La Electricidad en Espana 313 Preguntas y Respuestas

preguntas y respuestas

Copyright, 2003, UNESA. Asociación Española de la Industria Eléctrica.Francisco Gervás, 3. 28020-MadridTeléfono: 91 567 48 00Fax: 91 567 49 87Correo electrónico: [email protected]ágina web: www.unesa.es

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ILUSTRACIONES: José Luis Tascón, Miguel Gómez, Raquel Nieto, David Vidorreta y Sergio García.

FOTOGRAFÍAS: UNESA, Endesa, Iberdrola, Unión Fenosa, Hidrocantábrico y Viesgo. Foro Nuclear,Enusa y Enresa.Las fotografías de las páginas 34, 70 y 182 han sido realizadas por Ignacio Aranguren y las de laspáginas 230 y 252, por Gabriel Lago.

Producción gráfica: Medea ColorDepósito legal: M-25979-2003Impreso en España

La electricidad en España313 preguntas y respuestas

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La electricidad es una forma de energía que está pre-sente en todos los hogares españoles, así como en lossectores de actividad económica que conforman nues-tro sistema productivo, siendo esencial para el desa-rrollo económico y social de cualquier país.

La Asociación Española de la Industria Eléctrica,UNESA, con el objetivo de conseguir la mayor transpa-rencia posible de las actividades realizadas por sus empre-sas asociadas, considera interesante hacer una publica-ción como la presente. En ella se pretende contestar deforma sencilla, pero a la vez técnicamente precisa, a lascuestiones más importantes que sobre el funcionamientodel sector eléctrico español puedan hacerse las entida-des o consumidores de electricidad, que deseen teneruna visión amplia, y a la vez rigurosa, de este sector.

La información presentada se ha estructurado demanera ordenada, pero conviene señalar la dificultadque conlleva alcanzar este objetivo dado el nivel decomplejidad que actualmente tiene el sector, tanto porlos numerosos agentes e instituciones que intervienenen su funcionamiento, así como por su adecuación alos requerimientos de información demandados.

Aunque UNESA ya ha editado con anterioridadvarias publicaciones como la presente, ante el cambioestructural tan importante que está afrontando el sec-tor eléctrico español, resulta de interés actualizar y com-pletar estas publicaciones. Por ello, esta edición es unade las primeras de este tipo que se hacen después delas grandes transformaciones que se han producido,como consecuencia del establecimiento del nuevo Sis-tema Eléctrico definido por la Ley 54/1997 del SectorEléctrico Español. No obstante, se ha procurado con-servar aquellas cuestiones sobre temas que supusieronhitos importantes en la historia más que centenaria deeste sector, con objeto de ayudar a entender mejor algu-nos de los temas actualmente en vigor.

Los puntos abordados se han estructurado me-diante preguntas que tratan de dar una respuesta direc-ta a las formuladas más frecuentemente, aunque el

orden de las mismas se ha organizado de forma quepermita al interesado una lectura lógica y secuencialde cada tema tratado. Asimismo, se ha tratado de reco-ger toda la información numérica en forma de tablas,para conseguir una mayor flexibilidad en la actualiza-ción de las mismas, además de poner a disposicióndel lector series históricas que recogen la evoluciónde las variables más importantes del sector.

La selección concreta de estas preguntas se habasado en el interés que a lo largo del tiempo han mos-trado los diferentes sectores de la sociedad española,bien a través de las demandas de información que direc-tamente hacen numerosas entidades y personas físi-cas a UNESA o a sus empresas asociadas, bien median-te el análisis de los contenidos informativos que sobreeste sector aparecen en los medios de comunicación,o, en último caso, en función de los resultados obte-nidos mediante diversas técnicas de investigación social.

Además de la documentación existente en nues-tra Asociación y sus empresas asociadas, en las queson de gran importancia las Memorias Estadísticas anua-les de UNESA, las fuentes de información externa sehan buscado entre aquellas instituciones que ofrecenuna mayor fiabilidad, como son los organismos oficiales,las asociaciones sectoriales y otras instituciones de pres-tigio, tanto a nivel nacional como internacional.

Las 313 preguntas que se han formulado, jun-tamente con las 105 tablas numéricas adjuntas, se hanclasificado en ocho capítulos, de acuerdo con la siguien-te distribución:

Capítulo I. Sector Energético. Trata de los aspectosgenerales de este sector más relacionados conel eléctrico. Esta visión general se ha conside-rado necesaria si se tiene en cuenta que la elec-tricidad es una energía final que proviene de latransformación o conversión de numerosas ener-gías primarias. Contiene 30 preguntas y 16 tablasnuméricas.

Presentación

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Capítulo II. Sector Eléctrico. Aspectos generales.Recoge las preguntas con carácter más generalque atañen al desarrollo histórico y funciona-miento actual del Sector Eléctrico español. Con-tiene 42 preguntas y 20 tablas.

Capítulo III. Centrales hidroeléctricas. Trata lostemas específicos de esta fuente energética reno-vable, la cual ha tenido, y sigue teniendo, unagran importancia en el desarrollo del sector. Con-tiene 34 preguntas y 16 tablas.

Capítulo IV. Centrales térmicas de combustiblesfósiles. Responde a preguntas sobre las tec-nologías de generación eléctrica con carbón,derivados del petróleo y gas natural, combusti-ble este último que actualmente tiene una granimportancia para la expansión del equipo gene-rador, a través de las centrales de ciclo combi-nado. Contiene 46 preguntas y 14 tablas.

Capítulo V. Centrales nucleares. Las preguntas seconcentran principalmente en las característi-cas específicas que tiene este tipo de tecnolo-gía, y que juega un papel importante en nues-tro sistema.

Capitulo VI. Energías renovables para la pro-ducción de electricidad. Se recogen los aspec-tos fundamentales de este tipo de energías, asícomo las innovaciones tecnológicas que se estándesarrollando para su aplicabilidad comercial.Van a ser de gran importancia en la generacióneléctrica de los próximos años, teniendo un espe-cial relieve la energía eólica. Contiene 45 pre-guntas y 17 tablas.

Capítulo VII. Aspectos económicos y financieros.Recoge los aspectos básicos en este área, enespecial los referentes al sistema de precios dela electricidad. Otras cuestiones recogidas en estecapítulo están fundamentalmente centradas en

las empresas eléctricas asociadas en UNESA. Con-tiene 27 preguntas y 15 tablas.

Capítulo VIII. Aspectos regulatorios. Se exponenlas líneas básicas del marco regulatorio esta-blecido por la Ley 54/1997 del Sector Eléctri-co, así como la normativa desarrollada poste-riormente para regular el funcionamiento actualdel mismo. Contiene 41 preguntas y una tablanumérica.

Conviene señalar que, dada la importancia quelos aspectos medioambientales tienen en las activida-des del sector eléctrico, los interesados en esta mate-ria podrían echar en falta un capítulo específico sobreeste tema. Sin embargo, se ha tenido en cuenta queUNESA ha editado recientemente una publicación espe-cífica sobre «La industria eléctrica y el medio ambien-te», en la que monográficamente se abordan todas estascuestiones. No obstante, en esta publicación se haceuna pregunta de carácter general sobre la interaccióncon el medio ambiente de las tecnologías tratadas.

Dado el entorno tan cambiante en el que estáinmerso el sector, determinado por la desregulación yapertura de nuevos mercados, la innovación tecnoló-gica y la utilización de nuevas formas de energía, haycuestiones que van a ir cambiando con el tiempo, porlo que será necesaria la actualización de esta publi-cación en próximas ediciones, tanto en su formulaciónimpresa como en soporte digital.

Entendemos que con esta publicación, UNESApresta un servicio a los diversos estamentos de la socie-dad española, para conocer mejor la complejidad quetienen sus actividades de producción, transporte y dis-tribución de la electricidad, y que representa uno delos objetivos primordiales para las empresas eléctricasde esta Asociación.

Pedro Rivero TorreVicepresidente-Director General

Capítulo ISector energético

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¿Qué es la energía?

a energía es una magnitud física asociada con la capa-cidad que tienen los cuerpos para producir trabajomecánico, emitir luz, generar calor, etc. La energía pue-de manifestarse de distintas formas: gravitatoria, ciné-tica, química, eléctrica, magnética, nuclear, radiante, etc.,existiendo la posibilidad de que se transformen entresí, pero respetando siempre el principio de conserva-ción de la energía.

Prácticamente, toda la energía de que dispone-mos proviene del sol. Produce los vientos, la evapo-ración de las aguas superficiales, la formación de nubes,las lluvias y, por consiguiente, los saltos de agua. Sucalor y su luz son la base de numerosas reaccionesquímicas indispensables para el desarrollo de los vege-tales y de los animales que con el paso de los siglosoriginaron los combustibles fósiles: carbón, petróleo,gas, etc.

¿Qué son las fuentes de energía?

ara obtener la energía que consumimos tenemos quepartir de algún cuerpo o materia que la tenga alma-cenada, pudiendo aprovecharla directamente o pormedio de una transformación física o química. A estos

cuerpos se les llama fuentes de energía. Las cantida-des disponibles de energía de estas fuentes son lo quellamamos recursos energéticos.

La Tierra posee grandes cantidades de estosrecursos. Sin embargo, para que sea posible su utili-zación es necesario que la obtención y transformaciónde los mismos pueda hacerse tanto desde el punto devista tecnológico como del económico.

Hay fuentes energéticas que tienen su energíamuy concentrada (mucha energía por unidad de masa).Son el carbón, el petróleo, el gas natural, la hidroe-lectricidad, el uranio, etc. Por el contrario, existe otrotipo de fuentes con energía mucho más diluida, comoes el caso de la solar, eólica, biomasa, marinas, etc.

¿Cómo se clasifican las fuentes de energía?

as fuentes de energía pueden clasificarse atendiendoa diversos criterios como pueden ser su disponibili-dad o su forma de utilización. Según su disponibi-lidad se clasifican en renovables y no renovables.

– Las energías renovables son aquéllas cuyopotencial es inagotable por provenir de laenergía que llega a nuestro planeta de formacontinua, como consecuencia de la radiaciónsolar o de la atracción gravitatoria de otros

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Lplanetas de nuestro sistema solar. Son, fun-damentalmente, la energía hidráulica, solar,eólica, biomasa y las oceánicas.

– Las energías no renovables son aquéllas queexisten en una cantidad limitada en la natu-raleza. No se renuevan a corto plazo y poreso se agotan cuando se utilizan. La deman-da mundial de energía en la actualidad se satis-face fundamentalmente con este tipo de fuen-tes. Las más comunes son el carbón, el petró-leo, el gas natural y el uranio.

Según sea su forma de utilización las fuentes deenergía se pueden clasificar en primarias, secundariasy útiles.

– Las energías primarias son las que no han sidosometidas a ningún proceso de conversión y,por tanto, se obtienen directamente de la natu-raleza, como por ejemplo el carbón, el petró-leo, el gas natural, la hidráulica, la eólica, labiomasa, la solar y el uranio natural.

– Las energías secundarias, llamadas tambiénfinales, se obtienen a partir de las primariasmediante procesos de transformación ener-gética (centrales hidroeléctricas, refinerías,etc.); es el caso de la electricidad o el de loscarburantes.

– Las energías útiles son las que realmenteadquiere el consumidor después de la últimaconversión realizada por sus propios equiposde demanda, como son las energías química,mecánica, calorífica, etc.

¿Cómo se mide la energía?

a energía tiene las mismas unidades que la magnitudtrabajo. En el Sistema Internacional de unidades (SI)la unidad de trabajo y de energía es el julio (J), defi-nido como el trabajo realizado por la fuerza de un new-ton cuando desplaza su punto de aplicación un metro.

Para la energía eléctrica se emplea como uni-dad de generación el kilovatio-hora (kWh) definidocomo el trabajo realizado durante una hora por unamáquina que tiene una potencia de un kilovatio (kW).Su equivalencia es: 1 kWh = 36 × 105 J.

Para poder evaluar la «calidad energética» de lasdistintas fuentes de energía, se establecen unas unidadesbasadas en el poder calorífico de cada una de ellas.Las más utilizadas en el sector energético son: kiloca-lorías por kilogramo de combustible (kcal/kg), tone-lada equivalente de carbón (tec) y tonelada equivalentede petróleo (tep). Sus definiciones son:

– Kcal/kg aplicada a un combustible nos indicael número de kilocalorías que obtendríamosen la combustión de 1 kg de ese combustible.

1kcal = 4,186 × 103 J

– Tonelada equivalente de carbón (tec). Repre-senta la energía liberada por la combustiónde una tonelada de carbón tipo (hulla).

1 tec = 29,3 × 109 J

– Tonelada equivalente de petróleo (tep). Equi-vale a la energía liberada en la combustiónde una tonelada de crudo de petróleo.

1 tep = 41,84 × 109 J

Una relación entre las principales unidades deenergía se presenta en la Tabla I.1 adjunta.

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Relación entre las principales unidades de energíaUnidades Julio Termia Caloría Tep Tec kWh

Julio (J) 1 2,28920 × 10–7 2,38920 × 10–1 2,38920 × 10–11 3,4134 × 10–11 2,77778 × 10–7

Termia (th) 4,18550 × 106 1 1 × 106 1 × 10–4 1,42857 × 10–4 1,16264Caloría (cal) 4,18550 1 × 10–10 1 1 × 10–10 1,42857 × 10–10 1,16264 × 10–6

Tonelada equivalente de petróleo (tep) 4,1855 × 1010 1 × 104 1 × 1010 1 1,45857 1,16264 × 104

Tonelada equivalente de carbón (tec) 2,92985 × 1010 7 × 103 7 × 109 7 × 10–1 1 8,13847 × 103

Kilowatio hora (kWh) 3,60000 × 106 8,60112 × 10–1 8,60112 × 105 8,60112 × 10–5 1,22873 × 10–4 1

Tabla I.1

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Fuente: UNESA.

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¿Cómo se mide la potencia?

a potencia de un sistema es el trabajo realizado en launidad de tiempo. Su unidad en el Sistema Interna-cional (SI) es el vatio, definido como la potencia deuna máquina que realiza el trabajo de un julio en eltiempo de un segundo. Su símbolo es W.

En el sector eléctrico se utilizan múltiplos de estaunidad: el kilovatio (kW), que equivale a 1.000 vatios;el megavatio (MW), que tiene 106 vatios; y el gigava-tio (GW), que equivale a 109 vatios.

En el Sector Eléctrico se utilizan mucho el kilo-vatio hora (kWh) para medir la energía producida oconsumida por una instalación, y el kilovatio (kW) paramedir la potencia o capacidad. El kWh es, por tanto,la energía producida o consumida por una instalaciónde potencia 1 kW, trabajando durante una hora. Es decir:

1 kWh = 1 kW × 1 hora(Energía) = (potencia) × (tiempo)

Para instalaciones eléctricas de gran tamaño seutilizan múltiplos de estas unidades.

Potencia:

1 Megavatio (MW) = 106 vatios (W) = 103 kilovatios (kW)1 Gigavatio (GW) = 109 vatios (W) = 106 kilovatios (kW)1 Teravatio (TW) = 1012 vatios (W) = 109 kilovatios (kW)

Energía:

1 Megavatio hora (MWh) = 106 vatios hora (Wh) = = 103 kilovatios hora (kWh)

1 Gigavatio hora (GWh) = 109 vatios hora (Wh) = = 106 kilovatios hora (kWh)

1 Teravatio hora (TWh) = 1012 vatios hora (Wh) = = 109 kilovatios hora (kWh)

¿Existe relación entre el consumo de energía y el bienestar económico de un país?

a energía es indispensable para las economías de todoslos países, tanto para las actividades de sus sistemasproductivos, como para los sectores finales. En la agri-cultura se emplea para la fabricación de abonos, pla-guicidas, secaderos, etc.; en los procesos industriales,desde los altos hornos a la fabricación de conservas,

pasando por la obtención de metales, papel, cemen-to, etc.; en el sector transporte, tanto en los terrestrescomo en los marítimos y aéreos; en los hogares, parailuminación, calefacción, cocinado de alimentos, etc.

Las economías de los países no pueden, por tan-to, funcionar bien sin un abastecimiento adecuado deenergía, siendo un capítulo muy importante de la eco-nomía mundial el relativo a la explotación, obtención,transformación y suministro de materias energéticas.

Consecuentemente, puede asegurarse que exis-te una relación muy estrecha entre el consumo de ener-gía y el bienestar económico de un país. La enormeimportancia de la energía en el mundo actual no debeinducirnos a pensar que su uso es algo exclusivo delas economías modernas. Ya desde tiempos remotos,el hombre ha sabido utilizar, además de su propio esfuer-zo físico, el de algunos animales domésticos para obte-ner energía mecánica; a ello unirá después la fuerzadel viento (eólica) y la de las corrientes de agua. Ade-más, obtenía calor de la combustión de la madera parasus hogares, y las actividades fabriles para fundir meta-les y producir todo tipo de herramientas y utensilios.

Con la llegada de la Revolución Industrial enInglaterra durante el siglo XVIII, se producen en el áreaenergética transformaciones cualitativas y cuantitativasmuy importantes. Se produce la sustitución de las ener-gías primitivas por el carbón y, más tarde, por los hidro-carburos y la electricidad. Este hecho constituye unode los elementos básicos de las economías de las socie-dades modernas, que han incorporado recientementela energía nuclear y las energías renovables (eólica,solar, biomasa, geotérmica, etc.).

Para que estas transformaciones sociales y eco-nómicas sucediesen, fue preciso un espectacular desa-rrollo tecnológico —desde la máquina de vapor al reac-tor nuclear, pasando por el motor de explosión, el motory el generador eléctricos, etc.— lo que ha hecho posi-ble la utilización de estas nuevas fuentes energéticas.

¿Cómo se mide la relación entre el bienestar económico

y el consumo de energía?

a demanda energética de un país está muy relaciona-da con su Producto Interior Bruto (PIB), con su capa-cidad industrial y con el nivel de vida alcanzado por

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sus habitantes. El consumo de energía por habitante cons-tituye, por tanto, uno de los indicadores más fiables delgrado de desarrollo económico de una sociedad.

Esta relación puede comprobarse sin más queanalizar los consumos de energía por áreas geográfi-cas recogidos en la Tablas I.2 y I.3 adjuntas, en don-de los países con mayor consumo per cápita tienen nive-les más altos de bienestar económico. Conviene seña-lar a este respecto que, según el Congreso Mundial dela Energía de 1998, el 20% de la población mundial con-sume el 80% de la producción energética comercial.

La correspondencia entre el nivel de vida y elconsumo energético de un país puede apreciarse tam-bién desde la perspectiva histórica. Así, cuando un paíscomienza a desarrollarse, su estructura económica estácaracterizada por un predominio de las actividades delsector primario, a las que se van añadiendo activida-des de tipo artesanal, todas ellas de consumo ener-gético bajo. En el proceso de crecimiento económi-co, la industria va aumentando en importancia, lo mismo que el sector transportes, y estas actividadesconsumen importantes cantidades de energía. A ellose va uniendo la creciente mecanización de las acti-vidades económicas y el aumento del uso de energíaen el sector doméstico.

No obstante, el desarrollo tecnológico acaecidoen los últimos años como consecuencia de la crisisenergética, ha permitido reducir el uso de energía paraiguales niveles de actividad económica, alcanzándoseuna mayor eficiencia en los sistemas de producción yuso de la energía.

¿Cuáles son las principalesfuentes de energía primaria?

as fuentes de energía más utilizadas actualmente en elmundo son: el petróleo, el carbón, el gas natural, laenergía hidráulica y la nuclear. Son los tipos de ener-gía que hoy en día mejor responden por su disponi-bilidad y costes de utilización a las necesidades ener-géticas de la humanidad.

Sin embargo, la política energética actual demuchos países desarrollados, entre ellos los de la UE,está fomentando la utilización de las energías reno-vables, por razones de tipo medioambiental y por sucarácter autóctono. Asimismo, en los países en vías dedesarrollo se emplean grandes cantidades de bioma-sa (leña, residuos agrícolas, etc.), para satisfacer lasnecesidades energéticas, aunque muchas veces estasmaterias no estén comercializadas. En otros países muyconcretos se utilizan la energía eólica y geotérmica paraobtener cantidades significativas de electricidad.

Las energías renovables, aunque cuantitativa-mente tienen hoy día una relevancia pequeña, estánllamadas a jugar un papel importante a medida quese vayan agotando las reservas de las energías fósiles.

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Evolución del consumo mundial de energíaprimaria por regiones económicas (*)

(Mtep)1988 1990 1997 1999

América del Norte 2.199,2 2.231,8 2.490,0 2.558,1América del Sur y América Central 263,1 270,2 352,7 371,1Europa 1.755,9 1.741,5 1.782,9 1.801,1Antigua Unión Soviética 1.377,9 1.398,2 899,0 908,3Oriente Medio 235,6 253,7 356,0 380,2África 205,0 212,1 253,6 261,2Asia y Oceanía 1.576,3 1.784,4 2.348,7 2.255,6

TOTAL Mundial 7.613,0 7.855,9 8.482,9 8.535,6

Tabla I.2

Fuente: British Petroleum (BP Statistical Review of World Energy. 1999).(*) Se consideran sólo energías comerciales.

Consumo de energía primaria por regioneseconómicas per cápita en 1998

Población tep/hab.País Mtep (Millones) (toe)

América del Norte 2.555 302 8,46América del Sur y América Central 685 505 1,36Europa Occidental 1.660 385 4,31Antigua URSS y Europa del Este 1.250 410 3,05Oriente Medio 380 250 1,52África 480 760 0,63Japón/Australia/Nueva Zelanda 680 148 4,59China 1.230 1.260 0,98Otros países asiáticos (incluye Turquía) 890 910 0,98India 590 980 0,60

TOTAL Mundial 10.400 5.910 1,76

Tabla I.3

Fuente: BP/Amoco Statistic Review of Energy. Junio 1999; y UN Population Fund. Septiembre 1999,con correcciones del World Energy Council.

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E¿Pueden competir entre sí las fuentes energéticas?

n muchos casos, sí. Así, por ejemplo, las energíashidráulica y nuclear se transforman en electricidad parasu utilización, lo que también puede hacerse con elcarbón, los hidrocarburos y las energías renovables.Por tanto, tenemos diferentes alternativas para obte-ner una misma energía final, en este caso, la electri-cidad.

Sin embargo, existen usos específicos en don-de únicamente se puede emplear un solo tipo de ener-gía final, o al menos su sustitución es difícil. Este pue-de ser el caso de los carburantes empleados en la avia-ción, o el de los gasóleos para los motores diesel enel sector transporte.

Por todo ello, los sistemas energéticos de los paí-ses van evolucionando a lo largo del tiempo y ade-más de aumentar la cantidad de energía consumida,también suelen producirse variaciones en su estructura,al modificarse la participación relativa de cada ener-gía primaria. En estos procesos de sustitución inter-vienen numerosos factores, como son los avances tecnológicos, la disponibilidad de nuevos recursos, laaparición de consumos específicos o las diferencias rela-tivas de los precios energéticos.

¿Cómo ha evolucionado el consumo mundial de energía primaria?

l consumo mundial de energía primaria ha ido cam-biando a lo largo de la historia, a medida que los avan-ces tecnológicos ponían al alcance del hombre el apro-vechamiento de nuevas fuentes energéticas.

Centrándonos ya en las últimas décadas, pue-de decirse que, a partir de la Segunda Guerra Mun-dial, ha habido dos decenios de intenso crecimientode la demanda energética, abastecida sin problemaspor una producción de energía en continuo ascenso.

La crisis energética del año 1973 interrumpió estatrayectoria, desacelerando primero el crecimiento delconsumo para, a partir del año 1979, producirse unadisminución del mismo que se mantuvo durante losprimeros años de la década de los 80. Este cambio en

la evolución de la demanda fue consecuencia directade la crisis económica que se extendió por la mayo-ría de los países desarrollados.

Asimismo, el encarecimiento de la energía hizoque las políticas energéticas de los países procuraran,a corto plazo, ahorrar energía, usándola con más racio-nalidad; a medio plazo el objetivo perseguido era elde reemplazar los equipos y las máquinas que con-sumían mucha energía por otros que, con similaresresultados, fueran más eficientes.

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El consumo de energía en los sectores comercial yresidencial es un indicador de bienestar económico.

Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 1999.

Gráfico I.1

Consumo mundial de energía primaria (%)

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Respecto a la evolución estructural del consu-mo energético mundial, el petróleo, la energía más enca-recida durante los años de crisis, retrocedió porcen-tualmente más que las restantes, llegando a perder casidiez puntos dentro del abastecimiento energético mun-dial, aunque se ha estabilizado su consumo en la déca-da de los noventa (véase Tabla I.4 y Gráfico I.1). Porel contrario, el gas natural aumentó de forma signifi-cativa su aportación relativa y el carbón se mantuvoprácticamente estable, lo que es digno de resaltar, puesdesde hacía decenios su papel descendía de forma con-tinua. Asimismo, es de destacar el incremento de laenergía nuclear, aunque su aportación, por razones de

todos conocidas, no ha alcanzado las expectativas pues-tas en ella.

Desde mediados de los 80, la recuperación eco-nómica de los países industrializados, junto con unaestabilización en los precios de los crudos y del car-bón, ha propiciado el inicio de un nuevo ciclo de cre-cimiento del consumo energético mundial en los últi-mos años de la década de los 90.

¿Cómo afectó la crisis energéticade los años setenta

a las economías occidentales?

l desencadenamiento de las crisis energéticas suele ocu-rrir cuando los tirones alcistas de la demanda –impul-sados por el crecimiento económico– no van acom-pañados de incrementos paralelos de la producción deenergía. Esto se debe, en muchos casos, a la falta derespuesta de ésta a corto plazo dado el largo periodode maduración que tienen las inversiones necesariaspara su aumento.

El ajuste, vía precios, entre una demanda enaumento y una oferta incapaz de satisfacerla consti-tuye un mecanismo –aunque traumático– de reequili-brio, pues los altos precios energéticos fomentan lasinversiones en busca de nuevos yacimientos, nuevasfuentes de energía o nuevas tecnologías, lo cual, final-mente, volverá a restablecer el equilibrio entre la ofer-ta y la demanda de energía.

Algunas veces, las causas que desencadenan lascrisis energéticas pueden ser de tipo político, o inclu-

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Evolución del consumo mundial por tipos de energía primaria (en millones de tep)1973 1979 1982 1989 1998

Consumo % Consumo % Consumo % Consumo % Consumo %

Petróleo 2.798 47,3 3.142 46,8 2.901 43,0 3.123 39,4 3.463 40,6Gas natural 1.076 18,2 1.207 17,9 1.246 19,0 1.629 20,6 2.064 24,2Carbón 1.668 28,2 1.838 27,3 1.876 28,6 2.261 28,6 2.130 24,9Nuclear 49 0,8 147 2,2 205 3,1 425 5,4 651 7,6Hidroelectricidad y otras renovables 329 5,5 389 5,8 415 6,3 476 6,0 226 2,7(*)

TOTAL 5.920 100,0 6.723 100,0 6.543 100,0 7.934 100,0 8.534 100,0

Tabla I.4

Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 1999.(*) La bajada de la aportación de estas energías se debe, fundamentalmente, al cambio de criterio de equivalencia de la energía hidráulica en las estadísticas de la UE y de la AIE.

El desarrollo económico requiere el transporte masivo de energía.

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so conflictos bélicos que sucedan en áreas producto-ras de materias energéticas de gran importancia.

Por su importante impacto en las políticas ener-géticas de todos los países desarrollados, y por ser lamás reciente (el conflicto de la Guerra del Golfo nosupuso escasez realmente de oferta), conviene anali-zar la crisis energética iniciada en octubre de 1973 conla subida drástica de los precios de los crudos y conrestricciones de oferta aplicadas por los países de laOPEP (Organización de los Países Exportadores dePetróleo), y continuada en los años siguientes de ladécada de los 70.

Aunque los efectos fueron múltiples, algunos,por su relevancia, merecen ser destacados:

• El alza drástico de los precios de los crudos–hecho desencadenante– fue acompañado deelevaciones –algo menores– en los preciosde otras energías primarias. Se cerró, por tan-to, un largo periodo de precios energéticosbajos y decrecientes, abriéndose otro de pre-cios altos y crecientes.

• Los países industriales, todos grandes impor-tadores de crudos, vieron sus economías muyafectadas por el alza de precios. De entrada,sufrieron un grave quebranto en sus balan-zas comerciales, pero además, su crecimientoeconómico decayó, a la vez que sus tasas deinflación llegaron a dos dígitos y se elevó elparo muy por encima de las cifras del dece-nio precedente.Dadas las interdependencias existentes en laeconomía mundial, la recesión de los paísesindustrializados no tardó en generalizarse alresto, sobre todo por la vía del comerciointernacional, que experimentó una fuertecontracción.

• Cada país llevó a cabo, con mayor o menorfortuna, sus propios Planes EnergéticosNacionales, así como a nivel supranacional laUnión Europea, la OCDE, etc. Aunque estosplanes pudieron tener predicciones no siem-pre exactas, sirvieron de llamadas de atencióny referencia útiles para los consumidores.Se creó también la Agencia Internacional dela Energía en el seno de la OCDE, que arbi-tró reglas de cooperación y medidas de emer-gencia energética para sus países miembros.

• Se produjo un importante esfuerzo de explo-ración en todo el mundo para lograr nuevaszonas productoras, a través de grandes inver-siones, desarrollo de tecnologías, etc. La con-secuencia fue el descubrimiento de zonas pro-ductoras de grandes proporciones, tales comoel Mar del Norte, Alaska, Brasil, Malasia, Egip-to y el incremento de producción en paísesya productores, como México, Oriente Pró-ximo, Indonesia, etc. La mayoría de estas nue-vas zonas años atrás se hubieran considera-do imposibles, bien por las profundidades ylas condiciones meteorológicas del Mar delNorte, bien por las bajas temperaturas de Alas-ka o Siberia.

• Se mejoraron de forma espectacular los ren-dimientos de los equipos industriales en gene-ral, fomentando los gobiernos la renovaciónde instalaciones mediante apoyos crediticiosy fiscales.

• Se produce una creciente diversificación delas fuentes de energía primaria, con una reac-tivación del consumo de carbón, y la cons-trucción en Europa y Japón de la infraes-tructura necesaria para generalizar el consu-mo de gas (en América hacía mucho tiempoque se había emprendido). La aportación dela energía nuclear, salvo en muy contadasexcepciones, quedó muy por debajo de lasexpectativas, en muchos casos por los retra-sos y encarecimientos de su construcción yen general como consecuencia del rechazosocial. La aportación de las energías reno-vables, que están todavía en desarrollo (si seexceptúa la hidráulica y la eólica) es aún pocosignificativa.

¿Cuáles son las reservasmundiales de carbón?

as reservas de una materia energética están constitui-das por la parte de los recursos existentes que, además de ser técnicamente explotables, son econó-micamente rentables a los precios de mercado exis-tentes en cada momento. Esta distinción es muy impor-tante, pues mientras que los recursos energéticos son

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abundantes en el mundo, las reservas son más bienescasas y muy variables geográficamente.

El carbón, aunque continúa teniendo una utili-zación grande hoy día (cubre aproximadamente el 25%del consumo mundial), su importancia ha ido dismi-nuyendo desde comienzos del siglo XX, a pesar de laefímera recuperación que tuvo en la década de lossetenta, como consecuencia de la crisis petrolera.

El principal uso del carbón es para la produc-ción de electricidad, sobre todo el lignito y la antra-cita. Solamente la hulla se utiliza también para la pro-ducción de coque en la siderurgia integral y otros usosen el sector industrial.

Actualmente se estima que las reservas de car-bón en el mundo son próximas al billón de tonela-das, que se reparten casi al 50% entre reservas de hullay antracita y reservas de lignitos.

La producción mundial del carbón en el año1999 fue del orden de los 4.300 millones de toneladasactuales, lo cual significa que al nivel actual de extrac-ción, existen reservas de este combustible para unos230 años.

Por tanto, el carbón es el combustible más abun-dante a nivel mundial. Adicionalmente presenta la ven-taja de que las reservas de carbón están más unifor-memente distribuidas a lo largo del globo que las deotros combustibles, tal y como puede verse en la Ta-bla I.5 adjunta, en la que se recoge la distribución mun-dial de reservas probadas de hulla y antracita, de lig-nito y el ratio reservas/producción en años de vida.(Véase también el Gráfico 1.2)

Los principales países productores de carbón enel año 1998 fueron China (626 Mtep) y EE.UU. (590

Mtep). A continuación figuran India, Australia, Sudá-frica, Rusia y Polonia pero con unos niveles de pro-ducción mucho menores.

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Reservas probadas de carbón por regiones económicas. Año 1999 (Mt)Hulla

Regiones Hulla y Sub-bituminosa % del Reservas/Económicas Antracita y Lignito Total Total producción años

Norteamérica 116.707 139.770 256.477 26 239Centro y Sudamérica 7.839 13.735 21.574 2 474Europa 41.664 80.368 122.032 12 161Ex-URSS 97.476 132.702 230.178 24 700África y Oriente Medio 61.355 250 61.605 6 268Asia y Australasia 184.450 107.895 292.345 30 164

TOTAL Mundial 509.491 474.720 984.211 100 230

Tabla I.5



Gráfico I.2

Reservas mundiales de carbón (%)

E¿Cuáles son las reservasmundiales de petróleo?

l petróleo es la fuente de energía primaria más utili-zada desde la segunda mitad del siglo XX, en la quesustituye en ese puesto al carbón. Hoy en día, cubreaproximadamente el 40% del consumo mundial debi-do, fundamentalmente, a su utilización en el sectortransporte y como materia prima en la industria petro-química. Además, el precio del crudo sirve de referenteal de las otras materias energéticas.

Actualmente se estima que existen unas reser-vas probadas de petróleo de un billón de barriles, loque equivale a unos 142.000 millones de toneladas. Demantenerse el ritmo de producción alcanzado en el año2000, de unos 25.000 millones de barriles anuales, exis-tirían reservas para 41 años.

El petróleo es la fuente de energía primaria quepresenta una mayor concentración geográfica de las

reservas, ya que las dos terceras partes están situadasen Oriente Medio. Otra muestra de esa concentraciónes que 13 países socios de la OPEP disponen de casiel 80% de las reservas de petróleo, siendo Arabia Sau-

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Reservas probadas de petróleo por regioneseconómicas. Año 2000

Miles de mill. Miles de mill.Areas económicas de toneladas de barriles % del Total Vida media

Norteamérica 8,5 64,4 6 14Centro y Sudamérica 13,7 95,2 9 38Europa 2,5 19,1 2 8Ex-URSS 9,0 65,3 6 24Oriente Medio 92,6 683,6 66 87África 10,0 74,8 7 28Asia y Australasia 5,9 44,0 4 16

TOTAL Mundial 142,2 1.046,4 100,0 41

Tabla I.6



Gráfico I.3

Reservas mundiales de crudo. Año 2000

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L

dí (26%), Irak y Kuwait (10% cada uno) e Irán (9%)los países con las mayores reservas. (Ver Tabla I.6 adjun-ta y los Gráficos I.3, I.4 y I.5 sobre la distribución geo-gráfica y evolución del ratio reservas/producción.)

Los cinco países productores de crudo másimportantes en el año 1999 fueron Arabia Saudí

(443 Mtep), EE.UU. (368 Mtep), Irán (188 Mtep) Méxi-co (174 Mtep) y Venezuela (171 Mtep). A continuaciónfiguran China, Noruega, Reino Unido, Canadá y Kuwait,por este orden.

¿Cuáles son las reservasmundiales de gas natural?

as razones fundamentales que explican la creciente uti-lización del gas natural pasan por el menor impactoambiental que presenta su combustión, por su altopoder calorífico y por la facilidad de su utilización.Además, en el sector eléctrico, la puesta a punto enlos últimos años de tecnologías de ciclo combinadoque permiten usarlo para generación de electricidadcon elevados rendimientos, explica que este combus-tible pase a tener en el futuro un importante peso eneste sector.

Las reservas probadas de gas natural asciendena casi 150.000 millones de m3 y están concentradas enla Europa del Este (39%) y en Oriente Medio (34%).

La producción de gas natural en el año 1999 fuedel orden de los 2.400 millones de m3, aunque estácreciendo su utilización de forma importante en los últi-mos años. Esta tendencia se espera que continuará enel futuro próximo. De todas formas, a los ritmos actua-les de producción existen reservas para más de 62 años(Ver Tabla I.7. y los Gráficos I.6 y I.7 que recogen sudistribución geográfica y la evolución del ratio reser-vas/producción).

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Gráfico I.4

Distribución porcentual de las reservas de petróleo


Gráfico I.5

Evolución ratio reservas petróleo/producción


Reservas probadas de gas natural por regioneseconómicas. Año 1999

Trillones de Miles de Regiones económicas pies cúbicos metros cúbicos % del Total Vida media

Norteamérica 258,0 7,3 5 10Centro y Sudamérica 222,6 6,3 4 66Europa 181,7 5,2 3 17Ex-URSS 2.002,6 56,7 39 81Oriente Medio 1.749,3 49,5 34 (*)África 394,2 11,2 8 98Asia y Australasia 363,4 10,3 7 40

TOTAL Mundial 5.171,8 146,5 100 62

Tabla I.7

Fuente: British Petroleum. Statistical Review of World Energy. 1999.(*) Más de 100 años.

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Gráfico I.6

Distribución porcentual de las reservas de gas natural


Fuente: Ministerio de Economía. 2002.

Gráfico I.8

El gas natural en la Unión Europea: potenciales suministradoras al mercado europeo

Gráfico I.7

Evolución ratio reservas gas/producción


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L

L

Dada la importancia que tiene el coste de trans-porte en el precio del gas, en el Gráfico I.8. se repre-sentan las regiones que potencialmente son los sumi-nistradores del mercado europeo.

Los principales países productores en el año 1999fueron Rusia (496 Mtep), EE.UU. (490 Mtep) y Cana-dá (144 Mtep). Les siguen otros países con menor pro-ducción, como son Reino Unido, Argelia, Indonesia yHolanda.

¿Cuáles son las reservas de uranio en el mundo?

as reservas mundiales de uranio metal son estimadasen el año 1996 en unas 2.500.000 toneladas U con cos-tes inferiores a los 80$/KgU, estando distribuidas muydesigualmente entre los países del globo.

El 24% se encuentra en Australia, el 17% enKazakhstán, el 13% en Canadá y el 9% en Sudáfrica.Europa cuenta solamente con el 1,2% de las reservastotales mundiales. (Ver Tabla I.8)

España, con unas 4.600 toneladas con costes infe-riores a los 80$/KgU, es el segundo país europeo enimportancia, después de Francia.

En cuanto a la producción mundial de concen-trado de uranio, ésta fue de 32.970 t en 1998, siendoCanadá el primer productor mundial, con el 33% deltotal de la producción. Después se sitúa Australia, conun 15%, Níger con el 11% y Namibia, con el 8%. (VerTabla I.9)

En España se han producido hasta el año 1999unos 5.000 t U

3O

8, lo que representa aproximadamente

el 25% de las necesidades de nuestro parque nuclear.

¿Cuáles son los recursoshidroeléctricos y los de otras

energías renovables en el mundo?

a energía hidráulica es la energía renovable que másimportancia ha tenido hasta ahora en el abastecimientoenergético mundial. Su aportación creció a lo largo delos años 60, 70 y 80, llegando a alcanzar el 6,7% delconsumo total.

En el potencial de la producción hidroeléctri-ca intervienen fundamentalmente dos factores: el cau-dal de los ríos y los desniveles de su orografía. Portanto, los países que cuentan con largos y caudalo-sos ríos suelen estar entre los principales producto-res mundiales. Este es el caso de Canadá, EE.UU., Bra-sil, China, Rusia y la India, que se encuentran entrelos mayores productores mundiales. Además, tambiéninfluyen otros factores como el grado de desarrollotecnológico del país, la dimensión de su consumo deelectricidad y las disponibilidades de capital. Así, paí-ses de dimensión media como Francia, Noruega, Sue-cia y España, con un nivel de desarrollo muy alto, figu-ran también entre los grandes productores de hidro-electricidad.

El Potencial Técnico mundial es del orden delos 14.300 TWh, según un estudio que ha publicadolas Naciones Unidas en el año 2000, «Energy and the

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Reservas de uranio en el mundo por países.Año 1999 (Miles de tU)

<80$/KgU <80$/KgU

Australia 622,00Brasil 162,00Canadá 331,00España 4,65Estados Unidos 110,00Federación Rusa 145,00Francia 12,46Kazakhstán 439,22

Mongolia 61,60Namibia 156,12Níger 69,96Sudáfrica 218,30Uzbequistán 66,21Otros 134,91

TOTAL 2.534,43

Tabla I.8

Fuente: Foro Nuclear.

Evolución de la producción de concentrados de uranio (t)

1994 1995 1996 1997 1998

Australia 2.183 3.712 4.974 5.520 4.885Canadá 9.694 10.515 11.788 12.029 10.924España 255 255 255 255 255Estados Unidos 1.400 2.324 2.420 2.170 1.872Francia 1.028 980 940 748 508Kazakhstán 2.240 1.630 1.320 1.000 1.250Namibia 1.01 2.007 2.452 2.905 2.762Níger 2.975 2.970 3.160 3.497 3.731Rusia 2.968 2.250 2.000 2.000 2.000Sudáfrica 1.690 1.424 1.436 1.100 962Uzbekistán 2.015 1.800 1.459 1.764 2.000Otros 2.149 1.625 1.356 1.604 1.821

TOTAL 30.498 31.492 33.560 34.592 32.970

Tabla I.9

Fuente: Uranium Institute.

15

16

C

Challenge of Sustainability. UN Development ProgramWorld Energy Council. 2000».

En la Tabla I.10. adjunta, se recoge por gran-des regiones económicas la estructura de la produc-ción hidroeléctrica del año 1995 en el mundo, que fuede unos 2.500 TWh, lo que representó el 18,9% de laproducción eléctrica mundial. Según la metodologíaactual de la Agencia Internacional de la Energía, queconsidera a la energía hidroeléctrica como primaria(1 MWh = 0,086 tep), esta producción hidroeléctricacitada representa sólo el 2,6% de la producción de ener-gía primaria mundial. Sin embargo, si se utilizase el«criterio de sustitución» empleado por la AIE hasta hacepoco tiempo, que valoraba la hidroelectricidad comoenergía primaria a través de «coeficiente de eficienciade una central térmica»; (1 MWh = 0,2233), represen-taría el 6,7% de la energía primaria mundial. Esta esuna razón del bajón tan importante que ha sufrido lahidroelectricidad últimamente en los balances ener-géticos internacionales.

Respecto al resto de energías renovables, pue-de decirse que los potenciales de algunos de ellos comoson la eólica, la geotérmica y la biomasa, son muy gran-des en determinadas regiones del planeta. Sin embar-go, en varios estudios realizados recientemente porvarias instituciones mundiales de prestigio (ONU, Bri-tish Petroleum, Agencia Internacional de la Energía)discrepan enormemente las cifras de sus potenciales,por lo que no se ha creído conveniente presentarlasen esta publicación.

¿Hay escasez de energía en el mundo?

omo se deduce de las cifras de recursos expuestos enlas preguntas anteriores, puede decirse que la huma-nidad cuenta todavía con recursos energéticos relati-vamente abundantes. Sin embargo, este panorama varíasi se analiza individualmente cada fuente energética,pues, aunque las reservas de carbón son relativamenteabundantes, las de los hidrocarburos lo son bastantemenos, sobre todo las de petróleo, que resulta ser des-de hace más de un cuarto de siglo la energía prima-ria más utilizada.

