaobligatoriedad(gráfico5).

GráfiCo 5.–Madurez tecnológica, comercial y regulatoria

Hablar de obligatoriedad en este contexto no es producto de la imaginación: el Ministerio de Industria del gobierno de Corea del Sur anunció el verano de 2013 que estaba considerando el uso obligatorio por las empresas eléctricas de sistemas de almacenamiento de energía10. Sin llegar a ese extremo, la empresa eléctrica pública de Puerto Rico Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), ha establecido la

10. http://www.koreaherald.com/view.php?ud=20130818000133.



obligación a los promotores de parques de energía renovable de incluir sistemas de almacenamiento de una potencia equivalente al 30% de la potencia del parque para la prestación de servicios de control de frecuencia11.

Estas situaciones extremas de obligatoriedad deben valorarse en el contexto de sistemas eléctricamente aislados, bien por tratarse de islas o de sistemas con restricciones políticas a la interconexión, como en Corea del Sur, y no son en abso-luto replicables a otros sistemas. Lo que sí es objeto de preocupación más gene-ralizada desde el punto de vista regulatorio es la posibilidad de que haya ayudas públicas para el despliegue comercial de tecnologías que no están aún maduras y que pueden introducir distorsiones de mercado. En este sentido, la Comisión Euro-pea fue muy clara en su comunicación denominada Un marco estratégico en mate-ria de clima y energía para el periodo 2020-203012:

«Las Directrices sobre ayudas de Estado en el ámbito de la energía y el medio ambiente también tienen que evolucionar para promover plantea-mientos más orientados al mercado que reflejen la evolución de la estruc-tura de costes de las tecnologías de la energía y la creciente competitividad de los costes en el mercado interior. En este contexto, en el período 2020-2030 deben reducirse progresivamente hasta su desaparición las subven-ciones para las tecnologías de la energía maduras, incluidas las destinadas a las energías renovables.

Aún se autorizarían las subvenciones concedidas a las tecnologías nuevas e inmaduras con potencial significativo para contribuir de manera renta-ble a los volúmenes de energías renovables».

5. Conclusiones

Parafinalizar,heaquíunarelacióndeposiblesconclusiones:

– El desequilibrio oferta-demanda crea oportunidades para el almacena-miento de energía.

– En el sistema español, en el corto plazo, el exceso de capacidad puede cubrir los problemas.

– Pero en el largo plazo el almacenamiento será un componente clave y otros países están posicionándose.

11. http://www.pvtech.org/news/puerto_rico_introduces_mandate_for_energy_storage_in_new_ renewables_project.

12. Comisión de las Comunidades Europeas (2014), COM(2014) 15 Comunicación de la Comi-sión al Consejo, al Parlamento Europeo, al Comité Económico y Social Europeo y al Co-mité de las Regiones «Un marco estratégico en materia de clima y energía para el periodo 2020-2030».



– Las tecnologías de menos madurez son las que permitirán acercar el alma-cenamiento a la demanda.

– Las tecnologías de almacenamiento deben avanzar en su madurez tecnoló-gica, comercial y regulatoria pero sin distorsiones en el mercado.


9. HIDROCARBUROS

9HIDROCARBUROS

MIGUEL ÁNGEL CALDERÓN BUENODirector de Tecnologías de Nuevas Energías, CEPSA

1. Introducción. Presencia internacional del Grupo CEPSA

El Grupo CEPSA ha experimentado un cambio muy importante en los últi-mos 20 años. Ha dejado de ser una compañía únicamente con presencia en España para convertirse en una empresa con una notable presencia internacional. En estos momentos,aproximadamenteel65%delosbeneficiosdeCEPSAvienendelosnegocios internacionales.

El negocio de Exploración y Producción tiene una notable presencia en Arge-lia, América del Sur y con la reciente compra de Coastal Energy se añaden impor-tantes activos de off shore en Malasia y Tailandia. Por su parte, el negocio de CEPSA Química tiene también una importante presencia en América del Sur y del Norte y en Asia.

2. La cadena de valor integrada de CEPSA

CEPSA es una empresa integrada en toda la cadena de valor de los hidro-carburos.TieneactivosdeExploraciónyProduccióndePetróleoyGasNatural;importantesactivosderefinoenEspaña(3refineríasconunacapacidadtotalderefinode25MMdeTM/año)enlosqueseproducentodalagamadeproductosenergéticosdeconsumofinal,eimportantesactivosenlapetroquímicadelosaro-máticos, siendo líderes mundiales en materia prima para detergentes, en Fenol y en ÁcidoIsoftálicoPurificado(PIA)(gráfico1).

3. Etapas del proceso de desarrollo tecnológico

En CEPSA el proceso de desarrollo tecnológico tiene tres etapas. Una vez que recibimos las solicitudes o ideas de Desarrollo Tecnológico de nuestras unidades de negocio, la primera fase consiste en la investigación para encontrar la molécula querespondealasnecesidadestecnológicasdenuestrosnegociosafindeatendera sus clientes en el Centro de Investigación y Desarrollo de Alcalá de Henares.


MIGUEL ÁNGEL CALDERÓN BUENO108

GráfiCo 1.– La cadena de valor integrada de CEPSA

Luego se compra o se desarrolla la tecnología para fabricar esas moléculas eneldepartamentodeDesarrolloTecnológicoy,finalmente,laconstruccióndelasplantas industriales que desarrollan estos procesos corre a cargo de nuestro depar-tamento de Ingeniería. En estos momentos la cartera de proyectos de Ingeniería gestionados desde CEPSA alcanza aproximadamente los 1.000 MM de Euros.

4. Objetivos tecnológicos y Plan Estratégico de CEPSA

Los Objetivos tecnológicos de CEPSA se encajan perfectamente en el Plan Estratégico de la compañía desarrollado por nuestro único propietario, el fondo soberano de inversión de IPIC (Abu Dabi). Este plan estratégico está basado en un fuerte aumento en los negocios de Exploración y Producción a través del mundo y un aumento de la presencia internacional (especialmente en Asia) del negocio de CEPSAQuímica.Sinolvidarlamejoradelaeficienciaenconsumodemateriasprimas y reducción del consumo energético en todos nuestros centros industriales y una mejora de nuestra cuota de mercado en los negocios de comercialización (gráfico2).


9. HIDROCARBUROS 109

GráfiCo 2.– Objetivos de CEPSA

5. La innovación tecnológica en CEPSA

Decía Charles Darwin que no son las especies más fuertes ni las más inteli-gentes las que mejor sobreviven si no aquellas que mejor se adaptan al cambio. Para CEPSA la innovación es la mejor herramienta que tiene nuestra empresa para adaptarse a las nuevas necesidades de los mercados en los que competimos, y entendemos la innovación como una tarea fundamental para todos y cada uno de los empleados de la compañía. Muchas de las grandes ideas de desarrollo tecnoló-gico de CEPSA vienen de los empleados de nuestros centros de producción y no solo del equipo de Investigación y Desarrollo.

5.1. objetivos de La innovaCión teCnoLóGiCa

El objetivo esencial de la Innovación Tecnológica en CEPSA es dar soporte de Desarrollo de Tecnología a nuestras unidades de negocio (Exploración y Pro-ducción,Refino, Petroquímica yGas y Electricidad) a través del desarrollo denuevos productos y nuevos procesos que respondan a sus nuevas necesidades de conquistar nuevos mercados y llevando a cabo la construcción de las plantas indus-triales en las que se llevan a cabo la producción de estas moléculas.



A continuación se exponen muy brevemente algunas de las ideas de Innova-ción en las que se está trabajando en CEPSA.

5.1.1. Desarrollo de tecnologías en la industria del refino

a) Hidrogenación de aceites vegetales (HVO)

Entre los años 2005 y 2011 el Centro de Investigación de CEPSA desarrolló paraelnegocioderefinodelacompañíaunprocesodehidrogenacióndirectadeaceitesvegetalesenlasUnidadesdeRefinoquehapermitidoproducircombusti-blesparaautomociónquecumplencontodaslasespecificacionesalmismotiempoquecontienenunaltoporcentajedecomponentesdeorigenvegetal.Ladosifica-ción de estos aceites vegetales hidrogenados en el gasoil de automoción ha llegado a ser del 3% en volumen y ha supuesto para la compañía unos ahorros anuales del orden de los 21 MM de euros.

b) Producción de biocombustibles para aviación

CEPSA está desarrollando una ruta para la producción de biocombustibles para aviación. El proyecto consta de las siguientes fases:

– Selección de los aceites vegetales que pueden originar combustibles de aviación.

– Hidrotratamientoen lasUnidadesdeRefinodeCEPSAdeestosaceitesvegetales.

– Isomerización de los mismos.– Fraccionamiento.

5.1.2. Desarrollo de tecnologías en la industria petroquímica

a) Producción de LAB

En el área de la Química, CEPSA desarrolló hace ahora quince años un nuevo proceso para la producción de LAB (esta molécula es la materia prima para la pro-ducción de los tensioactivos de la mayoría de los detergentes que encontramos en nuestros supermercados). El proceso desarrollado por CEPSA es mucho más eficienteysosteniblequela tecnologíaanterior,produciendountensioactivodealtísima calidad e ideal para la producción de detergentes líquidos. Hoy este pro-cesosehaconvertidoenlareferenciaenelmercado;todaslasnuevasplantasdeproducción de LAB que se han construido en el mundo desde el año 2000 utilizan nuestra tecnología y CEPSA, en colaboración con nuestro socio tecnológico UOP, está desarrollando la segunda generación de esta tecnología para reducir sus costes


9. HIDROCARBUROS 111

variables de producción, el consumo energético y el de materias primas y la cali-daddelproductofinalaobtener(gráfico3).

GráfiCo 3.–Desarrollo del proceso de producción de LAB

b) Proceso de producción de la molécula de Ácido Isoftálico Purificado (PIA)

Por otro lado, en un esfuerzo conjunto del Centro de Investigación y de las Unidades de Producción de CEPSA Química, se ha desarrollado el proceso de ela-boracióndelamoléculadeÁcidoIsoftálicoPurificado,queproducenmuypocasempresas en el mundo y que permite obtener materia prima para los envases plás-ticos de PET. El PIA producido en CEPSA es de muy alta calidad y la tecnolo-gía desarrollada desde el año 2000 compite con ventaja en su mercado. En estos momentos CEPSA Química está ultimando las negociaciones para licenciar su pri-mera planta para la producción de PIA en Omán con esta tecnología española.

5.1.3. Innovación en el área de Exploración y Producción

En el área de Exploración y Producción los esfuerzos de Innovación de CEPSA van dirigidos al desarrollo de nuevas moléculas para producir EOR (Enhanced Oil



Recovery) de origen químico que permiten aumentar la recuperación de crudo en nuestros pozos de petróleo cuando se compara con las técnicas tradicionales. Con técnicas tradicionales somos capaces de recuperar alrededor del 30% de las reser-vasqueexistenennuestrospozosdepetróleo;conlainyeccióndemoléculasdetensioactivos químicos seremos capaces de aumentar esta recuperación entre un 10 y un 20% adicional y nos queda mucho camino de investigación y desarrollo para recuperar el otro 50% de las reservas restantes.

El proyecto de EOR ha tenido las siguientes fases:

– Selección de la técnica de EOR que mejor se adecua a los campos de explo-ración de petróleo y gas natural de CEPSA en Colombia.

– Una vez seleccionada la técnica de EOR Químico, hay que seleccionar la mejor molécula de tensioactivo químico adecuado para lavar la roca del pozo de exploración en la que está embebido el crudo.

– Una vez elegida la molécula, CEPSA Química se encarga de fabricarla en estosmomentosyesperamosafinalesdel2014hacerunapruebadeinyec-ción piloto en uno de nuestros pozos de Colombia para llevar a cabo la inyección industrial a lo largo del 2015.

También en el curso del presente año, 2014, se están buscando moléculas quí-micas para EOR en los pozos de arenisca que CEPSA posee en el norte de Argelia.

Las líneas de investigación esbozadas son solo ejemplos del enorme esfuerzo en Investigación, Desarrollo e Ingeniería que está llevando a cabo nues-tra compañía.


10. INNOVACIÓN AL SERVICIO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

10INNOVACIÓN AL SERVICIO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

JOSÉ RIVERA YSASI-YSASMENDIDirector de Tecnología e Innovación, ENAGÁS

1. Introducción: noticia de Enagás

Enagás es el gestor técnico del Sistema Gasista español y la principal compañía dealmacenamiento,regasificaciónytransportedegasnaturalenEspaña.Enagostodelaño2012fuecertificadocomoTSOindependiente(Transmission System Opera-tor)porlaComisiónNacionaldelaEnergíaylaComisiónEuropea.Estacertifica-ción reconoce y garantiza la independencia de la red española de transporte de gas respecto de productores y comercializadores, lo que homologa Enagás con los ope-radores de las redes de transporte de gas de otros países de nuestro entorno europeo.

La compañía cuenta en España, como infraestructuras más relevantes, con cuatroplantasdealmacenamientoyregasificacióndeGasNaturalLicuado(GNL)en Barcelona, Cartagena, Huelva y Gijón, tres almacenamientos subterráneos de gas natural en Sabiñánigo (Huesca), Gaviota (Vizcaya) y Yela (Guadalajara), 10.000 km de gasoductos de alta presión (72 y 80 bar) y dieciocho estaciones de compresión. Cuenta además con una participación del 40% en la Planta de alma-cenamientoyregasificacióndeBilbao.

En el año 2011 la compañía inició su actividad internacional. En la actualidad está presente en México y Chile, con inversiones en activos gasistas de caracterís-ticas similares a las de los que posee en España.

Como transportista y gestor técnico su misión es garantizar el buen funcio-namiento del Sistema Gasista español, velando por la seguridad del suministro y facilitando la competencia entre otros actores del Sistema de manera transparente y no discriminatoria. Además, optimiza la operación del Sistema Gasista coordi-nando la actividad de los distintos agentes y proponiendo soluciones para mejorar su funcionamiento.

2. La cadena del gas natural en España

El gas natural que se consume en España es, en su práctica totalidad, impor-tado. Las empresas comercializadoras lo compran en un número creciente de paí-


JOSÉ RIVERA YSASI-YSASMENDI114

ses, en la actualidad más de quince. Los mayores volúmenes proceden de Argelia, sibientambiénrecibimoscantidadessignificativasdeNigeria,TrinidadTobagoyNoruega, entre otros.

El gas importado se puede recibir o a través de gasoducto en fase gas (GN) a alta presión, o transportado en grandes buques metaneros en fase líquida (GNL) a presión ligeramente por encima de la atmosférica y a aproximadamente 160 ºC bajo cero. El primero –GN–, tras validar su composición y medir la energía que contiene, se inyecta en la red de gasoductos española. El segundo, tras también analizar su composición y medir la energía que contiene, es almacenado en gran-des tanques criogénicos especialmente diseñados para minimizar los costes ener-géticos de mantenerlo en estado líquido. Posteriormente, a medida que la demanda lo requiere, el GNL se comprime, se vaporiza con aporte de calor, se mide nueva-mente la energía que contiene y se inyecta así mismo en la red de gasoductos ya en fase gas (GN).

El movimiento del gas natural a través de la red de gasoducto, en los cauda-les y a las presiones necesarias, se hace posible mediante las estaciones de com-presión en las que el gas es re-comprimido y direccionado hacia los puntos en que se entrega a las distintas redes de distribución. En estos puntos de entrega nue-vamente se mide la energía que contiene y se analiza su composición para, por último, regular su presión a la requerida por la respectiva red de distribución.

El conjunto de todas las actividades descritas se lleva a cabo de forma segura, eficiente,rentableycomprometidaconelmedioambiente,consecuenciadelocuales, entre otros, el Sistema de Gestión Energética de Enagás.

3. La eficiencia energética en Enagás

En Enagás existe una preocupación constante por la mejora continua de la eficienciaenergéticadesusprocesosydesusoperaciones.Enestesentido,enlaactualidadseestádandounpasoadelantemedianteladefinicióneimplantacióndeun Sistema de Gestión Energética, acorde con la norma ISO 50001, con el obje-tivo,además,decertificarloenunplazodedosaños.Paraello:

– se han asignado los recursos humanos y técnicos necesarios y atribuido las responsabilidades;

– desarrolladolosprocedimientosparacuantificarlosconsumosylaproduc-ciónenergéticosyparamedirlasemisionesdegasesdeefectoinvernadero;

– establecido los criterios para identificar y validar las oportunidades demejora;

– trazado las líneas maestras de un plan de acción que, referido a la variable tiempo,incluyalasactuacionesdemejoradecididas;


10. INNOVACIÓN AL SERVICIO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA 115

– definidolosindicadoresquepermitanefectuarelseguimientoylaevalua-ción del plan de acción, y

– previsto revisiones periódicas del conjunto de actuaciones descrito en aras de su mejora continua.

Sin perjuicio de las mejoras que cabe esperar se produzcan con la implanta-ciónycertificacióndelSistemadeGestióndescrito,elPlandeEficienciadeEna-gás se basa actualmente en tres grandes pilares:

– Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero:

• CO2

• Metano

– Optimización de los consumos energéticos:

• Incrementodelaeficienciadelosequipos• Optimizacióndelasnecesidadesoperativas

– Generación de energía eléctrica mediante el aprovechamiento de las ener-gías residuales de los procesos:

• Calor• Frío• Presión

Esprecisamenteeneste tercer apartadoendondeEnagásha identificadoy adoptado diferentes soluciones innovadoras, cuya descripción, acompañada deesquemasde funcionamientoymaterialgráfico, seabordaen losepígrafessiguientes.

Como preámbulo, indicar que durante el año 2013 se autogeneró el 10% de la energía eléctrica consumida en el conjunto de las instalaciones de Enagás, estando previsto que dicho porcentaje se eleve hasta el 40% en el año 2020. Para ello se replicarán en otras instalaciones de Enagás soluciones de aprovechamiento ener-gético similares a las que constituyen el objeto de este artículo.

4. Aprovechamiento de energías residuales

El aprovechamiento de las energías residuales se ha traducido en tres dife-rentes proyectos, que se encuentran también en diferente grado de desarrollo. A continuación, y por orden cronológico, se indica la energía residual aprovechada, la solución adoptada, la ubicación y el grado de desarrollo de cada proyecto en el momento de redactar estas líneas (febrero 2014):



– Aprovechamiento del calor Se lleva a cabo mediante un Ciclo Rankine con foco frío el aire y con foco

caliente los gases de escape de las turbinas que accionan los compresores de gas de la Estación de Compresión de Almendralejo (Badajoz). Tiene una potencia de 3,8 MW y está en producción desde el año 2012.

– Aprovechamiento del frío Es, como el anterior, un Ciclo Rankine, si bien en este caso el foco caliente

es el agua de mar y el foco frío el GNL durante su proceso de vaporización. Se encuentra en la Planta de GNL de Palos de la Frontera (Huelva). Tiene una potencia de 4,5 MW y está en fase de pruebas operacionales.

– Aprovechamiento de la presión Consiste en una turbina que aprovecha la diferencia de presión existente

entre la emisión de la Planta de GNL de Barcelona y la red que circun-vala esta ciudad. Tiene una potencia en el punto de diseño de 4,2 MW y se encuentra en fase de ingeniería de detalle y compra de equipos.

Estas tres instalaciones van a representar en su conjunto una inversión total para Enagás de 30 millones de Euros.

Se describen detalladamente a continuación los tres proyectos realizados para el aprovechamiento de las energías residuales.

4.1. aProveChaMiento deL CaLor en La estaCión de CoMPresión de aL-MendraLejo (badajoz)

Esta estación de compresión está equipada con cinco turbocompresores movidos por gas natural que comprimen el gas procedente del Gasoducto del Maghreb y de la Planta de GNL de Huelva preferentemente hacia Portugal y el Norte de España. Los equipos turbocompresores tienen una potencia unitaria de 5 MW ISO.

Enelgráfico1serecogeelfuncionamientodelainstalacióndeaprovecha-miento del calor. Esta instalación integra los siguientes elementos:

– Circuito de aceite térmico.– Circuito de pentano.– Intercambiadores de calor gases de escape-aceite térmico y aceite térmi-

co-pentano.– Grupo turbina-generador eléctrico.– Sistema de control.



GráfiCo 1.–Aprovechamiento del calor de los gases escape

El primero de los circuitos recupera el calor de los gases de escape de las tur-binas que impulsan los compresores en una caldera de recuperación del calor en la que se cede éste al aceite térmico. La temperatura de los gases de escape a la entrada de la caldera es 510 ºC y a la salida 120 ºC. La temperatura del aceite tér-mico se incrementa en la caldera 140 ºC hasta alcanzar 250 ºC. El aceite caliente se conduce a través de un sistema de tuberías, calorifugadas para minimizar las pérdi-das térmicas, hasta un intercambiador de calor que constituye el foco caliente del segundocircuito.EstesegundocircuitoesunCicloRankinecuyofluidodetrabajoes pentano. El pentano se bombea en fase líquida hasta alcanzar una presión de 23 bar y se vaporiza mediante aporte de calor por el aceite térmico hasta alcanzar una temperatura de 205 ºC. En estas condiciones el vapor de pentano cede parte de su energía en una turbina de expansión que la transforma en energía mecánica, que es la empleada en mover el generador eléctrico. A continuación, el vapor de pentano se enfría y condensa mediante aerocondensadores para seguidamente ser bombeado e iniciar nuevamente el ciclo. A la salida de los aerocondensadores y antes de ser bombeado el pentano en fase líquida, se encuentra a 42 ºC y 1,2 bar.

La potencia bruta de la Estación de Compresión de Almendralejo, en su punto de diseño, es de 4,6 MW. La neta, una vez descontados los autoconsumos de la propia instalación (principalmente motores eléctricos de la bomba de pentano y de los aerocondensadores), es de 3,8 MW. La instalación superó con éxito las pruebas de rendimiento y las operacionales, si bien se han detectado ciertas posibilidades de mejora que se están analizando como paso previo a su implantación.



4.2. aProveChaMiento deL frío en La PLanta de GnL de PaLos de La frontera (hueLva)

La Planta de Palos de la Frontera (Huelva) puede recibir buques metaneros de hasta 140.000 m3 de capacidad. Cuenta con cinco tanques criogénicos para alma-cenamiento de GNL hasta un volumen neto total de 610.000 m3, y con instalacio-nes de vaporización de gas con una capacidad de 1.350.000 m3 (N)/h.

Enelgráfico2sereflejaelfuncionamientodelainstalacióndeaprovecha-miento del frío residual producido durante el proceso de vaporización del GNL. La instalación comprende los siguientes elementos:

– Circuito de propano.– Intercambiadores de calor agua de mar-propano y propano-GNL.– Grupo turbina-generador eléctrico.– Sistema de control.

GráfiCo 2.–Aprovechamiento del frío del GNL

El circuito de propano es también un Ciclo Rankine que asimismo trabaja en circuito cerrado. El propano en fase líquida se bombea hasta alcanzar una pre-



sión de 5 bar. Seguidamente se calienta a 2 ºC y vaporiza mediante intercambio de calor con agua de mar procedente de los circuitos de proceso de la Planta de GNL. En las condiciones anteriores se hace pasar por una turbina de expansión en donde cede su energía de presión que es transformada en energía mecánica, que es la empleada por el generador para producir energía eléctrica. A continuación, el propano en fase gas y a baja presión es enfriado y condensado mediante la cesión de calor al GNL. Por último, el propano, ya en fase líquida, es de nuevo bombeado para reiniciar el ciclo.

La potencia bruta de esta instalación, en su punto de diseño, es de 5,1 MW. La neta, una vez descontados los autoconsumos de la propia instalación (principal-mente motores eléctricos de las bombas de propano y de agua de mar), es de 4,5 MW. Acaba de superar con éxito las pruebas de rendimiento, estando actualmente en curso las pruebas operacionales y, al igual que en la de Almendralejo, se han identificadodeterminadasoportunidadesdemejoraqueestánenfasedeanálisisyevaluación como paso previo a la decisión de implementarlas.

4.3. aProveChaMiento de La Presión en La PLanta de GnL de barCeLona

La Planta de GNL de Barcelona está equipada con instalaciones aptas para recibir los mayores buques metaneros en operación en la actualidad, cuya capa-cidad es de 250.000 m3 de GNL. Cuenta con tanques criogénicos para almace-namiento de GNL de 840.000 m3 de volumen neto total y con instalaciones de vaporización de gas con una capacidad de 1.950.000 m3 (N)/h.

Enelgráfico3sereflejaelfuncionamientodelainstalacióndeaprovecha-miento del salto de presión que se produce a la salida del gas de la planta hacia las redes de Barcelona y del Área del Besós. La instalación, como se ha dicho ante-riormente, en fase de ingeniería de detalle y compra de equipos principales, con-tará con los siguientes elementos:

– Grupo turbina-generador eléctrico.– Válvula reguladora en by-pass con la turbina.– Intercambiador de calor agua de mar-gas natural.– Sistema de control.El funcionamiento de la instalación es conceptualmente sencillo: la Planta

de GNL de Barcelona emite gas natural a una presión de 72 bar. Parte de este gas se destina al consumo de la ciudad de Barcelona y al de los Ciclos Combinados alimentados con gas natural que se ubican en el Área del Besos. La presión de alimentación de ambas zonas es inferior a la de emisión de la planta, razón por la cual ha de ser reducida. La instalación aprovecha esta necesidad de reducir pre-sión para llevarla a cabo en una turbina de expansión en la que la energía de pre-



sión del gas natural se transforma en energía mecánica y ésta en energía eléctrica en el grupo generador. Debido al fuerte enfriamiento que se produce en el gas tras su expansión en la turbina, éste ha de ser post-calentado para adaptarlo a los requisitos de las redes en las que es inyectado. Para ello se han diseñado intercam-biadores del tipo carcasa-tubos, en los que se producirá el intercambio de calor necesario entre el gas natural tras su expansión y el agua de mar de proceso de la Planta de Barcelona.

GráfiCo 3.–Aprovechamiento de la presión

Enelgráfico4sereflejaundiagramaen3Ddelafuturainstalación.Ensuparte inferior derecha se encuentra el conjunto turbina de expansión-grupo gene-rador. En su parte central, la instalación de post-calentamiento formada por inter-cambiadores de calor tubo-carcasa. El resto son los circuitos de gas y las diferentes válvulas imprescindibles para el control operativo de la instalación.

La potencia bruta calculada de esta instalación, en su punto de diseño, es de 4,5 MW. La neta, una vez descontados los autoconsumos de la propia ins-talación (principalmente motores eléctricos de las bombas de agua de mar), de 4,2 MW. La instalación, como se ha dicho con anterioridad, está en fase de compradeequiposprincipalesydeajustesfinalesdesuingenieríadedetalle.La previsión es que su puesta en servicio de comienzo en enero del próximo año 2015.



GráfiCo 4.–Vista 3D del aprovechamiento de la Planta de Barcelona

5. Conclusiones

Tanto la solución de aprovechar el calor en la Estación de Compresión de Almendralejo como la de aprovechar el frío en la Planta de Gas Natural Licuado de Huelva, han demostrado su viabilidad técnica al alcanzar, e incluso superar, los rendimientos previstos, además de también haber alcanzado, sin problemas ope-rativos,unnúmerosuficientedehorasenfuncionamientocontinuo.Estonoobstaparaquesehayanidentificadodeterminadasmejoras,enlaoperacióndeambasinstalaciones, que se están actualmente evaluando de cara a su implementación. Desde un punto de vista económico también ambas instalaciones se han demos-tradoeficientesenlascondicionesdepartida,hechoquevieneligadoaqueseman-tenga el trabajo de la Estación de Compresión y de la Planta en niveles similares a los de diseño. Como conclusión, ambas soluciones podrán ser replicadas en insta-lacionesquealcancennivelesdetrabajosuficientes.

Por loquese refierealaprovechamientodel saltodepresiónen laPlantade Barcelona, por el momento, y en tanto en cuanto no se ponga la instalación en producción, es pronto para extraer conclusiones técnico-económicas. No obs-



tante, este tipo de soluciones se contemplan desde Enagás con bastante optimismo a la vista de los numerosos puntos del Sistema Gasista en los que se producen sal-tosdepresiónynivelesdecaudaldegassuficientes.Larespuestadefinitiva,unavez disipadas, como se espera, las incertidumbres técnicas actuales tras la puesta en servicio de la instalación de la Planta de GNL de Barcelona en el año 2015, vendrá dictada por el entorno económico y regulatorio en que se mueva el sector energético.


11. REDES DE HIDROCARBUROS EFICIENTES

11REDES DE HIDROCARBUROS EFICIENTES

BASILIO NAVARRO SÁNCHEZDirector General de Tecnología e Innovación, CLH

1. Estructura accionarial de CLH

La Compañía Logística de Hidrocarburos CLH, S.A. cuenta con un acciona-riadomuydiversificadoentreaccionistasfinancierosyaccionistasqueasuvezsonclientes, lo que garantiza una gestión independiente. Esta particular composición del accionariado de CLH fomenta la rentabilidad y la competencia en precios.

GráfiCo 1.– Participación en el capital social de CLH

LaestructuraaccionarialdelGrupoCLH(gráfico1)estásometidaalodis-puesto en el Real Decreto Ley 6/2000 que establece que la participación individual


BASILIO NAVARRO SÁNCHEZ124

de cada uno de los accionistas de CLH no sobrepasará el 25% y que la participa-ciónconjuntadelosaccionistasconcapacidadderefinoinstaladaenEspañanosuperará el 45%. Estas limitaciones al accionariado de CLH son una garantía de su independencia.

2. El modelo de negocio de CLH

El modelo de negocio de CLH se fundamenta en la gestión integrada de una red logística de distribución de hidrocarburos compuesta por oleoductos, buques e instalacionesdealmacenamiento,conectadosentresíyconlasrefineríasnaciona-les, y puertos de importación.

Se puede aseverar que las claves del éxito del modelo de negocio de CLH se encuentran en el desarrollo de un ambicioso plan de automatización e integración de sistemas consistente en:

– Integración de los sistemas de control de instalaciones, oleoductos y siste-mas de gestión.

– Acceso directo de los clientes a los sistemas de información de la compa-ñía en tiempo real.

– Automatización de los procesos.– Flujos de información basados en un modelo de datos corporativos únicos.– Completa estandarización y normalización de instalaciones y equipos.

Este nivel tecnológico que da soporte al modelo de negocio del Grupo CLH permiteunflujoautomáticodeinformaciónentrelasdistintasentidadesquepar-ticipanenelsistema:refinerías,importadoresdeproducto,terminalesdealmace-namientoajenasaCLH,personaldeCLHeninstalaciones,oleoductosyoficinascentrales, áreas comerciales de operadores, transportistas, estaciones de servicio, consumidoresfinales,etc.,gestionandocadaunadeestasentidadeslainformaciónbajo su responsabilidad.

En su conjunto, los sistemas de automatización y gestión de soporte al modelo de negocio deCLH aportan una granfiabilidad y seguridad, tanto a la gestióncomoalosprocesos,proporcionandounaltoniveldeeficienciayrentabilidadenel desempeño del negocio.

3. Servicios prestados por CLH y medios

CLH ofrece cinco líneas principales de servicio a sus clientes:

– Servicios logísticos de almacenamiento y transporte: consistentes en la recepción, almacenamiento y transporte entre el punto de entrega y el des-


11. REDES DE HIDROCARBUROS EFICIENTES 125

tino elegido por el cliente y carga en camión cisterna, de productos petro-líferos en la península e Islas Baleares. Además de proporcionar servicios de suministro de combustible al sector marino (bunker) y fueles al sector industrial.

– Almacenamiento de existencias de seguridad: almacenamiento de las reservas petrolíferas estratégicas y de seguridad establecidas por las direc-tivas europeas y la legislación española, por cuenta de operadores y agen-cias centrales.

– Servicios de valor añadido en logística: tales como la aditivación de cali-dad,laincorporacióndetrazadoresfiscalesylamezcladeproductospetro-líferos con biocombustibles. También los servicios de análisis y control de productos petrolíferos.

– Almacenamiento y puesta a bordo en aeropuertos: consistente en el almacenamiento de combustibles y lubricantes de aviación y su puesta a bordo en aeronaves, en diversos aeropuertos peninsulares y de Islas Baleares.

– Servicios internacionales: consistente en prestar servicios de consultoría y soporte técnico para la optimización logística de redes de transporte de productos petrolíferos, en la mejora de las condiciones técnicas y de segu-ridad de las instalaciones y en la gestión de activos de logística de hidro-carburos.

Dentro del territorio de la península e Islas Baleares, CLH dispone de moder-nas infraestructuras y medios logísticos para dar el mejor servicio a sus clientes, el resumen de los principales activos se expone en el cuadro 1.

Cuadro 1.–Principales activos en infraestructuras y medios logísticos



4. Características del sistema logístico de CLH

Una de las principales características del sistema logístico de CLH es la inte-gración del almacenamiento y del transporte, lo cual proporciona una serie de ven-tajas a nuestros clientes, tales como:

– Reducción de costes: reduce las inversiones necesarias a nuestros clientes y optimiza los costes de transporte, disminuyendo con ello los costes de la logística a los operadores.

– Sostenibilidad: permite optimizar el movimiento de productos, reducción de emisiones y reducción de riesgo de derrames. El sistema logístico de CLH permite reducir el recorrido medio por camión-cisterna, en la entrega alconsumidorfinal,aunos60km.

– Fácil programación:simplificalaprogramacióndeltransportedeproduc-tos para los operadores, que solo deben seleccionar los puntos de entrada y salida al sistema logístico.

– Reducción de inventarios: reduce el volumen de existencias necesario para el transporte, porque el cliente solo aporta el producto que utiliza, y se ase-gura el abastecimiento al minorar los tiempos de transporte.

CLH garantiza el control de calidad de los productos que entran al sistema o salen del mismo. Todo producto que entra en la red debe cumplir unos estándares de calidad, conforme a la legislación vigente, que permitan tratarlo como producto indiferenciado. Esto implica que el producto entregado por cualquier usuario del sistema es equivalente, es decir tiene las mismas características, que el introducido por cualquier otro usuario.

El usuario del sistema, u operador de productos petrolíferos, entrega producto en cualquier punto de la red logística de CLH y retira un producto equivalente en cualquier otro punto sin que tenga que ser éste el mismo. La diferenciación del producto se produce cuando en la retirada del mismo se añaden automáticamente, medianteequiposdosificadores,losaditivosdecalidadpropiosdeloperadorolosofrecidos por CLH.

Deestamaneraseobtieneunagranflexibilidadparaoperarelsistema,permi-tiendo minimizar movimientos físicos de productos y optimizar los costes logísti-cos de nuestros clientes. Cada operador tiene su propia cuenta de producto en cada instalación del sistema, cuyo saldo es la diferencia entre el producto introducido y el producto retirado.

El sistema logístico de CLH es el más abierto de Europa y facilita la compe-tencia en el sector. Por legislación, el sistema está abierto a cualquier operador, con precios objetivos, transparentes y no discriminatorios, proporcionando:



– Libertad de acceso: cualquier operador puede acceder a los servicios de CLH.– Transparencia: un único precio para cada consignación origen-destino,

que incluye el conjunto de servicios prestados desde la entrega del pro-ducto a CLH hasta la expedición del mismo. Con contratos comunicados a la CNMC y precios de los servicios publicados.

– Precios no discriminatorios: los precios, para el mismo servicio, son igua-les para todos los operadores.

– Precios objetivos: los precios se establecen en función de referencias inter-nacionales y los costes del servicio.

Otra de las ventajas del sistema logístico de CLH es la acreditación instantá-nea en destino de los productos. Otras importantes características de su funciona-miento son:

– Sistema integrado: la gestión integrada de los servicios logísticos prima-rios (transporte y almacenamiento) permite a los clientes no precisar de activos logísticos en propiedad.

– Acreditación instantánea: la acreditación instantánea permite que los clien-tes puedan disponer de sus productos en cualquier punto de la red logística de CLH inmediatamente después de su entrega.

– Cobertura geográfica: CLH ofrece sus servicios en la totalidad del área geográficadePenínsulayBaleares.

A continuación se relacionan los diversos servicios que CLH integra en un único precio origen-destino:

– Recepción: entrega de los productos a CLH mediante buque tanque, o por tuberíadesderefineríaoinstalacióndealmacenamiento.

– Almacenamiento: derecho de almacenamiento incluido en el precio. Gasoli-nasygasóleos,6díaseninstalacionesanexasarefineríay15díasenelrestode instalaciones. Queroseno, 19 días en CLH y 6 días en CLH Aviación (IGCC). Con la posibilidad de contratación de almacenamiento adicional.

– Transporte: transporte entre el punto de entrega a CLH y la instalación donde el cliente desea retirar su producto, con servicio instantáneo. Desde el día de la entrega en origen se puede retirar el producto en destino.

– Otros: carga del camión cisterna para su expedición, garantía de calidad y control de cantidad, seguros y acceso a los sistemas online de CLH.

5. Planes mensuales de entregas

Elmodelodeplanificaciónmensualintegrainformacióndediversasfuentes:planes de consignación y entregas de clientes, capacidad de almacenamiento dis-



ponible y planes de mantenimiento, caudales obtenidos en cada oleoducto y para-das de mantenimiento de los mismos, previsiones de retiradas de productos de las instalaciones, costes variables de transporte por cada medio y trayecto.

GráfiCo 2.–Función objetivo

Las restricciones físicas y costes del sistema real se traducen a ecuaciones matemáticas, de cuya resolución se obtiene el plan de movimientos que maximiza lafunciónobjetivo(gráfico2).

6. Automatización

Afinalesdelosañosochenta,ydespuésderealizarvariosproyectospilotode diferentes sistemas, CLH acometió un proceso de automatización integral de sus instalaciones. Con el principio de elegir un único sistema para cada uno de los subsistemasdeplanta,CLHdefinióelestándardeautomatizacióndelostermina-les de almacenamiento que se implantaría progresivamente en todas las instala-ciones. Este estándar incluía los tres subsistemas básicos de operación: medición automática de tanques, telemando de válvulas y sistema de carga de camiones cisterna.

La red de oleoductos de CLH empezó a operar en un entorno absolutamente manual en la década de 1950, no acometiéndose hasta los años ochenta un pro-yecto de automatización integral de la red. De la misma forma que en los sistemas de planta, los dispositivos operacionales de campo son la base de todo el proceso. Densímetros, computadores de caudal, sondas de temperatura, transmisores de presión, telemando de bombas, telemando de válvulas…, fueron desplegados por toda la red para poder realizar este proceso.

A diferencia de las plantas, la operación del oleoducto transciende del ámbito local. Cualquier alarma en cualquier estación puede tener repercusión en otras ins-talaciones situadas a kilómetros de distancia. La visión global del proceso pasa por disponer de un SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition, Adquisición de datos y control de supervisión) comunicado con todas las estaciones y que reco-



pile todas las señales de las instalaciones y pueda dar las ordenes a cada una de ellas en la secuencia requerida para no poner en peligro la integridad de las mis-mas. El primer SCADA entró en funcionamiento al principio de los años noventa. El SCADA, con más de 75.000 señales controladas, realiza la operación de toda la red de oleoductos (estaciones de bombeo, válvulas de líneas y terminales de recep-ción) desde un único centro de control remoto.

El proceso de control de carga de camiones cisterna es el subsistema más complejo de los integrados en el sistema de Control de Planta. Abarca todos los procesos requeridos para que los transportistas externos a CLH accedan a las ins-talaciones y puedan realizar la carga de los camiones por ellos mismos bajo el control del sistema de Automatización de Carga. Este sistema dispone de dife-rentesmódulos específicos para cada una de las partes del proceso: control deacceso, control de carga, control de aditivación, control de mezcla en brazo de carga e impresión de la documentación de transporte. El sistema dispone de toda la información necesaria para la documentación del transporte. Esta información es transferida desde los sistemas centrales y se completa con los datos de cantidad y calidad generados durante el proceso de carga.

7. Compromiso con el medioambiente

ElSistemadeGestiónMedioambientaldeCLHcuentaconlacertificaciónISO-14001, que implica el compromiso activo y responsable de eliminar o mini-mizar los posibles impactos medioambientales asociados a la actividad de CLH.

Las infraestructuras logísticas están adaptadas para la manipulación y mezcla con biocarburantes.

En 2012 se suministraron desde el sistema logístico de CLH, mezclado con carburantes:

– 2,1 millones de m3 de biodiesel+HVO.– 317.000 m3 de bioetanol en forma de ETBE.– 29.000 m3 de bioetanol carburante.

Por su forma de operar, CLH evita la emisión de 356.000 Tn/ año de CO2.

8. Eficiencia del modelo logístico de CLH

ElmodelodeCLHesmuyeficiente,conmejorassignificativasysostenidasen el tiempo. Desde 2002, la productividad por empleado ha crecido en un 48% y los costes totales por tonelada por kilómetro transportada se han reducido un 20%.

CLHtrasladaalospreciosfinaleslascontinuasmejorasensugestión.Así,lospreciossehanmantenidoprácticamenteconstantesdesde2005;siendolaincidencia



delserviciodeCLHenlospreciosfinalesdeventadelosproductosinferioral1,0%(gráfico3).

GráfiCo 3.– Peso de la logística de CLH en los precios finales de gasóleo y gasolina 95 en España (2012)


12. LA INNOVACIÓN COMO MOTOR DE DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

12LA INNOVACIÓN COMO MOTOR DE DESARROLLO

DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

JOAQUÍN ANCÍN VIGUIRISTIDirector de Innovación Tecnológica

Director de Ingeniería y Construcción, ACCIONA Energía

1. Introducción: contexto energético

Nuestra civilización se encuentra en un momento crucial en relación a la extracción y utilización de recursos energéticos, ámbito que a su vez es esencial paradefinirelmodelodecrecimientoy,meatreveríaadecirmás,elmodelodevida en que se desarrolle nuestra sociedad. El sistema energético condiciona de forma determinante nuestro estilo de vida. Baste pensar en qué medida la era del carbón, primero, y la del petróleo, después, propiciaron cambios revolucionarios en la economía y la sociedad de los siglos XIX y XX, respectivamente.

En las páginas que siguen trataremos de explicar, con la concisión reque-rida,porquéestancríticoelmomentohistóricoenquevivimos;porquélasener-gías renovables van a resultar imprescindibles para superar de forma positiva esta coyuntura –hasta determinar un nuevo modelo energético para el siglo XXI–, y qué papel debe jugar la innovación en todo este proceso.

Efectivamente, el mundo se encuentra en una compleja encrucijada. Por una parte, debe atender una creciente demanda de energía, impulsada principalmente por el legítimo derecho al desarrollo de los países emergentes. Así, la demanda de energía primaria casi se duplicará –crecerá un 73%– en el período 2000-2035, hasta alcanzar 17.387 millones de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep), según el escenario central de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). El 95% de ese crecimiento se deberá a los países emergentes (no-OCDE), con China (39% del crecimiento) e India (15%) como principales locomotoras energéticas, en un mundo que contará entonces con unos 8.700 millones de habitantes, frente a los 7.000 millones actuales.

El crecimiento de la demanda eléctrica en el mismo período será todavía mayor,comocorrespondealadeseableelectrificacióndelsistemaenergéticomun-dial, que ganará de esta forma en calidad y sostenibilidad. Así, según la misma


JOAQUÍN ANCÍN VIGUIRISTI132

fuente, el mundo consumirá en 2035 un 121% más de electricidad que al comen-zar el siglo, crecimiento atribuible también en gran medida a las nuevas potencias emergentes de Asia, Latinoamérica y África.