Por todo ello pueden hacerse las siguientes valo-raciones, en las que, en general, están de acuerdo lamayoría de los expertos:

a) Probablemente, durante los próximos 30-40años el petróleo continuará jugando un papelbásico en las economías, sobre todo de lospaíses en desarrollo, sin que se produzcanprevisiblemente graves tensiones en los mer-cados. Con el nivel actual de reservas pro-badas y el mantenimiento del nivel de con-sumo registrado en 1998, la humanidad con-taría con unos 45 años para el agotamientode este recurso. Si se baja la calificación dereservas probadas a reservas probables,entonces este ratio alcanzaría los 100 años.Es casi seguro que el plazo de agotamientodel petróleo se irá ampliando si nos atene-mos a la evolución de las reservas probadas:en 20 años (1978-1998), el nivel de estas reser-vas ha pasado de unos 654 miles de millo-nes de barriles a casi unos 1.100; es decir,un incremento del 62,4%.Asimismo, conviene notar que las reservasprobadas en 1986, eran solamente 30 vecesel consumo de ese año. Todo esto quieredecir que el esfuerzo de exploración, de mejo-ra de su tecnología de exploración y la reduc-ción de costes han hecho que no sólo se hayacubierto la demanda desde entonces, sino quehan aumentado las reservas. En conclusión,parece que no existen los problemas gravesde abastecimiento que se pronosticaban enlos años setenta. Es cierto que el nuevo petró-leo se obtendrá en condiciones cada vez más

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Producción hidroeléctrica mundial por regiones económicas

Año 1995

TWh %

OCDE Europa 486 19OCDE América del Norte 648 26OCDE Pacífico 126 5Antigua URSS y Europa del Este 290 12África 56 2China 191 8Este Asiático 78 3América Latina 495 20Oriente Medio 16 1Sur Asiático 112 4

TOTAL 2.498 100

Tabla I.10

Fuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE). Perspectivas energéticas mundiales. 1998.Nota: La producción hidroeléctrica no incluye la generación de bombeo.

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difíciles, pero esta industria ha conseguidotales avances en las técnicas de exploracióny producción que hoy se explotan pozos sub-marinos con más de 1.000 metros de pro-fundidad de agua, o se trazan oleoductos demás de 4.000 kilómetros para transportar elpetróleo producido en nuevas áreas pro-ductoras.En cuanto a la evolución de los precios, hayun dato positivo, y es la enorme reducciónde costes de producción, sobre todo debidoa la precisión en las técnicas de deteccióngeofísica, que minimizan el gran enemigo dela exploración que es el pozo seco. Sinembargo no existe razón alguna para que lavolatilidad, que ha sido la característica deeste mercado desde su principio, desaparezcaen el futuro.Además, añaden una mayor dificultad a estaspredicciones las diferencias de precios queirán apareciendo entre los crudos de alto ybajo contenido de azufre, dadas las exigen-cias, cada vez mayores por razones medio-ambientales.

b) El gas natural es la energía con más futuroen los próximos años. En la actualidad el gasnatural representa alrededor del 24% de lasenergías primarias utilizadas en el mundo, conun significativo crecimiento en los últimosaños de su cuota de participación. Así, porejemplo, en los últimos 20 años del siglo XXel consumo de gas natural ha aumentado un60%, mientras que el petróleo solamente un10%. Con estas tasas de crecimiento, el con-sumo de gas natural igualaría al del petró-leo en 25 años.El ratio reservas probadas/producción es deunos 60 años para los niveles de produc-ción y consumo del año 1999; es decir,mayor que el petróleo. Se espera que unaparte importante del crecimiento en el con-sumo de gas corresponderá a la utilizaciónde esta energía para la producción de elec-tricidad.

c) Para la generación de energía eléctrica y usostérmicos, tanto industriales como domésticos,el petróleo será sustituido, a corto y medio

plazo, por el gas en la medida en que lospaíses vayan desarrollando la infraestructu-ra gasista necesaria. Por tanto, este procesoserá más rápido en las economías desarro-lladas que en las emergentes.Para la fabricación de productos químicos degran consumo, en la mayoría de los casos lasfracciones ligeras del petróleo pueden ser sus-tituidas con ventaja por el gas natural.Sin embargo, en el sector del transporte, elmotor de combustión interna es muy difícilde sustituir a corto plazo de forma eficaz yeconómica. Consecuentemente, el petróleodeberá seguir atendiendo mayoritariamentea las demandas de consumo derivadas de lostransportes terrestre, marítimo y aéreo.Sin embargo, existen numerosos proyectos deinvestigación que tienen como objetivo la sus-titución del motor de combustión interna. Unode ellos es el del motor eléctrico que, debi-do a sus ventajas medioambientales, podríacubrir determinadas demandas en el trans-porte urbano (por ejemplo, transporte colec-tivo, de flota, etc.), pero que cuenta coninconvenientes como son la autonomía delvehículo, la carga de las baterías o el desa-rrollo de la infraestructura necesaria para susrecargas. Una línea actual de investigación seorienta hacia los automóviles híbridos querebajan, en parte, estos inconvenientes.Otro proyecto es el de la sustitución del petró-leo por el hidrógeno, pero también necesi-ta de la innovación tecnológica para su alma-cenamiento y distribución, que permitan suaplicación comercial. Por todo ello puedeconsiderarse que durante los primeros 20 añosdel siglo XXI el suministro de energía parael transporte va a seguir basado principal-mente en el petróleo.

d) Habrá que aprovechar los recursos de car-bón existentes en el mundo, que son relati-vamente abundantes, y en gran parte se harámediante su transformación en electricidad,a través de las nuevas tecnologías de com-bustión «limpia».

e) La energía nuclear seguirá produciendo elec-tricidad en los países desarrollados, tenien-

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E

do la ventaja esta energía de no producirgases de efecto invernadero. Deberá hacer-se un esfuerzo en desarrollar tecnologíasnucleares avanzadas que puedan ofrecer cos-tes menores, estimular la confianza públicaen la seguridad de las centrales nucleares ydemostrar unas prácticas de gestión eficaz delos residuos nucleares. La fusión puede ser,a largo plazo, un vector energético impor-tante.

f) Una mayor utilización de las energías reno-vables (fundamentalmente hidráulica, eólica,biomasa, solar y geotérmica) permitirá amedio plazo la satisfacción de una parte sig-nificativa de las necesidades energéticas mun-diales. El freno principal de estas energías sonlos costes, pero éstos están declinando conrapidez en algunas de ellas, esperándosereducciones del orden del 20% por cadaduplicación de su uso. Además, la aleatorie-dad de su producción, la estacionalidad y lafalta de madurez de sus canales comercialesson otros factores que retrasan su aprove-chamiento.

g) Se proseguirá en los esfuerzos para la utili-zación eficaz de la energía, fundamentalmentepor parte de los consumidores finales. Uninforme reciente de la ONU, «Energy andChallenge of Sustainability. UndevelopmentProgram World Energy Council. 2000», con-sidera que puede reducirse de forma renta-ble entre un 25-35% la cantidad de energíaempleada en los países industrializados y másaún en los emergentes. Para ello, es precisoeliminar algunas imperfecciones del merca-do: falta de información y preparación téc-nica; incertidumbre empresarial sobre inver-siones en tecnologías de alta eficiencia; fal-ta de incentivos suficientes; internalizar loscostes medioambientales; etc.

En definitiva, nuestro planeta cuenta todavía conrecursos energéticos suficientes para continuar abas-teciendo los consumos energéticos demandados, perodeben tomarse iniciativas por parte de los gobiernosen las áreas que permitan conseguir una mayor efi-ciencia, una mayor innovación tecnológica y un desa-rrollo de las energías renovables.

¿Cúal es el consumo de energíaprimaria en España?

spaña es un país desarrollado, por lo que tiene un con-sumo de energía per cápita relativamente elevado. Aun-que estamos por debajo de los países más industria-lizados del mundo (EE.UU., Japón, Canadá, Alemania,Francia, Reino Unido e Italia), nuestro indicador supe-ra a los de la mayoría del resto de países.

La evolución del consumo de energía primariaen España ha seguido, en general, la pauta de los paí-ses europeos de nuestro entorno. Tuvo incrementosfuertes antes de la crisis de los setenta, para despuésralentizarse su aumento en los años ochenta. Asimis-mo, ha tenido una clara trayectoria ascendente duran-te la segunda mitad de los años noventa, como con-secuencia del crecimiento económico registrado ennuestro país. (Ver Tabla I.11 y Gráfico I.9)

Puede verse en esta Tabla que, en el sistemaenergético español, el papel del petróleo es funda-mental, pues representa más de la mitad del consumototal, algo que viene sucediendo desde hace más de30 años. Teniendo en cuenta que la producción nacio-nal de crudo es muy escasa, aquí está una de las cau-sas del déficit energético de España. El carbón es, por-centualmente, la segunda energía primaria consumidaen nuestro sistema, aunque la oferta nacional es limi-tada y de baja calidad. Además, su continuo decliveen los últimos años presagia una menor utilización de

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Gráfico I.9

Evolución del consumo de energía primaria (ktep)

18

Fuente: Foro Nuclear 2000.

E

esta energía en el futuro. La energía nuclear figura entercer lugar, pero con tendencia a disminuir su parti-cipación en el total, al abandonarse esta opción ener-gética a principios de los 80 y no preverse en un futu-ro inmediato la incorporación de nuevos reactores anuestro parque nuclear. La hidroelectricidad de carác-ter autóctono, que en los años 60 llegó a satisfacer másdel 20% de nuestras necesidades energéticas, está que-dando relegada a un papel más secundario.

El gas, aunque ocupa actualmente el cuarto lugarentre las energías primarias que abastecen nuestro con-sumo, tiene clara tendencia a incrementar su actual par-ticipación, que es del 11,7% en 1999. Finalmente, en

los balances energéticos de los últimos años aparecenvarias energías renovables, pero su aportación es toda-vía pequeña, si exceptuamos la energía eólica, que hatenido un importante desarrollo en los últimos años.

¿Cuál es la producción de energía primaria en España?

spaña es un país con reservas energéticas muy limi-tadas. Solamente las reservas de carbón y el alto apro-vechamiento del potencial hidroeléctrico existente, per-

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Evolución del consumo de energía primaria en España (1973-2001) (Ktep)Carbón (1) Petróleo Gas Natural Hidráulica (2) Nuclear Saldo (3) TOTAL

Años Ktep (%) Ktep (%) Ktep (%) Ktep (%) Ktep (%) Ktep (%) Ktep (%)

1973 9.875 18,2 39.445 72,9 794 1,5 2.489 4,6 1.705 3,1 –173 –0,3 54.145 1001974 9.169 16,2 42.095 74,5 852 1,5 2.635 4,7 1.882 3,3 –98 –0,2 56.535 1001975 10.332 17,9 42.230 73,2 941 1,6 2.244 3,9 1.966 3,4 –53 –0,1 57.660 1001976 9.584 15,5 47.353 76,7 1.092 1,8 1.808 2,9 1969 3,2 –67 –0,1 61.739 1001977 10.227 16,5 45.714 73,5 1.184 1,9 3.413 5,5 1.700 2,7 –81 –0,1 62.158 1001978 10.229 15,9 47.389 73,8 1.269 2,0 3.468 5,4 1.993 3,1 –132 –0,2 64.216 1001979 10.648 16,0 49.134 73,6 1.327 2,0 3.994 6,0 1.746 2,6 –128 –0,2 66.721 1001980 13.337 19,4 50.070 72,8 1.567 2,3 2.544 3,7 1.351 2,0 –119 –0,2 68.750 1001981 15.178 22,4 46.439 68,7 1.765 2,6 1.894 2,8 2.494 3,7 –125 –0,2 67.644 1001982 17.253 25,4 44.395 65,5 1.890 2,8 2.265 3,3 2.285 3,4 –260 –0,4 67.487 1001983 17.636 26,1 42.545 63,0 2.202 3,3 2.335 3,5 2.778 4,1 –9 0,0 67.487 1001984 18.057 25,9 40.907 58,6 1.877 2,7 2.718 3,9 6.016 8,6 199 0,3 69.774 1001985 19.121 27,0 39.538 55,9 2.195 3,1 2.701 3,8 7.208 10,3 –92 –0,1 70.771 1001986 18.695 25,4 40.676 55,2 2.336 3,2 2.282 3,1 9.761 13,3 –108 –0,1 73.642 1001987 18.003 23,6 42.520 55,8 2.648 3,5 2.358 3,1 10.755 14,1 –132 0,2 76.152 1001988 15.248 19,3 44.282 56,0 3.440 4,4 3.035 3,8 13.151 16,6 –115 –0,1 79.041 1001989 19.173 22,3 46.025 53,6 4.505 5,2 1.640 1,9 14.625 17,0 –157 –0,2 85.811 1001990 18.974 21,6 47.741 54,2 5.000 5,7 2.205 2,5 14.138 16,1 –36 0,0 88.022 1001991 18.992 21,0 49.367 54,5 5.511 6,1 2.349 2,6 14.484 16,0 –58 –0,1 90.645 1001992 19.277 21,2 50.464 55,6 5.851 6,4 1.724 1,9 14.537 16,0 55 0,1 91.908 1001993 18.418 20,3 49.709 54,7 5.829 6,4 2.155 2,4 14.609 16,1 109 0,1 90.828 1001994 18.056 19,3 51.894 55,5 6.479 6,9 2.425 2,6 14.415 15,4 160 0,2 93.427 1001995 18.721 19,2 54.610 55,9 7.504 7,7 1.999 2,0 14.449 14,8 386 0,4 97.669 1001996 15.857 16,2 55.433 56,6 8.401 8,6 3.520 3,6 14.680 15,0 91 0,1 97.982 1001997 18.010 17,4 57.396 55,3 11.057 10,7 3.116 3,0 14.411 13,9 –264 –0,3 103.725 1001998 18.300 16,5 61.670 55,7 11.816 10,7 3.219 2,9 15.376 13,9 293 0,3 110.674 1001999 20.976 18,1 63.041 54,4 13.535 11,7 2.482 2,1 15.337 13,2 492 0,4 115.864 1002000 22.137 18,2 64.663 53,2 15.223 12,5 2.941 2,4 16.211 13,3 382 0,3 121.556 1002001 20.098 16,2 66.719 53,7 16.405 13,2 4.127 3,3 16.602 13,4 297 0,2 124.250 100

Tabla I.11

Fuente: Coyuntura Energética del Ministerio de Economía. Dirección General de Política Energética y Minas.(1) Incluye R.S.U. y otros combustibles sólidos consumidos en generación eléctrica.(2) Incluye energía eólica.(3) Saldo de intercambios internacionales de energía eléctrica (Importación-Exportación).Metodología: Agencia Internacional de la Energía (AIE).

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mite alcanzar unos niveles de producción de ciertaimportancia. También la energía nuclear, considerán-dola 100% nacional, juega un importante papel en laproducción de energía primaria de nuestro país, alcan-zando más del 50% de nuestra producción en los últi-mos ocho años, tal y como puede verse en la Tabla 1.12adjunta y en el Gráfico I.10.

También puede verse en esta Tabla la baja con-tribución de los hidrocarburos en nuestra producciónnacional, dadas las escasas reservas que este tipo deenergía tiene en España. Así, en el periodo 1983-2000,

su aportación (petróleo + gas natural) ha ido descen-diendo desde el 11,2% al 1,3% en el año 2000.

¿Cuál es la dependenciaenergética de España?

spaña es un país con limitados recursos energéticos,por lo que nuestro sistema energético se ha caracteri-zado siempre por tener una dependencia exterior ele-vada y que ha ido aumentando en los últimos añosdel siglo XX. Así, las importaciones de energía hanpasado de representar el 61% en el año 1985 al 76%en 1999. Una forma de cuantificar esta dependenciaes a través de un indicador que mide la relación por-centual entre la producción nacional de una energíadeterminada y el consumo de la misma.

En la Tabla I.13 que se adjunta, puede verse laevolución para España de este indicador, durante elperiodo 1994-1999. Esta dependencia exterior supone,por ejemplo, que España debe importar anualmentemás de 60 millones de toneladas de petróleo, lo cualrepresenta el pago de una importante factura energé-tica, que en los años de la crisis energética resultabauna carga excesiva para nuestra economía. En el perio-do 1985-1998, la caída y estabilización de los preciosde los crudos, junto a cierta apreciación de la pesetacon respecto al dólar (medio de pago corrientementeutilizado en los pagos internacionales) y al impacto de

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Evolución de la producción de energía primaria en España (1983-2000)Clases de energía Unid. 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Carbón Mtec 20,9 20,8 16,3 17,0 14,9 14,9 13,9 13,7 13,8 13,0 12,3 11,9(%) (53,3) (45,3) (39,3) (38,7) (35,3) (36,4) (35,6) (33,5) (34,9) (32,2) (32,2) (30,4)

Petróleo Mtec 4,3 3,1 2,3 1,6 1,5 1,2 0,9 0,7 0,5 0,8 0,4 0,3(%) (10,9) (6,8) (5,6) (3,5) (3,6) (3,0) (2,4) (1,8) (1,3) (1,9) (1,1) (0,8)

Gas natural Mtec 0,1 0,5 0,9 2,0 1,8 0,9 0,8 0,6 0,2 0,1 0,2 0,2(%) (0,3) (1,0) (2,3) (4,7) (4,2) (2,1) (2,0) (1,4) (0,6) (0,3) (0,5) (0,5)

Energía hidráulica* Mtec 10,0 11,2 9,0 2,3 3,4 3,1 2,8 5,0 4,4 4,4 3,2 3,6(%) (25,5) (24,5) (21,7) (5,4) (7,9) (7,5) (7,2) (12,1) (11,1) (11,0) (8,4) (9,2)

Energía nuclear Mtec 3,9 10,3 12,9 20,9 20,7 20,9 20,6 21,0 20,6 22,0 21,9 23,1(%) (10,0) (22,4) (31,1) (47,7) (49,0) (50,9) (52,8) (51,1) (52,2) (54,5) (57,7) (59,1)

TOTAL Mtec 39,1 45,9 41,6 43,8 42,3 41,0 39,1 41,0 39,5 40,3 38,0 39,1(%) (100) (100) (100) (100) (100) (100) (100) (100) (100) (100) (100) (100)

Tabla I.12

Fuente: Ministerio de Economía.(*) Incluye las otras energías renovables.

Gráfico I.10

Producción nacional de energía primaria

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Fuente: Foro Nuclear 2000.

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las medidas de ahorro energético adoptadas, provo-caron una importante reducción del valor relativo dela factura del petróleo.

Al final de la década de los 90, como conse-cuencia de los aumentos de la demanda del crudo, noseguida por incrementos paralelos de la oferta por par-te de los países de la OPEP, junto con la depreciacióndel euro con relación al dólar estadounidense, estánprovocando nuevamente aumentos considerables enel valor de compra de los crudos. Esto demuestra lagran volatilidad que el mercado del petróleo tiene enlos mercados internacionales. Otro tanto puede decir-se del gas natural, con un mercado internacional toda-vía inmaduro y que sigue la tendencia marcada por elprecio del crudo.

¿Cómo es la dependenciaenergética en España con relacióna los países de la Unión Europea?

spaña, tal y como se observa en la Tabla I.14, tieneuna dependencia exterior muy por encima de lo querepresenta la media comunitaria. Así, mientras que enla Unión Europea esta dependencia se cifraba, en 1988,en un 44%, en España se situaba alrededor del 66%,esto es, 22 puntos por encima de la situación mediade la UE. En 1999 la UE alcanzaba el 49% de depen-dencia energética externa y España se situaba en un80%, esto es, 31 puntos por encima de la UE; esto sig-nifica, además, que el diferencial de dependencia exte-rior va aumentando entre España y la UE, puesto quepara el mismo periodo (1988 a 1999), la UE aumentó

su dependencia externa en tan sólo cinco puntos yEspaña lo hizo en unos 14, es decir, más del doble.

¿Cuáles son las reservas de carbón en España?

ecordemos que el concepto de «reservas probadas»engloba el tonelaje que ha sido medido cuidadosamentey que se estima que es explotable en las condicioneseconómicas actuales, utilizando la tecnología disponi-ble hoy día. Pues bien, de acuerdo con datos del Con-sejo Mundial de la Energía, las reservas recuperablesprobadas de carbón existentes en España ascendíanen 1998 a unos 1.450 millones de toneladas, reparti-das de la siguiente manera: 850 millones de toneladasde hulla y antracita, 400 millones de toneladas de hullasubbituminosa y 200 millones de toneladas de lignitopardo. Galicia, Aragón, Asturias y Castilla y León sonlas comunidades españolas que concentran los volú-menes más significativos de estas reservas.

A esta cifra de reservas cabría añadir las llama-das «reservas adicionales», que incluyen las cantidadesde mineral que pueden existir tanto en extensiones aúnno exploradas de yacimientos conocidos, como aque-

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Evolución del grado de autoabastecimiento de energía primaria en España (%)

1994 1995 1996 1997 1998 1999

Carbón 55,2 52,6 61,7 54,7 51,4 42,2Petróleo 1,6 1,2 0,9 0,6 0,9 0,5Nuclear 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0Gas 11,6 7,2 4,9 1,4 0,8 0,9Hidráulica 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0Resto renovables 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

TOTAL Ponderado 30,5 28,2 29,6 26,9 25,9 23,6

Tabla I.13

Fuente: Foro de la Industria Nuclear.

Evolución del nivel de dependencia energética en los países de la UE (%)

1988 1990 1994 1995 1996 1999

Austria 62,4 67,2 64,5 65,1 69,5 66,1Bélgica 72,2 75,7 79,2 80,4 80,3 83,3Dinamarca 56,7 47,4 28,7 35,7 24,4 –1,6

Finlandia 55,1 62,1 65,7 52,7 55,0 52,6Francia 52,1 54,0 48,2 48,7 49,5 51,5Alemania 44,8 46,3 57,4 57,3 59,0 60,5

Grecia 61,3 62,1 58,7 65,8 66,0 72,7Irlanda 65,6 69,4 64,0 68,3 70,5 85,2Italia 80,1 83,8 80,4 81,6 81,6 84,7

Luxemburgo 97,8 99,0 98,7 97,7 99,3 97,4Holanda 26,9 22,3 21,0 19,3 16,0 35,1Portugal 76,5 85,3 81,6 86,6 79,6 95,3

España 61,8 64,4 69,5 71,8 70,4 76,4Suecia 36,9 37,4 39,3 37,5 40,1 33,4Reino Unido –9,6 3,4 –13,1 –16,2 –13,7 –21,3

Unión Europea 43,7 47,7 46,3 46,5 46,7 48,9

Tabla I.14

Fuente: Energy Balances of OECD Countries. (IEA Statistics. Ed. 2001)

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llos que aún no han sido descubiertos en áreas que,desde el punto de vista geológico, se sabe que con-tienen carbón. El Consejo Mundial de la Energía eva-lúa estas reservas adicionales recuperables en unas tresveces la cifra anterior de reservas probadas.

Al ritmo de producción de los años noventa, losrecursos de carbón nacionales serían suficientes paragarantizar el abastecimiento nacional durante cerca de50 años, si se considera únicamente las reservas pro-badas; subirían a unos 150 años añadiendo la cifra dereservas adicionales recuperables.

En consecuencia, España tiene bastantes recur-sos de carbón, sobre todo si los comparamos con losde otras fuentes energéticas. Ahora bien, conviene seña-lar que, en general, nuestro carbón es de mala cali-dad y su extracción es muy costosa. Por un lado exis-ten problemas geológicos, como son la escasa poten-cia en general de los yacimientos y el excesivobuzamiento y falta de continuidad de las capas. Porotro, hay una cierta atomización de las explotacionesmineras. Esto hace que la mayoría de nuestra pro-ducción nacional de carbón, aproximadamente el 95%,se utilice para la generación de electricidad.

¿Cuáles son las reservas de petróleo en España?

as reservas españolas de petróleo son casi insignifi-cantes. De acuerdo con datos del Consejo Mundial dela Energía, las reservas probadas en 1998 representa-ban solamente el 0,002 del total mundial. Hasta el des-cubrimiento del campo de Ayoluengo, en 1964, no sehabía conseguido ningún resultado positivo en las pros-pecciones efectuadas en nuestro país. La pésima cali-dad del crudo de este yacimiento, impidió incluso suuso en las refinerías nacionales. En la década de lossesenta el descubrimiento y explotación de los cam-pos off shore de Amposta, Casablanca y Dorada (fren-te a Tarragona) permitió que la producción nacionalsobrepasase el millón de toneladas anuales.

En la actualidad están prácticamente agotadaslas reservas de todos los campos en explotación –excep-to Casablanca, Ayobuey y algún otro de menor impor-tancia– por lo que de no descubrirse ningún nuevoyacimiento la producción nacional de petróleo seráprácticamente insignificante. (Véase pregunta n.o 19).

Por consiguiente, España es un país muy pobreen recursos de petróleo, siendo su producción muypequeña para cubrir nuestras necesidades internas. Así,en 1999, España hubo de importar aproximadamenteel 99% del petróleo necesario para el consumo, es decir,se compraron unas 60 millones de toneladas de petró-leo crudo.

¿Cuáles son las reservas de gas natural en España?

unque la crisis energética impulsó la creación de unmarco favorable en España para la prospección dehidrocarburos, la realidad es que tampoco la produc-ción española de gas natural es muy significativa. Has-ta 1984, se limitaba prácticamente a la explotación deun pequeño yacimiento en la provincia de Álava.

Desde mediados de los 80, otros yacimientoscomenzaron a ser explotados, como el del Golfo deCádiz, el de Serrablo y el de Gaviota, frente a la cos-ta vizcaína de Bermeo. La producción llegó a alcan-zar en el año 1990, 1,3 millones de toneladas equiva-lentes de petróleo. Sin embargo, esta producción seha ido reduciendo, pues además de utilizar el campode Serrablo como depósito reserva, las nuevas explo-taciones no han podido compensar la disminución deproducción de los yacimientos indicados.

¿Cuáles son las reservas de uranio en España?

uestro país cuenta, de acuerdo con las estimacionesmás recientes, con unas reservas de uranio de unas4.600 toneladas de U

3O

8a costes de explotación infe-

riores a los 80 $/kg. U y de unas 12.000 toneladas acostes comprendidos entre 80 y 130 $/kg. U.

Hasta principios del año 2000, en España se hanproducido en las minas de Ciudad Rodrigo (Salaman-ca) y de Don Benito (Badajoz), un total de más de 5.000t U

3O

8, lo que ha supuesto el 25% de las necesidades

totales de concentrados del parque nuclear español.Las centrales nucleares actualmente en explo-

tación tienen unas necesidades medias anuales de 1.500toneladas de uranio natural. Estas necesidades se

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E

D

cubren, actualmente, en un 17% con el uranio de pro-ducción nacional y en un 13% con la participación deENUSA en una mina de Níger. El resto se obtiene delos principales productores mundiales de uranio: Came-co (Canadá), ERA (Australia), Nufcor (Sudáfrica) y devarios países de la antigua Unión Soviética, entre otros.

¿Cuáles son los recursoshidroeléctricos en España?

l Potencial Teórico hidroeléctrico de un área geográ-fica, se calcula en base a la escorrentía natural de lalluvia anual, traducida en energía potencial a través delos desniveles topográficos. Evidentemente, se trata deun valor teórico que poco tiene que ver con la reali-dad de su posible utilización.

Este Potencial Teórico, también denominadoPotencial Teórico Bruto, está evaluado para la Españapeninsular en unos 150.000 GWh anuales, que los usosconsuntivos del agua (riegos, abastecimientos, indus-trias, etc.) reducen a unos 130.000 GWh.

Además, la limitación que impone la imposibi-lidad de inundar ciudades, vegas, vías de comunica-ción importantes, etc., así como las escorrentías topo-gráficamente dispersas o aquellos cauces sin caudal per-manente o cauces inestables, entre otros factores,disminuyen sensiblemente la parte utilizable de dichopotencial.

Teniendo en cuenta estas consideraciones se lle-ga a otro valor, que se conoce con el nombre de Poten-cial Técnico y que indica de forma más precisa la capa-cidad de producción hidráulica que técnicamente seríaposible desarrollar, independientemente de la conve-niencia o no de hacerlo y del resultado económico dedicha acción. Este Potencial Técnico ha sido evalua-do por varias instituciones en España, estimándose enunos 65.600 GWh/año. Aproximadamente 13.000 GWhcorresponden a centrales hidroeléctricas de potenciainferior a 10 MW.

Por otra parte, la energía producible media anualdel parque hidroeléctrico español era en la década delos noventa de aproximadamente 32.000 GWh, cifraque ha ido reduciéndose en los últimos años. Esta dis-minución se debe al descenso de precipitaciones y, fun-damentalmente, a las mayores detracciones para losusos consuntivos. Se considera que los regadíos dis-

minuyen el producible hidroeléctrico del orden del0,36% anual.

España dispone de un parque hidroeléctrico deunas 1.300 centrales, uno de los mayores del mundo,de las cuales las 22 con potencia de más de 200 MWsuponen el 52% de la potencia instalada.

La potencia total hidroeléctrica instalada en Espa-ña en el año 2000 es de 17.963 MW, frente a 26.682MW térmicos convencionales y 7.749 MW térmicosnucleares. La producción media de energía hidroe-léctrica en España en la última década ha sido de 30.850GWh y en el año 2001, la producción de energía hidro-eléctrica fue de 44.010 GWh, el 18,5% del total.

Teniendo en cuenta las cifras anteriores, puededecirse de forma objetiva que España ha conseguidoun elevado aprovechamiento de sus recursos hidráu-licos para la generación de electricidad, hasta el pun-to de que su potencia hidroeléctrica en servicio seencuentra entre las más altas de la UE y del resto depaíses desarrollados. Y ello, a pesar de contar con con-diciones climáticas y orológicas más desfavorables quebuena parte de estas naciones.

¿Cuáles son los recursos de energías renovables

en España?

e acuerdo con el Plan de Fomento de Energías Reno-vables (PFER), diciembre 1999, los recursos adiciona-les, es decir, la capacidad anual de producción de ener-gía en España –por cada área renovable– que actual-mente no está aprovechada y que es potencialmentedesarrollable, es importante. Este potencial variará conel tiempo, fundamentalmente en función de la evolu-ción de los costes del desarrollo tecnológico y de laaparición de nuevos equipos en los diferentes tiposde energías renovables. Hay además otra clase de fac-tores que limitan este aprovechamiento, como son laconcesión de licencias por parte de los ayuntamien-tos, el desarrollo de la infraestructura eléctrica, etc., quelimitan el nivel de aprovechamiento del potencial dis-ponible.

En la Tabla I.15 adjunta se recogen para cadauna de las áreas renovables (con excepción de lahidráulica) los potenciales adicionales al potencial yadesarrollado a finales del año 1998. Naturalmente estos

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valores son algunas veces muy difíciles de evaluar, porlo que podrían variar estos valores a medida que vayadesarrollándose el plan propuesto en el PFER para elperiodo 1998-2010.

A continuación se recogen algunas particulari-dades de los potenciales de estos tipos de energías reno-vables:

1) Energía eólica:

El potencial eólico técnicamente aprovechablees muy sensible al desarrollo tecnológico de los aero-generadores, ya que este desarrollo permite aprove-char mayores rangos de velocidad de viento, y por tan-to, los potenciales aumentan progresivamente.

Basándose en estudios recientes elaborados parael IDAE, el PFER estima un potencial eólico en Espa-ña del orden de unos 15.100 MW. Descontando los 834MW instalados ya a finales de 1998, se deduce una capa-cidad adicional de 14.266 MW, lo que supone un poten-cial energético explotable de unos 34.200 GWh/año.

2) Energía solar:

a) Energía solar térmica. La situación de Espa-ña en 1999, con un ratio de 8,12 m2 de colec-tores por cada 1.000 habitantes, es baja com-parándola con países que tienen unas radia-ciones solares marcadamente inferiores.A través de un análisis sobre los consumosdomésticos en los distintos tipos de vivien-da, y teniendo en cuenta la radiación solarmedia en cada área geográfica, el PFER eva-lúa que pueden instalarse en España unos27,00 millones de m2 de colectores. Esto

supone un potencial de energía solar térmi-ca desarrollable de unos 2 millones detep/año.

b) Energía solar fotovoltaica. España tenía en1999 una capacidad alta en instalaciones ais-ladas domésticas, sólo superado en Europapor Finlandia y Suecia. Por el contrario, eninstalaciones centralizadas existe un diferen-cial significativo respecto a algunos paísescomo Italia, con un grado de implantaciónsuperior y con características de clima muyparecidas a las nuestras.El PFER supone que el potencial desarrolla-ble de este tipo de energía en instalacionesaisladas, podría cubrir el 50% de las vivien-das sin suministro eléctrico (360.000 de segun-das viviendas y 39.000 de viviendas princi-pales en 1999), con instalaciones de 1 KWp encada una, lo que supondría unos 200 MWp.Además, para otras instalaciones aisladas,como paneles, farolas, bombeo, etc., supo-ne que el potencial sería del orden de los100 MWp. Por consiguiente, en instalacionesaisladas el PFER fija el potencial desarrolla-ble en unos 300 KWp.Respecto a las instalaciones conectadas a red,no existen límites claros que determinen unpotencial máximo a instalar. Esto es debidoa que estas instalaciones pueden realizarsetanto en viviendas unifamiliares o colectivas,como en instalaciones industriales o centra-les eléctricas. En este sentido, existe un obje-tivo genérico de aumento de la energía eléc-trica vertida en la red en el Real Decreto deautoproducción, que incluye un apoyoimportante a este tipo de instalaciones conec-tadas a la red, con unas primas unas 60 pese-tas por kWh. Según el PFER, el valor depotencial fijado es de unos 2.000 MWp.

3) Biomasa:

a) Cultivos energéticos. El PFER valora el poten-cial de este tipo de energías en unos 5,7Mtep/año, evaluando que se aprovecha el10% de la superficie disponible, tanto por elcultivo de cardo en secano, como por el detipo leñoso, eucaliptos, en zonas de regadío.

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Potencial Adicional (s/nivel 1998) de Recursos de Energías Renovables en España

Energías Renovables Estimación del Recurso

Eólica 34.200 GWh/añoSolar Térmica 2 Mtep/añoSolar Fotovoltaica 300 MWp Instalaciones aisladas

2.000 MWp Conectados a redBiomasa 16 Mtep/añoBiogás 0,55 Mtep/añoBiocarburantes 0,64 Mtep/añoR.S.U. 1,2 Mtep/año

Tabla I.15

Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables. IDAE. Diciembre 1999.

E

Se utilizaría para aprovechamiento térmicouna parte, y para la producción de electrici-dad el resto.

b) Biomasa residual. El PFER valora en unos10,4 Mtep/año el potencial desarrollable deeste tipo de energía. Está basado en un estu-dio sobre las siguientes clases de residuos:

– Residuos agrícolas de cultivos herbáceos,principalmente la paja de cereal (trigo,cebada, avena, centeno y maíz), así comolos residuos que se dejan en el terreno trasla recolección del girasol, de la colza y delalgodón.

– Residuos agrícolas de cultivos leñosos, elolivar, el viñedo o las especies frutales, asícomo otros residuos de poda.

– Residuos forestales procedentes de las cor-tas y aprovechamientos de las masas fores-tales.

– Residuos de las industrias forestales, esdecir, industrias de aserrado, de chapa ytableros y de fabricación de pasta, así comode las industrias de segunda transforma-ción.

– Residuos de las industrias agroalimentarias,entre las que destacan las almazaras, fun-damentalmente en Andalucía.

4) Biogás:

Los residuos biodegradables, tales como los pro-cedentes de residuos ganaderos de explotaciones inten-sivas, de la fracción orgánica de los residuos sólidosurbanos, de la digestión anaerobia de los lodos de lasE.D.A.R. y del tratamiento anaerobio de los residuosprocedentes de instalaciones industriales, el PFER esti-ma un potencial total de unos 0,55 Mtep/año.

5) Biocarburantes:

Son biocarburantes obtenidos a partir de culti-vos con alta riqueza grasa, como son el girasol y lacolza, y los basados en la producción de cereales (tri-go blando, cebada, maíz) y remolacha. El PFER ha esti-mado un potencial de 0,64 Mtep/año para este tipode energía.

6) Residuos Sólidos Urbanos:

En España se produjeron unos 15,3 millones detoneladas de residuos sólidos urbanos en el año 1996,con una media de 1,06 kg/hab/día, siendo las comu-nidades autónomas de Cataluña, Andalucía, Madrid,Valencia y Castilla y León las que más cantidad producen.El PFER estima un potencial total, para aprovechamientoeléctrico, de aproximadamente 1,2 Mtep/año.

¿Cuál es la previsión del consumode energía primaria en España

hasta el año 2011?

l consumo energético español viene aumentando másrápidamente que el PIB, aunque tenemos todavía unode los menores consumos energéticos per cápita, com-parado con los de los países de la Unión Europea, sibien este consumo ha aumentado al compás de la pros-peridad económica de los últimos años.

Como ya se ha visto en preguntas anteriores,tenemos en España pocas reservas energéticas explo-tables porque carecemos prácticamente de hidrocar-buros; nuestro carbón es, si no escaso, de baja cali-dad y el potencial hidroeléctrico económicamenteexplotable está ya prácticamente desarrollado, sobretodo en lo que a grandes instalaciones se refiere. Portanto, la seguridad de nuestro suministro pasa por ladiversidad de las fuentes de energía primaria y el apro-visionamiento de energías procedentes de distintasregiones geográficas.

En octubre de 2002, el Gobierno ha aprobadoun documento de Planificación de los sectores de elec-tricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002-2011, en donde se recogen las previsiones del con-sumo de energía primaria para este periodo, así comolas fuentes energéticas que suministrarán dicho con-sumo. Estas previsiones se recogen en la Tabla I.16adjunta.

Como puede verse en esta tabla, el consumo deenergía primaria crecerá a una tasa del 3,09% anual,lo que supone un consumo de 174.986 Ktep en 2011.En la evaluación de este consumo se han tenido encuenta factores tales como el crecimiento económico,los precios energéticos, la evolución tecnológica o loscondicionantes legales como los relativos a la protec-

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H

ción del medio ambiente. Esta tasa del 3,09% anual esinferior a la prevista para la energía final, cuyo creci-miento se sitúa en un ritmo medio anual del 3,48%.Este menor crecimiento en términos de energía primariase debe fundamentalmente a la mayor eficiencia en laestructura de generación eléctrica prevista.

En cuanto al balance por fuentes energéticas,las estimaciones en el entorno del año 2011 indicanque seguirá siendo predominante el peso de los hidro-carburos líquidos, aunque el gas natural es la fuenteenergética de mayor crecimiento. El consumo de petró-leo aumentará menos que el total de la energía (2,34%),aunque mantendrá un peso próximo al 50% del total,debido principalmente a su utilización como com-bustible en el transporte, sector en el que se dará elmayor crecimiento de la demanda.

El consumo de gas natural continuará su ten-dencia actual de fuerte crecimiento en los próximosaños (9,01%) hasta alcanzar un peso superior al 22%del total en el año 2010, debido principalmente a suutilización en la producción de electricidad.

El consumo de carbón continuará su tendenciaa la baja (–3,66%), tanto en España como en el con-junto de la Unión Europea, debido a su sustitución porgas natural en generación eléctrica. No obstante, el car-bón nacional seguirá jugando un papel relevante enel balance energético, no sólo por razones de carác-ter social y regional, sino también por la estrategiacomunitaria, y propia de España, de reducir o no agra-var la dependencia energética.

La energía nuclear, por su parte, mantendrá unaaportación similar a la actual o incluso algo superior,debido a la optimización de la operación de las plan-

tas españolas. No obstante, su peso relativo en la estruc-tura de abastecimiento disminuirá al 9,5%.

En cuanto a las energías renovables, se man-tienen, en general, los objetivos del Plan de Fomentode las Energías Renovables (PFER) aprobado por elGobierno en 1999. No obstante, es preciso tener encuenta que, en el momento de su aprobación, las pre-visiones de demanda energética para 2011 eran infe-riores a las que actualmente se estiman, por lo que eneste escenario se prevén alzas en la producción de cier-tas tecnologías, fundamentalmente eólica y de biomasa.Es de destacar que, frente a los aproximadamente 9.000MW de eólica previstos en el Plan de Fomento de Ener-gías Renovables, el nuevo escenario prevé la instala-ción de 13.000 MW.

¿Cómo se definía la políticaenergética en España?

asta muy recientemente, últimos años de la década delos noventa, la política energética española se definíapor el Gobierno fundamentalmente a través de undocumento, el Plan Energético Nacional (PEN), que eraaprobado por el Parlamento español tras un minucio-so debate de todos los grupos parlamentarios.

El Plan Energético Nacional (PEN) era elabora-do por el Gobierno, a través del antiguo Ministerio deIndustria, utilizando los criterios fundamentales de lapolítica energética española, las previsiones de desa-rrollo económico, y los datos y estudios energéticos

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Previsión consumo de energía primaria2000 2006 2011 % 2006/2000 % 2011/2006 % 2011/2000

Ktep % Ktep % Ktep % Anual Anual Anual

Carbón 21.635 17,3 17.999 12,0 14.363 8,2 –3,02 –4,41 –3,66Petróleo 64.663 51,7 75.315 50,3 83.376 47,6 2,57 2,05 2,34Gas Natural 15.223 12,2 26.905 18,0 39.305 22,5 9,96 7,88 9,01Nuclear 16.211 13,0 16.570 11,1 16.602 9,5 0,37 0,04 0,22Energías Renovables 7.061 5,6 12.464 8,3 20.956 12,0 9,93 10,95 10,39Saldo Elec. (Imp-Exp) 382 0,3 385 0,3 385 0,2 0,13 0,00 0,07

TOTAL 125.175 100,0 149.637 100,0 174.986 100,0 3,02 3,18 3,09

Tabla I.16

Fuente: Subdirección General de Planificación Energética.Metodología: AIE.

A

fundamentales facilitados por los distintos subsectoresenergéticos.

El primer PEN fue elaborado por el Gobiernoen el año 1975, y revisado en 1977 tras un largo deba-te parlamentario. El último fue aprobado por nuestroParlamento en 1991 y revisado por el Gobierno en 1995.

El PEN contenía una previsión en la cual se esti-maba la demanda energética para el año horizonte delplan y se optimizaba la oferta para satisfacer la deman-da. Esta previsión tenía un amplio horizonte tempo-ral, entre un mínimo de 6 u 8 años y un máximo de10 ó 12. Se trataba, por tanto, de un plan a largo pla-zo, así requerido dado el amplio periodo de madura-ción de las inversiones energéticas (tiempo que trans-curre entre el momento en que se toma la decisión deconstrucción de una instalación y su entrada en fun-cionamiento).

Este tipo de planificación energética era segui-da en la mayoría de los países occidentales, y tuvo sen-tido en un contexto muy concreto, como el que se dioen los años 70 y 80, caracterizado por grandes incer-tidumbres producidas por la crisis del petróleo, unaimportante participación pública en todos los secto-res energéticos, la existencia de monopolios u oligo-polios en casi todos los mercados de energías finalesy rígidos mecanismos reguladores.

¿Cómo se define actualmente la política energética en España?

ctualmente, los mecanismos clásicos de planificaciónenergética con fuerte intervención pública han perdi-do, en una gran parte, su sentido. No obstante, losgobiernos establecen medidas cautelares, con objetode vigilar la competencia en los mercados y aumen-tar su flexibilidad.

En el caso español, la pauta a seguir está orien-tada por las Directivas comunitarias, que progresiva-mente van aprobando las instituciones comunitarias.La política energética comunitaria se basa en la crea-ción de un mercado único europeo en materia ener-gética, de forma que mediante la introducción de lacompetencia y la liberalización de las distintas activi-dades encuadradas en el ámbito de la energía, se pro-duzca una reducción de los precios energéticos. Asi-mismo, existen otras líneas de actuación dentro de la

política energética de la UE, como son: conseguir unamejora en el uso de la energía mediante políticas deahorro y de eficiencia energética, las preocupacionesmedioambientales de las que los objetivos de Kioto noson más que un primer paso y, finalmente, la defini-ción de una estrategia europea para la seguridad delabastecimiento energético. Todas estas directrices comu-nitarias de política energética se describen en el lla-mado Libro Verde de la Unión Europea, publicado ennoviembre de 2000.

En la normativa española solamente el desarrollode la red de transporte queda sujeto a la planificacióndel Estado, condicionado por las exigencias de la pla-nificación urbanística y de ordenación del territorio.

Con el objetivo, que la Ley marca, de garanti-zar un suministro energético en condiciones óptimas

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30Ministerio de Economía. Madrid.

de seguridad, calidad y precio, el Gobierno ha publi-cado en septiembre de 2002 el documento «Planifica-ción de los sectores de electricidad y gas. Desarrollode las redes de transporte 2002-2011» en el que se rea-liza una previsión de las necesidades energéticas futu-ras y de las actuaciones que es necesario llevar a cabopara asegurar su debida atención.

Sin embargo, a diferencia de los instrumentosde política energética del pasado, que presentaban unprograma de obligado cumplimiento en el que se defi-nía el conjunto de inversiones que habían de acome-

terse así como la retribución económica a percibir, elnuevo modelo supone una planificación, en la mayo-ría de los casos, indicativa, respetándose el principiode libre iniciativa empresarial.

Se incluyen previsiones sobre la demanda deelectricidad y gas, los recursos necesarios para satis-facerla, la evolución de las condiciones de mercadopara garantizar el suministro y los criterios de protec-ción ambiental. Sólo en el caso de las redes de trans-porte, al tratarse de actividades reguladas, adquiere laplanificación el carácter de vinculante.

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Capítulo IISector eléctrico.

Aspectos generales

E

EE

¿Cuándo se inició en España la producción de energía eléctrica para suministro a los consumidores?

n el año 1875, los señores Xifré y Dalmau montaronen Barcelona, en el número diez de la plaza de Cana-letas, una instalación que puede ser considerada comola primera central eléctrica española para suministroa los consumidores.

La producción eléctrica de dicha central fue des-tinada al alumbrado de varios establecimientos y talle-res. Entre ellos cabe citar a la Maquinista Terrestre yMarítima, que puede ser, a su vez, considerada comoel primer consumidor de España que suscribió un con-trato de suministro de energía eléctrica.

La utilización de la electricidad para el alumbradopúblico comenzó en España en 1881, cuando entró enservicio la primera central eléctrica madrileña, que seempleó inicialmente, entre otras cosas, para iluminarla Puerta del Sol y los Jardines de El Retiro.

Dos años más tarde, comenzó a funcionar enBilbao una planta cuya producción se destinó a la ilu-minación del puerto del Abra. En 1886, Gerona se con-virtió en la segunda ciudad de Europa totalmente ilu-minada. Y en 1890, se inauguró el alumbrado públi-co urbano de Bilbao.

¿Cuándo se inició en España el transporte de electricidad

a larga distancia?

n 1901, España realizó en Zaragoza, entre el Molinode San Carlos y la capital aragonesa, la segunda expe-riencia mundial de transporte de energía eléctrica a unadistancia notable para aquella época. El tendido cubríauna longitud de tres kilómetros.

Ocho años más tarde, en 1909, el país contabacon la línea de mayor tensión y longitud de Europa:recorría, a 60.000 voltios, los 250 kilómetros que sepa-raban la central de Molinar, en el río Júcar, de Madrid.

¿Cuántas centrales eléctricas hay en España y cuál

es su distribución porcomunidades autónomas?

n el año 2001 hay en España cerca de 1.900 centraleseléctricas en funcionamiento. De ellas, unas 1.200 sonhidroeléctricas, 661 son termoeléctricas clásicas –esdecir, que consumen combustibles fósiles: carbón, fue-lóleo y gas– y nueve son grupos nucleares. Además,existe ya un número significativo de parques eólicos

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31 32

33

E

E

y otras instalaciones de producción de electricidadmediante energías renovables como son las solares, debiomasa, etc., alguna de ellas todavía con carácter expe-rimental.

Su distribución geográfica por comunidades autó-nomas es la que se recoge en la Tabla II.1.

¿A partir de qué fuentesenergéticas se produce la electricidad en España?

n España se utilizan el carbón, los derivados del petró-leo, el gas y el uranio para generar electricidad, asícomo la hidroelectricidad y otras fuentes de energíasrenovables, principalmente eólica, solar, biomasa yaprovechamientos de residuos.

La producción eléctrica total generada en nues-tro país en los años 2000 y 2001, se presenta en la Ta-bla II.2 adjunta. Asimismo, se recoge la aportación por-centual de cada una de las fuentes de energía.

La producción de las empresas integradas enUNESA representó, en el año 2001, el 82,3% de la pro-ducción total de España.

¿Cuál es la potencia del parquegenerador en España?

n el año 2001, la potencia total de las centrales eléc-tricas españolas en servicio asciende a 58.025 MW, delos cuales 27.493 MW corresponden a centrales reno-vables y de cogeneración (incluye la hidroeléctrica con18.060 MW, la eólica con 3.350 MW, cogeneración con5.417 MW y biomasa y otros, con el resto), 22.776 MWa centrales termoeléctricas clásicas y 7.816 MW a cen-trales nucleares. (Tabla II.3)

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Número de centrales eléctricas por comunidades autónomas. Año 2000

Hidráulicas Térmicas Grupos Nucleares

Andalucía 79 37 —Aragón 102 38 —Baleares 0 9 —Canarias 8 23 —Cantabria 19 13 —Castilla-La Mancha 100 31 2Castilla y León 202 47 1Cataluña 285 173 3Extremadura 34 3 2Galicia 130 54 —La Rioja 18 6 —Madrid 15 29 —Melilla 0 1 —Navarra 93 16 —País Vasco 46 46 —Principado de Asturias 40 18 —Región de Murcia 17 6 —Comunidad Valenciana 30 110 1Ceuta y Melilla 0 1 —

TOTAL 1.218 661 9

Tabla II.1

Fuente: UNESA.

Producción estimada de España por tipo de instalación (GWh)

2000 % 2001 %

Renovables y Residuos 38.381 17,1 53.504 22,6– Hidroeléctrica 31.831 14,2 44.010 18,5– Eólica 4.635 2,1 7.153 3,0– Biomasa y otras 284 0,1 810 0,3– Residuos como combustible 1.631 0,7 1.531 0,6Cogeneración y otros (*) 26.720 11,9 27.961 11,8Térmica clásica 97.472 43,4 92.080 38,8Nuclear 62.206 27,7 63.714 26,9

TOTAL 224.779 100,0 237.259 100,0

Tabla II.2

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.(*) Incluye la cogeneración para el tratamiento de residuos agrícolas y ganaderos.

Potencia instalada en España (MW)2000 % 2001 %

Renovables y Residuos 20.378 36,5 22.016 37,9– Hidroeléctrica 17.881 32,0 18.060 31,1– Eólica 2.060 3,7 3.350 5,8– Biomasa y otras 115 0,2 274 0,5– Residuos como combustible 322 0,6 332 0,6Cogeneración y otros (*) 5.059 9,0 5.417 9,3Térmica clásica 22.669 40,5 22.776 39,3Nuclear 7.798 13,9 7.816 13,5

TOTAL 55.904 100,0 58.025 100,0

Tabla II.3

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica de UNESA. 2001.(*) Incluye la cogeneración para el tratamiento de residuos agrícolas y ganaderos.

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D

Las empresas asociadas en UNESA son propie-tarias del 81,3% de la potencia total española en ser-vicio. Por tipos de centrales, poseen el 77,6% de lapotencia hidroeléctrica, el 79,1% de la termoeléctricaclásica y el 100% de la nuclear. El resto es propiedadde otros productores eléctricos que operan principal-mente en el llamado Régimen Especial.

¿Cómo ha evolucionado la potencia del parque generadoren España?

esde la puesta en marcha de la primera central eléc-trica española para servicio comercial en 1875, el parque eléctrico ha recorrido en España un largo cami-no. En aquellas fechas, la mayor parte de las instala-ciones existentes eran aprovechamientos hidroeléctri-cos o motores térmicos de “gas pobre” para suminis-tro de energía a pequeñas industrias o para alumbradode centros urbanos.

Hasta comienzos del siglo XX, la energía eléc-trica era producida en forma de corriente continua, porlo que su transporte a larga distancia no era posible.Por ello, las centrales de la época estaban situadas muycerca de los centros de consumo. Según la primera esta-dística oficial publicada por los Ministerios de Agri-cultura, Industria, Comercio y Obras Públicas sobre elsector eléctrico, en 1901 existían en España 861 cen-trales con una potencia total de 127.940 HP (caballosde vapor). El 61% de esta potencia era de tipo térmi-co y el 39% hidráulica. De la cifra total de centrales,648 dedicaban su producción al servicio público y 213a usos particulares.

La corriente alterna permitió el desarrollo de lasprimeras grandes centrales hidroeléctricas españolas enla segunda década del pasado siglo XX. Su construc-ción exigía mayores esfuerzos económicos y financierosque las instalaciones precedentes, por lo que parale-lamente comenzaron a crearse numerosas compañíaseléctricas de mayor dimensión y recursos. Algunas deellas existen todavía en nuestros días; otras se han idodesarrollando y concentrando hasta dar lugar a variasde las sociedades eléctricas actuales más importantesde España. Desde principios de siglo hasta el iniciode la Guerra Civil Española (1936-39) –y muy espe-cialmente desde finales de la Primera Guerra Mundial

hasta la mitad de los años veinte–, la potencia eléc-trica se desarrolló a un ritmo apreciable y bastante cons-tante, creciendo a una tasa media acumulativa del 8,8%anual. La mayor parte del desarrollo se debió a laexpansión del parque hidroeléctrico.

Tras la Guerra Civil, el parque eléctrico espa-ñol se encontró con graves dificultades para garanti-zar la cobertura de la creciente demanda. Algunas ins-talaciones habían quedado destruidas o dañadas porla contienda; el bloqueo económico internacional impe-día la reposición de los equipos necesarios; la situa-ción económica del país hacía difícil la acometida degrandes y costosas infraestructuras; y a todo ello sesumaron los efectos que sobre la producción hidroe-léctrica tuvo la fuerte sequía de los años 1944 y 1945.

Ante la dificultad de construir nuevas centralesde gran potencia en el tiempo que exigía la evoluciónde la demanda, se impuso la necesidad de obtener delas instalaciones ya existentes el mayor y más eficazrendimiento posible. Por ello, las principales empre-sas eléctricas entonces existentes acordaron agrupar-se en una nueva sociedad –Unidad Eléctrica S.A. (UNE-SA), creada en el mes de agosto de 1944– para con-seguir una explotación coordinada de los recursoseléctricos entonces disponibles y promover el desarrollode la red eléctrica española, a fin de que la interco-nexión de todas las zonas y centros de producción deelectricidad permitiera la optimización de la explota-ción del sistema eléctrico del país.

Una vez que la economía empezó a mostrar sín-tomas de recuperación y se levantó el bloqueo inter-nacional, fue posible emprender la construcción de nue-vas centrales hidroeléctricas y, más adelante, la de cen-trales termoeléctricas de gran potencia de carbónnacional y fuelóleo. Además, en 1968 España se incor-poró al desarrollo electronuclear, conectando a la redsu primera central de este tipo: la de José Cabrera, enZorita de los Canes (Guadalajara).

Las crisis energéticas de 1973 y 1979, que domi-naron el panorama internacional a lo largo de los años70, provocaron un cambio en la orientación de las polí-ticas energéticas de la mayor parte de los países indus-trializados. La reducción de la dependencia respectodel petróleo importado, el aprovechamiento priorita-rio de los recursos energéticos nacionales, la diversi-ficación energética y la investigación sobre las nuevasenergías y nuevas tecnologías energéticas se convir-tieron en objetivos comunes de dichas políticas. En

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España, esta tendencia se vio reflejada en los PlanesEnergéticos Nacionales de 1979 y 1983. De esta for-ma, y por lo que al sector eléctrico se refiere, en laprimera mitad de los años ochenta se asistió a un pro-fundo proceso de sustitución de la utilización de deri-vados del petróleo en la producción de electricidad porel empleo de carbón nacional e importado y la ener-gía nuclear, así como un mayor aprovechamiento delparque hidroeléctrico.

La entrada de España en la CEE en 1986 trajoconsigo la aceptación y la adaptación de nuestro mode-lo de sociedad económico e industrial al imperante enEuropa y la adopción de normas para la creación de

un Mercado Único Europeo. En esta línea, en 1996 elConsejo de la Unión Europea aprobó la Directiva sobreNormas Comunes para el Mercado Interior de la Elec-tricidad. Esta Directiva, junto con otras normativas pos-teriores, fijan los objetivos y criterios de liberalizacióne introducción de la competencia, a los cuales los paí-ses comunitarios deberán ir adoptando en sus legis-laciones eléctricas. Estos criterios han tenido, lógica-mente, su reflejo en la evolución de nuestro parquegenerador en los últimos quince años.

En la Tabla II.4 se recoge la evolución de nues-tro parque generador durante el periodo 1941-2002,por tipos de centrales. Asimismo, en el Gráfico II.1 se

40

Evolución de la potencia del parque eléctrico de España (MW)Año Hidroeléctrica Térmica Nuclear Total Año Hidroeléctrica Térmica Nuclear Total

1941 1.355 385 — 1.740 1972 11.136 9.615 1.120 21.8711942 1.376 395 — 1.771 1973 11.470 10.617 1.120 23.2071943 1.408 410 — 1.818 1974 11.841 11.376 1.120 24.3371944 1.412 415 — 1.827 1975 11.954 12.393 1.120 25.4671945 1.458 418 — 1.876 1976 12.497 12.974 1.120 26.5911946 1.500 437 — 1.937 1977 13.096 13.334 1.120 27.5501947 1.662 450 — 2.112 1978 13.530 13.628 1.120 28.2781948 1.756 478 — 2.234 1979 13.515 15.267 1.120 29.9021949 1.890 591 — 2.481 1980 13.577 16.447 1.120 31.1441950 1.906 647 — 2.553 1981 13.579 17.158 2.051 32.7881951 1.986 674 — 2.660 1982 13.821 17.637 2.051 33.5091952 2.192 771 — 2.963 1983 14.087 17.614 3.911 35.6121953 2.527 775 — 3.302 1984 14.119 19.898 4.885 38.9021954 2.553 883 — 3.436 1985 14.661 20.991 5.815 41.4671955 3.200 903 — 4.103 1986 15.201 20.987 5.815 42.0031956 3.659 1.063 — 4.722 1987 15.269 21.087 5.815 42.1711957 3.900 1.610 — 5.510 1988 15.673 21.119 7.854 44.6461958 4.195 1.878 — 6.073 1989 16.545 21.227 7.854 45.6261959 4.436 1.948 — 6.384 1990 16.642 21.370 7.364 45.3761960 4.600 1.967 — 6.567 1991 16.723 21.855 7.367 45.9451961 4.768 2.242 — 7.010 1992 16.985 21.922 7.400 46.3071962 5.190 2.298 — 7.488 1993 16.996 21.989 7.400 46.3851963 5.895 2.492 — 8.387 1994 17.450 22.346 7.400 47.1961964 7.020 2.706 — 9.726 1995 17.558 22.849 7.417 47.8241965 7.193 2.980 — 10.173 1996 17.834 23.960 7.498 49.2921966 7.680 3.457 — 11.137 1997 18.093 25.339 7.580 51.0121967 8.227 4.671 — 12.898 1998 18.491 26.238 7.638 52.3671968 8.543 5.292 153 13.988 1999 19.323 26.820 7.749 53.8921969 9.335 6.165 153 15.653 2000 19.942 28.164 7.798 55.9041970 10.883 6.888 153 17.924 2001 21.362 29.026 7.816 58.2041971 11.057 7.403 613 19.073 2002 23.040 31.384 7.871 62.295

Tabla II.4

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2002.–La potencia hidroeléctrica incluye a la eólica y a la solar.–La potencia termoeléctrica incluye la correspondiente a las instalaciones térmicas del Régimen Especial.

E

L

L

ha representado esta evolución para el periodo 1978-2001.

De cara a la evolución futura de nuestras ins-talaciones, habrán de tenerse en cuenta además de lasorientaciones emanadas de la UE, las posibles conse-cuencias sobre nuestro sector debidas a acuerdos inter-nacionales en otras materias como, por ejemplo, elmedio ambiente. La contención de las emisiones degases de efecto invernadero que figura en el Proto-colo de Kioto puede introducir a medio plazo impor-tantes cambios en la estructura de la generación eléc-trica. Asimismo, la reciente aparición de las tecnolo-gías de generación mediante ciclos combinados queutilizan como combustible un recurso relativamenteabundante y limpio, como es el gas, con un elevadorendimiento y con bajos costes de inversión, o la intro-ducción a nivel comercial de determinadas tecnologíasde aprovechamiento de energías renovables, puedeinfluir de forma decisiva en la modificación de la estruc-tura de generación eléctrica.

Por consiguiente, de cara al futuro, el incrementode la preocupación por la preservación del medioambiente, el mayor fomento de la eficiencia energéti-ca, la aparición de nuevas tecnologías y el impulso dadoa la utilización de gas natural en la producción de elec-tricidad van a marcar previsiblemente el desarrollo delparque eléctrico español en los próximos años.

¿Cuáles son las principalescentrales eléctricas de España?

as instalaciones hidroeléctricas españolas de mayorpotencia son las de Aldeadávila, con un total de 1.132,9MW, José María de Oriol, con 915,2 MW, el aprove-chamiento de Cortes-La Muela, con 908,3 MW y Villa-rino con 810 MW.

Entre las termoeléctricas clásicas, destacan lasde carbón de Compostilla, con 1.312 MW, Teruel, con1.050 y Aboño con 903; las de fuelóleo de Castellón,con 1.083 MW y Santurce con 936 MW; y la de SanAdrián de fuelóleo/gas, con 1.050 MW. Asimismo, pue-den señalarse las centrales de ciclo combinado, pues-tas en servicio recientemente, de San Roque, Castellón,Besós y Castejón.

Finalmente, las centrales nucleares españolas demayor potencia son Trillo I, con 1.066 MW, Vandellós II,con 1.082 MW y Cofrentes, con 1.025 MW.

¿Cómo se distribuye la potencia eléctrica

por comunidades autónomas?

a distribución del parque eléctrico por CC.AA. es muydesigual dadas las características tan distintas que tie-nen las comunidades en el ámbito energético. Así, Cata-luña participa con un 17,1% del total, Castilla y Leóncon un 14,4%, Galicia con un 10,9% y Andalucía conun 9,7%. Son las comunidades autónomas españolasen las que se halla instalada la mayor parte de la poten-cia española en servicio. Esta distribución puede ver-se en la Tabla II.5.

¿Cuál es la producción de energía eléctrica

de España?

n el año 2001, la producción total española de ener-gía eléctrica ascendió a 237.259 millones de kWh. Dedicha cantidad, 81.465 millones de kWh procedieronde centrales de energías renovables y cogeneración,

41

Gráfico II.1

Evolución de la potencia eléctrica instalada. Total España (MW)

37

38

39

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.

L

92.080 millones de kWh de centrales térmicas clásicasy 63.714 millones de kWh de centrales nucleares. (Véa-se Tabla II.6)

Las centrales de las empresas de UNESA gene-raron el 82,3% de la producción conjunta del país, yel restante 17,7% fue producido por instalaciones aco-gidas al Régimen Especial.

¿Cómo ha evolucionado la producción de energía

eléctrica en España?

a evolución de la producción eléctrica está, lógicamente,muy relacionada con la habida en el parque genera-dor. En 1905, la producción de energía eléctrica fuede 240 millones de kWh. Doce años más tarde, en 1917,se situó en 850 millones de kWh y alcanzó los 2.243millones de kWh en 1929. En este último año, la estruc-tura de la producción de energía eléctrica era la siguien-te: un 19% termoeléctrica y un 81% hidroeléctrica. Seisaños más adelante, la producción se cifraba en 3.272millones de kWh.

Tras la Guerra Civil de 1936, y hasta la décadade los 50, la destrucción de algunas instalaciones eléc-tricas causada por el conflicto y, sobre todo, la impo-sibilidad técnica y económica de incrementar e inclu-so reponer los equipos de generación por el bloqueointernacional y la debilidad de la economía españolahicieron que la producción de electricidad aumentarainsuficientemente, y que incluso descendiera en 1944,1945 y 1949 con respecto al año inmediatamente pre-cedente (por razones de hidraulicidad).

En los años cincuenta, la coordinación de laexplotación del conjunto del sistema eléctrico a través

42

Producción de energía eléctrica en España. Año 2001

GWh %

Renovables y Residuos 53.504 22,6– Hidroeléctrica 44.010 18,5– Eólica 7.153 3,0– Biomasa y otras 810 0,3– Residuos como combustible 1.531 0,6Cogeneración y otros (*) 27.961 11,8Térmica clásica 92.080 38,8Nuclear 63.714 26,9

TOTAL 237.259 100,0

Tabla II.6

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.(*) Incluye la cogeneración para el tratamiento de residuos agrícolas y ganaderos.

Potencia eléctrica por comunidades autónomas (MW) (Año 1999) (*)

Hidráulicas % Térmicas % Total %

Andalucía 1.085 6,1 3.958 11,6 5.043 9,7Aragón 1.534 8,6 1.640 4,8 3.174 6,1Baleares 0 0,0 1.139 3,3 1.139 2,2Canarias 74 0,4 1.652 4,8 1.727 3,3Cantabria 424 2,4 134 0,4 559 1,1Castilla-La Mancha 761 4,3 2.656 7,8 3.417 6,6Castilla y León 3.915 21,9 3.562 10,4 7.478 14,4Cataluña 2.267 12,7 6.617 19,4 8.885 17,1Extremadura 2.165 12,1 1.957 5,7 4.122 7,9Galicia 2.904 16,3 2.782 8,1 5.686 10,9La Rioja 40 0,2 9 0,0 49 0,1Madrid 98 0,6 134 0,4 233 0,4Melilla 0 0,0 44 0,1 44 0,1Navarra 392 2,2 61 0,2 454 0,9País Vasco 148 0,8 1.493 4,4 1.642 3,2Principado de Asturias 725 4,1 2.819 8,2 3.544 6,8Región de Murcia 38 0,2 930 2,7 968 1,9Comunidad Valenciana 1.270 7,1 2.561 7,5 3.832 7,4Ceuta y Melilla 0 0,0 39 0,1 39 0,1

TOTAL 17.849 100,0 34.194 100,0 52.044 100,0

Tabla II.5

Fuente: Estadística de la Industria de Energía Eléctrica. Ministerio de Ciencia y Tecnología.(*) No incluye las instalaciones de energías renovables.

Gráfico II.2

Evolución de la producción de energía eléctrica.Total España (Miles KWh)

40


de UNESA, que permitió un mejor aprovechamientode los recursos disponibles, las nuevas posibilidadesde importar material eléctrico y el reinicio de la cons-trucción de nuevas centrales hicieron posible que laproducción de electricidad casi se triplicara a lo largode la década, alcanzando al término de la misma lacifra de 18.614 millones de kWh.

Durante la década de los sesenta y principiosde los setenta, la producción de energía eléctrica hubode aumentar con rapidez a causa de la alta tasa de cre-cimiento de la demanda, que superó el 10% medioanual acumulativo, lo cual fue posible mediante un

amplio proceso de inversión en nuevas instalaciones.Entre 1960 y 1973, la generación española de energíaeléctrica se multiplicó por cuatro. A mediados de ladécada de los setenta, y hasta bien entrada la décadade los ochenta, la producción creció a un ritmo bas-tante inferior. Ello fue debido a los bajos niveles deactividad de la economía española como consecuen-cia de la crisis energética y, por lo tanto, también fue-ron menores los crecimientos de la producción eléc-trica para abastecer el consumo.

A finales de los ochenta volvieron a registrarseapreciables aumentos de la demanda de electricidad

43

Evolución de la producción de electricidad en España (Millones de kWh)Año Hidroeléctrica Térmica Nuclear Total Año Hidroeléctrica Térmica Nuclear Total

1941 3.659 231 — 3.890 1972 36.458 27.695 4.751 68.9041942 4.065 373 — 4.438 1973 29.524 40.203 6.545 76.2721943 4.385 433 — 4.818 1974 31.347 42.285 7.225 80.8571944 4.016 704 — 4.720 1975 26.502 48.469 7.544 82.5151945 3.180 993 — 4.173 1976 22.509 60.758 7.555 90.8221946 4.587 824 — 5.411 1977 40.742 46.537 6.525 93.8041947 5.178 773 — 5.951 1978 41.497 50.388 7.649 99.5341948 5.172 939 — 6.111 1979 47.473 51.606 6.700 105.7791949 3.965 1.603 — 5.568 1980 30.807 74.490 5.186 110.4831950 5.017 1.836 — 6.853 1981 23.178 78.486 9.568 111.2321951 6.869 1.355 — 8.224 1982 27.394 78.404 8.771 114.5691952 7.722 1.620 — 9.342 1983 28.865 77.670 10.661 117.1961953 7.411 2.211 — 9.622 1984 33.420 63.536 23.086 120.0421954 7.128 2.943 — 10.071 1985 33.033 66.286 28.044 127.3631955 8.937 2.899 — 11.836 1986 27.415 64.276 37.458 129.1491956 11.182 2.491 — 13.673 1987 28.167 63.952 41.271 133.3901957 9.670 4.853 — 14.523 1988 36.233 52.872 50.466 139.5711958 11.285 5.065 — 16.350 1989 20.047 71.669 56.126 147.8421959 14.256 3.097 — 17.353 1990 26.184 71.289 54.268 151.7411960 15.625 2.989 — 18.614 1991 28.367 75.449 55.576 159.3921961 15.981 4.898 — 20.879 1992 20.570 84.753 55.782 161.1051962 16.073 6.832 — 22.905 1993 25.728 79.103 56.059 160.8901963 21.139 4.758 — 25.897 1994 29.119 80.509 55.314 164.9421964 20.646 8.880 — 29.526 1995 24.450 89.199 55.445 169.0941965 19.686 12.037 — 31.723 1996 41.717 78.464 56.329 176.5101966 27.278 10.421 — 37.699 1997 37.332 96.752 55.297 189.3811967 22.680 17.957 — 40.637 1998 39.065 98.545 59.003 196.6131968 24.428 21.366 57 45.851 1999 30.815 120.065 58.852 209.7321969 30.691 20.604 829 52.124 2000 36.467 126.106 62.206 224.7791970 27.959 27.607 924 56.490 2001 50.969 122.740 63.708 237.4171971 32.747 27.246 2.523 62.516 2002 35.529 146.862 63.026 245.417

Tabla II.7

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2002.–La producción hidráulica incluye la generada por las instalaciones eólicas y solar.–La producción termoeléctrica incluye la generada por todas las instalaciones térmicas del Régimen Especial.

AD

L

que impulsaron una nueva reactivación de la produc-ción, aunque en los primeros años de la década delos noventa los aumentos de la producción de elec-tricidad volvieron a ser moderados, consonantes conel débil incremento de la demanda. Finalmente, en losúltimos años del siglo XX, se ha incrementado la pro-ducción para el abastecimiento de la demanda eléc-trica, debido a los niveles altos de actividad en la eco-nomía de nuestro país.

En la Tabla II.7 se recoge esta evolución de laproducción de electricidad en España por tipos de cen-tral para el periodo 1941-2002. Asimismo, en el Grá-fico II.2 se ha representado esta evolución para el perio-do 1978-2001.

¿Cómo se distribuye la estructurade la producción de electricidadpor comunidades autónomas?

a estructura de la producción eléctrica varía de año enaño, entre otros factores, por la aleatoriedad de la pro-ducción generada por las instalaciones renovables.

Asimismo, la distribución de la producción eléc-trica está muy desigualmente distribuida entre las comu-nidades autónomas, acorde con la capacidad del par-que eléctrico existente en cada una de ellas. Así, setiene que en el año 1999, Cataluña con un 18%, Cas-tilla y León con un 17,2%, Galicia con un 11,9% y Extre-madura con un 11,8% son las comunidades autóno-mas con una mayor participación en la producciónespañola de electricidad.

La distribución porcentual de la producción eléc-trica en 1999 está recogida en la Tabla II.8 adjunta.

¿Qué paralelismo existe entreproducción y consumo de electricidad?

ada la imposibilidad de almacenar electricidad en gran-des cantidades, la producción de energía eléctrica debeajustarse instantáneamente al consumo. El consumoeléctrico posee dos particularidades: es creciente enel tiempo y presenta grandes oscilaciones horarias, dia-rias y estacionales.

La producción de electricidad debe estar siem-pre en condiciones de atender en todo momento a lademanda. Por ello, el parque eléctrico en servicio debeestar dimensionado adecuadamente de forma que lasuma de la potencia instalada de las centrales existentessea suficiente para cubrir, con una seguridad razona-ble, la máxima demanda que pueda registrarse a lo lar-go del día, aun cuando en los momentos de menordemanda no sea necesaria la utilización de buena par-te de las instalaciones existentes. Este es el aspecto fun-damental que diferencia a la energía eléctrica del res-to de energías finales.

¿Cuál es la relación entre actividad económica

y demanda de electricidad?

l igual que ocurre con la relación entre el nivel de acti-vidad económica de un país y su consumo de ener-gía global, el consumo eléctrico está muy relacionado

44

Distribución de la producción eléctrica media porcomunidades autónomas (MW). Año 1999 (*)

Hidráulica (%) Térmicas (%)(**) Total (%)

Andalucía 3,6 9,7 8,5Aragón 9,8 5,2 6,0Baleares 0,0 2,5 2,0Canarias 0,4 3,7 3,1Cantabria 1,4 0,3 0,5Castilla-La Mancha 2,3 7,5 6,5Castilla y León 27,3 12,6 15,4Cataluña 12,0 20,0 18,4Ceuta 0,0 0,1 0,1Extremadura 9,9 9,1 9,2Galicia 21,0 10,2 12,3La Rioja 0,4 0,0 0,1Madrid 0,7 0,5 0,6Melilla 0,0 0,1 0,1Navarra 2,3 0,2 0,6País Vasco 0,9 1,5 1,4Principado de Asturias 4,4 8,7 7,8Región de Murcia 0,3 0,6 0,5Comunidad Valenciana 3,4 7,6 6,8

TOTAL 100,0 100,0 100,0

Tabla II.8

Fuente: Estadística de la Industria de Energía Eléctrica. Ministerio de Ciencia y Tecnología.(*) No incluye las instalaciones de energías renovables.(**) Incluye las centrales nucleares.

41

42

43

E

con el incremento del PIB. Aun cuando algunas medi-das de eficiencia energética y de ahorro de energía hancontribuido a disminuir la intensidad de esta relaciónentre crecimiento económico y aumento de la deman-da de electricidad, este último indicador se sigue uti-lizando como reflejo de la evolución de la coyunturaeconómica. Y es que, en efecto, se sabe que los perio-dos de elevado crecimiento económico van ligados aperiodos de fuertes aumentos del consumo energéti-co, y en particular con la demanda de electricidad. Encontrapartida, los periodos de estancamiento o rece-sión económica se ven acompañados de aumentosmoderados del consumo eléctrico.

Así, en el periodo que va de 1960 a 1973, quese caracterizó en España por aumentos considerablesdel Producto Interior Bruto, el consumo español deenergía eléctrica creció a una tasa media anual acu-mulativa del 11,7%. Por el contrario, en el periodo queva de 1974 a 1985 que se vio afectado por las conse-cuencias energético-económicas de las sucesivas cri-sis del petróleo, el incremento medio anual del con-sumo fue de un 4,2%. En los años 1992 y 1993, quefueron escenario de una profunda recesión económi-ca, los aumentos del consumo eléctrico fueron de un1,2% y de un 0,1%, respectivamente. Por el contrarioen los últimos años de la década de los noventa, elincremento del consumo se situó entre un 5% y un7%, reflejo del crecimiento económico.

En el Gráfico II.3 adjunto puede verse la evo-lución en España del PIB y del consumo eléctrico parael periodo 1994-2001.

Además, es preciso tener en cuenta que la con-secución de mayores niveles de confort y calidad devida en los sectores residencial y comercial suele exi-gir una mayor electrificación en las actividadesdomésticas y comerciales. Y que la mayor parte de lossubsectores industriales de punta que caracterizan cadavez más el tejido industrial de los países desarrolla-dos, suponen la aplicación de nuevas tecnologías que,en general, son mayores consumidoras de electricidad.

Asimismo, un amplio conjunto de medidas deeficiencia energética y protección del medio ambien-te, que están siendo impulsadas a nivel internacionalen los últimos tiempos, supone la sustitución del con-sumo de combustibles fósiles por energía eléctrica ennumerosos procesos industriales.

Por todo ello, puede afirmarse que, si el obje-tivo de conseguir un mayor ahorro energético va a ten-

der a reducir la relación entre actividad económica yconsumo de energía en general, la relación entre cre-cimiento económico y consumo de electricidad se verámucho menos afectada, ya que va a compensarse conuna mayor electrificación de los procesos industrialesy de las actividades domésticas como condición parala obtención de mayores niveles de calidad de vida,eficiencia energética y protección del entorno natural.En consecuencia, el consumo eléctrico –y, muy en espe-cial, el consumo eléctrico por habitante–, seguirá sien-do un indicador fiable del nivel de desarrollo y cali-dad de vida de un país.

¿Cuánta energía eléctrica se consume en España?

l consumo neto español de energía eléctrica ascendióa 208.580 millones de kWh en el año 2001. En esteconsumo está incluido, aparte de la demanda cubier-ta con la producción de las centrales eléctricas de lasempresas asociadas en UNESA, la energía acogida alRégimen Especial y vendida al sistema eléctrico, asícomo una estimación del autoconsumo de estos pro-ductores. Los consumos en baja tensión representaronel 48,6% de la demanda eléctrica total.

45

Gráfico II.3

Evolución del PIB y del consumo eléctrico

44


L

¿Cómo ha evolucionado el consumo de electricidad en España?

a evolución es paralela a la de la producción eléctricabalanceada con el saldo de los intercambios de elec-tricidad en cada año. Desde principios del presente sigloy hasta bien entrada la década de los treinta, la deman-da española de electricidad creció a un ritmo aprecia-ble, superior incluso al de otras fuentes de energía, aun-que claramente inferior a las tasas de crecimiento dela demanda de electricidad que registraban los paísesmás desarrollados de Europa. La mayor parte del aumen-to de la demanda se concentró en las zonas más indus-trializadas del país (Cataluña, País Vasco, Valencia, etc.)y se aceleró apreciablemente con motivo de los sumi-nistros industriales que España efectúo entre 1914 y 1918a los países implicados en la Primera Guerra Mundial.

La guerra de 1936 interrumpió esta dinámica evo-lución de la demanda de electricidad. Se estima queel consumo de electricidad cayó en un 25% entre 1935y 1937; y que en 1939 se situaba aún por debajo delaño previo al inicio del conflicto.

En los años siguientes, la demanda de electrici-dad volvió a conocer una fase de fuerte expansión, debi-da entre otros factores a la imposibilidad de importarrecursos energéticos primarios y al impulso dado trasla guerra al desarrollo de industrias muy consumido-ras de energía. Las dificultades para incrementar el par-que de instalaciones de generación por el bloqueo inter-nacional, la debilidad de la economía española y la ine-xistencia de una red general peninsular totalmenteinterconectada hicieron imposible desarrollar la capa-cidad de producción al ritmo que exigía la demanda,por lo que el periodo 1944-1954 fue escenario de nota-bles restricciones en el suministro eléctrico.

La coordinación de la explotación del sistemaeléctrico promovida por las empresas del sector a tra-vés de UNESA, el desarrollo de las interconexiones delas redes regionales –permitiendo así importantes inter-cambios de energía entre las distintas zonas de la penín-sula y una explotación más eficiente del sistema en suconjunto– y el fin a las limitaciones a la importaciónde equipos hicieron posible la disminución de las res-tricciones al consumo eléctrico, que no volvieron a pro-ducirse desde mediados de los años 50 más que demanera muy puntual.

46

Evolución del consumo neto de electricidad en España

Años Millones de kWh % Años Millones de kWh %

1960 14.625 8,4 1981 93.196 1,31961 16.316 11,6 1982 93.558 0,41962 18.276 12,0 1983 97.979 4,71963 20.088 9,9 1984 102.623 4,71964 22.479 11,9 1985 105.579 2,91965 25.131 11,8 1986 107.953 2,21966 28.595 14,2 1987 112.022 3,81967 32.049 11,7 1988 116.988 4,41968 36.204 13,0 1989 125.401 7,21969 41.028 13,3 1990 129.161 3,01970 45.300 10,4 1991 138.046 6,91971 48.611 7,3 1992 139.751 1,21972 54.756 12,6 1993 139.871 0,11973 61.668 12,6 1994 145.033 3,71974 66.842 8,4 1995 150.289 3,61975 69.271 3,6 1996 154.928 3,11976 74.928 8,2 1997 162.338 4,81977 78.065 4,2 1998 173.906 7,11978 82.359 5,5 1999 185.611 6,71979 87.965 6,8 2000 196.421 5,81980 92.006 4,6 2001 208.580 5,8

2002 214.510 2,7

Tabla II.9


Gráfico II.4

Evolución del consumo neto de energía eléctrica.Total España

45


S

L

La fase de fuerte crecimiento que experimentóla economía española desde comienzos de los añossesenta hasta la entrada de la década de los setentaimpulsó un espectacular aumento del consumo de elec-tricidad, que creció a una tasa media anual acumula-tiva del 11,7% entre 1960 y 1973.

Sin embargo la etapa de recesión económicadesencadenada, fundamentalmente, por las crisis delpetróleo de 1973 y 1979-1980 dieron lugar a creci-mientos de la demanda mucho más moderados.

En la década de los noventa, con excepción delos años 1992 y 1993, se produjeron incrementos impor-tantes del consumo eléctrico (del orden del 1%), comoconsecuencia del crecimiento económico habido ennuestro país. En la Tabla II.9. y en el Gráfico II.4 serefleja esta evolución del consumo eléctrico.

¿Cómo ha evolucionado el consumo eléctrico por niveles

de tensión en España?

a facturación de electricidad realizada por las empre-sas asociadas en UNESA muestra que la evoluciónestructural del consumo eléctrico por niveles de ten-sión se mantiene muy parecida a lo largo de la últi-ma década, tal y como queda reflejado en la Tabla II.10adjunta.

¿Cuántos consumidores deenergía eléctrica hay en España?

i se entiende por consumidor a toda persona que uti-liza la energía eléctrica, puede afirmarse que prácti-

47

Evolución de la estructura del consumo eléctrico por niveles de tensión. Régimen Ordinario (%)1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Baja tensión < 1 kV 48,3 47,5 46,6 47,4 46,7 47,1 48,8 47,8 47,8 48,4

Alta tensión: 51,7 52,5 53,4 52,6 53,3 52,9 51,2 52,2 52,2 51,6> 1 y < 36 kV 28,9 29,7 30,2 30,1 30,2 30,2 29,6 30,4 30,5 30,7> 36 y < 72,5 kV 8,3 8,2 7,9 7,6 7,5 7,3 6,8 6,7 6,3 6,2> 72,5 y < 145 kV 5,2 5,4 5,7 5,3 5,4 5,6 5,3 5,5 4,3 4,3> 145 kV 3,5 4,0 4,2 4,3 5,1 4,9 5,0 5,3 6,8 6,2Tarifa G.4 (grand. consum.) 5,8 5,2 5,4 5,3 5,1 4,9 4,5 4,3 4,3 4,2

TOTAL 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Tabla II.10


Evolución del número de clientes por niveles de tensión. Régimen Ordinario1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Baja tensión < 1 kV 19.910.871 20.170.806 20.540.082 20.981.868 21.327.648 21.767.163 22.446.662 22.847.683 23.739.176

Alta tensión: 53.224 54.976 57.841 61.529 65.036 68.283 72.612 77.775 82.254> 1 y < 36 kV 52.195 53.945 56.780 60.438 63.935 67.086 71.313 76.357 80.795> 36 y < 72,5 kV 887 891 915 942 956 1.015 1.082 1.167 1.187> 72,5 y < 145 kV 108 105 110 112 108 133 154 162 173> 145 kV 29 30 31 32 32 44 58 84 94Tarifa G.4 (grand. cons.) 5 5 5 5 5 5 5 5 5

TOTAL 19.964.095 20.225.782 20.597.923 21.043.397 21.392.684 21.835.446 22.519.274 22.925.458 23.821.431

Tabla II.11


46

47

E

E

C

camente todos los ciudadanos españoles son consu-midores de electricidad.

No obstante, si se designa como consumidor altitular de un contrato de suministro eléctrico, en el mer-cado de UNESA su número ascendía, al finalizar el año2000, a unos 22,6 millones de clientes. De ellos, alre-dedor del 94% del número total de consumidorescorresponden a contratos establecidos a través de lallamada tarifa 2.0, que engloba fundamentalmente alos clientes del sector doméstico. No obstante, estosclientes consumen solamente del orden del 30% de lademanda total de electricidad.

Tal y como puede observarse también en laTabla II.11. adjunta, durante el periodo 1994-2002, elnúmero total de clientes en baja tensión ha crecido un1,9% medio anual; el de clientes en alta tensión, un4,5% medio anual acumulativo, y el número total declientes, un 2,0% medio anual.

¿Cuál es la potencia contratada por los consumidores españoles de electricidad?

omo indica la Tabla II.12, la potencia contratada porlos consumidores suministrados por las empresas aso-ciadas en UNESA alcanzó la cifra de 138.428 MW en2002 y registró un crecimiento anual del 5,1%. El 79,8%de esta potencia contratada corresponde a la baja ten-

sión y el 20,2% restante, a la alta tensión. En 2002, lapotencia contratada en baja tensión creció un 2,9% conrespecto a la del año 2001. Por su parte, la contrata-da en alta tensión registró un crecimiento anual del14,7%. Este incremento tan elevado se debe a nuevasformas de contratación en el mercado liberalizado.