El principal problema que afronta la humanidad es que el sistema energético actual, basado en más del 80% en la quema de combustibles fósiles, no es soste-nible por diferentes razones, entre las que destaca principalmente su contribución al cambio climático. Es decir, como vienen reiterando numerosas organizaciones internacionales con Naciones Unidas a la cabeza, si alimentamos la sed de energía del mundo en el siglo XXI con tecnologías de los siglos XIX y XX, emisoras de gases de efecto invernadero, la temperatura media del planeta podría subir hasta límites insostenibles, con gravísimas consecuencias a escala global en términos de desertización, inundaciones, pérdida de cosechas, extensión de enfermedades, migraciones masivas y multiplicación de fenómenos meteorológicos extremos. Según el último informe del Panel Intergubernamental para el Cambio Climático (IPPC por sus siglas en inglés), organismo dependiente de Naciones Unidas que aglutina a miles de expertos de todo el mundo, el nivel del mar podría subir hasta 82cmylatemperaturahasta4,8gradoscentígradosafinaldesiglo.Estopuedeparecerpoco,peroconvienesubrayarqueelconsensocientíficosobreelincre-mento máximo de temperatura tolerable para evitar los peores efectos del calen-tamiento global cifra éste en 2 grados centígrados. Ese es el objetivo acordado en la Cumbre Internacional del Clima celebrada en Cancún en 2010.

En consecuencia, el modelo energético convencional no sirve para afrontar el desafío energético que supone la incorporación al desarrollo de miles de millo-nes de personas que tienen derecho a ello. La buena noticia es que, como siempre ha ocurrido en la historia de la humanidad, el genio del hombre es capaz de idear nuevas soluciones que le permitan adaptarse a nuevas circunstancias, aunque sean tan trascendentes como la crisis climática en perspectiva. Soluciones que ya están en marcha y que básicamente pasan por el desarrollo de las tecnologías renova-blesyporlasmejorasenahorroyeficienciaquenospermitanvivirmejorcon-sumiendo menos energía y que ésta sea limpia, esto es, no violente el equilibrio natural.

La encrucijada en la que nos encontramos radica precisamente en si aposta-mos decididamente por las nuevas soluciones o nos quedamos anclados en modelos cadavezmásobsoletos.Unadecisióncrucialquenopodemosaplazarindefinida-mente, porque el planeta no espera y el margen de maniobra para frenar al menos los efectos más devastadores del cambio climático es cada vez más estrecho. De hecho, la AIE ya nos advierte de que, aunque el objetivo de frenar el calentamiento global a +2 grados en 2100 sigue siendo técnicamente viable, es urgente una actua-ción muy intensa antes incluso de 2020 –fecha en que debería alcanzarse un nuevo acuerdo mundial sobre el clima que sustituya al Protocolo de Kioto–, para hacerlo


12. LA INNOVACIÓN COMO MOTOR DE DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES 133

realidad, dada la prolongada permanencia del CO2 y otros gases de efecto inverna-dero en la atmósfera.

Elcaminoparaalcanzareseobjetivoestáclaro.Máseficienciaymásrenova-bles. Si bien es cierto que la energía nuclear no genera emisiones de invernadero, losproblemasdeseguridad,puestoslamentablementedemanifiestoporeldesastrede Fukushima, así como los de gestión de los residuos de larga actividad, no hacen prever un papel tan relevante de esta tecnología en el futuro sistema energético. De hecho, la AIE pronostica en su escenario central que la generación nuclear cre-cerá un 66% entre 2011 y 2035 hasta 4 294 TWh –la práctica totalidad fuera de la OCDE, mientras las renovables aumentarán su aportación en el mismo período un 159% hasta 11 612 TWh, lo que supondrá incrementar su cuota sobre el total de la producción eléctrica mundial del 20% al 31%.

Es claro que las energías renovables son las tecnologías energéticas que más vanacrecerenelfuturo,configurandounsistemaenergéticocadavezmásdes-carbonizado y sostenible. Y más descentralizado, porque utilizará más los recursos existentes en cada país, reduciendo los intercambios energéticos internacionales y, porconsiguiente,losconflictosgeopolíticosasociadosaladisponibilidadocaren-cia de energía, dado que las energías renovables están presentes, de una u otra forma, en todo el planeta.

Supuesto que las renovables son el camino obligado hacia un nuevo para-digma energético más sostenible y equilibrado, el reto fundamental que afrontan estas tecnologías es incrementar su competitividad y garantizar la seguridad del suministro. Es aquí donde la innovación tecnológica juega un papel esencial como motor de desarrollo de las energías renovables. En los siguientes apartados vere-mos cómo la tecnología está aportando ya soluciones a estos desafíos.

2. Soluciones a los retos tecnológicos de las energías renovables

Las tecnologías que el ser humano emplea –desde tiempos inmemoriales– en su desarrollo como individuo y como sociedad, han de enfrentarse siempre a diferentes retos en cada etapa de su evolución, desde la idea o concepto, hasta su madurez y competitividad en el mercado.

Los motivos que impulsan el desarrollo de las energías renovables, tales como la lucha contra el cambio climático, la seguridad del suministro, la independencia energética, la competitividad nacional, el desarrollo tecnológico y la creación de empleo, son determinantes para superar los retos a los que se enfrentan y para que constituyan, tal como se ha visto en el capítulo anterior, una de las fuentes de ener-gía más relevantes y con mayor potencial de crecimiento en los próximos años.

Las energías renovables, en su desarrollo, deben competir con los combusti-bles fósiles (carbón, gas, petróleo) y la energía nuclear, según su coste de genera-



ción actual y sus proyecciones a futuro, así como en su capacidad de integración en las redes eléctricas. Para esta integración resulta fundamental la gestionabilidad de las plantas de energía renovable sobre la disponibilidad, variabilidad e intermi-tencia de los recursos naturales de calidad y cantidad (agua, viento, sol, etc.) de los que dependen.

Vamos a examinar, por tanto, cómo la tecnología ha permitido resolver los principales retos tecnológicos de las energías renovables, como son la competitivi-dadencostes,lafiabilidadenpredicciónylagestióndelavariabilidadeintermi-tenciadelosrecursos(gráfico1).

GráfiCo 1.–Principales retos tecnológicos de las energías renovables

2.1. CoMPetitividad en Costes

La mejora de la competitividad de las energías renovables está siendo impul-sada por un círculo virtuoso en el que el rápido despliegue de las mismas, alentado por las políticas globales de apoyo para superar las barreras para su uso, está dando lugararápidasysignificativasreduccionesdecostedemuchasdelastecnologíasrenovables.

Existen diversas tecnologías disponibles para cada tipo de fuente de energía renovable (eólica, solar, geotérmica, hidroeléctrica, biomasa, etc.), pero no todas



ellas pueden considerarse equivalentes en cuanto a costes y madurez tecnológica para la generación de energía eléctrica. Las reducciones de coste por mejoras tec-nológicaseincrementodeescalasonparticularmentesignificativasenlaenergíaeólica en tierra (onshore) y en la solar fotovoltaica.

Los costes de generación de la energía solar fotovoltaica y la eólica varían significativamentedeunaregiónaotra,deacuerdoconlosfactoresdecostesloca-les y de la calidad de los recursos disponibles. La evolución de estos costes está determinada en gran parte por dos factores: la reducción de los costes de capital ylosavancestecnológicosparaaumentarlaeficienciaenelaprovechamientodelrecurso.

El desarrollo y la madurez alcanzada en la tecnología eólica hacen que esta tecnología, actualmente, sea ya más competitiva en costes que la nuclear, el carbón yelgasenalgunosmercados,talcomoseapreciaenelgráfico2.

GráfiCo 2.–Comparación de costes de generación eléctrica en diferentes tecnologías

Fuente: Bloomberg New Energy Finance. H1 2014.

Esta comparación de costes se realiza mediante el índice LCOE (Levelized Cost Of Energy), ratio entre todos los costes incurridos en una determinada insta-lación y la energía generada en ella, a lo largo de toda su vida útil, y traídos a valor presente mediante la misma tasa de descuento.



Es de destacar además el potencial de reducción de costes de las tecnologías eólica onshore y fotovoltaica, en las que la curva de aprendizaje (evolución de los costes) presenta una pendiente descendiente más pronunciada, estimando en un 25% la mejora para 2020. El aprendizaje y las economías de escala llevan a una disminución del coste medio de alrededor de un 20% cada vez que se duplica la capacidad (Fraunhofer ISE, 2012).

Aunque una mayor implantación de las tecnologías eólica onshore y solar fotovoltaica conlleve que los mejores emplazamientos en cuanto a recurso sean cada vez más escasos dentro de una región, a nivel mundial se espera que este efecto sea compensado de sobra por las mejoras tecnológicas, el despliegue de estas tecnologías en regiones con alta calidad de recursos sin explotar y el desarro-llo de mercados no-OCDE con menores costes de inversión.

Esta gran competitividad en costes en cuanto a la energía eólica onshore, unida a la situación de crisis financiera, reducción del consumo e inversión, yla competencia de otras fuentes de energía como el shale gas, etc., presionan de forma muy importante al mercado de las turbinas eólicas onshore. A pesar de que lademandaesmuysignificativaenvolumen,elmercadoseharalentizadoyseprevé en los próximos años un crecimiento muy leve (1,8% de media en el periodo 2013-2016).

Actualmente,elmercadopresentaunasignificativasobrecapacidaddepro-ducción de turbinas eólicas. La sobrecapacidad, unida a la demanda limitada y a la curva de aprendizaje, hace que los precios de las turbinas eólicas se reduzcan de formasignificativa.Enconsecuencia,laviabilidadeconómicadelosfabricantesde turbinas eólicas se ve gravemente comprometida por la reducción de márgenes y la feroz competencia mundial.

Enestecontexto,AccionaWindpower,filialdelgrupodedicadaaldiseñoy fabricación de aerogeneradores, lanza su proyecto COE 20/14. El objetivo es, mediante la innovación tecnológica, la reducción de un 20% del COE (Cost Of Energy) de su aerogenerador AW3000, de 3 megavatios (MW) de poten-cianominal,de formaqueafinalesde2014seaunproductoaltamentecom-petitivo,capazdeconseguirunvolumendeventassignificativoyelaccesoanuevos mercados como Canadá, Brasil, Sudáfrica, Estados Unidos, Polonia y Australia.

El proyecto COE 20/14, mediante un análisis en profundidad de todos los factores que afectan a este coste de la energía, es decir, el coste de la inversión (CAPEX), el coste de la operación y el mantenimiento (OPEX), y la energía pro-ducida(dependienteasuvezdelaeficienciaydeladisponibilidaddelamáquina),establecetareasyobjetivosparcialesparatodosellos.Además,sefijantambiénobjetivos según los diferentes mercados.



Más de cien empleados de la compañía se organizan en catorce equipos mul-tidisciplinares asociados a la consecución de la reducción de COE según estos objetivos parciales. Se consideran cambios y mejoras de producto y de proceso que, sin afectar a la calidad y la seguridad, supongan una reducción del COE, teniendo en cuenta el retorno de la inversión. Cada equipo piensa, organiza, pla-nificayejecutalasmejoras–midiendoelresultadoobtenidoconunametodologíacomún– en un proceso de mejora continua que hace que el proyecto COE 20/14 no sea sólo una acción puntual sino una forma de gestionar la innovación.

El proyecto COE 20/14 tiene ya resultados a la fecha en innovaciones en torres de hormigón, nuevos rotores, nueva curva de potencia (1% mejorada) y otras previstas como montajes de palas sin grúa, etc.

2.2. fiabiLidad en PrediCCión

Unodelosretostecnológicoseneláreadelasenergíasrenovableseslafiabi-lidad en la predicción de disponibilidad de la energía primaria (sol y viento). Afor-tunadamente, los avances en la predicción meteorológica han permitido desarrollar modelosdeprediccióndelaproducciónaltamentefiables,almenosenhorizontestemporales de varios días.

ACCIONA Energía ha desarrollado sus propios modelos de predicción de la producción basados en las técnicas más avanzadas de tratamiento de información einteligenciaartificial(redesneuronales).

Así, partiendo de modelos meteorológicos globales comerciales como ECMWF, HIRLAN o GFS, y de los históricos de Producción Real, se han desarro-llado modelos de predicción propios que generan las Predicciones de Producción bruta, los cuales, una vez correlacionados con las Indisponibilidades programa-das, dan lugar al Programa Maestro de Producción.

Este Programa Maestro de Producción se contrasta de forma continua con la producción real y se actualiza, si es necesario, de forma regular.

Los objetivos perseguidos con estos modelos de predicción son:

– ElestablecimientodePlanesyProgramasMaestrosdeProducciónfiables.– El cumplimiento de los requerimientos establecidos por los diferentes

códigos de red.– Lareduccióndedesvíossobrelaplanificación.– La optimización de la operación y el mantenimiento.

Los resultados alcanzados hasta la fecha, aunque mejorables, son de una muy altafiabilidad.Enelgráfico3,sepuedeverlacomparativaentrepredicciónypro-ducción real en un periodo de 17 días:



GráfiCo 3.–Comparativa entre predicción y producción eléctrica real de ACCIONA en un período de 17 días

Este proceso de integración de los modelos de predicción con la operación real de acuerdo a los Planes y Programas Maestros de Producción es posible por la disponibilidad de un Centro de Control de referencia mundial (CECOER), consti-tuido por un Centro Maestro ubicado en Sarriguren (Navarra, España) y tres cen-tros satélite ubicados en México, Australia y EE. UU.

A continuación se recogen algunos datos que ilustran la dimensión del CECOER de ACCIONA Energía:

– 9.652 MW operados en 362 instalaciones renovables de 17 países.– 8.169 MW eólicos (259 parques con 6.855 aerogeneradores).– 912 MW hidráulicos (80 centrales), 314 MW termosolares (6 plantas), 48

MW FV (4), 65 MW en biomasa (5) y 144 en cogeneración (10).– 70 personas 24/365.– Más de 60% de las incidencias resueltas en remoto.– Máxima disponibilidad de las plantas: 97%.

2.3. Gestión de La variabiLidad e interMitenCia

Todo sistema eléctrico está enfrentado a la variabilidad de la demanda o con-sumo, que a pesar de los registros históricos, siempre puede presentar variaciones no previstas, sean éstas debidas a variaciones repentinas de consumo, en la mayoría de los casos, o debidas a contingencias en el funcionamiento de los generadores.

Para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico en su conjunto, los ope-radores establecen una serie de requerimientos a los sistemas de generación, que



se recogen en los denominados Procedimientos de Operación. En general, estos requerimientos tienen que ver con dos aspectos fundamentales:

– flexibilidad o capacidad de variar la producción, cuyo límite es inherente a la tecnología, y

– capacidad de resistir las variaciones en la demanda, también denominado estatismo.

Los sistemas de generación convencionales ofrecen esta doble posibilidad, pero para ello parten de una situación estable en cuanto a la disponibilidad de la energía primaria (carbón, gas natural, combustible nuclear, etc.).

Las energías renovables, sin embargo, son variables por su propia natura-leza –en particular la eólica y la solar–, lo que hace que sea mucho más compli-cado gestionar los requerimientos anteriormente citados partiendo de una fuente de energía primaria variable.

Por otro lado, los generadores basados en energías renovables, al utilizar elec-trónica de potencia en lugar de generadores síncronos, no tienen inercia alguna, de forma que transmiten casi instantáneamente cualquier variación de la fuente pri-maria al sistema eléctrico.

En los sistemas eléctricos de gran dimensión, con penetración reducida de energías renovables, esta variabilidad se puede compensar con relativa facilidad mediantegeneradoresconvencionalesmásflexiblescomoloscicloscombinadoso las turbinas de gas.

Sin embargo, con el incremento de las energías renovables en el mix ener-gético, el proceso empieza a ser cada vez más complejo, requiriendo sistemas de respaldo cada vez más rápidos, pero que a su vez, al trabajar en regímenes menos estables, incrementan las emisiones de CO2 asociadas.

En este contexto, y ante la tendencia cada vez más acelerada de requerir que los sistemas de generación renovables gestionen una parte importante de su varia-bilidad, ACCIONA Energía desarrolló en el año 2012 un proyecto demostrativo de Gestión de la Variabilidad por medio del Almacenamiento Eléctrico en una Planta Fotovoltaica.

El proyecto, denominado ILIS, pionero en Europa, consistía en una planta fotovoltaica (instalada en Tudela) de 1 MWe de potencia, asociada a un sistema de almacenamiento basado en baterías de Li-Ion de 1 MWe de potencia y 30 minutos de capacidad de almacenamiento (570 kWh), y tenía como objetivos:

– Demostrar la viabilidad técnica de que la variabilidad inherente a la ener-gía renovable se puede gestionar en origen mediante la incorporación de un sistema de almacenamiento.



Así, se pueden controlar y limitar tanto las variaciones de potencia eléc-trica de salida como las velocidades o rampas de dichas variaciones expre-sadas en % sobre la potencia nominal.

– Demostrar que los sistemas de generación renovable con almacenamiento son una alternativa viable, y más en un sistema eléctrico bajo en carbono, para la provisión de los denominados servicios auxiliares, como:

• regulacióndefrecuencia;• regulacióndetensión,y• garantíadepotencia.

– Establecer los criterios de dimensionamiento del sistema de almacena-miento, y desarrollar las estrategias de operación optimizadas tanto desde la perspectiva técnica como, y sobre todo, desde la económica.

– Integrar en un único entorno operativo (CECOER), la predicción con las estrategias avanzadas de control y operación de plantas fotovoltaicas con sistemas de almacenamiento.

Actualmente, existen diversas iniciativas demostrativas tanto en el ámbito fotovoltaico como en el eólico, pero todavía no se ha iniciado el despliegue comer-cial, siendo las razones fundamentales para ello, el coste de los sistemas de alma-cenamiento y, sobre todo, los marcos regulatorios existentes.

Sin embargo, hay que reseñar que existe una tendencia generalizada a esta-blecer requerimientos cada vez más exigentes en cuanto a la gestión de la variabi-lidad asociada a las energías renovables.

Estos requerimientos se recogen en los denominados Códigos de red y, una vez implantados, son de obligado cumplimiento por toda instalación de produc-ción de energía eléctrica que quiera conectarse a la red. Como los sistemas de generación convencionalesyaloscumplen,todasestasmodificacionessedirigen,en consecuencia, a los sistemas de energías renovables.

Así, se pueden citar la propuesta de Procedimiento de Operación P.O. 12.3, en España, el Grid Connection Code for Renewable Power Plants, en Sudáfrica, o el Anexo 3: Requerimientos Técnicos para Interconexión de Centrales Solares Foto-voltaicos al Sistema Eléctrico Nacional de las Reglas Generales de Interconexión al Sistema Eléctrico de México, por citar unos pocos ejemplos.

Por otro lado, hay países que están desarrollando legislación específicapara la incorporación de sistemas de almacenamiento al sistema eléctrico como mecanismo para aumentar la penetración de las energías renovables sin incre-mentar las emisiones de CO2. Tal es el caso de California, Arizona, Reino Unido o Alemania.



Un mercado ya existente que empieza a incorporar sistemas de almacena-miento asociados a las energías renovables (solar y eólica), es el de las islas y emplazamientos remotos donde el sistema eléctrico convencional no puede llegar y donde es absolutamente necesario gestionar la variabilidad para poder reducir el consumo de combustibles fósiles (diésel).

Como ejemplos de ello, se pueden citar las islas francesas (Córcega, Reu-nión), Puerto Rico, Hawái, Islas del Caribe (Aruba, Necker) o las Azores.

Lasnecesidadesdesistemasderespaldoflexibleconvencionales van a exis-tir a pesar de la incorporación de la gestión de la variabilidad de los sistemas de energías renovables mediante la integración del almacenamiento, pero no van a aumentar con el incremento de la penetración de las energías renovables en el mix energético global.

Estamos claramente en un nuevo cambio del paradigma energético. No sola-mente en cuanto a las fuentes de energía primaria, sino también en lo referente a laconfiguraciónfísicadelossistemaseléctricos,conunaclaratendenciahacialadescentralización, tanto de la generación como de la gestión.

Muchos somos los que consideramos que vamos caminando inexorablemente hacia La Era Renovable, caracterizada por el uso de estas fuentes de energía y, además, por un sistema eléctrico descentralizado, interconectado y gestionado de formalocalconcriteriosglobales(microrredes).Endefinitiva,seríalatraslaciónal sistema eléctrico del famoso axioma think globally act locally.

3. Conclusiones

Nuestra civilización se encuentra en un momento crucial en relación a la extracción y utilización de recursos energéticos, ámbito que a su vez es esencial paradefinirnuestromodelodevida.Debemosatender lacrecientedemandadeenergía, originada principalmente por el derecho al desarrollo de los países emer-gentes, sin contribuir al calentamiento global, de graves consecuencias para el pla-neta.

El modelo convencional, basado en combustibles fósiles, no sirve para hacer frente a este desafío energético: es preciso desarrollar nuevas soluciones, a partir delastecnologíasrenovablesydelahorroylaeficiencia.

El reto que afrontan las energías renovables para desempeñar un rol central en el nuevo sistema energético pasa por incrementar su competitividad y garantizar la seguridad del suministro. Es aquí donde la innovación tecnológica juega un papel esencial como motor de desarrollo de las energías limpias.

Las tecnologías renovables, singularmente la eólica onshore (terrestre) y la solar fotovoltaica, se hallan inmersas en una clara tendencia de reducción de costes



que las hace ya competitivas con las fuentes convencionales en algunos mercados. El programa COE 20/14 es un ejemplo impulsado por ACCIONA para reducir el coste de la energía (COE) de su aerogenerador de 3 MW en un 20% mediante el análisis integrado de todos los factores que inciden en el mismo.

La mejora de los sistemas de predicción de la producción y la gestión técnica de la variabilidad e intermitencia propias de las fuentes renovables son otros cla-ros ámbitos de innovación tecnológica. En este trabajo se recogen varios ejemplos desarrollados por ACCIONA en ambos campos.

Muchos pensamos que el mundo avanza inexorablemente hacia un nuevo paradigma energético, la Era de las Renovables, basado en estas fuentes limpias y ubicuas y con un sistema eléctrico descentralizado, interconectado y gestionado de formalocalconcriteriosglobales(microrredes).Endefinitiva,unaversiónenergé-tica y sostenible del think globally act locally.

Orientación bibliográfica

internationaL enerGy aGenCy (2013), World Energy Outlook 2013, IEA Publi-cations, París.

interGovernMentaL PanneL on CLiMate ChanGe (2013), Climate Change 2013. The Phisical Science Basis.

IRENA, internationaL renewabLe enerGy aGenCy (2012), Renewable Power Generation Costs.

bLooMberG new enerGy finanCe, Levelised cost of electricity update: H1 2014.


PARTE III

PROVEEDORES DE TECNOLOGÍA


13. INNOVACIÓN SCHNEIDER

13INNOVACIÓN SCHNEIDER

FRANCISCO BARCELÓVicepresidente de Energía Zona Ibérica

Miembro del Comité de Dirección, SCHNEIDER ELECTRIC

1. Innovación como motor de crecimiento

Hay pocas compañías que hayan conseguido tener un siglo de historia, muchísimas menos son las que han conseguido acercarse a los dos siglos, como es el caso de Schneider Electric. En todas ellas se repiten unas mismas variables: son capaces de leer las tendencias, anticiparse a los cambios y tienen la innova-ción en su ADN.

Schneider nació como una fundición en la que se fabricaron algunos de los cañones más temidos de Europa para ser hoy una compañía líder en la gestión de laenergíaylaeficienciaenergética,queostentaposicionesdeliderazgoeninfraes-tructuras y compañías eléctricas, industria y fabricantes de maquinaria, automati-zaciónygestióndeedificios,centrosdeprocesodedatosyredes,asícomoenelsector residencial, y que está empujando, desde la tecnología, la transformación de las ciudades hacia ciudades inteligentes.

La innovación ha sido clave en cada una de las transformaciones que ha vivido nuestra empresa a lo largo de su historia y, de nuevo, la innovación está siendo clave para afrontar con éxito una nueva era de la energía.

2. Liderar la era de la energía inteligente. Megatendencias

En los últimos años la capacidad de cambio y evolución del mundo se ha aceleradoanivelessinprecedentes.DesdeSchneiderElectricidentificamoscua-tro megatendencias que están cambiando la relación del mundo con la energía y están dando paso a lo que conocemos como la era de la energía inteligente: giro geográfico,digitalización,sostenibilidadyprevalenciadelosservicios.Elanálisisdeestascuatrotendenciasnosllevóaredefinirnuestraestrategia,visiónymisión.Pero, ¿qué hay detrás de cada una de estas megatendencias?


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– Giro geográfico En2015el65%delPIBdelmundoseconcentraráenNuevasEconomías;en2016Chinapasaráaserlaprimeraeconomía;en1995solohabía20compañías de las Nuevas Economías en el Fortune 500, hoy son más de 120. Este giro también tiene su traslación a la población: cada semana, 1,5 millones de personas dejan los entornos rurales y emigran a ciudades –las ciudades ocupan hoy el 2% de la tierra, alojan al 50% de la población, con-sumen el 75% de la energía y son responsables del 80% de las emisiones de carbono. Naciones Unidas predice que en 2030 dos tercios de la población mundial vivirán en ciudades, y de las 600 principales ciudades del mundo, 400 estarán en Nuevas Economías.

La población de las economías maduras está envejeciendo. En 2010 por primera vez en Europa la fuerza laboral disminuyó –la gente que se incor-poróalmercadolaboralnocubrióelnúmerodepersonasquesejubilaron–;y, por dar un último dato, en 2030 el 93% de las clases medias estarán en Nuevas Economías.

– Digitalización Juntoalgirogeográficoseestáproduciendounacrecientedigitalizacióndelasociedad.Elvolumendedatossedoblacadadosaños;hemosvividoun crecimiento espectacular de inteligencia distribuida a través de millo-nes de dispositivos móviles, redes y máquinas… que han aumentado la necesidad de visualizar, interactuar y comunicarnos. Y esta digitalización continúaenaumento;en2020tendremosalrededorde50billonesdedis-positivos conectados a internet. Esta tendencia hacia la digitalización tiene un enorme impacto en la energía: el sector IT que consume hoy el 4% de la energía,en2030consumiráel40%;porcadasegundoqueestamosconec-tados a la web se emiten 20 mg de carbono.

– Sostenibilidad La tercera megatendencia es la sostenibilidad. Los estudios indican que

la temperatura del mundo podría subir un mínimo de dos grados, y hay una concienciación creciente por la sostenibilidad y el respeto al medio-ambiente.

– Prevalencia de los servicios Porúltimo,elgranniveldedeudaylanecesidaddeganarenflexibilidad

para adaptarse a la volatilidad de los mercados está derivando en gran-des cambios en el proceso de decisión de las inversiones. Nos estamos moviendo de un entorno Capex a un entorno Opex, en el que más de un


13. INNOVACIÓN SCHNEIDER 147

83%delasfirmasestánconvencidasquetendránmásdeun50%desusservicios IT en la nube y en el que las ventas de servicios cloud aumentan un 20% cada año.

A nivel general, estas son las megatendencias más relacionadas con Sch-neider Electric y las que han definido dónde centrar nuestros esfuerzosinnovadores.

3. Los nuevos retos

Desde el análisis de estas megatendencias se identificaron grandes retospara nuestro sector. Por un lado se vislumbraba un aumento muy importante del consumo de energía, con los consecuentes problemas de manejo de picos de la demanda y la necesidad de dar respuesta a los fallos del sistema si no se podía satisfacer la misma. A esto se suma el que para aumentar la generación de energía y poder satisfacer estos picos de demanda se necesitan grandes inversiones, difíci-les de amortizar en períodos razonables de tiempo.

Enparalelo,elcostedelaenergíaseprevéquesigaaumentando;elbarrildepetróleo alcanzará –según la OCDE– precios de entre 180 y 190 dólares en 2020. Este aumento de precios y la necesidad de controlar las fuentes de energía, son ya hoymotivodegrandesconflictosdeinteresesenelplaneta.

También hay importantes retos derivados de la megatendencia de la sosteni-bilidad: el año pasado Beijing alcanzó los 800 puntos en el índice de calidad del aire, cuando 300 indican que el aire es peligroso y la escala se acababa en 500. El mundo pide más energía pero es incuestionable la necesidad de ser mucho más sostenibles y reducir las emisiones de carbono.

Nos encontramos ante un dilema, que en Schneider Electric conocemos como el Dilema de la Energía: ante un escenario en el que la demanda de energía se va a doblar, es necesario en paralelo reducir a la mitad las emisiones de dióxido de carbono para poder cumplir con los compromisos de Kyoto.

Ante estos retos, y frente al nuevo mundo que estas megatendencias nos dejaban vislumbrar, Schneider Electric tomó hace diez años dos decisiones estra-tégicas: en primer lugar aumentar su diversificación geográfica con una claraapuesta por las Nuevas Economías. En segundo lugar, decidimos emprender una transformación en nuestro portafolio desde la visión de que nuestro planeta puede alcanzar más utilizando un menor número de recursos, y con la misión de ayudar a maximizar el rendimiento de cada kilovatio de energía. Emprendimos entonces una apuesta decidida por las soluciones deEficienciaEnergética, ya que está-bamos y estamos convencidos de que en ella reside la solución al Dilema de la Energía(gráfico1).


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GráfiCo 1.–Disminución Emisiones de Carbono

Fuente: World Energy Outlook 2011, OCDE/IEA.

4. La innovación, clave en la transformación de Schneider Electric

Junto con la decisión de aumentar el portafolio de la compañía para conver-tirse en el especialista global en gestión de la energía, Schneider Electric decide reforzar su apuesta por la innovación con el foco puesto en el desarrollo de solu-cionesquecontribuyanalaeficienciaenergética.Enlosúltimosdiezaños,Schnei-der Electric ha invertido anualmente una media de 1.000 millones de euros –entre un 4 y un 5% de su facturación anual–, lo que la convierte en la empresa del sec-tor con mayor inversión en I+D+i, capaz de combinar un profundo conocimiento delasnecesidadesdesusclientes–solucionesqueoptimicenlaeficiencia,reduc-ción de costes, simplicidad en la instalación, y sencillez y respeto por el medio ambiente– con un avanzado desarrollo tecnológico.

La innovación se centra en tres grandes iniciativas:

– Hacer digital la energía. La eficiencia energética empieza cuando erescapaz de digitalizar la energía; de obtener información sobre la energíaen cualquier momento de su cadena de valor. En esta iniciativa entrarían estudios y desarrollos que permitan medir y controlar la energía en distin-tos niveles. También se aborda el uso inteligente de esta información en sistemasdecontrolenedificiosyhogaresy,porsupuesto,solucionesquepermitan aumentar control y monitorización en toda la red de distribución optimizando su uso.

– Diseño de Plataformas Flexibles para la gestión de la energía. Buscando queaportenmáximaeficienciasinrenunciaralaflexibilidad,paraloquese incorporan comunicaciones IP y servicios web, códigos abiertos…


13. INNOVACIÓN SCHNEIDER 149

– Soluciones escalables de Eficiencia Energética. Por último, nuestros equi-pos de innovación trabajan para garantizar que estas soluciones sean fáci-les de instalar y resulten sencillas al uso.

Disponemos de un equipo de once mil ingenieros dedicados a I+D+i que crean soluciones innovadoras a través de colaboración interna, pero también externa, con universidades, laboratorios y empresas del todo el mundo, incluyendo a menudo a nuestros propios clientes. En el mundo hay cinco grandes polos de innovación ubicados en Boston, Monterrey, Grenoble, Shanghai y Bangalore. Además, a nivel local se cuenta también con centros de competencia –por ejemplo, España dispone decentrosespecíficosparapequeñomaterialeléctrico,mediatensiónyenvolven-tes–, desde los que se trabaja para adecuar la solución a las necesidades concretas de la zona, respondiendo a las preferencias locales.

Desde los equipos de innovación de Schneider Electric se está, por ejemplo, liderando el programa HOMES de la Unión Europea, centrado en la gestión de la eficienciaenergéticaenedificios;laserieWISER,destinadaamejorarlaeficienciaenergética de hogares, o algunos de los productos de nuestro programa BipBop, con el que queremos acercar la energía a la base de la pirámide.

A través de Aster Capital, un fondo de inversión con un tamaño de 100 millo-nes de dólares, se colabora con start-ups focalizadas en energía, materiales avan-zados y soluciones medio ambientales.

Además, gracias a la compra de compañías líder en sus segmentos como Areva D, Telvent y Pelco, por ejemplo, Schneider Electric ha incorporado nuevas áreas de innovación y conocimiento que refuerzan su portafolio.


14. INNOVACIÓN SIEMENS

14INNOVACIÓN SIEMENS

ENRIQUE TORRESDirector General de Innovación en España, SIEMENS

1. Introducción: cultura y valores

Los valores de Siemens son responsabilidad, excelencia e innovación. Este texto versará sobre la forma en la que mi empresa, Siemens, aborda la innovación como parte esencial de su cultura, de su modelo de negocio y de la sostenibilidad de la compañía a lo largo del tiempo.

Ya desde su origen, en la mente de su fundador, Werner von Siemens, inven-tor y emprendedor, estuvo el desarrollar productos y soluciones que resolvieran problemas de la sociedad. En 1847 inventó el telégrafo de agujas y presión, que permitió la transmisiónfiabledemensajes a largasdistancias, sinnecesidaddedominar el código Morse. Con ello se podía, por ejemplo, comunicar catástrofes y solicitar ayuda a decenas de kilómetros de distancia.

Ese espíritu innovador de dar respuestas a preguntas y necesidades de la población, ha permanecido invariable en Siemens a lo largo de sus más de 160 años de historia.

Paradiseñarsufuturo,lacompañíaidentificalasprincipalesmegatendenciasmundiales:

– Urbanización: en 2050 más del 70% de la población mundial vivirá en ciu-dades.

– Cambio demográfico: en 2012 había 7.100 millones de habitantes en el planeta, con una esperanza de vida de menos de 70 años. En 2050 habrá 9.600 millones, con una esperanza de 76. Además, el número de personas mayores de 65 años se habrá duplicado.

– Cambio climático: 2001 a 2010 ha sido la década con temperaturas más altas desde que se tienen registros. En 2013 se ha registrado la mayor con-centración de CO2 en la atmosfera de los últimos 350.000 años.

– Globalización: las 500 mayores multinacionales aglutinan más del 70% del comercio mundial.


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Para responder a los desafíos y también a las oportunidades que esas tenden-cias globales presentan, Siemens ha establecido su Visión:«Serpionerosenefi-ciencia energética, en productividad industrial, en infraestructuras inteligentes y en el cuidado de la salud de manera personalizada y asequible».

Ello nos lleva a estar permanentemente en el estado del arte de la tecnología de los mercados en los que operamos. Ahora bien, investigación e innovación se complementan, pero la investigación no deja de ser transformar dinero en conoci-miento y la innovación conocimiento en dinero. En nuestra manera de entender la innovación, consideramos importante partir de la distinción más básica: la innova-ción y el invento. Un invento puede ser algo nuevo y original pero que no conlleve su posterior comercialización. Por el contrario, una innovación es algo que llega al mercado y que tiene que estar soportado por una tecnología, ha de resolver una necesidad de la sociedad y tiene que tener un modelo de negocio viable detrás. Es decir, tiene que aportar utilidad y rentabilidad. En otras palabras:

– Lainvestigaciónesnecesaria,peronosuficienteparaconsiderarquellevaaparejada la innovación (innovación es la invención mas el éxito en el mer-cado).

– La creación de valor económico viene solo de las innovaciones exitosas.– La estrategia del negocio marca la estrategia de innovación.

Y esta ha de ser consistente no solo con respecto a nuestra visión (ser pione-ros en todos nuestros negocios) sino también en cuanto a la estrategia tecnológica, alaproteccióndelapropiedadintelectualconunaeficientegestióndelaspatentes,alusoderecursosdeI+D,aladefinicióndeestándarestecnológicos,alosprocesosde innovación y, cómo no, a la cultura empresarial.

Adicionalmente, destacaré otros dos aspectos generales cada vez más rele-vantes en un modelo sostenible de innovación:

– El tiempo: internet acaba con la asimetría de la información y hay que bus-car campos donde ser no solo los mejores, sino también los primeros. Y el factor tiempo es tan importante que, en muchas ocasiones, el principal ele-mento de éxito no es la idea, sino la rapidez con que llega al mercado.

– El foco: no podemos ser buenos en todo y los recursos son limitados. Hay que priorizar y asegurar nuestra posición de liderazgo en campos de activi-dad cuidadosamente seleccionados.

2. Innovando en red

La innovación no la hacemos solos. La innovación es costosa por lo que ha de gestionarse de manera colaborativa, abierta y en red. Así, nuestra compañía cola-


14. INNOVACIÓN SIEMENS 153

bora estrechamente con universidades, centros de investigación, clientes clave, competidores, think tanks, otras industrias, etc.

En ese sentido nosotros decimos que «el laboratorio es nuestro mundo y que el mundo es nuestro laboratorio». Tenemos pues que ser líderes en tec-nologías clave, pero al tiempo capaces de integrar a otros socios innovadores. Generamos las mejores ideas haciendo uso de las nuestras propias y también delasexternas;protegemosnuestroconocimientoal tiempoquesomoscapa-ces de transferir tecnología para trabajar con otros. Es decir, buscamos talento e innovación allá donde esté y lo gestionamos apropiadamente para encontrar los desarrollos idóneos desde las perspectivas de la innovación, la calidad y los costes.

Consideremos a modo de ejemplo, el desarrollo de una turbina de gas. Se requiere una serie de disciplinas técnicas tales como aerodinámica, materia-les, combustión, conductividad térmica, diseño probabilístico, etc., que solo con una integrada red de I+D puede dar lugar a la planta de generación ener-géticamáseficientedelmundo.Másde50universidadesestáncontribuyendo a ello.

Ahora bien, la empresa ha de combinar desarrollos evolutivos y disruptivos. Los primeros vienen del negocio actual, de los roadmaps y de la extrapolación del negocio actual. Los segundos, de largo plazo, dibujan escenarios atendiendo a los factoresqueinfluyenenlasociedad,endiálogopermanenteconlosdiferentesgru-pos de interés. Eso nos lleva a construir unas pictures of the futurequedefinenlasáreas de desarrollo e investigación mas prometedoras para el futuro. Apostamos por un sistema que implica mejorar lo que tenemos, al tiempo que se favorecen creaciones que marcan un antes y un después. Y en este camino, todos, universi-dades, centros de investigación, pymes, start-up’s, y las administraciones públicas, tenemos mucho que aportar.

Como decía W. von Siemens, «yo no puedo predecir el futuro, pero puedo inventarlo».

3. El cliente, principio y fin de la innovación

En nuestro modelo la innovación empieza y termina con el cliente. Es decir, lageneracióndeideasgiraalrededordelasnecesidadesdelclienteodelosbenefi-cios que nuestros productos, servicios o soluciones le proporcionan, tanto los exis-tentes como aquellos aún por crear

Dichodeotramanera,alfinaldeldíalainnovacióntienequeteneréxitoenelmercado. Esa es la clave de la sostenibilidad de la empresa a lo largo de los años. Enelgráfico1seexplicaestemarcodeactuación.


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GráfiCo 1.– Generación e implementación de la innovación

GráfiCo 2.–Posición de Siemens en lo referente a patentes en Alemania, Europa y EE.UU.

Para aplicar este modelo con éxito en el mercado dedicamos anualmente importantes recursos.Enel añofiscal 2013,másde29.000empleadosy4.300millones de euros de inversión fueron destinados a I+D. Ello nos proporciona una posición de liderazgo en número de patentes. La protección de los derechos de pro-



piedad intelectual es, pues, otro de los pilares de la estrategia Siemens de I+D+i. Losrecursossonescasospordefiniciónysuaprovechamientoexige,además,laprotección de lo que la compañía genera, como un activo más a preservar. En el gráfico2sevisualizalaposicióndeSiemensenloreferenteapatentesenAlema-nia, en Europa y en Estados Unidos.

4. La cultura de innovación

Finalmente, otro aspecto crucial a tener en cuenta en este contexto es el fomento de la cultura de innovación. Las personas son la clave, son quienes inno-van, las que desarrollan nuevas tecnologias, las que marcan la diferencia. Y la compañía tiene que generar el marco facilitador. En Siemens atendemos a los siguientes aspectos, relacionados en el cuadro 1.

Cuadro 1.–Elementos de una fuerte cultura de innovación

5. Ejemplos de innovación

Se presentan a continuación (cuadros 2, 3, 4 y 5) algunos ejemplos de inno-vaciones en los cuatro sectores de actividad de Siemens: Industria, Energía, Salud, e Infraestructuras y Ciudades.


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Cuadro 2.–Innovación en la Industria

.

.

.

Cuadro 3.–Innovación en la Energía



Cuadro 4.–Innovación en la Salud

.

.

.

:;

Cuadro 5.–Innovación en Infraestructuras y Ciudades


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6. Conclusiones

Finalmente, como se mencionó al principio de este texto, nuestra visión nos lleva a ser un «pionero tecnológico en los campos de actividad en los que ope-ramos». Y eso solo es posible cuando la estrategia de la empresa, sus objetivos, su cultura y valores estan orientados en la misma dirección. A modo de resumen, nuestra estrategia de innovacion se puede sintetizar en:

– Vision holística de las megatendencias del futuro.– Profundo conocimiento de nuestros clientes.– Liderazgo tecnológico.– Efectiva gestion de la propiedad intelectual. Consistente política de paten-

tes.– Uso de sinergias y procesos de innovación optimizados.– I+D en mercados líderes.– Innovación en red, cooperando con universidades y otros socios.– Cultura de innovación y empleados excelentes.


15. INNOVACIÓN ALSTOM

15INNOVACIÓN ALSTOM

JORDI PUIGCORBÉVicepresidente de Innovación, ALSTOM Renewables Wind

1. Introducción

La tecnología y la industria eólica son incompetentes. Lo son porque son mejorables y sobre todo porque han sido y están siempre en un proceso continuo de aprendizaje.

Su historia y evolución está plagada de ejemplos y personas que se han equi-vocado, han tenido que luchar contra más poderosos, se han tenido que coordinar más o menos entre sí y han tenido que copiar, interpretar e integrar todo lo que han podido de otras industrias y tecnologías más maduras y avanzadas.

Este texto planteará si la industria eólica es innovadora, repasando su evo-lución, basada básicamente en la búsqueda y apuesta por alternativas, tener que demostrar las cosas mediante hechos objetivos, fomentar la investigación y desa-rrollo,compartir,copiareinterpretarelconocimiento,aportarmuchooficio,ytra-bajar duro.

Quizásalfinalnosdaremoscuentadequesudesarrollosehabasadoenlodesiempre, en lo fundamental, y quizás eso es lo que la hace innovadora.

No obstante, se ha conseguido que actualmente la energía eólica sea de las más competitivas aparte de ser renovable.

Unos pocos datos servirán para completar estas líneas introductorias. La ener-gía eólica es la fuente de electricidad que más crece en Europa en los últimos años. En 2013, el 32% de las nuevas instalaciones en Europa eran eólicas, seguido por solar fotovoltaica, 31%, y gas, 21%. En Europa se instalan unos 11 GW al año (2013) y la potencia total en funcionamiento es de 110 GW en eólica terrestre y 7GWeneólicamarina.Conestaflotademolinos,el8%delaenergíaconsumidaen Europa viene del viento1.

1. World Energy Council, World Energy Perspective (2013).


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2. Historia de la industria eólica y la tecnología de aerogeneradores con reflexiones añadidas

La energía del viento es energía solar. El 2% de la energía que nos llega del sol se transforma en energía cinética que mueve el aire de la atmósfera. De esa energía se puede utilizar menos del 5%. Pero aun así, ese 5% es unas 10 veces el consumo de energía primaria anual en todo el mundo, lo que explica su enorme potencial e interés.