¿Cuál es el consumo de electricidad por

habitante en España y en la Unión Europea?

n el año 2000, el consumo español de electricidad porhabitante se cifró en 5.113 kWh. Dicho consumo esaproximadamente el mismo que en Italia e Irlanda,superando sólo a Portugal y Grecia entre los quincepaíses que integran la Unión Europea. Esta cifra, supo-ne alrededor del 80% del consumo medio per cápitade electricidad de la UE. (Ver Tabla II.13)

¿Cuál es la distribución del consumo de electricidad por actividades económicas?

n el año 2000, el 38% del consumo de energía eléc-trica, medido a través de la facturación que realizanlas empresas eléctricas de UNESA, correspondió al sec-

48

Evolución de la potencia contratada por niveles de tensión. Régimen Ordinario (MW)1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Baja tensión < 1 kV 86.963 89.222 91.635 94.216 96.750 99.895 103.817 107.272 110.429

Alta tensión: 19.190 19.876 20.547 20.991 21.476 22.772 23.772 24.417 27.999> 1 y < 36 kV 14.110 14.444 15.043 15.262 15.735 16.295 17.160 18.059 20.739> 36 y < 72,5 kV 2.362 2.473 2.510 2.548 2.552 2.718 2.719 2.398 2.926> 72,5 y < 145 kV 1.247 1.357 1.317 1.350 1.335 1.550 1.521 1.270 1.363> 145 kV 663 729 813 951 963 1.298 1.435 1.703 1.986Tarifa G.4 (grand. cons.) 808 873 864 880 891 911 937 987 985

TOTAL 106.153 109.098 112.182 115.207 118.226 122.667 127.589 131.689 138.428

Tabla II.12


48

49

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E

tor industrial y de la construcción. El sector domésti-co representó el 25% de dicho consumo y el sectorterciario (comercio, servicios, etc.) el 29%, correspon-diendo el 8% restante al sector primario: agricultura,energía y otros. (Véase Gráfico II.5)

De entre los distintos subsectores industriales, elconsumo mayor corresponde a siderurgia y fundición,seguido del sector químico y de la metalurgia no férrea.

¿Cómo se distribuye el consumoeléctrico por comunidadesautónomas?

l consumo de electricidad correspondiente a la ener-gía distribuida por las empresas asociadas en UNESArepresentó aproximadamente, en el año 2000, el 96%del consumo total de España. La estructura de este consumo por comunidades autónomas en el año 2000puede verse en la Tabla II.14 y en el Gráfico II.6 adjuntos.

Estos datos ponen de manifiesto que el mayorconsumo de electricidad se registra en la ComunidadAutónoma de Cataluña, con un 18,4% del total y esseguida en importancia por las Comunidades de Anda-

lucía y Madrid, cuyas cuotas se cifran en un 13,5% yun 11,4%, respectivamente. Entre el 5 y el 10% se si-túan la Comunidad Valenciana, el País Vasco, Galiciay Castilla y León. Las cuotas del resto de Comunida-des son todas inferiores al 5% del total consumido.

Según los datos de facturación de energía eléc-trica relativos al periodo 1984-1994, Canarias es la Comu-nidad Autónoma en la que más ha crecido el consumode electricidad en el periodo citado, con un 8,7% medio

49

Consumo de electricidad per cápita en la Unión Europea. Año 2000

Disponible para Población 2000 Demanda per cápita mercado (GWh) (miles) (kWh/pc)

Suecia 146.526 8.875 16.510Finlandia 79.071 5.180 15.265Luxemburgo 5.823 434 13.417Bélgica 82.859 10.264 8.073Francia 442.921 59.412 7.455Austria 56.890 8.110 7.015Holanda 104.980 15.864 6.617Dinamarca 34.873 5.330 6.543Alemania 516.683 82.300 6.278Reino Unido 370.312 59.715 6.201Irlanda 21.634 3.790 5.708Italia 297.653 57.690 5.160España 201.803 39.466 5.113Grecia 48.870 10.558 4.629Portugal 35.444 10.022 3.537

TOTAL 2.446.342 377.010 6.489

Tabla II.13

Fuente: Unión Europea.

Estructura del consumo eléctrico por comunidades autónomas en el sistema

UNESA. Año 2001Comunidad Autónoma % Comunidad Autónoma %

Cataluña 18,4Andalucía 13,5Madrid 11,4Comunidad Valenciana 9,8País Vasco 8,0Galicia 7,6Castilla y León 5,2Principado de Asturias 4,5Castilla-La Mancha 4,4Aragón 3,4

Canarias 3,1Región de Murcia 2,7Baleares 2,1Cantabria 1,9Navarra 1,8Extremadura 1,5La Rioja 0,6Ceuta y Melilla 0,1

TOTAL 100,0

Tabla II.14

Fuente. Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.

51

Gráfico II.5

Estructura del consumo eléctrico por sectores económicos en 2000

Fuente: UNESA.

EP

anual acumulativo. A continuación, se sitúan Extrema-dura con un 6,3% medio anual, Baleares con un 5,7%,Ceuta y Melilla, con un 5,4%, y Madrid, con un 4,8%.

Las variaciones menos positivas han tenido lugaren el País Vasco y Cantabria, donde la demanda hacrecido solamente a razón de un 0,4% y un 0,9% medioanual, respectivamente.

¿Continuará creciendo el consumo de energía eléctrica en España en los próximos años?

uede afirmarse que la consecución de un nivel ade-cuado de actividad económica, una mejor calidad devida, y un mayor control en la preservación del medioambiente exigen un aumento del uso de la energía eléc-trica frente a otras energías finales. La comodidad y lim-pieza en su uso, por un lado, y la automatización yrobotización de muchos procesos industriales, por otro,así lo explican, lo que conlleva a un incremento sig-nificativo en la intensidad del consumo eléctrico.

El reto para las empresas eléctricas es facilitareste progreso social y económico de manera compa-tible con la preservación del medio y la utilización efi-ciente de la electricidad, y en adecuadas condicionesde calidad, seguridad y coste.

En los últimos años, el consumo de electricidadha crecido en España a un ritmo superior al de la mayorparte de los países de su entorno económico. Así, enel periodo 1990-2001, la demanda de energía eléctri-ca aumentó un 1,93% de tasa anual media en la UE,mientras que en España este incremento se situó enel 4,45%.

La demanda de electricidad depende de facto-res tales como el crecimiento económico, los precios,la evolución tecnológica y los condicionantes medio-ambientales. Por ello, las razones fundamentales quejustifican este hecho diferencial son el menor consu-mo de electricidad per cápita que tenemos en Espa-ña frente a la media de la UE (aproximadamente el80%), así como las tasas de incremento del PIB habi-das en España en los últimos años, que fueron entre1 y 2 puntos por encima de la media de la UE.

De cara al futuro próximo es previsible que estatendencia se mantenga. Así las proyecciones de la UE(Economic Foundations for Energy Policy. December1999) suponen un crecimiento medio del mercado dela electricidad del 1,7% para el periodo 2000-2020, sien-do las previsiones españolas algo superiores a esta cifra.Así, en la planificación establecida por el Gobierno enoctubre de 2002, se contempla un incremento del con-sumo de electricidad para España en el periodo 2002-2011 del 3,2% de tasa anual acumulativa.

¿Se hallan interconectados todoslos centros de producción

y consumo de energía eléctrica en España?

n la Península, los centros de producción y de con-sumo se hallan conectados entre sí a través de la redeléctrica. Existen asimismo redes conectadas en cadauna de las islas de las Comunidades Autónomas deBaleares y Canarias, y algunas de estas islas están inter-conectadas eléctricamente por cables submarinos.

50

52

53

Gráfico II.6

Estructura del consumo por comunidadesautónomas. Total UNESA (%) Año 2000

Fuente. Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.

E

Esto permite llevar a cabo en el sector eléctri-co una gestión coordinada, gestión de la que son res-ponsables a nivel nacional los Operadores del Merca-do y del Sistema, haciendo que en cada momento gene-ren electricidad las centrales que permiten asegurar unacobertura de la demanda al menor coste posible. Setransporta energía eléctrica desde las áreas que pre-sentan en un momento dado un exceso de produc-ción a las áreas que en ese momento registran un défi-cit de demanda.

¿Qué es la red eléctrica?

s el conjunto de líneas y centros de interconexión eléc-trica que mantienen conectados entre sí a los centrosde producción y de consumo de electricidad de nues-tro sistema eléctrico.

Asimismo, se consideran elementos constituti-vos de la red de transporte todos aquellos activos decomunicaciones, protecciones, control, serviciosauxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementosauxiliares, eléctricos o no, para el adecuado funcio-namiento de las instalaciones específicas de la red detransporte.

Al finalizar el año 1998, la longitud total de las

líneas de transporte y distribución de energía eléctri-ca existentes en España era de 688.626 Km., de los que121.935 Km. eran líneas subterráneas, y 566.691 Kmcorrespondían a líneas aéreas. Asimismo el número detransformadores era de 281.808, con una capacidad de218.371.896 KVA. En la Tabla II.15 adjunta se recogenestas instalaciones de la red eléctrica española para elaño 1998, clasificada por niveles de tensión.

La red eléctrica es fundamental para la seguri-dad y calidad en el servicio eléctrico. Además, facili-ta la gestión de los excedentes de generación regio-nales y la elección del emplazamiento de centrales.

Sin embargo, la red no puede transportar elec-tricidad sin límite a todas partes. Por ello, la genera-ción debe estar, en lo posible, distribuida de acuerdocon la ubicación de la demanda, para no favorecer laaparición de problemas en la gestión de la red.

La red de transporte de alta tensión es propie-dad de Red Eléctrica de España (REE). Fue creada enenero de 1985 y en el mismo acto de su constituciónse estableció que fuera propietaria de las líneas a altatensión y de los principales centros de interconexiónnecesarios para conseguir una gestión optimizada delsistema eléctrico nacional.

Red Eléctrica de España es, asimismo, el ope-rador del sistema en el actual marco regulador.

51

Instalaciones de la red eléctrica de transporte y distribución en España por niveles de tensión. Año 1998

Longitud de las líneas eléctricas Transformadores reductoresTensiones nominales Tensión

Límites de los intervalos normalizada en el Aéreas Subterráneas Capacidad Total en KV intervalo en KV en Km. en Km. Número en KVA

Menos de 1 KV 0 279.748 72.662 0 0Desde 1 a 4,5 KV 3 235 2 166 41.078Más de 4,8 a 8 KV 6 3.056 632 3.815 1.830.884Más de 8 a 12,5 KV 10 15.157 6.291 22.572 6.555.861Más de 12,5 a 17,5 KV 15 74.060 13.662 87.275 23.455.691Más de 17,5 a 25 KV 20 110.194 27.481 161.644 34.624.896Más de 25 a 37,5 KV 30 5.277 375 2.469 3.683.536Más de 37,5 a 55,5 KV 45 14.647 454 1.263 11.612.182Más de 55,5 a 99 KV 66 13.789 151 1.018 14.760.238Más de 99 a 176 KV 132 20.022 152 1.083 38.009.883Más de 176 a 300 KV 220 15.875 58 481 43.345.672Más de 300 380 14.631 15 122 40.451.975

TOTAL 566.691 121.935 281.808 218.371.896

Tabla II.15

Fuente: Estadística de la Industria de Energía Eléctrica. Ministerio de Ciencia y Tecnología. 1998.

54

D

¿Cómo ha evolucionado la red de transporte de alta tensión en España?

esde que en 1901 tuvo lugar en Zaragoza el primertransporte de energía eléctrica a distancia de Españay segundo del mundo, la red eléctrica española no hadejado de crecer, tanto en longitud como en tensión.A ello contribuyó UNESA desde su creación en 1944,ya que uno de los primeros objetivos que le fue mar-cado fue fortalecer y desarrollar las interconexionesentre las distintas zonas de la península para permitirla gestión coordinada del sistema eléctrico español.

En 1965, la red española de transporte y distri-bución de energía eléctrica a alta tensión sumaba ya19.862 kilómetros de longitud a tensiones superioresa los 100 kV. Esa longitud siguió incrementándose has-ta alcanzar los 32.122 kilómetros en 1975 y los 43.645

kilómetros en 1985, contando a finales de 2001 conuna longitud total de 51.946 kilómetros.

La red de transporte y distribución a alta ten-sión tenía, en el año 2001, una longitud de 51.946 kiló-metros, de los cuales 15.200 kilómetros correspondena líneas de 400 kV, 16.179 kilómetros a líneas de 220kV y 26.324 kilómetros a líneas entre 100 y 132 kV.(Ver Tabla II.16 y Gráfico II.7)

Las redes de transporte y distribución necesitanpara cumplir sus funciones la realización de importantesinversiones en infraestructura, así como tener un man-tenimiento adecuado.

La red de transporte presenta actualmente pro-blemas de saturación en periodo de alta demanda,habiéndose visto retrasado su desarrollo en muchoscasos, por el alargamiento de las autorizaciones admi-nistrativas. Este retraso con respecto a la capacidad degeneración producido principalmente durante la déca-da de los noventa, puede observarse en el Gráfico II.8adjunto.

52

Existe un centro de Control a nivel nacional para la generación deltransporte eléctrico.

Para el mantenimiento de las grandes redes de transporte seutilizan helicópteros que mejoran la eficacia.

55

53

Evolución de la red eléctrica de transporte y distribución de alta tensión en España (Km)

Años 400 kV 220 kV 110-132 kV Total

1955 — 1.109 9.243 10.3521960 — 4.406 10.479 14.8851965 255 7.856 11.751 19.8621970 3.171 10.512 13.692 27.3751975 5.061 13.115 15.074 33.2501980 8.517 14.124 17.323 39.9641985 10.786 14.625 18.234 43.6451990 12.868 14.991 18.729 46.5881992 13.223 15.227 19.026 47.4771993 13.611 15.316 19.267 48.1931994 13.737 15.460 19.584 48.7801995 13.970 15.504 19.658 49.1321996 14.083 15.525 19.798 49.4071997 14.244 15.702 19.860 49.8321998 14.538 15.801 19.988 50.3531999 14.538 15.900 20.134 50.6002000 14.918 16.003 20.324 51.2732001 15.200 16.179 20.539 51.946

Tabla II.16


Las redes de transporte eléctrico deben salvar en ocasiones grandesobstáculos orográficos.

Gráfico II.7

Evolución de la longitud de las líneas de transporte y distribución (Total España)

Gráfico II.8

Evolución de la red de transporte peninsular y la potencia instalada

Fuente: REE. Fuente: REE.

L

Asimismo, en la Tabla II.17 se ha recogido laevolución del sistema de transporte y transformaciónen los últimos cinco años (1997-2001), diferenciandola propiedad de los elementos de este sistema.

¿Realiza España intercambios de electricidad con otros países?

a red española peninsular de transporte de electrici-dad se encuentra directamente interconectada con lasde Francia, Portugal, Andorra y Marruecos (a través delestrecho de Gibraltar), de forma que España viene rea-lizando ya intercambios internacionales de energía eléc-trica con los dos primeros países desde mediados delos años 40.

Tradicionalmente, estos intercambios han esta-do orientados a incrementar el nivel de seguridad enel abastecimiento de electricidad y a obtener un mejor

aprovechamiento de los recursos energéticos existen-tes. Permiten que los países interconectados se apo-yen coyunturalmente en caso de problemas de sumi-nistro, a causa, por ejemplo, de averías que reduzcanla disponibilidad de determinadas centrales en unmomento dado. Por otra parte, las diferencias hora-rias o estacionales entre dichos países en cuanto a ladisponibilidad de los recursos hidráulicos, las varia-ciones de la demanda y las diferencias en el coste deproducción del kWh según los diferentes tipos de cen-trales utilizadas, justifican también estos intercambiosde energía, que posibilitan así una mejora de la ges-tión de los respectivos sistemas eléctricos.

Actualmente, las interconexiones internaciona-les representan un elemento importante para aumen-tar la seguridad del suministro eléctrico, principalmenteen condiciones normales. Además, mejoran la estabi-lidad de la red y el mantenimiento de la frecuencia yde la tensión. También son un elemento esencial paralos intercambios de energía que permitan una mayorcompetencia en los sistemas interconectados.

En cuanto a situaciones en periodos críticos, lasinterconexiones hacen un papel más importante en elárea de regulación que en el de aportación de ener-gía, ya que los periodos críticos suelen coincidir enlos sistemas unidos.

El carácter peninsular del sistema eléctrico espa-ñol acentúa la importancia de reforzar las intercone-xiones internacionales, que con carácter general hanrecomendado los órganos rectores de la UE a todoslos países europeos.

La capacidad de las interconexiones de Españacon los países vecinos en el año 2002 queda recogidaen el Gráfico II.9 adjunto.

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Evolución del sistema de transporte y transformación1997 1998 1999 2000 2001

Circuito 400 kV Red Eléctrica 13.984 14.278 14.278 14.658 14.856(Km) Otras Empresas 260 260 260 260 344

Total 14.244 14.538 14.538 14.918 15.200

Circuito 220 Kv Red Eléctrica 4.276 4.280 4.280 4.280 4.327(Km) Otras Empresas 11.425 11.521 11.620 11.723 11.853

Total 15.702 15.801 15.900 16.003 16.179

Capacidad de transformación Red Eléctrica 16.988 16.988 17.913 19.613 19.613400/AT (MVA) Otras Empresas 25.699 25.699 26.149 26.149 27.499

Total 42.687 42.687 44.062 45.762 47.112

Tabla II.17

Ejemplo de subestación de transformación.

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Fuente: REE.

E

En el año 2001, los intercambios de electricidadrealizados con Francia, Portugal, Andorra y Marruecostuvieron un saldo importador de 3.458 GWh. La evo-lución en estos intercambios para el periodo 1980-2001viene recogida en la Tabla II.18 y Gráfico II.10.

¿Cuál es la garantía de suministrodel sector eléctrico español?

s inherente al desarrollo económico y a la consecu-ción de un mayor bienestar el que la electricidad vayaganando terreno a otras energías finales. La comodi-dad y limpieza en su uso conlleva un incremento sig-nificativo en la intensidad del consumo eléctrico detodos los países.

En el periodo 1996-2001 la demanda de electri-cidad en España se ha incrementado en más de un 30%,muy por encima de las previsiones realizadas. Este cre-cimiento es debido, por un lado al comportamiento posi-tivo de nuestra economía. Pero además existen otrosfactores como son, entre otros, el descenso en térmi-nos nominales, y por tanto aún mayor en los reales,en los precios medios de la electricidad, mientras quehan aumentado los precios de otras energías finales.

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Evolución de los intercambios internacionales de España (GWh)

Año Exportación Importación Saldo

1980 3.688 2.306 –1.3811981 4.115 2.667 –1.4471982 4.779 1.754 –3.0251983 4.185 4.084 –1011984 2.990 5.304 2.3141985 5.001 3.927 –1.0741986 4.151 2.895 –1.2561987 4.703 3.170 –1.5321988 4.804 3.482 –1.3211989 4.578 2.759 –1.8191990 3.627 3.208 –4191991 3.762 3.085 –6761992 3.710 4.351 6411993 3.338 4.605 1.2671994 3.250 5.105 1.8551995 3.146 7.633 4.4861996 5.690 6.750 1.0591997 7.669 4.596 –3.0721998 5.561 8.963 3.4011999 6.232 11.950 5.7182000 7.824 12.265 4.4412001 6.744 10.202 3.458

Tabla II.18


Gráfico II.10

Evolución de los intercambios internacionales (1980-2001)

57


Gráfico II.9

Capacidad de las conexiones internacionales

Fuente: Endesa. 2002.

L

Además, un hecho preocupante cara a la segu-ridad en el suministro, es el que la demanda de poten-cia en las horas punta ha crecido aún más rápidamenteque la demanda de energía (un 44% frente al 30% indi-cado en el último quinquenio). La evolución de estavariable es fundamental a la hora de determinar la capa-cidad de las instalaciones eléctricas necesarias, tanto engeneración como en la red de transporte y distribución.

Mientras que la demanda de potencia iba cre-ciendo, no lo hacía en la misma proporción la oferta,de forma que el margen de cobertura ha disminuidodurante los años de este periodo, seguramente hastalímites que pueden considerarse críticos.

Por consiguiente, tras una etapa de sobrecapa-cidad en los primeros años de la década de los noven-ta, el sistema eléctrico español ha pasado a una situa-ción de mínimos márgenes de seguridad, por lo quees necesario acometer un nuevo ciclo inversor. Espa-ña necesita, por tanto, incrementar sus infraestructu-ras eléctricas para atender unas necesidades de deman-da crecientes, de acuerdo con las previsiones de pla-nificación aprobadas por el Ministerio de Economía enoctubre de 2002.

En resumen, el margen de reserva ha disminuidode manera continuada en los últimos años, pasandodel 1,30 en 1995 al 1,05 en 2001, por lo que se ha incre-mentado el riesgo de suministro en las horas punta,si éstas coinciden con indisponibilidades de los equi-

pos superiores a los normales, o bien por razones dehidraulicidad, climáticas u otros factores. Esto puedeverse en el Gráfico II.11 adjunto, en el que tambiénse percibe una mejora en la evolución de este índicepara los próximos años.

De acuerdo con las previsiones recogidas en laPlanificación de los sistemas eléctrico y gas del Minis-terio de Economía, octubre 2002, las bases del desa-rrollo eléctrico en España durante la presente décadapasan por el fomento de las energías renovables, fun-damentalmente la energía eólica, y la introducción degas natural para las plantas de ciclo combinado.

Asimismo, se han de acometer inversiones enlas redes de transporte y de distribución, que permi-tan la evacuación de la energía generada en las nue-vas centrales y que mantengan el nivel de seguridady calidad en el sistema. Hay que tener en cuenta quela red eléctrica es el soporte físico del mercado (poneen contacto oferta y demanda), siendo fundamental parala seguridad y calidad en el suministro.

Las actividades de transporte y distribución se con-sideran un monopolio natural, por cuanto desde el pun-to de vista económico no es eficiente la existencia deredes paralelas alternativas para la distribución de elec-tricidad. Por este motivo, aún en los sistemas liberali-zados, es necesario fijar unos criterios estables de remu-neración de estas actividades que incentiven a los diver-sos agentes involucrados en la misma a desarrollar suactividad al mínimo coste, con las mínimas pérdidas deenergía y con la máxima calidad de suministro.

Hay que tener en cuenta que no es sencillo quelos agentes inversores (sean estos públicos o privados)se animen a invertir en el sector eléctrico (no sólo enEspaña, sino en cualquier país del mundo) toda vezque los periodos de maduración de estas inversionesson muy largos y los cambios en los marcos regula-torios suelen ser más frecuentes de lo aconsejado.

¿Cómo es la calidad de servicio en el sector

eléctrico español?a calidad del servicio es un factor muy importante delfuncionamiento del sector eléctrico. Por ello, las empre-sas eléctricas han dedicado siempre importantes recur-sos y esfuerzos para alcanzar un buen grado de satis-facción de los consumidores eléctricos a este respecto.

56

Gráfico II.11

Evolución del margen de reservas

58

Fuente: REE y Endesa.

Las empresas distribuidoras de electricidad debenadoptar las soluciones necesarias para garantizar elsuministro con los niveles de calidad fijados por la nor-mativa existente. Para ello deben realizar las inversio-nes necesarias, así como el correcto mantenimiento delas instalaciones.

Pero estas inversiones deben, por otra parte, estarcompensadas por una retribución adecuada, y por ellola Administración Central, responsable del estableci-miento de la tarifa integrada, y las AdministracionesAutonómicas, responsables de velar por el cumpli-miento de la normativa, tienen también responsabili-dad en este tema.

Asimismo, la Comisión Nacional de Energía, oente regulador, debe asesorar adecuadamente para lafijación del ingreso de cada una de las empresas dis-tribuidoras y supervisar el cumplimiento de los nive-les de calidad.

También, los propios clientes pueden jugar unpapel importante en este campo, puesto que hay clien-tes industriales con procesos de producción que pue-den alterar significativamente la calidad de la onda deenergía que reciben otros clientes próximos.

Por todo ello vemos que en el tema de la cali-dad de servicio están involucrados numerosos agen-tes del sistema eléctrico. Puede señalarse, por ejem-plo, que incluso en el área de generación, algunos pro-ductores del Régimen Especial pueden distorsionar laexplotación de la red de forma significativa.

La normativa actual distingue entre:

– Continuidad de suministro, relativa al núme-ro y duración de las averías.

– Calidad de producto, relativa a las caracte-rísticas de la onda de tensión.

– Calidad de atención y relación con el clien-te, relativa al conjunto de actuaciones de infor-mación, asesoramiento, comunicación, etc.

La continuidad de suministro se mide median-te dos parámetros: el TIEPI y el NIEPI, que se definenrespectivamente como el tiempo de interrupción equi-valente de la potencia instalada en media tensión y elnúmero de interrupciones equivalentes de esta mismapotencia. En el Gráfico II.12 puede observarse la evo-lución positiva que ha venido experimentando el valordel TIEPI, a nivel de todo el territorio nacional, parael periodo 1987-2001. Sólo en los años 1999 y 2001,en los que algunas comunidades se vieron afectadas

por fenómenos atmosféricos o incidencias de carácterextraordinario, se ha roto la tendencia continuada demejora del servicio.

En el cálculo del TIEPI se tiene en cuenta lasinterrupciones del suministro de más de tres minutosde duración en la red de media tensión, e incluye tan-to las interrupciones causadas por trabajos planifica-dos, a las que se califica de «programadas», como porincidentes en las instalaciones de producción, trans-porte y distribución a las que se denomina «imprevis-tas».

Por lo que se refiere a la calidad del producto,el actual reglamento prevé los valores máximos y míni-mos de la tensión de suministro, al tiempo que con-templa la necesidad de que los usuarios adopten medi-das para evitar que las perturbaciones emitidas por susinstalaciones afecten a otros usuarios. Asimismo, seña-la la obligación de los usuarios de establecer medidasen sus instalaciones que minimicen los riesgos de lafalta de calidad. Este último punto incide muy parti-cularmente en los clientes industriales, con equiposespecialmente sensibles a las perturbaciones.

La evolución tecnológica en los últimos años seha caracterizado por una implantación progresiva enla industria de equipos de mayor potencia unitaria y fuertemente perturbadores, como los hornos de induc-

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Gráfico II.12

Evolución del TIEPI (Tiempo de InterrupciónEquivalente de la Potencia Instalada) (Horas/año)


D

ción, de resistencia, de infrarrojos y de rectificadorespara la tracción y la electrólisis.

Por este motivo, la Unión Europea ha estable-cido la Directiva 89/336, que aplica a los aparatos y alos equipos susceptibles de crear perturbaciones y tam-bién a aquellos que puedan verse afectados por estasperturbaciones.

La conclusión final es que la calidad del sumi-nistro, junto con la compatibilidad electromagnética delos equipos, es una necesidad muy importante en elmundo desarrollado actual. La acción más consecuente,dentro del reglamento exigido, es la de establecer elmejor diálogo entre los agentes implicados, es decir,entre fabricantes de equipos y aparatos eléctricos, inge-nierías, empresas eléctricas y clientes, para hacer fren-te a esta problemática tan compleja.

¿Cuáles son las previsiones de generación del sistemaeléctrico español?

e acuerdo con las previsiones que actualmente mane-ja el Ministerio de Economía, las bases del desarrolloeléctrico en España durante la presente década pasanpor el fomento de las energías renovables, funda-mentalmente energía eólica, y la introducción masivade gas natural para las plantas de ciclo combinado.

La eólica tiene las ventajas medioambientales ylas de ser un recurso autóctono, pero el inconvenientede su baja disponibilidad para la garantía de suminis-tro, dada su dependencia de la aleatoriedad del vien-to. Además es cara frente a las otras tecnologías y, portanto, necesita para su desarrollo un sistema de incen-tivos económicos.

Respecto a las centrales de ciclo combinado degas (Combined Cycle Gas Turbines, CCGT) son actual-mente la tecnología de referencia, ya que combinanun menor impacto ambiental con una mayor eficien-cia energética. Las principales ventajas de esta tecno-logía pueden verse en el Gráfico II.13 adjunto.

Se están construyendo muchas centrales deCCGT en todo el mundo, especialmente en los paísesdesarrollados. Actualmente hay solicitudes de nuevasinstalaciones de CCGT en España por más de 30.000MW. Es previsible que no todas estas inversiones serealicen en esta década.

El Ministerio de Economía prevé, para el año2010, un consumo de 135.000 millones de termias eneste tipo de centrales, lo que equivale a unos 76.000GWh. Esta cifra representaría del orden del 28% deltotal de la producción eléctrica en ese año. Ademáshabía que añadir el consumo de gas natural que senecesita en las instalaciones de generación acogidasal Régimen Especial. (Véase Gráfico II.14)

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Gráfico II.13

Ventajas de ciclos combinados

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Fuente: Endesa e Iberdrola.

Gráfico II.14

Evolución de la estructura de generación

Fuente: UNESA.

L E

¿ Cómo se planificaba el sector eléctrico españolanteriormente al nuevo modeloliberalizador?

a energía eléctrica es un elemento básico tanto parael desarrollo de las actividades económicas de un país,como para el bienestar de sus habitantes. Por ello, laelectricidad ha tenido siempre un carácter estratégicoen todos los países y ha estado regulada por los gobier-nos sucesivos. Esta regulación se instrumentaba, fun-damentalmente, a través de políticas de planificaciónde los medios de generación y transporte y del esta-blecimiento de la tarifa eléctrica.

Hasta la década de los noventa, el desarrollo delsector eléctrico a largo plazo se encontraba conteni-do en los Planes Energéticos Nacionales (PEN’s), queelaboraban los gobiernos correspondientes, y que esta-blecían las líneas básicas de la política energética espa-ñola. Estos planes definían los balances eléctricos anua-les durante el periodo de vigencia, así como tipo, poten-cia y localización de las nuevas centrales eléctricas, etc.

Cabe señalar que anteriormente a estos PEN’sel desarrollo eléctrico se concretaba en los Planes Eléc-tricos Nacionales, el primero de los cuales fue publi-cado en el año 1969, y eran aprobados por el enton-ces Ministerio de Industria y Energía.

Actualmente, con el cambio del marco regula-torio en España, definido a partir del 1 de enero de1998, se ha producido una modificación profunda enla definición de la política energética en general, conla desaparición de la tradicional planificación estatalde las centrales eléctricas a través de los PEN’s, sien-do sustituida por una planificación indicativa, tenien-do total libertad de instalación por parte de los gene-radores, que deben someterse solamente a las autori-zaciones administrativas correspondientes.

Tan sólo el desarrollo y refuerzo de la red detransporte quedan sujetos a la planificación del Esta-do y condicionados por las exigencias de la planifi-cación urbanística y de ordenación del territorio.

¿Qué actividades desarrolla el sector eléctrico español

en las áreas de normalización y certificación de materiales

y servicios eléctricos?

l sector eléctrico ha prestado desde el principio, ungran interés por las actividades de normalización y cer-tificación de materiales y servicios eléctricos. Pero lasexigencias de una mayor seguridad de las instalacio-nes eléctricas y una mejor calidad del servicio, así comoel proceso de integración en la Unión Europea, hanjustificado un aumento de actividad en este campodurante los últimos años. Actualmente hay unos altos niveles de participación de expertos de las empre-sas eléctricas españolas en los grupos de normaliza-ción y certificación constituidos, tanto a nivel nacio-nal como internacional.

En la Asociación Española de Normalización yCertificación (AENOR) hay representantes del sector participando en sus órganos de gestión, entre los quedestaca la Comisión Consultiva y de RepresentaciónElectrotécnica-Electrónica, que coordina las posicionesde AENOR en las actividades de normalización y cer-tificación de la Comisión Electrotécnica Internacional(CEI) y del Comité Europeo de Normalización Elec-trotécnico (CENELEC).

En el año 2000, el número de representantes delas empresas eléctricas en los grupos de normalizaciónde AENOR alcanzaba las 250 personas, siendo unos50 los expertos que participaban en grupos y comitéseuropeos e internacionales de Normalización.

En el campo de la certificación, las empresaseléctricas han ido haciendo un uso cada vez mayor delos organismos de certificación de productos y empre-sas, de los laboratorios de ensayo y de las entidadesde inspección para evaluar a sus proveedores, verifi-car la calidad de los productos y servicios que adquie-ren, y demostrar que sus instalaciones se gestionan concriterios medioambientales, de seguridad y de calidadreconocidos internacionalmente (normas ISO14000 eISO9000).

Asimismo, representantes de las empresas eléc-tricas continúan participando en la Entidad Nacionalde Acreditación (ENAC), dependiente del Ministerio deCiencia y Tecnología, y más concretamente en sus

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L

Comisiones Técnicas Asesoras de Certificación, Ins-pección y Medio Ambiente, así como en el Comité Espa-ñol de Evaluación de la Conformidad, que represen-ta los intereses nacionales ante la Organización Euro-pea de Ensayos y Certificación (EOTC).

¿Qué actividades realiza el sector eléctrico español en el área de la prevención de riesgos laborales?

as empresas eléctricas siempre han dado gran impor-tancia a la prevención de riesgos laborales, siendo pio-neros en España en muchos temas, fundamentalmen-te, en el correspondiente a riesgo eléctrico.

La prevención de riesgos laborales, al igual quesucede con otros temas, es llevada por el sector a dosniveles: a nivel de cada empresa, a través de sus corres-pondientes departamentos, y a nivel sectorial para todasaquellas actividades que puedan generar sinergias paralas empresas asociadas en UNESA.

Para el desarrollo de estas actividades de carác-ter sectorial, las empresas eléctricas de UNESA cons-tituyeron en 1964 una Asociación, AMYS (Asociaciónde Medicina y Seguridad en el Trabajo), cuyas funcionesprincipales eran realizar estudios sectoriales referen-tes a la investigación de accidentes laborales, analizarlas condiciones preventivas en los puestos de trabajo,elaboración de prescripciones de seguridad (Carnets),realización de protocolos en el ámbito de la medici-na del trabajo, hacer campañas de divulgación de laseguridad laboral, estadísticas sectoriales de acciden-tes, actividades de formación, normalización de mate-riales y equipos de seguridad, funciones de represen-tación en los foros preventivos a nivel nacional e inter-nacional, etc.

La accidentabilidad laboral registrada en el sec-tor eléctrico fue descendiendo a lo largo del periodo1975-2000, tal y como se recoge en la Tabla II.19 yen el Gráfico II.15 adjuntos. Esta accidentabilidad semide fundamentalmente por dos indicadores, el Indi-ce de Frecuencia (If) y el de Gravedad (Ig) que sedefinen en dicha Tabla. Puede verse la notable dis-minución de estos índices a lo largo del periodo ana-lizado, siendo ello fruto de los esfuerzos realizados

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Gráfico II.15

Evolución histórica del número de accidentestotales y eléctricos con baja en el sector

eléctrico (1984-2000)

Gráfico II.16

Evolución del índice de frecuencia de accidenteslaborales en sectores eléctricos de países

de la UE (1984-1997)

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Fuente: UNIPEDE.

Fuente: UNIPEDE.

L

por las sociedades eléctricas a niveles de empresa ysectorial.

Asimismo, en el Gráfico II.16 se recoge la evo-lución de estos mismos índices en el periodo 1984-1997para los países de nuestro entorno, pudiendo com-probarse la situación, más bien ventajosa de nuestropaís en este área.

En el año 2000, la asociación AMYS, al igual quesucedió con la Asociación de Investigación Eléctrica(ASINEL) y la Asociación de Aplicaciones de Electri-cidad (ADAE), fue disuelta y sus actividades pasarona la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA).

¿Tiene el sector eléctrico español tradición en el área

de la investigación?

as empresas eléctricas vienen realizando desde suscomienzos, en 1875, una importante labor en el cam-po de la investigación y desarrollo tecnológico, tantodirectamente a título individual, como coordinadamentea través de la Asociación Española de la Industria Eléc-trica (UNESA).

Como fruto de esta labor, las empresas españolasprotagonizaron a principios de siglo algunos de los pri-meros y más importantes avances en el desarrollo eléc-trico:

– En 1886, Gerona se convirtió en la segundaciudad de Europa totalmente iluminadamediante electricidad.

– En 1901, se realizó entre el Molino de San Car-los y Zaragoza la segunda experiencia mun-dial de transporte de electricidad a larga dis-tancia.

– En 1909, España puso en servicio, entre la cen-tral de Molinar y Madrid, la línea de mayortensión y longitud de Europa.

A lo largo del presente siglo, nuevos aconteci-mientos eléctricos han sido ejemplo de esta capacidadde innovación tecnológica:

– En los años 20, se inició ya el aprovechamientointegral de los recursos hidráulicos de las cuen-cas españolas con tecnología nacional.

– En los años 40, comenzó la explotación uni-ficada del sistema eléctrico a través de la ges-tión coordinada de las redes de transporte ydistribución.

– En los años 50, se consolidó en España la uti-lización de los carbones nacionales de muybaja calidad para la producción de electrici-dad.

– En los años 60, se construyó la primera cen-tral nuclear española.

A partir de los años 60, actividades de investi-gación y desarrollo que venían llevando a cabo lasempresas eléctricas, se vieron potenciadas a través deacciones coordinadas de carácter sectorial. En esta déca-da, las empresas eléctricas crearon una asociación,

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Evolución de los principales indicadores de laaccidentabilidad laboral en el sector eléctrico

español (1975-2000)Accidentes Accidentes Indice de Indice de

Accidentes totales Accidentes eléctricos frecuencia gravedad Años totales mortales eléctricos mortales (1) (If) (2) (Ig)

1975 2.129 20 197 8 21,1 21976 2.084 20 156 12 20,18 2,351977 1.961 15 155 3 29,17 1,731978 1.993 9 124 4 19,03 1,281979 1.960 10 139 6 19,6 1,341980 1.712 17 130 7 17,63 1,681981 1.682 16 124 4 17,23 1,61982 1.518 14 147 3 16,26 1,351983 1.616 6 130 1 17,62 1,091984 1.406 12 74 4 16,42 1,341985 1.331 8 97 3 14,75 1,11986 1.265 9 104 5 15,4 1,521987 1.205 7 90 1 15,48 1,361988 1.203 5 95 2 15,09 0,971989 1.181 8 106 3 15,07 1,221990 1.272 9 91 5 16,56 1,381991 1.154 10 90 7 15,12 1,381992 1.130 2 95 1 14,61 0,631993 1.031 6 67 3 13,42 0,961994 979 5 65 3 14,19 0,911995 938 5 59 3 14,21 0,991996 907 6 60 3 13,14 1,031997 871 5 57 3 12,97 1,071998 807 2 44 1 13,73 0,681999 635 2 37 2 11,65 0,782000 611 3 27 2 10,89 0,78

Tabla II.19


(1) If =N.o accidentes con baja × 1.000.000

N.º horas trabajadas

(2) Ig =N.o jornadas perdidas × 1.000

N.o horas trabajadas

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S

S

ASINEL (Asociación para la Investigación de la Indus-tria Eléctrica), para desarrollar las actividades de inves-tigación eléctrica a nivel sectorial, en paralelo a los pro-yectos que realizaban individualmente las empresas.ASINEL desarrolló una importante labor, principalmenteen el desarrollo de proyectos sobre investigación apli-cada, ensayos de laboratorio, normalización, etc., todoello en relación con materiales y equipos eléctricos.Entre las actividades realizadas cabe destacar el Pro-grama de Investigación y Desarrollo Tecnológico Elec-trotécnico (PIE), resultado de un acuerdo suscrito porUNESA, en representación del sector eléctrico y el Minis-terio de Industria y Energía, en el año 1980.

En los últimos años, el sector eléctrico españolha conseguido, como fruto de su actividad de inves-tigación, significativas realizaciones tecnológicas:

– España, en el año 2000, era el tercer país dela Unión Europea y el quinto del mundo enel aprovechamiento de la energía eólica.

– Asimismo, en el año 2000, España era el ter-cer país de la Unión Europea por su poten-cia instalada en sistemas solares fotovoltaicosy el cuarto por su superficie instalada en colec-tores solares térmicos.

– España posee, en Puertollano, una de las cen-trales de gasificación del carbón y ciclo com-binado de mayor potencia del mundo. Tam-bién ha llevado a cabo importantes realiza-ciones en otras tecnologías de combustiónlimpia de carbón, tales como combustión decarbón en lecho fluido o licuefacción de lig-nitos.

– Finalmente, conviene señalar que el sectoreléctrico español ha desarrollado en los últi-mos años un amplio número de equipos sobretelemandos, automatismos, transmisores deseñales y otros elementos que permiten incre-mentar sustancialmente la fiabilidad y segu-ridad de la infraestructura eléctrica del país.

En el año 2000, la Asociación de Investigaciónde la Industria Eléctrica (ASINEL), junto a las otras dosasociaciones del sector, AMYS y ADAE, fueron disuel-tas pasando sus actividades a la asociación españolade la Industria Eléctrica (UNESA).

¿Qué era el Programa de Investigación y Desarrollo

Tecnológico Electrotécnico (PIE)?

e trataba de un amplio programa de investigación, finan-ciado y realizado por las empresas eléctricas asocia-das en UNESA, Red Eléctrica de España y la colabo-ración adicional de otras empresas, organismos deinvestigación públicos y privados, investigadores indi-viduales, etc., y de cuya ejecución es responsable elsector eléctrico español.

El Programa nació con el nombre de Programade Investigación de UNESA (PIU) mediante un RealDecreto de 1980. En el mismo, se establecía que lassociedades eléctricas habrían de destinar un porcen-taje de sus ingresos por venta de energía eléctrica aldesarrollo de los proyectos de investigación conteni-dos en el Programa.

Por Orden Ministerial de 1 de agosto de 1983,se modificó la gestión y denominación del Programa.Éste pasó a llamarse Programa de Investigación y Desa-rrollo Tecnológico Electrotécnico (PIE) y su direcciónse encomendó a la Oficina de Coordinación de Inves-tigación y Desarrollo Electrotécnico (OCIDE), cuyo Con-sejo Directivo estaba formado por representantes dela Administración, de Red Eléctrica de España, de UNE-SA y de las empresas que la integran.

En el año 1997, al tiempo que se suprimía laasignación específica a tareas de investigación que esta-ba incluida en la tarifa eléctrica, se disolvió OCIDE.Se constituyó entonces una Comisión Liquidadora a laque se encomendaron las tareas de supervisión deldesarrollo de los proyectos en curso, y cuyo controltécnico y administrativo fue encomendado a una uni-dad específica creada para ello (OCI-CIEMAT) en elCentro de Investigaciones Energéticas, Medioambien-tales y Tecnológicas (CIEMAT).

¿Cuáles han sido los proyectosmás significativos desarrollados

en el marco del PIE?

e han desarrollado un total de 1.279 proyectos dentrodel Programa de Investigación y Desarrollo Tecnoló-gico Electrotécnico. De esta cifra, 1.128 proyectos han

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sido ya terminados y se ha iniciado la explotación desus resultados, y 151 más se encuentran en fase de fina-lización. Las áreas principales de investigación en lasque se hallan encuadrados estos proyectos de inves-tigación son las siguientes:

– Sistema eléctrico (504 proyectos): equipos deregulación y control, control de perturbacio-nes, comunicaciones, medición, protecciones,sistemas de explotación, otros equipos de lainfraestructura eléctrica.

– Combustibles fósiles (218 proyectos): utiliza-ción de combustibles, medio ambiente, medi-das sobre efluentes, sistemas de combustión.

– Nuclear (107 proyectos): materiales, compo-nentes y sistemas nucleares, ciclo del com-bustible nuclear, seguridad de las instalacio-nes, diseño de reactores avanzados y de nue-va generación.

– Uso de la energía (75 proyectos): usos espe-ciales de la energía, optimización, acumula-ción y almacenamiento, aplicaciones eficien-tes de la energía en la industria, el transpor-te y el sector residencial y ahorro energético.

– Energías renovables (244 proyectos): energíasminihidráulica, eólica, fotovoltaica, termoso-lar de baja y media temperatura, termosolarde alta temperatura, geotérmica, biomásica yoceánica.

– Diversos y Planificación (131 proyectos): estu-dios económicos, impacto social de las acti-vidades eléctricas, nuevos materiales, planifi-cación y evaluación.

La realización completa de los 1.279 proyectosde que consta el PIE ha supuesto una inversión totalde unos 155.000 millones de pesetas. Este programase financió con los recursos resultantes de la aplica-ción de un porcentaje de los ingresos que, hasta 1997,las empresas eléctricas obtenían de la venta de ener-gía eléctrica; con aportaciones directas que esas mis-mas empresas hacían a título individual, al margen dela tarifa, para la realización de proyectos concretos delPrograma; y con aportaciones complementarias de otrasempresas industriales o instituciones que intervinieronen su desarrollo. La distribución porcentual del pre-supuesto del PIE, hasta el año 1995, por áreas está reco-gida en la Tabla II.20 adjunta.