Hace 50.000 años que el hombre aprovecha el viento como fuente de energía. Se tienen referencias históricas de dibujos datados en esas fechas en donde se ven embarcaciones a vela navegando por el Nilo.

Sobre molinos de viento, la referencia más antigua aparece en una obra de aL-Mas’udi, que vivió en el siglo X de la era cristiana, y sitúa estos ingenios unos 300 años antes, en el siglo VII en Sijistán, entre lo que hoy es Irán y Afganistán.

A partir de esa fecha se tienen numerosos registros y documentos entre 1300 y 1875 d. C. en Holanda y en la zona Mediterránea, llegando a su apogeo entre los siglos XVII y XVIII2.

El interés por la energía eólica nace de la búsqueda de una alternativa al uso de fuentes fósiles con el fin de mitigar faltas de suministro y el impacto en el medioambiente. Siempre se desarrolla cuando se está en precario, cuando se tienen dificultades.

Hasta el siglo XVIII, obviamente la energía del viento se transformaba solo en energía mecánica. Se trataba pues de una energía con un uso ligado intrínse-camente al emplazamiento, imposible de transportar ni almacenar. Allí donde se generabaseteníaqueconsumir.ApartirdelsigloXVIIIsurgenfieroscompetido-res. Las máquinas de vapor y posteriormente de combustión ofrecieron una forma más poderosa y compacta de generar energía, adaptable a muchos más usos que los de moler grano o bombear agua y, sobre todo, ofreciendo la interesante y contun-dente posibilidad de estar allí donde se necesitara.

Aun así, el molino de viento se siguió utilizando y perfeccionando, especial-mente en Estados Unidos, donde más de 6 millones de molinos se utilizaron para bombear agua entre 1850 y 1970, permitiendo el desarrollo del ferrocarril y utili-zando en gran parte el diseño introducido por Daniel haLLaday en 1854, conver-tido ya para siempre en icono inseparable de la granja americana.

Fue en 1881 cuando Sir William thoMson sugirió la idea de acoplar a un molino de viento un generador eléctrico para producir electricidad con la que car-gar baterías. Un poco más tarde, el inventor Charles f. brush creó en 1888, en

2. sPera, D.A. (2009), Wind Turbine Technology.


15. INNOVACIÓN ALSTOM 161

Cleveland, Ohio, la primera turbina eólica para generar electricidad aplicando a la realidad exactamente esa idea.

Se trataba de un aerogenerador con 144 palas de 17 m de diámetro que ali-mentaban un generador a 500 rpm capaz de generar 12 kW de potencia en corriente continua DC, utilizada para cargar baterías que podían alimentar 350 luces incan-descentes. Fue la primera demostración del uso de la energía eólica para producir y –atención– almacenar electricidad para su posterior uso.

Fue la primera vez que se combinó el conocimiento adquirido sobre aerodiná-mica de rotores con las más innovadoras tecnologías de generadores eléctricos del momento. Funcionó la friolera de veinte años hasta 1908, cuando se desmanteló.

Hay una apuesta clara por la eólica porque es un recurso energético bien dis-tribuido globalmente. Pasamos de un modelo muy centralizado basado en fósi-les a uno totalmente distribuido, el de las renovables. Uno desarrolla en base a los recursos que tiene más accesibles y cerca. Pero eso requiere primero cono-cer, caracterizar y cuantificar bien esos recursos (eólicos) para posteriormente ver la viabilidad económica de esa fuente de energía.

El siguiente paso importante en el desarrollo de los aerogeneradores se llevó a cabo en Dinamarca de la mano del investigador y posteriormente profesor Paul LaCour entre 1891 y 1907. Como buen investigador, Paul LaCour introdujo metodología científica a la hora de investigar ymejorar el diseño y comporta-miento de aerogeneradores, utilizando por primera vez túneles de viento para su estudio experimental. Sus investigaciones le llevaron a establecer las bases de la aerodinámica aplicada a aerogeneradores, así como a desarrollar conceptos con menor solidez (menor número de palas y más esbeltas) mejorando prestaciones y disminuyendo fuerzas de empuje. Diseñó y desarrolló aerogeneradores de entre 5 y 25 kW para uso agrícola, de los cuales se instalaron varios centenares en toda Dinamarca.

Por entonces se llegó a un concepto de aerogenerador mejorado cuantitativa-mente desde el punto de vista aerodinámico, sobre todo gracias a la incorporación de mejoras aerodinámicas procedentes de la industria militar aeronáutica de la I Guerramundial,adelantosestructuralesydeeficiencia,concapacidaddegenerardecenas de kW para el almacenamiento de electricidad en baterías, en emplaza-mientos aislados básicamente rurales.

A partir de los años veinte se suscita un cierto interés en el desarrollo de aero-generadores más potentes y, sobre todo, capaces de conectarse a la red eléctrica. El motivo de este interés no fue otro que la preocupación en ciertos países por las reservasdepetróleo,dificultadeseinestabilidadesensusuministro.Comovere-mos más adelante, es exactamente el mismo motivo que cincuenta años más tarde, con la crisis del petróleo de 1974, hizo que el gobierno de los Estados Unidos par-


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ticipara de forma activa en la investigación y desarrollo de la eólica marcando un hito en la evolución de esta industria.

Así pues, en 1931 se instala el primer aerogenerador conectado a la red cerca del Mar Negro, en Rusia. Si bien las palas eran muy rudimentarias y algunos engra-najes de madera –si, de madera–, el aerogenerador Balaclava de 30 m de diámetro y 100 kW de potencia generó electricidad a la red durante algo más de dos años.

Por último cabe destacar el desarrollo del primer aerogenerador multi-me-gawatio: el Smith-Putman. Su desarrollo y tecnología fueron muy avanzados a su época. Se desarrolló en Estados Unidos unos años antes de 1940 y se instaló en 1941 en Vermont. Es el primer ejemplo de colaboración conjunta entre la industria y la universidad para desarrollar lo que hasta aquel momento era, y fue durante los cuarenta años posteriores, el aerogenerador más moderno y potente jamás cons-truido. El Smith-Putnam era un aerogenerador bipala de 53,5 m de diámetro y 1,25 MW de potencia nominal mediante un tren de potencia con multiplicadora y generador síncrono AC conectado a la red.

El desarrollo fue concebido y liderado por P. C. PutMan quien convenció a la empresa Morgan Smith Company para la fabricación de un prototipo. El diseño que P. C. PutManperseguíasiguesiendodelomásactual;pretendíadesarrollarunaconfiguracióndeaerogeneradorquecumplieradosobjetivos:producirenergíacon el coste más bajo, y capacidad de ser fabricado en grandes cantidades para ser utilizado de forma masiva por las grandes eléctricas. En la fase de desarrollo, Put-Man fichóparaelproyectoaacadémicosdereconocidoprestigioanivelnacional,como t. von KarMan, así como a investigadores del Massachusetts Institute of Technology e ingenieros de General Electric Company.

Por su parte, en la fase de ingeniería y construcción del prototipo, Morgan Smith Company organizó un equipo de ingenieros expertos en construcción de máquinas y procesos industriales.

Cabedestacar,finalmente,lacampañademedidasytestsquesellevaronacabo durante la fase de operación del aerogenerador. El aerogenerador funcionó de forma exitosa entre 1941 y 1943, sufriendo a partir de entonces dos problemas mayores, uno en un rodamiento y el otro relacionado con la integridad estructural de la pala. Cabe destacar que, aunque resulte paradójico, estos dos modos de fallo aún se encuentran entre los más frecuentes actualmente en los aerogeneradores modernos.

Entre 1945 y 1970 el centro de gravedad de la actividad de desarrollo de aero-generadores se desplazó hacia Europa y, más en concreto, hacia Francia, Alema-nia, Reino Unido y Dinamarca. Básicamente, el interés estaba motivado de nuevo por la escasez de petróleo durante la postguerra y por la necesidad de buscar for-mas alternativas de energía para emplazamientos remotos, rurales o aislados.



En 1972 un grupo de investigadores de la NASA generó cierto interés en la energía eólica a partir de unas campañas de medidas de viento llevadas a cabo en Puerto Rico. Fue el inicio de la fase de investigación y desarrollo de la NASA en energía eólica que duraría los veinte años siguientes. En 1974 la NASA lanzó formalmenteunprogramaespecíficodeinvestigaciónydesarrollosobreenergíaeólica. El programa se inició con un presupuesto modesto, pero gracias a la crisis del petróleo unos meses después se incrementó de forma rápida su dotación y se extendió la participación a otros países. Este extensivo e intensivo programa per-mitió el desarrollo y test de 12 prototipos además de la ejecución de una serie muy extensa de proyectos de investigación tecnológica que fueron posteriormente fun-damentales para la evolución de la tecnología y la industria. Se publicaron más de 600artículoscientíficos,involucrandoamásde500investigadores.

El fruto de ese programa fue una rápida evolución de la tecnología y un mayor conocimiento de los aspectos troncales de las disciplinas tecnológicas involucradas.

La evolución de la tecnología sigue el proceso estándar que, como en otras industrias o tecnologías, se basa en alimentarse de tecnologías más maduras, copiando, robando, integrando, sumando conceptos, conocimientos, ideas y procesos.

GráfiCo 1.–Evolución de la potencia y el diámetro de los aerogeneradores modernos

A nivel industrial y comercial, dicho desarrollo tecnológico, combinado y, sobre todo, basado en los incentivos en forma de inversiones federales o créditos


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a la producción otorgados por el gobierno de Estados Unidos, permitió la primera incursión seria de energía eólica a la red eléctrica. Así, donde más impactó fue en California, donde de forma masiva (1,7 GW) se instalaron más de 16.000 aeroge-neradores de entre 20-350 kW en el periodo entre 1981 y 1990.

En Europa, durante las décadas de los ochenta y noventa, el elevado precio de la energía combinado con buenos emplazamientos de viento permitió el desarrollo y consolidación de una industria pequeña pero estable concentrada en el norte y en algunas zonas del mediterráneo.

3. Los pioneros en España

Seguramente fue la conferencia del matemático inglés MiLne-thoMson, impartida en 1951 en el Instituto Nacional de Técnica Aeroespacial Esteban Terra-das(INTA),sobreelaprovechamientodelvientoconfinesenergéticoslaqueenca-denó el primer interés de la eólica en España y la creación de la Comisión Nacional para la Energía Eólica, dentro del CSIC. Cuatro años más tarde se publicaba el informe La energía del viento en España y su aprovechamiento, realizado por barásoain y fontán. En 1979, el Ministerio de Industria y Energía, a través del Centro de Estudios para la Energía, puso en marcha el primer programa de investi-gación destinado a la generación de electricidad a partir de la energía eólica3.

José Luis Cardona, en 1981, con su célebre informe Energía eólica y aero-turbinas. Posibilidades de utilización en España, asentaba dicho interés y además identificabayadiversaszonasconpotencialeólicoimportante:elnoroestepenin-sular, el Valle del Ebro, el Cabo de Creus, el Estrecho de Gibraltar, Castilla-La Mancha y las Islas Canarias.

Fue el propio Cardona el responsable de comprar e importar un aerogenera-dor de 22 kW. Costó 2 millones de pesetas, era de la marca Danesa Wind Matic y se conectó a la red en 1982 en el Coll d’en Rabassa en Mallorca.

A nivel experimental, a principios de los ochenta, el Ministerio de Industria (más tarde IDAE) lanzó un proyecto dedicado al diseño y desarrollo de un aero-generador de 100 kW. El prototipo se construyó en 1982 pero hasta 1985 no fue capaz de funcionar de forma correcta.

Cabe también destacar que en 1982 el CDTI lanzó un crédito especial para PIMES destinado al desarrollo de aerogeneradores que desencadenó varios desa-rrollos pioneros. Uno de ellos fue el realizado por la cooperativa madrileña Gedeon, que instaló a principios de 1984 su modelo GDN 310 10 m y 8 kW de potencia.

También a principios del 1984, otra cooperativa, Ecotècnia (actual Alstom Renovables) instaló su prototipo Ecotècnia 12-15. El prototipo se instaló en el

3. IDAE, Energía Eólica, (2006).



municipio de Vilopriu (Girona) y era un aerogenerador de tres palas con 12 metros de diámetro de rotor y una potencia nominal de 15 kW. Se trata de una capacidad de producción muy reducida en comparación con los últimos aerogeneradores que se han instalado en España, que tienen potencias de 3 hasta 4,5 MW, es decir, el equivalente a 200 ó 300 molinos como el de Vilopriu, respectivamente. Un hecho que demuestra la importante evolución tecnológica que se ha vivido en los últimos años.

Posteriormente, gracias a la promoción de ENHER, el Programa Energético UNESA-INI, y a la Generalitat de Catalunya se puso en marcha el primer par-que eólico del Estado, que se ubicó en el municipio de Garriguella, también en la provincia de Girona. El parque, inaugurado el 9 de abril de 1984, estaba formado por cinco aerogeneradores de 24 kW cada uno, desarrollados gracias a los conoci-mientos obtenidos a partir del aerogenerador danés adquirido dos años antes por Cardona.

El primer parque eólico español, el de Garriguella, era capaz de abastecer a 60 familias, mientras que ahora un solo molino de viento de los más potentes puede generar electricidad para 5.000 hogares.

Veintinueve años después, en 2013, parte del mismo grupo de ingenieros que instalaron el primer aerogenerador español en Vilopriu desarrollaron e instalaron el aerogenerador marino que, hasta la fecha, es el más grande del mundo cons-truidoeinstaladoenelmar;elHaliade1506MW.DesarrolladoporAlstomWind,con un diámetro de rotor de 150 m, 6 MW de potencia nominal, se alza 90 m de altura sobre las olas, a 45 km de la playa de Ostende, en Bélgica.

La incipiente industria eólica española siguió caminando mientras diseñaba y probaba con diversa fortuna máquinas de variada potencia.

Hay resistencia a la eólica debido a que la industria de la energía es conserva-dora por definición, ya que la energía es una necesidad, no un producto, que es lo que hace que quien la posea tenga una posición dominante, conservadora y por supuesto resistente al cambio. Al invertir en nuevas fuentes de energía, in-mediatamente devaluamos las ya existentes.

Un factor importante a la hora de acelerar el desarrollo de la industria eólica vino de la mano de la aprobación de diversos planes nacionales para impulsar pro-yectos de aplicación y demostración, como los Planes de Energías Renovables de 1986 y 1989.

En el año 1990, España ya tenía instalados 6,6 MW de potencia eólica y se estaban desarrollando aerogeneradores de entre 150 kW y 180 kW. En 1991 se aprobó el Plan Energético Nacional (PEN), que contemplaba aumentar la produc-ción de las energías renovables en casi 1,2 millones de toneladas equivalentes de petróleo durante el periodo 1991-2000. Como consecuencia de ello, en 1995


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la potencia eólica acumulada había aumentado hasta los 115 MW. Las máquinas ya no tenian nada que ver con el primer prototipo de Ecotècnia y los inversores comenzabanafijarseenserioenlaenergíadelviento.

En el año 2000 estaban instalados 2.292 MW eólicos, 13 veces más que la potencia prevista para dicho año según el Plan Energético Nacional de 1990 (175MW).En2012estabainstaladaunapotenciaeólicatotalde22.785MW;en12 años se ha multiplicado por 10. En 22 años, por 100.

Además, en el año 2013, la energía eólica se situó como la tecnología que más ha aportado a la cobertura de la demanda en un año completo, siendo pues la primera fuente de electricidad en España, algo inédito no sólo en este país sino también en todo el mundo. Así, en 2013 la cobertura de la demanda con eólica ha sido del 20,9%, frente al 20,8% de la nuclear.

Gracias a la tecnología en la infraestructura eléctrica y, sobre todo, en los ae-rogeneradores, la electricidad eólica es fácilmente integrable en grandes can-tidades en el mix eléctrico de la red. Incluso los aerogeneradores modernos operan de tal forma que ayudan a mantener la red estable.

España es una potencia y ejemplo mundial en integración de energía eólica a la red eléctrica. Que el 21% de la electricidad provenga del viento ha sido posi-ble gracias a la integración de tres disciplinas tecnologías que hacen del viento un combustible más predecible y, por tanto, gestionable. Se ha conseguido mediante las mejoras en modelos de predicción meteorológicos, combinado con mejoras en las infraestructuras eléctricas y, sobre todo, la evolución tecnológica de los aeroge-neradores modernos. Actualmente, la predicción y gestión en tiempo real de todos los parques eólicos de España de más de 10 MW se controla desde el Centro de ControldeEnergíasRenovables(CECRE),conelfindegarantizarlacorrectainte-gración a red de toda la energía eólica.

4. ¿Es la eólica cara?

El coste de la energía eólica es competitivo e incluso más barato que fuentes convencionales. Por tanto, la viabilidad de las renovables se basa solo en con-seguir que el coste de la energía que produzcan siga disminuyendo. Por tanto, el tema está en cómo calcular el coste de la energía para hacer que las reno-vables sean cada vez más baratas y para entender cuál es el coste real de las energías fósiles convencionales. Por supuesto, en ese ejercicio es fundamental que el coste de energía de las fuentes fósiles incluya de alguna forma el coste derivado de las emisiones de CO2 a la atmósfera.

El debate sobre si las renovables, y en concreto la energía eólica terrestre, son fuentes de energía caras se debe abordar poniendo encima de la mesa los tres indi-cadores siguientes:



– Ayudas recibidas desde su inicio en cualquier tipo de forma, incluyendo incen-tivosfiscales,ayudaslainvestigaciónydesarrolloy,sobretodo,lasfamosasytan de moda primas. Es un indicador que permite conocer la cantidad total de inversión en forma de ayudas que es necesaria para desarrollar una tecnología hasta el grado de madurez en que se encuentre en la actualidad. Según Ger-man Wind Energy Association 4, desde 1970 hasta 2012, la energía de carbón harecibido311bn€deayudas(seincluyenaquíayudasfiscales,financieras,provisiones y primas) y 213 bn€ han ido para la nuclear, frente a los 67 bn€ que han recibido todas las renovables, de las cuales unos 45 bn€ son primas.

– Ayudas recibidas anualmente en función de la energía que producen las diferentes tecnologías en forma de euros por kWh producido. Pues bien, la de los años setenta fue la década de la nuclear, que recibía unos 12 cén-timos/kWh. Las décadas de los ochenta y los noventa –20 años–, fueron las del carbón, llegando a valores de 5 c/kWh. A partir de 2000 la cosa se reparte bastante entre carbón y nuclear, y solo desde 2010 las renovables superan ligeramente a la nuclear, 7 c/kWh frente 6,5 c/kWh.

– Coste de la energía actual y comparación entre las diferentes tecnologías. Para poder comparar el coste de las diferentes energías se deben tener en cuenta básicamente cuatro puntos. El primero (1) es obviamente el coste de generación de electricidad de cada tecnología. El segundo (2) incluye las ayudas directas que reciben, cuyo caso más claro es el de las primas a las renovables. Son valores conocidos y publicados que van directamente a la factura de los usuarios. El tercer y cuarto puntos hacen referencia a temas más complejos y difíciles de calcular pero que tienen una importancia fun-damental: el tercero (3) lo hace al coste asociado a las emisiones de CO2 de las fuentes de energía fósiles, y el cuarto (4) a las ayudas que reciben, sobre todo la nuclear y el carbón, en forma de ayudas –ocultas– a sus costes que pagan los estados de forma general.

Se establece, pues, el concepto de coste social de la energía, que incluye (1) los costes de generación + (2) primas + (3) costes de emisión de CO2 + (4) ayudas generales. Con estas consideraciones tenemos que el coste social de la energía eólica es de 8,1 c/kWh, ligeramente por encima de la hidráulica, 7,6, inferior al gas natural, 9 c/kWh, y muy por debajo de las fuentes fósiles como el carbón, 15, y la nuclear 16 c/kWh.

Es, por tanto, la energía eólica terrestre una fuente de electricidad muy com-petitiva.

En el camino de reducción de los costes de la energía eólica es fundamental la investigación. Es y será necesario el desarrollo de nuevas soluciones y con-

4. German Wind Energy Association, The full costs of power generation (2012).


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ceptos de aerogeneradores, cada vez de mayor tamaño, potencia, capacidad y eficiencia. Ahora bien, la evolución tecnológica en los aerogeneradores debe ir acompañada igual o incluso en mayor modo de la evolución tecnológica de las tecnologías o industrias asociadas, es decir, procesos de fabricación, pro-cesos de instalación, procesos de transporte de grandes aerogeneradores, ope-ración y mantenimiento, así como también evolución tecnológica en soluciones de transmisión y distribución de la electricidad.

5. ¿Y la eólica marina?

Para la eólica marina (offshore) las cosas son un poco diferentes. Se trata de una industria mucho más joven, unos diez años, que tiene delante de sí retos aún mayores que los que ha superado la eólica terrestre.

Actualmente los costes de energía de la eólica marina son aproximadamente el doble que los de la terrestre5. Es, por tanto, una industria que está invirtiendo en desarrollo y tecnología para reducir los costes de generación. Lo que ocurre es que los retos en la marina son mayores, ya que las condiciones en el mar, tanto en trans-porte, instalación y, sobre todo, operación, son mucho más exigentes. La industria y los centros de investigación trabajan hacia aerogeneradores mayores, diámetros de rotorde150-180m,potenciasnominalesdeentre6y8MW,máseficientes,autó-nomos y inteligentes, arrastrando con ellos a otras industrias reconvertidas, como son la industria petrolera o la industria naval, para fabricar estructuras de soporte fijasoflotantes,dondeinstalarlosaerogeneradoresenelmar,yparafabricarnuevosbarcos que permitan transportar los molinos e instalarlos kilómetros mar adentro.

6. Reflexiones finales

La energía eólica será clave para generar electricidad y otras soluciones de energía (hidrógeno, baterías, almacenamiento masivo, coches eléctricos, etc.).

El futuro de las renovables no depende de la capacidad de almacenamiento, pero soluciones avanzadas de almacenamiento de energía potenciarán aún más las energías renovables.

El futuro de la energía está en las energías renovables. No hay país/zona/región en el mundo que no tenga potencialmente una combinación de energías renovables(viento,sol,agua,mar,geotermia,etc.)suficienteparaautoabastecerse.Ahora bien, el desarrollo masivo de las renovables requiere otra forma de desplie-gue, apoyo y control, ya que se diferencian mucho respecto de las fuentes fósiles, no solo en la tecnología, sino también en los modelos, las organizaciones y sis-temaseconómicos,asícomoimplicanimpactosgeográficos,políticosysocialesrelacionados y necesarios para su consolidación global.

5. e. Lantz, M. hand y r. wiser (2012), The Past and Future Cost of Wind Energy.


16. INNOVACIÓN CIRCUTOR

16INNOVACIÓN CIRCUTOR

RAMÓN COMELLASPresidente de CIRCUTOR

1. Introducción

Hace cuarenta años, en circunstancias parecidas a las actuales, creímos la oportunidaddedesarrollarunproyectoencaminadoalusoeficientedelaenergíaeléctrica. Durante muchos años el concepto Eficiencia Energética constituyó una rara avis en el contexto industrial de nuestro país, si bien el colectivo humano que forma Circutor ha ido encontrando diversos nichos y sectores donde era posible aplicar una innovadora gama de productos para utilizar de manera más segura y eficientelaenergíaeléctricaentodassusetapas,desdelageneraciónytransporte,hastaelconsumofinaldelaelectricidadentodotipodesectores.

Desde el año 1973 Circutor ha diseñado, fabricado y comercializado en todo el mundo una extensa gama de casi 3.000 productos que abarcan los campos de la protección, la medida y control, los equipos de facturación, la compensación de la energíareactiva,elfiltradodearmónicos,losequiposparalarecargadevehícu-los eléctricos, así como un conjunto de dispositivos para conseguir un desarrollo seguroyfiabledelossistemasbasadosenenergíasrenovables.

Circutor exporta el 50% de su producción a más de 100 países y dispone de unaimportantereddedelegacionesconsuspropiasoficinas,proporcionandosolu-ciones a todo tipo de sectores y usuarios.

Desde sus orígenes, podría decirse que la innovación se ha incorporado en el ADN de Circutor y ha sido sistematizada internamente, pero con una clara orien-taciónhacialosclientes,viéndosereflejadaenlosproductosdesarrolladosporlaempresa. Entre las múltiples formulaciones posibles del término innovación, una de las que más me gustan sería la de hacer lo que el cliente necesita, antes de que él mismo lo sepa. Ello implica estar continuamente en contacto con los clientes, para absorber los problemas que sufren en toda su complejidad y plasmarlo en produc-tos que ofrezcan soluciones a los mismos.

Por lo que respecta a la sostenibilidad energética, dado que una gran mayo-ría de los impactos ambientales constituyen una externalidad derivada del uso


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de la energía, incrementándose dichos impactos de manera exponencial con una mala utilización y despilfarro, debería resultar evidente que cualquier acción que emprendamosafavordelaeficienciaenergéticadeberáreducirlosimpactosypro-ducirmejorasenlasostenibilidad.Noenvano,laeficienciaseorientaaconseguirlos resultados buscados optimizando los recursos necesarios, toda vez que origina el mínimo de impactos ambientales.

2. Para una historia de la electricidad: tres etapas

Pueden destacarse diferentes hitos en la historia de la electricidad en función de los temas de interés y de los objetivos seleccionados. Desde el punto de vista de lo que aquí se expone, tres grandes etapas son distinguibles:

2.1. La PriMera etaPa, o La Corriente Continua vs. La Corriente aLterna

La Guerra de las corrientes, como fue denominada, en realidad se trataba de una pugna tecnológica comercial que surgió en la década de 1880 para conseguir el control de los incipientes mercados de generación y distribución en la primera etapa de la electricidad comercial. Los contrincantes eran dos grandes innovado-res que no siempre se entendían. Por un lado, Thomas edison (con j. P. MorGan) defendiendo las bondades de la corriente continua y, por el otro, el croata ameri-cano niKoLa tesLa (con G. westinGhouse) promocionando las enormes venta-jas de la corriente alterna.

edison consideraba que la corriente alterna era peligrosa condicionado por-que veía peligrar el incipiente negocio que había creado, si bien su propuesta era poco adecuada para absorber nuevas demandas y facilitar la transmisión de energía a medias y grandes distancias. La opción de tesLa con la corriente alterna per-mitía elevar la tensión mediante transformadores, reduciendo de manera drástica las pérdidas y los costes económicos y resultando claramente una opción mucho máseficiente.Apesardelaenormeinfluenciadeedison y de una gran campaña propagandística,finalmenteresultótriunfanteestaopciónalrecibirloscontratosde la feria mundial de Chicago de 1893 y posteriormente de Niágara Falls Power Company,dondesecomprobólaeficaciadelosalternadores,motoresysistemasde transmisión en corriente alterna. Cuando aparece un nuevo sistema tecnológico con importantes ventajas respecto a lo existente, resulta muy difícil paralizar su desarrollo e implantación.

Durante algo más de un siglo, el panorama energético eléctrico ha estado dominado por un sistema altamente centralizado de generación, utilizando diver-sas fuentes primarias (carbón, petróleo, hidroelectricidad, gas natural, uranio) en grandes unidades de generación y sistemas de transporte, que alcanzaban los gran-des centros consumidores.


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2.2. una seGunda etaPa: La autoMatizaCión

Todos los sectores tecnológicos tienen sus precursores; así, en el casodelaautomatizaciónpodríamosencontrardispositivosparaelcontroldeflujosdeagua, molinos, o el extraordinario regulador de watt aplicado a las máquinas de vapor. Desde nuestra perspectiva industrial la automatización aparece inicial-mente a partir de sistemas electromecánicos para controlar maquinarias o proce-sos y, posteriormente, con sistemas computerizados para el control incorporando sensores, sistemas de transmisión y recolección de datos, con aplicaciones de software en tiempo real para la supervisión y el control de las operaciones. Estos aparecen en la década de los sesenta primero con equipos analógicos y, posterior-mente, entrados los años setenta, se implantan las computadoras digitales con la combinación requerida de velocidad, poder de cómputo, precio y tamaño. Intro-duciendo la automatización se consigue obtener toda la información básica para controlar y optimizar las redes y los equipos eléctricos, entrando de lleno en el mundodelaeficiencia.

En el año 1973, en nuestro país se aprobó el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, a partir del cual se empezó a exigir la protección diferencial en las instalaciones eléctricas, provocando un cambio en las necesidades de todo el sector. Este cambio representó un factor determinante para que los fundadores de Circutor valorasen adecuadamente sus implicaciones, comenzando a diseñar y después a fabricar los primeros transformadores diferenciales con relés electrome-cánicos en España, inicialmente de manera artesanal encapsulando los transforma-dores con resina epoxi. A partir de ellos, se produce el arranque de una completa gama con más de 25 equipos distintos.

Afinalesdeaquelladécada,Circutor sevuelcahaciaunnuevocampodelaeficienciaenergética, iniciandoeldesarrollodeunagamade reguladoresdeenergía reactiva, fabricando los armarios respectivos con baterías automáticas de condensadores y comenzando a difundir en paralelo la necesidad del ahorro y la eficienciaenergéticamedianteunextensoprogramadeconferencias.

Años después, durante la primera mitad de los años ochenta, el espíritu de innovación de Circutor induce a la incorporación de los primeros microprocesado-res en los equipos reguladores de energía reactiva, desarrollando nuevos productos estrella como el Computer y el Vartest.

El despegue se produce con el desarrollo de los primeros analizadores de redes y el inicio de las comunicaciones a PC con software incorporado, reali-zando en paralelo los primeros pasos importantes a nivel internacional para la exportaciónyventadeproductos,compitiendocongrandesfirmasinternaciona-les del sector.


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2.3. La terCera oLa: GeneraCión distribuida, autoGeneraCión, aCuMu-LaCión, MoviLidad eLéCtriCa…

De acuerdo con Wikipedia, La tercera ola fue un libro publicado en 1979 por aLvin toffLer con cierto aire futurista, basándose en la historia de la humanidad, paradescribirunaposibleconfiguraciónquetomaráelmundounavezsuperadalaera industrial. Por su parte, jereMy rifKin, asesor político, activista y divulgador importante con su reciente libro La Tercera Revolución industrial (2011), desarro-lla una estrategia sobre cómo los nuevos cambios en la energía van a transformar a los actuales sistemas energéticos, la economía y el mundo.

Desde nuestra atalaya de fabricantes de material eléctrico y sistemas, cada vez estamos percibiendo con mayor intensidad que avanzamos hacia un nuevo sis-tema en el que la energía eléctrica va a ser generada en pequeñas centrales (eólicas, cogeneración, PV, etc.) distribuidas por todo el territorio y cercanas a los puntos de consumo. Actualmente, desde el punto de vista técnico y aplicando tecnolo-gía smart todavía es complejo integrar estas pequeñas generaciones, viendo las redes del futuro como un complejo sistema con múltiples aportaciones de genera-ción-consumo.

Otro aspecto que debería ser muy importante es que tan solo con estos nuevos sistemas mediante micro redes será posible el suministro a lugares remotos y cen-tros aislados donde todavía no llega la electricidad a millones de personas, y que nunca podrían recibir con sistemas altamente centralizados como los que conoce-mos actualmente.

La tercera revolución industrial, entre otros, deberá dar respuesta a retos como:

– Alimentación de zonas residenciales de consumo casi nulo– Integración de nuevas generaciones consumo en Smart Grids– Suministro en zonas aisladas en las cuales es difícil el acceso de la Red

eléctrica– Autoconsumo con control de inyección y balance neto, etc.

La tercera revolución industrial no podrá alcanzar todo su potencial mien-tras quede constreñida por unas normativas desarrolladas en un contexto donde no existían, ni eran siquiera imaginables, las nuevas tecnologías TIC.

Nuestro sistema dispensador de energía, aplicado en Cabo Verde y otros paí-ses en desarrollo, que ha sido recogido como un ejemplo muy innovador por las Naciones Unidas, sería un buen ejemplo de los nuevos desarrollos que estamos comentando.

Los sistemas con generación, autoconsumo e inyección a red y balance neto, constituyen una aplicación que no solo es recomendable para las micro redes de


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zonas aisladas, sino que ya está siendo utilizado en muchos países avanzados, habiendo suministrado equipos a Alemania, Austria, Francia, Canadá, etc.

Parafinalizar,cabedestacarqueelgranproblemadelaelectricidad,elgranreto actual en este nuevo escenario, no será generarla, sino almacenarla, y que ahí es donde está emergiendo con toda su fuerza la nueva gama de vehículos eléctri-cos, como una auténtica reinvención de la movilidad.

Y, respondiendo a este reto, durante los últimos cinco años, Circutor se ha posicionado internacionalmente como una empresa de referencia en el mundo de la recarga de vehículos eléctricos, con una completísima gama de productos con capacidad de integrarse plenamente con las smarts cities, la generación dis-tribuida, el almacenamiento de electricidad y con nuevas aplicaciones Vehicle to Grid (V2G) y Vehicle to Home (V2H).

La tercera etapa ha comenzado. Bienvenidos a la Nueva Era de la Elec-tricidad.


PARTE IV

PROYECTOS DE INNOVACIÓN ENERGÉTICA EN LATINOAMÉRICA:

PAÍSES Y EMPRESAS. ALGUNOS EJEMPLOS


17. MÉXICO: SOSTENIBILIDAD DENTRO DE LA REFORMA ENERGÉTICA. CASO DE ÉXITO SIM-IV

17MÉXICO:

SOSTENIBILIDAD DENTRO DE LA REFORMA ENERGÉTICA. CASO DE ÉXITO SIM-IV

FERNANDO KOHRS ALDAPEInstituto de Investigaciones Eléctricas de México

1. Reforma Energética

El20dediciembrede2013sepublicóenelDiarioOficialdelaFederaciónelDecreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitu-ción Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía (Secretaría de Gobernación, 2013).

Los cambios principales son los siguientes:

– Se reforman los artículos 25, 27 y 28 constitucionales para permitir la par-ticipación de capital privado en prácticamente toda la cadena de valor, desde la exploración hasta la comercialización de hidrocarburos.

– Se crean modalidades de contratación, que deberán ser, entre otras: de ser-vicios;deutilidadcompartida;deproduccióncompartida,ydelicencias.Las tres últimas permitirán transferir a los contratistas los riesgos geológi-cosyfinancierosdelaexploraciónylaextracción.

– PEMEX y CFE transitan a «empresas productivas del estado» en un plazo dedosaños;ambaspodránrealizarmediantecontratosproyectosdeexplo-ración y producción de petróleo crudo y gas, y generación de energía eléc-trica. La transmisión y distribución queda en manos de CFE.

– La industria privada podrá participar en las áreas de exploración, produc-ción,procesamientodegasyrefinados,almacenamiento,distribucióndehidrocarburos, y en la generación y comercialización de la electricidad. El Estado se obliga a pagar con un porcentaje de las utilidades obtenidas con la venta del petróleo o con un porcentaje de la producción obtenida.

– Se crea el Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desa-rrollo, encargado de recibir, administrar y distribuir los ingresos derivados delasasignacionesycontratos,conexcepcióndeimpuestos;creándoseun


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fideicomisoadministradoporelBancodeMéxicoparacontrolaryregularlos recursos obtenidos de la explotación petrolera que permita garantizar a lasfinanzaspúblicasalmenosel4,7%delPIBanual.

– Se fortalece la Comisión Nacional de Hidrocarburos dotándola de perso-nalidadjurídicapropia,autonomíatécnicaydegestión,asícomoautosufi-ciencia presupuestaria.

– Se fortalece la Comisión Reguladora de Energía dotándola de personalidad jurídicapropia,autonomíatécnicaydegestión,asícomoautosuficienciapresupuestaria. Regulará las actividades de la industria eléctrica, además del almacenamiento, el transporte y la distribución por ducto de petrolífe-ros.

– Sefortalecea laSecretaríadeEnergía,cabezadesector,quedefinirá lapolítica energética, adjudicará asignaciones a Pemex y seleccionará las áreas que podrán ser objeto de contratos para la exploración y extracción de petróleo y gas. Además, diseñará los contratos y los lineamientos técni-cos para la licitación de los contratos, otorgará permisos para realizar las actividadesdetratamientoyrefinacióndelpetróleo,asícomoelprocesa-miento del gas natural.

– Se creará la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al medio ambiente del Sector Hidrocarburos como un organismo desconcen-trado con autonomía técnica y de gestión.

– Se crea el Centro Nacional de Control de Gas Natural, para administrar, coordinarygestionardeformaeficientelareddeductosyelalmacena-miento de gas natural.

– Se establece la obligación de proveer en la ley porcentajes de contenido nacional en la proveeduría, para que en las asignaciones y contratos que se otorguen a las empresas públicas y privadas se fomente la industria nacio-nal. La inversión privada deberá promover la inclusión y desarrollo de pro-veedores nacionales y locales en la cadena de valor de toda la industria.

En cuanto a la sostenibilidad energética, el Decreto de Reforma Energética consideradefinirunmarcojurídicoparaprocuraciónycuidadodelmedioambienteen todos los procesos de generación de energía. Las empresas participantes en estasactividadesdeberánincluircriteriosymejoresprácticasentemasde:eficien-ciaenelusodeenergía;disminucióndelageneracióndegasesycompuestosdeefectoinvernadero;eficienciaenelusoderecursosnaturales;bajageneraciónderesiduos y emisiones, así como la menor huella de carbono en todos los procesos.

Con el objetivo de regular y supervisar las actividades del sector hidrocarbu-ros en materia de seguridad industrial y protección del medio ambiente, el Decreto considera crear una agencia nacional con autonomía técnica y de gestión.


17. MÉXICO: SOSTENIBILIDAD DENTRO DE LA REFORMA ENERGÉTICA. CASO DE ÉXITO SIM-IV 179

La Reforma Energética será detallada en la reglamentación secundaria, otor-gándose al Congreso de la Unión un plazo de 120 días naturales a partir de la publi-cación de esta reforma.

De acuerdo con el Gobierno Mexicano, con la Reforma Energética se obten-dránlossiguientesbeneficios:

– Bajar las tarifas eléctricas, el precio del gas y alimentos.– Lograr tasas de restitución de reservas probadas de petróleo y gas superio-

res a 100%.– Aumentar la producción de petróleo, de los 2,5 millones de barriles diarios

actuales, a 3 millones en 2018, y 3,5 millones en 2025, obteniendo más dinero para escuelas, hospitales, carreteras, programas e inversiones públicas.

– Aumentar la producción de gas natural.– Generar cerca de 1 punto porcentual más de crecimiento económico en

2018 y cerca de 2 puntos más para 2025.– Crear aproximadamente medio millón de empleos adicionales en este

sexenio y 2,5 millones más en 2025.

2. Enfoque nacional

Existen opiniones encontradas respecto a los beneficios que se obtendrán,algunosexpertosseñalanquedichosbeneficiosnosemanifestaránacortoplazo,yaquealgunosdeellospuedentardarentre5y10añosenversereflejados.Otrosconsideranquefaltamuchopordefinirenlasleyessecundariasparaqueseobtengaunbeneficiointegral.

«El desafío para el Estado será que la reglamentación secundaria de la reforma energéticainfluyafavorablementeentodalacadenaproductivayenloshogares»(GaLLeGos, 2013).

En relación a la sostenibilidad energética, diversos actores del entorno nacio-nal consideran que la Reforma Energética tiene una visión exclusivamente petro-lera, ya que impulsa una mayor participación privada en los sectores petrolero y eléctrico nacionales como mecanismo para mejorar la producción de energía a partir de fuentes fósiles. Incluso, mencionan, la reforma hacendaria está enfocada a incentivar proyectos que actualmente no resultan rentables por sus altos costos, como por ejemplo los de hidrocarburos no convencionales y, por otro lado, elimina losincentivosfiscalesexistentesenelsectordeenergíasrenovables.

Por ello, consideran una buena oportunidad incluir en las leyes secundarias opciones energéticas ambientalmente sostenibles y con menos impacto en la salud de la población, para evitar prolongar la dependencia de combustibles fósiles.



Asímismo, con el objetivo de cumplir con los compromisos internacionales y nacionales en materia de cambio climático, se requiere la implementación de polí-ticasfiscales,económicasyambientalesquereduzcanlademandadecombustiblesfósiles.

De acuerdo con los expertos de la Red por la Transición Energética, es nece-sario considerar políticas energéticas que garanticen la seguridad energética y pro-muevan la sostenibilidad, la protección al medio ambiente y la lucha contra el cambio climático. (Red por la Transición Energética, 2014).

Por lo que será necesario que las leyes secundarias de la Reforma Energética consideren las siguientes propuestas:

– Diversificarlamatrizenergéticaatravésde:

• Incentivosfiscalesyapoyosfinancierosacordesalatecnologíayescalaespecíficaparaimpulsarelaprovechamientodeenergíasrenovables.

• Fomentarlosproductosyserviciosrelacionados.• Aumentarlosrecursosprovenientesdelarentadepetróleoparaelfinan-

ciamiento del desarrollo de energías renovables.• Redirigirlossubsidiosmalfocalizadosyregresivoshaciaproyectosde

aprovechamiento de energía renovable, transporte público y otros que beneficienalaspoblacionessocialyeconómicamentemásvulnerables.

– Aplicar un impuesto al carbono (tax) al consumo de combustibles de ori-gen fósil, principalmente en el sector transporte dado su importante contri-bución a las emisiones de Gases de Efecto Invernadero.

– Establecerpolíticasfinancierasyfiscalesqueincentivenalaciudadaníaaque invierta en energías renovables a nivel doméstico, así como a promo-tores privados en el nivel industrial.

– Elaborar un plan de desarrollo de la industria petroquímica con baja huella ambiental, que asegure el suministro ambiental y competitivo de materias primas para la producción de los satisfactores que requiera el país en el mediano y largo plazo.

– Incrementar anualmente los recursos para el Fondo de Transición Energé-ticaafindealcanzarlasmetasestablecidasdegeneracióndeenergíareno-vableyeficienciaenergética.

– Realizar estudios rigurosos sobre las implicaciones económicas y ambien-tales de la explotación del gas shale y del petróleo en aguas profundas.

– Impulsar sistemas de transporte público que consuman menos energía por pasaje/ kilómetro y que acorten los tiempos de desplazamiento en los gran-des centros urbanos.



– Implementarpolíticasespecíficasparalapromocióndevehículoseléctri-cos, híbridos y de tecnología diésel que tienen un rendimiento de combus-tible mayor al promedio de los vehículos convencionales.

3. Estrategia Nacional de Energía

En febrero de 2013 fue presentada al Congreso de la Unión la Estrategia Nacional de Energía (ENE) 2013-2027. A través de esta Estrategia, se propicia la inclusiónsocialdelapoblaciónalosbeneficiosquederivandelusodelaenergía,lasostenibilidad a largo plazo del sector, y la mitigación de los impactos negativos que la producción y el consumo de energéticos puedan tener sobre la salud y el medio ambiente, incluyendo la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

La ENE establece dos objetivos estratégicos que dan el sentido principal del documento:

– Crecimiento del PIB– Inclusión Social

Asimismo, se incluyen cuatro medidas de política que corresponden a las grandes tareas que deberán realizarse, tanto por el lado de la oferta como de la demanda, para alcanzar los objetivos estratégicos de la ENE:

– Transporte, almacenamiento y distribución– Refinación,procesamientoygeneración– Producción de petróleo: reservas, exploración y recuperación– Transición energética: aprovechar fuentes de energía renovable y tecnolo-

gías limpias

Para consolidar el sistema energético integral se consideran tres elementos de integración:

– Sostenibilidad del sector:entendidocomosucapacidadderenovación;sebusca ampliar constantemente la gama de energéticos primarios disponibles, enfocándose en un creciente aprovechamiento de las energías renovables.