Del presupuesto total necesario para realizar com-pletamente los 1.279 proyectos de investigación iniciadosdesde 1980, el 46,7% –que representa 71.979 millonesde pesetas– se ha financiado a través del PIE, es decir,mediante los recursos resultantes de aplicar un por-centaje a los ingresos que las empresas eléctricas obtie-nen, vía tarifas, de la venta de energía eléctrica.

El 53,3% restante –es decir, 82.108 millones depesetas– procede de aportaciones que las empresaseléctricas efectúan, a título individual, para la realiza-ción de proyectos concretos del Programa, así comode contribuciones complementarias de otras empresasindustriales, centros de investigación públicos y pri-vados, universidades, etc. que han intervenido en eldesarrollo de los mismos. No obstante conviene seña-lar que las empresas eléctricas españolas son las titu-lares y responsables de todos los proyectos de inves-tigación de carácter sectorial desarrollados.

En definitiva, puede asegurarse que este pro-grama PIE ha permitido que la investigación eléctricaabordada a lo largo de los últimos años haya tenidoun positivo efecto multiplicador sobre la capacidad deinvestigación global de España.

¿Cuáles son los principalesproyectos de I+D desarrollados

actualmente por el sectoreléctrico español?

l sector eléctrico español ha seguido, después de ladisolución de OCIDE (Oficina de Investigación y Desa-rrollo Electrotécnico), con actividades de investigación

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Distribución por áreas técnicas del presupuestodel PIE. Año 1995

%

Sistema eléctrico 24,50Combustibles fósiles 22,00Nuclear 14,27Uso de la energía 1,61Energías renovables 13,12Planificación y diversos 7,56

TOTAL 100,00

Tabla II.20

Fuente: Memoria de OCIDE (Oficina de Coordinación de Investigación y Desarrollo Electrotécnico).

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y desarrollo tecnológico, tanto a nivel de cada empre-sa como sectorial a través de UNESA.

Algunos de los proyectos más significativos queactualmente están en fase de desarrollo, y de cuya admi-nistración se ocupa UNESA, son los siguientes:

– Sistema eléctrico:

• Evaluación de las pérdidas en distribución.• Simulación dinámica de largo plazo en el

sistema eléctrico español.• Sistema experto para la reposición auto-

mática del servicio en redes de reparto deenergía eléctrica.

• Regulación de generación con inteligenciaartificial.

• Análisis de las causas de fallo de los trans-formadores de medida de alta tensión.

– Combustibles fósiles:

• Sistema experto de vigilancia de la llama dela caldera de una central térmica.

• Optimización y diagnóstico mediante siste-mas expertos de la operación de centralestérmicas.

• Sistema integral de gestión de informacióntécnica en centrales térmicas.

• Central térmica con gasificación integradaen ciclo combinado.

• Desarrollo de filtros acústicos para la aglo-meración y la separación de micropartícu-las en gases de combustión de carbón.

– Nuclear:

• Sistema hombre-máquina. Proyecto HaldenEspaña.

• Vida remanente de centrales nucleares.• Centrales nucleares de seguridad pasiva de

agua ligera.

– Uso de la energía:

• Vehículos impulsados por electricidad.

– Energías renovables:

• Sistema eólico diesel con unidad cinética detecnología moderna.

• Límites y competitividad de la penetraciónde la energía solar fotovoltaica en la red eléc-trica.

• Estación fotovoltaica para suministro deenergía: aplicación a vehículos eléctricos.

• Planta solar optimizada.• Generación directa de vapor en colectores

solares.• Aprovechamiento energético de la bioma-

sa por conversión termoquímica.

– Diversos y planificación:

• Tecnologías para la gestión de la deman-da.

• Eliminación de PCB’s.

¿Qué hacen las empresaseléctricas en el área del usoeficiente de la electricidad?

a política energética emanada de la UE considera nece-sario promover iniciativas que permitan un uso más efi-ciente de la energía en general, y de la electricidad enparticular, de forma que los consumidores eléctricos uti-licen la electricidad del modo más racional posible.

Desde hace mucho tiempo, las empresas eléc-tricas han dedicado considerables esfuerzos a este temay, a través de las oficinas de atención al cliente, handesarrollado numerosas acciones de información y for-mación a los consumidores domésticos e industriales,han promovido programas de gestión de demanda, deutilización de electrodomésticos más eficientes, etc.

Prueba de la preocupación del sector por estetema fue la creación en 1973 de una asociación sec-torial, ADAE (Asociación de Aplicaciones de la Elec-tricidad), que, juntamente con fabricantes e instaladoreseléctricos, ha desarrollado una importante labor en esteárea, asesorando a los profesionales y consumidoresen el modo de mejorar la eficiencia energética.

No obstante, conviene recordar que una utili-zación más eficiente de la electricidad no supone nece-sariamente una disminución de su consumo, pues esbien sabido que el alcance de mejores niveles de cali-dad de vida exige una mayor penetración de la elec-tricidad en los sectores Residencial, Comercial e Indus-trial.

Esta Asociación, junto con ASINEL y AMYS, sedisolvió en el año 2000, y sus actividades pasaron aser realizadas por UNESA.

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A¿Cuántas empresas eléctricasexisten en España?

unque España cuente con un elevado número de com-pañías eléctricas, cabe señalar que las cinco empresasmás grandes produjeron y distribuyeron algo más del82% de la producción total del año 2001. Todas ellasforman parte de la Asociación Española de la Indus-tria Eléctrica (UNESA). Estas sociedades son:

• ENDESA, S.A. - Príncipe de Vergara, 187 -28002 MADRID - Tel. 91.213.10.00Fax. 91-563.81.81 - http://www.endesa.es

• IBERDROLA, S.A. - Hermosilla, 3 - 28001MADRID - Tel. 91.577.65.00Fax. 91.577.56.82 - http://www.iberdrola.es

• UNIÓN FENOSA, S.A. - Avda. de San Luis, 77- 28033 MADRID - Tel. 91.567.60.00Fax. 91.201.53.52 - http://www.unionfenosa.es

• ELECTRA DE VIESGO - Medio, 12 - 39003SANTANDER - Tel. 942.24.60.00Fax. 942.24.60.30 - http://www.viesgo.es

• HIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO, S.A. -Plaza de la Gesta, 2 22007 OVIEDO - Tel. 985.23.03.00 -Fax.985.25.37.87 - http://www.h-c.es

Otras empresas relevantes del sector eléctricoespañol son la Compañía Operadora del Mercado Espa-ñol de la Electricidad (OMEL) para la gestión de la gene-ración, y Red Eléctrica de España (REE) que es pro-pietaria de la red de transporte de electricidad y hacelas funciones de operador del Sistema.

Finalmente, existen también numerosas socie-dades que se dedican exclusivamente a la producciónde electricidad en Régimen Especial.

¿Qué es la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA)?

a Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNE-SA) ha tenido dos etapas claramente diferenciadas. Enla primera, que comprende desde su constitución en

1944 hasta el año 1999, era una sociedad anónima (Uni-dad Eléctrica, S.A.) sin ánimo de obtención de bene-ficio comercial. En la segunda etapa, y como conse-cuencia del nuevo marco regulatorio que se estable-ce por la Ley del Sector Eléctrico de 1997, se constituyócomo Asociación Española de la Industria Eléctrica.

UNESA (Unidad Eléctrica, S.A.) era una empre-sa integrada por las principales sociedades del sectoreléctrico español que se ocupaba fundamentalmentede coordinar y llevar a cabo sus actividades sectoria-les en las áreas del negocio eléctrico (planificación, pro-ducción y demanda, aspectos económicos y financie-ros, combustibles, energía nuclear, medio ambiente,cuestiones legales, investigación, información y comu-nicación social, etc.) y de representar al sector eléc-trico español ante las Administraciones Públicas y losorganismos energéticos internacionales.

UNESA fue creada por iniciativa de las empre-sas eléctricas en 1944, año en que la intensa sequíaque padecía el parque hidroeléctrico, junto a creci-mientos importantes de la demanda y a una escasezde bienes de equipo (debido a los años posteriores ala Guerra Civil), supuso hacer frente a numerosas difi-cultades para la satisfacción de la demanda.

Las empresas consideraron conveniente pro-mover los intercambios de electricidad entre las zonaseléctricas, para lo cual UNESA impulsó la intercone-xión de los sistemas regionales de las empresas has-ta desarrollar un sistema eléctrico nacional, a través delcual quedaron conectados todos los centros importantesde producción y consumo. Hasta 1979, fue asimismoresponsabilidad de UNESA la operación de dicho sis-tema para asegurar una explotación óptima de la infra-estructura eléctrica existente.

Junto con estos primeros objetivos, UNESA desa-rrolló en paralelo nuevas actividades en otras vertien-tes de la actividad eléctrica, cumpliendo un papel fun-damental en temas tales como los primeros proyectosde planificación eléctrica, el establecimiento de un sis-tema nacional de tarifas, el intercambio de conoci-

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mientos y experiencias entre las empresas en todo loque se refiere a los aspectos técnicos de la actividadeléctrica, el inicio del desarrollo electronuclear, las cues-tiones económico-financieras, la coordinación de losesfuerzos comunes en materia de investigación, desa-rrollo y medio ambiente, las relaciones con los orga-nismos internacionales, la comunicación con la socie-dad, etc.

En junio de 1999, y como consecuencia del nue-vo marco regulador, UNESA se transformó en la Aso-ciación Española de la Industria Eléctrica, cuyas fun-ciones, acordes con la nueva regulación, están reco-gidas en el artículo cinco de sus estatutos. En el mismose recoge que la Asociación, en el cumplimiento desus actividades, llevará a cabo, sin perjuicio del ple-no respeto a la libertad de decisión de cada uno desus miembros, las funciones específicas siguientes:

■ La representación institucional del sector eléc-trico, defendiendo los intereses de las empre-sas asociadas ante la Administración en todossus niveles, los organismos jurisdiccionales, elParlamento, los partidos políticos, las organi-zaciones sindicales y en aquellas entidadespúblicas y privadas que se considere preciso.

■ La representación en foros europeos e inter-nacionales de carácter sectorial energético ode alcance general.

■ El seguimiento o la participación en la ela-boración de propuestas normativas o en lamodificación, desarrollo, estudio y análisis,tanto de la legislación específica eléctricacomo de cualquier otra relacionada directae indirectamente con ésta.

■ El ejercicio de todo tipo de acciones legalesy judiciales, así como formulación de con-sultas y escritos de toda clase ante las Admi-nistraciones Públicas y los órganos jurisdic-cionales en todos sus órdenes, en represen-tación de los intereses de sus miembros.

■ La elaboración de estudios e informes de ofi-cio o a petición de sus asociados, sobre cual-quier materia relacionada con sus fines.

■ La elaboración, mantenimiento y difusión delas estadísticas de naturaleza sectorial sobrelas vertientes de la actividad eléctrica.

■ La difusión entre los miembros de UNESA dela información y documentación que se juz-

gue pertinente sobre los aspectos de interésrelacionados con sus fines.

■ El desarrollo de las iniciativas de comunica-ción de naturaleza sectorial para fomentar eldiálogo del sector eléctrico con los diferen-tes colectivos sociales y promover la imagendel sector en los medios de comunicaciónsocial nacionales y extranjeros.

¿Con qué organismos españolesestá relacionado el sector

eléctrico?

as empresas eléctricas asociadas en UNESA, bien direc-tamente, bien a través de la Asociación, están repre-sentadas en los principales organismos nacionales decarácter privado, relacionados con la industria eléc-trica.

Entre ellos pueden señalarse los siguientes:

– Confederación Española de OrganizacionesEmpresariales (CEOE) (www.ceoe.es).

– Club Español de la Energía (ENERCLUB)(www.enerclub.es).

– Sociedad Nuclear Española (SNE)(www.sne.es).

– Asociación Española de Normalización y Cer-tificación (AENOR) (www.aenor.es).

– Sociedad Española de Protección Radiológi-ca (SEPR) (www.sepr.es).

– Foro de la Industria Nuclear Española(www.foronuclear.org).

– Comité Español de Acústica.– Comité Español de Electrotermia.– Comité Español de Iluminación.

Asimismo, tiene contacto con numerosos orga-nismos cuyas actividades están relacionadas con lageneración, transporte y distribución de electricidad,algunos de los cuales son:

– Asociación de Autogeneradores de EnergíaEléctrica (AAEE).

– Asociación de Consumidores de Electricidad(ACE).

– Asociación de Empresas con Gran Consumode Energía Eléctrica (AEGE).

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– Asociación de Productores y Autogenerado-res con Energías Renovables (APPA).

– Comercializadoras.– Consultores eléctricos.– Cooperativas de producción eléctrica.– Fabricantes de materiales y equipos eléctricos.– Etc.

¿Qué es la Unión de la IndustriaEléctrica-EURELECTRIC?

ste Organismo internacional es el único portavoz dela industria eléctrica europea ante las instituciones comu-nitarias. Además, es un centro de estudios de carácterestratégico y técnico. Agrupa a 32 asociaciones y empre-sas eléctricas de pleno derecho, diez miembros afilia-dos europeos, 13 internacionales y 20 miembros aso-ciados. Sus principales áreas de actuación, que handeterminado su estructura, son: política energética euro-pea y regulación de los mercados, medio ambiente ydesarrollo sostenible, y mejores prácticas de gestión.Las empresas asociadas en UNESA participan activa-mente en todos estos campos a través de su presen-cia en los distintos comités y grupos de trabajo.

¿En qué organismosinternacionales está presente el sector eléctrico español?

l sector eléctrico español ha participado siempre en lostrabajos de las principales organizaciones energéticas inter-nacionales, a través de sus comités y grupos de traba-jo. En unas, como miembro de pleno derecho; en otras,colaborando en el desarrollo de actividades concretas.

La internacionalización de la actividad eléctri-ca, así como los procesos de reestructuración y diver-sificación del sector que se están llevando a cabo enlas esferas nacional e internacional, están exigiendo alas empresas asociadas en UNESA un mayor esfuerzode conocimiento y colaboración en la actividad inter-nacional en el área energético-eléctrica.

Entre los organismos internacionales más im-portantes, cabe citar, además de EURELECTRIC, lossiguientes:

– Comisión de Integración Eléctrica Regional

(CIER). Esta organización iberoamericana, crea-da en el año 1964, es el foro natural para elintercambio de información y experiencias deinterés para los sectores eléctricos de la región,así como el impulsor de proyectos de inte-gración multinacional. Agrupa como miembrosde pleno derecho a 198 empresas eléctricasde los diez países miembros de América delSur, y seis empresas asociadas de España(UNESA), Portugal, Francia, México, Reino Uni-do y Suecia.

– Consejo Mundial de la Energía (CME). Cre-ada en 1923, esta organización reúne a másde cien países de los cinco continentes. Susobjetivos son estudiar, analizar y debatir todoslos aspectos relacionados con la energía yofrecer sus puntos de vista y recomendacio-

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Dirección General de Energía y Transporte. Bruselas.

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Gráfico II.17

Sedes centrales de los organismos internacionales relacionados con el sector eléctrico español

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica. UNESA. 2001.

nes a gobiernos, opinión pública y cuantoshan de tomar decisiones en el campo ener-gético.

– Unión de Confederaciones de la Industria yde los Empresarios de Europa (UNICE). Fun-dada en 1958, la UNICE es la portavoz oficialde las asociaciones empresariales europeasante las instituciones de la Unión Europea.Agrupa a 35 federaciones empresariales, de27 países europeos. El objetivo primordial dela UNICE es promover los intereses profe-sionales comunes de las empresas represen-tadas por sus miembros ante las institucionesde la Unión Europea.

– Asociación Mundial de Operadores Nucleares(World Association of Nuclear Operators.WANO). Organización de ámbito mundial a laque pertenecen todas las centrales nuclearesen explotación. Promueve intercambios deinformación, conocimiento y experiencias entrelas empresas que operan centrales nuclearespara incrementar la seguridad, fiabilidad y efi-cacia de estas instalaciones.

Asimismo, UNESA participa en los comités con-sultivos de las instituciones comunitarias de Energía,como son la Comisión Europea del Carbón y Acero yla de Investigación del Carbón.

Finalmente, el sector eléctrico español sigue cola-borando, bien a través de las empresas eléctricas o dela propia UNESA, con otra veintena de organizacionesde muy diversa naturaleza y con diversos grados devinculación y cooperación, tales como la Unión parala Coordinación del Transporte de Electricidad (UCTE),la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI), el Comi-té Europeo de Normalización Electrónica (CENELEC),la Conferencia Internacional de Grandes Redes Eléc-tricas (CIGRE), la Conferencia Internacional de RedesEléctricas de Distribución (CIRED), la Agencia Inter-nacional de la Energía (AIE), la Agencia para la Ener-gía Nuclear (AEN) de la OCDE, la Unión Internacio-nal de Aplicaciones de la Electricidad (UIE), el Orga-nismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), laAsociación Europea para el Uso de los Subproductosprocedentes de Centrales Térmicas (ECOBA), la Aso-ciación Internacional de la Seguridad Social (AISS), elElectric Power Research Institute (EPRI), la AsociaciónInternacional de Derecho Nuclear (AIDN), el Institu-to de Explotación de Energía Nuclear (INPO), el Nu-clear Energy Institute (NEI), el Edison Electric Institu-te (EEI), y la Organización Latinoamericana de Ener-gía (OLADE).

En el Gráfico II.17 se adjunta un mapa en don-de se recogen las sedes de los principales organismosinternacionales en las que está presente el sector eléc-trico español.

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Capítulo IIICentrales

hidroeléctricas

E¿Qué características presenta el agua como fuente de energía?

ntre los múltiples usos del agua –abastecimiento apoblaciones, riego de cultivos, usos industriales, etc.–,sus posibilidades como fuente de energía mecánica –porejemplo, para el movimiento de molinos, aceñas, norias,etc.– son conocidas y vienen siendo aprovechadas des-de hace mucho tiempo.

Su utilización para la producción de electricidades más reciente. Data de finales del pasado siglo y seencuentra estrechamente ligada al propio nacimientode la industria eléctrica.

El agua presenta, entre otras, la característica deser una fuente energética renovable merced a un ciclonatural. Y la transformación de su energía potencialgravitatoria en energía eléctrica permite un alto nivelde eficiencia energética, ya que en el proceso se pue-de alcanzar grados de eficiencia superiores al 90%.

Además, desde la óptica medioambiental, lahidroelectricidad es una fuente energética con un impac-to sobre el entorno que ofrece normalmente un balan-ce bastante positivo. Evita la emisión a la atmósferade efluentes químicos que produciría la generación sus-titutoria por una central térmica.

Asimismo, es una fuente energética totalmenteautóctona, ya que es un recurso primario existente ensuelo nacional que es aprovechado, en el caso de Espa-

ña, mediante equipos y tecnologías totalmente nacio-nales. Se calcula que cada kWh producido en una cen-tral hidroeléctrica evita la importación de unos 220 gra-mos de petróleo o su equivalente energético, si se tra-ta de otro combustible fósil. En un año de producciónhidroeléctrica media, España se ahorra anualmente laimportación de unos siete millones de toneladas equi-valentes de petróleo (tep).

Todo esto no quiere decir que la hidroelectri-cidad pueda ser considerada como una fuente inago-table, permanentemente disponible o que no tengaimpactos medioambientales que deban aminorarse lomás posible.

Finalmente, debe señalarse que grandes áreasgeográficas de nuestro planeta se enfrentan desde tiem-po inmemorial a serios problemas de abastecimientode agua. A lo largo de los últimos años –con el incre-mento de las necesidades de agua para fines huma-nos, agrícolas e industriales, la aparición de fuertes yextensos periodos de sequía en determinados paísesy la creciente preocupación por el deterioro en términosmedioambientales de importantes recursos hídricos–se ha hecho cada vez más evidente que el agua ha deser considerado como un bien escaso en términos rela-tivos y cuya preservación y uso racional son esencia-les para el futuro de nuestra sociedad.

Por todo ello, es necesario fomentar el uso racio-nal y prudente de los recursos hídricos, de forma quese hagan compatibles sus diferentes formas de apro-

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vechamiento y se preserve tanto la cantidad como lacalidad del agua.

¿Qué es una centralhidroeléctrica?

as centrales hidroeléctricas son instalaciones que per-miten aprovechar la energía potencial gravitatoria con-tenida en la masa de agua que transportan los ríos paraconvertirla en energía eléctrica, utilizando turbinas aco-pladas a alternadores.

Aunque existe una gran variedad de tipos de cen-trales hidroeléctricas convencionales, dado que lascaracterísticas orológicas del emplazamiento de la cen-tral condicionan en gran medida su diseño, podríanser reducidos a dos modelos básicos, siendo cadaemplazamiento particular una variante de uno de elloso una combinación de ambos.

El primer tipo, denominado Salto por Derivaciónde las aguas, consiste en esencia en derivar el aguade un río mediante un embalse pequeño o azud y con-ducirla, por medio de un canal en camino libre demanera que conserve su energía potencial. En un deter-minado punto se dirige el agua hacia una cámara depresión, de la que arranca una tubería forzada que con-duce el agua hasta la sala de máquinas de la central.La energía liberada a causa del desnivel existente entrelos extremos de dicha tubería es transformada,mediante grupos turbina-alternador, en energía eléc-trica. Posteriormente, el agua es restituida al río aguasabajo utilizando un canal de descarga. Este tipo de cen-tral se llama también de «tipo fluyente», ya que no per-mite almacenar la energía, turbinando como máximoel caudal del proyecto.

Por su parte, el segundo sistema de aprove-chamiento, o Salto por Acumulación de las aguas, con-siste en construir, en un tramo de un río que ofreceun desnivel apreciable, una presa de determinada altu-ra. El nivel del agua alcanzará, entonces, un punto sen-siblemente cercano al extremo superior de la presa. Amedia altura de la misma, para aprovechar el volumende embalse a cota superior, se encuentra la toma deaguas; y en la base inferior –aguas abajo de la presa–,la sala de máquinas, que aloja al grupo (o grupos) tur-bina-alternador. La energía liberada por el agua al caerpor una conducción forzada del interior de la presa

es transformada, mediante dicho grupo (o grupos), enenergía eléctrica.

Existe un tercer esquema de Saltos Mixtos con-sistente en utilizar una presa de embalse en lugar deuna de derivación y una conducción en presión des-de la presa a la central con dos partes diferenciadas:en primer lugar, un túnel o galería a presión y poste-riormente una tubería de presión. Este esquema per-mite utilizar el desnivel de la presa y ganar más des-nivel gracias a la conducción en presión. Las ventajasde este esquema son evidentes: aprovechar la capa-cidad de regulación del embalse y, al mismo tiempo,aprovechar un mayor desnivel.

A los aprovechamientos con un embalse impor-tante se les denomina también Saltos con Regulación,y según sea su capacidad pueden ser de regulaciónAnual o Hiperanual 1. Permiten instalar una potenciasuperior a la del caudal medio del río, con la inten-ción de concentrar la producción en las horas puntade la demanda, en las que el precio del kWh es mayoren el mercado de generación. Por ello las horas de uti-lización de este tipo de centrales son bajas, oscilandoentre 1.200 y 2.000 horas anuales.

Conviene señalar también la existencia de otrostipos de aprovechamientos hidráulicos no convencio-nales, como son las centrales de bombeo, que han sur-gido modernamente como complemento de las gran-des instalaciones nucleares y térmicas clásicas. Su misiónprincipal consiste en bombear agua con energía mar-ginal (durante las horas valle de demanda) y turbinarlaa las horas punta.

Respecto a los tipos de turbinas empleadas, lasmás utilizadas son las Pelton, Francis y Koplan, paradesniveles grandes, medios y bajos, respectivamente.Los grupos (turbina-alternador) de mayor potencia sonlos de eje vertical, siendo los pequeños de eje hori-zontal. Los grupos utilizados en los bombeos moder-nos son binarios, es decir, la turbina hace de bombacambiando el giro del grupo, y el alternador es motora su vez.

Los aprovechamientos hidroeléctricos funcionanactualmente con muy poco personal, gestionándosedesde los centros de control que poseen las propiascentrales eléctricas. Existen para ello tres conceptos fun-damentales:

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1 Las centrales con regulación Anual permiten regular los caudales estacionales dentro de un mis-mo año. Los de mayor capacidad de regulación, como son los Hiperanuales, permiten aprovecharcaudales de años húmedos en otros años de menor hidraulicidad.

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– Automatismo: se utiliza principalmente parasaltos fluyentes. La potencia de los grupos seadapta al caudal que aporta el río, inyectan-do a la red toda la energía que se produce.Cuando la central se para por algún fallo recu-perable, el arranque se produce automática-mente. Solamente es necesario personal parael mantenimiento normal de los equipos e ins-talaciones.

– Telemando: se utiliza para aprovechamientoscon regulación. La central funciona con lasconsignas que se envían desde el centro decontrol, el cual puede aumentar o disminuirla potencia de acuerdo con la demanda. Lacentral sólo requiere personal para el man-tenimiento de las instalaciones.

– Telecontrol: desde el centro de control seconocen y adaptan en todo momento los pará-metros de funcionamiento de la central.

¿Cómo funciona una centralhidroeléctrica convencional?

omo ejemplo de funcionamiento de una central hidro-eléctrica se ha elegido un Salto a pie de presa, comola representada en el Gráfico III.1 adjunto. Básicamentees el siguiente: gracias a una presa (2), ubicada en ellecho de un río, se acumula una cantidad de agua queforma un embalse (1). La energía potencial del saltogenerado se transforma posteriormente en energía eléc-trica. Para ello, se sitúan en el paramento aguas arri-ba de la presa unas tomas de agua formadas por unabocina de admisión, protegida por una rejilla metáli-ca (3), y por una cámara de compuertas que controlala entrada del agua a una tubería forzada (4). Nor-malmente, ésta atraviesa el cuerpo de la presa y tienepor objetivo llevar el agua desde las tomas hasta losequipos de la central eléctrica.

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Gráfico III.1

Esquema de funcionamiento de una central hidroeléctrica (Pie de presa)

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Fuente: UNESA.

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El agua, a presión de la tubería forzada, va trans-formando su energía potencial en cinética, es decir, vaadquiriendo velocidad. Al llegar a las máquinas, actúasobre los álabes del rodete de la turbina (6), hacién-dolo girar. El rodete de la turbina está unido por uneje (7) al rotor del generador (8) que, al girar con lospolos excitados por una corriente continua, induce unacorriente alterna de media tensión y alta intensidad.Mediante transformadores (9), es convertida encorriente de baja intensidad y alta tensión para poderser enviada a la red general mediante las líneas detransporte (10).

El agua, una vez que ha cedido su energía, esrestituida al río, aguas abajo de la central.

Normalmente, una central hidroeléctrica dispo-ne de varios grupos turbina-alternador (5). El conjuntode éstos suele estar alojado en una sala de máquinaso edificio de la central propiamente dicho.

¿Qué es una central de bombeo?

na central hidroeléctrica de bombeo, o reversible, esun tipo especial de central hidroeléctrica que poseedos embalses. El agua contenida en el embalse situa-do en la cota más baja –embalse inferior– puede serelevada, durante las horas valle, mediante bombas aldepósito situado en la cota más alta –embalse supe-rior–, con el fin de reutilizarla posteriormente para laproducción de energía eléctrica.

Este tipo de centrales produce energía eléctri-ca durante las horas puntas del consumo –las de mayordemanda de electricidad– mediante la acción que ejer-ce un salto de agua sobre los álabes de una turbinaasociada a un alternador, es decir, funcionando comouna central hidroeléctrica convencional. Después,durante las horas valle –las de menor demanda–, sebombea el agua que ha quedado almacenada en elembalse inferior al embalse superior, bien mediante unabomba o bien mediante la turbina, si ésta es reversi-ble, de manera que el agua pueda volver a ser utili-zada en un nuevo ciclo.

Para elevar el agua desde el embalse inferior has-ta el depósito superior, la central dispone de gruposmoto-bombas o, en otros casos, sus turbinas son rever-sibles, de modo que pueden actuar ellas mismas comobombas, funcionando los alternadores como motores.

Las centrales de bombeo contribuyen a la opti-mización económica en la explotación de un sistemaeléctrico. A pesar de que en un ciclo bombeo-turbi-nación se producen unas pérdidas energéticas de cier-ta importancia, del orden del 30%, en términos eco-nómicos, esas pérdidas suelen ser menores que la rela-ción de costes de generación entre las horas punta yvalle. Además, al utilizar la potencia de estas instala-ciones en horas punta se reducen las necesidades deincorporar equipos adicionales de generación en el sis-tema, al tiempo que se proporciona una mayor garan-tía. Son, en definitiva, una forma económica de alma-cenar energía en forma de agua embalsada en el depó-sito superior.

Existen dos tipos de centrales de bombeo: el pri-mero de ellos, denominado «centrales de bombeo puro»,comprende a aquellas centrales que no pueden ser uti-lizadas como centrales hidroeléctricas convencionalessin haber bombeado previamente al depósito superiorel agua acumulada en el embalse inferior. El segundotipo agrupa a las centrales que pueden ser utilizadascomo centrales hidroeléctricas convencionales sin nece-sidad de un bombeo previo del agua almacenada enel embalse inferior. Estas centrales reciben el nombrede «centrales mixtas con bombeo».

¿Cómo funciona una central de bombeo?

n esquema del funcionamiento de una central de bom-beo se presenta en el Gráfico III.2. Durante las horasen las que la demanda diaria de energía eléctrica alcan-za sus máximos valores, la central de bombeo funcionacomo cualquier central hidroeléctrica convencional: elagua que ha quedado acumulada en el embalse supe-rior (1) por efecto de la presa (2) llega, a través deuna galería de conducción (3) (generalmente, un túnelde hormigón forrado interiormente de acero), a unatubería forzada (5) por la que es conducida hasta lasala de máquinas de la central eléctrica propiamentedicha. Para la regulación de las presiones, existe unachimenea de equilibrio (4).

El agua hace girar los rodetes de las turbinas(6) instaladas en la sala de máquinas, generando, unavez elevada su tensión por los transformadores (8),una corriente eléctrica que es enviada a la red gene-

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Sral mediante líneas de transporte de alta tensión (10).El agua, una vez que ha producido la generación deelectricidad, sale al exterior por los desagües (9) y que-da almacenada en el embalse inferior (11).

Cuando la demanda diaria de energía eléctricase sitúa en sus niveles más bajos –generalmente duran-te las horas nocturnas y los fines de semana–, se apro-vecha la energía de bajo precio sobrante que las cen-trales termoeléctricas –incluso funcionando a su míni-mo técnico– producen por encima de las necesidadesdel mercado; esta energía acciona un motor situadoen la sala de máquinas que, poniendo en funciona-miento una bomba, eleva el agua que se encuentra enel embalse inferior (11) hasta el embalse superior (1)a través de las conducciones (3 y 5).

El agua puede ser elevada por un grupo moto-bomba o por las propias turbinas de la central –si sonreversibles– accionadas por los alternadores, que fun-cionan así como motores. Una vez efectuada la ope-ración de bombeo, el agua almacenada en el embal-se superior (1) está en condiciones de repetir otra vezel ciclo productivo.

¿Qué es una minicentralhidroeléctrica?

e denomina minicentrales hidroeléctricas a las centra-les hidroeléctricas de pequeña potencia, menores de10 MW, y se tratan aparte porque tienen un ordena-miento administrativo y económico llamado de Régi-men Especial, distinto al de las centrales hidroeléctri-cas clásicas de mayor potencia.

En los primeros años de desarrollo del sectoreléctrico español, estas centrales conocieron un granauge y fueron incluso la base de buena parte de laelectrificación de los núcleos rurales. Con el tiempo,sin embargo, la tendencia del desarrollo hidroeléctri-co se centró en las instalaciones de gran potencia yun gran número de minicentrales fueron abandonadaspor su escasa rentabilidad.

Sin embargo, dos criterios básicos de políticaenergética, seguida tanto por los países de la UE (entreellos España) como por una gran parte del resto delos países desarrollados, han generado un renovadointerés por este tipo de instalaciones. Por un lado, el

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Gráfico III.2

Esquema de funcionamiento de una central de bombeo

78Fuente: UNESA.

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objetivo de disminuir la dependencia energética –redu-ciendo, en especial, el uso de combustibles importa-dos para la producción de electricidad– aconseja lamayor utilización posible de los recursos energéticosnacionales, entre los cuales se encuentran estas cen-trales de muy pequeña potencia. Por otro, los objeti-vos de preservación del medio ambiente y de eficienciaenergética impulsan la utilización de las llamadas nue-vas fuentes energéticas renovables, entre las cuales –yjunto a la solar, la eólica o la biomasa, fundamental-mente–, se ha acordado incluir, a nivel internacional,la energía hidráulica, aprovechable en base a mini-centrales.

Como fruto de este nuevo interés por las mini-centrales hidroeléctricas, numerosos países de la UEhan potenciado la recuperación, modernización y auto-matización de centrales antiguas y la construcción denuevas instalaciones. Además, se ha modernizado ydesarrollado la tecnología necesaria para realizar esteimportante incremento en su utilización.

¿Cuáles son las principalesventajas de la producciónhidroeléctrica?

as centrales hidroeléctricas permiten el aprovechamientode una fuente de energía autóctona y con carácter reno-vable. Además, la energía hidroeléctrica tiene venta-jas sobre otras instalaciones en aspectos tan importantescomo el medioambiental y técnico.

La mayor ventaja desde el punto de vista eco-lógico es que se trata de una energía renovable quese genera sin consumo de combustibles fósiles y, porlo tanto, sin producción de CO

2. Es una energía lim-

pia en su uso. No está exenta de producir distorsio-nes al medio ambiente, derivadas de la necesidad dereducir el paso del agua por los cauces naturales, yde la necesidad de construir embalses para su regu-lación lo que implica la anegación de importantesextensiones de terreno. Sin embargo, se estima queel balance global es positivo en el área medioam-biental.

Desde la óptica de la explotación de un siste-ma eléctrico, las centrales hidráulicas de pie de presay los bombeos facilitan la regulación de ese sistema,

de modo que automáticamente se adapta la produc-ción al consumo. Este método es muy simple y se basaen mantener constantes las revoluciones del conjun-to turbina-alternador: cuando la demanda instantáneaaumenta, los generadores de estas centrales de regu-lación frecuencia-potencia tienden a frenarse porqueles falta agua para producir la energía demandada; enese momento el regulador se abre automáticamenteaumentando el caudal de turbinado, manteniendo lasrevoluciones de la máquina y ajustando la potencia alconsumo. Igualmente, cuando la demanda baja, lamáquina que regula tiende a acelerarse, por lo que tam-bién instantáneamente el regulador se cierra, dismi-nuyendo los caudales y las potencias. La velocidad deincremento y disminución de potencia en una máqui-na hidráulica es muy elevada, pasando en muy pocossegundos de la potencia mínima a la máxima, y vice-versa.

Esta facilidad de variación de potencia permiteque existan algunas centrales cuyos grupos funcionenconectados a la red pero con muy baja potencia res-pecto a la normal, con el fin de que puedan ser utili-zados como elementos de reserva (reserva fría) en elcaso de fallos de otros sistemas de producción masi-va (térmicas y nucleares).

Es de destacar el fundamental uso que se lesda a centrales hidroeléctricas para levantar «un cero»de la red, ya que son las que van por delante, regu-lando y dando tiempo a la entrada de las centrales tér-micas o nucleares, mucho más rígidas en la rapidezde aumento de potencia inyectada en la red.

Asimismo, cabe indicar la facilidad que tienenpara compensar la energía reactiva que introducen enla red algunos sistemas rígidos, como el eólico, y quegracias a ello permiten la utilización de estos nuevossistemas de energía renovable.

Por otra parte, conviene señalar que la energíahidroeléctrica convencional ha estado siempre vincu-lada a la regulación de los recursos hídricos y, con ellos,a la disponibilidad de agua, recurso básico ligado tan-to al desarrollo como al medio ambiente y, por ello,elemento clave para conseguir la sustentabilidad delprogreso social y económico.

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¿Qué características presenta la energía hidroeléctrica con relación a otras tecnologíasde generación?

os aprovechamientos hidroeléctricos tienen unos cos-tes de combustible nulos y unos costes de operacióny mantenimiento bajos comparados con otros sistemasde producción de energía eléctrica. La automatizaciónha permitido reducir el personal fijo en las centrales,existiendo un gran número de instalaciones que fun-cionan de forma automática, o por telemando y tele-control.

Hay que destacar también la larga vida útil queposeen las infraestructuras hidroeléctricas dada su rela-tiva simplicidad, encontrándose bastantes instalacionesfuncionando correctamente después de más de 75 añosde uso. La causa de esta duración hay que buscarlaen que las máquinas hidráulicas son equipos que girana pocas revoluciones, por lo que pueden encontrarsefuncionando todavía instalaciones muy antiguas.

Finalmente, cabe indicar que salvo en la zonapirenaica, que es de régimen nival, el resto de la Penín-sula es de régimen pluvial, siendo una gran parte delas precipitaciones invernales, lo que hace coincidir lamayor generación hidroeléctrica con la época de mayordemanda (periodo crítico: diciembre, enero y febre-ro), aunque en los últimos años en las zonas medite-rránea y andaluza los meses de verano son los de máxi-ma demanda, por el mayor uso del aire acondiciona-do (sector turismo).

Entre los inconvenientes de este tipo de centrales,está la hidraulicidad tan dispar que tienen la mayoríade nuestros ríos, por lo que es muy difícil hacer pre-visiones a largo plazo de su energía producible, asícomo de su potencia garantizada. También hay queindicar el efecto que los regadíos tienen sobre la pro-ducción hidroeléctrica, provocando fuertes y sistemá-ticas reducciones de las aportaciones y la rigidez deluso de muchos embalses, con la consecuente dismi-nución de la calidad de la energía.

Un inconveniente también importante es que lageneración hidroeléctrica suele estar alejada de los cen-tros de consumo, lo que obliga a la ejecución de lí-neas de transporte, lo cual, además de encarecer lainversión, provoca pérdidas de energía y un impactoambiental cada vez más cuestionado en nuestro país.

La construcción de las grandes presas, comocualquier otra obra civil, genera efectos negativos sobreel entorno durante el periodo de construcción, aun-que la experiencia ya adquirida permite minimizar estosefectos. Y, una vez puestas en operación, modifica elhábitat ecológico de especies piscícolas y vegetales y,en ocasiones, puede afectar a la calidad del aguaembalsada.

¿Qué suponen los embalsesrespecto a la disponibilidad

del recurso «agua»?

ada menos que dos tercios de la superficie del pla-neta corresponden a zonas áridas o semiáridas, en lasque no sólo el abastecimiento urbano, sino la agriculturay el desarrollo industrial dependen esencialmente dela disponibilidad de agua.

La gran irregularidad de caudales en dichas zonasimplica que, en ellas, disponibilidad de agua es sinó-nimo de regulación de caudales. Salvo en los lugaresen que es posible el acceso a aguas subterráneas enbuenas condiciones, se hace imprescindible la regu-lación de caudales superficiales mediante embalses.

Una buena referencia para esta cuestión es lade nuestro propio país. En efecto, aun a pesar de quealgo menos de la mitad de España podría clasificarsedentro de las zonas áridas o semiáridas, en nuestranación sólo podría disponerse alrededor del 8-9% delas aportaciones naturales sin embalses de regulación,frente al 37-47% que puede utilizarse actualmente gra-cias a los 56.000 Hm3 de capacidad de los embalsesreguladores, de la que aproximadamente el 40% corres-ponde a embalses construidos por empresas hidro-eléctricas.

Ese 9% de las aportaciones naturales que podríaser aprovechado como máximo si no se dispusiese deembalses, que representan unos 9.000 Hm3, supondríaúnicamente unos 250 m3/hab/año, cifra verdaderamentebaja si se tiene en cuenta que la demanda media enEuropa actualmente es de unos 800 m3/hab/año.

Tal situación natural, verdaderamente precaria,ha sido corregida mediante la construcción de embal-ses reguladores, entre los que están los hidroeléctri-cos, y que ha permitido cambiar el panorama hidráu-lico de nuestro país.

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C

A estos efectos, conviene recordar los notablesefectos positivos de los embalses y aprovechamientoshidroeléctricos de regulación, con independencia desus ventajas en el campo energético:

– Regulación de los ríos.– Evitación de los efectos de las sequías.– Protección frente a avenidas.– Suministro de agua de abastecimiento a pobla-

ciones.– Riego y producción agrícola.– Desarrollo económico a nivel local, regional

y nacional.– Desarrollo de actividades turísticas y de ocio.

Conviene observar que estos importantes bene-ficios en primera línea de un desarrollo de calidad, sonpropios de la hidroelectricidad convencional o clási-ca, y no, o escasamente, de la minihidráulica, que esla energía que está más promocionada por parte delas Administraciones Públicas en los países de la UniónEuropea.

En las fotografías adjuntas, se recogen algunosde los aspectos beneficiosos que presentan los apro-vechamientos hidrológicos.

En resumen, puede afirmarse que, en términosgenerales, los aprovechamientos hidroeléctricos pre-sentan un balance energético, económico y medio-ambiental claramente positivo.

¿Qué influencia tienen las centrales hidroeléctricas

sobre el medio ambiente?

omo una central hidroeléctrica aprovecha el desnivelexistente en un tramo de río para producir energía eléc-trica, su acción en el medio ambiente se deriva de latransformación de un sistema fluvial en otro lacustre.

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Los embalses ayudan a prevenir los efectos de las avenidas.

Las obras de una central hidroeléctrica de gran tamaño constituyenuna obra de ingeniería civil muy importante.

El aprovechamiento de los recursos hidráulicos conlleva larealización de otras infraestructuras en su entorno.

82

El proceso productivo de una central hidroe-léctrica, adecuadamente gestionado, no tiene por quémodificar negativamente, al menos de manera signifi-cativa, la cantidad y la calidad del agua utilizada. Éstapuede verse incluso mejorada a consecuencia de la eli-minación de las materias sedimentables de decantación,lo que facilita la utilización del agua para el abasteci-miento de poblaciones.

La laminación de las avenidas, que evita inun-daciones y preserva los terrenos situados aguas abajodel embalse, es un efecto muy positivo de los apro-vechamientos hidroeléctricos. Además, el poder regu-lador de un embalse permite la conservación de uncaudal mínimo en el río, incluso en épocas de estia-je, aumentando, de esta manera, en periodos de sequía,el transporte y reoxigenación de materias contami-

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Los embalses, buen sistema para aprovechar el agua. Escala para el paso de peces en el río Cares (Asturias).

Aprovechamiento de Cortes-La Muela. Depósito superior debombeo y embalse inferior.

Los embalses permiten crear áreas de recreo y deportivas.

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nantes, sobre todo en aguas que atraviesan áreas indus-triales o de gran demografía.

Los embalses de grandes dimensiones superfi-ciales dan lugar a modificaciones climatológicas loca-les. Cuando las condiciones son secas y semiáridas, pue-den contribuir a la suavización del clima en su entor-no, mejorando las condiciones de habitabilidad de lazona.

Asimismo, los embalses han contribuido a embe-llecer ciertas zonas áridas, permitiendo su utilizaciónpara fines distintos del de la producción hidroeléctri-ca, tales como deportes náuticos, natación, pesca, etc.,lo que les ha aportado un valor social añadido.

Por último, la producción de energía hidroe-léctrica presenta dos claras ventajas medioambienta-les en comparación con algunas de las demás fuentesque se emplean para producir electricidad: no impli-ca la emisión de contaminantes a la atmósfera y nogenera residuos directos. En efecto, se estima que cadakWh producido en una central hidroeléctrica evita fren-te a una central de carbón, la emisión media a la atmós-fera de 1 kilogramo de CO

2, 7 gramos de SO

2y 3 gra-

mos de NOx.

En contrapartida, la construcción de las gran-des presas produce efectos negativos sobre el entor-no durante su construcción, y una vez en operación,un gran embalse puede dar lugar también a efectosmedioambientales negativos: inundación de tierras cul-tivables e incluso de pequeños núcleos urbanos, conel consiguiente desplazamiento de su población; modi-ficaciones en la sedimentación; se altera la flora y lafauna, el clima local, pudiéndose producir unaumento de bacterias y algas, con modificaciones enlas concentraciones de oxígeno. No hay una fórmu-la general para reducir estos últimos efectos: cadaembalse, según sus características, necesita un trata-miento diferente.

La posible eutrofización del agua embalsada(proceso de enriquecimiento de las aguas en nutrien-tes, especialmente nitrógeno y fósforo) queda dismi-nuida por acción del viento y de las diferencias de tem-peratura, produciendo efectos superficiales y en pro-fundidad en la masa de agua que favorecen su mezcla,y por tanto, una mayor aireación, dando así lugar auna cierta autodepuración.

Resumiendo, es opinión generalizada de losexpertos que las centrales hidroeléctricas se encuentranentre las instalaciones de producción de electricidad cuyobalance medioambiental es más claramente positivo.

Para mayor detalle ver la publicación de UNESALa Industria Eléctrica y el Medio Ambiente. 2001.

¿Cuándo se comenzó a aprovechar la energía

hidroeléctrica?

a construcción de las primeras centrales de energíahidráulica para producción de electricidad se encuen-tra prácticamente ligada en el tiempo al propio naci-miento de la industria eléctrica.

En el año 1882 –apenas tres años después deque Thomas Edison descubriera la primera lámparaeléctrica de carácter práctico para alumbrado– se pusoen marcha en Appleton (Wisconsin, Estados Unidos)la primera central hidroeléctrica del mundo para ser-vicio comercial. Esta central, que sólo era capaz de ali-mentar 250 lámparas de incandescencia, supuso el pri-mer paso tecnológico para poder utilizar el agua comofuente de energía eléctrica.

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En la construcción de las centrales hidroeléctricas se consigue unaarmonización con el entorno.

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A

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¿Cuándo se inició la construcciónde centrales hidroeléctricas en España?

as primeras centrales hidroeléctricas españolas fueronconstruidas a finales del siglo XIX. Buena parte de lafase inicial del desarrollo eléctrico español estuvo liga-da a la expansión de este tipo de instalaciones, comolo prueba el hecho de que en 1901 el 40% de las cen-trales eléctricas existentes en el país fuera de tipo hidro-eléctrico.

No obstante, el desarrollo hidroeléctrico trope-zaba en el siglo XIX con una importante dificultad.Dado que la electricidad era generada en forma decorriente continua, no era posible su transporte a lar-ga distancia. En consecuencia, el emplazamiento delas centrales hidroeléctricas construidas en este tiem-po estuvo fuertemente condicionado por la coincidenciaen un mismo lugar de un salto de agua y de un cen-tro de consumo. En otras palabras, sólo podían ser apro-vechados aquellos recursos hidroeléctricos que seencontraban próximos a centros de consumo, por loque en algunas ocasiones el emplazamiento de losrecursos hidráulicos determinó la localización de algu-nas industrias.

¿Cómo ha evolucionado el sistema hidroeléctrico español?

comienzos del siglo XX, en el momento en el que elconsumo de electricidad se empieza a generalizar enEspaña y el descubrimiento de la corriente alterna per-mite el transporte de energía eléctrica a distancia, seinicia la construcción de las primeras grandes centra-les hidroeléctricas. Éstas experimentaron a lo largo detoda la primera década del siglo un gran desarrollo.

La construcción de las grandes obras hidroe-léctricas exigía una utilización de recursos económi-cos inhabitual hasta entonces, por su magnitud, den-tro del sector eléctrico. Para poder hacer frente a estereto económico y financiero, se crearon numerosassociedades anónimas dedicadas a la producción y dis-tribución de electricidad, algunas de las cuales exis-ten actualmente.

En los años veinte, la política hidráulica espa-ñola se planteó como objetivo el aprovechamiento inte-gral de las cuencas hidrográficas. Este planteamientollevó en la siguiente década al inicio del aprovecha-miento integral de la cuenca del Duero, operación quefue terminada en los años cuarenta y sirvió de mode-lo a seguir para el desarrollo del resto de las cuencaspeninsulares.

Esta política hidráulica estuvo basada en el orde-namiento jurídico existente, el cual tenía como prin-cipal elemento la Ley de Aguas de 13 de junio de 1879,que ha sido considerada como texto modélico, man-teniéndose en vigor durante más de un siglo (hasta elaño 1985, en que fue sustituida por la nueva Ley deAguas, actualmente en vigor).

Asimismo, la constitución de una serie de empre-sas eléctricas de carácter público a finales de los añoscuarenta vino a sumarse al esfuerzo que hasta enton-ces había sido realizado por empresas eléctricas pri-vadas, lo cual dio un fuerte impulso al desarrollo hidro-eléctrico, que continuó su marcha a buen ritmo en los

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Evolución de la potencia hidroeléctrica en España (1940-2001)

Potencia (MW) ParticipaciónAño Hidroeléctrica Total Hidr./Total (%)

1940 1.350 1.731 78,01945 1.458 1.876 77,71950 1.906 2.553 74,71955 3.200 4.103 78,01960 4.600 6.567 70,01965 7.193 10.173 70,71970 10.883 17.924 60,71975 11.954 25.467 46,91980 13.577 31.144 43,61985 14.661 41.467 35,41990 16.642 45.376 36,71992 16.940 46.307 36,61993 16.950 46.385 36,51994 17.375 47.196 36,81995 17.430 47.829 36,41996 17.610 49.292 35,71997 17.640 51.012 34,51998 17.760 52.013 34,11999 17.860 53.753 33,32000 17.881 55.904 31,92001 18.060 58.025 31,1

Tabla III.1


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años siguientes. En el año 1940 se contaba con unapotencia hidroeléctrica de 1.340 MW.

Dado que el crecimiento del parque eléctricoespañol fue basándose a partir de los años sesenta encentrales termoeléctricas de combustibles fósiles y, des-pués, en nucleares, la participación porcentual de lapotencia hidroeléctrica en la total instalada en Espa-ña ha ido descendiendo. No obstante, la construcciónde centrales hidroeléctricas no se ha detenido y, comoconsecuencia de ello, España cuenta en la actualidadcon unos de los parques hidroeléctricos más desarro-llados del mundo.

Esta evolución del parque hidroeléctrico puedeverse para el periodo 1940-2001, en la Tabla III.1 y Grá-ficos III.3 adjuntos, pasando la contribución porcen-tual del 78% en 1940, a aproximadamente el 36% en2006.

La potencia hidroeléctrica instalada en Españaha pasado de los 1.350 MW de 1940 a los 20.076 MW(incluyendo 1.536 MW eólica y algunas pequeñas ins-talaciones solares) que estaban en servicio a principiosdel año 2000, lo que pone de manifiesto que en Espa-ña se ha llevado a cabo un importante esfuerzo paraaprovechar los recursos hidráulicos existentes en nues-tro país.

¿Cuál es la situación actual de la producción hidroeléctrica

en España?

ntre los años 1940 y 2001 se ha registrado un apre-ciable descenso de la contribución de la producciónde origen hidroeléctrico en la estructura de la pro-ducción total de electricidad. Ello se debe a que lapotencia de las centrales termoeléctricas ha crecido aun ritmo mayor a lo largo de dicho periodo.

A diferencia del resto de fuentes de generaciónmasiva de electricidad que utilizan combustibles con-vencionales o nuclear, la producción hidroeléctrica deun determinado aprovechamiento o sistema hidroe-léctrico está sometida a fuertes variaciones de un añoa otro, debido al nivel de pluviosidad en la cuenca ver-tiente. Asimismo las producciones mencionadas pre-sentan diferencias importantes a lo largo del año.

Así, por ejemplo, la buena hidraulicidad del año1979 hizo posible que en dicho ejercicio la produc-ción hidroeléctrica alcanzara una cifra absoluta récord

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Gráfico III.3

Evolución de la potencia hidroeléctrica instalada(Total España) (MW)

Evolución de la producción hidroeléctrica en España (1940-2001)

Energía Hidroeléctrica Total Participación Año (GWh) (GWh) Hidr./Total (%)

1940 3.353 3.617 92,71945 3.180 4.173 76,21950 5.017 6.853 73,21955 8.937 11.836 75,51960 15.625 18.614 83,91965 19.686 31.723 62,11970 27.959 56.490 49,51975 26.502 82.515 32,11980 30.807 110.483 27,91985 33.033 127.363 25,91990 26.184 151.741 17,31992 20.570 161.105 12,81993 25.728 160.890 16,01994 29.119 164.942 17,71995 24.450 169.094 14,51996 41.717 176.510 23,61997 36.655 189.381 19,31998 37.685 196.046 19,21999 28.035 208.258 13,52000 31.831 224.779 14,22001 44.010 237.259 18,5

Tabla III.2


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de 47.473 millones de kWh, el 44,9% de la produc-ción total de dicho año. Por el contrario, la intensasequía de 1992 provocó que la generación hidroeléc-trica se situara en 20.570 millones de kWh –la cifra másbaja desde 1965–, lo que supuso sólo el 12,8% de laproducción eléctrica de dicho año. Toda la serie, des-de el año 1940 al año 2000, puede verse en la Tabla III.2y en el Gráfico III.4.

¿Cuáles son las característicashidroeléctricas de las cuencashidrográficas españolas?

a ubicación de las instalaciones hidroeléctricas espa-ñolas obedece a criterios de optimización de la pro-ducción y se adapta, por tanto, a las condiciones oro-lógicas y a las características de los ríos en las distin-tas cuencas, respondiendo al aprovechamiento máximoe integral de los recursos hidráulicos. Por lo tanto, sudistribución presenta, en lo que se refiere a númerode centrales y potencia instalada, diferencias muy acu-sadas de unas cuencas a otras.

En la Tabla III.3 se recoge esta información parael año 1998, de acuerdo con los últimos datos oficial-

mente disponibles. También se incluye la superficie queabarca cada cuenca, así como el número de ríos hidro-eléctricos que contiene.

¿Cómo es la distribución por comunidades autónomas

de las centrales hidroeléctricasespañolas?

a distribución de las centrales hidroeléctricas por Comu-nidades Autónomas se recoge en la Tabla III.4 que seacompaña.

¿Cuáles son las principalescentrales hidroeléctricas

españolas?

l parque español de centrales hidroeléctricas presen-ta una gran diversidad en cuanto a tamaño de las ins-talaciones. Hay en servicio 20 centrales de más de 200MW que representan conjuntamente alrededor del 50%de la potencia hidroeléctrica total de España. Las demayor potencia son las de Aldeadávila, con 1.139,2 MWde potencia total, José María Oriol, con 915,2 MW, y

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Gráfico III.4

Evolución de la producción hidroeléctrica (Total España)

Cuencas Hidrográficas en España. Características hidroeléctricas

Cuenca Superficie Número de ríos Número de Hidrográfica (Km2) hidroeléctricos centrales MW

Norte 53.913 173 265 4.179Ebro 86.099 100 282 4.046Duero 78.972 34 166 3.584Tajo 55.769 28 97 2.623Júcar 42.904 14 72 1.388Guadalquivir 63.085 31 58 603Pirineo Oriental 16.493 26 201 297Sur 18.391 12 23 457Segura 18.631 7 26 79Guadiana 59.873 4 20 359Canarias 7.273 1 1 1Baleares 5.014 0 — —

TOTAL 506.417 430 1.211 17.616

Tabla III.3

Fuente: Estadística Eléctrica. MINER 1998.

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el aprovechamiento de Cortes-La Muela, con 908,3 MWde potencia conjunta.

Otras 15 centrales, que poseen entre 100 MWy 200 MW, representan conjuntamente alrededor del12% de la potencia hidroeléctrica total; 36 centrales máscuentan con una potencia entre 50 MW y 100 MW ysuponen el 14,3% de la potencia global.

Una relación de las 35 centrales con más de 100MW se recoge en la Tabla III.5 que se acompaña, jun-tamente con el río, la cuenca y la provincia en don-de están ubicadas.

¿Cuántas centrales de bombeo hay en España?

spaña dispone actualmente de 24 centrales de bom-beo –ocho de ellas de bombeo puro y las 16 restan-tes mixtas– con una potencia conjunta de 4.996 MW.

Entre estas centrales se encuentran algunas delas hidroeléctricas españolas de mayor potencia,como son la de Villarino, sobre el río Tormes, cuyapotencia instalada asciende a 810 MW; la de La Mue-

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Distribución por comunidades autónomas y provincias de las principales centrales hidroeléctricas. Año 1998

Provincia Número de centrales Potencia (MW) Provincia Número de centrales Potencia (MW)

Andalucía 79 1.082– Almería 1 —– Cádiz 3 9– Córdoba 8 59– Granada 18 82– Huelva 0 0– Jaén 26 180– Málaga 13 481– Sevilla 10 271

Aragón 102 1.533– Huesca 59 1.097– Teruel 21 29– Zaragoza 22 407

Asturias 40 725

Baleares — —

Canarias 1 1

Cantabria 19 424

Castilla-La Mancha 100 760– Albacete 29 41– Ciudad Real 5 2– Cuenca 28 147– Guadalajara 23 300– Toledo 15 270

Castilla y León 202 3.912– Ávila 15 74– Burgos 27 39– León 44 409– Palencia 20 74– Salamanca 26 2.513– Segovia 13 10– Soria 15 16

– Valladolid 25 23– Zamora 17 754

Cataluña 285 2.266– Barcelona 95 118– Girona 91 144– Lleida 96 1.689– Tarragona 3 315

Ceuta — —

Comunidad Valenciana 30 1.269– Alicante 2 2– Castellón 8 48– Valencia 20 1.219

Extremadura 34 2.165– Badajoz 11 194– Cáceres 23 1.971

Galicia 130 2.902– A Coruña 43 326– Lugo 23 478– Ourense 44 2.008– Pontevedra 20 90

La Rioja 18 40

Madrid 15 98

Melilla — —

Murcia 17 38

Navarra 93 392

País Vasco 46 146– Álava 5 33– Guipúzcoa 29 24– Vizcaya 12 89

Total 1.211 17.753

Tabla III.4

Fuente: Estadística Eléctrica. MINER 1998 y UNESA.

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E

la, sobre el río Júcar, con 628,4 MW; la de EstanyGento-Sallente, sobre el Flamisell, de 451 MW; Al-deadávila II, sobre el Duero, con 420 MW; la de Tajode la Encantada, sobre el río Guadalhorce, de 360MW de potencia; o la de Aguayo, sobre el río Tori-na, con 339,2 MW.

¿Cómo ha sido el desarrollo de las minicentrales hidráulicas

en España?

stas centrales tuvieron mucha importancia durante laprimera etapa del desarrollo del sistema eléctrico espa-ñol y fueron básicas para la electrificación de las pobla-

87

Principales centrales hidroeléctricas españolas. Año 2000Central hidroeléctrica Potencia (MW) Río Cuenca Hidrológica (Provincia)

Aldeadávila I y II (*) 1.139,2 Duero Duero SalamancaJosé María de Oriol 915,2 Tajo Tajo CáceresCortes-La Muela (**) 908,3 Júcar Júcar ValenciaVillarino 810,0 Tormes Duero SalamancaSaucelle I y II 570,0 Duero Duero Salamanca

Estany Gento-Sallente 451,0 Flemisell Ebro LleidaCedillo 440,0 Tajo Tajo CáceresTajo de la Encantada 360,0 Guadalhorce Sur MálagaAguayo 339,2 Torina Norte CantabriaMequinenza 324,0 Ebro Ebro Zaragoza

Puente Bibey 285,2 Bibey Norte OurenseSan Esteban 265,5 Sil Norte OurenseRibarroja 262,8 Ebro Ebro TarragonaConso 228,0 Camba Norte OurenseBelesar 225,0 Miño Norte Lugo

Valdecañas 225,0 Tajo Tajo CáceresMoralets 221,4 N.Ribagorzana Ebro HuescaGuillena 210,0 Ribera de Huelva Guadalquivir SevillaBolarque I y II 236,0 Tajo Tajo GuadalajaraVillalcampo I y II 206,0 Duero Duero Zamora

Castro I y II 189,8 Duero Duero ZamoraAzután 180,0 Tajo Tajo ToledoLos Peares 159,0 Miño Norte LugoEsla 133,2 Esla (Ricobayo) Duero ZamoraTanes 133,0 Nalón Norte Asturias

Frieira 130,0 Miño Norte OurenseTorrejón 129,6 Tajo-Tiétar Tajo CáceresSalime 126,0 Navia Norte AsturiasCofrentes 124,2 Júcar Júcar ValenciaCornatel 121,6 Sil Norte Ourense

Tabescán Superior 120,4 Lladorre-Tabescán Ebro LleidaCastrelo 112,0 Miño Norte OurenseGabriel y Galán 110,0 Alagón Tajo CáceresCanelles 108,0 N. Ribagorzana Ebro LleidaCíjara I y II 102,3 Guadiana Guadiana Badajoz

Tabla III.5

Fuente: UNESA.(*) Aldeadávila II es una central mixta con bombeo de 421 MW.(**) En el aprovechamiento Cortes-La Muela, la central de La Muela es de bombeo puro. Tiene 628,35 MW.

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S

ciones pequeñas cercanas a sus instalaciones. Sinembargo, después, y hasta la crisis del petróleo de losaños setenta, la orientación del desarrollo hidroeléc-trico se centró en las instalaciones de gran potencia ycon regulación.

Después de las crisis energéticas y teniendo losPlanes Energéticos como objetivos importantes alcan-zar una mayor independencia energética, así como unmayor énfasis en el medio ambiente y conservaciónde la energía, las minicentrales hidroeléctricas recibenpor parte del Ministerio español de Industria y Ener-gía, un impulso muy importante.

Las empresas eléctricas asociadas en UNESA seprepararon para la construcción de centrales de peque-ña potencia en aquellos emplazamientos en los queno era posible construir instalaciones de mayor tama-ño y, sobre todo, en la recuperación y modernizaciónde instalaciones de este tipo ya existentes, pero quese encontraban fuera de servicio por diversas razo-nes.

Así, la Administración y las empresas eléctricasde UNESA pusieron en marcha en 1980 varios estu-dios para evaluar el potencial hidroeléctrico aprove-chable a base de pequeñas centrales y, posteriormente,para identificar en cada comunidad autónoma losemplazamientos concretos de mayor interés.

Por otro lado, en 1981, el Ministerio y las empre-sas agrupadas en UNESA iniciaron un Plan Aceleradode Minicentrales Hidroeléctricas que permitió, en uncorto plazo de tiempo, la conexión a la red de másde un centenar de instalaciones con potencias unita-rias situadas entre los 250 y 5.000 kilovatios. Dicho pro-grama representó una inversión de más de 14.000 millo-nes de pesetas, consiguiendo una potencia conjuntade unos 190 MW y un aumento de la producción deunos 280 millones de kWh.

Como consecuencia de todo lo anterior y delestablecimiento en España (en la UE también) de unmarco legal y económico favorable al fomento de laspequeñas centrales (<10 MW), el país cuenta en el año2000 con un total de unas 700 minicentrales hidroe-léctricas en servicio de menos de 10 MW, que sumanuna potencia de 1.013 MW y pueden generar alrede-dor de 2.700 millones de kWh anuales.

En la Tabla III.6 se ve la evolución de la poten-cia instalada en minicentrales durante el periodo 1986-2000, así como los incrementos porcentuales habidosen cada año con respecto al anterior.

Estas centrales funcionan en un régimen de gene-ración especial, en el cual además de percibir el pre-cio del mercado de generación, perciben una primapara su fomento.

Cabe, asimismo, mencionar las actividades deI + D que en este campo se llevaron a cabo a travésdel Programa de Investigación y Desarrollo Tecnoló-gico Electrotécnico (PIE) del sector eléctrico español,que incluyó un buen número de proyectos destinadosa modernizar e incrementar el rendimiento de este tipode centrales.

¿Cuántos embalses hidroeléctricos hay

en España?

egún los últimos datos oficiales disponibles, en 1999España contaba con 1.024 embalses con una capaci-dad total de almacenamiento algo superior a los 56.000Hm3, de los que aproximadamente el 40% de esta capa-cidad corresponde a embalses construidos por lasempresas eléctricas. En términos de energía, y con datosde UNESA de 31 de diciembre de 1999, la capacidadtotal de los embalses hidroeléctricos españoles equi-valía a 17.708 millones de kWh, de los cuales 8.164

88

Evolución de la potencia instalada en minicentrales hidráulicas (<10 MW)

(1986-2000)Año Potencia instalada (MW) Incremento (%)

1986 153 —1987 184 201988 213 161989 262 231990 334 271991 396 191992 512 291993 606 181994 660 91995 725 101996 765 61997 795 41998 884 111999 936 862000 1.013 8

Tabla III.6

92

Fuente: UNESA.

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millones de kWh correspondían a embalses anuales y9.544 millones de kWh a embalses hiperanuales.

Conviene recordar, no obstante, que no todoslos embalses se utilizan exclusivamente –y, en muchoscasos, ni siquiera fundamentalmente– para la produc-ción de electricidad. Hay embalses cuyo papel esen-cial es el abastecimiento de agua para consumo domés-tico o para riegos, o la simple regulación del caudalde los ríos, independientemente de que sean utiliza-dos además para la generación de energía eléctrica,uso que es compatible con los anteriores.

¿Cuál es la distribución geográfica de los embalsesespañoles?

l igual que ocurre con las centrales hidroeléctricas, losembalses españoles presentan, lógicamente, una dis-tribución irregular entre las distintas cuencas hidro-gráficas. Por otro lado, no existe una relación directaentre el número de embalses que hay en una cuencay el número de centrales que dicha cuenca posee, yaque puede ocurrir que sean varios los embalses queregulan una misma central o, por el contrario, que unsolo embalse regule a varias centrales.

Así, a finales de 1998, la cuenca del Tajo tenía198 embalses y 97 centrales, mientras que la del Ebro,aunque poseía un número inferior de embalses –151–,contaba con un número mayor de centrales hidroe-léctricas –282–.

Las razones que explican esta no correspon-dencia se encuentran, asimismo, en última instancia,en la diversidad de condiciones orológicas y climato-lógicas que se dan en las distintas zonas de la Penín-sula. Por ejemplo, la vertiente Cantábrica registra unvolumen de lluvias superior a la media nacional y susríos, aunque numerosos, son cortos y de caudal no muygrande. Por ello, su aprovechamiento hidroeléctrico abase de embalses de gran dimensión resulta difícil. Sinembargo, en la vertiente Atlántica y en la cuenca delEbro, los ríos son más largos y caudalosos, lo que per-mite la ubicación de grandes embalses que puedenregular a varias centrales a la vez.

Por consiguiente, el reparto de los embalsesespañoles entre las distintas cuencas es extremadamenteirregular y responde a la necesidad de adaptarse en

cada caso a las características orológicas de dichas cuen-cas, con el fin de dar lugar a un mejor aprovechamientode los recursos existentes en ellas. En la Tabla III.7 sepresenta para cada cuenca hidrográfica el número deembalses y la capacidad total (Hm3) que tenía en elaño 1998. En ella puede verse que la cuenca del Tajo,con más de 11.000 Hm3, es la de mayor capacidad,seguida de las del Guadiana, Guadalquivir, Ebro y Due-ro. Los menores son, lógicamente, los correspondien-tes a las zonas insulares.

¿Cuáles son los embalseshidroeléctricos españoles

de mayor capacidad?

e entre los embalses hidroeléctricos españoles, sólo tressobrepasan los 2.000 Hm3 de capacidad. Son el de LaSerena, con 3.232 Hm3, cuyo objetivo fundamental esel regadío; Alcántara, sobre el río Tajo, con 3.137 hec-tómetros cúbicos, que alimenta a la central de José M.a

Oriol; y el de La Almendra, sobre el río Tormes (Due-ro), con 2.649 hectómetros cúbicos de capacidad, queregula a la central de Villarino.

Otros cinco embalses superan los 1.000 Hm3 decapacidad: Buendía, en el Guadiela (Tajo); Mequinenza,en el Ebro; Cíjara, en el Guadiana; Valdecañas, en elTajo; y Esla o Ricobayo en el Esla (Duero).

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Distribución de los embalses españoles por cuencas hidrográficas. Año 1998

Cuenca hidrográfica Número de embalses Capacidad (Hm3)

Tajo 198 11.135Guadiana 126 9.619Guadalquivir 107 8.867Ebro 151 7.702Duero 67 7.667Norte 112 3.721Júcar 47 3.349Sur 37 1.319Segura 27 1.223Pirineo Oriental 14 772Canarias (Insular) 114 101Baleares (Insular) 2 11

TOTAL España 1.024 56.174

Tabla III.7

Fuente: Libro Blanco del Agua. Ministerio de Medio Ambiente. Año 1998.

93

94

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E

Por último, los embalses de Iznájar sobre el Genil(Guadalquivir), Gabriel y Galán sobre el Alagón (Tajo)y Contreras sobre el Cabriel (Júcar) tienen una capa-cidad un poco inferior: 980, 924 y 874 hectómetros cúbi-cos, respectivamente.

Algunos de los embalses indicados son multi-uso, es decir, son embalses realizados por el Estadopara diversos usos: abastecimiento doméstico, regadío,regulación hidráulica y laminación de avenidas, prin-cipalmente. En esos casos, el embalse se explota conlos criterios que marca la Administración Pública, tenien-do en cuenta las prioridades del uso. El usuario hidro-eléctrico sigue las órdenes de explotación que da laadministración hidráulica y contribuye, al igual que elresto de usuarios, a sufragar los costes de inversión,administración y operación del aprovechamiento.

En la Tabla III.8 que se acompaña se recogenlos embalses hidroeléctricos de mayor capacidad, asícomo su ubicación y la potencia eléctrica instalada encada uno de ellos.

¿Cuáles son los embalseshidroeléctricos españoles con mayor altura de sus presas?

n España existen 24 presas de más de 100 metros dealtura. De entre ellas destaca especialmente la presadel embalse de La Almendra, con 202 metros de altu-

ra. Cabe mencionar también las de los embalses deCanelles, Las Portas, Aldeadávila, Susqueda, Salime,Belesar, Alcántara e Iznájar.

No existe proporcionalidad entre potencia de lacentral, capacidad de embalse y altura de la presa. Así,José M.a Oriol es la segunda central por su potenciay posee el embalse de mayor capacidad, pero su pre-sa es la octava del país por su altura; la central de Villa-rino, cuarta por su potencia, cuenta con el segundoembalse del país en cuanto a la capacidad y con lapresa de mayor altura; Belesar, por su parte, es la deci-moquinta central del país y su embalse no se encuen-tra entre los diez primeros, pero su presa, en cambio,es la séptima más alta de España.

¿Cuál ha sido el régimen de explotación

de los embalses hidroeléctricosespañoles?

ado el régimen irregular de lluvias y el clima predo-minantemente seco que caracteriza a una parte muyimportante de España, el agua realmente almacenadaen cada momento en los embalses hidroeléctricos sesitúa, lógicamente, por debajo del máximo de su capa-cidad. Así, se registran oscilaciones considerables enfunción de la mayor o menor pluviosidad, de los cri-terios de explotación del conjunto del sistema eléctri-co nacional y especialmente, de las necesidades de uti-

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Principales embalses españoles. Año 2000Embalse Volumen embalsado (Hm3) Río Cuenca Hidrográfica Central eléctrica Potencia (MW)

La Serena 3.232 Zújar Guadiana La Serena 25Alcántara 3.157 Tajo Tajo José María Oriol 915Almendra 2.649 Tormes Duero Villarino 810Buendía 1.639 Guadiela Tajo Buendía 55Mequinenza 1.566 Ebro Ebro Mequinenza 324Cíjara 1.532 Guadiana Guadiana Cíjara 102Valdecañas 1.446 Tajo Tajo Valdecañas 225Esla o Ricobayo 1.200 Esla Duero Esla 133Iznájar 980 Genil Guadalquivir Iznájar 76Gabriel y Galán 924 Alagón Tajo Gabriel y Galán 110Contreras 874 Cabriel Júcar Contreras 76

Tabla III.8

Fuente: UNESA.

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L

lización del agua para usos no energéticos y de con-sideraciones medioambientales.

La evolución en el régimen de llenado de lossistemas de regulación anual e hiperanual del equipohidroeléctrico español, durante el periodo 1956-1999,se recoge en la Tabla III.9 adjunta. En ella se especi-fica el nivel de llenado a 31 de diciembre de cada año,para el periodo 1978-2000. Puede apreciarse la granirregularidad a la que se hacía antes referencia.

Asimismo, esta irregularidad en el régimen dellenado del equipo hidroeléctrico se produce mes a mesa lo largo del año, como puede verse en el Gráfico III.5,para los meses de los años 2000 y 2001.

¿Cuáles son las características de la pluviosidad

en España?

os recursos hidráulicos de un país dependen funda-mentalmente de su grado de pluviosidad, de los des-niveles de su orografía y de las características de susríos. Así como los dos últimos aspectos mencionadosson prácticamente invariables a lo largo del tiempo,

91

Evolución del régimen de llenado de los embalses españoles (31-XII-cada año)

Sistema de Sistema de Años Régimen anual (%) Régimen hiperanual (%) Sistema Total

1956 15 33 251957 11 16 141958 70 21 451959 76 43 591960 74 76 751961 74 71 721962 52 68 591963 80 82 811964 35 58 451965 84 57 721966 61 66 641967 42 38 411968 61 26 461969 46 57 511970 28 41 351971 29 47 381972 48 70 591973 31 51 421974 38 42 401975 32 29 301976 55 33 431977 57 54 551978 59 54 561979 42 57 501980 36 35 351981 48 25 351982 53 22 361983 40 18 281984 54 36 441985 33 43 391986 29 32 311987 60 35 461988 31 40 361989 70 46 571990 37 29 331991 32 28 301992 48 37 421993 50 32 401994 44 25 341995 59 26 401996 60 45 551997 79 72 751998 41 56 491999 51 29 442000 72 47 582001 31 41 36

Tabla III.9 Gráfico III.5

Energía embalsada en el último día de mes. Años 2000 y 2001 (Millones kWh)

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Fuente: UNESA e Iberdrola.

Fuente: UNESA e Iberdrola.

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A

la pluviosidad puede tener, dentro de determinadoslímites, oscilaciones muy significativas.

Por su parte, la producción de energía hidroe-léctrica depende, por un lado, de esos recursos hidráu-licos que pueden ser, –por lo que se refiere a la plu-viosidad– muy variables; y, por otro, de la potenciahidroeléctrica instalada. De ahí que, en un país comoEspaña, que cuenta con un importante porcentaje depotencia hidráulica dentro de su parque eléctrico, lainfluencia de la pluviosidad en el abastecimiento deenergía eléctrica sea importante.

España cuenta con abundantes montañas y ríos,si bien, en general, ni las primeras son muy altas, nilos segundos muy largos y caudalosos.

Por lo que se refiere al clima, se trata de un paíspredominantemente seco, con irregulares precipita-ciones que se distribuyen de forma poco uniforme entre las distintas regiones que lo componen. Con fre-cuencia se registran grandes periodos de sequía, alter-nados con fases muy breves de intensas precipitacio-nes.

En el periodo 1965-1996, la lluvia total caídasobre el país ha oscilado mucho. Así, tenemos una granvariación entre los 184.325 hectómetros cúbicos del año1990 y los 362.238 hectómetros cúbicos de 1996. Y lalluvia media anual, entre los 373 litros por metro cua-drado de 1990 y los 731 litros por metro cuadrado de1996. (Véase Tabla III.10)

Por otra parte, hay que tener en cuenta que, delvolumen total de agua caída, sólo alrededor del 50%se convierte en aportaciones reales a los ríos, por loque la oscilación entre ambos años puede ser, en tér-minos de aportaciones efectivas, todavía mayor, ya queen periodos secos la aportación efectiva es porcen-tualmente más baja.

¿Cuál es la pluviosidad en las distintas cuencas

hidrográficas españolas?

demás de que la pluviosidad es muy desigual de unaño a otro, su distribución geográfica difiere muchode unas zonas a otras. Las zonas geográficas españo-las de mayor pluviosidad media son Galicia, Asturias,la zona norte de León, la región pirenaica, Cantabria,el País Vasco, algunos puntos del Sistema Central, laCordillera Penibética y el sur de la Cordillera Bética.Por el contrario, Extremadura, Castilla-La Mancha, algu-nas zonas de Aragón y, sobre todo, el sureste de laPenínsula –entre Almería y Murcia– son las áreas conmenores índices pluviométricos.

Según puede apreciarse en los datos de la tablaadjunta, referidos al año 1995, hay una notable dife-rencia entre la lluvia registrada en dicho año en cuen-cas como la del Guadalquivir y Segura y la registradaen cuencas como la Norte o la del Pirineo Oriental.

¿Cómo afectan al sistema eléctrico español los periodos

de sequía?

n periodos de sequía, aun con el sistema de regula-ción hiperanual existente, la escasez de agua reduceconsiderablemente la disponibilidad de las centrales

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Evolución de la pluviosidad en EspañaLluvia media Lluvia total Lluvia media Lluvia total

Años (mm) (Hm3) Años (mm) (Hm3)

1965 688 339.943 1991 466 230.2831970 565 279.404 1992 461 227.8121975 616 304.356 1993 485 239.6011980 528 260.775 1994 479 236.7071985 586 289.446 1995 512 253.0151990 373 184.325 1996 731 361.238

Tabla III.10

Fuente: Ministerio de Medio Ambiente e Instituto de Meteorología.

Distribución de la pluviosidad por cuencashidrográficas. Año 1995

Cuencas hidrográficas Lluvia media (mm) Lluvia total (Hm3)

Norte 1.272 68.577Duero 428 33.800Tajo 494 27.550Guadiana 440 26.344Guadalquivir 359 22.648Sur 299 5.499Segura 105 1.956Júcar 278 11.927Ebro 344 29.632Pirineo Oriental 483 7.966

TOTAL 512 253.015

Tabla III.11

Fuente: Ministerio de Medio Ambiente. Servicio de Recursos Hidráulicos.

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hidroeléctricas. Ello obliga a incrementar de manerasustancial la producción de las centrales que utilizancarbón, fuelóleo o gas a fin de cubrir el déficit de pro-ducción de origen hidráulico.

Dado que el coste variable del kWh produci-do por una central hidroeléctrica es mucho menor queel coste variable del kWh generado por una centraltermoeléctrica clásica, tiene lugar entonces un apre-ciable encarecimiento de los costes de producción dela electricidad. Por ejemplo, puede estimarse en másde 160.000 millones de pesetas el sobrecoste causa-do al sistema eléctrico español por el grave periodode sequía que afectó a España entre los años 1992 y1995.

¿Cuál es el nivel de desarrollo del sistema hidroeléctricoespañol?

l Potencial Teórico Bruto en España se estima en unos150.000 GWh anuales, de los cuales una parte muyimportante son de difícil ejecución debido a su situa-ción: parques naturales, zonas pobladas, o por ser prio-ritarios para otros usos: abastecimiento doméstico, rega-dío, usos industriales, etc.

Teniendo en cuenta estas consideraciones se lle-ga a otro valor, el Potencial Técnicamente Desarrolla-

ble, que es en función de las tecnologías y variableseconómicas de cada momento, independientemente dela conveniencia de su desarrollo. Este potencial se esti-ma en unos 65.500 GWh/año, de los que aproxima-damente 13.000 GWh/año corresponden a instalacio-nes con potencia inferior a los 10 MW.

Por otra parte, el potencial ya desarrollado, esdecir, la energía producible media anual del parquehidroeléctrico español, era en la década de los noven-ta de aproximadamente 31.600 GWh, cifra que ha idoreduciéndose en los últimos años. Esta disminución sedebe al descenso de precipitaciones y, fundamental-mente, a las mayores detracciones para los usos con-secutivos. Se considera que los regadíos disminuyenel producible hidroeléctrico del orden del 0,36% anual.La distribución de estos potenciales por cuencas hidro-gráficas se recoge en la Tabla III.12 y Gráfico III.6 quese adjuntan.

En España se dispone actualmente de un par-que hidroeléctrico de casi 1.300 centrales, lo que supo-ne más de 1.000 grandes presas, consiguiendo teneruna capacidad de regulación de unos 56.000 Hm3, apro-ximadamente el 40% de los recursos. De esa cantidad,el 37% (17.200 Hm3) son regadíos por embalses cons-truidos por empresas eléctricas.

Finalmente, conviene indicar que la potenciatotal hidroeléctrica instalada en España a finales de 2001era de 18.060 MW, frente a 28.799 MW térmicos con-vencionales y 7.816 MW térmicos nucleares. La pro-

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Potencial hidroeléctrico español por cuencas hidrográficas (GWh/año)Potencial de futura utilización

Potencial actualmente Aprovechamientos Aprovechamientos Total potencial PotencialCuenca desarrollado medianos y grandes pequeños Total técnicamente desarrollable fluvial bruto

Norte 10.600 9.300 2.700 12.000 22.500 34.280Duero 6.700 4.200 600 4.800 11.500 29.400Tajo 3.900 4.200 600 4.800 8.700 16.540Guadiana 300 300 — 300 600 3.830Guadalquivir 400 500 300 800 1.200 10.410Sur de España 200 100 300 400 600 2.740Segura 100 600 100 700 800 2.090Júcar 1.200 1.000 400 1.400 2.600 7.490Ebro 7.600 7.000 1.400 8.400 16.000 40.060Pirineo Oriental 600 100 300 400 1.000 3.520

TOTAL cuencas 31.600 27.300 6.700 34.000 65.600 150.360

Tabla III.12

Fuente: Estudio aprovechamiento del Potencial: MOPU, MINER, UNESA e INTECSA.

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E

ducción media de energía hidroeléctrica en España enla década de los noventa ha sido de 30.850 GWh, yla del año 2001 de 44.010 GWh.

¿Cómo ha sido el desarrollohidroeléctrico de España en el contexto internacional?

n el potencial de la producción hidroeléctrica inter-vienen fundamentalmente dos factores, el caudal delos ríos y los desniveles de su orografía. Como con-secuencia, en términos absolutos, los países de grantamaño, que cuentan con largos y caudalosos ríos, sue-len estar entre los principales productores mundiales.Éste es el caso de Canadá, EE.UU., Brasil, China, Rusiay la India, que se encuentran entre los mayores pro-ductores mundiales. Además también influyen otros fac-tores como el grado de desarrollo tecnológico, la dimen-sión de su consumo de electricidad y las disponibili-dades financieras del país. Así, naciones de dimensiónmedia como Francia, Noruega, Suecia y España, conun nivel de desarrollo alto, figuran también entre losgrandes productores de hidroelectricidad.

El Potencial Técnico mundial es del orden delos 14.300.000 GWh/año, según un estudio que publi-

có Naciones Unidas en el año 2000, Energy and theChallenge of Sustainability. UN Development ProgramWorld Energy Council. 2000.

La producción hidroeléctrica del año 1995 enel mundo fue de 2.500.000 GWh, lo que representóel 18,9% de la producción eléctrica mundial. Segúnla metodología actual de la Agencia Internacional dela Energía, que considera a la energía hidroeléctricacomo primaria (1 MWh = 0,086 tep), esta producciónrepresenta sólo el 2,6% de la producción de energíaprimaria mundial. Sin embargo, si se utilizase el «cri-terio de sustitución» empleado por la AIE hasta hacepoco tiempo, que valoraba la hidroelectricidad comoenergía primaria a través de «coeficiente de eficienciade una central térmica» (1 MWh = 0,2233), represen-taría el 6,7% de la energía primaria mundial. Ésta esla razón del bajón tan importante que ha sufrido lahidroelectricidad en los últimos balances energéticosinternacionales.

La producción hidroeléctrica, medida en térmi-nos de energía primaria (Mtep), de los diez países conmayor producción durante el periodo 1985-1998, serecoge en la Tabla III.13 adjunta.

En lo referente a los países de la UE (15), la pro-ducción hidroeléctrica de la Comunidad Europea enel año 1995 fue de 307 TWh, de los que 37 fueron eninstalaciones minihidráulicas. La potencia instalada eraen ese año de 98 GW.

Teniendo en cuenta las cifras anteriores, puededecirse de forma objetiva que España ha conseguido

94

Evolución de la producción de hidroelectricidadpor países (Mtep)

1985 1990 1993 1996 1998

Canadá 21,9 22,5 25,6 30,3 28,6EE.UU. 28,5 24,7 25,7 28,8 26,7Brasil 14,9 17,5 19,6 22,7 25,0China 7,7 10,9 12,4 15,9 17,1Rusia 13,7 14,3 15,0 13,2 13,6Noruega 7,8 8,1 8,5 8,9 10,0Japón 6,9 7,7 8,7 7,5 9,3India 4,5 5,7 6,3 7,4 7,2Suecia 6,1 6,1 6,3 6,4 6,3Francia 4,3 4,0 4,9 6,0 5,7España 2,9 2,3 2,3 3,6 3,4

TOTAL mundial 170,0 183,6 197,5 218,1 226,4

Tabla III.13

Fuente: BP Statistical Review of World Energy. Junio 1999 y elaboración propia.

Gráfico III.6

Potencial hidroeléctrico distribuido por cuencas

101

Fuente: UNESA.

LE

un elevado aprovechamiento de sus recursos hidráu-licos para la generación de electricidad, hasta el pun-to de que su potencia hidroeléctrica en servicio seencuentra entre las más altas de la UE y del resto depaíses desarrollados. Y ello, a pesar de contar con con-diciones climáticas y orológicas más desfavorables quebuena parte de estas naciones.

¿Cómo ha sido el desarrollo de las minicentrales en España en el contexto internacional?

stas instalaciones, al amparo de un marco adminis-trativo y económico favorable, han experimentado ungran desarrollo en España en los últimos años, recu-perando parte del importante papel que cumplieronhace varias décadas. De hecho, su potencia en servi-cio se ha multiplicado por diez a lo largo del últimodecenio.

Su tecnología ha ido perfeccionándose, sobretodo en los aspectos de automatismo, control y regu-lación, permitiendo un abaratamiento importante enlos costes de mantenimiento.

En el año 1999 operaban en España 696 mini-centrales hidroeléctricas de potencia unitaria inferiora los 10 MW que sumaban 889 MW y generaban unos2.700 millones de kWh anuales. Su aportación supo-nía aproximadamente el 30% de la contribución totalde las nuevas energías renovables (sin hidráulicas> 10 MW) al balance energético nacional del 1999.

El Potencial Técnicamente Desarrollable estáevaluado en unos 2.400 MW según el PFER (Plan deFomento de Energías Renovables), y se prevé la ins-talación de otros 720 MW, con una producible de2.230 GWh/año para el año horizonte del PFER, el2010.

En cuanto a la Unión Europea (15) se tienen lossiguientes valores para el año 1995:

– Potencia de minicentrales en servicio (<10 MW) 9.500 MW.

– Producción de minicentrales en servicio (<10 MW) 37.000 GWh.