– Eficiencia energética y ambiental: el objetivo es aplicar mejores prácticas disponibles en laproduccióny el consumode energía.La eficiencianosólo optimiza estos dos procesos, sino que también minimiza su impacto ambiental.

– Seguridad energética:serefierealacapacidadquesetienecomopaísparamantener un superávit energético que brinde la certidumbre de que las acti-vidades productivas podrán seguir desarrollándose con continuidad y con insumos energéticos de calidad y, por otro lado, al sentido de previsión.



Paracadaunodeloselementosdeintegraciónseidentificanlasáreascrí-ticasdelsector,lascuálessedenominantemasestratégicos.Seidentificaron22temas estratégicos que se pretende resolver entre 2013 y 2027. Para ello se ha determinadounprogramaentresperíodosdefinidos:finalesdel2018,en2024y en 2027.

Con lafinalidaddeatender estos temas, sedefinen líneasde acción, lascuáles son un conjunto de medidas que deberán instrumentarse de manera sos-tenida hasta cumplir con la misión de la ENE. Para dar seguimiento a la evo-lución de dichas líneas de acción se propone un conjunto de indicadores de medición.

Enelgráfico1semuestranlosimpactosesperadosdelaENE2013-2017.

GráfiCo 1.– Impactos esperados de la ENE 2013-2017

35 años de investigación, innovando con energía

Pemex CFE

Institutos de investigación:

Vinculación eficiente,

proyectos con valor agregado,tecnologías y

recursos humanos

adecuados

Recursos energéticos nacionales

Mayor eficiencia sistémica del sector energético:

suficiencia, continuidad, cobertura, diversidad, autosuficiencia y competencia de cada eslabón del sector

Empresas del sector: Unificar, consolidar y garantizar

eficiencia en infraestructura, avanzar hacia la transición energética, reducir la huella

ecológica

Oferta de energéticos: Energía para el crecimiento económico y un

mayor y más equitativo acceso a la población

Beneficio para la sociedad: Alcanzar un desarrollo económico incluyente,

sostenible y con equidad

Mercado nacional: Consumo eficiente y responsable; disminuir la intensidad

energética

Marco legal y reglamentario: Fortalecer la regulación, supervisión y normatividad de los organismos del sector, con integridad industrial y

ambiental

Mantener a México como un país superavitario en energía; Atender con éxito la dinámica internacional:

precios, tecnología, mercado



LaENE2013-2027tienelafinalidaddequetantoelsectorproductivocomolapoblaciónengeneralcuentenconunmayoraccesoyunsuministrofiabledeenergía que permita impulsar su desarrollo (SENER, 2013).

Derivado de la aprobación de la Reforma Energética, la ENE deberá ser modi-ficadayplantearnuevasdirectricesqueseanconsistentescon losnuevos linea-mientosdefinidosenelDecretodeReforma,asícomoconlasleyessecundariasquesedefinanenelmarcolegaldelamismaydarcumplimientoconunaPolíticaEnergética Sostenible.

4. Caso de éxito

La Estrategia Nacional de Energía plantea como parte de sus elementos de integraciónlaeficienciaenergéticayambiental,cuyoobjetivoesaplicarmejoresprácticasdisponiblesenlaproducciónyelconsumodeenergía.Laeficiencianosólo optimiza estos dos procesos, sino que también minimiza su impacto ambiental.

Por otro lado, las leyes secundarias de la Reforma Energética deberán incluir lineamientos legales para que las empresas participantes en los procesos de gene-racióndeenergíaincluyancriteriosymejoresprácticasentemasdeeficienciaenel uso de energía, disminución de la generación de gases y compuestos de efecto invernadero, entre otros.

Loanteriorponedemanifiestoqueseránecesarioidentificarlasmejoresprác-ticasenelusoeficientedeenergíaasícomoeldesarrollodetecnologíaqueapoyea las empresas participantes en el sector eléctrico.

Las redes eléctricas inteligentes (smart grids) se consideran como un modelo óptimo para el suministro de energía, desde las plantas de generación hasta los consumidores, mejorando la eficiencia, la confiabilidad, la disponibilidad y laseguridaddelsuministroyusodelaenergíaeléctrica;todoestomediantelaapli-cación de tecnologías avanzadas de información, de comunicaciones robustas en ambos sentidos, de control, de protección, de medición, sensores avanzados y de computación distribuida, contando con estructuras de datos para cumplir con las interoperaciones que se manejan en toda la red.

Comúnmente, el enfoque de las redes eléctricas inteligentes hacia los con-sumidoresfinalestomalaformademedicióninteligente(smart metering) como un medio de enlace para la interacción empresa eléctrica consumidor. Los elec-trodomésticos inteligentes y los displays remotos (IHD– por sus siglas en inglés), interconectados con medidores inteligentes (Smart meters) por medio de redes de comunicación de área residencial (HAN, por sus siglas en inglés), permiten a los consumidores tomar parte activa en los programas de las empresas eléctricas rela-cionadosconelusoeficientedelaenergíayelimpactoambiental (GiLberto vidi-rio LóPez, 2013).



ElIIE,preocupadoporlaadministracióneficientedelaenergía,hadesarro-llado tecnología innovadora que pueda ser incorporada a las redes inteligentes, como por ejemplo el Sistema Integral de Medición (SIM-IV).

El SIM-IV es un sistema de infraestructura de medición avanzada y detección de uso indebido de la energía eléctrica, competitivo en el ámbito mundial, y uno de los componentes clave en las redes eléctricas inteligentes, con lo cual se mejora su operaciónconeconomía,seguridadyeficiencia.

El objetivo del SIM-IV es ofrecer a las empresas de electricidad un sistema que integra los equipos y funciones de medición de la energía eléctrica necesarios para lageneraciónde informaciónparadiversas áreas, tales como: facturación;atenciónalcliente;pérdidasdeenergía;mantenimientoycontroldefallasdelasredes eléctricas, y que puede ser personalizado dada su arquitectura modular y escalable, minimizando riesgos de obsolescencia.

Las características principales del SIM-IV son:

– medicióndeconsumos;– balancedeenergía;– deteccióndepérdidas;– localizacióndefallas;– comunicaciónbidireccional;– instalación en poste o en tablero, e– interoperable, modular y escalable.

Losbeneficiosparaelusuario:

– lecturadeparámetrosentiemporeal;– comunicación bidireccional con la empresa de electricidad, y– posibilidad de control automático de electrodomésticos.

Losbeneficiosparalaempresaeléctrica:

– mayor información e influencia sobre patrones de consumoyusode laenergíadesusclientesparaunamejorprediccióndelademanda;

– mejoraenlaeficiencia,fiabilidadyseguridaddelaredydelservicioeléc-trico;

– ahorrosfinancierosporgeneracióndiferidayanticipaciónafallaenlaredeléctrica, y

– protección del medio ambiente.

En julio de 2011 la tecnología del SIM-IV desarrollada por el IIE fue transfe-ridaalaempresamexicanaPROTECSAINGENIERÍAatravésdelafirmadeun



convenio que incluye la fabricación y comercialización del sistema SIM-IV en el continente americano, y tienen una vigencia de 10 años (IIE, 2011).

Con esta alianza se demuestra que la capacidad de desarrollo tecnológico, innovación e ingeniería mexicana, no solo es competitiva a nivel internacional, sino que también es posible consolidar la vinculación entre los centros de investi-gación y las empresas de ingeniería a través de la transferencia de tecnología.

En diciembre de 2011 PROTECSA INGENIERÍA inauguró una nueva planta en la ciudad de Querétaro con el objetivo de producir el SIM-IV (IIE, 2012).

En marzo de 2013 PROTECSA INGENIERÍA anuncia un proyecto piloto denominado Eliminación de ilícitos eléctricos en colaboración con CFE División Bajío y el Instituto de Investigaciones Eléctricas, cuyo objetivo es disminuir las pérdidas no técnicas de energía a través de la implementación de un sistema de medición inteligente (SIM–IV) (PROTECSA INGENIERÍA, 2013).

La esencia de esta solución se basa en el desarrollo de un sistema de medición inteligentecapazdeverificarentiemporealelbalancedeenergíaentregadaporlasubestaciónyelconsumototaleindividualdecadausuario,conelfindedetectarfraudes eléctricos a partir de un sistema automático de alarmas georeferenciado. Esto se realiza mediante la integración del proceso de distribución eléctrica hasta su consumo, por medio de una poderosa interface de comunicación en el medidor deúltimageneraciónqueconectaaunabasededatosatravésdelareddefibraóptica (backbone). De esta forma se controla el consumo, la facturación, el servi-cio de conexión-desconexión y la detección de fallas en el suministro, logrando unaeficienteoperacióndelaredeléctricadeformasegura.

Paraelproyectosedefinieronlossiguientesalcances:

– Administración de la demanda– Fiabilidad de la red– Administración de activos– Control de la calidad de la energía

El proyecto incluye la instalación de 600 medidores inteligentes en su pri-mera fase, 3.100 en la segunda y 1.200 en la tercera, y abre la oportunidad de enlazar personas y comunidades antes incomunicadas, permitiendo lograr saltos insospechados en la interconectividad y la posibilidad de brindar servicios avanza-dos en telecomunicaciones.

La efectividad lograda con este sistema supera en casi 5 veces la precisión y eficienciaalcanzadasporlosprocedimientostradicionales,porloqueseconvierteenreferenciarumboalaeficienciaenergéticaestablecidaenelmapanacionaldeRed Inteligente.



Elproyectoincluyeunapoderosareddecomunicaciónenfibraópticaeina-lámbrica en banda ancha, la automatización de la subestación y elementos de distribucióncomo:restauradores;controldetaps;bancosdecapacitores,ylainte-gración del sistema de medición.

Entrelosbeneficiosdelproyectoamedianoycortoplazoseencuentran:

– Medición avanzada para reducir pérdidas no técnicas.– Comunicación remota para eliminar lecturas manuales.– Reducción de tiempos de reconexión de servicios.– Nuevas opciones de tecnología para consulta y pago de facturas.– Reducción de pérdidas técnicas.– Sistemas de Administración de Distribución (DMS).– Automatización de redes de distribución.– Programasderespuestaalademanda(definicióndetarifas).– Integración de Medidores inteligentes con SmartHome y comunicación

con los usuarios.– Reducción del tiempo de interrupción de servicio (OMS). Disminuir el TIU.– Control directo de carga.– Centro de diagnóstico para equipos de distribución.– Integración de fuentes de energía intermitente.– Diseño de servicios Premium.– Integración ordenada de tecnologías (vehículos eléctricos).– Interoperabilidad.

Como parte del avance del proyecto, en junio de 2013 PROTECSA INGE-NIERÍA instaló 600 medidores inteligentes en la ciudad de Querétaro para preve-nir robos de energía y mejorar la operación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Asimismo, continuará con la colocación de 2.500 medidores más para lle-gar a 3.100 unidades (Reforma, 2013).

Actualmente PROTECSA INGENIERÍA se encuentra en el proceso de fabri-cación a gran escala del SIM-IV.

Dado que la tecnología SIM-IV es competitiva a nivel internacional, se ha trabajado intensamente para comercializarla dentro y fuera de México, con clien-tes de China, Arabia Saudita, Sudáfrica, Estados Unidos y Centro y Suramérica.

El desarrollo de este proyecto permite a CFE tomar el liderazgo en el tema de redes inteligentes, ya que demuestra una total interconectividad e interoperabilidad basadasenlamásrecienteespecificaciónCFEGWH00-09(SIIAMEE)yenapegoal estándar internacional IEC62357-1, IEC61850.



5. Conclusiones

El sector eléctrico en México contempla una reestructuración profunda, ya que la Reforma Energética establece las bases para la modernización de las plan-taseléctricascontecnologíasmáseficientesymenoscontaminantes,asícomoelmejoramiento de la infraestructura de transmisión y distribución, lo que ofrece nuevas oportunidades a empresas privadas del sector.

Con la apertura del sector eléctrico a la inversión y capital privado, las empre-sas privadas podrán generar electricidad, comercializarla y venderla a terceros. Además, podrán hacer uso de las redes de transmisión y las redes de distribución para comercializar la energía que produzcan.

La Reforma Energética contempla el necesario fortalecimiento estructural de CFEyPEMEXmedianteunamayorflexibilidadoperativaydegestión.

El IIE deberá promover e impulsar los resultados obtenidos en los proyectos de innovación y desarrollo tecnológico con el objetivo de fortalecer a la CFE de acuerdoalosnuevoslineamientosdefinidosenlaReformaEnergética.

Asimismo, con el conocimiento y la experiencia acumulados a lo largo de estos años, el IIE deberá desarrollar tecnología innovadora enfocada a solucionar los problemas tecnológicos integrales requeridos por las empresas energéticas del país.

Con la Reforma Energética se logrará:

– Mayor inversión privada– Más empleos bien remunerados– Reduccióndepreciosdelosenergéticosalconsumidorfinal– Incentivar la empresa nacional– Apertura para que consorcios extranjeros se asocien con mexicanos


GaLLeGos, J. L. (16 de diciembre de 2013), El universal, (http://www.eluniver-sal.com.mx/finanzas-cartera/2013/impreso/cual-sera-el-beneficio-de-la-refor-ma-energetica-106924.html).

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18. BRASIL: EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVAS DE LA BIOENERGÍA PROCEDENTE DE LA CAÑA…

18BRASIL:

EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVAS DE LA BIOENERGÍA PROCEDENTE DE LA CAÑA DE AZÚCAR

LUIZ AUGUSTO HORTA NOGUEIRA RAFAEL SILVA CAPAZ

Instituto de Recursos Naturales Universidad Federal de Itajubá (Brasil)

1. Introducción

La volatilidad de los precios mundiales del petróleo, la seguridad del sumi-nistro de energía y el cambio climático global han sido los motores fundamentales de la búsqueda de alternativas a los combustibles fósiles, los cuales representaron un 82,2% del suministro total de energía primaria en 2011, o 10,8 Gtep. El sector del transporte funciona principalmente con combustibles fósiles y, en el mismo año, la contribución de los biocombustibles sólo representó un 2,4% (58,61 Mtep), principalmente por el etanol y el biodiésel (AIE, 2013). El etanol producido espe-cialmente a partir de la caña de azúcar y del maíz representó aproximadamente el 77,2% del volumen total de biocombustibles líquidos consumidos por este sector en 2011, o 223,5 mil metros cúbicos por día (Agencia Internacional de la Energía, AIE, 2014).

A pesar de las preocupaciones por los impactos de la bioenergía, está aumen-tando el interés global en biocombustibles para el transporte, y su producción se está extendiendo más rápidamente que la producción de petróleo convencional. Según el Escenario de Política Alternativa de la AIE, la producción de biocombus-tibles podría alcanzar el 7% de los combustibles totales previstos para el transporte por carretera en 2030 (AIE, 2007).

En Brasil, aproximadamente la mitad del suministro total de energía proviene de fuentes renovables, especialmente de la energía hidroeléctrica, de la caña de azúcar y de la madera. La contribución de la bioenergía procedente de la caña de azúcar(comoeletanolylaelectricidad)esmuyimportante;en2012,representóel17,5% del suministro de energía nacional (45,1 Mtep), un poco superior a la con-tribución de la energía hidroeléctrica.


LUIZ AUGUSTO HORTA NOGUEIRA / RAFAEL SILVA CAPAZ 190

En cuanto a las necesidades de energía para el transporte por carretera en Brasil, la contribución de los biocombustibles líquidos ha sido considerable: el 15,6% en 2012 o 11,6 Mtep, con etanol (19,1 mm³) y con biodiésel (2,2 mm³). El consumo de etanol de los vehículos de Brasil se distribuye de la siguiente manera: etanol anhidro (menos del 0,6% de agua por masa) mezclado con gasolina (del 20% al 25% por volumen) en motores convencionales de gasolina, y etanol hidra-tado (aproximadamente un 6% de agua), puro o mezclado con gasolina, respec-tivamente enmotores indicadospara elloo enmotoresde combustibleflexiblellamados flex-fuel.

Este trabajo tiene como objetivo presentar los principales aspectos de la industria brasileña del etanol y algunos indicadores relacionados con su sosteni-bilidad, como el balance entre energía y emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), el uso de la tierra, y aspectos sociales para poder tratar algunas perspectivas del contexto actual.

2. Producción de etanol y utilización

2.1. evoLuCión de Las PoLítiCas reLaCionadas Con eL etanoL

La caña de azúcar se cultiva en Brasil desde el siglo XVI y durante la época colonial se cultivó ampliamente a lo largo de la costa brasileña, donde obtuvo muy buenos resultados. En 1931, el gobierno brasileño obligó a que se realizara una mezcla de al menos un 5% de etanol anhidro en la gasolina, medida que tenía como objetivo reducir el impacto de la dependencia total de la importación de petróleo y absorber el excedente de producción de la industria azucarera.

En Brasil, el volumen de etanol en la gasolina ha ido variando a lo largo de lasdécadas;entre1931y1975,unamediadel7,5%delademandadegasolinafuesubstituida por este biocombustible. En 1975, como consecuencia de la primera cri-sis petrolera, se expandió el uso del etanol en los vehículos de Brasil (en mezclas con gasolina y etanol hidratado puro), y el gobierno puso en marcha el Programa Nacional del Alcohol, llamado Proálcool (MIC, 1986). La combinación de incen-tivos que en aquel momento se adoptaron mediante el Proálcool fue la siguiente:

a) establecimiento de unos niveles mínimos de etanol anhidro en la gasolina másaltos(progresivamenteaumentóal25%);

b) garantía de una reducción de los precios aplicados al consumidor para el etanol hidratado en comparación con los precios de la gasolina (hasta el momento,lospreciosdeloscombustibleslosfijabaelgobierno);

c) garantía de precios competitivos para los productores de etanol, incluso ante la perspectiva de precios más atractivos a escala internacional para elazúcarqueparaeletanol;


18. BRASIL: EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVAS DE LA BIOENERGÍA PROCEDENTE DE LA CAÑA… 191

d) ofrecimientodeunfinanciamientoconcondicionesventajosasparaquelosmolinospudiesenaumentarsucapacidaddeproducción;

e) reducción de los impuestos para los coches nuevos y reducción de las cuotas anuales de registro de los vehículos que funcionasen con etanol hidratado;

f) establecimiento de la obligatoriedad de venta de bioetanol hidratado en las estaciones de servicio, y

g) mantenimiento de reservas estratégicas para garantizar el abastecimiento fuera de la temporada de producción.

Gracias a este marco legal favorable, la producción de etanol creció de manera significativa.Entre1975y1979,laproduccióndeetanolpasóde0,58mm³a3,68mm³,loquesignificaquesobrepasóenun15%elobjetivofijadopara1979.En1979, cuando el precio del petróleo estaba alcanzando los niveles más altos, el programa Proálcool adquirió aún más fuerza y se estimuló el uso del etanol hidra-tado en motores adaptados o especialmente creados para que funcionasen con este combustible. Ante esta situación, la producción de etanol llegó a los 11,7 mm³ en 1985,ysesobrepasóenun8%elobjetivofijado.

Hacia 1985, la situación empezó a cambiar a causa de la caída de los precios del petróleo y la subida de los precios del azúcar. En 1986, el gobierno hizo una revisión de las políticas de estímulo del etanol y, a resultas de ello, redujo de manera general los incentivos a la agroindustria de la caña de azúcar y estimuló el uso de la cañadeazúcarparaproducirazúcarparaexportar.Estasmedidasprovocarondifi-cultadesenlaindustriadeletanol,loquesupusolafinalizacióndelafasedeexpan-sión del programa Proálcool. A continuación fallaron los mecanismos para crear reservas de seguridad y fue necesario implementar medidas de emergencia, como la reducción del nivel de concentración de etanol en la gasolina, la importación de etanol y el uso de mezclas de gasolina-metanol como substituto del etanol.

A principios de 1990, el gobierno brasileño implementó reformas admi-nistrativas y revisó su papel en la economía. En 1991 empezó un movimiento másorientadoaquelospreciosenelsectordelazúcarydeletanolsefijaranmediante la libertad de mercado, a la vez que se empezaron a eliminar las sub-vencionesyseredujoelpapeldelgobiernoenlafijacióndelospreciosdeleta-nol.Elprocesofinalizóen1999.Elresultadodeestoscambiosfuelacreaciónde un nuevo conjunto de normas para organizar las relaciones entre los pro-ductores de la caña de azúcar, los productores de etanol y los distribuidores de combustible. La única medida del marco inicial de medidas legales e imposi-tivas –que consiguieron la consolidación del etanol como combustible en Bra-sil– que se mantuvo hasta hace poco fue la diferencia impositiva entre el etanol hidratado y la gasolina, cuyo objetivo era mantener una paridad aproximada,



en lo relativo a la elección de los consumidores, entre el etanol hidratado y la gasolina. En este contexto, el etanol se comercializaba libremente entre los pro-ductores y los distribuidores. Dentro del ámbito de la agroindustria, también se comercializaba libremente con la caña de azúcar, pero su precio venía determi-nado principalmente por un modelo contractual voluntario coordinado conjun-tamente entre los agricultores de la caña de azúcar y los productores de etanol y azúcar, CONSECANA (sCandiffio, 2005).

La consolidación institucional de la industria del etanol continuó en 1997 con la creación de dos instituciones importantes: el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) y la Agencia Nacional de Petróleo (ANP), que más adelante pasó a llamarse Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles. El CNPEeselresponsabledefijardirectricesparaprogramasespecíficosenrelacióncon el uso de biocombustibles. La ANP supervisa la regulación, la contratación y la inspección de las actividades económicas relacionadas con los biocombustibles e implementa las políticas nacionales en materia de biocombustibles, poniendo énfasis en garantizar la disponibilidad de suministro en todo el país y en proteger los intereses de los consumidores en cuanto al precio, a la calidad y a la disponi-bilidad del producto.

En2003,selanzaronlosvehículosdecombustibleflexibleflex-fuel y fueron bien aceptados por los consumidores brasileños. De este modo, se crearon nuevas oportunidades para la expansión de la industria de la caña de azúcar en Brasil, ade-más de la posibilidad de dar respuesta a la demanda de etanol del mercado inter-nacional para ser usado en mezclas con gasolina. Durante el período 2003-2008, la industria brasileña de la caña de azúcar se expandió rápidamente, se encargaron másmolinosmáseficientesy se inicióunprocesodeconsolidación.Almismotiempo, se demostró que la industria tenía indicadores positivos en materia de sos-tenibilidad ambiental (MaCedo, 2005).

Sin embargo, a partir de 2008 la agroindustria brasileña del etanol se estancó y el proceso de expansión se interrumpió (anGeLo, 2012). A pesar de que se pue-dan atribuir diferentes motivos a este estancamiento, como el clima adverso, el incremento de costes, la reducción del rendimiento debido a la mecanización de la cosecha, es evidente que el principal motivo de la creciente falta de competitividad hasidolaintervencióndelgobiernoenlospreciosdelagasolina.Oficialmenteconelobjetivodecontrolarlainflación,durantelosúltimos6añoselgobiernobrasi-leño (el cual controla Petrobars, el principal proveedor de productos petrolíferos) hafijadoelpreciodelagasolinaenlarefinería(antesdeimpuestos)en70dóla-res americanos el barril, muy por debajo de los precios paritarios internacionales que se habían adoptado anteriormente. Aunque históricamente los impuestos han representadomásdel40%delpreciofinaldelagasolina,elgobiernofederalhaido reduciendo gradualmente los impuestos de este tipo de combustible durante



los últimos años, y en junio de 2012 el principal impuesto federal sobre la gasolina llegó a cero. En pocas palabras, el gobierno brasileño actual no sólo no da apoyo al programa del etanol, sino que además ha actuado de manera irracional contra esta fuente de energía renovable.

Actualmente, en enero de 2014, el precio de la gasolina en las gasolineras está aproximadamente un 30% por debajo del precio que tendría si se pagasen impuestos.Enconsecuencia, teniendoencuentaque laflotadevehículosenBrasilpredominantementetieneunmotordecombustibleflexibleflex-fuel, la demanda de etanol ha disminuido y dicho biocombustible ha sido substituido por la gasolina. En 2012, en cuanto al consumo total de combustible por parte de vehículos ligeros, la proporción de etanol consumido se ha reducido en un 50% en comparación con 2008. Más de 40 molinos no se han puesto en fun-cionamiento durante la última temporada de cosecha y el gobierno brasileño ha adoptado muy pocas acciones efectivas para cambiar esta situación, lo que pone en evidencia la importancia de las políticas públicas en el marco de la bioenergía.

2.2. La industria de La Caña de azúCar en brasiL

En 2012, la producción mundial de caña de azúcar fue de 1.832,5 millones detoneladasyocupaba26,1millonesdehectáreas;Brasilporsísolaprodujoun39,4% de la producción total mundial (FAO, 2014). En Brasil, la caña de azúcar se cultiva en muchos estados y es el tercer cultivo más importante en términos de superficiequeocupa,despuésdelasojaydelmaíz.Lasuperficiemásgrandeenlaque se produce caña de azúcar es la región del centro sur del país, la cual representa másdel90%delaproduccióndecañadeazúcarbrasileña;yelprincipalproduc-tor es el estado de São Paulo, que representa cerca de un 60% del total de la pro-ducción.Enlacosechadel2012/2013,lasuperficienacionalcultivadafuede9,7millones de hectáreas, la producción total de caña de azúcar fue de 588,5 millones de toneladas, y aproximadamente el 50% del azúcar disponible se utilizó para pro-duciretanol(gráfico1)(UNICA,2014).

La producción de etanol de las últimas décadas ha estado liderada por el estado de São Paulo, pero a lo largo de los últimos años, debido a la reducción de terrenos disponibles en este estado y al incremento del precio de los terrenos, nue-vas unidades de producción en la región del centro oeste han ido ocupando áreas utilizadas hasta el momento para el pastoreo y, en menor medida, para cultivos de carácter anual (BNDES, 2008).



Gráfico 1.– Evolución de la producción de la caña de azúcar, del etanol y del azúcar en Brasil (adaptado de UNICA, 2014)

GráfiCo 2.– Evolución de la productividad agrícola e industrial de los molinos de etanol en Brasil

GráfiCo 3.– Evolución de la productividad del etanol en Brasil

Fuente: Goldemberg, 2012.

La expansión de la producción de etanol se produjo al mismo tiempo que exis-tíangananciasdeproductividadsignificativasenlasactividadesagrícolaseindus-triales, también en el campo de la producción de azúcar. En las últimas décadas, la



productividad ha presentado incrementos anuales acumulados del 1,4% en agricul-tura y del 1,6% en agroindustria, lo que ha supuesto una tasa de crecimiento anual del3,1%enlaproduccióndeetanolporhectárea(gráficos2y3;GoLdeMberG, 2012).Graciasaestasgananciasdeproductividad,lasuperficieactualmentedes-tinada al cultivo de la caña para la producción de etanol, cerca de 4,8 millones de hectáreas,essóloun38%delasuperficiequehubiesesidonecesariaparaconseguirla misma producción en 1975, cuando se implementó el programa Proálcool. Esta notable ganancia de productividad, que ha multiplicado por 2,6 el volumen de eta-nolproducidoporsuperficiecultivada,sehaconseguidograciasalaincorporacióncontinua de nuevas tecnologías, especialmente en la fase agrícola. Sin embargo, en los últimos cinco años, la productividad agroindustrial ha disminuido debido a las crisis recientes del sector, como se ha mencionado anteriormente.

3. Sostenibilidad del programa del etanol brasileño

La expansión del mercado global de biocombustibles ha provocado dudas sobre su efectiva sostenibilidad. Algunas de las preocupaciones recurrentes son el impacto potencial de los biocombustibles en la seguridad alimentaria y en el precio de los productos agrícolas, la reducción efectiva de las emisiones de gas de efecto invernadero (GEI) en la cadena de producción, y los impactos sociales y medioambientales en términos de desforestación, monocultivo, agotamiento de recursos hídricos y condiciones laborales. En este sentido, diversos estudios deta-llados han analizado las ventajas reales de los biocombustibles en comparación con loscombustibles fósiles,utilizando indicadoresespecíficosquehandemos-tradolagraninfluenciaquetienedóndeycómoseproduceyutilizaelbiocombus-tible (MaCedo et al.,2005;rosiLLo-CaLLe y johnson, 2010). A continuación, se presentan algunos de los aspectos más comúnmente observados en estudios sobre la sostenibilidad de los biocombustibles.

3.1. enerGía y equiLibrio de Gases de efeCto invernadero

Pordefinición,losrecursosbioenergéticoscomoeletanolsonrenovables,yaque de hecho es un tipo de energía solar concretada en vegetales gracias a la foto-síntesis y que se puede producir mientras exista la misma base de recursos natu-rales, como el suelo, el agua, etc. Sin embargo, los recursos bioenergéticos no son necesariamente sostenibles, ya que se produce, por ejemplo, un talado de bosques para hacer cultivos destinados a la producción de biocombustibles (farGione et al., 2011) o procesos para conseguir biocombustibles que consumen grandes can-tidades de energía fósil, hecho que no los convierte en la mejor alternativa. En este sentido, se han establecido indicadores y metodologías en las que se tienen en cuenta los impactos sociales y ambientales de la producción y del uso de biocom-bustibles durante todo su ciclo de vida, utilizando herramientas como el Análisis



de Ciclo de Vida (ACV). Se analizan elementos como las sustancias contaminantes y las emisiones de gases de efecto invernadero, el uso de combustibles fósiles, el agotamiento de recursos hídricos y la existencia de aguas residuales, y la biodiver-sidad, entre otros aspectos sociales. Los resultados son útiles para determinar cuá-les son los sistemas bioenergéticos con un mejor rendimiento, que en general van ligados a la productividad agrícola y al uso de subproductos.

La productividad agrícola es la cantidad de biomasa obtenida por área, que resultadelaeficienciafotosintética.Esteparámetrotieneunafuerteinfluenciaenlos indicadores, ya que incluso en caso de impactos ambientales, es posible obte-ner una mayor cantidad de productos. En este sentido se explica el incremento considerable de la productividad agrícola de la caña de azúcar a lo largo de los años, conocido gracias a las investigaciones intensas sobre los cultivos. Con la Ley 9.456/1999 sobre la variedad de cultivos, las empresas y los grupos de investiga-ción pueden cobrar a los productores según las variedades de caña de azúcar que han cultivado. Cada año se introducen en el mercado cerca de seis nuevas varie-dades, lo que ha provocado que en la actualidad se cultiven aproximadamente 500 variedades (BNDES, 2008). Unido al incremento de la productividad industrial, se puede obtener, en las condiciones medias del Brasil, dos veces más de etanol utili-zandolacañadeazúcarqueelmaíz(gráfico4).

GráfiCo 4.– Biocombustible en términos de volumen y energía obtenida por hectárea de cultivo (adaptado de Royal Society, 2008)

A su vez, el uso de subproductos como fuente de energía o para otros obje-tivos puede ofrecer un mejor rendimiento del proceso. En el caso del etanol, el bagazo (residuos) obtenido de la molienda de la caña de azúcar se utiliza habi-tualmente para generar vapor y electricidad en los sistemas de cogeneración. Esta eficientetecnologíapermitelaautosuficienciaenergéticadetodoslosmolinosdecaña de azúcar en el centro sur del país y en 2012 representó el 4,5% de la genera-



ción energética de Brasil, o 25,0 TWh (EPE, 2013). Del mismo modo, la irrigación deloscamposdecañadeazúcarconvinazaytortadefiltro–queseobtienedeladestilación del jugo de caña fermentado (10 – 13L vinaza/ 1L etanol obtenido) y de la puri-ficacióndeljugodecaña,respectivamente–hareducidosubstancialmenteelusodefertilizanteartificiales(MaCedo et al., 2004).

Entre los indicadores habitualmente utilizados para el análisis de sistemas bioe-nergéticos, en diferentes estudios encontramos el balance energético y el balance de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). En el primer caso, se contabi-liza toda la energía generada por el sistema (generación), normalmente teniendo en cuentaelvalorcaloríficodesusproductos,ytodalaenergíaconsumida(consumo)de manera directa (electricidad o vapor) o a través de los elementos utilizados en el proceso (fertilizantes, diésel, pesticidas, equipos, etc.). En el segundo caso, se con-tabilizan las emisiones de GEI en el proceso de producción, incluyendo las emisio-nes absorbidas o evitadas, por ejemplo, la cantidad de CO2 absorbido por la planta durante la fotosíntesis y la cantidad de emisiones evitadas cuando en un proceso se sustituye el consumo de un combustible por la utilización de un subproducto, como por ejemplo, el uso de bagazo en lugar de combustóleo para generar electricidad.

En el cuadro 1 se muestran dos estudios sobre la condiciones en Brasil. Con-tabilizan los recursos fósiles consumidos para producir etanol utilizando datos rea-les recopilados de un amplio número de molinos de azúcar en el estado de São Paulo. MaCedo et al. (2004) analizaron las cosechas de caña de azúcar entre 1998 y 2002, y seabra et al. (2008) estudiaron las cosechas 2005/2006 y presentaron unas tendencias para el escenario 2020. De media, entre 30,8 y 34,0 MJ de com-bustibles fósiles eran necesarios para producir 1,0 litro de etanol. En línea con los costes económicos, se comprueba que los costes energéticos más elevados se dan en la fase agrícola, especialmente a causa del uso de fertilizantes y diésel en el transporte y en las operaciones agrícolas. En los casos de seabra, la irrigación delcultivoconvinaza(77%delasuperficie)ytortadefiltro(70%delasuperficie)conlleva una disminución del consumo energético en esta fase. Sin embargo, en la previsión para el 2020, la adopción en su totalidad de la cosecha mecanizada, es decir, sin la quema, produce un incremento del consumo de diésel.

En la fase industrial, seabra y el resto de autores consideran que los molinos están equipados con los sistemas convencionales de cogeneración, es decir, de alre-dedor de 22 bares, que cubren la demanda energética del molino y que producen un pequeño excedente de bagazo y electricidad, 5-10% de biomasa y 0-10 kWh/tone-ladas de caña. Para el 2020, consideran unos sistemas de cogeneración avanzados (65-90 bares), en los que el bagazo y la paja generan un excedente de electricidad considerable (>100 kWh/tonelada de caña), lo que conlleva una mejora del rendi-miento total. Sin embargo, en todos estos casos la producción de etanol procedente de la caña de azúcar genera más de 8,0 unidades de energía renovable por consumo



de 1,0 unidades de recursos fósiles, lo que indica un mejor rendimiento que los otros casos presentados en el cuadro 2. Aunque algunos de los elementos de la compara-tiva directa de estos resultados puedan contener errores, sí que se pueden observar tendencias, los sistemas bioenergéticos con una productividad agrícola elevada y con el uso de subproductos están asociados con indicadores elevados.

Cuadro 1.– Necesidades energéticas y generación energética en la producción de etanol a partir de la caña de azúcar en Brasil

Fases

1998-2002valores medios

2005-2006 valores medios

2020valores

tendenciasProductividad agrícola (t caña/ha) 82,4 87,1 95

Productividad industrial (L/t caña) 86,0 86,3 92,3

Producción caña de azúcar (MJ/L etanol) 27,3 28,3 28,0

Operaciones agrícolas 5,1 11,4 12,5

Transporte de caña 5,8 6,4 6,9

Fertilizantes / Cal / Pesticidas 11,6 8,7 6,0

Semillas 0,8 0,8 0,8

Equipo 3,9 0,9 1,8

Producción etanol (MJ/L etanol) 6,7 3,2 2,8

Electricidad 0,0 0,0 0,0

Aditivos químicos 0,9 2,6 2,3

Edificios/Equipo 5,8 0,6 0,5

Consumo total energía (MJ/L etanol) 34,0 31,4 30,8

Etanol 259,8 258,7 241,8

Excedente de electricidad 0,0 12,9 130,4

Excedente de bagazo 22,8 23,6 0,0

Generación total energía (MJ/L etanol) 282,6 295,2 372,2

Balance energético neto (Consumo/Generación) 8,3 9,4 12,1Fuente: Macedo et al., 2004, Seabra et al., 2008.

La paja procedente de la caña de azúcar, que se obtiene con la cosecha meca-nizada, representa casi un tercio del total de energía primaria de la caña de azúcar enelcampo;sinembargo,suusoenergéticotodavíaesincipienteyseañadealosterrenos para aumentar la materia orgánica (LeaL et al., 2013). A corto plazo, el uso de paja como combustible adicional al bagazo para la generación de electrici-



dad podría aportar 130-186kWh/tonelada de caña, siempre y cuando se usase entre un 40% y un 50% de la paja disponible en el campo. A largo plazo, se espera que se comercialicen tecnologías alternativas basadas en la conversión bioquímica o ter-moquímica de la paja en biocombustibles y químicos (seabra y MaCedo, 2011).

Cuadro 2.– Energía y balance de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en los procesos de producción de etanol (adaptado de AIE, 2004)

Materia prima

Energía (Generación/

Consumo)

Reducción emisiones GEI

(gasolina) FuenteTrigo 1,11 29% LevinGton, 2000

Trigo 0,97 47% CoMissão eur., 1999

Maíz 1,49 38% LeveLton, 2000a

Maíz 0,61 -30% PiMenteL, 1991/2001

Remolacha azucarera 1,54 41% GM et al, 2002

Remolacha azucarera 1,56 50% EC, 1994

Madera (plantación popular) 0,83 51% GM et al, 2002

Madera 0,66 107% wanG, 2001a

Hierba 0,73 73% wanG, 2001a

Hierba 0,78 71% LeveLton, 2000b

Residuos de la cosecha (paja) - 82% LeveLton, 2000b

Paja del trigo 0,89 57% LeveLton, 2000b

Más allá del balance energético, estos estudios tienen en cuenta las emisiones de gases de efecto invernadero en todas las fases (cuadro 3, ver más adelante). Las emisiones relacionadas con la distribución de combustible no están consideradas en este cuadro. Como se puede observar, las emisiones pueden variar si la cosecha es mecanizada, debido al uso del diésel y a la reducción de las quemas. La irriga-ciónconvinazaytortadefiltroylarecuperacióndelapajadelcampo(baGGs et al., 2000) también producen emisiones de gases de efecto invernadero.

En Latinoamérica, Brasil es uno de los países en los que se han implementado políticas públicas para eliminar la quema de los campos de caña de azúcar. Algu-nasregioneshanestablecidonormasespecíficasconesteobjetivo,entreellaslosestados de Mato Grosso do Sul, Goiás, Paraná y especialmente São Paulo, donde las políticas en este sentido están más avanzadas. A escala nacional se obligó a la reducción gradual de la quema habitual que se realizaba de los cultivos de caña de azúcar mediante el Decreto del Gobierno Federal nº 2.661/1998. A su vez, en São



Paulo una Ley Estatal (11.241/2002) presentó un calendario para la eliminación de laquema(gráfico5)ydelimitóáreasdeproteccióncercadelosperímetrosurba-nos, carreteras, vías de tren, aeropuertos, reservas forestales, entre otras (MaCedo, 2005). Esta ley establece que la práctica de la quema debe estar eliminada total-mente en 2021 en las áreas mecanizadas, y en 2031 en las áreas no mecanizadas con pendientes superiores al 12%. El Ministerio de Medio Ambiente y la Asocia-cióndelaIndustriadelaCañadeAzúcar(UNICA)firmaronen2007unprotocolovoluntario (Protocolo Medioambiental) que, entre otras políticas, avanzó la fecha límitefijadaporlaleyestatal:paralasáreasmecanizadasen2014,yparalastierrascon pendientes superiores al 12%, consideradas no mecanizadas, en 2017.

Enlaúltimacosecha(2012/2013),enel70%delasuperficietotalcultivadade São Paulo se utilizaron prácticas mecanizadas que no implicaban la quema, lo que indica una reducción superior a la esperada. En efecto, si la industria de la cañadeazúcarsiguieraestrictamentelasfechasmáximasfijadasenlaLeyEstatal11.241/02,másdel50%delasuperficieplantada(2,32Mha)podríahabersecose-chado con la quema. Sin embargo, sólo en 1,27 Mha se realizó la quema, lo que significaquelaindustriaestáacelerandoelprocesodeprohibicióndelaquemaenlos cultivos de la caña de azúcar.

GráfiCo 5.– Reducción de la quema prevista por la ley medioambiental y datos observados (basándose en el EPS-SP, 2014)



Cuadro 3.– Balance de emisiones de GEI en el proceso y uso de etanol en el cultivo de la caña de azúcar

FasesMacedo et al.,

2004 [1]Seabra, 2008

[3]Fase agrícola (kg CO2eq/m³)

Adición de productos químicos 112,8 49,8

Operaciones agrícolas / Transporte 69,8 136,5

Equipos 26,7 10,8

Quema del terreno (CH4 / N2O) 97,7 0,0

Emisiones del suelo 76,7 128,9

Fase industrial (kg CO2eq/m³)

Adición de productos químicos 5,8 20,6

Electricidad/Vapor 0,0 0,0

Equipos/Edificios 38,4 3,3

Emisiones totales (kg CO2eq/m³) 427,9 349,9

Emisiones evitadas

Excedente de bagazo -0,0 -0,0

Excedente de electricidad -145,3 -802,8

Uso de etanol (Anhidro) -2819,8 -2111,0

Uso de etanol (Hidratado) -1967,4 -1805,0

Total emisiones evitadas (kg CO2eq/m³)– 2965,1 2913,8

– 2112,8 2607,8

Emisiones líquidas evitadas (t CO2eq/m³)– 2,54 (Anhidro) –2,56 (Anhidro)

– 1,68 (Hidratado) –2,26 (Hidratado)

Desdeel iniciodelprotocolo, sehadejadodequemaruna superficie acu-mulada de 5,53 Mha, y se ha evitado la emisión de 20,6 millones de toneladas de sustancias contaminantes (monóxido de carbono, hidrocarburos y partículas en suspensión) y más de 3,4 millones de toneladas de CO2eq (EPS-SP, 2014). Estas emisiones pueden tener un impacto en la calidad del aire y en el clima. De manera directa, a través de los impactos sobre la salud y la economía local o, indirecta-mente,debidoalainfluenciadeestosgasesydeestaspartículasenelbalancederadiación y sus efectos asociados al clima, especialmente a escala regional (Kir-Chhoff et al.,1991;tsao et al., 2012). Por otro lado, en cuanto a las emisiones líquidas evitadas, se consigue un balance negativo: teniendo en cuenta la sustitu-



ción de los combustibles fósiles por el uso del bagazo y del etanol, estos estudios estimaron que el consumo de 1 m³ de etanol evita entre 1,68 y 2,56 tCO2eq, tal como se muestra en el cuadro 3.

Para tratar el impacto de la producción de biocombustible en Brasil sobre la seguridad alimentaria, noGueira y CaPaz (2012) analizaron el uso de suelo en Brasil para producir biocombustibles líquidos (etanol y biodiésel). Brasil tiene una superficietotalde851,4millonesdehectáreas,engranpartecubiertaporbosquestropicales.Segúndatosnacionales,aproximadamenteun9%deltotaldesuperficiede Brasil se utiliza para la agricultura, y este porcentaje ha ido creciendo, espe-cialmente en terrenos no utilizados hasta el momento o en barbecho y en zonas de pastoreo,yactualmenterepresentaun20%delasuperficiebrasileña.Esteprocesode expansión agrícola en pastizales se ha dado de manera sistemática desde 1970 y ha conllevado una disminución de la proporción de pastizales, de 4,5 en 1970 a 2,2 en 2006, los cuales han pasado a ser áreas de cultivo.

Sisetieneencuentalasuperficienecesariaparaproducirmateriaprimera,eletanol requiere el 6,4% (4,8 Mha) del área cultivada en Brasil en 2011. A partir de este supuesto y de estos valores, la producción de biocombustibles líquidos (etanol y biodiésel) se estima que ocupa aproximadamente 8,82 Mha, que es un 11,8% del totaldesuperficiecultivadaenBrasilen2011,oaproximadamenteun1%deltotaldesuperficiedelpaís.Enestaevaluación,laproporcióndecomidaincluyetantola comida para consumo humano como animal, que al mismo tiempo es indirecta-mente alimento para el consumo humano.

Esinteresantecompararlasuperficieutilizadaparaproducirbiocombusti-bles con la disponibilidad de suelo. Los mapas agroecológicos preparados recien-temente para el cultivo de caña de azúcar en Brasil son referencias importantes para realizar esta comparativa. Estos mapas se prepararon gracias a un estudio liderado por Embrapa Solos, que incorporó diversos investigadores e institucio-nes agrícolas y medioambientales. Se realizaron mapas del suelo, del clima, de lluviasyde topografíaparaclasificarydefinir lasáreasconmayorpotencial,respetándose al mismo tiempo las regulaciones ambientales y las áreas a preser-var, para buscar una reducción de la competencia con áreas dedicadas a la pro-ducción de alimentos. Estos mapas contaron con el apoyo de un decreto federal (para la caña de azúcar) en 2009, y presentan con detalle las áreas que son ade-cuadas para cada tipo de cultivo, la exclusión de cultivo en biomas sensibles y la no expansión en zonas en las que exista una vegetación autóctona (MAPA, 2009 y EMBRAPA, 2010).

SegúnlazonificaciónagroecológicadelacañadeazúcarenBrasil,aproxi-madamente 65,0 millones de hectáreas se consideran adecuadas para la expansión de este cultivo. Teniendo en cuenta la productividad potencial, se estima que 19,3 millones de hectáreas tienen potencial para dar un alto rendimiento, y 41,5 millo-



nes de hectáreas tienen un potencial medio. Entre otras restricciones, se excluyen las siguientes áreas:

a) terrenos con pendientes superiores al 12%, considerando la adopción de lacosechamecanizada;

b) áreasconvegetaciónautóctona;c) elpantanalylaselvaamazónica;d) áreas con protección ambiental, yf) tierras de los indígenas (MAPA, 2009).

Mientras que la superficie actual de caña de azúcar representa aproxima-damente el1%del totalde superficiedelBrasil, la zonificaciónagroecológicaindica que la producción de la caña de azúcar se podría ampliar y llegar a ocupar el 7,5% de las tierras brasileñas, hecho que demuestra que «existen terrenos más quesuficientesparadarrespuestaalasdemandasfuturasdeazúcaryetanolpre-vistas para las próximas décadas tanto para el mercado doméstico como para los mercadosextranjeros»(MAPA,2009).Parareforzarestaafirmación,merecelapena mencionar que la promoción de una mezcla del 10% de etanol en la gasolina a escala global, teniendo en cuenta la demanda prevista para el 2025 (205,0 mm³ de etanol), y sin considerar los avances tecnológicos, requeriría una superficieaproximada de 36 Mha, que por supuesto no debería ubicarse exclusivamente en Brasil (CGEE, 2005).

Un aspecto importante del uso del suelo para la producción de biocombus-tible, especialmente en Brasil, es el potencial que tiene para la recuperación de zonas degradadas y para rescatar las tierras con el objetivo de darles una produc-ción económica. Los últimos veinte años han demostrado claramente que la limi-tación real de la agricultura ha sido principalmente la baja productividad de los pastizales (nassar et al., 2008). Estas zonas de pasto degradadas son el resultado de un sistema de explotación agrícola desarrollado a lo largo de siglos que ha uti-lizado técnicas de ganadería extensiva que necesitan casi 200 Mha de pastizales.

Con la adopción de mejores prácticas, la productividad de la ganadería ha evolucionadoyaunqueahoraocupamenossuperficie,laproduccióndecarnedevacunohaaumentado.Desde1995hasta2006, lasuperficieparaelpastoreohadescendido y ha pasado de 179 millones de hectáreas (41% de terrenos para cul-tivo) a 172 millones de hectáreas (64% de terrenos para cultivo) (IBGE, 2006). Estos terrenos para el pastoreo mejorados están distribuidos más o menos de la siguiente manera: 50 Mha en el bioma del Cerrado (sano et al., 2000), entre 20 y 25 Mha en el bioma del Amazonas, y 20 Mha en el bioma del Bosque Atlántico (boddey et al., 2004). La reasignación de terrenos para la agricultura no ha provo-cado una reducción de la producción de carne, al contrario, la producción de carne haidocreciendodemaneraconstante(gráfico6).Laconcentracióndelaganadería



todavía está lejos de ser completa, y en las próximas décadas se deberían liberar más terrenos para la agricultura y la bioenergía.

GráfiCo 6.– Evolución de los pastizales y del ganado en Brasil (IBGE, 2006)

Según las estimaciones de la Confederación Nacional de Agricultura (unGer, 2009), un 40% de los 140 millones de hectáreas de pastizales del Brasil actualmente se están degradando. Análisis más detallados (sano et al., 2000) demuestran que el 47% de los pastizales del medio oeste brasileño y el 59% de los pastizales del sureste, así como Paraná, son pastizales naturales o de baja productividad, e indi-can que, de media, el 52% de estos terrenos de pastos en dichas regiones están degradados. Otras estimaciones sobre la zona central del Cerrado y sobre Brasil en general indican unos porcentajes similares (MaCedo,1995;Peron y evanGe-Lista, 2004). Teniendo en cuenta estas condiciones, parece razonable asumir que existen entre 60 y 75 millones de hectáreas de pastizales degradados en Brasil que podrían reconvertirse para que estuviesen disponibles para otras actividades.

3.2. benefiCios soCiaLes y eConóMiCos y sus iMPLiCaCiones

La Organización de las Naciones Unidas para la Agricultura y la Alimenta-cióndefinelaseguridadalimentariacomo«unasituaciónenlaquetodaslasper-sonas,entodomomento,disponendealimentossaludablesynutritivossuficientes



que satisfagan sus necesidades alimenticias y sus preferencias en materia de ali-mentos para llevar una vida activa y sana» (FAO, 2008). Según dicha institución, la seguridad alimentaria tiene cuatro dimensiones: la disponibilidad, el acceso, la utilización y la estabilidad. En este sentido, cuando se considera el tema de los bio-combustibles, aparte de la disponibilidad, que ya se ha comentado anteriormente, también se deben tener en cuenta otros aspectos esenciales como el acceso regular al alimento y las condiciones necesarias para poder cocinarlos y preservarlos. De hecho, algunos estudios han destacado la relevancia de la generación de empleo e ingresos que se asocia con los programas de biocombustibles en los países en desa-rrollo y su efecto positivo en la seguridad alimentaria y en las condiciones de vida (Lynd y woods, 2001).

Se han llevado a cabo análisis detallados sobre el impacto de la producción de etanol a partir de la caña de azúcar en la creación de empleo y en la distribu-ción de la riqueza en Brasil, teniendo también en cuenta los efectos de la transición que se está produciendo por la introducción de cosechadoras mecánicas, acele-rada por normativas y acuerdos entre los representantes de la industria y los orga-nismos gubernamentales. La progresiva eliminación de la cosecha manual reduce problemas como el empleo estacional, la migración de trabajadores y el número de puestos de trabajo de baja calidad (incluso con sueldos superiores a la media en el sector agrícola). El número de puestos de trabajo se ha mantenido y los principales incrementos en la producción se han conseguido gracias a la mejora de la calidad del empleo, que ha requerido un esfuerzo superior en la formación de los trabaja-dores. Los sueldos de los trabajadores de la agroindustria del etanol son comparati-vamente más elevados que los sueldos de los que trabajan con otros cultivos (como el café, el maíz, el arroz, la soja, la mandioca, etc.) en las mismas regiones, excepto en el caso de la producción de la soja, que está altamente mecanizada (Moraes et al., 2010).

Incluso después de la mecanización, el empleo sigue siendo elevado en la agroindustria brasileña del etanol. Se calcula que existen 400.000 puestos de trabajodirectosenBrasilespecíficamenteligadosalaproduccióndeetanol,sincontar los puestos de trabajo vinculados a la producción de azúcar. En compa-ración con la industria petrolera, la producción de etanol genera aproximada-mente 32 empleos más por unidad de energía producida. También merece la pena comentar que mientras que aproximadamente sólo un 40% de los trabajadores agrícolas brasileños tienen contratos formales, en la producción de la caña de azúcar un 81,4% de los empleados están contratados formalmente (Moraes et al., 2010). Las relaciones laborales formales garantizan el cumplimiento de los derechos establecidos por ley, como la jubilación, las vacaciones anuales retri-buidas, un seguro de desempleo, un aumento salarial anual, programas de salud y mejores condiciones laborales, factores que se pueden asociar con una mejor seguridad alimentaria.



Además de los efectos positivos de la producción de etanol en cuanto a la generación de empleo e ingresos, la producción de etanol también ha fomentado otros cambios destacables sobre las condiciones sociales generales de las zonas en las que hay molinos de cañas de azúcar. Se pueden destacar dos aspectos esencia-les en este proceso: las políticas públicas, con organismos responsables del segui-miento y del cumplimiento, y las relaciones cooperativas con los sindicatos de trabajadores,quehanconseguido,entreotrosbeneficios,ladisminucióndelanal-fabetismo y un aumento de los años de educación (4,3 años para los trabajadores de la caña de azúcar en comparación con los 4,0 años de educación de los trabaja-dores del sector agrícola en global), así como una importante reducción de la con-tratación de trabajadores menores de edad (del 15,3% en 1981 a menos de un 0,1% en 2008) (Moraes et al., 2010).

Estudios similares sobre los impactos sociales de la producción de biodié-sel indican que, de la misma manera, en el caso de este biocombustible también se observa una generación de empleo y de ingresos, así como una mejora en las condiciones laborales. El gobierno brasileño estimó que se crearían 200.000 nue-vos puestos de trabajo con incentivos para la producción de biodiésel por parte de pequeños agricultores (aLMeida et al., 2007). Los biocombustibles y las políticas en relación con los biocombustibles también pueden tener un impacto sobre el pre-cio de los alimentos, pero este tema, a pesar de su importancia, no se puede incluir en este apartado porque se considera que el impacto que se observa es limitado (BNDES, 2008).

4. Observaciones finales

Merece la pena analizar la experiencia brasileña en la promoción del bio-combustible y su introducción efectiva en la matriz energética nacional. Durante décadas y por varios motivos diferentes, desde la seguridad energética hasta el desa-rrollo rural, se han promovido programas a favor del etanol y más recientemente del biodiésel y se han evaluado en diferentes sentidos, lo que ha permitido disponer de un marco de referencia para medir los logros y los impactos. En resumen, los bio-combustibles actualmente representan un elemento relevante y competitivo de la estrategia de desarrollo de Brasil y presentan sinergias interesantes con el tema de la seguridad alimentaria, sin que exista un impacto negativo destacable sobre la dispo-nibilidad de alimentos, incluyendo la disponibilidad de alimentos para el comercio. Es importante remarcar que el etanol presenta mejores indicadores que el biodiésel, especialmentedebidoasumayoreficienciayproductividad.Dehecho,elexcelenterendimiento de la caña de azúcar como convertidor de energía solar es la base de la sostenibilidad brasileña del etanol (LeaL et al., 2012).

Sin embargo, el relativo éxito de los programas brasileños de biocombusti-blenoessuficienteparagarantizarqueestemodelosepuedareproducirdirecta-



mente en otros contextos. Cada país tiene sus propias limitaciones, sus objetivos y sus estrategias. Por lo tanto, los programas nacionales de biocombustibles como los programas de etanol y biodiésel implementados en Brasil no necesariamente se pueden replicar en otros países, pero sí que se deben ver como un paradigma a tener en cuenta y a adaptar. En todos los casos, para garantizar que se adopten medidasproductivaseficientes,esfundamentalquesetengaencuentalaimplica-ción de los diferentes agentes y la evaluación de la sostenibilidad.

Los biocombustibles son considerablemente diferentes en función de la mate-riaprima,de las fasesdeprocesadoyde loscostesybeneficios,y lasmejoresopciones siempre varían en función del lugar. En algunos casos, la producción de biocombustibles puede generar problemas si no se tienen en cuenta aspectos como la seguridad alimentaria, el tipo de producto, las materias primeras, el lugar y la escala. Si se evitan estos problemas, la producción de biocombustible puede repre-sentar una contribución valiosa para cubrir las necesidades energéticas y sociales de un país, y en este caso merece la pena su promoción.


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19. ENDESA: INNOVACIÓN ENERGÉTICA EN LATINOAMÉRICA

19ENDESA:

INNOVACIÓN ENERGÉTICA EN LATINOAMÉRICA

JUAN ANTONIO GARRIGOSAInvestigación, Desarrollo Tecnológico e Innovación, ENDESA

1. El modelo de innovación en Endesa. Introducción

El modelo de innovación de Endesa se caracteriza por ser abierto y por estar estructurado en las siguientes fases:

– Inteligencia: análisis de tendencias del mercado, de la estrategia y de inte-ligencia tecnológica.

– Retos:definicióndelasprioridadestecnológicasdelGrupo.– Generación de ideas:• Internas:ideasdeempleados,degruposdeexpertosydefocus groups.• Externas:ideasgeneradasenuniversidades,encentrostecnológicos,por

start ups, en la industria y por PYMES.– Selección de ideas: se estudia su viabilidad en comités de evaluación.– Ejecución de proyectos: se pueden ejecutar las ideas de forma propia o a

través de centros tecnológicos, PYMES, proveedores industriales, univer-sidades y otras organizaciones.

– Mercado: se pone en valor el resultado de los proyectos mediante patentes, aplicaciones internas, acuerdos comerciales, etc.

Esta estructura ordenada da respuesta a las necesidades y los retos de los nego-cios,ypermiteidentificarsinergiasentrelospaísesdondeestápresenteelGrupoEnel.

2. Indicadores y resultados

Se tienen los siguientes indicadores de la innovación en Endesa:

– 42 patentes desde 2002.– 210 proyectos en curso (dato actualizado a junio de 2013).– Más de 10.000 ideas recibidas desde 2007.


JUAN ANTONIO GARRIGOSA212

– Más de 160 colaboraciones con Organismos Públicos de Investigación (OPI’s) desde 2010.

– Más de 80 colaboraciones con PYMES desde 2010.

2.1. ProyeCtos Con finanCiaCión naCionaL y euroPea

Gracias a las ideas generadas en Endesa y al esfuerzo de la Administración, se ha logrado fomentar el desarrollo de un tejido nacional basado en el conocimiento. Losgráficos1y2reflejanlosresultadosobtenidosenlosúltimostresañosenelcasodelosprincipalesproyectosfinanciadosconfondosnacionalesyeuropeos,respectivamente.

GráfiCo 1.–Principales proyectos liderados en los últimos 3 años con financiación nacional

Losprincipalesproyectosconfinanciaciónnacionalson:CenitDenise,CenitCO2, SmartCity Málaga, Store, S2G y Zem2All.

GráfiCo 2.–Principales proyectos en los últimos 3 años con financiación europea


19. ENDESA: INNOVACIÓN ENERGÉTICA EN LATINOAMÉRICA 213

Asuvez, losprincipalesproyectos,confinanciaciónobtenidaa travésdelséptimo programa Marco (FPVII), son: Elvire, G4V, GreenE motion, Integris, EccoflowyCaOling.

2.2. PresenCia en LatinoaMériCa

En lo referente a Latinoamérica, Endesa es la mayor utility privada con 16,2 GW instalados, una producción de 63,1 TWh y 14 millones de clientes. La presen-cia de Endesa en cada país es la siguiente:

– Argentina: principal operador eléctrico con 4.522 MW instalados (15% share Gx) y 2,4 millones de clientes (20% share Dx).

– Brasil: 987 MW instalados (1% share Gx) y 6 millones de clientes (5% share Dx).

– Chile: principal operador eléctrico con 5.961 MW instalados (33% share Gx) y 1,7 millones de clientes (20% share Dx).

– Colombia: principal operador eléctrico con 2.914 MW instalados (20% share Gx) y 2,7 millones de clientes (16% share Dx).

– Perú: principal operador eléctrico con 1.774 MW instalados (24% share Gx) y 1,2 millones de clientes (19% share Dx).

3. Nuevos proyectos en LatinoaméricaSe relacionan a continuación los proyectos de innovación más relevantes en

Latinoamérica:

– sisteMa oPeraCionaL Para La PrediCCión de CaudaLes de deshieLo basado en teCnoLoGía sateLitaL

Proyecto en ejecución en Chile que supone una innovación disruptiva para la generación hidráulica.

Supone una mejora del 10%, en las previsiones de los caudales respecto del modelo actual basado en datos históricos.

– MetodoLoGía Para ManteniMiento PrediCtivo en CentraLes de GeneraCión hidráuLiCa basada en know how y datos históriCos

ProyectofinalizadoenColombiaquesuponeunainnovaciónoperacionalenlageneraciónhidráulica.Seobtienenbeneficioseconómicosenrelaciónalaasertividad y oportunidad del mantenimiento de la central de generación en prodelaconfiabilidadydisponibilidaddelosactivosdegeneración.

– desarroLLo de smart cities en aMériCa Latina

Proyecto en ejecución en Brasil y en Chile con el desarrollo de SmartCity Buzios y SmartCity Santiago, respectivamente, lo que supone una innovación


JUAN ANTONIO GARRIGOSA214

disruptiva. Se pretende demostrar el potencial de las smart cities en América Latina,conlainvolucracióndelasautoridadeslocalesyelclientefinal.

– auMento de La efiCienCia deL sisteMa de deteCCión de rayos Mediante eL desarroLLo de antenas de bajo Coste

Proyecto en ejecución en Brasil, desarrollado por Coelce, que es referencia con la patente de este sistema. Se trata de una innovación operacional que supone una mejora de la precisión y una reducción de costes de manteni-miento en la detección estadística del número de rayos.

– desarroLLo de transforMador de dos a tres fases Para atender neCesidades de CLientes en zonas ruraLes

ProyectofinalizadoypatentadoenColombia.Actualmenteestáenfasedeescalamiento a otras operaciones del Grupo. Se trata de una innovación dis-ruptiva que consiste en una solución a las necesidades de clientes de explo-taciones agrícolas, con motores trifásicos, en zonas de redes bifásicas.

– reduCCión de Pérdidas no téCniCas Mediante tabLeros de ProteC-Ción Para Los Medidores de Los CLientes

Se trata de un proyecto en ejecución en Perú que lleva consigo una innova-ciónoperacional.Comoprincipalesbeneficios,consigueunareduccióndeaccidentes por manipulación de medidores, una reducción del hurto y un aumento de la facturación.

– aPLiCaCión de teCnoLoGía CabLeCure Para La extensión de La vida útiL de Los CabLes subterráneos hasta 20 años

ProyectofinalizadoenChilequesuponeunainnovación.Actualmenteestáen fase de escalamiento a otras operaciones del Grupo.

Se consigue una reducción del coste de reemplazo de cables de media ten-sión subterráneos que sufren de envejecimiento acelerado y posibles fallos causados por el agua.

– aniLLo aLrededor de CabLe en Poste que Corta La enerGía en Caso de Caída aL sueLo

Proyecto en ejecución en Brasil que supone una innovación operacional respecto a la seguridad.

Se consigue la reducción del número de accidentes, un menor tiempo en la resolución de problemas, una mayor productividad de los operadores y la reducción de la frecuencia de inspecciones y maniobras.

– reConexión ráPida de redes de distribuCión

ProyectofinalizadoenChileyenfasedeescalamientoaotrasoperacionesdel Grupo.


19. ENDESA: INNOVACIÓN ENERGÉTICA EN LATINOAMÉRICA 215

Se trata de una innovación operacional que consigue la reducción del tiempo de desconexión de clientes en presencia de fallas o desconexiones programadas.

– sisteMa y disPositivo Para Corte y reConexión de CLientes vía bLuetooth

ProyectofinalizadoenBrasilyenfasedeescalamientoaotrasoperacionesdel Grupo. Se trata de una innovación operacional que minimiza riesgos y costes en zonas de difícil acceso.

– Prueba PiLoto de taxis eLéCtriCos en boGotá

Proyecto en ejecución en Colombia y en fase de escalamiento a otras ope-raciones del Grupo. Supone una innovación disruptiva, introduciendo la movilidad eléctrica en el transporte público individual con el apoyo e invo-lucramiento de la administración local.

– desCuentos en La faCtura eLéCtriCa Mediante La reCoGida de residuos reCiCLabLes (rsC)

ProyectofinalizadoenBrasil.Actualmenteenfasedemejoraydeescala-miento a otras operaciones del Grupo. Se trata de un proyecto referente en el ámbito de Residuos Sólidos Reciclables, que ha recibido diversos pre-mios. Se consigue una reducción de la morosidad y del hurto en las zonas enlasqueseaplica,ademásdelbeneficiomedioambientalasociado.


20. GAS NATURAL FENOSA: EL DESARROLLO DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA EN ÁREAS…

20GAS NATURAL FENOSA:

EL DESARROLLO DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA EN ÁREAS MARGINALES. NEGOCIOS INCLUSIVOS

XAVIER VIVES ARGILAGÓSDirector Servicio a Clientes Latinoamérica, GAS NATURAL FENOSA

1. Gas Natural Fenosa: la compañía y su estrategia de compromiso con la sociedad

Gas Natural Fenosa es un grupo multinacional líder en el sector energético, pionero en la integración del gas y la electricidad. Está presente en más de 25 paí-ses, donde ofrece servicio a cerca de 20 millones de clientes de los cinco continen-tes, con una potencia instalada de diversas tecnologías de generación de más de 15GW (cuadro 1).

Gas Natural Fenosa opera en toda la cadena de valor del gas, es líder en España y Latinoamérica y cuenta con una importante presencia en el mercado ita-liano. La cartera de suministros de Gas Natural Licuado (GNL) y gas natural de alrededorde30billonesdemetroscúbicos,yunaflotadediezbuquesmetaneros,la sitúan como uno de los mayores operadores de gas en el mundo.

En el sector eléctrico es el tercer operador del mercado español y un impor-tante actor en Latinoamérica. La compañía tiene un amplio conocimiento en todas las tecnologías de generación y es capaz de ajustarse a las necesidades de cada modelo energético y a la realidad de cada país.

Desde el inicio de su actividad y a lo largo de los más de 170 años que reco-rren su historia, el objetivo de Gas Natural Fenosa ha sido siempre dar servicio a la sociedad y ofrecer soluciones inteligentes e innovadoras, actuando de forma res-ponsable tanto con las personas como con el entorno.

Para cumplir este objetivo: proporciona servicios y productos de calidad a sus clientes;unarentabilidadcrecienteysostenidaasusaccionistas;ofreceoportuni-dadesdedesarrolloyunentornoseguroasusempleados;mejoralascomunida-des en las que desarrolla sus actividades, y protege y conserva el medio ambiente. Todo ello bajo una actuación transparente e íntegra con principios de actuación


XAVIER VIVES ARGILAGÓS218

recogidos en su Código Ético y el compromiso con el respeto y la promoción de los Derechos Humanos.

Cuadro 1.– Principales magnitudes de Gas Natural Fenosa. Año 2013

Operaciones 2013Ventas de actividad de distribución de gas (GWh) 424.808

Transporte de gas/EMPL (GWh) 122.804

Puntos de suministro de distribución de gas (en miles) 11.948

Puntos de suministro de distribución de electricidad (en miles) 7.543

Red de distribución de gas (km) 123.690

Energía eléctrica producida (GWh) 53.756PersonalNúmero de empleados. 16.323

Financiero (millones de euros)

Importe neto de la cifra de negocios 24.969

Beneficiooperativobruto(Ebitda) 5.085

Resultado de explotación 2.963

Inversiones totales 1.636

Beneficioatribuiblealacompañía 1.445Datos por acción (euros por acción)Cotización a 31 de diciembre 18,69

Beneficio 1,44

Así lo recoge la Política de Responsabilidad Corporativa aprobada por el Consejo de Administración de la compañía que expresa los siguientes compromi-sos:orientaciónalcliente;compromisoconlosresultados;medioambiente;inte-résporlaspersonas;seguridadysalud;compromisoconlasociedad,eintegridad.

Gas Natural Fenosa desarrolla su compromiso con la sociedad a través de cuatro líneas de acción prioritarias que están alineadas con sus actividades clave:

– Acceso a la energía, dirigida a proveer y facilitar el acceso a este servicio básico a las poblaciones de bajos recursos en áreas donde la compañía rea-liza su actividad.

– Relación con las comunidades, cuyo objetivo es garantizar un diálogo fluidoconéstasyconocerelimpactosocialquelaactividaddelacompa-ñía produce.


20. GAS NATURAL FENOSA: EL DESARROLLO DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA EN ÁREAS… 219

– Acción social, desarrollada a través del Centro Operativo Integrado de Lati-noamérica (COIL) por la fuerte presencia de la compañía en este entorno. Sehandefinidotresprogramasmodelodeacciónsocial:valorparapro-veedores, programas de fomento del uso responsable de la energía y pro-gramas dirigidos a hijos de empleados de la compañía en Latinoamérica, enfocados a la formación y la inserción laboral. Estos programas buscan, por un lado, estar alineados con la actividad de negocio de la compañía y, por otro, atender a los distintos grupos de interés con los que la compañía se relaciona.

– Patrocinio, mecenazgo y donaciones, mediante los que la compañía apoya proyectos e iniciativas que generan valor para la sociedad y, a la vez, refuerzan el compromiso social de la compañía. Los valores sobre los que se asientan estos programas son el apoyo a la cultura, a las cau-sas sociales y al medio ambiente. La adopción de estos valores se cana-liza a través de las distintas iniciativas de patrocinio y de la actividad tanto de la Fundación Gas Natural Fenosa como del Museo de Arte Con-temporáneo.

A lo largo de este trabajo se describen las iniciativas desarrolladas por Gas natural Fenosa en relación con la distribución de energía en barrios desfavorecidos de Argentina y Colombia y algunos de los programas de acción social desarrolla-dos por el COIL.

2. Programas de acceso a la energía

Gas Natural Fenosa desarrolla una parte importante de sus actividades en mercados emergentes en los que se esperan incrementos de la demanda de ener-gíamuysignificativosenlospróximosaños.Elcrecimientodelapoblaciónyelacceso a mayores niveles de bienestar anticipan una demanda futura en el desarro-llodenuevasinfraestructurasdegeneraciónyelectrificaciónenestaszonas.Estenuevo desarrollo representa una gran oportunidad para la compañía, pero también ungran retodesdeelpuntodevista técnico,deobtencióndefinanciaciónydeimpacto social.

Bajo este escenario, la oferta de un suministro de energía a comunidades conunniveleconómicoysocialpordesarrollarseconfiguracomounelementoclave del compromiso de las compañías energéticas con la sociedad. El acceso a la energía cumple una labor de impulso a las comunidades, que se encontrarán mejor dotadas para prosperar y alcanzar niveles de desarrollo que de otra manera no serían posibles.

Gas Natural Fenosa, consciente de su papel clave en la mejora de la cali-dad de vida en estos entornos, trabaja en el desarrollo de nuevos proyectos de



generación, en estudiar el impacto social positivo de las infraestructuras, en extender las redes de abastecimiento de gas y electricidad a zonas aisladas, en el diseño de tarifas que faciliten el acceso a la energía, y en programas de nego-cios inclusivos.

Para alcanzar este objetivo nacieron los programas de negocios inclusivos en barrios de bajos recursos, en los que no existe una buena infraestructura de distri-bución, la cultura de pago no está arraigada o proliferan las conexiones ilegales. A continuación se detallan dos experiencias desarrolladas por Gas Natural Fenosa en la actividad de distribución de electricidad y de gas.

2.1. enerGía soCiaL en CoLoMbia

Cuando Gas Natural Fenosa comenzó en el año 2000 las operaciones de dis-tribución y comercialización de energía eléctrica en la zona del Caribe colombiano seencontrócongravestensionessocialesyconunriesgofinancieroimportante.El69% de la población costera vivía bajo el umbral de la pobreza y consumía ilegal-mente electricidad directamente de la red, lo que producía problemas de cortes de suministro y seguridad.

El desafío al que la compañía se enfrentaba era grande. Las zonas donde tenía que desarrollar su actividad estaban compuestas de barrios eléctricamente subnor-males. Este tipo de barrio es aquel cuya infraestructura eléctrica no es propiedad del distribuidor y fue instalada por las mismas comunidades o por terceros que no cumplieron con el procedimiento para crear urbanizaciones con servicios públicos de manera legal. En estos, las redes de media y baja tensión no cumplen con las normas técnicas establecidas en la ley, por lo que las más de 441.000 familias que habitaban en ellos convivían diariamente con un alto riesgo para su vida e integri-dad y un servicio de pésima calidad.

Aestasituaciónsesumabaunamuyarraigadaculturadelimpago.Endefini-tiva, la compañía se encontraba ante un mercado muy difícil de gestionar mediante los procesos habituales.

Con el conocimiento del mercado y su problemática, la compañía decidió que la gestión de esta zona se debía abordar combinando los intereses de la empresa con los intereses socioeconómicos de sus habitantes y así, en 2004, nació Energía Social (ver mapa).

En primer lugar se apostó por liderar un acercamiento a estas comunidades para regularizar su situación. El gobierno colombiano estudió un informe elabo-rado por Gas Natural Fenosa sobre las condiciones de vida de estos barrios y, de acuerdo a una resolución aprobada por la Comisión Colombiana de Regulación de EnergíayGas,losreconocióyasísushabitantesseconvirtieronenclientesoficia-les de Gas Natural Fenosa.



Mapa de la zona del Caribe colombiano atendida por Energía Social.

Energía Social tiene un papel catalizador esencial para conseguir la normali-zación de estas zonas fomentando su inclusión en el Programa de Normalización Eléctrica(PRONE).Esteprograma,quecuentaconlafinanciacióndelgobiernoyElectricaribe, la empresa distribuidora de la electricidad, aporta la elaboración de losdiseñostécnicos,especificacionesysupervisióntécnica.Graciasaél,lacom-pañíahadotadodeinfraestructuraseléctricasa224barrios,loquehabeneficiadoa más de 400.000 personas, 81.627 viviendas, y tiene 264 proyectos de normaliza-ción en ejecución. Además, también gestiona el Fondo de Energía Social (FOES), un subsidio que reciben los barrios no normalizados y que otorga el gobierno colombiano,quesevereflejadocomoundescuentoenlafacturafinal.

En cuanto a las acciones realizadas para reducir la morosidad e incrementar los niveles de pago, Energía Social llevó a cabo un censo de la comunidad para así poder facturar la energía consumida. De la información obtenida de este censo se estableció un pago mensual por familia que se aglutinaba en una factura por distrito.

Unavezquelascomunidadesconsuministroeléctricofueronidentificadasy reguladas, la empresa procedió a las primeras tareas operativas y de atención al cliente. En colaboración con PYMES locales se desarrollaron las tareas de aprovi-sionamiento, facturación, pago, desconexiones y servicio al cliente. A día de hoy, hay más de 600 recaudadores naturales y más de 350 PYMES perciben una remu-neración asociada a la labor de cobro y atención al cliente que realizan.

La relación permanente con las comunidades y la labor de sensibilización a través de reuniones periódicas y talleres han sido clave desde el inicio de Energía Social. En este sentido, el proyecto Switches, que busca mejorar las instalaciones domésticascolocandointerruptoresdentrodelasviviendas,esunmagníficoejem-plo de cómo un trato estrecho con las comunidades contribuye a generar una cul-tura cívica de ahorro de energía.



Fruto de las actividades permanentes con la comunidad, durante todo este tiempo412.307familiassehanbeneficiadodelasjornadastécnicasquemejoranpuntos críticos de la infraestructura eléctrica interna de las viviendas. Se han cele-brado 39.534 reuniones de formación y atención al cliente, con 834.719 asistentes, y se han generado 1.465 empleos para el ciclo comercial interno (reparto de factu-ras,cobroenoficinaypuertaapuerta,suspensiónyreconexiónindividual).

En el año 2006, Energía Social recibió el galardón a la innovación en el Euro-pean Marketplace de Responsabilidad Social Corporativa y fue escogida por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) como uno de los ocho casos más exito-sos de Responsabilidad Social Corporativa, entre 120 casos de empresas privadas que han implementado modelos de negocio que les permiten conseguir sus obje-tivos corporativos y, simultáneamente, contribuir a un desarrollo económico más equitativo, a través de vinculaciones productivas de micro empresas.

En resumen, Energía Social se ha desarrollado como instrumento para resol-ver el problema de suministro eléctrico en los barrios desfavorecidos y ha con-tribuido a la generación de actividades productivas, reducción de accidentes por motivos eléctricos, crecimiento del empleo y cohesión en la sociedad. El éxito ha sido proporcionar la solución al problema a través de la alianza entre responsabili-dad pública y privada y el compromiso de los agentes locales.

2.2. CuarteL v en arGentina

GasNaturalBAN,SA,lafilialdeGasNaturalFenosaenArgentina,esdesde1992 la licenciataria del servicio público de distribución de gas natural por redes en las zonas Norte y Oeste del Gran Buenos Aires, y la segunda distribuidora en el país por cantidad de clientes.

Cuartel V es un barrio ubicado en la parte norte del Partido de Moreno, a 44 kilómetrosdelcentrodelaciudaddeBuenosAires.Afinalesde2002,el65%dela población vivía bajo el umbral de la pobreza y el barrio carecía de redes de gas y de servicio de agua potable canalizada.

El modelo tradicional que la compañía venía utilizando para extender la red de gas requería una importante aportación económica por parte de los futuros usua-rios,quegeneralmentedebíanrecurrirafinanciaciónexterna.Larealidadsocialdeun barrio como Cuartel V, con importantes carencias de servicios públicos e impor-tantes tasas de desempleo, hacía prácticamente imposible acceder a los medios de financiacióntradicionales,loquecondicionabaelaccesoalserviciodegasnatural.

El modelo de negocio tradicional de la compañía no se adaptaba a la realidad socioeconómica de la zona. Para afrontar este reto, Gas Natural Fenosa planteó un nuevo paradigma comercial y operativo con el objetivo de brindar el servicio de gas natural en la zona.



La compañía se apoyó en la experiencia de la Fundación Pro Vivienda Social (FPVS), una prestigiosa entidad dedicada a mejorar los estándares de vivienda e infraestructura que venía otorgando microcréditos a las familias del distrito, y estableció un vínculo con la comunidad, conformada por unas veinte mil personas aproximadamente.

Una vez organizada la comunidad, Gas Natural Fenosa hizo un análisis téc-nico que estimó los costes y necesidades para instalar la red de distribución. Por su parte, FPVS analizó el mercado para establecer la factibilidad del proyecto y la percepción y el interés que tenían las familias por este nuevo servicio. Tras la eva-luacióneconómicarealizada,fuenecesarioconseguirlafinanciaciónparaelpro-yectoydefinirlaformadefacturarelservicioparaquelasfamiliaspudieranhacerfrente a la inversión. El proyecto se inició en septiembre de 2003.

Dadoquenoeraposibleautofinanciarlaobra,sebuscaronmecanismosdefinanciaciónalternativos,ysecreóelFideicomisoRedesSolidarias.Estefideico-misosefinancióatravésdeuncréditodeFONCAP,laaportacióndeFPVS,comoresultado de un premio recibido por el Banco Mundial, y Gas Natural BAN. La inversión realizada ascendió aproximadamente a 1,7 millones de dólares.

Desde el punto de vista de los procesos operativos de la compañía, un pro-yecto de estas características supuso un desafío que requirió un cambio en su pers-pectiva comercial y un vínculo más directo con sus clientes. Para los profesionales de la compañía supuso tener que cambiar su mentalidad comercial, y ponerse en el lugar de los usuarios ofreciendo soluciones adecuadas a sus necesidades y realidad social. Trabajar en alianza con los vecinos y con organizaciones locales suponía delegar en el vecino organizadorlafuncióncomercial;estadesventajainicialpasóaserunbeneficioalaumentarlaconfianzadelacomunidadenelproyecto.

Se tuvieron que revisar los diferentes procesos de la compañía de las áreas comercial,deatenciónalcliente,sistemasyeconómicofinanciera.Lafacturaciónpara estos clientes pasó a ser mensual, en lugar de bimestral como es habitual, para quepudieranafrontarlospagosdelfideicomisoysuconsumo.

Además se instaló un teléfono en el barrio para comunicarse directamente con el personal de atención al cliente, ya que no era habitual que las familias del barrio dispusieran de línea telefónica.

El caso de Cuartel V es ejemplo de negocio inclusivo. La compañía realiza una fuerte inversión económica, asumiendo un riesgo en sus operaciones y cam-bios organizativos. Sin embargo, lo que inicialmente fue un desafío es ahora un modelo en el que todos ganan: la compañía accede a nuevos clientes, ampliando su potencialdecrecimiento;lascomunidadesobtienenlasfacilidadesparaaccederaeste servicio más económico, y además mejoran su calidad de vida. En el desarro-llo del proyecto ha sido esencial la alianza con comunidades locales, organizacio-



nes sociales y empresa. Cuartel V demuestra que responsabilidad social y gestión del negocio pueden ir de la mano (cuadro 2).

La clave del éxito ha sido el espíritu de colaboración de todos los actores. El contacto directo entre los vecinos, organizaciones, empresas, municipio y empren-dedores desde el inicio de las gestiones, ha logrado un mayor vínculo y mejor com-prensión de las necesidades.

La llegada del gas a Cuartel V y todo lo que vino después (constitución de catastros, numeración de calles, pavimentación y titularización de las viviendas) son factores que les dan a los jóvenes un importante motivo para quedarse en la zona y contribuir al desarrollo.

Este modelo, con adaptaciones puntuales, es seguido por Gas Natural Fenosa para extender la red de gas natural a barrios con similares características, como los de San Carlos, ubicado también en el partido de Moreno, la Juanita en Matanza o los barrios de Las Tunas-Tigre en el norte de Buenos Aires.

Cuadro 2.–Beneficios de la iniciativa Cuartel V

Beneficios directos de Cuartel V:

• 50.000 personas ya se han beneficiado del proyecto.

• Reducción del presupuesto destinado a la energía de un 14% de la renta a un 3%.

• Financiación de las obras hasta en 84 cuotas frente a las 36 habituales de otros clientes.

• Impacto positivo en la salud: 20% menos de enfermedades respiratorias, 40% gastrointestinales (Estudios realizados por el Observatorio de Desarrollo Barrial de la Universidad Torcuato Di Tella).

• Generación de empleo: contratación de vecinos del barrio para la ejecución de las obras y la captación, aportación de ingresos a las personas de la comunidad que se encargaban de captar a los vecinos.

• 60 vecinos se encuentran capacitados para promocionar y gestionar el proyecto (Desarrolladores Barriales)

• Acceso a una energía más limpia y segura, que incluye sistemas de calefacción.

• Revalorización de las viviendas en un 10% y acceso a la propiedad

• Desarrollo y fortalecimiento de las organizaciones civiles del barrio.

• Llegada de otras empresas de servicios públicos.

.

.



Laextensióndelservicioaotrosbarrioshasidoconsecuenciadelosbenefi-cios que el proyecto ha obtenido para la compañía: la construcción de más de 84 km.dered; laaltaadhesiónypermanenciadelosclientes,y la identificaciónydesarrollodedistintasalternativasdefinanciaciónquepermitancontinuaryacele-rar el desarrollo del proyecto (participación del FOMIN, del Banco Interamericano de Desarrollo). Los nuevos clientes generan una facturación de aproximadamente 300.000 dólares anuales, y por su originalidad para abordar problemas estructu-rales de infraestructura, Cuartel V es un caso de estudio en distintas escuelas de negocios (IAE, Universidad Di Tella, ESADE, la Universidad de San Diego). Ade-más conforma un capítulo en el libro Business Solutions for the Global Poor, edi-tado por la Escuela de Negocios de la Universidad de Harvard.

En el año 2011, la iniciativa recibió en Nueva York el premio al mejor pro-grama de desarrollo comunitario, otorgado por Platts.

3. Fomento del uso responsable de la energía

Como se ha comentado en diversas ocasiones a lo largo de estas páginas, Gas Natural Fenosa presta servicio en zonas desfavorecidas, especialmente de Lati-noamérica, donde las condiciones sociales, económicas y culturales hacen que lamentablemente en ocasiones se produzcan siniestros por un uso inadecuado del suministrodeelectricidadygas(gráfico1).

En el año 2010 la compañía registró más de 400 accidentes entre el público, en general por mal uso de las instalaciones eléctricas. También se produjeron casos de intoxicación por inhalación de monóxido de carbono debido a la falta de man-tenimiento de equipamientos o instalaciones.

GráfiCo 1.–Evolución del número de accidentes entre el público

Año 2010 Año 2012 Año 2013

Gas Electricidad

-53,4 %

Si bien la compañía tradicionalmente ha desarrollado campañas de sensibiliza-ción y educación sobre el uso seguro de la energía, en los últimos años ha redoblado



sus esfuerzos integrando estas iniciativas dentro de sus líneas prioritarias de acción socialydesarrollandounprogramaespecíficodeusoresponsabledelaenergía.

Estosprogramastambiénbuscanfomentarunusomáseficientedelaenergía,lo que contribuye a la reducción de la factura y facilita el pago de la misma a los clientes de bajos recursos.

Los programas de «Uso responsable del gas y la electricidad» son programas quetienencomoobjetivoformaraniñosyadultossobrelatemáticadelusoefi-ciente y seguro del gas natural y de la electricidad y la prevención de accidentes por un uso indebido de estos recursos. Se implementa a través de charlas y talleres en centros educativos, parques, ferias o centros comerciales, entre otros.

A modo de ejemplo, Gas Natural Fenosa desarrolló en 2013 sesiones formati-vasdestinadasalosclientesensufilialElectricaribe.Estostallereshanpermitidointeractuarconlosclientesyformarles,promoviendoelusoseguroyeficientedela energía eléctrica en base a las necesidades de los mismos (cuadro 3).

Entre los contenidos impartidos se encuentra una explicación sobre la ruta de la energía (generación, transmisión, distribución y comercialización), medidas de conservacióndelmedioambienteyusoeficienteysegurodelaelectricidad,ycon-sejos de ahorro y comprensión de la factura.

Esta labor es desarrollada por un equipo de profesionales con experiencia en el manejo y relación con los clientes. A modo de ejemplo, durante el año 2013 un total de 48.956 personas de toda la región Caribe participaron en los talleres, con una fuerte presencia de clientes de Áreas Especiales y Proyectos del Programa de Normalización de Electricidad (PRONE).

Cuadro 3.–Participantes en los programas de Uso responsable

Total desde inicio 2013Uso responsable (niños capacitados) 579.350 297.743

Uso responsable (adultos capacitados) 501.351 260.931

4. Programas para fortalecer la cadena de valor. Programa «Impulso para tu negocio»

Para instalar y comercializar el gas natural en el mercado residencial, Gas NaturalFenosanecesitaelapoyodeempresascolaboradorasconpersonalcualifi-cado que ofrezcan un servicio excelente y seguro.

En algunas de las zonas donde la compañía desarrolla su actividad no siem-pre es fácil encontrar proveedores que presten este servicio en las condiciones que



requiere la compañía. Esta circunstancia fue especialmente relevante en México. EstollevóaGasNaturalFenosaaimplementarunprogramaespecíficodeforma-ción para proveedores que se denominó «Impulso para tu negocio».

Gas Natural Fenosa es el principal operador de distribución de gas en México. La compañía da servicios a ocho estados del país, incluyendo México D.F, lo que supone un total de 1,3 millones de clientes, y también participa en el sector de la generación eléctrica de ese país, con una potencia instalada de 2GW en ciclos com-binados.