Por otra parte, la European Small HydropowerAssociation (ESHA) cifra en 400.000 GWh/año el Poten-cial Hidroléctrico Técnicamente explotable mediante

minicentrales en Europa, de los cuales 150.000 millo-nes de kWh forman el potencial económicamente via-ble. A nivel mundial, la estimación es de unos 1.800.000GWh/año, del cual se está explotando aproximada-mente un 15%.

De todo lo anterior puede deducirse que Espa-ña ha hecho un esfuerzo considerable en este área,pudiéndose comparar favorablemente al realizado enotros países de la Unión Europea. Si nuestro desarro-llo se compara a nivel mundial, entonces el esfuerzorelativo es aún mayor.

¿Cuál es el marco administrativodel desarrollo hidroeléctrico

en España?

a utilización de aprovechamientos hidráulicos está regu-lada por concesiones administrativas que otorga elministerio o la autoridad de cuenca correspondiente.Las primeras concesiones, que datan del siglo XIX, sedaban a perpetuidad, pero a partir de la entrada envigor de la nueva Ley de Aguas en 1985, se limitarona, como máximo, 75 años. Las nuevas concesiones sue-len otorgarse con plazos variados, generalmente en elrango de 25 a 40 años, siempre con reversión de lasinstalaciones a la Administración una vez finalizado elperiodo concesional.

El sistema que está empleando la Administra-ción actualmente es el de subasta, sacando a concur-so tramos de interés o aprovechamientos del salto depresas con titularidad de la misma. El ofertante en estoscasos propone un canon por la energía producible,estando generalmente compuesto por una parte fijaanual y una variable relativa a la energía producida.También se oferta el plazo concesional.

Un tema delicado y no exento de polémica esel de la reversión de las instalaciones al término delplazo concesional. No están muy claros los términos,ni tampoco cuáles son las instalaciones, ni el estadode conservación, etc. El hecho de que todavía no sehayan materializado casos concretos deja este temapoco definido. Parece, en principio, que una soluciónsería pactar, una vez vencidos los plazos, un alarga-miento de los mismos, basándose en un aumento delos cánones. De este modo, se evitarían todas las sus-picacias sobre el estado en que hay que entregar las

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E

instalaciones. Debería analizarse con cuidado esta situa-ción que está comenzando a producirse.

¿Qué es la Ley de Aguas?

s la ley marco que regula la utilización de dominiopúblico hidráulico y el uso de las aguas continentalesintegradas en el ciclo hidrológico en el ámbito de lascompetencias atribuidas al Estado en la Constitución.

La Ley 29/985 de Aguas está estructurada enocho títulos, relativos al dominio público hidráulico,a la administración del agua, a la planificación hidro-lógica, a la utilización y protección del dominio públi-co hidráulico y de la calidad de las aguas, al régimeneconómico-financiero de la utilización del dominiopúblico hidráulico y un último título relativo al régi-men de infracciones y sanciones y competencias delos tribunales.

Esta Ley vino a sustituir a la Ley de Aguas de13 de junio de 1879 que fue considerada uno de lostextos modélicos del ordenamiento jurídico español,manteniéndose en vigor durante más de un siglo. Lamayor innovación de la nueva Ley es la declaraciónde dominio público hidráulico de todas las aguas con-tinentales, excepto las termales o minerales, que con-tinúan rigiéndose por su legislación específica.

Otros de los aspectos más interesantes de estaLey son:

– La unidad de gestión que supone la cuencahidrográfica y la participación de los usuariosen la gestión.

– La creación del Consejo Nacional del Aguacomo órgano consultivo superior en la mate-ria.

– La creación de los Organismos de Cuencacomo entidades de derecho público con fun-ciones de administración del dominio públi-co hidráulico y de los aprovechamientos deinterés general.

– La concepción de la planificación hidrológi-ca como elemento básico para la satisfacciónde las demandas de agua y equilibrar el desa-rrollo regional y sectorial. Se desarrolla a tra-vés de los Planes Hidrológicos de Cuenca ydel Plan Hidrológico Nacional.

– El establecimiento de un régimen de utiliza-

ción del dominio público hidráulico distin-guiendo entre usos privativos y comunes. Losusos privativos (concesiones) se otorgansegún las previsiones de los planes hidroló-gicos con carácter temporal y plazo no supe-rior a 75 años de forma discrecional peromotivada.

– Se pretende la protección del dominio públi-co hidráulico y la consecución de un adecuadonivel de calidad de las aguas. Para ello se ins-taura la autorización de vertido como figuraadministrativa necesaria con carácter previopara controlar la contaminación o degradacióndel dominio público hidráulico.

– Se crea un régimen económico-financiero porla utilización del dominio público hidráulicobasado en tres figuras impositivas.

• El canon de utilización que grava a la ocu-pación o utilización privativa del dominiopúblico hidráulico.

• El canon de vertido destinado a la protec-ción y la mejora del medio receptor.

• El canon de regulación y las tarifas de rie-go destinadas a compensar la aportación delEstado por las obras que éste realice y aten-der los gastos de explotación de las mismas.

Después de catorce años de rodaje, a finales de1999 se promulgó la Ley de Reforma de la Ley de Aguascon el fin de subsanar algunas deficiencias que se ha-bían observado en el funcionamiento de la misma. Losobjetivos básicos de la Reforma fueron:

– Profundizar en la dimensión medioambientaldel recurso.

– Desarrollar los sistemas participativos en la ges-tión del agua y aumentar la colaboración entrelas distintas administraciones implicadas.

– Flexibilizar el régimen concesional y adoptarel régimen económico-financiero a las nue-vas realidades económicas y competitivas.

– Establecer el régimen jurídico de las obrashidráulicas.

Con esta reforma y con la próxima finalizacióndel proceso de planificación hidrológica parece queEspaña dispondrá de un marco legal adecuado y fle-xible para la gestión y utilización de recursos hídricosen condiciones medioambientales aceptables.

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E

¿En qué consiste el PlanHidrológico Nacional y los Planes Hidrológicos de Cuenca?

n la Ley de Aguas la Planificación Hidrológica es elinstrumento básico para conseguir los objetivos pre-vistos en la política hidráulica. Según la Ley, con laplanificación hidrológica se pretende conseguir la mejorsatisfacción de las demandas de agua para los distin-tos usos, a la vez que se persigue un equilibrio armo-nizado del desarrollo regional y sectorial mediante elincremento de la disponibilidad del recurso de formaque se proteja su calidad.

La planificación hidrológica se realiza en dos eta-pas mediante los Planes Hidrológicos de Cuenca y elPlan Hidrológico Nacional (PHN).

Los Planes Hidrológicos de Cuenca se realiza-ron durante la década de los noventa por las respec-tivos organismos de cuenca y por la administración com-petente en aquellas cuencas comprendidas íntegramenteen el territorio de una comunidad autónoma (cuencasinternas de Galicia, Cataluña y Baleares). El conteni-do de estos Planes, según la Ley, es el siguiente:

– Inventario de los recursos hidráulicos.– Los usos y demandas actuales y previsibles a

un horizonte de diez y veinte años.– Los criterios de prioridad y de compatibilidad

entre los distintos usos y el orden de prefe-rencia entre los mismos.

– La asignación y reserva de recursos hidráuli-cos para los usos actuales y para los horizontesa 10 y 20 años.

– Las características básicas de la calidad de lasaguas y la ordenación de los vertidos de aguasresiduales.

– Las normas básicas sobre mejoras y transfor-maciones en regadío que aseguren el mejoraprovechamiento del conjunto de recursoshidráulicos y terrenos disponibles.

– Los perímetros de protección y las medidaspara conservación y recuperación del recur-so y entorno afectados.

– Los planes hidrológico-forestales y de con-servación de suelos que hayan de ser reali-zados por la Administración.

– Las directrices para recarga y protección deacuíferos.

– Las infraestructuras básicas requeridas por elPlan.

– Los criterios de evaluación de los aprove-chamientos energéticos y la fijación de los con-dicionantes requeridos para su ejecución.

– Los criterios sobre estudios, actuaciones yobras para prevenir y evitar los daños debi-dos a inundaciones, avenidas y otros fenó-menos hidráulicos.

Estos planes fueron debatidos y aprobados enprimer lugar en los Consejos del Agua de las respec-tivas cuencas y, finalmente, en el Consejo Nacional delAgua. Por último, fueron aprobados mediante el RealDecreto 1664/98 y publicada su parte normativamediante órdenes ministeriales.

El Plan Hidrológico Nacional es el instrumentocoordinador de la planificación hidrológica de las dis-tintas cuencas hidrográficas. Se elaboró por el Minis-terio de Medio Ambiente, conjuntamente con los depar-tamentos ministeriales relacionados con el uso de losrecursos hidráulicos, fue informado de forma precep-tiva por el Consejo Nacional del Agua y se aprobó enjulio de 2001 mediante la Ley 10/2001. Su contenidoestaba previsto en la Ley de Aguas:

– Las medidas necesarias para la coordina-ción de los diferentes Planes Hidrológicos deCuenca.

– La solución para las posibles alternativas queaquellos ofrezcan.

– La previsión y las condiciones de las transfe-rencias de recursos hidráulicos entre ámbitosterritoriales de distintos Planes Hidrológicosde Cuenca.

– Las modificaciones que se prevean en la pla-nificación del uso del recurso y que afectena aprovechamientos existentes para abasteci-miento de poblaciones o regadíos.

Como medida básica, el Plan Hidrológico Nacio-nal prevé la realización de un trasvase de hasta 1.050 Hm3

anuales desde el Bajo Ebro con los siguientes destinos:

– 190 Hm3 a las cuencas internas de Cataluña.– 315 Hm3 a la cuenca del Júcar.– 450 Hm3 a la cuenca del Segura.– 95 Hm3 a la cuenca Sur (Almería).

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E

Para garantizar que sólo se trasvasen aguas exce-dentarias, el PHN impone diversas limitaciones y res-tricciones a los trasvases, entre las que destaca la prohi-bición de derivar agua del Bajo Ebro cuando no cir-cule por el río, en el punto de toma, un caudal superioral caudal mínimo ambiental, más el correspondientea las concesiones situadas aguas abajo.

Un punto esencial para el sector eléctrico es laevaluación de las afecciones negativas a la produccióneléctrica contempladas en los trasvases del Plan Hidro-lógico Nacional. Una evaluación de estas afeccionesse presenta en la Tabla III.14 adjunta.

Con la aprobación de la Ley del Plan Hidroló-gico Nacional no finaliza ni mucho menos el procesode planificación hidrológica, ya que éste se configuraen la Ley como un proceso vivo, previéndose su revi-sión cuando las necesidades así lo requieran.

¿Cuáles son las perspectivas de la producción hidroeléctricaen España y en otros países?

spaña ha conseguido ya un elevado grado de apro-vechamiento de sus recursos hidráulicos para la pro-

ducción de electricidad. Así lo demuestra el hecho deque sólo unos cuantos países de los considerados indus-trializados poseen una potencia hidroeléctrica superiora la española.

No obstante, el desarrollo de esa potencia tro-pieza actualmente con importantes limitaciones. En pri-mer lugar, porque la construcción de nuevas centra-les hidroeléctricas de tamaño medio entra cada vezmás en conflicto con otros importantes usos alterna-tivos del agua y el suelo, o podría tener en algunoscasos efectos medioambientales negativos. En segun-do lugar, porque buena parte de los emplazamientospotenciales se encuentran en lugares de difícil acce-so o implican la realización de complejas y costosasobras civiles que encarecerían notablemente el costedel kWh producido.

La flexibilidad que tiene la energía hidroeléctri-ca para la regulación de un sistema eléctrico hace queel futuro de estos aprovechamientos se oriente en estadirección, dado que el alto grado de sofisticación tec-nológica alcanzado por las sociedades desarrolladas, exi-ge un alto nivel de calidad en el suministro eléctrico.

Por tales razones, el aumento de potencia hidro-eléctrica –aunque aún es posible técnicamente– seorientará fundamentalmente hacia la ampliación depotencia en centrales de embalses ya existentes paraproducción de puntas, la ejecución de contraembal-ses para minimizar las fluctuaciones de caudal en losríos y, de forma marginal, la construcción de media-nos y pequeños saltos con poco impacto ambiental yel equipamiento de los embalses multiusos, proyecta-dos además para abastecimientos, riegos y trasvases.Todas estas actuaciones deberán desarrollarse dentrodel marco fijado por el Plan Hidrológico Nacional ylos Planes de las Cuencas Hidrográficas correspon-dientes.

Actualmente no existen planes concretos parala construcción de nuevas centrales hidroeléctricas demás de 50 MW. Sin embargo, el Plan de Fomento deEnergías Renovables (PFER) aprobado por el Gobier-no español en diciembre de 1999, prevé para el pe-ríodo 2000-2010 la instalación de 720 MW en centra-les de menos de 10 MW, con una producción anualmedia de 2.220 GWh, y 350 MW en centrales con poten-cia entre 10 y 50 MW, con una producción anual mediade unos 700 GWh.

Por otra parte, el compromiso de la Unión Euro-pea de reducción de emisiones de gases de efecto inver-

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Afecciones del Plan Hidrológico Nacional a la producción hidroeléctrica

Reducción de la Captación media Coeficiente producción

máxima energético medio hidroeléctrica (Hm3/año) (KWh/m3) (GWh/año)

Alto Duero 57 0,7128 41Bajo Duero 785 0,6608 519Jarama 300 0,619 182Tajo en Toledo 200 0,619 124Tajo en Azután 300 0,550 165Tiétar 200 0,3745 75Júcar * 545 0,5778 315Bajo Ebro 1.200 — **Segre-Noguera Pallaresa (Talarn) *** 250 0,789 + 0,105 124Ródano 1.200 — —

Tabla III.14

Fuente: Plan Hidrológico Nacional. 2001.* En la propuesta de Plan no se especifica en qué cuantía las posibles detracciones desde el Júcar,aguas arriba de Tous, sustituirían al agua llegada a Tous desde el Ebro. Ante esta indefinición, seha tomado como detracción la demanda bruta total del Segura y Sur, es decir, 545 Hm3/año.** La afección a los aprovechamientos existentes aguas arriba, debida a los nuevos criterios deexplotación, se podrá establecer cuando éstos se determinen.*** En el trasvase desde Segre-Noguera Pallaresa es necesario incorporar el coeficiente energé-tico del salto de Gavet, que es 0,105 kWh/m3.

106

nadero en el Protocolo de Kioto es del 8% para la mediade los años 2008 al 2012, sobre los niveles de 1990.Entre los medios que la UE ha propuesto para lograreste cumplimiento de Kioto, de acuerdo con el LibroBlanco sobre las Energías Renovables (1997), está el deduplicar la contribución de estas energías al abasteci-miento energético, llegando al 12% del total del con-sumo de energía primaria en el año 2010.

Respecto a la energía hidroeléctrica, las previ-siones del Libro Blanco son las recogidas en la Ta-bla III.15 adjunta.

Por lo que respecta al sistema mundial de ener-gía, la AIE (Agencia Internacional de Energía) en suinforme del año 1998 sobre Perspectivas energéticasmundiales para el año horizonte de 2010, prevé quela producción hidroeléctrica mundial alcanzará la cifrade 3.445 TWh, con un aumento en el periodo 1995-2010 del 38%, equivalente a un crecimiento anual acu-mulativo del 2,2%. Este incremento porcentual coin-cide con el aumento de la energía primaria en el

periodo. Destaca este informe el importante incre-mento de producción hidráulica en China, que mul-tiplica su producción por 2,4 en esos 15 años. (Véa-se Tabla III.16)

Según este mismo escenario previsto por la AIE,la generación hidroeléctrica representaría en el año 2010la cifra del 16,5% de la producción eléctrica mundial.El ahorro de emisiones de CO

2que supondrá esta pro-

ducción hidroeléctrica ese año es de un 8,2% de emi-siones totales en 2010 por los usos energéticos de todotipo (696 Mt sobre 8.506 Mt).

Finalmente conviene señalar que la energíahidroeléctrica tiene su mayor potencial en los paísesen desarrollo, lo que tiene gran interés, ya que sonprecisamente esos países los que tendrán incremen-tos más fuertes de emisiones en el futuro, debido tan-to a su aumento de población como al desarrollo eco-nómico que deberán llevar a cabo.

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a) Previsión de producción hidroeléctrica en la UE

b) Previsión de potencia hidroeléctrica en la UE

1995 2010 Incremento (TWh) (TWh) 1995-2010 (TWh)

Hidráulica convencional 270 300 30Minihidráulica (<10 MW) 37 55 18

TOTAL hidroelectricidad 307 355 48

Hidráulica convencional 82,5 91 8,5Minihidráulica (<10 MW) 9,5 14 4,5

TOTAL hidroelectricidad 92 105 13

Tabla III.15

Fuente: UE. Libro Blanco de las Energías Renovables. 1997.Incluye acumulación por bombeo.

Perspectivas de generación hidroeléctrica por regiones económicas (1995-2010)

1995 (TWh) 2010 (TWh) ∆ (%)

OCDE Europa 486 585 20OCDE América del Norte 568 680 5OCDE Pacífico 126 145 15Economías en transición (*) 290 340 17África 56 72 29China 191 457 139Este asiático 78 131 68América Latina 495 803 62Oriente Medio 16 32 100Sur asiático 112 200 79

TOTAL 2.498 3.445

Tabla III.16

Fuente: Agencia Internacional de Energía (AIE). Perspectivas energéticas mundiales. 1998.(*) Economías en transición: Ex URSS y Europa del Este.Nota: La producción hidroeléctrica no incluye la generación procedente de bombeo.

Capítulo IVCentrales térmicas

de combustibles fósiles

ES¿Qué es una central térmicaconvencional?

e denominan centrales termoeléctricas convenciona-les a las que producen energía eléctrica a partir de lacombustión del carbón, fuelóleo o gas, esto es, de com-bustibles fósiles.

El apelativo de «convencionales» alude alhecho de que emplean combustibles fósiles tradicio-nales que fueron la base de las primeras experienciasde producción de electricidad. Y sirve, asimismo, paradiferenciarlas de otras centrales termo-eléctricas–como las nucleares, las de biomasa o las termosola-res– que se han incorporado al abastecimiento eléc-trico en fechas más recientes y merced a tecnologíasmás modernas.

También consideramos en este tipo de centra-les convencionales a las instalaciones que generan elec-tricidad con gas utilizando las nuevas tecnologías deciclo combinado, que se espera van a tener una implan-tación importante en los próximos años. El gas utili-zado puede ser gas natural transportado a la central,o bien, obtenido a través de un proceso de gasifica-ción del carbón.

Se incluyen también en este capítulo las cen-trales de cogeneración que producen electricidad y calorútil (vapor) para su uso industrial o residencial, así comolas futuras células de combustible que están todavíaen fase de experimentación.

¿Cómo funciona una centraltérmica convencional?

l esquema básico de funcionamiento de todas las cen-trales termoeléctricas convencionales con tecnología deciclo de vapor único es prácticamente el mismo, inde-pendientemente de que utilicen carbón, fuelóleo o gascomo combustible. La única diferencia sustancial con-siste en el distinto tratamiento previo que sufren estoscombustibles antes de ser inyectados en la caldera, yen el diseño de los quemadores de la misma, que varíalógicamente según el tipo de combustible empleado.

Dentro del propio recinto de la central termo-eléctrica convencional, existen sistemas de almacena-miento del combustible empleado (parque de carbón,depósitos de fuelóleo, etc.) para garantizar una ade-cuada cantidad del mismo. En una central termoeléc-trica de carbón, éste es previamente triturado en moli-nos pulverizadores hasta quedar convertido en un pol-vo muy fino, para facilitar su combustión. De losmolinos es enviado a la caldera de la central median-te chorros de aire precalentado.

En una central termoeléctrica de fuel, el com-bustible es precalentado para que fluidifique e inyec-tado posteriormente en quemadores adecuados a estetipo de derivado del petróleo.

Para una central termoeléctrica de gas, los que-madores están asimismo diseñados específicamente paraquemar dicho combustible. En el caso de las centra-

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les de gas de ciclo combinado, tecnología que ha teni-do un desarrollo extraordinario en los últimos años,tienen dos ciclos: uno de vapor de agua y otro de gas,cuyo funcionamiento se analiza en la siguiente pregunta.

En el caso de la tecnología convencional (sola-mente ciclo de vapor de agua) el proceso es similar paralos tres tipos de combustibles. Una vez que éste entraen la caldera, los quemadores provocan la combustióndel carbón, fuelóleo o gas, generando energía calorífi-ca. Ésta convierte, a su vez, en vapor a alta temperatu-ra el agua que circula por una extensa red formada pormiles de tubos que tapizan las paredes de la caldera.

A continuación, el vapor de agua a presión hacegirar los álabes de la turbina, generando energía mecá-nica. A su vez, el eje que une a los tres cuerpos de laturbina –de alta, media y baja presión– hace girar al mis-mo tiempo un alternador unido a ella, produciendo ener-gía eléctrica. Y, a continuación, ésta es vertida a la redde transporte a alta tensión mediante un transformador.

Finalmente, el vapor –una vez debilitada su pre-

sión– es enviado a unos condensadores. Allí es enfria-do y convertido de nuevo en agua, la cual es condu-cida otra vez a los tubos que tapizan las paredes dela caldera a fin de reiniciar el ciclo productivo.

A modo de ejemplo, se ha representado en elGráfico IV.1 el esquema de una central termoeléctri-ca de carbón: el combustible está almacenado en elparque adyacente (1) de la central, desde donde esconducido al molino (3) a través de una tolva (2) paraser triturado. Una vez pulverizado, se inyecta en la cal-dera (4) mezclado con aire caliente a presión para sucombustión. Dentro de la caldera se produce el vaporque acciona los álabes de los cuerpos de las turbinasde alta presión (13), media presión (14) y baja pre-sión (15), haciendo girar el rotor de la turbina que semueve solidariamente con el rotor del generador (20)y produciendo energía eléctrica. Esta electricidad es,una vez elevada su tensión por los transformadores(17), enviada a la red general mediante líneas de trans-porte a alta tensión (21).

104

Gráfico IV.1

Esquema de una central térmica convencional de carbón

Fuente: UNESA.

E

Después de accionar las turbinas, el vapor deagua se convierte en líquido en el condensador (16).El agua obtenida por la condensación del vapor sesomete a diversas etapas de calentamiento (19) y seinyecta de nuevo en la caldera en las condiciones depresión y temperatura más adecuadas para obtener elmáximo rendimiento posible.

El sistema de agua de circulación que refrigerael condensador puede operar en circuito cerrado, esdecir, trasladando el calor extraído del condensador ala atmósfera mediante torres de refrigeración (18), odescargando dicho calor directamente al mar o a unrío en circuito abierto.

Para reducir los efectos de la combustión sobreel medio ambiente, la central posee, entre otros dis-positivos, una chimenea (12) de gran altura, precipi-tadores (10) que retienen un altísimo porcentaje de laspartículas en el interior de la central, y equipos dedesulfuración de gases (11).

¿Qué es una central de gas de ciclo combinado

y cuál es su funcionamiento?

s una central térmica en la que los gases de combustiónse utilizan dos veces a lo largo de su recorrido por laplanta, para la generación de electricidad. Por tanto, enla transformación de la energía térmica del combustibleen electricidad se superponen dos ciclos: el ciclo Bray-ton (turbina de gas) y el ciclo Rankine (ciclo agua/vapor).

Un resumen del funcionamiento de este tipo decentral es el siguiente: un compresor de aire, arrastradopor la turbina de gas (2), comprime el aire y, median-te la combustión del gas natural, se alcanza una tem-peratura de unos 1.300 °C. Después se expanden losgases de combustión en la turbina de gas, hasta la pre-sión atmosférica y esta energía mueve el compresorde aire y el generador (4), que producirá una partede la energía eléctrica de la planta.

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Gráfico IV.2

Esquema de funcionamiento de una central de gas de ciclo combinado

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Fuente: UNESA.

Los gases de escape de la turbina de gas toda-vía tienen temperaturas del orden de los 600 °C, lo quepermite su aprovechamiento en una caldera de recu-peración (7) de calor para la generación de vapor que,mediante su expansión en la correspondiente turbi-na de vapor (8), acciona también otro generador (9).Esta turbina es de tipo convencional y, por tanto, elvapor resultante pasa al condensador (10) para enfriar-se en la torre de refrigeración (11). La electricidad, unavez elevada su tensión en los transformadores (5), esllevada a la red general mediante las líneas de trans-porte (6). (Ver Gráficos IV.2 y IV.3 adjuntos)

Por tanto, los tres equipos principales de unacentral eléctrica de ciclo combinado son la turbina degas, la caldera de recuperación y la turbina de vaporconvencional. Dada la importancia actual de esta tec-nología, se hace una descripción de las característicasde estos equipos:

– Turbina de gas. Proviene del desarrollo parauso energético de los turbogeneradores, yconsta del compresor, las cámaras de com-bustión y la propia turbina.

• El compresor es rotativo y es arrastrado porel mismo eje que la turbina, con un núme-ro de etapas variable según las diferentes tec-nologías. Su función es inyectar aire a pre-sión (entre 15 y 30 kg/cm2) para la combus-tión y la refrigeración de las zonas calientes.

• Las cámaras de combustión producen lamezcla de combustible y aire y la propiacombustión. El diseño de este elemento varía(silos, anular, cámaras secuenciales) segúnlos fabricantes, potenciando unas variablesu otras (temperatura de entrada en turbina,producción de NO

x), para optimizar el dise-

ño y el rendimiento de la turbina de gas.• La turbina de gas recibe los gases de la cáma-

ra de combustión y se produce la expansiónde los mismos en las tres o cuatro etapasde las que consta. Cada etapa de expansiónestá constituida por una corona de álabesfijos o «estatóricos», seguida de una coronade álabes fijados al rotor. En los fijos se trans-forma la entalpía de los gases en energíacinética, mientras que en los rotóricos éstase recupera y se transforma en energíamecánica de rotación, que se transmite al eje.Parte de la potencia transmitida al eje es con-sumida en arrastrar al compresor (2/3),mientras que el resto mueve el generadoreléctrico correspondiente.El rendimiento de una turbina de gas aumen-ta con la temperatura de los gases a la entra-da a la misma. Esto ha motivado el continuoaumento de esta magnitud, exigiendo el desa-rrollo de materiales capaces de soportar altastemperaturas. En la actualidad, la temperatura

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Gráfico IV.3

Esquema de flujos de una central de ciclo combinado

Fuente: UNESA.

A

de entrada está alrededor de los 1.300-1.400°C, saliendo los gases de la última etapa atemperaturas superiores a los 600 °C, diri-giéndose éstos a la caldera de recuperación.

– La caldera de recuperación. Tiene los mis-mos componentes que la caldera clásica (pre-calentadores, economizadores, evaporadores,sobrecalentadores y calderines), y en algunoscasos incorporan by-pass de gases. Medianteeste dispositivo se puede aislar la caldera delescape de la turbina de gas, de forma que pue-da funcionar en ciclo abierto.Es un intercambiador de calor en el que elfluido caliente son los gases de escape pro-cedentes de la turbina de gas y que circulanpor el exterior, y el fluido frío es el agua-vaporque circula por el interior de los tubos.

– Turbina de vapor. Suele ser de tres cuerpos.Se trata de máquinas convencionales que hanalcanzado gran madurez en su diseño, y debenadaptarse a las condiciones de cada instalaciónen cuanto a presión de escape y caudal de vapordisponible. En el desarrollo actual de esta tec-nología, el esquema constructivo es el refleja-do en el gráfico IV.3, en el que la turbina degas y la de vapor están acopladas al mismo eje,accionando un mismo generador eléctrico.

¿Qué importancia tienen lascentrales térmicas en el parqueeléctrico de España?

nalizando las estadísticas de la industria eléctrica espa-ñola en el periodo 1940-2000 puede verse el papel delas centrales termoeléctricas clásicas en nuestro parqueeléctrico. Así, destacan las siguientes consideraciones:

– El crecimiento del parque eléctrico españolse basó, a partir de los años sesenta, en cen-trales termoeléctricas de combustibles fósilesy, después, en nucleares, por lo que la par-ticipación porcentual de la potencia hidroe-léctrica en la total instalada en España ha idodescendiendo desde entonces.

– Desde 1940, y durante 35 años, la potencia

107

Evolución de la potencia térmica convencionalen España (1940-2001)

1940 381 1.731 22,11945 418 1.876 22,21950 647 2.553 25,31955 903 4.103 22,01960 1.967 6.567 29,91965 2.980 10.173 29,21970 6.888 17.924 38,41975 12.393 25.467 48,61980 16.447 31.144 52,81985 20.991 41.467 50,61990 21.370 45.376 47,01992 21.922 46.307 47,31993 21.989 46.385 47,41994 22.346 47.196 47,31995 22.849 47.829 47,71996 23.960 49.292 48,61997 25.339 51.012 49,61998 26.238 52.367 50,11999 26.820 53.892 49,72000 28.164 55.904 50,32001 28.799 58.025 49,6

Tabla IV.1


Potencia (MW)

Termoeléctrica Participación Año Clásica Total T. Clásica/Total (%)

Gráfico IV.4

Evolución de la potencia térmica convencionalinstalada (Total España) (MW)

110


A

asociada a las instalaciones de generaciónhidráulica fue superior a la de las instalacio-nes de generación térmica convencional. En1975, la potencia térmica fue de 12.393 MWfrente a los 11.954 MW hidroeléctricos.

– La mayor participación de las centrales tér-micas, en términos de potencia, se alcanzó enel año 1980, con el 52,8%. Después se ha man-tenido alrededor del 50% de la capacidad delparque total de España.

– Las centrales térmicas convencionales han posi-bilitado la utilización de recursos energéticosautóctonos, básicamente del carbón nacional.Asimismo, han favorecido el desarrollo de nue-vas tecnologías para la combustión de los car-bones pobres como son los nacionales, impul-sando numerosos proyectos de I+D.

En la Tabla IV.1 y en el Gráfico IV.4 adjuntosse recoge la evolución de la potencia de las centralestérmicas para el periodo 1940-2001, así como su par-ticipación en el parque eléctrico global de España.

¿Qué importancia tienen las centrales térmicas en la

producción eléctrica de España?

l igual que ocurre con la potencia, el papel de las cen-trales térmicas convencionales en la producción eléc-trica fue de gran importancia en los años 1940 a 2001.Pueden señalarse los siguientes aspectos:

– Desde 1940 y durante 30 años (hasta el año1970), la producción eléctrica de las instala-ciones de generación hidráulica fue superiora la de las instalaciones de generación térmicaconvencional. En el año 1970, fueron prácti-camente iguales.

– Desde el año 1940, las centrales térmicas hangenerado aproximadamente la mitad de la elec-tricidad producida en España en el periodo1940-2001, esto es, algo más de 2.000.000 GWh.

– La mayor participación de las centrales tér-micas, en términos de energía, se alcanzó enel año 1980, con el 67,4%. La mayor produc-ción se alcanzó en el año 2000, con 126.106millones de kWh y una participación del 55,8%en el «mix» de generación.

108

Evolución de la producción térmica convencional(1940-2001)

1940 264 3.617 7,21945 993 4.173 23,71950 1.836 6.853 26,81955 2.899 11.836 24,41960 2.989 18.614 16,11965 12.037 31.723 37,91970 27.607 56.490 48,81975 48.469 82.515 58,71980 74.490 110.483 67,41985 66.286 127.363 52,01990 71.289 151.741 46,91992 84.753 161.105 52,61993 79.103 160.890 49,11994 80.509 164.942 48,81995 89.199 169.094 52,71996 78.464 176.510 44,41997 96.752 189.381 51,01998 98.545 196.613 50,11999 120.065 209.732 57,22000 126.106 224.779 56,12001 122.381 237.259 51,6

Tabla IV.2


Energía Participación Año Term. convencional Total T. convencional/Total (%)

Gráfico IV.5

Evolución de la producción térmica convencional(Total España en Millones KWh)

111


L

EE

En la Tabla IV.2 y en el Gráfico IV.5 se presentala evolución de la producción eléctrica generada poreste tipo de centrales en el periodo 1940-2001, así comosu participación porcentual en la producción eléctri-ca del parque total de España.

¿Qué importancia tienen las centrales térmicas en los países de la UniónEuropea?

n el marco de la UE resulta muy ilustrativo analizar laimportancia de la generación termoeléctrica clásica enlos diferentes países de la Europa comunitaria. La TablaIV.3 adjunta muestra los datos más representativos ypermite extraer las siguientes conclusiones:

– Los tres países con mayor generación termo-eléctrica clásica en el ámbito de la Unión Euro-pea son, por orden de mayor a menor, Ale-mania, Reino Unido e Italia. España se man-tiene en cuarto lugar, seguido por Holanda,que tiene un nivel de producción termoeléc-trico clásico algo más bajo que nuestro país.

– La participación y contribución más importantede las centrales térmicas en el total de la pro-ducción eléctrica nacional, la presentan, de for-

ma continua en los años considerados, Dina-marca, con una contribución cercana al 100%,Grecia, Holanda e Irlanda, con contribucio-nes en torno al 90% de la producción total.

– Alemania, Reino Unido, Bélgica, Francia yEspaña han reducido, comparando la situa-ción en 1980 con la existente en 1995, la par-ticipación, en términos porcentuales, de laproducción de electricidad en las centrales tér-micas con respecto a la producción total delpaís. Por el contrario, Italia y Portugal hanaumentado la participación de la produccióntérmica clásica en la producción total del país.

¿Cuántas centrales térmicasexisten en España?

n el año 1999, España tenía en servicio –incluyendolas instalaciones de cogeneración– 652 centrales ter-moeléctricas convencionales, con una potencia total de26.820 MW. De ellas, 59 pertenecen a las empresas eléc-tricas asociadas en UNESA. Estas 59 centrales sumanuna potencia total de 22.130 MW, que suponen el 83%de la potencia termoeléctrica clásica total de España.

¿Cuál es el papel del carbón en la producción española

de electricidad?

a producción de las centrales españolas que consumencarbón ha supuesto en el año 2000 del orden del 35%de la generación total de electricidad del país, lo quehace de este combustible una fuente energética muyimportante para la producción de electricidad.

La política energética española, como conse-cuencia de la crisis del petróleo, asignó al carbón eléc-trico un papel de gran importancia en los años fina-les de la década de los 70. La Administración lo impul-só con un Plan Acelerado del Carbón. La razónfundamental es que el carbón constituía una de las esca-sas materias primas energéticas con las que contabaEspaña, por lo que su utilización permite reducir ladependencia energética de nuestro país y potencia elaprovechamiento de los recursos energéticos nacionales.

De la importancia que supone para el sosteni-

109

Participación de la producción térmicaconvencional en la Unión Europea (1980-1995) *

Alemania 83,9 63,1 65,6Austria 28,9 30,6 30,4Bélgica 75,1 37,7 42Dinamarca 100 99,1 98,6ESPAÑA 67,4 46,9 52,7Finlandia 48,6 34,6 38,6Francia 48,3 11,2 7,8Grecia — 93,8 90Holanda 93,3 93,6 91,4Irlanda 88,6 92,6 93,2Italia 71 81,5 80,2Luxemburgo — — —Portugal 42,6 64,4 57,7Reino Unido 85,9 77,8 71,8Suecia 10,7 3 5,7

Tabla IV.3

* %: Porcentaje de participación de la producción térmica convencional en la producción total.Fuente: Energy Balances of OECD Countries. Agencia Internacional de la Energía (AIE).

País 1980 (%) 1990 (%) 1995 (%)

112

113

114

E

E

L

miento de la minería nacional la utilización del carbónpor parte del sector eléctrico, puede dar idea el hechode que en 2000 más del 95% de la producción de car-bones se empleó en la generación de electricidad.

¿Qué fue el Plan Acelerado deCentrales Térmicas de Carbón?

l Plan Acelerado de Centrales Térmicas de Carbón fueaprobado en 1979, como complemento del Plan Ener-gético Nacional (PEN) entonces vigente, para dar unfuerte y significativo impulso al papel del carbón enel abastecimiento eléctrico nacional, con el objetivo decontribuir a la sustitución del uso de derivados de petró-leo en la generación de energía eléctrica.

En concreto, incluía la construcción de siete nue-vas centrales de carbón que fueron conectadas a la redeléctrica a lo largo del periodo 1980-1985 y que po-seían una potencia conjunta superior a los 3.000 MW,es decir, cerca de un tercio de la potencia actualmen-te existente en centrales de carbón.

En total, la potencia sumada al parque eléctri-co nacional en nuevas centrales de carbón en el perio-do 1979-2001 ha supuesto unos 7.500 MW, lo que hapermitido más que duplicar, a lo largo de dicho perio-do, la potencia existente en centrales de este tipo.

¿Cuáles son las principalescentrales de carbón en servicio en España?

as centrales españolas de carbón de mayor potenciason las siguientes: Puentes de García Rodríguez, con1.400 MW; Compostilla, con 1.312 MW; Litoral, con1.100 MW, y Teruel, con 1.050 MW. En la Tabla IV.4se recogen las centrales de carbón con sus potenciasinstaladas, así como el tipo de carbón utilizado.

¿Cuánto carbón se consume en España para la producción de electricidad?

l consumo total español de carbones para la producciónde electricidad se situó en 35,7 millones de toneladas

en el año 2001, lo que supone aproximadamente el 90%del consumo nacional total de este combustible.

Por tipos de carbones, 27,05 millones de tone-

110

Principales centrales termoeléctricas de carbón en España

Puentes García Rodríguez A Coruña Lignito Pardo 1.400Compostilla León Hulla y antracita 1.312Litoral de Almería Almería Hulla 1.100Teruel Teruel Hulla subbituminosa 1.050Aboño Asturias Hulla 903Soto de Ribera Asturias Hulla 672La Robla León Hulla 620Alcudia II Baleares Hulla 585Narcea Asturias Antracita 583Meirama A Coruña Lignito pardo y hulla 550Los Barrios Cádiz Hulla 550Lada Asturias Hulla 505Guardo Palencia Hulla y antracita 498Anllares León Hulla y antracita 350Elcogas Ciudad Real Hulla y gas 320Puente Nuevo Córdoba Hulla y antracita 313Puertollano Ciudad Real Hulla 220Pasajes Guipúzcoa Hulla 214Serchs Barcelona Hulla subbituminosa 160Escucha Teruel Hulla subbituminosa 160Escatrón Zaragoza Hulla subbituminosa 80

Tabla IV.4

Fuente: UNESA.

Central Provincia Combustible MW

Evolución del consumo de carbones en lascentrales termoeléctricas españolas (1970-2001)

1970 7,5 1985 39,51971 7,4 1986 38,91972 8,2 1987 37,91973 8,7 1988 31,41974 7,4 1989 40,11975 9,5 1990 39,41976 9,8 1991 38,81977 13,1 1993 37,31978 14,8 1995 36,81979 17,7 1996 31,11980 25,5 1997 34,91981 30,9 1998 33,51982 35,9 1999 37,51983 38,7 2000 39,41984 38,7 2001 35,7

Tabla IV.5

Fuente: Red Eléctrica de España y Carbunión.

Años Toneladas (Millones) Años Toneladas (Millones)

116

117

115

L

D

E

E

ladas fueron de hulla y antracita, 3,61 millones de tone-ladas de hulla subbituminosa nacional y 8,45 millonesde toneladas fueron de lignito nacional.

El récord histórico español en el consumo de car-bón para producción de electricidad es de 40,1 millo-nes de toneladas, cifra que fue alcanzada en el año 1989.

Una evolución del consumo del carbón para laproducción de electricidad durante el periodo 1970-2001 se presenta en la Tabla IV.5.

¿Cuánto carbón se importa en España para la producción de electricidad?

n el año 2000, las centrales termoeléctricas españolasconsumieron alrededor de 12,3 millones de toneladasde carbón importado, lo que supone el 34,4% del con-sumo total de carbones de dichas instalaciones. Exis-ten cuatro centrales –Litoral de Almería, Los Barrios,Pasajes y Alcudia II– que utilizan carbón de importa-ción, y en algunas otras centrales se emplea, asimis-mo, carbón importado como combustible de apoyo opor motivos medioambientales.

En la Tabla IV.6 se recoge la evolución del con-sumo de carbón importado en las centrales termoe-léctricas españolas para el periodo 1981-2001.

¿Cuántas centrales de carbón son propiedad de las empresas

asociadas en UNESA?

n el año 2001, aproximadamente el 95% de la pro-ducción de electricidad generada con carbón proce-de de las 21 centrales de este tipo que poseen lasempresas eléctricas integradas en UNESA.

Estas 21 centrales suman una potencia total de12.080 MW, lo que supone el 20% de la potencia eléc-trica total del país.

¿Dónde se instalan las centralestérmicas de carbón?

ados los problemas logísticos y de coste que planteael transporte de este tipo de combustible, se tiende aubicar las centrales que utilizan carbón nacional en laproximidad de las minas; y las que utilizan carbónimportado, en la costa, cercanas a puertos en que pue-dan descargarse los buques.

Como consecuencia de este criterio, las centra-les de carbón quedan situadas, muchas veces, en luga-res alejados de los principales centros de consumo deenergía eléctrica, lo que obliga a incrementar el trans-porte de electricidad. No obstante, este transporte eléc-trico presenta evidentes ventajas económicas y medio-ambientales en comparación con el transporte de mine-ral, por lo que sustituir el transporte de carbón por elde energía eléctrica resulta muy beneficioso tanto des-de la óptica económica como medioambiental.

¿Cuál es el impacto de las centrales térmicas

de carbón en el medio ambiente?

os efectos potenciales sobre el medio ambiente de lascentrales termoeléctricas de carbón se derivan de lasemisiones atmosféricas y residuos que se producen enla combustión del mineral (óxidos de azufre, nitróge-no y carbono, así como partículas, principalmente), deltratamiento del agua que se transforma en vapor (ver-tidos químicos) y de la refrigeración necesaria para con-densar el vapor (efecto térmico).

111

Evolución del consumo de carbón importado en las centrales térmicas españolas

(1981-2001)

1981 1.661 1991 4.6691982 1.206 1992 7.5561983 987 1993 7.1801984 926 1994 7.0061985 2.026 1995 9.2981986 2.942 1996 6.8891987 3.080 1997 5.4511988 2.125 1998 8.9081989 4.015 1999 12.9471990 4.235 2000 14.487

2001 12.332

Tabla IV.6

Fuente: Red Eléctrica de España.


118

119

120

121

A

El establecimiento en nuestras centrales de nive-les específicos de emisión de SO

2, NO

xy partículas y

los criterios sobre los niveles de inmisión que debenser respetados en cualquier tipo de condiciones lle-varon a la adopción de sistemas de protección enton-ces disponibles: retención de partículas mediante pre-cipitadores electrostáticos, difusión atmosférica median-te chimeneas de elevada altura, etc. Los sistemas devigilancia continua de la calidad ambiental en el entor-no de las centrales, que incluían el control del aguade lluvia y los estudios de impacto y seguimientodemostraron, desde el primer momento, la efectividadde los sistemas aplicados. Actualmente se están desa-rrollando tecnologías que permitan una combustión«limpia» del carbón.

Por su parte, los riesgos de contaminación quí-mica, a causa de los vertidos procedentes del sistemade tratamiento del agua para su conversión en vapor,se evitan mediante la depuración de las aguas residualeshasta los límites establecidos por la Ley, de forma queno se produzca daño alguno en el río, lago, mar, etc.al que se vierten.