EnMéxico,losoficiosdeinstaladoresyfontanerosnoestánbienremunera-dos. Por la naturaleza de la industria, gran parte de los trabajadores lo hacen por cuenta propia, en la informalidad y con escasa profesionalidad.

Para abordar su expansión comercial, Gas Natural Fenosa necesitaba de ins-taladores profesionales que brindaran calidad a sus clientes. Por ello, la compa-ñía decidió abordar un proyecto que proporcionase a los instaladores capacitación ycertificaciónenservicios técnicosdomésticosygestióndenegocios, loqueamedioplazopermitiríatenerunaredconfiabledeproveedoresdeestetipodeser-vicios que además fuera fuente de generación de empleo y, por tanto, de mejora de la calidad de vida de los participantes.

En 2008 Gas Natural Fenosa lanzó el programa «Impulso para tu negocio», junto con la Fundación Gas Natural Fenosa y en alianza con la Fundación para el Desarrollo Sostenible en México (FUNDES) y la Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN).

El programa imparte formación teórica y práctica de manera gratuita y apoya eldesarrolloylaprofesionalizacióndeinstaladorescualificadosparalaexpansióndelgasnaturalenMéxico,ofreciendoprácticasquebeneficianlasaludylasegu-ridad de estos instaladores.

«Impulsoparatunegocio»seconfiguraatravésdetrestiposdecursosdesti-nadosacolectivosconnecesidadesdistintas.Elcursodeplomerocertificadoinde-pendiente se dirige a instaladores que trabajan en barrios donde la compañía presta servicio. El segundo programa, denominado «gea» (gas, electricidad, agua), está dirigidoaempresascolaboradorasdelacompañíaytieneporobjetivocertificaralpersonal que trabaja para estas empresas. Por último, el programa «gea plus» se dirige también a empresas colaboradoras y tiene un enfoque más empresarial que técnico, con el objetivo de ayudarles en la mejora de sus procesos de gestión y ali-nearlos a los procesos de Gas Natural Fenosa.

La compañía destinó una inversión cercana al medio millón de euros para impartir más de 50 cursos en los que participaron cerca de 1.000 personas. El grado de satisfacción de los participantes con este tipo de programas es elevado, yaqueun80%afirmaqueelprogramalesayudóamejorarlaadministraciónde



sus negocios, un 85% menciona que ha mejorado su atención a clientes, y un 60% considera que ha mejorado su liquidez.

El programa contribuyó a la expansión de la red de gas en la zona del Distrito Federal y Bajío y ha fortalecido la relación entre la empresa y las comunidades donde opera.

Dada la buena acogida y resultados del programa «Impulso para tu negocio», Gas Natural Fenosa decidió extender este modelo al resto de países y lo incluyó comounadesuslíneasprioritariasdeacciónsocial,definiendolainiciativa«Valorpara proveedores».

A través de este programa, la compañía proporciona formación técnica y empresarial a proveedores y personas independientes o microempresarios vincula-dos al sector de la electricidad y el gas que puedan integrarse en la cadena de valor de la compañía. Desde el comienzo de esta iniciativa y hasta 2013, casi 5.000 per-sonas en Argentina, Brasil, Colombia, México y Panamá han participado en alguno de estos programas.

5. Conclusiones y lecciones aprendidas

En el desarrollo de las distintas iniciativas descritas a lo largo del capítulo, Gas Natural Fenosa ha comprobado que la rentabilidad empresarial no es incom-patible con la mejora de las condiciones de vida de las comunidades y personas que se relacionan con la compañía, pero también ha aprendido que este tipo de pro-yectos requieren de cambios en la forma habitual de hacer negocios.

La colaboración con gobiernos e instituciones del tercer sector como ONG’s o fundaciones se revela como una palanca clave para alcanzar el éxito. A esta se suma la necesidad de establecer una relación muy cercana, estrecha y transparente con las comunidades afectadas, de forma que sus necesidades y realidades se ten-gan en cuenta a la hora de abordar los proyectos. Por último, la empresa debe estar dispuesta a adaptar sus procesos de negocio a la realidad de cada lugar.

Si bien los casos aquí presentados se pueden considerar exitosos y se han man-tenido en el tiempo dando lugar a iniciativas más ambiciosas y globales, el abordaje de este tipo de proyectos no está exento de ciertos riesgos que en ocasiones pueden hacer peligrar su viabilidad. Por ejemplo, no siempre estas iniciativas responden en elcortoplazoalasexigenciasderentabilidaddelnegocio;enocasionesesnecesarioque se produzca un cambio cultural en las comunidades y la compañía debe estar dis-puestaamodificarsunegocioyprocedimientosdegestión,porloquehadeserflexi-bleyabiertaalcambio.Estasbarrerasdificultanquelascompañíasdiseñenestrategiasespecíficasparaatenderdeterminadosmercadoscondificultades,loquehacequeseincremente la probabilidad de que las iniciativas de éxito continúen desarrollándose de forma puntual pero sin llegar a estandarizarse dentro de la organización.



Conjugar los intereses empresariales y las necesidades de las poblaciones menos favorecidas no es un camino recto y sin obstáculos, pero esto no puede ser un muro infranqueable que impida que las empresas desarrollen su actividad de negocio con el objetivo de crear valor compartido, ya que en el largo plazo unnegociomásdiversificadogarantizalasupervivencia;este tipodeiniciativasgenera nuevos clientes; se fortalecen las redes con las comunidades locales, loquecontribuyeamejorarlaimagendelaempresa;sefavoreceeldesarrollodelaspersonas que trabajan para la compañía, y se facilita la incorporación de prácticas innovadoras al negocio.

En definitiva, trabajar para hacer el bien siempre reconforta y otorga unavisión superior que marca la diferencia entre empresas normales y empresas exce-lentes y sostenibles.


21. REPSOL: INNOVACIÓN EN E&P DESDE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

21REPSOL:

INNOVACIÓN EN E&P DESDE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

DAVID MARTÍN ALCALDE ÁLVARO RACERO BAENA

Dirección de Desarrollo Técnico, REPSOL

1. Introducción

El negocio de E&P no siempre se ha caracterizado por operar con riesgos técnicos, medioambientales, políticos y económicos muy altos, como los actuales. Hoy en día las compañías de Oil&Gas se enfrentan a enormes retos para acceder a reservas cada vez más difíciles de extraer, con nuevos riesgos ambientales y sociales,quedebengestionarconmayoreficacia,reduciendolosimpactosavalo-res mínimos. Crudos extrapesados, yacimientos muy fragmentados, yacimientos offshore en aguas con profundidades superiores a dos mil metros, áreas de muy alto valor ecológico, y un sinfín de modos en los que es necesario llevar la innova-ción en la punta de lanza de los desarrollos de proyectos y operaciones, forman el tablero de juego en los que las compañías petroleras tienen que trabajar.

La innovación en E&P es el resultado de actividades que generan formas nue-vasdeafrontardesafíosysolucionarproblemas,produciendocambiosconbenefi-cios en el negocio. Esta concepción de la innovación se puede resumir en:

– Identificarnecesidadesyoportunidades.– Generar y administrar ideas.– Poner en marcha soluciones.

Laidentificacióndenecesidadesyoportunidadesseproduceesencialmenteenlas personas que componen las compañías. Fomentar el uso del talento es una tarea fundamentalquegeneralaconfianzanecesariaparadesarrollarnuevasideasquesolucionen las necesidades del negocio y creen nuevas oportunidades de mejora. Si aquí está la esencia de la innovación, el siguiente paso no es menos importante.

Todo despliegue o desarrollo de talento no sirve de mucho si no se administra. Muchas veces las ideas se quedan en el tintero o en una buena conversación, sin que exista una aplicación práctica posterior, o al menos tengan un mínimo análisis


DAVID MARTÍN ALCALDE / ÁLVARO RACERO BAENA 232

de viabilidad. Por tanto, la administración metodológica de las ideas generadas es elpasonecesariodespuésdesuidentificación.

Finalmente se ponen en práctica las soluciones que hacen realidad las ideas innovadoras, en donde la compañía ya debe apostar por invertir tiempo y recursos, con el objetivo de obtener resultados.

2. Realidad interna y contexto externo

Para describir adecuadamente los condicionantes que obligan a las compa-ñías de Oild&Gas a desarrollar una estrategia innovadora en el ámbito de la sos-tenibilidad y las emisiones de GEI, es necesario tener en cuenta el contexto tanto internocomoexterno,presenteyfuturo.Enelprimero,operardeformamásefi-ciente con un mínimo impacto ambiental y unos costes operativos optimizados es absolutamente evidente y necesario. La excelencia operativa es el marco en el que trabajar, sea cual sea el contexto externo, entendiéndose como tal la excelencia en el empleo de las mejores prácticas y estándares de la industria, integrándolas en toda la vida de los proyectos y activos.

En el segundo, es decir, el contexto externo, las referencias desarrolladas por organismos internacionales facilitan a las compañías y los países la creación de estrategias. La International Energy Agency (IEA) en su World Energy Outlook establecediferentesescenarios futurosen loquese refierea laproducciónyelconsumo energético mundial, con horizonte el año 2035, que resumidamente son:

– Escenario teniendo en cuenta las políticas actuales. Tiene en cuenta aque-llas políticas y medidas que afectan a los mercados energéticos y que fue-ron formalmente promulgadas a mediados de 2013. Describe un futuro en el cual los gobiernos no implementan ningún compromiso reciente que aún tenga que ser respaldado por la legislación o introduzca nuevas políticas queinfluyanenelsectorenergético.Suobjetivoeseldeproveerunalíneabase que muestre cómo los mercados energéticos evolucionarían si las ten-dencias subyacentes en demanda y suministro energéticos no cambian.

– Escenario de nuevas políticas. Tiene en cuenta compromisos políticos y planes de gran amplitud, que han sido previamente anunciados por los paí-ses, incluyendo compromisos nacionales para reducir las emisiones de GEI y planes para eliminar los subsidios a las emisiones de energía procedente de combustibles fósiles, incluso si las medidas para implementar estos compromisosaúntienenqueseridentificadasoanunciadas.Estecasoeselque se emplea como el escenario base de la IEA. Su objetivo es el de pro-veer una comparativa para evaluar los logros potenciales y las limitaciones de los desarrollos actuales en políticas energéticas y climáticas.


21. REPSOL: INNOVACIÓN EN E&P DESDE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA 233

– Escenario 450. Fija un camino para la energía que es consistente con la limitación del calentamiento medio global a largo plazo establecido en 2ºC con una probabilidad próxima al 50%, mediante la limitación de la concen-tración de GEIs en la atmósfera en alrededor de 450 partes por millón de CO2 equivalente. Su objetivo es el de demostrar un camino plausible para lograr este objetivo climático.

Otro escenario que plantea la IEA es el denominado Efficient World Scenario, cuyavisióndefinedelasiguienteforma:«Sedesarrollantodaslasinversioneseneficienciaenergéticaqueseaneconómicamenteviables,ytodaslaspolíticasnece-sariasparaeliminarbarrerasdemercadoparalaeficienciaenergéticaseadoptan».El objetivo que pretende el establecimiento de este escenario es el de «explorar los resultadosdemejoradelaeficienciaenergéticaentodosloscasosenquetengasentido económicamente».

SegúnlaIEA«laeficienciaenergéticaesreconocidacomolaopciónclavepara aquellosquedebendesarrollar laspolíticasde lospaíses; sin embargo losesfuerzos actuales están muy por debajo de aprovechar todo su potencial econó-mico. En 2011, los países con mayor consumo energético anunciaron nuevas medi-das: China estableció un objetivo de reducción de su intensidad energética en un 16%para2015;losEstadosUnidosadoptaronnuevosestándaresparalaeconomíadeloscombustibles;laUniónEuropeahacomprometidorecortarun20%desudemandaenergéticapara2020;yJapónsehapropuestorecortarun10%delcon-sumo eléctrico para 2030. (…). Pero incluso con estas políticas implementadas, unabuenapartedelpotencialparamejorarlaeficienciaenergética–cuatroquintosdel potencial en el sector inmobiliario y más de la mitad del de la industria– sigue sin ser explotado».

Lo más importante es que «el Efficient World Scenario muestra que abordar lasbarrerasparainvertireneficienciaenergéticapuededesencadenarestepoten-cial y hacer efectivas importantes ganancias para la seguridad energética, el creci-miento económico y el medio ambiente».

Efectivamente, según la IEA «las ganancias no están basadas en conseguir grandes o inesperados avances en tecnología, sino en tomar acciones para elimi-narlasbarrerasqueobstruyenlaimplementacióndemedidasdeeficienciaener-gética económicamente viables. Acciones exitosas en este sentido podrían tener un enorme impacto en las tendencias energéticas y climáticas, comparadas con el Escenario de nuevas políticas. El crecimiento de la demanda de energía primaria en 2035 se reduciría a la mitad. La demanda de petróleo alcanzaría un máximo antes de 2020 y sería casi 13 millones de barriles al día menor en 2035». Para alcanzar estos niveles de eficiencia, la aproximación convencional no será yaválida en el futuro y se plantea como algo imprescindible buscar nuevas formas de generar ideas y proyectos de mejora energética.



EstareflexióncoincideplenamenteconlapolíticadeeficienciaenergéticadeRepsol, en la que se establece el compromiso de «mejorar de manera continua el uso de los recursos energéticos en sus instalaciones y actividades durante todo el ciclo de vida de las mismas, optimizando la tecnología y diseño de los procesos así como la operación de las instalaciones y apoyando la adquisición de productos y serviciosenergéticamenteeficientes».

3. Reducción de costes asociados a la energía

De acuerdo con esta política, la reducción de costes energéticos y su impacto directo en la reducción de emisiones a la atmósfera es objeto de análisis para la optimización en las operaciones de E&P Repsol.

Las actividades de E&P requieren un uso intensivo de la energía, muy dife-rente en función del tipo de crudo o gas producido, y del estado del yacimiento. En general, los yacimientos de más edad requieren una mayor cantidad de energía pararentabilizarlos,debidoalasmayoresdificultadesparaextraerelproductoya una mayor producción de agua asociada. La energía necesaria para desarrollar estos procesos procede, en la mayor parte de los casos, de gas o crudo producidos en los campos, y en una menor parte es comprada en forma de electricidad o com-bustibles. Por tanto, los costes operativos están directamente asociados a los pre-ciosdelgasydelcrudo(gráfico1).

GráfiCo 1.–Costes operativos de Upstream

Fuente: IHS Cera

Esta línea evoluciona de una manera relativamente paralela a los precios del crudo, respecto a los que la IEA ha establecido una evolución en función de los tres escenarios de World Energy Outlook. No obstante, existen múltiples factores queinfluyenendichacurvadecostesdelpetróleo,yenlosúltimostiemposespe-



cialmente la alta producción de shale gas en Estados Unidos y los contextos glo-bales de crisis, como la originada por las hipotecas de alto riesgo y subsiguiente recesión, y la primavera árabe, han tenido un impacto global en la actividad eco-nómica y por tanto en el consumo energético, planteando un nuevo escenario de costes energéticos para la actividad de E&P.

4. Reducción del impacto ambiental en forma de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI)

Por otra parte, la reducción de GEIs es imperativa para cualquier compañía cuyo negocio sea energéticamente intensivo. Tanto los inversores como la socie-dad civil son particularmente sensibles a las actividades de las compañías de Oil&-Gas y a los impactos que de ellas se derivan. Repsol informa de los impactos de sus actividades a grandes grupos de interés nacionales e internacionales, y tiene presencia en el Dow Jones Sustainability Index y en el Carbon Disclosure Project, manteniendo una posición de liderazgo desde sus comienzos que avala su compro-misoconlareduccióndesusimpactosambientales,incluidoslosGEIs(gráfico2).

GráfiCo 2.–Puntuación histórica de Repsol en el CDP y el DJSI

En 2005 Repsol se planteó un ambicioso objetivo, consistente en reducir 2,5 millones de toneladas de CO2 en el periodo 2005-2013, respecto al escenario busi-ness as usual (gráfico3).Esteobjetivosedeberíalograratravésdemejorasopera-tivas y nuevos proyectos de inversión en todos los negocios, tanto nacionales como internacionales, y permitiría además acompañar la evolución en materia legislativa que se estaba dando en Europa, que establecía límites a las emisiones de GEI de lasempresasylospaíses.EnRepsollapolíticadeEficienciaEnergéticasepublicóen2008,ylaunívocarelaciónentrelasemisionesdeGEIsconlaEficienciaEner-gética, particularmente en los negocios que emplean combustibles fósiles para susoperaciones,supusounimpulsoparaalcanzaresteobjetivo,quefinalmentesealcanzó un año antes de lo establecido.



GráfiCo 3.–Reducción de emisiones de CO2 eq desde 2006 en Repsol

Fuente: Repsol.

Para asegurar el conocimiento preciso de todas sus emisiones, desde hace años Repsol inventaría según la norma ISO 14064 las emisiones de sus instalacio-nes industriales. La terminación del inventario de toda la compañía ha supuesto la ampliacióndelalcancedelaverificacióndesusinventariosdeemisionesdeGEIa travésdeunaentidadacreditada.Durante2013,sehanverificadonuevas ins-talaciones en las actividades de E&P, en concreto, la Plataforma de Casablanca en Tarragona y las Plataformas de Teak, Poui y Samaan en Trinidad y Tobago, siendo estas las primeras instalaciones offshorecertificadasenlacompañíabajoeste estándar. Fruto del trabajo desarrollado, más del 93% de las emisiones directas deGEIdelasinstalacionesdeRepsolhansidoverificadasbajoestanorma.Cabedestacar que todas las acciones de reducción de consumos energéticos/emisiones implementadas que han permitido alcanzar nuestro objetivo 2005-2013, han sido tambiéncertificadasbajoestanormaISO14.064.

5. Responsabilidad Corporativa en la estrategia de la compañía

Para una compañía internacional que opera en diferentes contextos, la res-ponsabilidad con la sostenibilidad se extiende más allá de lo legalmente exigible en relación a los impactos que puedan generar nuestras actividades en la sociedad y en el medio ambiente. En Repsol se entiende la Responsabilidad Corporativa como la contribución de las grandes empresas al desarrollo sostenible, asumiendo que la esencia de la responsabilidad corporativa es la incorporación de las consi-



deraciones y expectativas externas ambientales y sociales en los procesos de toma de decisiones de las organizaciones.

Con ella, se puede dar respuesta a las expectativas que nuestras partes inte-resadas tienen en relación al desempeño ético, ambiental y social de nuestra acti-vidad, desarrollando prácticas que maximizan los impactos positivos y previenen, mitigan, restauran o compensan los negativos.

Para cumplir con estas expectativas, Repsol está trabajando para crear una cultura de excelencia en la gestión de la energía, y a la vez estableciendo unos objetivos cuantitativos a largo plazo. Para dar continuidad a los planes de medio-largoplazoeneficienciaenergética,durante2013sehadesarrolladounnuevoPlandeCompañíaparaelperiodo2014-2020.ElnuevoPlandeEficienciaEnergéticaparte de los planes de negocio actualmente en vigor y establece como objetivo la reducción de 1,9 millones de toneladas de CO2 anuales en 2020. Este plan afecta a todas las operaciones de Repsol, tanto en países OCDE como no-OCDE, en los que generalmente las obligaciones para reducir emisiones o bien no se han plan-teado o son menos exigentes que en países OCDE.

En todo caso, y con independencia del entorno en el que Repsol opera, la promocióndelaEficienciaEnergéticaestáproduciendobeneficiosdirectosenlasemisionesyloscostesoperativos,favoreciendolaeficienciaoperativa(enmante-nimiento, producción, seguridad y medio ambiente, ingeniería, etc.) y el trabajo conjunto e integrado de las personas en las operaciones, y que afecta a todos los empleados de la compañía.

El Plan 2014-2020 se fundamenta en tres pilares:

– Mejoras en el diseño– Actualización tecnológica– Excelencia operativa

Siendo éstos resumidamente los principios para desarrollar actividades:

– Fomento de la innovación para la detección de oportunidades de mejora– Identificacióndenovedadestecnológicas– Extensión de mejores prácticas– Desarrollo de Sistemas de Gestión Energética

La detección de oportunidades de mejora se obtiene a partir de un enfoque multidisciplinar y a la vez integrado, en el que participan todas las áreas de las ope-raciones, desde el yacimiento hasta el punto de venta, con un soporte de las áreas técnicas centrales de Repsol. Este enfoque facilita la implicación y el análisis ener-gético de cada persona en su área de conocimiento, y al integrarse con las otras



áreas, permite evaluar el impacto general de cualquier oportunidad, por pequeña que sea.

Laidentificacióndenovedades tecnológicasseplanteaapartirdecriteriostales como el incremento del nivel de automatización y/o operación remota en alcance y aporte de valor (sistemas avanzados de control, autodiagnóstico, gestión deactivos,gestióndeyacimientos,etc.);lamejoradenivelesdesupervisiónycon-trol remoto en campo aprovechando la inteligencia de los dispositivos para opti-mizarmantenimiento,operación,fiabilidad,disponibilidad,seguridad,plantillasycostes;laintegracióndelainformaciónentresistemasdeproducción,degestióny económicos, y la optimización energética: mejorar la integración de sistemas de generación y distribución con los sistemas de producción y negocio eléctrico.

La extensión de mejores prácticas se logra con una amplia red de gestión del conocimiento ya existente en Repsol, que se está respaldando como parte del plan de sostenibilidad a través del apoyo al desarrollo técnico de los empleados y el impulso de nuevas formas de trabajo.

La excelencia operativa es la visión de Repsol en la gestión de operaciones de activos. Para ello, Repsol está impulsando trabajar de acuerdo a los criterios establecidos en la ISO 55000 sobre Gestión de Activos. El éxito conseguido en refinoenlosúltimosañosalimplementarSistemasdeGestiónEnergéticasegúnISO 50001 ha sido un catalizador al extender este sistema a otras áreas, incluido el negocio de E&P.

6. Reflexiones apoyadas en la experiencia

LainnovaciónenmateriadeEficienciaEnergéticanoesunaactividadnuevaen Repsol. Sin embargo, en los últimos años, el desarrollo de estrategias y progra-mas integrados en la compañía, junto a unos objetivos ambiciosos, encaminados a mejorar tanto los mismos procesos de innovación como la aplicación de éstos en la mejora de los procesos productivos en las plantas industriales, ha llevado a tener unas conclusiones basadas en una experiencia positiva y con resultados tanto cua-litativos como cuantitativos:

– Es posible innovar para reducir impactos atmosféricos, y obtener al mismo tiempo beneficios para las operaciones:

• Mayoreficienciaoperativa• Mayorseguridadparalaspersonas• Suponeretostécnicosyportantounamayorapuestaporlastecnologías• Mejoranlascapacidadesyelconocimientodelosempleados• Mayormotivacióneimplicacióndelpersonalenlabúsquedademejoras



– Una experiencia que se puede resumir en seis planteamientos:

• Plantearretosambiciososquenosimpulsenainnovar• Impulsarlainnovacióncomopalancaenentornoscomplejos• Integrarunaculturadeinnovaciónenlasoperaciones• Alineacióninterna–verticalyhorizontal–delainnovación• Favorecerlasideasypotenciareltalento• Implementaciónrápidayeficienteenlasoperaciones

7. Casos de Innovación Energética en América Latina

Seis son susceptibles de especial consideración. A cada uno de ellos se le dedica a continuación un sub-epígrafe.

7.1. CertifiCaCión deL sisteMa de Gestión enerGétiCa (sGen) bajo eL es-tándar iso 50001 deL bLoque 16 en eCuador

El Bloque 16 en Ecuador produce crudo pesado de 15ºAPI. Se trata de un campo en fase de agotamiento y actualmente tiene un corte de agua de más del 95%, por lo que diariamente es necesario gestionar cerca de un millón de barriles de agua, unos 160 millones de litros. Se ubica en la selva amazónica, en el Parque Yasuní, una región de enorme valor ecológico.

Desde el cuarto trimestre de 2012 se han venido desarrollando los trabajos necesarios para adaptar el Sistema de Gestión de la Energía a los requisitos de la norma ISO 50001.

Se ha adoptado la Política Energética de Repsol y la elaboración de una pla-nificaciónconobjetivosymetasespecíficasquevanapermitirlamejoradeldes-empeño energético de la organización. En este proceso han participado numerosos departamentos,haparticipadolaOficinaCentraldeMadridliderandolaauditoríainterna previa del Sistema y se ha contado en todo momento con el respaldo de la Dirección.

UnacompañíacertificadorahasidolaencargadadecertificarelSGEn,unavezcompletadalarevisióndocumentalylaverificaciónenlasinstalacionesdelaaplicación de todos los requisitos de la norma.

Ecuador Bloque 16 es la primera instalación de E&P de Repsol que se ha cer-tificadobajoesteestándarytambiénlaprimerainstalaciónindustrialdeEcuador.

LaimplementacióndeunSGEntienebeneficiosdirectoseindirectos:

– seoptimizanlossistemasdemediciónenergética;



– seestablecennuevaslíneasbaseeindicadoresdeconsumo;– se obtienen mejoras en producción (equipos y procesos) y en manteni-

miento, y– se implica a casi todo el personal durante su implementación, lo que supone

un mayor compromiso para la búsqueda de mejoras.

7.2. ProyeCto de reduCCión de eMisiones: Green CoMPLetion

Margarita-Huacaya es un campo de gas operado por Repsol, situado en el departamento de Tarija al sur de Bolivia. El campo tiene distintos pozos en produc-ción a los que se irán incorporando otros de forma progresiva. Todo el gas extraído se conduce a las instalaciones de la Planta Margarita, donde es tratado y acondi-cionado para su posterior venta.

Antes de que un pozo entre en producción tiene que someterse a una fase de limpieza y a una fase de pruebas de pozo (well testing). El objetivo principal de la fase de limpieza es la extracción de los lodos y materiales procedentes de la per-foración para evitar la erosión en las líneas e instalaciones. La fase de well testing sirveparacuantificarelpotencialdeproduccióndelpozomediantelarealizacióndepruebasdepresiónyflujo.Durantelarealizacióndeestaspruebasencondicio-nes normales se quema una gran cantidad de gas, que implica una emisión elevada de gases de efecto invernadero a la atmósfera.

Durante el año 2013 la Unidad de Negocio de Bolivia ha implementado un proyecto de Green Completion en los pozos Margarita 5 y Margarita 6, dos pozos nuevos que han entrado en producción a lo largo del año.

El proyecto de Green Completion ha consistido en la recuperación del gas de la fase de well testing que en condiciones normales de operación es quemado. Para ello se han realizado cambios en la ejecución de las pruebas instalando líneas de conducción de gas desde los pozos hasta los colectores, incluyendo medidores adicionalespararealizarmedicionesfiables.Deestemodosehadirigidoelgasrecuperado a planta de forma segura para poder ser tratado, ajustando al mismo tiempo la producción del resto de los pozos para cumplir con la asignación diaria de producción establecida por el Estado boliviano.

Se ha ejecutado el proyecto en el pozo MGT-5 (septiembre) y posteriormente en el pozo MGT-6 (diciembre) consiguiendo recuperar en torno a 300 millones de pies cúbicos, lo que equivale a reducir la emisión de 20.588 toneladas de CO2. Esta cantidad representa el 35% del total de las emisiones que tuvo la planta de proce-samiento de Margarita durante el año 2012.

Secontratóaunacompañíacertificadoraparaverificardeformaexternaelresultado en base a los criterios de la norma de referencia ISO14064-Parte 1.



7.3. ProyeCto de instaLaCión de boya Para aMarre de barCo de stand-by

Las plataformas de producción offshore, por motivos de seguridad, se encuen-tran asistidas de forma permanente por un remolcador de altura las 24 horas del día, 365 días al año.

Conelfindedisminuirloscostesdecombustibleasociadosaestalabordestand-by se instaló una boya de amarre para el mencionado remolcador, tanto en las operaciones de Trinidad y Tobago como en la plataforma Casablanca, frente a las costas de Tarragona.

Para el emplazamiento de la boya de amarre se escogió un punto alejado de las actuales instalaciones submarinas y que al mismo tiempo se encontrara res-pecto a la plataforma en un lugar en el que en caso de rotura del amarre los vientos y las corrientes dominantes derivaran la embarcación lejos de la plataforma.

Se hicieron las consideraciones necesarias para diferenciar los modos de ope-ración del barco y medir de forma efectiva la reducción de emisiones real respecto a un escenario base. En Casablanca se obtuvieron 600 toneladas de CO2 de reduc-ción neta en 2013.

Secontratóaunacompañíacertificadoraparaverificardeformaexternaelresultado en base a los criterios de la norma de referencia ISO14064-Parte 1.

7.4. instaLaCión de Leds en PLantas de ProduCCión de Gas o PetróLeo

Tradicionalmente la iluminación en las plantas de producción de gas o petró-leo se efectúa mediante lámparas de vapor de sodio. Estas lámparas cumplen con las normas de seguridad necesarias en ambientes que puedan tener atmósfera explosiva, y por tanto, son de alto coste.

Hoyendía,sepuedenidentificarunaseriededesventajasdeestosdispositi-vos frente a otros:

– En general, tienen un alto coste de mantenimiento: lámparas y electrónica (reactancia, condensador y arrancador).

– Suponenunaaltageneraciónderesiduos;vaporsodio,electrónicos,reac-tancias, arrancadores, condensadores.

– La tecnología de alumbrado ha sido superada por otros diseños más eficientes,conmayorvidaútilyconunmenormantenimiento, loquesupone también menores riesgos para el personal encargado de este último, al no tener que reemplazarlas en lugares de difícil acceso y en alturas considerables.

Para la plataforma de Casablanca se realizó un análisis económico para reem-plazar las lámparas de sodio por unas nuevas lámparas LED (cuadro 1).



Cuadro 1.–Comparativa lámparas de vapor/lámparas LED

Comparativa 68 Lamparas vapor de sodio Lamparas ledCoste mantenimiento 16 k€/año ~0

Consumo energia (diésel) 5,9 k€/año 2,95 k€/año

Vida util ~ 10.000 horas ~ 50.000 horas

Seoptófinalmenteporlasustitucióndelaslámparasenlaplataforma,ejecu-tándose todo el trabajo en un mes.

Se consiguió una reducción de emisiones de 4,8 toneladas de CO2 al año. Este análisis se está realizando en las instalaciones de Ecuador, y en Trinidad y Tobago.

7.5. inGeniería ConCePtuaL de un orGaniC ranKine CyCLe (orC) en bLoque 16 - eCuador

Como parte de la optimización de la gestión energética de este activo, y pre-vio a la implementación de la ISO 50001, se realizó una revisión energética que perseguía la detección de proyectos que mejoraran el rendimiento energético de esta operación, muy intensiva energéticamente debido a las características de su producción: crudo pesado y alta producción de agua que es necesario inyectar des-pués de separarla del crudo.

Actualmente, para generar los cerca de 100 MW de potencia eléctrica necesa-rios para los procesos de producción, es imprescindible:

– Consumir todo el gas asociado al crudo que una vez separado puede apor-tar unos 30 MW.

– Consumir parte del crudo producido, que permite generar unos 40 MW.– Producir diésel en una pequeña planta de destilación, que empleado para

generación eléctrica aporta unos 30 MW.

La revisión energética detectó un potencial aprovechamiento de los gases calientes de las turbinas de generación eléctrica, que mediante un Ciclo Orgánico Rankine(gráfico4),podríanproporcionar4MWeléctricos,yportantounahorrode combustible, en concreto el de mayor coste, en este caso el diésel, y una reduc-ción de emisiones de unas 30.000 toneladas de CO2.

La realización de la ingeniería conceptual arrojó valores económicos posi-tivos, pero su implementación no se ha llevado aún a cabo debido a coyunturas externas a Repsol que frenaron su ejecución. El cambio de coyuntura animaría a la realización de este proyecto, que emplea una tecnología poco utilizada en Ecuador.



GráfiCo 4.–Proceso del Ciclo Orgánico Rankine (ORC)

Generación EléctricaCiclo Rankine

Circuito de Aceite Térmico Proceso

Electricidad

Turbina

Condensador

Evaporador

Líquido

Gas

Generador

Intercambiador de calor

Gases de Combustiónt = 500 ºc

Atmósfera

7.6. ProyeCto PerLa en venezueLa

El proyecto Perla de Venezuela es el primer proyecto en mar abierto desti-nado a la producción de hidrocarburos que ha habido en este país. El campo con-tiene alrededor de 17 billones de pies cúbicos (TCF en sus siglas en inglés) de gas in situ, equivalentes a 3.000 millones de barriles de petróleo, aproximadamente. Descubierto por Repsol y Eni en 2009 en el Bloque Cardón IV, está situado en aguas someras del Golfo de Venezuela a 50 kilómetros de la costa. Desde entonces se han perforado un total de cinco pozos, que se pondrán en producción mediante plataformas y conexiones submarinas que llevarán el gas a la costa para ser proce-sado y enviado a la red de distribución de gas venezolana.

La explotación del gas se realizará en varias fases, desde los 150 millones de pies cúbicos, hasta los 1.200 millones de pies cúbicos.

El potencial asociado a este proyecto en lo que a reducción de emisiones serefiereestácondicionadoporelusodelgasqueserealiceenelpaís.Previsi-blemente, el reemplazo de combustibles líquidos en instalaciones industriales de Venezuela, diésel fundamentalmente, podría suponer una reducción aproximada de emisiones de 7,75 millones de CO2 toneladas al año.



Parafinalizar,elcuadro2resumelacantidaddeemisionesreducidacondife-rentes valores de producción del proyecto.

Cuadro 2.–Producción de gas (MPCD)

Producción de gas (MPCD) 150 300 600 900 1.200Energía (MWh) 45.000 90.000 180.000 270.000 360.000Diésel consumido equivalente (t día) 3.800 7.600 15.200 22.800 30.500

Emisiones directas evitadas (t CO2 año) 970.000 1.930.000 3.870.000 5.800.000 7.750.000


22. IBERDROLA: LA I+D+I AL SERVICIO DE LA EFICIENCIA, LA ESTRATEGIA TECNOLÓGICA…

22IBERDROLA:

LA I+D+i AL SERVICIO DE LA EFICIENCIA, LA ESTRATEGIA TECNOLÓGICA Y LA SOSTENIBILIDAD

AGUSTÍN DELGADODirector de Innovación, Medioambiente y Calidad, IBERDROLA

1. Introducción. La I+D+i, una herramienta estratégica de creación de valor

El Grupo Iberdrola está constituido por un conjunto de sociedades que en el ejercicio 2013 han operado en más de 30 países, siendo los más importantes: España, Reino Unido, Estados Unidos de América, México y Brasil. Iberdrola es consciente de la importancia de la innovación para seguir desarrollando un proyecto industrial a la vanguardia del sector. Los esfuerzos en I+D+i se dirigen a optimizar las condicio-nes operativas, mejorar la seguridad y reducir el impacto medioambiental y desarro-llar las tecnologías que permitan afrontar los retos energéticos del futuro.

El Plan de Innovación 2012-2014 recoge la estrategia innovadora de la com-pañía, que desarrolla proyectos en todas sus áreas de negocio en línea con las pers-pectivas de futuro de Iberdrola. Con una cartera de más de 150 proyectos, durante 2013 se han destinado 159 millones de euros al área de I+D+i, distribuidos entre susfiliales internacionales,destacando las iniciativasrelacionadascon las redesinteligentes, la generación limpia, las energías marinas y el vehículo eléctrico.

Gracias al continuo compromiso con la innovación, Iberdrola ha sido recono-cida como la utility española más innovadora y la quinta de Europa, según el ran-king de la Comisión Europea.

La innovación de Iberdrola se enmarca en un modelo internacional de ges-tión de la I+D+i, abierto y descentralizado, en el que prima la colaboración con los proveedores tecnológicos y el impulso de la innovación entre los empleados. Este modelo conlleva la colaboración con empresas, universidades, centros tecnológi-


AGUSTÍN DELGADO246

cos, organizaciones industriales e instituciones públicas a través de programas y acuerdos. El trabajo conjunto permite la mejora de la competitividad de las empre-sas y la generación de riqueza a nivel social y nacional.

Bajo una estrategia clara, que se recoge en el Plan de Innovación 2012-2014, la innovación es la principal herramienta de Iberdrola para garantizar la sostenibi-lidad,laeficienciaylacompetitividaddelacompañía,enbaseatresejes:

– Eficiencia, orientada a la optimización continua de nuestras operaciones, la gestión de vida de las instalaciones y equipos, la reducción de los costes de operación y mantenimiento y la disminución del impacto ambiental.

– Nuevos productos y servicios, que dan respuesta a las necesidades de los clientes ante un mercado cada vez más global y competitivo. Son proyec-tos que, empleando la tecnología existente, dan lugar a modelos de nego-cio encaminados a ofrecer un suministro de energía, de equipamiento y de tecnologíascadavezmáseficientesyrespetuososconelmedioambiente,entrelosquecabedestacanlaeficienciaenergética,vehículoseléctricos,redes inteligentes y generación distribuida.

– Tecnologías y modelos de negocio disruptivos que nos permitan afrontar los retos energéticos del futuro. A través de PERSEO, el programa de capi-tal riesgo corporativo de Iberdrola, invertimos en tecnologías y nuevos negocios disruptivos que aseguren la sostenibilidad del modelo energético.

Como muestra del compromiso con la excelencia en la gestión se ha ampliado elperímetrodecertificacióndelsistemadegestióndelaI+D+ideacuerdoa lanorma UNE 166.002, abarcando ya las principales áreas de la compañía: Ingenie-ría, Generación, Renovables, Redes y la Corporación.

El Banco Europeo de Inversiones (BEI) ha concedido un préstamo de 200 millonesdeeurosaIberdrolaparafinanciarpartedesuprogramadeinvestigación,desarrollo e innovación en España y Reino Unido.

ElBEIfinanciaránumerosasactuacionesdelprogramadeinversiones(2011-2014) de I+D+i de Iberdrola en tecnologías innovadoras que abarcan los campos de:

a) generacióndeenergíaconvencional;b) transporte y distribución de energía, yc) energías renovables.

Lasinversionesestándirigidasaladiversificacióndelagamadeproductosyservicios de la compañía y a la adaptación de los productos existentes a nuevos mer-cados.

En 2012 se ha constituido Iberdrola Servicios de Innovación, con el objetivo de impulsar, gestionar y promover actividades de I+D+i en el grupo, prestando ser-


22. IBERDROLA: LA I+D+I AL SERVICIO DE LA EFICIENCIA, LA ESTRATEGIA TECNOLÓGICA… 247

vicios de asistencia o apoyo en este ámbito. Además, mediante esta sociedad se ges-tionarán y explotarán los resultados objeto de propiedad industrial y/o intelectual, obtenidos por los proyectos de innovación de las Unidades de Negocio de Iberdrola.

Se destacan a continuación algunas de las actividades que proporcionan elec-tricidadfiableyfomentaneldesarrollosostenible,agrupadasenáreasestratégicasde futuro a nivel internacional: energías renovables; tecnologías de generaciónlimpia;redesinteligentes;vehículoeléctrico;almacenamientodeenergía;merca-dos energéticos, y otras tecnologías disruptivas en energía sostenible.

1.1. enerGías renovabLes

IberdroladesarrollaproyectosdeI+D+iparamejorarlaeficienciadelasdife-rentes tecnologías existentes y el desarrollo de nuevas tecnologías de generación. CabedestacarelproyectoeuropeoTWENTIES,quehafinalizadoesteañoycuyoobjetivo ha sido demostrar que es posible una integración masiva de eólica en la red colaborando activamente en la estabilidad de la red.

La compañía se ha posicionado como un referente mundial en el área de offs-hore, donde desarrolla los proyectos más avanzados e innovadores, habiendo soli-citado tres patentes relacionadas con esta temática. Entre los proyectos relevantes se encuentran el INNPACTO EMERGE y el ETORGAI FLOTTEK para el desa-rrollodelatecnologíadeplataformasflotantesenaguasprofundas.CENITAZI-MUT profundiza en los conocimientos técnicos para la optimización del desarrollo de parques eólicos marinos y EERA DTOC en el diseño de herramientas para par-ques eólicos offshore a gran escala. El proyecto LOW IMPACT se centra en el desarrollo de una nueva cimentación de gravedad para su instalación en profundi-dades intermedias. OWA (Offshore Wind Accelerator) es un programa promovido por Carbon Trust (Reino Unido), en donde se aúnan esfuerzos y conocimientos entre empresas e ingenierías especializadas, para dar soluciones que habilitan una reducción de costes y riesgos en la tecnología offshore, de forma que se facilite y acelere su desarrollo en aguas del Reino Unido.

En el ámbito de las energías marinas (olas y corrientes) destacan los proyec-tos de demostración iniciados en Escocia en el EMEC (European Marine Energy Centre) donde se está demostrando a escala real la tecnología de olas PELAMIS, y de corrientes, HAMMERFEST. En el campo de la investigación cabe destacar el proyecto CENIT OCEAN LIDER, liderado por Iberdrola Ingeniería y Construc-ción, S.A (Iberdrola Ingeniería), para el desarrollo de tecnologías de generación marina,enelqueyasehanobtenidoresultadosmuyrelevantessobrelaplanifica-ción e instalación de parques de generación offshore y sus impactos ambientales.

En el área de recurso eólico sehafinalizadoconéxitoelproyectoSOFT-COMPUTING y continúa el proyecto OPENFOAM, ambos enfocados a la mejora


AGUSTÍN DELGADO248

de la previsión y análisis del recurso mediante la optimización de los modelos y el análisis de las series de viento.

Destacan también los grandes proyectos de desarrollo, evolución y mejora de las herramientas de explotación: CORE, DOMINA y METEOFLOW, las cuales debido a su éxito, se han implantado en Reino Unido y Estados Unidos a través de un contrato de cesión de uso de la tecnología.

1.2. teCnoLoGías de GeneraCión LiMPia

Los esfuerzos en I+D+i de Iberdrola en el área de generación se dirigen a opti-mizarlaeficienciaoperativa,mejorarlaseguridadyreducirelimpactomedioam-biental, mediante reducción de emisiones o plantas de generación nuevas y más eficientes,siempreenlíneaconlasnecesidades.

En la central de Velilla se puso en marcha en 2011 la segunda parte del proyecto COEBEN encaminada a alcanzar la disminución de niveles de NOx, mediante la integración de tecnologías no catalíticas y la adecuación de nuestras instalaciones a los requisitos medioambientales cada vez más restrictivos, ofre-ciendo una alternativa a soluciones comerciales de alto coste. Pero no se trata de un proyecto aislado, ya que el conocimiento técnico obtenido se está aplicando en la central térmica de Longannet y posteriormente se transferirá a la central térmica de Lada. El proyecto DESOx, desarrollado en la central térmica de Lada, trata de aumentar el rendimiento de la instalación de desulfuración y facilitar la valoriza-ción del yeso generado fruto de este proceso. Iberdrola Ingeniería participa en el proyecto CENIT VIDA, que investiga las técnicas de captura activa de CO2, junto a técnicas de modelización medioambiental y su aplicación en entornos urbanos. En la central térmica de carbón de Longannet (Escocia), en la línea de la captura de CO2 se desarrolla una amplia cartera de proyectos. En 2011 terminaron con éxito el proyecto CALDERE y el proyecto HOREX, consiguiendo resultados positivos sobre la mejora de la vida útil y operatividad de las centrales. El primero desarro-lló una metodología para detectar fallos y evaluar la vida remanente de los tubos de caldera de las centrales térmicas, mientras que el segundo se centró en metodo-logías de diagnóstico, seguimiento y tratamiento del fenómeno de expansión quí-mica de los hormigones de las presas.

Se han iniciado los proyectos GT-CONTROLFLEX y REJAS. El primero, degeneración térmica,persigueaumentar laflexibilidadoperativade loscicloscombinados, cuyo papel protagonista en el mercado de generación ha pasado de funcionamiento en carga base a servir como una instalación de respaldo de la gene-ración renovable. El segundo, de generación hidráulica, consiste en el diseño y posterior desarrollo de un nuevo modelo de reja de aspiración y su soporte aso-ciadoconunnovedosoperfilhidráulico.Conlamejoradelafluidodinámicadeeste tipo de rejas, se aumenta el ciclo de vida de los equipos.



En el área de gestión de vida y materiales se han promocionado los proyectos ECRIGEN ySIRO.Elprimeropersiguelamejoraenlafiabilidaddelosequiposcríticos de las centrales de generación, los cuales están sometidos a condiciones de servicio muy exigentes. El segundo proyecto se centra en el desarrollo de un inno-vadorrobotqueseacapazdeinspeccionarelestadodelatotalidaddelaflotadelosgeneradoreseléctricosdeformarápida,flexibleyfiable.

En generación nuclear destacan los proyectos AUTONUC (integración de las nuevas tecnologías en sistemas de control) y PREVENCIÓN DE ACCIDEN-TES (nuevos modelos y metodologías para la prevención de accidentes en cen-trales nucleares). Con el objetivo demejorar la eficiencia de la operación y elmantenimiento, se desarrollan los proyectos FUELTUBE y FOTONUC. El pri-mero consiste en una nueva solución para el sistema de control del tubo de trans-ferencia de las piscinas de combustible nuclear. El segundo persigue el desarrollo de una solución tecnológica de simulación de procesos de ingeniería, operación y mantenimiento basado en un modelo fotorrealista de información 3D de las zonas más importantes de la planta. Además, se están desarrollando estudios diversos en tecnologías de fusión, como apuesta por una forma de generación de futuro lim-piaysostenible.Iberdrolasiguefirmeensuapuestaporlareduccióndelimpactomedioambiental en sus plantas de generación, tanto en España como en Escocia.

En el área de hidráulica, destaca el proyecto ARRANCADOR, desarrollado en la central hidroeléctrica de bombeo de Gabriel y Galán ubicada en el Tajo, que facilitará la integración de las energías renovables.

1.3. redes inteLiGentes

La actividad de I+D+i de distribución de energía eléctrica en el grupo a nivel mundial se centra en mejorar la red de distribución, con atención a la seguridad en el trabajo, los aspectos medioambientales, así como la mejora en la Movilidad Verde.

Iberdrola está marcando la senda del desarrollo de las redes inteligentes con diferentes proyectos que persiguen la implantación de una moderna red eléctrica así como el desarrollo de la inteligencia en red, tanto a nivel europeo como en España. En Europa, Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. (Iberdrola Distribu-ción) participa en los proyectos GRID4EU e iGREENGrid para el desarrollo de metodologías precisas que permitan la integración de las energías renovables en las redes de distribución eléctrica. Otros proyectos europeos recientemente apro-bados son el DISCERN, donde se comparan distintas soluciones de inteligencia de la red y se busca el conjunto de arquitecturas más optimizadas, y el ADVANCED, que continúa los trabajos realizados en el proyecto ADDRESS (finalizadoen2013)sobreladefinicióndeunplandeacciónparaeldesarrollodelagestiónactivadela demanda en Europa.


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En España, la compañía ha iniciado el despliegue de las redes inteligentes en siete comunidades autónomas (Castilla-La Mancha, Castilla y León, Extremadura, Madrid,PaísVasco,MurciayNavarra)trasfinalizarlaprimerafasedelproyectoSTAR en Castellón (Comunidad Valenciana). En esta misma línea, se ejecuta el proyecto BIDELEC-SAREAK en el territorio de Vizcaya y el proyecto PRICE que se está llevando a cabo en el Corredor del Henares (este de la Comunidad de Madrid y Guadalajara).

Además, Iberdrola está a punto de culminar sus primeros proyectos de redes inteligentes en Estados Unidos, donde ha instalado más de 550.000 equipos de medicióninteligentesenMaine,yenEscocia,dondetambiénsebeneficiarándeesta tecnología 30.000 clientes de Glasgow.

Enlalíneadeseguridad,medioambienteyregulaciónhafinalizadoelpro-yecto SUARO y se ha trabajado en dos nuevas propuestas SAGRID para el desa-rrollo de equipos de protección individual, y GAIA, que es la propuesta europea para mejorar la gestión de la vegetación en áreas cercanas a líneas eléctricas.

Finalmente, para potenciar las redes de distribución tradicional, se está traba-jando en los proyectos DIBADIS y ENDS, dentro del área de la calidad de servicio, POSTMORTEM en la gestión de activos, SAREBAT en generación distribuida y PROINVER, en protecciones.

Iberdrola ha iniciado en Catar la constitución de un Centro Tecnológico de I+D+i sobre redes inteligentes. Junto con la empresa estatal de electricidad catarí, Kahramaa, se realizará un estudio para analizar la viabilidad de implantar un sis-tema de redes inteligentes y se pondrá en marcha un proyecto piloto para preparar eldesplieguedefinitivodelasredesinteligentesenCatar.Adicionalmente,sehafirmadoconSiemensunMemorándumdeEntendimientoconelobjetivodefor-mar una alianza estratégica para desarrollar infraestructuras de redes inteligentes en Catar y Oriente Medio.

1.4. vehíCuLo eLéCtriCo

Iberdrola ha continuado el desarrollo de distintos proyectos con arreglo a conveniosfirmadoscondistintasadministracionespúblicas,principalmenteayun-tamientos, así como a diversos programas de I+D+i. En dichos proyectos se ha obtenido un importante conocimiento de los aspectos relacionados con la movi-lidadeléctrica,principalmenteenloqueserefierealossistemasytecnologíasderecarga, y han posibilitado ampliar los acuerdos con las empresas proveedoras de sistemas de recarga, de tecnologías de la información, así como con los propios fabricantes de vehículos eléctricos, entre otros.

Paralelamente y gracias a la experiencia obtenida en los proyectos piloto y demostrativos, se ha continuado el desarrollo de soluciones comerciales adapta-



das a los distintos potenciales usuarios de vehículos eléctricos, tanto particula-rescomoflotasdeempresa,aparcamientos,motos,etc.,loquepermitiráaestosusuariosbeneficiarsedeunarecargaconceroemisiones,competitivaenprecioyprestaciones.

Todo ello unido a la progresiva mejora en la estandarización de los sistemas de recarga y a los acuerdos de interoperabilidad entre los distintos agentes, permite seguir avanzando en los modelos de negocio y crear las bases para un inminente desarrollo de la movilidad eléctrica a la que Iberdrola presta su impulso y compro-misocomoempresalíderensostenibilidadyeficienciaenergética.

Dentro de nuevos servicios se ha lanzado una nueva área web de clientes que facilita el uso de nuevas tecnologías como el coche eléctrico (movilidad VERDE). En 2013, Iberdrola ha continuado el desarrollo de distintos proyectos con arreglo aconveniosfirmadoscondistintasadministracionespúblicas,asícomoadiversosprogramas de I+D+i (Green Emotion, Surtidor, ICT4, Mugielec). Iberdrola inició su apuesta por la movilidad eléctrica hace más de 10 años y en el 2010 lanzó el Plan Movilidad Verde Iberdrola, la primera solución integral de movilidad eléc-trica en España. Ahora da un paso más con el lanzamiento de la Recarga Verde Iberdrola, a través de la cual instalamos para los clientes los puntos de recarga más avanzados, que podrán gestionar a través de internet o desde dispositivos móviles, con un servicio de asistencia técnica 24 horas para que no tengan que preocuparse por nada. Además, en caso de contratar la Energía Verde Iberdrola podrán moverse con cero emisiones.

1.5. área CoMerCiaL. nuevos ProyeCtos y serviCios

La innovación es esencial en la actividad comercial para poder ofrecer a los clientes los productos y servicios que mejor se adapten a sus necesidades, antici-pándonos a las mismas. En este sentido, desde Iberdrola se trabaja de modo con-tinuo en:

– Nuevos productos que permiten al cliente ser más activo en sus opciones energéticas, por ejemplo, tomando control de sus consumos de energía. El lanzamiento del producto Hogar Inteligente Iberdrola acerca la domótica a los clientes a precios asequibles. Ofrece los elementos para una gestión y programación remota, a través de internet o desde dispositivos móviles, de la calefacción del hogar, que representa el gasto energético más relevante en una vivienda, de forma que los clientes disponen de una herramienta real para controlar su gasto en energía, haciendo un uso más racional de la misma.

– Nuevos servicios como el lanzamiento de Protección de Electrodomésti-cos,GasConfortIberdrola,CertificaciónEnergética.


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1.6. MerCados enerGétiCos

Ante un mercado cada vez más global y competitivo se ha lanzado el pro-yecto INTEGRA, liderado por el área de Gestión de la Energía Global, con el que sepretendeunificarcriteriosenlatomadedecisiones,desarrollandoherramientasavanzadas de gestión para el trading de energía, y obtener un profundo conoci-miento del funcionamiento de los mercados internacionales que faciliten la toma de decisiones de inversión en tecnologías energéticas.

1.7. sisteMas

En el 2013 en el área de Sistemas se ha potenciado el desarrollo de proyectos y pilotos de Innovación en las distintas geografías y negocios. En Elektro, el proyecto SCADA ELIPSE incorpora funciones avanzadas de control en tiempo real de las instalaciones y equipos de la red. En Ingeniería, el proyecto OSIAL ha desarrollado aplicaciones para dar soporte a la logística de proyectos offshore de Renovables. En el área Comercial, es relevante la integración en la web de Iberdrola de un nuevo portalparaclientesquepermitirámejorareincrementardeunaformamáseficientelas operaciones realizadas con ellos. En Distribución, destacar el soporte al pro-yecto STAR con el diseño de un nuevo sistema de almacenamiento de los datos de los contadores inteligentes. En Generación, señalar la puesta en marcha del sistema CESAR para la gestión de recomendaciones técnicas y buenas prácticas en España, México y Reino Unido. En Iberdrola USA, la implantación de quioscos de pago e información en los centros de atención al cliente en Nueva York.

2. Iberdrola Ventures-PERSEO. Innovación disruptiva en energía soste-nible

Desde Iberdrola, además de desarrollar los proyectos de I+D+i internos, se apuesta por el apoyo a emprendedores y empresas de base tecnológica, mediante el programa de capital riesgo corporativo PERSEO. Está dotado de 70 millones de euros y dedicado a la inversión en tecnologías innovadoras de generación eléc-trica renovable y de reducción del impacto ambiental de los sistemas de produc-ción existentes. A través de este vehículo ya se han destinado más de 40 millones de euros desde 2008 en start-ups tecnológicas en ámbitos tan diversos como las energías marinas, la solar de nueva generación y la bioenergía a partir de algas. De esta forma Iberdrola persigue fomentar la investigación en el sector energético y la sostenibilidad de nuestras inversiones futuras, desarrollando la cadena de valor tecnológico y posicionándose en ella.

Lasprincipaleslíneastecnológicasquedefinenelportfolio de inversiones de PERSEO son:



– Energías renovables: solar (fotovoltaica & térmica), eólica (ej. offshore), marina (mareas y olas), etc.

– Recursos Energéticos Distribuidos (DER): tecnologías enfocadas al cliente:eficienciaenergética,gestiónactivadelademanda,generaciónyalmacenamiento distribuidos, movilidad verde…

– Tecnologías para O&M: nuevas tecnologías para operación y manteni-miento de infraestructuras energéticas.

– Otras tecnologías energéticas: reducción de emisiones, almacenamiento de energía, etc.

PERSEO cuenta con participación en las siguientes compañías: energías marinas (Oceantec y Hammerfest Strom), energía solar (Morgan Solar) y aplica-ciones industriales del CO2 (AlgaEnergy y WESTEC Environmental Solutions).

En 2013 se han incorporado al portfolio de participadas dos compañías:

– La empresa californiana Stem desarrolla soluciones que combinan técnicas de análisis predictivo, cloud computing y big data, junto con baterías para mejorarlaeficienciaenergéticaeninstalacionesdeclientescomercialeseindustriales.

– La empresa salmantina Arbórea Intellbird, centrada en la fabricación de vehículos aéreos no tripulados para diversos usos profesionales, entre los que destacan la inspección de infraestructuras de producción y distribu-ción de electricidad. Es la primera inversión en el área de Energía y Medio Ambiente del programa INNVIERTE del Gobierno de España.

Para mantener y reforzar la actividad del programa PERSEO, en julio de 2012sehafirmadounacuerdoconelCentroparaelDesarrolloTecnológicoIndus-trial (CDTI) en el marco del programa INNVIERTE del Gobierno, a través del que invertiremos más de 25 millones de euros adicionales en los próximos cinco años en nuevas tecnologías para el sector energético.

3. Iberdrola en Brasil y México

Los dos siguientes epígrafes se dedican a comentar resumidamente los princi-pales desafíos y proyectos que tiene Iberdrola en Brasil y México.

3.1. brasiL

Se enumeran a continuación los principales desafíos en I+D+i a los que se enfrenta la compañía en Brasil:

– Predicción del clima– Conocimiento previo


AGUSTÍN DELGADO254

– Mejora de equipo– Gestión de crisis– Entrenamiento automatizado– Mayor seguridad– Suministro VE– Nuevas fórmulas– Transformador inteligente– Gestión de parque– Gestión de recursos– Vehículos eléctricos– Nuevas fórmulas– Nuevas fuentes– Responsabilidad social– Robot inspección Red– Seguridad,eficienciayefectividad– Reducción emergencias– Transformadores– Nanotubos de carbono– Menor pérdida

Entre los proyectos de I+D+i, destacan los siguientes:

a) Desarrollo de un robot para la inspección visual de las líneas de distri-bución

El principal objetivo de este proyecto es la investigación y desarrollo de un sistema robótico autónomo de inspección visual por medio de imágenes, senso-res térmicos, infrarrojos y ultrasonido, in situ y en tiempo real. Todo el proceso de observación es realizado por el sistema, optimizando el proceso de inspección de líneas de distribución. El prototipo del dispositivo robotizado permitirá una reducción en los costes de inspección, una mayor celeridad en las actividades de lostécnicosyunaumentodelafiabilidadylaproductividad.Entrelosresultadoseficacesdelnuevoprocesodeinspecciónsepuedencitar:laeficaciaylacalidad,la seguridad de funcionamiento, el registro de datos históricos y el seguimiento remoto de la actividad.

b) São Luiz do Paraitinga, la ciudad inteligente de Elektro

Esteproyectovaaaseguraralargoplazolafiabilidaddelsistemaeléctrico.



¿Imagina una ciudad con alumbrado público de tecnología LED, generadores de energía solar, cables subterráneos en los centros comerciales que generan ener-gía y los últimos avances de la tecnología? ¿Y si, además, sus ciudadanos partici-pandeestecambioalconocerlosbeneficiosquelaaplicacióndeesastecnologíasylaeficienciaenergéticapuedenproporcionar?

Basándose en estos conceptos, Elektro está desarrollando un proyecto piloto en São Luiz do Paraitinga (São Paulo) que pretende transformar esta localidad en una ciudad inteligente, es decir, dotarla con tecnologías de la información y la comunicación que mejoren el nivel de prestación de los servicios, que ahorren energíaeléctricayquereduzcanelimpactomedioambiental(gráfico1).

GráfiCo 1.– Proyecto piloto en Sâo Luiz do Paraitinga

El objetivo es concienciar a sus habitantes para este cambio cultural, convir-tiendo a los niños en un foco de conocimiento para que sean ellos mismos quie-nes difundan los beneficios de este proyecto. Para ello, las escuelas impartiránacciones educativas que abordarán temas como la energía eléctrica, su generación, transmisión y distribución o cómo volar cometas con seguridad evitando las inme-diaciones de los tendidos eléctricos, así como conferencias participativas o talleres con temática energética y competiciones entre las clases.

Lasostenibilidadtambiénbeneficiaráalosturistasconlaintencióndequehablen de este concepto en sus lugares de origen. Se incluyen en el proyecto tecno-logías como medición inteligente, automatización de redes, generación distribuida o vehículos eléctricos, entre otros.


AGUSTÍN DELGADO256

Enesteproyecto,llevadoacaboatravésdelafinanciacióndeANEEL(Agen-cia Nacional de Energía Elétrica), Elektro se ha aliado con entidades educativas como la Universidade de São Paulo, la Facultad de Ingeniería de la Universidade EstadualPaulista,laPontificiaUniversidadeCatólicadoRiodeJaneiroylaFun-dação para Inovaçoes Tecnológicas.

Por último señalar que Elektro ha tenido en cuenta muchos criterios a la hora de escoger la ciudad piloto. Las principales razones han sido su pequeño tamaño y el permiso para una evaluación detallada de los efectos que las nuevas tecnologías producirán en las operaciones de Elektro y en el uso de la energía por la comuni-dad. Además, São Luiz do Paraitinga cuenta con una extensa área rural y una zona urbana concentrada, asemejándose a la mayoría de los municipios del área de con-cesión de la compañía. El proyecto tendrá una duración de dos años y se ejecutará conlafinanciacióndelProgramadeInvestigaciónyDesarrollo.

Este proyecto, desarrollado por Elektro, pretende la evaluación del antioxi-dante aditivo OVI, aceite vegetal aislante, como herramienta predictiva de mante-nimiento en equipos eléctricos y la evaluación de la migración de la humedad en el papel de sistema Kraft/OVI. Así, se trata de evaluar el desempeño de un aceite vegetal aislante de maíz producido a partir de una tecnología nacional en un trans-formadorde34,5kVdiseñadoparaestefluidoyenequiposde15kV(transforma-dores de distribución, interruptores y dispositivos de reconexión) diseñados para el aislamiento de aceite.

c) Proyecto en el área de medioambiente– proyecto aceite vegetal aislante de maíz

El Aceite Vegetal Aislante (OVI) tiene algunas ventajas sobre el aceite mine-ralaislante(OMI),principalmentedebidoaqueseconsiderafluidodeseguridad,es biodegradable y proviene de fuentes renovables. El uso de aceites vegetales ais-lantes promueve la mejora continua en los procesos relacionados con el uso de un fluidodieléctricoenequiposdelsectoreléctrico,colaborandodeestaformaconlapreservación del medio ambiente, la generación de desarrollo económico y social sostenible en las zonas desfavorecidas, y la sustitución del aceite mineral derivado del petróleo por aceite vegetal derivado de las semillas oleaginosas.

3.2. MéxiCo

Los objetivos de I+D+i en Renovables de Iberdrola en México son los siguientes:

– Mejoradeeficienciadeactivosenoperación– Desarrollo y mejora de tecnologías de generación– Previsióndelaproducción:Meteoflow



– Herramientas de gestión de activos: DOMINA, MODO– Herramientas de análisis de datos: Data mining, Redes neuronales– Mejora de procesos de O&M - optimización de resolución de incidencias.

Excelencia y referente en O&M:

– Mayoreficiencia– Reducción costes– Funcionalidadyflexibilidad

Entre los proyectos destacables de I+D+i en México se encuentra el desarro-llodetecnologíasavanzadasparalafiabilidaddecentralesdegeneración.

Dos de los ejes fundamentales de la actividad de Iberdrola en México son con-seguirquelosprocesostermodinámicosseanmuyeficientesy,almismotiempo,muyfiables.Paraapoyarestosobjetivossepropusoesteproyectoquebuscainves-tigar, desarrollar e implantar técnicas avanzadas defiabilidad en aquellas áreasdondesehanidentificadooportunidadesdemejoraparaasegurarladisponibilidadde la planta. Para ello se van a desarrollar técnicas de evaluación y de predicción del estado de los equipos que ayudarán a minimizar el riesgo de fallo y, por tanto, de indisponibilidad de los activos, algo crítico para el negocio en México.


EPÍLOGO


23. LA REFORMA ENERGÉTICA EN MÉXICO

23LA REFORMA ENERGÉTICA EN MÉXICO

FRANCISCO SALAZARPresidente de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) de México

Presidente de la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE)

1. Introducción

Conste en primer lugar mi agradecimiento a los amigos de FUNSEAM. A todo su Patronato, y muy especialmente a la Dra. Costa y al Dr. Ramírez-Pisco como máximos responsables del simposio, cuya primera edición, en 2013, fue todo un éxito.

Mi propósito es exponer la reforma energética que ha abordado México, un temayatratadoenestaobra,peroconsuficienterelevanciacomoparavolverahorasobre él. Antes, a modo de introducción y en tanto que presidente de la Asocia-ción Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía, dedicaré unas breves líneas a recordar su gestación y funciones.

Se trata de una organización privada, de ámbito internacional y sin ánimo de lucro, constituida originalmente el 17 de marzo de 2000 en Buenos Aries, Argen-tina, como asociación de reguladores en el ámbito de la energía eléctrica. Exten-dió su objeto al resto de los sectores de la energía, en mayo de 2000 en Lisboa, y actualmente reúne a organismos reguladores de energía de 19 países iberoameri-canos: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, El Salva-dor, España, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá, Perú, Portugal, República Dominicana, Uruguay y Venezuela, y al regulador del mercado centroa-mericano, la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE).

Ariae constituye un foro de comunicación entre especialistas y profesionales delasentidadesquelointegran,conelfindepromoverelintercambiodeexperien-cias y compartir el conocimiento en la regulación de los sectores de la energía, la formación y capacitación de personal en todos los niveles, y su intercambio entre los socios; así comopropiciar la cooperación en actividades de interés común,incluso en los campos de investigación y desarrollo. El intercambio de informa-ción y experiencias está soportado principalmente mediante el funcionamiento de


FRANCISCO SALAZAR262

una página web que permite el acceso a la información de la Asociación y de las entidades reguladoras que la integran.

Adicionalmente, Ariae desarrolla y soporta la organización de Seminarios, foros y cursos de capacitación que refuerzan la difusión del conocimiento ener-gético y el debate regulatorio, que en su caso quedan recogidos en documento o libroseditadosconestafinalidad.

Ariae forma parte de ICER, la Confederación Internacional de Reguladores de la Energía, un espacio de colaboración internacional entre estos reguladores con el propósito de mejorar la conciencia y entendimiento del público y los hacedores de política sobre la regulación energética y su interacción con diversos aspectos socioeconómicos, ambientales y de mercado.

Hasta aquí la sucinta noticia sobre Ariae. Ahora corresponde adentrarse ya en el tema al que estas páginas han de dedicarse: la reforma energética de México.

2. Un poco de historia

Hay innovaciones que son graduales, y hay innovaciones que son de fondo. La reforma energética en México es una reforma de fondo, y es una reforma de fondo porque cambia un modelo que tenía setenta y cinco años.

México fue el primer país del mundo que expropió el petróleo, en 1938. Des-pués de esta expropiación petrolera, muchos otros países llevaron a cabo medidas similares, pero a la vez reconociendo que había que evolucionar. Sin embargo, en México, aquel paso fundamental que se dio con la expropiación no fue seguido del reconocimientodequeelmundoestabaevolucionando;porelcontrario,sehizofuerteenunamedidaqueensutiemposejustificóporqueobedecíanoauntemade orden económico, sino a un tema de rebeldía de las empresas operadoras en aquel entonces, contraviniendo una disposición de la Suprema Corte de Justicia. En un primer momento, se expropiaron solamente los activos: Petróleos Mexica-nos se constituyó como empresa, contemplándose entonces como una posibilidad la participación del sector privado, a través de esquemas de contratos de riesgo. Pero la realidad es que, con el paso del tiempo, estas posibilidades que había de participación del sector privado se fueron eliminando. De hecho, en 1960 se reformó nuevamente la Constitución y se prohibió tajantemente incluso ese tipo de esquema. Los contratos de riesgo ya no estaban permitidos, y se dio un paso en lo que sería un modelo cerrado también para el sector eléctrico. Antes de 1960, el sector eléctrico estaba abierto, pero a partir de ese momento no solamente se cierra más el sector petrolero, sino que también se cierra el sector eléctrico. Se declaró la nacionalización de las empresas operadoras del sector eléctrico, y se estableció un modelo en el que el Estado tenía el monopolio en todo el sector de la energía.


23. LA REFORMA ENERGÉTICA EN MÉXICO 263

No tardaron mucho en empezar a evidenciarse –ya en la década de los años setenta– losproblemasque tenía talmodelo cerrado.Desdefinalesde los añosochenta, además, se percibe en el sector eléctrico que las economías de escala no justificabanunmonopolioverticalmenteintegrado,estoes,queexistíalaposibi-lidad de que hubiera competencia en la parte de la generación y en la parte de la comercialización, comenzándose entonces, en aquellos países donde había exis-tido un modelo similar a México, a experimentar una apertura. En el sector petro-lerotambiénlospaísesfueronidentificandounadiferenciaqueMéxiconosupodistinguir en un principio. No era lo mismo tener el control del recurso que tener unsolooperador.LoqueempezaronaidentificarmuchospaísesesqueelEstadopodía seguir siendo el dueño del recurso sin necesidad de tener un solo operador. Más aún, incluso era conveniente tener diversos operadores porque eso ayudaba adiversificarelriesgo,porqueesoayudabaatenerunadiversidaddeinformaciónque no se tenía con un solo jugador.

Sin embargo –repítase–, todo este tipo de fenómenos no pudieron ser asimi-ladosenMéxicodemaneraplena.Haciafinalesdeldeceniode1980yprincipiosdel siguiente, México empezó a evolucionar desde el punto de vista económico, se empezóaabriralmundo:MéxicoformópartedelGATTypocodespuéssefirmael Tratado de Libre Comercio, convirtiéndose en uno de los países más abiertos en cuanto a su política comercial, aunque manteniendo en el interior varios sectores relativamente cerrados. Unos en manos del sector privado: telecomunicaciones, televisiónytelefonía;otro,elsectorenergético,enmanosdelsectorpúblico.Contodo, debe señalarse que en esa época se iniciaron algunas reformas. En 1992 se reformó la ley del servicio público de energía eléctrica para permitir cierto grado de competencia por el mercado en la generación, y en 1995 se reformó la ley regla-mentaria, el artículo 27 de la Constitución, en materia de petróleo, para permitir la participaciónprivadaenlasactividadesgasistas.Inclusoseintentóafinalesdeesamisma década dar un paso adicional: en 1999 el presidente Zedillo presentó una iniciativa que buscaba una reforma del sector eléctrico.

Pero esta reforma, y la que la siguió, presentada por el presidente Fox en el 2001,nopasaronelfiltrodelCongreso.

Así, la apertura se retrasaba, una demora facilitada por el hecho de encon-trarse todavía en plena etapa de producción creciente Cantarell, que es un yaci-miento petrolero súper gigante. Por otra parte, también cuando se negoció el Tratado de Libre Comercio en 1994, el gobierno mexicano no consideró necesa-rio que el sector petrolero fuera un sector contemplado dentro de las negociacio-nes de apertura.

Como fuere, a partir del año 2004 se impuso la conveniencia de cambiar en el sector petrolero, no solamente en el sector eléctrico, sino también en el sector de hidrocarburos. La producción de petróleo empezó a caer y empezó a caer de una



manera dramática. Y es a partir de entonces cuando se profundiza en las delibera-ciones sobre la necesidad de ir a una siguiente reforma.

En 2008 se abre una discusión a escala nacional para intentar un avance en el sector de hidrocarburos. En este sector la liberalización de las actividades produc-tivassequedacorta:simpleysencillamentesepermitíaunaciertaflexibilidadenlos contratos, y México tenía solamente contratos de servicio. Un paso adelante fue la introducción de los contratos de servicios incentivados, pero sin plantearse abrir elsectordeunamaneradefinitiva,conloqueelmodeloseguíatendiendohaciasuagotamiento.

En este contexto, las elecciones de 2012 marcan un antes y un después. Tres de los cuatro candidatos presidenciales empezaron a reconocer en sus discursos la necesidad de hacer cambios de fondo. Solamente uno de los candidatos planteaba que no era necesario hacer estos cambios, y que todo se podía manejar desde el punto de vista administrativo en PEMEX. Pero tres de los cuatro candidatos insis-tieron en la necesidad de plantear una reforma de fondo que en el caso de México implicabamodificarlaConstitución.EstoesimportanteporquemodificarlaCons-titución en México requiere una mayoría política de más de las dos terceras partes, lo que había sido imposible para las dos administraciones anteriores, porque no habían alcanzado mayoría en el Congreso, en ocasiones ni siquiera mayoría sim-ple.Unamayoríacualificadarequeríaunanegociaciónimportanteconlospartidosde la oposición y esto hasta entonces no se había podido concretar.

El cambio de administración que trae consigo la consulta electoral marcará, pues, un nuevo tiempo, con un gobierno que impulsa la reforma y el principal par-tido de la oposición –necesario para sumar las dos terceras partes del Congreso– manifestando su deseo de participar y de ir a fondo en la discusión de la misma. De ahí que en 2013 se presenten dos iniciativas de cambio constitucional (más otra que no lo exigía), dos iniciativas que, una vez debatidas, han dado como resultado la reforma cuyos principales rasgos son objeto de la exposición que sigue.

3. Los problemas a afrontar: algunos datos

Para calibrar el planteamiento y el posible alcance de la reforma energética en curso, bueno será arrancar describiendo, con ayuda de algunos datos seleccio-nados, la problemática del sector energético en México.

Elgráfico1muestracuáleslaevolucióndelaproduccióndepetróleoenlosúltimos años. Como se ha apuntado, en 2004 se alcanza el máximo de la produc-ción, y después empieza a disminuir. Lo que es interesante es que esta disminu-ción de la producción contrasta con el incremento en los recursos que se le daban aPetróleosMexicanosparainvertir.Empezabaaserevidente,pues,laineficienciadel monopolio. Téngase en cuenta, además, que el precio de la mezcla mexicana,



el precio del petróleo, estaba subiendo, un escenario en el que lo que habría sido previsible normalmente sería un incremento en la producción.

GráfiCo 1.–Producción de petróleo, inversión y precio

3,07 3,01 3,18

3,38 3,26

2,79

2,58 2,55 4,3

5,5 7,7

12,4 13,8

19,8 18,1

21,3

0

5

10

15

20

25

2,00

2,25

2,50

2,75

3,00

3,25

3,50

3,75

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

mill

ardo

s de

dól

ares

Mill

ones

de

barr

iles

diar

ios

Producción de aceite (mmbd)

Inversión en PEP (mmmusd)

16,463 15,571 18,613 24,778

42,713 61,642 57,401

101,130

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Dól

ares

por

bar

ril

Precio de la mezcla mexicana

GráfiCo 2.–Demanda, producción nacional y reservas de gas natural

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Reservas probadas Reservas totales Recursos prospectivos (lutitas)

3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500 6.000 6.500 7.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Producción nacional

Demanda



Enelcasodelgas–gráfico2–sepuedeobservartambiénunproblemapare-cido. La demanda, debido al crecimiento económico, fue creciendo y, sin embargo, la producción empezó a crecer y después cayó. Lo interesante aquí es que las reser-vas más o menos se han mantenido, pero para Petróleos Mexicanos, obviamente, empieza a dejar de ser atractivo producir gas, cuando su precio, que está vinculado al precio del gas en Estados Unidos, no aporta rentabilidad económica.

Más llamativo aún es el potencial que tiene México. En el 2010, la Agen-cia de Energía de Estados Unidos hizo un estudio sobre el potencial de lutitas, el potencial del shale, resultando que las reservas de gas natural de México en térmi-nos de recursos prospectivos son enormes.

Por tanto, resulta indisimulable ladeclinaciónmarginalen laeficienciadela inversión por parte de PEMEX. Con lo que se hace evidente la necesidad de contar con otros actores que no necesariamente dispongan del overhead que tiene PEMEXparainvertirenproyectoscomolaslutitas;evidentelanecesidaddequeMéxicodiversifiquelosrecursosqueinvierteenelsector;evidentequeserequie-ren otros jugadores con tecnología que PEMEX no tiene. He ahí los primeros argu-mentos para la reforma.

Pero no solamente en el upstreamexistíanoexistenproblemas;tambiénentérminos del downstream existe una problemática importante. El margen de manio-bra que tiene el sistema energético mexicano en términos de almacenamiento es de menos de cinco días, mientras que el estándar convencional se sitúa como mínimo en un mes. Y otra vez esto es el resultado de la falta de inversión, limitada en todo caso a los recursos de PEMEX, pues existe una prohibición para que los privados participen en el caso de las gasolinas y en el del diésel, y en caso de gas natural el dominio del mercado por parte de PEMEX ha sido tan elevado que ha restringido drásticamente la participación privada.

En el sector eléctrico también las cosas son bastante problemáticas. El precio promedio de la electricidad en México está entre los más elevados en comparación con los de los otros países de la OCDE, y eso a pesar de que muchos de estos –los europeos–paganaltoscostosderivadosdelafinanciacióndelasenergíasrenova-bles, y tienen un gas que es mucho más caro.

En los hogares la tarifa doméstica sí era baja, pero como consecuencia del gran subsidio que recibía el sector eléctrico. Si se elimina el subsidio, los pre-ciosdomésticostambiénestaríanenlapartesuperiordelgráfico.Elcostodelossubsidiosademáshasidobastantepesadoparalasfinanzaspúblicas.Enlospri-meros años, en las gasolinas el esquema de precios controlados funcionó como un impuesto, pero posteriormente empezó a representar una salida de recursos importante. Y en la electricidad, la cantidad de recursos para subsidiar las tarifas es bastante elevada. Lo mismo ocurre en el caso del GLP. Todo ello, pues, estaba afectandolasfinanzasdelaComisiónFederaldeElectricidad:ladiferenciaentre



el subsidio que tenía que pagar la Comisión Federal de Electricidad y lo que es el retorno que le paga al Estado mexicano como inversor empezó a ser negativa y a comerse el patrimonio de la Comisión Federal de Electricidad. Además este sub-sidio,desafortunadamente,nisiquieraestabadandocomoresultadounbeneficiosocial,porqueentérminosdelademandadoméstica–gráfico3–todavíaunagranpartedelconsumodeloshogaresseguíasiendoleña.Endefinitiva,lossubsidiosnoestabanfuncionandoparalograrunobjetivodebeneficiosocial.

GráfiCo 3.–Consumo de energía en el sector residencial (2012)

1%

33%

37%

0% 4%

25% Energía solar

Leña

GLP

Querosenos

Gas natural

Electricidad

Fuente: Sener, Balance Nacional de Energía.

4. La reforma (I): principios, estructura y procedimientos

Los datos expuestos hablan por sí mismos de la necesidad de hacer una reforma y una reforma integral. ¿Qué principios debía tener el nuevo modelo mexicano?En primer lugar –gráfico 4–, abrirse a la competencia.Uno de losproblemas más importantes era la presencia de estructuras monopolísticas en el sector. Consecuentemente, el primer principio que se debe tomar en cuenta para entender el nuevo modelo mexicano es la competencia. Pero no solamente es más mercado, sino también es más Estado, un Estado fortalecido en su función de rec-tor de la economía y no en su función como operador solamente. De tal manera que lo que se hace es fortalecer a los órganos reguladores, y fortalecer también la funcióndedefinicióndepolíticaporpartedelaSecretaríadeEnergía,ylafun-ción que le corresponde en cuanto a la operación: las empresas del Estado deja-rían de ser tratadas como entes administrativos y se convertirán más bien en entes productivos.



GráfiCo 4.–Las características del nuevo modelo energético mexicano

Principios

Competencia

Fortalecimiento de la rectoría del

Estado

Regulación

Definición de política

Operación

Sostenibilidad

Transparencia

Propiedad nacional de los recursos en subsuelo

Renta petrolera intergeneracional

Los otros principios de la reforma son la sostenibilidad y la transparencia. Los recursos siguen siendo de la nación, pero –y esto es un cambio fundamental– aunque el Estado sigue teniendo la propiedad de los recursos, eso no quiere decir que el Estado no pueda utilizar a distintos operadores para extraer esos recursos. En el momento en que se extraen del subsuelo, a boca de pozo, puede darse la transferencia de la propiedad. Por lo demás, la renta petrolera se considera que debetenerunbeneficiointergeneracionalquenopuedesergastadosolamenteenel corto plazo.

Hasta aquí, sumariamente expuestos, los principios que ilustran en qué con-siste la reforma.

Atendamos ahora a los aspectos de la organización industrial, indicando, tanto en el caso del petróleo y los productos petrolíferos, como en el del gas natu-ral y en el de la electricidad, la anterior estructura del mercado y la nueva estruc-tura del mercado que pretende crearse con la reforma.

– Para el petróleo y derivados, el modelo anterior a la reforma es el que sepresentaenelgráfico5.Enexploraciónyproducción,elúnicoactorera PEMEX a través de su subsidiaria PEMEX Exploración y Produc-ción, y los privados solamente podían participar bajo contratos de servi-cio o contratos de servicio incentivado. Pero estos contratos de servicio eranconPEMEX,noerancontratosconelEstado;erancontratosconel operador, y no tenían la posibilidad de estar vinculados a la renta o al



volumen de producción, o a los recursos económicos de la producción. Encuantoaloqueserefierealarefinación,elúnicooperadorylapetro-química básica era PEMEX, a través de sus tres subsidiarias: PEMEX Refinación, PEMEXGas y Petroquímica Básica, y PEMEX Petroquí-mica. En almacenamiento, antes de las ventas de primera mano, que es la venta a terceros, el único actor era Petróleos Mexicanos. En el trans-porte y la distribución, PEMEX participaba en todo lo que es antes de la venta al mayoreo: los terceros podían operar pero como contratistas de servicios,ysolamentedespuésdequeocurrieralaventa;losterceros,unavez que compraban el producto a PEMEX, sí que lo podían transportar, pero para todos los servicios anteriores a la venta, no podían sino parti-cipar mediante esquemas de servicio. Finalmente, la comercialización: PEMEX tenía un brazo comercializador del petróleo, PMI, y tenía por otra parte un esquema de ventas al mayoreo nacional que estaba regu-lado;y los tercerossolamente teníandosposibilidades: laventaalpormenor, por ejemplo de gasolinas, o el menudeo después de que ocurriera la venta de primera mano para petroquímicos, básicamente, y algunos petrolíferos que no eran las gasolinas.

GráfiCo 5.–Petróleo y petrolíferos: anterior estructura del mercado

Exploración y Extracción

Pemex -PEP

Terceros (contratos de

servicios y contratos

incentivados)

Refinación y petroquímica

básica

Pemex -PR

-PGPB -PPQ

Almacenamiento

Pemex -PEP -PR

-PGPB -PPQ

Transporte y distribución

Pemex -PEP -PR

-PGPB -PPQ


servicio)

Terceros (después de

VPM)

Comercialización

Pemex

Exportaciones: -PMI

VPM (mayoreo)

-PR -PGPB -PPQ

Terceros (expendio)

Terceros (menudeo)

Ybien,¿cuálhasidoelcambio?Elcambiohaconsistido–gráfico6–enque en exploración y producción PEMEX seguirá teniendo asignaciones y con-tratos de todo tipo, podrá contratar a terceros, pero lo importante es que el



Estadotieneahoralaposibilidaddefirmarcontratosdirectamenteconempre-sas, y distintos tipos de contratos: contratos de utilidad compartida, contratos de producción compartida y contratos de licencia. En términos prácticos, es comosifueraunaespeciedeconcesión.Enelcasodelarefinación,elalmace-namiento, el transporte, la distribución y la comercialización, los terceros pue-denparticiparplenamente.Seabreasídefinitivamentealacompetenciatodalacadena de valor.

GráfiCo 6.–Petróleo y petrolíferos: nueva estructura del mercado


Pemex (asignaciones y contratos de de todo tipo)



incentivados)

Terceros (contratos de producción y

utilidad compartida, contratos de

licencia)

Refinación y petroquímica

básica

Pemex

Terceros

Almacenamiento

Pemex

Terceros

Transporte y distribución

Pemex

Terceros

Comercialización

Pemex

Terceros

– En el caso del gas natural, relativamente abierto antes de la reforma, pues los privados ya podían participar en el transporte y podían participar en la distribuciónyenlacomercialización(gráfico7),elgrancambioconsisteen que estos pueden participar ahora también en la exploración y produc-ción,locualesfundamental(gráfico8),ytambién,algoqueesdecisivodesde el punto de vista de estructura del mercado, en que la operación del sistema y el transporte que tenía Petróleos Mexicanos pasa a realizarse por un órgano del Estado, pero independiente de Petróleos Mexicanos. De hecho, aquí residía la gran limitación para que el transporte pudiera crecer. Con la reforma se logra una segmentación vertical a través de un operador del Estado independiente, que es el Centro Nacional de Control del Gas Natural. En el resto de las cadenas podrán participar los terceros que ya lo hacían.



GráfiCo 7.–Gas natural: anterior estructura del mercado


Pemex -PEP



incentivados)

Procesamiento

Pemex -PGPB

Gestion técnica y transporte

Pemex -PGPB

Terceros

Almacenamiento y distribución

Terceros (después de

VPM)

Comercialización

Pemex -PGPB

Terceros

GráfiCo 8.–Gas natural: nueva estructura del mercado


Pemex (asignaciones y contratos de de todo tipo)



incentivados)

Terceros (contratos de producción y

utilidad compartida, contratos de

licencia)

Procesamiento

Pemex

Terceros

Gestion técnica y transporte

CENAGAS independiente

Terceros

Almacenamiento y distribución

Terceros

Comercialización

Pemex

Terceros

– En el caso de la electricidad, ya había también un cierto nivel de partici-pación de los privados en el mercado y una cierta competencia paralela, a través de los esquemas de autoabastecimiento y cogeneración, pero no habíapropiamenteunmercado(gráfico9).Yporotraparte,laoperacióndel sistema estaba en manos de la Comisión Federal de Electricidad. De hecho, la comercialización como tal no era comercialización, sino que era a través del esquema de autoabastecimiento.



GráfiCo 9.–Electricidad: anterior estructura del mercado

Generación

CFE

Terceros PIE PP

Terceros Autoabasto

cogeneración exportación importación

Operación del sistema

CFE

Transmisión

CFE

Contratos IPC

Distribución

CFE

Comercialización

CFE

Terceros

GráfiCo 10.–Electricidad: nueva estructura del mercado

Generación

CFE generación

Terceros* anteriores

+ nuevos

Operación del sistema

CENACE independiente

Transmisión

CFE transmisión

Terceros (6 tipos de contrato)

Distribución

CFE ZD1

: :

ZD2

Terceros (6 tipos de contrato)

Comercialización

Distribuidores (usuarios regulados)

CFE generación (usuarios

calificados)

Terceros (usuarios

calificados)

Conlareforma(gráfico10),loqueocurreesquetodoslosesquemasante-riores seguirán vigentes, pero se abre la posibilidad de la creación de un mercado líquido, de un mercado tanto spot como de contratos bilaterales. Laoperacióndelsistemasemandaaunórganoindependiente,unISO;no será el dueño de la transmisión pero será independiente. La Comisión Federal de Electricidad seguirá a cargo de la transmisión, pero se esta-blece que tendrá que ser a través de una empresa con separación de la



parte de las otras actividades. Y los terceros, tanto en transmisión como en distribución, podrán participar a través de seis modalidades de con-tratos: contratosfinancieros, contratos de operación, contratos deman-tenimiento, contratos de expansión, etcétera. Mientras que los activos seguirán siendo del Estado, los privados pueden entrar a operar la trans-misión y la distribución. En la distribución, el otro cambio es que no sola-mente se segmenta verticalmente la Comisión Federal de Electricidad, sino que también se segmenta horizontalmente en regiones. Finalmente, lacomercializacióntienedosmodalidades:losusuarioscalificados,queson los usuarios grandes que tendrán que ir al mercado, y los usuarios regulados, que tendrán que ser atendidos por los distribuidores.

Demosunpasomásyfijémonosacontinuaciónenlalógicacontractualdela exploración y la extracción de los hidrocarburos. ¿Cuál va a ser el proceso? La Secretaría de Energía auxiliada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos selec-cionará cuáles son las áreas que estarán sacándose a licitación. Los lineamien-tos técnicos de las rondas de licitación, y el diseño técnico de los contratos serán hechos por la Secretaría. Los términos fiscales, por la Secretaría deHacienda.Quien hará las rondas de licitación y la selección de ganadores es el regulador, la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Y no solamente llevará a cabo las rondas de licitaciónylaseleccióndelganador,sinoquetambiénseráelresponsabledefirmarloscontratosanombredelEstadomexicano.Loscontratossefirmaránconelregu-lador, y además los administrará técnicamente. El pago, los servicios y la adminis-tración de los ingresos se harán a través de un fondo soberano que se crea que es el Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo.

5. La reforma (II): arquitectura institucional y recursos

Otro gran cambio es el que afecta a la arquitectura institucional. Antes de la reforma(gráfico11)eraunsectorrelativamentesencillo,conelEjecutivoFederal,laAdministraciónPúblicaFederaly lasSecretarías;dentrodeestas, laSecreta-ría de Hacienda y la Secretaría de Energía. Después, los reguladores, el regula-dor del upstream, que es la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y el regulador del downstream, la Comisión Reguladora de Energía, que si bien tiene autonomía técnica y de gestión, autonomía operativa, administrativamente forma parte de la Secretaría de Energía. Lo que se conoce como órganos desconcentrados. Por otra parte, PEMEX y Comisión Federal de Electricidad, los operadores del Estado, for-mabanpartedelaAdministraciónPúblicaFederalalamparodeunafiguralegalconocida como organismos descentralizados y, si bien tenían un cierto grado de autonomía, funcionaban bajo la lógica de la Administración Pública Federal, no bajo una lógica productiva.



GráfiCo 11.–Arreglo institucional anterior

Ejecutivo Federal Administración Pública Federal

Secretarías

SHCP

SENER

CRE

CNH

Organismos Descentralizados

PEMEX

CFE

¿Cuálhasidoelimportantecambioenesteámbito?(gráfico12).Porlopronto,se crean tresnuevasfiguras: lasEmpresasProductivasdelEstado, losÓrganosReguladores Coordinados y los Organismos Descentralizados.

GráfiCo 12.–Nuevo arreglo institucional

Banco de México Fondo Mexicano del Petróleo

Ejecutivo Federal

Administración Pública Federal

Secretarías

SHCP

SENER

SEMARNAT ANSIPAH

Organismos Descentralizados

CENACE

CENAGAS

Empresas Productivas de Estado

PEMEX

CFE

Órganos Reguladores Coordinados

CRE

CNH

Las Empresas Productivas del Estado ya no forman parte de la Administra-ciónPúblicaFederal.Tampoco,asuvez,losÓrganosReguladoresCoordinados;son parte del Ejecutivo, pero no de la Secretaría. Esto cambia la naturaleza jurí-dica de dichas instituciones. De un lado, los reguladores –Comisión Reguladora de Energía y Comisión Nacional de Hidrocarburos– ya no son parte de la Secre-taría,sonpartedelEjecutivo,perotienenautonomíaplena;tienennosolamente



la autonomía técnica y operativa de gestión que tenían, sino que ahora también tienenunaautonomíafinancieraporquevanapoderhacerseconlosrecursosquecobren directamente. De otro lado, Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad serán empresas productivas de Estado, lo que quiere decir que ya no están bajo una lógica de administración pública. Pasan del derecho administrativo al derecho comercial. Por su parte, los dos nuevos organismos, puesto que no tie-nen una función propiamente de creación de riquezas, sino más bien de estructura nueva del mercado, de desintegración vertical, sí que quedan como organismos descentralizados, pero son independientes de esos dos operadores.

Añádase a todo ello la aparición de un nuevo regulador, un nuevo regulador que inicialmente tendrá una naturaleza jurídica como la tenían la Comisión Regu-ladora de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos: un regulador de la seguridadindustrialylaprotecciónalambiente,conobjetodeevitarunconflictode intereses en la promoción de la industria y en la seguridad industrial y en la pro-tección al ambiente.

Unamención específicamerece la creación, dentro delBancodeMéxico,que es un órgano autónomo constitucional que no forma parte del Ejecutivo Fede-ral,unfideicomisoqueeselFondoMexicanodelPetróleo.Estefideicomisoeselresponsable de administrar la renta petrolera. Está constituido por siete miembros, tres de los cuales son del Estado. El presidente del Consejo Técnico es el secreta-rio de Hacienda, y además participan el secretario de Energía y el gobernador del Banco de México. Y después tiene cuatro miembros independientes, de tal manera que tiene una estructura independiente.

Encuantoacómosevaaaprovecharlarentaeconómica,elgráfico13ofreceun esquema sencillo. Primero, los ingresos petroleros que se reciban a través de los royalties o de las regalías de los derechos, como se conocen en México, se van a utilizar para eventualmente pagar los servicios cuando haya contratos de servicios directamenteconelEstado;estovaalosingresosnetos.Dedichosingresosnetos,el 4,7% del PIB es lo que actualmente representan los ingresos petroleros que se destinan a distintos fondos, a fondos de estabilización de los estados, a fondos de estabilización de la Federación, a un fondo para Petróleos Mexicanos, a un fondo para investigación y tecnología, por ejemplo. El 0,65% de los ingresos petroleros se destina a investigación y tecnología en el sector petrolero. El 0,3% de los ingre-sossevanadestinaralafiscalizaciónpetrolera.Deahívanaprovenirlosrecursospara la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Fijado un techo del 4,7% para estos recursos, todo lo que se acumule se va a ahorrar en el largo plazo, hasta sumar un 3% del PIB. Cuando haya más del 3% del PIB, entonces se va a poder invertir hasta un 10% en el sistema de atención uni-versal, hasta un 10% en ciencia, tecnología y energías renovables, hasta un 30% como un vehículo de inversión en proyectos petroleros e infraestructura, hasta un



10% en becas y la mejora de la conectividad y desarrollo industrial regional. Todo esto suma el 60%, de tal manera que el otro 40% de los excedentes se seguirá rein-virtiendo. Si se llegara a acumular más de un 10% del PIB, los intereses sí que podrían formar parte del presupuesto federal, pero solamente los intereses, no el principal.

GráfiCo 13.–Flujo de recursos en el Fondo Mexicano para la Estabilización y el Desarrollo

Ingresos petroleros Pago por servicios Ingresos netos

Presupuesto de Egresos de la

Federación y Fondos pre-existentes

(4.7% PIB)

Ahorro de largo plazo (3% PIB) Excedentes (>3%)

Hasta 10%: Sistema de pensión universal Hasta 10%: Ciencia y tecnología; energías renovables Hasta 30%: Vehículo de inversión en proyectos petroleros e infraestructura Hasta 10%: Becas, mejoras a la conectividad y desarrollo industrial regional

6. La reforma (III): aspectos complementarios

¿Qué otros aspectos de la reforma pueden citarse? Cinco son los más subra-yables.

– Primero: obligaciones de energías limpias, pero en congruencia con lo que se ha venido manejando en México. En México no se han dedicado sub-sidios para promover las energías renovables, y sin embargo han podido penetrar en el mercado. La idea aquí es simple: que esto sirva como modula-dor para permitir al país alcanzar la meta que se ha establecido legalmente: tener en 2024 como máximo un 65% de la generación con energías fósi-les, lo cual quiere decir que el 35% puede ser renovable, puede ser nuclear



o puede ser otras generaciones limpias, por ejemplo la hidroeléctrica. En Méxicoéstaseacabatambiéndereclasificar:laenergíahidroeléctricaeslimpia, pero además la energía hidroeléctrica puede ser considerada reno-vable cuando tiene una densidad energética de más de 10 Watts por metro cuadradodesuperficieinundada,locualpermitecalificarcomorenovablesproyectosdegrandeshidroeléctricaseficientes.

– Segundo: mandato de expedición de una ley para el aprovechamiento de la geotermia. México es en este momento el cuarto país productor de energía geotérmica en el mundo, pero el potencial todavía es mayor. Y el problema que tenemos es que no existe una regulación que permita manejar adecua-damente las reservas de los yacimientos geotérmicos, por lo que se hace necesaria una nueva ley en esta materia.

– Tercero: obligaciones de transparencia. Los contratos deberán tener cláu-sulas de transparencia, cláusulas también de publicación y divulgación de lascontraprestacionesquesefijanconelEstado,ytendráquehaberunsis-tema de auditorías externas, de tal manera que pueda haber certidumbre, no solamente para los inversores, sino también certidumbre para el conjunto de la sociedad mexicana –acerca de que se trata de un modelo transparente ydeunmodeloquelevaareportarbeneficio.

– Cuarto: las actividades de exploración, producción, transmisión y distribu-ción tendrán preferencia en el otorgamiento de derechos de vías sobre cual-quier otra actividad. Eso quiere decir que el trazado de estas líneas tendrá prioridad sobre cualquier otra actividad y se podrán llevar a cabo expropia-ciones de manera acelerada.

– Quinto: se contemplan mínimos de contenido nacional y promoción de industria local.

Coda

He tratado de hacer un breve resumen de lo que es la reforma energética en México. ¿Cuáles habrán de ser los siguientes pasos? Lo que se ha descrito es el contenidode la reformaconstitucional.La reformaconstitucionalmodificó tresartículos, lo cual realmente habría sido poco, pero establece 21 artículos transito-rios. Estos artículos transitorios lo que hacen, además de establecer el calendario para implementar la reforma, es delinear todas las funciones que tendrán las enti-dadesdelEstado,eltipodecontratosquesepodránfirmar…,detalmodoquelaconstruccióndetodoeseobligadoedificiojurídicocomplementarionohagaperderlo que se ganó con la reforma constitucional. Se dispone de 120 días a partir del 20 de diciembre de 2013 para tener la legislación secundaria propiamente dicha. Después seguirán los reglamentos y después las directivas.



Y bien, estimo que en el curso de 2015 tendremos ya el marco básico para echar a andar la reforma. Y estoy convencido que este es un cambio no gradual, sinouncambiodefondoquepermitiráaMéxicoponerse,alfin,alapardemuchosdesussocios;ponersealapardemuchospaísesquellevaronacaboestasreformasya hace bastante tiempo, reformas que desafortunadamente no se habían podido hasta ahora implementar en México.


24. LAS EMPRESAS ENERGÉTICAS ESPAÑOLAS EN EL OBSERVATORIO DE SOSTENIBILIDAD…

24LAS EMPRESAS ENERGÉTICAS ESPAÑOLAS EN EL

OBSERVATORIO DE SOSTENIBILIDAD ENERGÉTICA Y AMBIENTAL DE FUNSEAM

MARÍA TERESA COSTA I CAMPIDirectora de la Cátedra FUNSEAM de Sostenibilidad Energética

Universidad de Barcelona

RODRIGO RAMÍREZ-PISCODirector General FUNSEAM

1. Introducción

La Comisión Europea, en su Comunicación «Estrategia Renovada de la UEpara2011-2014sobrelaresponsabilidadsocialdelasempresas»,defiendeque las empresas enfoquen sus actividades teniendo en cuenta los compromi-sos medioambientales y divulguen toda la información de su política medioam-biental (Comisión Europea, 2011). De este modo, la Responsabilidad Social Corporativa, en lo que corresponde al ámbito de la sostenibilidad ambiental, es también un instrumento de apoyo en el alcance de los objetivos de la Estrategia Europea 2020.

El compromiso de las empresas energéticas con el entorno se recoge en los programas de Responsabilidad Social Corporativa y en sus planes estratégicos. El objetivo de estas iniciativas es disminuir o compensar el impacto ambiental de sus actividades de generación, transporte y distribución.

Los planes estratégicos son evaluados por diversas entidades que se dedi-can anualmente a identificar cuáles son las empresasmás sostenibles a nivelmundial.Los resultados,que sepresentanen formade listadoclasificatoriooen indicadores de sostenibilidad, son en su mayoría públicos y están a disposi-ción tanto para sus clientes como para el inversor potencial de las compañías. El respeto al medioambiente y la puesta en funcionamiento de programas de soste-nibilidad energética han pasado a ser valorados por grupos de inversores sensi-bles a la protección del entorno. Los smart investors buscan información acerca de la conducta de las empresas en materia medioambiental y social para tomar


280 MARÍA TERESA COSTA I CAMPI / RODRIGO RAMÍREZ-PISCO

decisiones de inversión en los grupos empresariales mejor valorados. Como res-puesta a los cambios, las empresas han comenzado a internalizar en su plan de negocio estas nuevas exigencias de los mercados. La mejora de la imagen, el interés hacia nuevos inversores y la voluntad de atender, no solo a los accionis-tas, sino también a sus empleados y a todos los stakeholders, supone una revisión del modelo de empresa convencional.

La Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental-FUNSEAM ha creado un Observatorio para seguir las actividades que en materia de sostenibili-dad energética y ambiental realizan las empresas del sector energético e industrial de España. Cuenta con una herramienta interactiva para evaluar y comparar el des-empeño de estas empresas con las del resto del mundo (Costa-Campi & Ramírez-Pisco, 2013).

En estas páginas se presentan los resultados actualizados del Observatorio1, des-cribiendo su funcionamiento y metodología de cálculo para conocer distintos escena-rios, así como los indicadores de los cuales se recopila la información utilizada.

2. Descripción del Observatorio

El Observatorio de Responsabilidad Social Corporativa en el ámbito de la sostenibilidad energética y ambiental es un mecanismo desarrollado por FUN-SEAM con objeto de seguir los avances que las empresas del sector energético y de infraestructuras efectúan en esta materia, así como para añadir valor a sus acti-vidades (Costa-Campi & Ramírez-Pisco, 2013).

El Observatorio funciona en la plataforma web observatorio.funseam.com y se divide en las tres secciones que se describen a continuación.

2.1. seCCión indiCadores

La sección Indicadores presenta cuatro indicadores de sostenibilidad que publican informes anuales con menciones, galardones o premios (llamados Reco-nocimientosenelObservatorio),yseclasificanlascompañíassegúnsudesempeñosocial,económicoyambientalduranteelaño;setratade:Sustainability-Yearbook, CDP Global 500 Climate Change Report, Global 100-Most Sustainable Corpora-tions in the World y Newsweek Green Rankings. Las características de cada uno de estos indicadores se describen en el cuadro siguiente (Costa-Campi & Ramírez-Pisco, 2013).

1. Actualizado a mayo de 2014.


24. LAS EMPRESAS ENERGÉTICAS ESPAÑOLAS EN EL OBSERVATORIO DE SOSTENIBILIDAD… 281

Cuadro 1.–Descripción de los cuatro indicadores trabajados en el Observatorio

Indicador Descripción

Sustainability Yearbook2

Publicación anual que realiza ROBECOSAM Sustainability As-sessment (Dow Jones Sustainability Index), en cooperación con KPMG. Basándose en el índice de capitalización global, este ín-dice recoge las 2.500 empresas más grandes del mundo, presen-tando el alcance de sus políticas de RSC, valorando los resulta-dos informados por cada una de ellas y realizando una segrega-ciónporsectoresde lasmismas.Unavezcalificadas todas lasempresas, se destaca aproximadamente el 10% de las compañías que han obtenido mejor puntuación según el sector al que perte-nezcan (RobecoSAM AG, 2014).

Global 500 Climate Change Report4

Publicación anual que realiza el Carbon Disclosure Project3 (CDP) en cooperación con PricewaterhouseCoopers (PwC) co-mo asesor y autor del informe. En esta publicación se analizan las mayores y más importantes empresas del mundo mediante la recepciónyenvíodeuncuestionariodemedicióndelsignificadodel cambio climático en cada empresa, centrándose en el análisis del liderazgo de las compañías en cuestión de emisiones de car-bono y divulgación de las prácticas de reducción de emisiones. Conlosdatosrecopilados,juntoconuntratamientodefinidoyestandarizado,serealizaunaclasificacióndelasempresasdelaqueseobtienendosindicadorescomoproductofinal,elCarbon Disclosure Leadership Index (CDLI) y el Carbon Performance Leadership Index (CPLI) (Carbon Disclosure Project, 2013).

Global 1006

Lanzado en el año 2005, el Global 100 es un ranking anual de «ca-pitalismo limpio»5 que se anuncia cada año durante el Foro Eco-nómico Mundial de Davos y es realizado por la Corporate Kni-ghts Inc. El Global 100 es actualmente la evaluación de sosteni-bilidad corporativa, basada en datos, más extensa. La inclusión de una compañía dentro del listado se limita a un selecto grupo de 100 empresas de entre las de mayor capitalización del mundo. La meto-dología del Global 100 para evaluar la sostenibilidad de las empre-sas o el desempeño del «capitalismo limpio» fue citada como una práctica líder a nivel mundial por Sustainability en su programa de investigación Rate the Raters (Corporate Knights Inc., 2014).

Newsweek Green Ran-kings7

Fue creado por la Revista Newsweek8, que publicó sus primeros resultados en el año 2009, analizando empresas de Estados Uni-dos (Newsweek, U.S. 500 Ranking). En el año 2010 se realizó la primera publicación del Newsweek, Global 500 Ranking, en el que ya se incluían compañías de todo el mundo (Newsweek, 2012).

(Veánse las notas en la pág. 283

2.2. seCCión eMPresas

En la sección de Empresas se divulga la efectividad de las prácticas en Res-ponsabilidad Social Corporativa de las compañías españolas, y se presenta la suma de los Reconocimientos obtenidos por cada una de éstas en cada uno de los indi-cadores antes mencionados. Las empresas incluidas en el Observatorio son las pertenecientes a los sectores Energy (Energía), Industrials (Bienes Industriales) y



Utilities (Servicios). Estos sectores y las empresas de España que agrupan se des-criben en el cuadro 2.

Cuadro 2.–Empresas de España incluidas en el Observatorio

Energy (Energía): este sector agrupa a las compañías del mundo dedicadas a la exploración, perfora-ción,producción,refinaciónysuministrodeproductosderivadosdelpetróleoydelgas.PorpartedeEspaña se incluye en el Observatorio a una única compañía española dedicada a esta labor, Repsol S.A. Esta es una compañía energética integrada y global con amplia experiencia en el sector, que desarrolla actividades de Upstream y Downstream en todo el mundo. Ver www.repsol.com.Utilities (Servicios): por su parte, este sector agrupa a las compañías relacionadas con la distribución de electricidad y gas natural. Por España se incluye en el Observatorio a:– Iberdrola S.A.: es el primer grupo energético de España, líder mundial en energía eólica y una de las

mayores eléctricas del mundo. Ver www.iberdrola.es .– Gas Natural Fenosa S.A.: es un grupo multinacional líder en el sector energético, pionero en la in-tegracióndelgasylaelectricidad;estápresenteenmásde25países,dondeofreceservicioacercade 20 millones de clientes de los cinco continentes, con una potencia instalada de 15,5 GW y un mix diversificadodegeneracióndeelectricidad.Verwww.gasnaturalfenosa.es.

– Acciona S.A.: es una de las principales corporaciones empresariales españolas, líder en la promoción y gestión de infraestructuras, energías renovables, agua y servicios. Ver www.acciona.es.

– EDP (Grupo EDP): es un líder mundial de la energía y uno de los principales operadores en la Pe-nínsulaIbérica;elGrupoestápresenteenEspañaenlaproducción,generación,distribuciónycomer-cializacióndeelectricidad,gasyservicios;EDPtiene,desdeelaño2002(fechaenlaqueadquirióuna participación mayoritaria de Hidrocantábrico), una importante cartera de negocio en España. Ver www.edpenergia.es.

– Enagás S.A.: es el Gestor Técnico del Sistema Gasista español y la principal compañía de transporte degasnaturalenEspaña;además,estácertificadacomoTSOindependienteporlaUniónEuropea,loquelahomologaalosoperadoresderedesdetransportedegasdeotrospaísesdeEuropa;lacom-pañía tiene como misión principal garantizar la competencia y la seguridad del Sistema Gasista de España. Ver www.enagas.es.

– Endesa S.A.: es una empresa española, actualmente propiedad de la italiana ENEL, que opera en los sectores eléctrico y gasístico. Ver www.endesaonline.com.

– Red Eléctrica (Red Eléctrica de España S.A.U.): es el transportista único y operador del sistema eléctrico español. Su misión es garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico, asegu-rando en todo momento el funcionamiento del sistema eléctrico. Ver www.ree.es

Industrials (Bienes industriales): el sector Industrial incluye a las compañías dedicadas a la construc-ción y a la infraestructura. Por España se incluye en el Observatorio a:– Ferrovial S.A.: es uno de los principales grupos mundiales de infraestructuras, actuando a través de lasdivisionesdeaeropuertos,autopistas,construcciónyservicios;cuentaconunaplantilladeunos57.000 empleados y tiene presencia en más de 25 países. Ver www.ferrovial.com.

– FCC (Fomento de Construcciones y Contratas, S.A.): es un grupo empresarial español especiali-zado en servicios ciudadanos, líder en los sectores de los servicios medioambientales, el agua y las infraestructuras. Ver www.fcc.es.

– ACS (Grupo ACS): es una empresa referente mundial en las actividades de construcción y servi-cios;comogrupoqueparticipaeneldesarrollodesectoresclaveparalaeconomía,comolasinfraes-tructuras y la energía, está comprometido con el progreso económico y social de los países en los que está presente. Ver www.grupoacs.com.

– Gamesa S.A.:esunaempresalídertecnológicaenlaindustriaeólicamundial;surespuestaintegralen este mercado incluye también la gestión de servicios de operación y mantenimiento (O&M), que realizaenmásde19.500MW;lacompañíacuentaconcentrosproductivosenlosprincipalesmer-cadoseólicosdelmundo:EspañayChinaseconfigurancomocentrosglobalesdeproducciónysu-ministro, mientras se mantiene la presencia industrial en mercados locales (India, Estados Unidos y Brasil). Ver www.gamesacorp.com.



2.3. seCCión Generador de esCenarios2345678

El Generador de Escenarios es una herramienta interactiva, accesible a cual-quier usuario, desarrollada para sintetizar y permitir evaluar el estado de las empre-sas del mundo de los sectores antes mencionados, con objeto de facilitar la toma de decisiones de inversión teniendo en cuenta la sostenibilidad y la valoración de las característicasdecadaindicador,apartirdelaunificacióndelosreconocimientosotorgados por éstos.

Con esta herramienta el usuario puede generar escenarios en los que, de acuerdo a su criterio, decide el nivel de valoración (porcentaje entre 0 y 100) de cada indica-dor y el periodo a evaluar (desde el 2004 hasta el 2014). La herramienta presenta un control de mando quepermitelamodificacióndelniveldevaloracióndelosindica-doresylamodificacióndelaño inicial y final del periodo que se desee evaluar.

Cada escenario generado es un ranking del valor que las empresas obtienen en launificacióndelosreconocimientosotorgadosporlosindicadores.Valorqueescalculado por medio de una metodología propia diseñada por FUNSEAM, de la que se hace un resumen en el siguiente epígrafe y se describe en detalle en la página web del observatorio. El escenario inicial que se presenta en esta herramienta es llamado Escenario FUNSEAM, donde el nivel de valoración de todos los indicadores es del 100% y el periodo evaluado es el comprendido entre el 2004 y el 2014. Los resul-tados de este escenario inicial se ofrecen más adelante en el apartado de resultados.

3. Metodología de funcionamiento del Observatorio. Resultados

El Observatorio opera mediante un proceso de elaboración de datos en dos eta-pas, después de haber inicialmente elegido los indicadores que serán considerados. La primera se ocupa de la recopilación de la información sobre los Reconocimien-

2. Datos desde el 2004 hasta el 2014 incluidos en el Observatorio.3. Datos desde el 2004 hasta el 2013 incluidos en el Observatorio.4. El Carbon Disclosure Project (CDP) es una entidad sin ánimo de lucro que trabaja para trans-

formar la manera en que el mundo negocia para contrarrestar el cambio climático y proteger losrecursosnaturales.Sumisiónesayudaraqueelcapitalmundialseasignedeformaeficien-te para crear prosperidad a largo plazo, evitando así las ganancias generadas a corto plazo a expensas del medio ambiente. El CDP tiene la mayor colección mundial de datos presentados voluntariamentesobreelcambioclimático.Sufinalidadesquelosinversoresyregiones,espe-cíficamentelasciudades,seanmáscapacesdemitigarelriesgo,aprovecharlasoportunidadesy tomar decisiones de inversión que impulsan la acción hacia un mundo más sostenible.

5. «Capitalismo limpio»: se entiende como el sistema económico en el que los precios incor-poranbeneficiossociales,económicosybeneficiosecológicosycostes,ydondelosactoresconocen todos los impactos de sus acciones de mercado.

6. Datos desde el 2005 hasta el 2014 incluidos en el Observatorio.7. Datos desde el 2009 hasta el 2012 incluidos en el Observatorio.8. Newsweek es una revista de publicación semanal, enfocada principalmente hacia el mer-

cado de Estados Unidos, pero con 12 adaptaciones a regiones y países según su ubicación geográficaeidiomanativo.Desdeelaño2013,larevistasólosepublicadeformadigital.



tos de los indicadores y las buenas prácticas en Responsabilidad Social Corporativa delasempresasespañolasdelossectoresconsiderados;cadatipodeinformaciónrecopilada va destinada a una de las secciones del Observatorio. La base de datos se renueva anualmente. La segunda etapa es de adaptación de la información de los indicadores en el Generador de Escenarios. FUNSEAM elabora su propio escenario peroelsistemapermitelageneracióndenuevosescenariosalosusuarios(gráfico1).

El detalle de la metodología y su desarrollo pormenorizado puede ser consul-tado en la página web de FUNSEAM, en la sección del observatorio (www.obser-vatorio.funseam.com).

GráfiCo 1.–Metodología de funcionamiento del Observatorio

1. Selección de los Indicadores de Sostenibilidad

Indicadoresa ctualmente-S ustainability Yearbook-G lobal 500 Climate Change Report -G lobal 100-N ewsweek, Green Rankings

2. Recopilación de la información

-R econocimientos de las empresas españolas-A ño del Reconocimiento

3. Procesamiento de la información

-P onderación de los Reconocimientos -C álculo del Valor de Importancia del año de los Reconocimientos

Obtenciónpor cada empresa

A continuación se describen los principales resultados para el año 2013 del Observatorio de la Responsabilidad Social Corporativa en el ámbito de la sosteni-bilidad energética y ambiental, tanto en los indicadores considerados en éste como en el Escenario FUNSEAM de la herramienta de generación de escenarios.

3.1. resuLtados de Las eMPresas a niveL de Países

En total, 157 empresas de 29 países del mundo, pertenecientes a los secto-res Energy, Utilities e Industrials, han sido galardonadas en los indicadores que



recoge el Observatorio. En el cuadro 3 se presenta el número total de empresas que han recibido Reconocimientos en cada uno de estos tres sectores. En el cuadro 4 se presenta el Ranking de países con mayor cantidad de empresas galardonadas en el Ranking general (suma de los tres sectores) y en cada sector.

Cuadro 3.–Número de empresas reconocidas en cada sector en los cuatro indicadores

Sector No. De empresasNo. De empresas

de EspañaUtilities 54 7Energy 45 1

Industrials 58 4

Total 157 13

Cuadro 4.–Ranking de países con mayor cantidad de empresas reconocidas (galardonadas)

País

Suma de los tres sectores Energy Utilities Industrials

Núm. de

empresasRanking general

Núm. de

empresas Ranking

Núm. de

empresas Ranking

Núm. de

empresas RankingEUA 35 1 8 1 14 1 13 1Reino Unido 14 2 5 3 6 3 3 8España 12 3 1 13 7 2 4 6Francia 11 4 1 15 3 5 7 2Japón 11 5 1 18 3 7 7 3

En el Ranking general España se ubica en la tercera posición mundial, alcan-zando la segunda en el Ranking de Utilities, la sexta en el de Industrials y la deci-motercera en el de Energy. España destaca como el primer país de la Eurozona por la mayor cantidad de empresas que han recibido Reconocimientos en los cua-tro indicadores de estudio en el Ranking general y en el Ranking del sector Utili-ties.Elgráfico2ofrecelarepresentaciónporcentualdeestacantidaddeempresas;como se aprecia en la cuadrícula A (Ranking general), el 8% de las empresas galar-donadas son españolas.



GráfiCo 2.–Porcentaje de la cantidad de empresas por país con Reconocimientos

47%

7%

7%

8%

9%

22%

Otros (< 10 Empresas)

Francia

Japón

España

Reino Unido

Estados Unidos

A. Porcentaje de la can dad de empresas por país con Reconocimientos

Sectores de estudio

56%

11%

16%

18%


Reino Unido

Canadá

Estados Unidos

C. Porcentaje de la can dad de empresas por país con Reconocimientos

Sector: Energy

31%

7%

7%

9%

12%

12%

22%


Corea del Sur

España

Alemania

Francia

Japón

B. Porcentaje de la can dad de empresas por país con Reconocimientos

Sector: Industrials

9%España

49%

11%

13%

26%

Otros (< 5Empresas)

Reino Unido

España

Estados Unidos

D. Porcentaje de la can dad de empresas por país con Reconocimientos

Sector: U es

13%España

8%España

3.2. resuLtados de Las eMPresas de aCuerdo a Los reConoCiMientos ob-tenidos

En el total de los Reconocimientos otorgados por los indicadores en los tres sectoresconsiderados,lascompañíasespañolashanrecibidoun15%.Elgráfico3presenta la distribución porcentual de la cantidad de Reconocimientos otorgados a las compañías de España y del resto del mundo, tanto si se considera la suma de los tres sectores como por separado.



GráfiCo 3.–Cantidad de Reconocimientos otorgados por cada sector a las compañías en los 4 indicadores

784

256 227 301

141

82 34 25

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Suma de los tres sectoresU li es Industrial sEsE nergy

Reconocimientosotorgados a lascompañíasespañolas

Reconocimientosotorgados al restode compañías delmundo

15%

85%

24%

76%

13%

87%

8%

92%

Can

dad

de

Reco

noci

mie

ntos

3.3. resuLtados en eL esCenario funseaM deL Generador de esCenarios

En el Escenario FUNSEAM se considera el mayor nivel de importancia (100%) de los indicadores y la totalidad del periodo de evaluación (2004-2014). El resultado de los escenarios generados se integra en el Unificador de Indicadores (UDI),elcualsepresentapara157empresascalificadasyenelcuallasempresasespañolas presentan posiciones altamente destacadas.

El cuadro 5 presenta los resultados del valor UDI en el Escenario FUNSEAM, destacando los diez mejores resultados y los resultados de todas las empresas espa-ñolas analizadas en el Observatorio. Como se puede apreciar, dentro de los diez mejores resultados se encuentran tres empresas españolas, Iberdrola, Repsol y Gas Natural Fenosa, obteniendo Iberdrola y Repsol el primer y el segundo mejor resul-tado respectivamente.

Cuadro 5.–Resultados del Escenario FUNSEAM en el Observatorio. Todos los sectores

Unificación de Indicadores

(UDI)Empresa Sector País

Unificación de Indicadores

(UDI)Empresa Sector País

37,67 Iberdrola Utilities España 12,55 Endesa Utilities España34,14 Repsol YPF Energy España 12,01 Grupo Ferrovial Industrials España32,60 Statoilhydro Asa Energy Noruega …27,97 Centrica Plc Utilities Reino Unido 11,67 Acciona Industrials España25,88 Gas Natural Fenosa Utilities España …25,85 BG Group Plc Energy Reino Unido 10,19 FCC Industrials España24,93 Eni Spa Energy Italia …24,24 Royal Duth Shell PLC Energy Reino unido 10,04 Red Electrica Corp Utilities España24,00 Total Energy Francia …23,45 Koninklijke Philips NV Industrials Holanda 9,63 Galp Energia, SGPS Energy Portugal

… Energy Finlandia …17,70 EDP – Energias de Portugal Utilities Portugal 8,03 ACS Industrials España17,37 Enagas Utilities España …

… 1,19 Gamesa SA Industrials España



El cuadro 6 presenta los resultados del valor UDI en el Escenario FUNSEAM por cada uno de los tres sectores. Se destaca Repsol al obtener el mejor resultado en el sector Energy, así como Iberdrola en el sector Utilities;sectorenelquetam-bién se destacan Gas Natural Fenosa, EDP y Enagás dentro de los diez mejores resultados. En el sector Industrials se destaca Grupo Ferrovial dentro de los diez mejores resultados.

Cuadro 6.–Resultados por sectores del Escenario FUNSEAM en el Observatorio

de Indicadores

(UDI)

Empresa País de Indicadores

(UDI)

Empresa País de Indicadores

(UDI)

Empresa País

34,14 Repsol YPF SA España 37,67 Iberdrola España 23,45 Koninklijke Philips NV Holanda32,60 Statoilhydro Asa Noruega 27,97 Centrica Plc Reino Unido 22,77 Siemens AG Alemania25,85 BG Group Plc Reino Unido 25,88 Gas Natural Fenosa España 18,69 Schneider Electric Francia24,93 Eni Spa Italia 18,60 Exelon Corp USA 15,83 General Electric Company USA24,24 Royal Duth Shell PLC Reino unido 17,70 EDP – Energias de Portugal Portugal 13,34 Atlas Copco AB Suecia24,00 Total SA Francia 17,37 Enagas España 13,26 Hyundai Eng & Cons Corea del Sur23,37 Neste Oil OYJ Finlandia 16,77 E.ON AG Alemania 12,32 Mitsubishi Electric Ltd Japón22,19 Suncor Energy Inc Canadá 16,11 Reino Unido 12,01 Grupo Ferrovial SA España18,90 Petrobras Brasil 14,90 Fortum Oyj Finlandia 10,72 Alemania13,25 EnCana Corp Canadá 14,68 CEMIG Brasil 10,19 FCC España

… …12,55 Endesa España 8,03 ACS España

… …10,04 Red Electrica Corp SA -REE- España 1,19 Gamesa SA España

…7,01 Acciona España

Sector: Energy Sector: Industrials

El cuadro 7 presenta el valor UDI organizando a las empresas en fun-ción de sus países, incluyendo a todas las empresas de España trabajadas en el Observatorio, y a la mejor empresa de los demás países en cada uno de los tres sectores.



Cuadro 7.–Resultados por países en el Escenario FUNSEAM en el Observatorio

País

Unificación de

Indicadores (UDI)

Empresa Sector País

Unificación de

Indicadores (UDI)

Empresa Sector

España 37,67 Iberdrola Utilities Finlandia 23,37 Neste Oil OYJ EnergyEspaña 34,14 Repsol YPF Energy Finlandia 14,90 Fortum Oyj UtilitiesEspaña 25,88 Gas Natural Fenosa Utilities Finlandia 8,48 Outotec OYJ IndustrialsEspaña 17,37 Enagas Utilities Francia 24,00 Total SA EnergyEspaña 12,55 Endesa Utilities Francia 18,69 Schneider Electric IndustrialsEspaña 12,01 Grupo Ferrovial Industrials Francia 9,74 GDF Suez (Gaz de France) UtilitiesEspaña 11,67 Acciona Industrials Holanda 23,45 Koninklijke Philips NV IndustrialsEspaña 10,19 FCC Industrials Hungría 6,33 Mol NyRt EnergyEspaña 10,04 Red Electrica Corp SA -REE- Utilities India 3,53 Larsen & Toubro IndustrialsEspaña 8,03 ACS Industrials India 0,32 Reliance Industries Ltd EnergyEspaña 7,01 Acciona Utilities Italia 24,93 Eni Spa EnergyEspaña 1,19 Gamesa Industrials Italia 13,70 Enel SpA UtilitiesAlemania 22,77 Siemens AG Industrials Italia 6,89 Fiat Industrial IndustrialsAlemania 16,77 E.ON AG Utilities Japón 12,32 Mitsubishi Electric Ltd IndustrialsAlemania 10,72 Hochtief AG Industrials Japón 3,91 Chubu Electric Power UtilitiesAustralia 12,96 Woodside Petroleum Energy Japón 1,67 Inpex Corp EnergyAustralia 10,15 AGL Energy Utilities Noruega 32,60 Statoilhydro Asa EnergyAustralia 8,71 Santos Limited Energy Portugal 17,70 EDP – Energias de Portugal UtilitiesAustria 7,97 Omv Ag Energy Portugal 9,63 Galp Energia, SGPS EnergyAustria 1,36 Verbund AG Utilities Reino Unido 27,97 Centrica UtilitiesBrasil 18,90 Petrobras Energy Reino Unido 25,85 BG Group Plc EnergyBrasil 14,68 CEMIG Utilities Reino Unido 2,65 Balfour Beatty IndustrialsCanadá 22,19 Suncor Energy Inc Energy Rusia 2,51 Lukoil EnergyCanadá 3,03 TransAlta Corp. Utilities Singapur 0,35 Sembcorp Industries Limited IndustrialsChile 1,36 Empresa Nacional De ElectricidadUtilities Suiza 8,98 Geberit AG IndustrialsChile 1,59 Endesa Chile Utilities Suiza 0,86 Transocean EnergyChina 1,70 Hon Hai Precision Industry Industrials Suecia 13,34 Atlas Copco AB IndustrialsChina 1,62 Power Assets Holdings Utilities Suráfrica 11,70 Sasol Ltd EnergyColombia 5,34 Ecopetrol SA Energy USA 18,60 Exelon Corp UtilitiesCorea del Sur 13,26 Hyundai Eng & Cons Industrials USA 15,83 General Electric Company IndustrialsCorea del Sur 8,56 S-Oil Corp Energy USA 10,41 Spectra Energy Corp EnergyCorea del Sur 1,67 Korea Gas Corporation Utilities Tailandia 4,55 PTT PCL EnergyDinamarca 7,27 Vestas Wind Systems A/S Industrials

4. Conclusiones

El Observatorio de la Responsabilidad Social Corporativa en el ámbito de la sostenibilidad energética de FUNSEAM, constituye un mecanismo de seguimiento y análisis de las acciones que sobre esta materia realizan las empresas de los sec-tores de la energía e infraestructura de España y del resto del mundo, mediante el análisisylaunificacióndelosresultadosqueestasempresashanobtenidoenlosprincipales indicadores de RSC.

En general, las empresas españolas, en los sectores analizados, presentan un buen desempeño valorado por los indicadores recopilados, como se demuestra en los resultados de la sección de este nombre en el Observatorio.

Las empresas del sector energético español destacan por una gran participa-ción en el índice del Sustainability Yearbook, lo que demuestra su compromiso con un modelo de desarrollo sostenible. La continuidad de las principales empresas del sector en los niveles más altos de puntuación demuestra que las políticas adopta-



das por cada una de ellas aportan valor y calidad a la sociedad. Y de la tendencia a mantener esa posición en el nivel más alto de los galardones se deduce que el desarrollo social y sostenible es un objetivo de largo plazo.

Así mismo, las empresas españolas que han participado en el Global 500 Cli-mate Change Report del CDP muestran una gran regularidad y, en general, una tendencia creciente de mejora, sobre todo en el CDLI. Esto demuestra los esfuer-zos de las compañías en ambos sectores, Energy y Utilities, por ser cada vez más transparentes en temas referentes a la sostenibilidad y, en este caso específico,respecto al Cambio Climático. Sin embargo, el hecho de que ninguna compañía española perteneciente al sector Industrials haya formado parte de alguno de los listados del CDP demuestra que es un sector en el que queda mucho trabajo por realizar.

Enloqueserefiereadesempeñoenlareduccióndeemisionesdecarbono,la participación de las empresas españolas pertenecientes a los sectores Energy y Utilitiessepuedecalificarcomodestacablegraciasaque,en lospocosañosenque se ha entregado el CPLI, las compañías españolas han aparecido al menos una vez por sector, lo que testimonia un compromiso, no sólo por la transparencia, sino también por la mejora de sus estrategias frente a la reducción de emisiones. El conjunto de elementos analizados en este informe hace prever que España se encuentra bien orientada y que avanzará posiciones gracias a las decisiones toma-das por las empresas para luchar contra el cambio climático. Por el contrario, los resultados del sector Industrials muestran que la sostenibilidad ambiental no tiene la misma relevancia.

Por su parte, en el Global 100, Most Sustainable Corporations in the World, las empresas españolas tienen una presencia importante, ocupando posiciones de líderes en sostenibilidad en una reducida lista mundial de empresas, lo que hace que sus políticas en Responsabilidad Social Corporativa sean aún mejor valoradas. En este indicador, en su sector Energy, destaca la participación de Repsol YPF en los últimos tres años. Ésta ha dado presencia a las compañías españolas dentro de uno de los sectores más representativos de toda la lista y que, además, muestra una tendencia al alza. Por otro lado, en el sector de Utilities, la presencia española es mayor, con al menos una empresa al año en el listado desde el año 2006 hasta la fecha, y en dos ocasiones (en los años 2011 y 2013) encabezando el sector y repre-sentando el 50% del total de las empresas, lo que hace de ello una situación meri-toria, teniendo en cuenta que la tendencia del sector en su conjunto a nivel mundial es a disminuir su participación. En cuanto a Industrials, es necesario que el sector español se ubique a la vanguardia para volver a posicionar sus empresas dentro del Global 100.

Respecto a Newsweek, Green Rankings, aunque no es el índice en el que los sectores industriales españoles están mejor representados, es importante destacar



el reconocimiento que otorga, ya que se trata de una publicación que se ocupa de forma casi exclusiva del mercado estadounidense, con un porcentaje de partici-pación de empresas estadounidenses superior al 30% en los resultados de todos los años de existencia (incluyendo el año 2010). Con el cambio de metodología que se realizó a partir del año 2011, se han podido incorporar con mejores resulta-dos empresas de fuera de este mercado. Esto explica en gran parte la ausencia de empresas españolas dentro de los tres sectores analizados en el año 2010. Aunque la tendencia de la participación española y las empresas dentro del índice no se puede pronosticar debido a la poca cantidad de referencias que se tienen, sí parece plausible sostener que la representación de empresas españolas se mantendrá.

El Observatorio también ha hecho una interesante labor al representar en un solo valor numérico los Reconocimientos otorgados por los cuatro indicadores consultadosylaevolucióndeestos.Estevalor,llamadoUDI,UnificadordeIndi-cadores,presentadoparaelEscenarioFUNSEAM,confirma,comosepuedeapre-ciar en los cuadros 5, 6 y 7, la excelente participación de las empresas españolas en los cuatro principales índices de Responsabilidad Social Corporativa y Soste-nibilidad.

5. Orientación Bibliográfica

Carbon disCLosure ProjeCt (2013), Global 500 Climate Change Report, Lon-dres, PWC.

CoMisión euroPea (2011), Estrategia Renovada de la UE para 2011-2014 sobre la responsabilidad social de las empresas, Bruselas, Comisión Europea.

CorPorate KniGhts inC. (2014), Global 100 Most Sustainable Corporations in the World. [En línea] Available at: http://global100.org/global-100-index/ [Último acceso: Mayo 2014].

Costa-CaMPi, M. t. & raMírez-PisCo, R. (2013), «Objetivos y actuaciones de las empresas españolas en materia de sostenibilidad energética», en: Funseam, Responsabilidad social corporativa en el ámbito de la sostenibilidad energética y ambiental, Cizur Menor (Navarra), Civitas Thomson Reuters, pp. 187-205.

newsweeK (2012), Green Rankings Global Companies. [En línea] Available at: http://www.newsweek.com/2012/10/22/newsweek-green-rankings-2012-global-500-list.html [Último acceso: Mayo 2014].

robeCosaM AG (2014), The Sustainability Yearbook. [En línea] Available at: yearbook.robecosam.com [Último acceso: Abril 2014].


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