En cuanto a la elevación de la temperatura delmedio líquido que se produce como consecuencia delvertido del agua de refrigeración utilizada para con-densar el vapor (contaminación térmica), se puede afir-mar que actualmente es despreciable, pues la refrige-ración se efectúa generalmente en circuito cerrado,empleando torres de refrigeración. En aquellas centralesantiguas en las que el circuito es abierto, el sistemade refrigeración está calculado en forma tal que la ele-vación de la temperatura del agua queda dentro delos límites legislados y no se produce significativa alte-ración del ecosistema.

También podría ser tomado en consideración unúltimo efecto sobre el medio ambiente, común a muchasotras industrias, que es la llamada contaminación acús-tica, debida al nivel de ruido producido por ciertos equi-pos que forman parte de la central. En la actualidad,ya son muchas las centrales que tienen instalados inso-norizadores en sus elementos más ruidosos, de formaque el ruido en el exterior de la central se mantieneen unos límites aceptables, teniendo en cuenta su mayoro menor proximidad a los núcleos urbanos.

Para un mayor detalle véase la publicación LaIndustria Eléctrica y el Medio Ambiente, editada porUNESA en el año 2000.

¿Qué son las nuevas tecnologías«limpias» de combustión

del carbón?

lo largo de la década de los ochenta se han desarro-llado varias tecnologías de la combustión «limpia» delcarbón dirigidas a la generación eléctrica, que permi-ten una fácil y eficiente captura del azufre del com-bustible y además dan lugar a bajos niveles de for-mación y emisión de óxidos de nitrógeno.

Con estas tecnologías se trata de evitar las plan-tas de tratamiento de los gases de combustión proce-dentes de las instalaciones convencionales, tanto paraeliminar óxidos de azufre como óxidos de nitrógeno.Estas plantas implican inversiones extra importantes yreducciones de la eficiencia de las instalaciones.

Estas tecnologías no sólo minimizan las emisio-nes de óxidos de azufre y de nitrógeno, sino que redu-cen la emisión de metales pesados y otros contaminantessobre los que no hay normativas específicas.

En el transcurso del tiempo, desde que se inicióel desarrollo de estas tecnologías, ha ido tomando impor-tancia incrementar la eficiencia energética de generación,tanto por su incidencia en los costes de producción, comopor su relación con una menor emisión de CO

2.

Estas nuevas alternativas tecnológicas, que enprincipio se dirigieron hacia el uso exclusivo de car-bón, se ha comprobado que también son de aplica-ción a las fracciones pesadas del refino del petróleoo al uso de crudos pesados. Estas tecnologías seencuentran en niveles diferentes de maduración indus-trial y su aplicación introduce grados distintos de fia-bilidad en las instalaciones resultantes.

A continuación se hace una síntesis de las alter-nativas básicas que existen hoy día sobre las tecnolo-gías de uso limpio en la combustión de carbones:

– Calderas de carbón pulverizado convencio-nales, incluyendo sistemas de lavado de gases.Es una opción de bajo rendimiento energéti-co, en torno a 36%, pero muy probada y dealta fiabilidad. No es apropiada para carbo-nes de alto contenido en azufre.

– Calderas de carbón pulverizado con ciclossupercríticos, incluyendo sistema de lavado degases. Es una opción que mejora el rendi-miento energético hasta niveles de 42%. No

112

122

E

L

está muy probada y la inversión específica eselevada. Requiere carbones de alta calidad.

– Calderas de lecho fluido burbujeante. Es unaopción poco extendida. El rendimiento ener-gético se situaría en torno al 36%. Requiere car-bones de media o alta calidad. Puede ser unaopción de aplicación inmediata para plantas degeneración eléctrica de potencia media y alta.

– Calderas de lecho fluido atmosférico (circu-lante). Es una opción muy probada y madu-ra que tiene un bajo rendimiento energético,del orden del 32%. Por el contrario, tiene unbuen comportamiento ambiental y es muyadecuada para utilizar combustibles sucios, debaja calidad. Es adecuada para instalacionesde media y baja potencia.

– Sistemas de combustión en lecho fluido a pre-sión. Es una alternativa madura que ofrecediseños fiables para carbones de media y altacalidad. Su rendimiento, del orden de 42%, ysu comportamiento ambiental son buenos.

– Gasificación y ciclo combinado. Es una opciónfiable en sistemas no muy integrados y con car-bones de buena calidad, que además estámadurando para diseños más complejos ycombustibles difíciles, buscando un rendimientoenergético elevado, del orden de 45%. Su com-portamiento ambiental es muy bueno y esapuede ser su gran ventaja. Ya que por el con-trario su inversión específica es muy elevada.

Sin embargo, actualmente existen alternativas degeneración como es el caso del gas natural en plan-tas con ciclo combinado, que tienen unos costes deinversión más bajos, además de ser atractivo desde elpunto de vista medioambiental.

Todo esto hace que el interés actual sobre lastecnologías de uso limpio del carbón haya decrecido,últimamente lo cual está siendo un freno para completarel desarrollo de estas tecnologías, que previsiblemen-te serán necesarias en un futuro no muy lejano.

¿Qué es la combustión del carbónen lecho fluido?

a combustión de carbón en lecho fluido es una nue-va tecnología que permite una utilización más limpia

y eficiente del carbón en las centrales termoeléctricas.Consiste, esencialmente, en efectuar la com-

bustión del carbón en un lecho compuesto por partí-culas de este combustible, sus cenizas y un absorbentealcalino –generalmente caliza– que se mantiene sus-pendido por la acción de una corriente ascendente deaire. De esta forma, el conjunto tiene la apariencia deun líquido en ebullición. Con ello, se obtiene un mejorrendimiento en el proceso de combustión, al haber unamayor superficie de contacto entre el aire y las partí-culas reaccionantes.

El aspecto más positivo de esta nueva tecnolo-gía es que se consigue con ella una considerable dis-minución del impacto medioambiental, ya que da lugara una fuerte reducción de las emisiones de óxidos deazufre (SO

2), de nitrógeno (NO

x) y de carbono (CO

2)

en el proceso de combustión.Hay dos tipos fundamentales de combustión en

lecho fluido: por un lado, la tecnología de lecho flui-do atmosférico, que logra niveles de reducción de emi-siones de SO

2de entre un 60% y un 95% en compa-

ración con una central de carbón convencional, asícomo disminuciones apreciables en las de NO

xy CO

2;

por otro, la tecnología de lecho fluido a presión, quepuede conseguir niveles de eficiencia térmica superioresal 40% y reducciones, asimismo, sustanciales en las emi-siones de los gases citados.

¿Qué es la combustión del carbónen lecho fluido atmosférico?

n este sistema, la combustión se realiza en el seno deuna masa que se mantiene en suspensión mediante unacorriente de aire ascensional, la cual fluidifica esa masay proporciona el comburente necesario para el desa-rrollo de la propia combustión. La masa en suspen-sión está formada por las cenizas del combustible, unabsorbente mineral, en la mayoría de los casos caliza,y el propio combustible, carbón u otro; éste participaen pequeña proporción en el lecho (menos del 5% delmismo), lo que hace al proceso bastante flexible fren-te a la calidad del carbón.

Como la temperatura del lecho se mantiene enunos 850 °C, hay dos aspectos positivos en el campode las emisiones de contaminantes:

– Retención del azufre del combustible en las

113

123

124

cenizas del lecho. El proceso tiene lugarmediante una serie de reacciones que se desa-rrollan en el sentido deseado y con buenacinética a las temperaturas de trabajo. Se con-siguen retenciones de azufre S+O

2⇒ SO

2;

CO3Ca ⇒ CaO + CO

2; SO

2+CaO+1/

2O

2⇒

SO4Ca (cenizas).

– El nivel de los óxidos de nitrógeno que se for-man es bajo a esas temperaturas de trabajo.

Asimismo, se pueden retener los compuestos de cloro y de flúor y metales pesados que se desa-rrollen en la combustión en razón de su presencia decombustible.

Por tipos de calderas, para esta tecnología pue-den emplearse:

a) Calderas de lecho fluido burbujeante. En estetipo de calderas, la velocidad del aire de flui-dificación es baja, entre 1 y 3 m/s. Esto man-tiene un lecho suspendido propiamentedicho, con una altura de lecho pequeña, engeneral de menos de 1 m. Las cenizas decombustión se extraen por el fondo del lechoy una mínima parte desde el ciclón de pri-mera limpieza de gases.El contacto de los gases de combustión conel absorbente tiene lugar durante un perio-do de tiempo corto. Esto hace que la reten-ción de azufre no sea muy elevada, ligera-mente superior al 90%.Asimismo, la formación de óxidos de nitró-geno no es muy baja, por encima de 200mg/Nm3, llegando a veces a los 300 mg/Nm3.La razón de ello es que, en general, se tra-baja con un exceso de aire del orden del 20%y en el lecho puede haber zonas calientes, contemperaturas por encima de los 850 °C.Por el contrario, el diseño térmico de estas cal-deras es muy bueno. En el lecho se disponentubos de agua para la vaporización, con lo cuallos gases que abandonan el lecho, todavía a850 °C, ya sólo tienen que suministrar calorpara el sobrecalentamiento y recalentamien-to del vapor. Esto permite que el título delvapor sea elevado, similar al correspondien-te de las calderas de carbón pulverizado.Estas calderas se han mostrado adecuadas paraquemar carbones de media y buena calidad,

con moderado contenido en cenizas y azufre.A mediados de los noventa se construyó unaplanta comercial en Japón, Takehara, de 350MWe de potencia. La instalación está fun-cionando a plena satisfacción, tanto en losparámetros energéticos como ambientales.

b) Calderas de lecho fluido circulante. En estascalderas la velocidad del aire de fluidificaciónen el combustor es elevada, entre 7 y 15 m/s.El lecho no se mantiene como tal, sino quelas partículas son arrastradas hasta uno o variosciclones donde se hace la separación de gasy sólidos. Estos retornan al combustor a tra-vés de una válvula especial o de un enfria-dor externo también de tipo fluidificado.La formación de óxidos de nitrógeno es baja,de hecho, algunas instalaciones han llegadoa emisiones inferiores a 120 mg/Nm3. Larazón de ello es la posibilidad de realizar unabuena combustión, con un bajo exceso deaire, así como el ya citado buen control detemperatura.Este tipo de caldera se ha mostrado tambiénmuy adecuado para quemar cualquier tipode combustible, con elevados contenidos enazufre y en cenizas, incluso estériles de lava-dero de muy bajo contenido en carbón.Igualmente se pueden utilizar para quemarfracciones pesadas del petróleo.En España se cuenta con una instalación, LaPereda (Asturias), de 50 MWe de potencia quequema carbones residuales de baja calidad,incluyendo los estériles de lavadero acumu-lados en los valles mineros; en este sentido,contribuye claramente a realizar una buenalabor ambiental al eliminar estos residuos. Laplanta funciona con muy buena disponibili-dad y parámetros ambientales. Por el con-trario, el rendimiento energético es modera-do, como corresponde a esta tecnología.La mayor planta de generación eléctrica concaldera de lecho fluido circulante es la deGardanne (Francia), de 250 MWe de poten-cia, que quema carbones subbituminosos dealto contenido en cenizas y en azufre, y frac-ciones pesadas del petróleo líquidas, pero deelevada viscosidad, con elevado contenido enazufre.

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E¿Qué es la combustión del carbónen lecho fluido a presión?

s un sistema integrado en el cual la caldera se sitúaen una vasija que se encuentra a presión superior ala atmosférica. Los gases de combustión, una vez queestán limpios de partículas, se expanden en una tur-bina de gas donde la transformación energética per-mite el accionamiento del compresor que suministraaire a la caldera y de un generador eléctrico. Los gasesexpandidos aún conservan suficiente calor latente, quese recupera en un intercambiador donde se preca-lienta el agua de alimentación de caldera, economi-zador. El vapor producido en la caldera se expansionaen una turbina de vapor, donde la transformaciónenergética permite el accionamiento de un segundogenerador eléctrico.

El sistema produce la mayor parte de la ener-gía eléctrica en la turbina de vapor, del orden del 80%,mientras que el resto se da en la turbina de gas. Losconsumos en servicios auxiliares se mantienen al nivelde las plantas convencionales, del orden del 5% de laproducción bruta de electricidad.

El rendimiento energético de todo el sistema sesitúa en el entorno del 42%, lo cual supone un incre-mento importante frente a los sistemas convenciona-les de generación eléctrica.

La turbina de gas es un componente impor-tante en este sistema. Por un lado es la clave pararealizar la regulación de carga, las empleadas en laactualidad son de eje partido, un lado gira a veloci-dad fija, con los cuerpos de baja del compresor y laturbina, según se demande el flujo de aire o varíeel flujo de gas.

En el año 1991 se pusieron en operación las tresplantas de demostración que aparecen detalladas a con-tinuación:

– Central Térmica de Escatrón, que fue la pri-mera planta de demostración en España. (VerGráfico IV.3)

– Tidd, en EE.UU., financiada por el Departmentof Energy (DOE), que se concibió como unensayo, el cual se pararía una vez obtenidoslos datos operativos necesarios.

– Vartän, en Suecia, una instalación pseudoco-mercial para cogeneración de electricidad ycalefacción en la ciudad de Estocolmo. Ope-

ra con carbón de alta calidad y bajo conte-nido en azufre, por debajo del 1%.

Este sistema de combustión de lecho fluido apresión supone una elevada retención de azufre en lascenizas, en general siempre por encima del 90% y, asi-mismo, las emisiones de óxidos de nitrógeno son mode-radas, de 300 mg/Nm3 o inferiores.

La tecnología está actualmente en fase comer-cial, aunque admite mejoras de madurez típicas de cual-quier diseño novedoso. Si la planta de Karita (en Japón,de 375 MW) muestra un funcionamiento con adecua-da disponibilidad, se tiene una opción claramente uti-lizable, al menos para carbones de media y alta cali-dad. La inversión parece que será ligeramente supe-rior a las centrales de carbón pulverizado con sistemasde limpieza de gases.

La experiencia española de este tipo de tecno-logía se tiene de la planta piloto de Escatrón (Gráfi-co IV.4). Su objetivo era adecuar la tecnología de com-bustión en lecho fluido a presión a la utilización lim-pia de los lignitos negros de Teruel, una de las mayoresreservas de carbón en España, pero que tienen altocontenido en cenizas y en azufre. Para el ensayo seutilizó el grupo n.o 4 de la central térmica de Escatrón,que ya tenía 30 años de vida cuando se planteó lareconversión. En ésta se recuperó la turbina de vapory la mayoría de los componentes del ciclo, conden-sador, líneas de circulación de agua, etc. (Véanse Grá-fico IV.6 y fotografía inferior correspondientes a la plan-ta de Escatrón.)

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Planta de demostración de Escatrón.

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La planta se diseñó para 79 MWe de potenciay se puso en funcionamiento en el año 1991; los pro-blemas operativos en el inicio fueron, como es lógi-co, importantes, pero aún así se consiguió sobrepa-sar las 1.300 horas de combustión de carbón en eseprimer año; en el segundo se llegó a las 3.500 horasy a partir de ahí se opera a ritmo de unas 5.000 horasanuales.

Ha habido algunos problemas con la alimenta-ción y con la combustión del carbón (se trabaja tam-bién con el carbón de Mequinenza, además del deTeruel), pero se han ido subsanando con las modifi-caciones de diseño oportunas.

La planta ha llegado a operar a la potencia dediseño, pero se ha visto que en esta situación estabasobrecargada. Su potencia de trabajo en óptimas con-diciones se sitúa entre 65 y 70 MWe. En este nivel depotencia el funcionamiento es continuado, sin espe-ciales problemas.

El mayor éxito de la instalación es su compor-tamiento ambiental. La retención de azufre en las ceni-zas ha sido siempre superior al 90%, del orden del 92%,aunque se ha llegado a operar con 95% de retención

en circunstancias especiales. Las emisiones de óxidosde nitrógeno se sitúan en 300 mg/Nm3; cuando se ope-raba con menor exceso de aire estas emisiones se situa-ban en el entorno de 150 mg/Nm3.

¿Qué es la gasificación del carbón?

a gasificación del carbón pertenece al grupo de nue-vas tecnologías de combustión de carbón que han sidopuestas a punto a lo largo de los últimos años.

En general, puede efectuarse de dos formas:transformando en gas el carbón una vez que éste esextraído de la mina, para lo cual se inyecta en un reac-tor gasificado de oxígeno –o aire y vapor– junto conel mineral a fin de dar lugar a un gas apto para serquemado en una central eléctrica; o efectuando una gasi-ficación «in situ» o subterránea, es decir, inyectando oxí-geno directamente en el yacimiento. Esta última opción,una vez completamente desarrollada, permitirá el apro-vechamiento de yacimientos que, por su especial con-

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Gráfico IV.6

Diagrama general de la planta de Escatrón

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Fuente: Central térmica de Escatrón.

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figuración y profundidad, plantean graves problemastécnicos y económicos en la extracción del mineral.

Los reactores de gasificación se han diseñadopara trabajar a presión atmosférica, pero en la actua-lidad, en generación eléctrica, se construyen para ope-rar a presión, con lo cual se reduce el volumen de gasesy se incrementa la eficiencia energética final.

Los procesos de gasificación son de muy diver-so tipo. Se puede trabajar a alta o baja temperatura:en el primer caso, las cenizas del carbón se extraencomo escoria fundida, lo cual aconseja no utilizar enestos procesos carbones de alto contenido en ceni-zas. En los de baja temperatura, la transformación agas no es completa en los combustibles de baja reac-tividad, es decir, con carbones de bajo contenido enmaterias volátiles.

Los reactores más comunes en la gasificación delcarbón son de tres tipos, todos ellos concebidos parautilizar oxigeno como agente gasificante.

– Lecho fijo, de alta temperatura. Es el clásicogasógeno y en él los gases arrastran alquitrány otros productos químicos que se retiran parasu venta. Es una opción adecuada para obte-ner gas combustible, pero no adecuada parageneración eléctrica.

– Lecho fluido, de baja temperatura. Puede fijarparte del azufre del combustible en el lecho.Es adecuado para utilizar lignitos en la gene-ración eléctrica y en ese sentido se trabaja enAlemania.

– Lecho arrastrado, de alta temperatura. Seobtiene gas sin subproductos químicos. Es ade-cuado para todo tipo de carbones, sea cualsea su reactividad, y también para fraccionespesadas del petróleo. Es un sistema bien acep-tado en el sector eléctrico.

Los gases han de ser depurados para su empleocomo combustible en la generación de electricidad. Unprimer paso es la eliminación de partículas, y a estosefectos se está extendiendo la aplicación de filtros cerá-micos, que permiten una limpieza muy profunda desólidos.

El azufre del combustible se encuentra en losgases en forma de SH

2y, mediante un proceso quí-

mico, se elimina en forma de SO2o como azufre líqui-

do. Se consigue eliminar del orden del 99% del azu-fre contenido en el combustible.

¿En qué consiste la tecnología de gasificación del carbón

y ciclo combinado integrados?

a tecnología de gasificación del carbón está consi-guiendo en los últimos años resultados positivos cuan-do se encuentra acoplado a un ciclo combinado, esdecir, a sistemas que permiten el aprovechamiento con-junto de una turbina de vapor y otra de gas.

Por consiguiente, el gas combustible procedentede la gasificación, una vez limpio, se utiliza como com-bustible en la turbina de gas de un ciclo combinadocon turbina de vapor. El proceso en sí es limpio deemisiones de partículas y compuestos de azufre. Ade-más, las emisiones de óxidos de nitrógeno pueden sertambién bajas si el proceso de combustión en turbinade gas se desarrolla con los adecuados sistemas dereducción de la formación de NO

x, por ejemplo con

inyección de vapor en la cámara de combustión.Este sistema de generación eléctrica implica un

buen rendimiento energético, del orden del 45% referi-do al poder calorífico inferior. Ello redunda en una menoremisión específica de CO

2por kWh, valor que se pue-

de reducir si a los gases procedentes de la gasificaciónse les aplica una etapa de extracción del mismo.

Este proceso de generación es esencialmente lim-pio, pero a costa de un diseño complejo, con un núme-ro de subsistemas más numeroso que el correspon-diente a las instalaciones convencionales y a las de com-bustión en lecho fluido a presión.

La inversión específica de una planta de gasifi-cación y ciclo combinado de alto rendimiento ener-gético es elevado. Esto supone el mayor obstáculo parala extensión de la tecnología.

El primer ensayo de gasificación de carbón conaplicación en ciclo combinado fue el de la planta deCool Water, en California, puesta en operación en laprimera mitad de la década de los ochenta. Se hanconstruido con posterioridad varias plantas comer-ciales en EE.UU. utilizando procesos diferentes; enellas se ha hecho mayor hincapié en la fiabilidad yen los resultados ambientales que en el rendimien-to energético.

En Europa se piensa en la utilización de la tec-nología de gasificación y ciclo combinado no sólo porsu alto nivel de limpieza, sino también por el proba-ble rendimiento energético alto. Su aplicación se diri-

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ge tanto al carbón como a las fracciones pesadas delpetróleo; de hecho ya se está construyendo una uni-dad de este tipo en el sur de Italia.

¿Cómo funciona una central de gasificación del carbón y ciclo combinado integrados?

a primera central española de este tipo de tecnologíaes la de ELCOGAS en Puertollano, de potencia 320 MW.Es un proyecto de carácter europeo, en el cual parti-cipan varias empresas eléctricas de Portugal, Italia, GranBretaña y Francia, además de España, más los fabri-cantes de los equipos principales. Cuenta con sub-venciones de la Unión Europea y de fondos españo-les a la investigación. Su objetivo principal es demos-trar la viabilidad comercial de los diseños de alto gradode integración y, por lo tanto, con elevado rendimientoenergético.

El combustible es la mezcla al 50% del carbónde Puertollano, de alto contenido en cenizas y bajo

contenido en azufre, y cok de petróleo, de alto con-tenido en azufre y de bajo contenido en cenizas. Esun combustible de difícil utilización y, si el compor-tamiento resultase positivo, se habría dado un granpaso para demostrar que la gasificación es una alter-nativa de futuro para la generación eléctrica limpiay eficiente.

El proceso de gasificación elegido es el de lechoarrastrado con oxígeno, a una presión de trabajo de24 bars; la alimentación de combustible se hace median-te torre de inyección en vía neumática. El diseño esde alta integración y la temperatura de combustión enturbina de gas, en el entorno de los 1.200 °C, a fin deconseguir una elevada eficiencia energética. (Véase foto-grafía inferior)

La instalación se diseñó de forma que el ciclocombinado estuviera disponible en un periodo de tiem-po corto, antes que la propia gasificación. La plantapudo comenzar a generar electricidad con gas natu-ral como combustible a los dos años de iniciarse elproyecto.

La planta ha empezado ya a gasificar carbón ycok de petróleo y está en periodo de adaptación para

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Central térmica de ELCOGAS de gasificación de carbón con ciclo combinado (Puertollano).

resolver los problemas operativos que, lógicamente,aparecen en una instalación novedosa como ésta.

En el Gráfico IV.7 se presenta un esquema de funcionamiento más detallado de este tipo de centrales.

Las centrales de gasificación integrada en ciclocombinado utilizan como combustible, para una tur-bina de gas, el producto resultante de la gasificaciónde otros combustibles –generalmente, carbón o coquede petróleo– que se lleva a cabo en la propia central;y, a continuación, aprovechan el calor residual para,mediante una caldera de recuperación, alimentar unaturbina de vapor (9). La energía eléctrica final que seproduce es, por lo tanto, la suma de la generada enel ciclo de vapor y de la generada en el grupo de gas.

En primer lugar, el carbón es transportado ydescargado por camiones (1) en el parque de carbón(2). Desde el parque, una cinta transportadora envíael carbón de mina a la planta de preparación de com-bustibles (3), donde éstos son pulverizados y seca-dos mediante el nitrógeno procedente de una uni-dad de fraccionamiento de aire (6). En dicha plan-ta, se limpia y enfría el aire para obtener oxígeno,

que se utiliza para la gasificación del carbón, y nitró-geno, que se emplea en aumentar el rendimiento delgrupo de gas y en la planta de preparación de com-bustibles.

El gasificador (7) recibe el combustible pulve-rizado procedente de la planta de preparación y se pro-duce en su parte inferior, mediante la inyección de oxí-geno y vapor de agua, un gas sintético a muy alta tem-peratura. El calor de este gas es aprovechado paraaportarlo al agua del ciclo y generar vapor que seexpandirá en la turbina de vapor (11). Una vez enfria-do el gas sintético, las cenizas existentes solidifican ylas escorias (4) son retiradas.

El gas obtenido en el gasificador, antes de serquemado, pasa por la unidad de desulfuración (10),en la que se extrae el azufre; una vez limpio, el gases enviado al grupo de gas (6). El grupo de gas se com-pone de un compresor, que toma aire exterior y lo adap-ta a las condiciones necesarias para que la combus-tión sea óptima; una cámara de combustión, dondees quemado el gas; y la propia turbina de gas (8), enla que los gases de combustión se expanden y mue-ven un generador eléctrico. La energía eléctrica gene-

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Gráfico IV.7

Esquema de una central de gasificación de carbón y ciclo combinado

Fuente: UNESA.

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rada en éste es enviada a los transformadores del par-que de alta tensión (14) para adaptar sus condicionesde tensión e intensidad a las de la red de transportede energía eléctrica (15).

En la caldera de recuperación (9), se aprove-cha el calor residual de los gases de combustión pro-cedentes de la turbina de gas para, antes de liberar-los a la atmósfera, producir vapor a diferentes pre-siones. Este vapor es enviado a la turbina de vapor(11). Como antes se ha mencionado, en la caldera delgasificador también se produce vapor, aprovechandola alta temperatura a la que se genera el gas sintéti-co para vaporizar agua precalentada en la caldera derecuperación.

Al igual que en el caso de la turbina de gas, laturbina de vapor mueve un generador que produceenergía eléctrica; ésta es enviada a continuación al par-que de alta tensión (14) y de éste, a la red de trans-porte (15).

El vapor de agua a la salida de la turbina es con-densado (12) mediante el intercambio de calor con elagua del circuito de refrigeración. Esta agua es envia-da a la torre de refrigeración (16) para que libere elcalor recibido.

Los residuos de la central son tratados en la plan-ta de tratamiento de efluentes (20). En la unidad detratamiento de agua (17), se toma agua del depósitode agua cruda (18) y se desmineraliza antes de apor-tarla al ciclo de vapor, a fin de proteger los compo-nentes del mismo.

¿Investigan las empresaseléctricas españolas en nuevastecnologías de combustión del carbón?

as empresas eléctricas de UNESA han desarrollado des-de 1980 un amplio plan de investigación –denomi-nado Programa de Investigación y Desarrollo Tecno-lógico Electrotécnico (PIE)– en el que se da especialimportancia a los proyectos relativos a la utilizacióneficiente de combustibles fósiles en las centrales ter-moeléctricas y al control de su impacto medioam-biental.

En el marco de dicho programa, se han desa-rrollado proyectos de investigación sobre combustión

en lecho fluido, gasificación de carbón, licuefacciónde lignitos, análisis de calidad de carbones, lavado delignitos, sistemas de desulfuración, equipos de medi-da de emisiones contaminantes, reducción de emisio-nes por inyección de caliza, control de sistemas de com-bustión, catalizadores de NO

x, etc.

Las inversiones realizadas en el marco del PIEen proyectos relativos a combustibles fósiles fueron deunos 10.000 millones de pesetas. A ellas deben aña-dirse las que hacen a título individual cada una de lasempresas asociadas en UNESA.

¿Qué perspectivas presentaEspaña para la producción

de electricidad con carbón?

s de prever que el carbón va a seguir ocupando unlugar importante en la producción eléctrica española.No obstante, es imprescindible que la utilización delcarbón nacional en la generación de energía eléctricaesté sujeta a criterios de racionalidad y prudencia: enprimer lugar, teniendo en cuenta el nivel de reservasdisponibles y su coste de extracción; en segundo lugar,fomentando su uso eficiente; y, en tercer lugar, asu-miendo el objetivo de reducir al máximo el impactomedioambiental.

Por lo que se refiere a este último aspecto, hayque señalar que la normativa en la UE es cada vez másrestrictiva y exige mayores controles en las emisiones,dado la necesidad de cumplir el Protocolo de Kioto.Por consiguiente, cabe esperar que en los próximosaños no se produzcan incrementos significativos de estetipo de centrales en el parque eléctrico español, dadoque la mayor parte de este incremento estará cubier-to por las nuevas centrales de ciclo combinado de gasnatural, por su atractivo coste y su menor impactomedioambiental.

Es previsible que en una década se cierren algu-nas instalaciones, las más obsoletas. Parte de esa poten-cia se debería pensar en sustituir por nueva potencia;en este caso habría que pensar en tecnologías limpias,recordemos la directiva europea que lleva a que en elaño 2007 las nuevas instalaciones deberán disponer de«la mejor tecnología disponible».

Por otro lado, se ha de pensar claramente enlos carbones de importación como fuente mayoritaria

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de generación eléctrica. Asimismo, se han de utilizarsistemas con alto rendimiento energético: calderassupercríticas, combustión en lecho fluido a presión y gasificación. Quizás, la alternativa de lecho fluido a pre-sión sea la más adecuada a las características de nues-tro sistema eléctrico.

Evidentemente, el mercado dictará sus normas:el precio relativo del carbón y del gas natural será uncondicionante a la hora de dirigirse hacia uno u otrocombustible. La elección entre unas u otras tecnolo-gías aplicables al carbón también será una cuestión deanálisis final de costes, internalizando los relativos almedio ambiente.

¿Cómo se adecúan las nuevas tecnologías del carbóna las cuencas carboníferasespañolas?

n España hay algunas cuencas que es preciso seguirteniendo en cuenta en el futuro, aunque en la actua-lidad puedan sufrir una cierta recesión. Deberá tener-se en cuenta en su momento el correspondiente cos-te de extracción de carbón:

– Bierzo-Villablino. Son carbones de bajo con-tenido en materias volátiles y alto contenidoen cenizas, este último se incrementará en lamedida que la minería se mecanice para podermantener costes y a la vez desaparezca el lava-do para suministrar granos para usos domés-ticos. Las reservas son altas y merece la penahacer un esfuerzo para diseñar alternativas.La combustión en lecho fluido circulantepodría ser la opción más adecuada.

– Norte de León. Son carbones de media o bue-na calidad. Para futuras centrales se puedenpensar diferentes alternativas; quizás los sis-temas de combustión en lecho fluido a pre-sión pudieran ser una buena opción.

– Carbones subbituminosos de Teruel. Son lasmayores reservas explotables de carbón enEspaña, de ellas una parte importante son ex-traíbles a cielo abierto. Por el contrario, soncarbones de muy alto contenido en azufre y

también en cenizas. Dos alternativas parecenser posibles hacia un futuro: combustión enlecho fluido circulante o sistemas de com-bustión en lecho fluido a presión, aunque enesta última opción deberá tenerse en cuentael contenido y características de las cenizas.

– Puertollano. Es un carbón alto en cenizas, debajo contenido en azufre y explotable a cie-lo abierto. Ya se dispone de una planta degasificación y ciclo combinado.

– Lignitos pardos de La Limia. Son carbones dealto contenido en humedad y bajo conteni-do en azufre. Las reservas no son muy ele-vadas y se encuentran debajo de tierras delabor. Habrán de explotarse a cielo abierto,con los consiguientes problemas de expro-piaciones que ello conllevaría. Quizás la solu-ción más adecuada sea la gasificación en lechofluido con sistema de generación eléctricamediante ciclo combinado.

¿Qué son las centrales térmicasbicombustibles?

on centrales termoeléctricas convencionales cuyos equi-pos pueden consumir indistintamente gas o fuelóleo.Reciben asimismo el apelativo de centrales térmicasbicombustibles o de combustibles varios.

¿Qué grupos térmicosconvencionales se han convertido para poder

quemar gas natural?

os grupos termoeléctricos que se han convertido parapoder quemar también gas natural recientemente sonlos presentados en la Tabla IV.7 adjunta.

Cabe señalar, como casos particulares de la lis-ta precedente, que el protocolo firmado por ENAGASy las empresas de UNESA incluye, aparte de los gru-pos que fueron convertidos a gas natural, la potenciade Puertollano 2, que en realidad es una instalaciónde gasificación de carbón y ciclo combinado.

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¿Cuál es la situación actual de la producción de electricidad con gas natural en España?

ay algunas centrales termoeléctricas (se las denominacentrales bicombustibles o mixtas) que están equipa-das para consumir indistintamente gas natural u otrostipos de hidrocarburos (fuel, gasóleo, fuel siderúrgico).

En los últimos años de la década de los noven-ta, se transformaron a gas natural 3.610 MW de poten-cia en centrales de fuelóleo. Estas centrales pueden,en general, seguir consumiendo fuelóleo.

Las cantidades consumidas de combustibles gase-osos se han incrementado a lo largo de los años –hanpasado de 620 millones de m3 a 4.465 millones de m3

entre 1970 y 2001–, el gas todavía representa un por-centaje pequeño de la generación total de electricidaden España. La evolución del consumo de gas en lascentrales termoeléctricas españolas para el periodo 1970-2001 está presentada en la Tabla IV.8 adjunta.

Este consumo se incrementará en los próximosaños de forma importante con la entrada de los nue-vos grupos de ciclo combinado.

¿Cuáles son las principalesventajas de una central

de gas de ciclo combinado?

l desarrollo tecnológico en los últimos 10 años ha per-mitido pasar de turbinas de gas de 125 MW y rendi-miento 33% a potencias de 250 MW y rendimiento supe-rior al 37%. Este avance en las turbinas de gas ofrece,actualmente, ciclos combinados con rendimiento cer-cano al 60% y potencias de 800 MW.

En este sentido, hay que mencionar, en primerlugar, la mejora de los rendimientos de conversióncalor/electricidad en este tipo de tecnología, que pue-de situarse en el entorno del 60%. También es desta-cable la modularidad y estandarización en la fabrica-ción de estas unidades, que permite una mayor adap-tación a las necesidades concretas de un sistema oproyecto determinado, a un coste muy inferior que elque resultará con otra tecnología. En la actualidad, elmódulo estándar de un ciclo combinado está en elentorno de los 400 MW para sistemas eléctricos confrecuencia de 50 Hz, pero existen líneas de investiga-ción apuntando hacia tamaños menores que permitenmayor capacidad de adaptación a la demanda.

Por lo que se refiere a la estandarización enlos procesos de fabricación, ha permitido pasar a

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Centrales térmicas de UNESA convertidas para poder quemar gas natural (bicombustibles)

Besós 1 150Besós 2 300Foix 520San Adrián 1 350San Adrián 2 350Aceca 1 314Algeciras 1 220Algeciras 2 533Cristóbal Colón 2 148Santurce 1 395Puertollano ELCOGAS 330

TOTAL 3.610

Tabla IV.7

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA.

Central térmica Potencia (MW)

Evolución del consumo de gas en centralestérmicas. Sistema UNESA

1970 620 1986 1.7381971 726 1987 2.0071972 618 1988 1.9041973 542 1989 2.1471974 164 1990 2.4851975 1.349 1991 2.4791976 1.384 1992 2.3391977 1.143 1993 1.1301978 1.310 1994 1.6491979 1.801 1995 1.7951980 2.207 1996 1.2461981 2.707 1997 3.2911982 2.517 1998 3.5211983 1.651 1999 3.9171984 1.890 2000 4.2031985 2.547 2001 4.465

Tabla IV.8


Años Millones m3 Años Millones m3

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esquemas de suministro llave en mano, reduciéndo-se los tiempos de construcción en relación a tecno-logías convencionales, con periodos en el entorno delos 30 meses.

La rapidez de arranque de las turbinas de gasy su flexibilidad de operación son otras de las venta-jas significativas que aporta este tipo de centrales.

Las altas prestaciones que se demandan a lasmáquinas exigen, como contrapartida, frecuentes, com-plejas y precisas intervenciones de mantenimiento pre-ventivo, fundamentalmente en la turbina de gas. Es necesario asegurar una alta disponibilidad para con-seguir producciones, y por lo tanto ingresos, que per-mitan la recuperación de la inversión. Ello deriva enun coste elevado de repuestos para mantener valoresde disponibilidad, como mínimo, del mismo orden quelas centrales clásicas (85-90%).

Directamente relacionado con el desarrollo delos ciclos combinados está la utilización del gas natu-ral como combustible, que resulta idóneo para este

tipo de instalaciones. Esto, unido a la liberalizaciónde los mercados energéticos, ha dado un gran impul-so a la utilización del gas natural en la generacióneléctrica.

Estas unidades de generación resultan muy com-petitivas tanto para cubrir nuevas necesidades de poten-cia instalada, como en sistemas maduros en los queestán en situación de competir incluso con unidadesde tecnología convencional totalmente amortizadas.

En un ciclo combinado, el coste del combusti-ble representa el 65% del total, los costes de capital,el 24%, y la operación y mantenimiento, del orden del11%. Por ello un parámetro fundamental para la via-bilidad de un ciclo combinado es el precio del gas natu-ral. El coste de este combustible suele estar ligado aldel petróleo y, por tanto, presenta las mismas incerti-dumbres respecto a su evolución futura.

El volumen de inversión inicial y la estructurade costes indicada obligan a disponer de un suminis-tro fiable a largo plazo y al más bajo coste posible.

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Central térmica de carbón de Litoral (Almería).

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Además de los aspectos puramente económicosde su explotación, un punto clave de las centrales deciclo combinado es su bajo impacto ambiental.

¿Cuáles son las perspectivas deproducción de electricidad concentrales de ciclo combinado?

as directrices de la política energética española se orien-tan en la actualidad por un sustancial incremento delpapel del gas natural en el abastecimiento energéticototal del país a lo largo de los próximos años. En con-creto, el gas natural supuso en el año 2000 el 12,2%de la demanda nacional de energía primaria, frente sola-mente al 5,57% que representaba en 1990.

Lógicamente, en la producción de electricidad hahabido también en los últimos años una creciente uti-lización de este combustible. Por ejemplo, en 2001 lageneración de energía con gas supuso el 10% de la pro-ducción eléctrica peninsular –es decir, unos 24.000 millo-nes de kWh–, frente al 0,4% que representaba en 1990.

En el documento “Planificación de los sectoresde la electricidad y gas. Desarrollo de las redes de trans-porte 2002-2011” aprobado por el Gobierno en octu-bre de 2002, las bases del desarrollo eléctrico en Espa-ña durante la presente década pasan, aparte del fomen-to de las energías renovables, por una importanteintroducción de gas natural para plantas de ciclo com-binado. Éstas combinan un menor impacto ambientalcon una mayor eficiencia energética, por lo que cons-tituyen actualmente la tecnología de referencia.

Sin embargo, las nuevas centrales deberán con-tar con las centrales existentes, renovables, nuclearesy térmicas convencionales, que tengan costes variablesreducidos. Por consiguiente, es en el hueco restantede la curva de carga donde los nuevos grupos de gene-ración de ciclo combinado tienen cabida; la incógni-ta se sitúa en el tamaño del mismo. En la actualidadexiste ya un espacio, correspondiente a parte de la pro-ducción de carbón nacional (sin prima de funciona-miento) y a la de fuel/gas. Por otra parte, el crecimientode la demanda y la evolución de la cogeneración sontambién variables importantes para analizar la cabidade los nuevos grupos de ciclo combinado.

Asimismo, aunque cada sistema eléctrico espa-ñol tiene una componente de producción hidráulica

con embalses de regulación muy importante, se creauna banda más «vacía» unos años y más «llena» otros,dependiendo del aporte de esta energía, lo que intro-duce una cierta volatilidad en el funcionamiento de losnuevos ciclos combinados.

En definitiva, la implantación real de la tecno-logía de ciclo combinado será en función, en esencia,de la evolución de muchos factores, pero tiene nume-rosas ventajas sobre otras opciones.

Así, el mayor o menor acierto de estas centra-les estará basado en que se cumplan las expectativasde nuevos desarrollos tecnológicos y de la evoluciónreal de los precios del gas natural. Una proyecciónorientativa podría ser que, de acuerdo con las previ-siones del Ministerio de Economía, en el plazo de 10ó 12 años, entre el 30 y el 35% de la producción deelectricidad vendría del gas natural (teniendo en cuen-ta la cogeneración con este combustible).

¿Cómo afectan las centralestermoeléctricas de gas al medio

ambiente?

e acuerdo con las directrices del Ministerio de Economíaestablecidas en octubre de 2002, además de la pre-paración de un plan de ahorro y eficiencia energéti-ca y del fomento de la cogeneración, se apuesta porla introducción masiva del gas natural y de las ener-gías renovables en la generación de electricidad, lo quesupondrá una considerable reducción de las emisio-nes asociadas, y representa una de las mayores apor-taciones a la estrategia española de lucha frente al cam-bio climático.

Este fomento de la utilización del gas natural parala generación de electricidad está siendo llevado a caboen otros países de la UE por sus ventajas medioam-bientales en comparación con el carbón y el fuelóleo,entre otros factores.

En efecto, la combustión de gas natural impli-ca una menor emisión por unidad de energía produ-cida de óxidos de nitrógeno y, sobre todo, óxidos deazufre y carbono. En especial, cabe subrayar que larelación CO

2emitido/energía producida, en el caso del

gas natural utilizado en las nuevas centrales de ciclocombinado, es aproximadamente la mitad de la quesupone la utilización del carbón como combustible.

124

136

137

E

Asimismo, la utilización de gas natural suele per-mitir un mayor margen de incremento del rendimien-to térmico que otros combustibles fósiles, especialmenteen centrales de ciclo combinado, que pueden aumen-tar este rendimiento de un 38% hasta un 60%.

Por añadidura, buena parte de las nuevas tec-nologías y sistemas energéticos que están siendo apli-cados para compatibilizar mejor la utilización de com-bustibles fósiles con la preservación del entorno –gasi-ficación de carbón, cogeneración, ciclo combinado,turbinas de gas, celdas de combustible, etc.– implicanun mayor empleo del gas natural en la generación deenergía eléctrica.

Para un mayor detalle, ver la publicación deUNESA La Industria Eléctrica y el Medio Ambiente. 2001.

¿De dónde viene el gas naturalque consume Españaactualmente?

spaña carece de yacimientos propios de gas natural dedimensiones significativas. Por ello, el considerableincremento del papel del gas natural en la generaciónde energía eléctrica previsto para los próximos añostendrá lugar a través de fuertes importaciones de estecombustible, que alcanzan el 99% de nuestro consu-mo. Con el fin de reducir el riesgo derivado de unaexcesiva concentración de los países suministradores,nuestro aprovisionamiento se ha diversificado muchoen los últimos años.

El gas natural llega a España actualmente a tra-vés de los gasoductos del Magreb y Lacq (Francia)-Cala-horra, y mediante las plantas de regasificación de Bar-celona, Huelva y Cartagena. El origen de estos abas-tecimientos es, principalmente, Argelia, Libia y Noruega,además de otros países productores, tal y como se indi-ca en la Tabla IV.9 y en el Gráfico IV.8, que muestranel origen del aprovisionamiento español de gas natu-ral en el periodo abril 2001-marzo 2002.

En los próximos años se deberá seguir liberali-zando el mercado de gas en España, juntamente con

125

138

Origen del aprovisionamiento español de gas natural (Abril 2001-Marzo 2002)

Argelia 59Libia 4Noruega 12E.A.U. 1Qatar 5Trinidad y Tobago 4Nigeria 9Omán 4Otras 2

TOTAL 100

Tabla IV.9

Fuente: Ministerio de Economía. Junio 2002.

%

Gráfico IV.8

Importaciones de gas natural de terceros países en España

Fuente: Ministerio de Economía.

Previsión de la demanda de gas natural para el mercado convencional

Doméstico Comercial 3,0 3,3 3,6 4,0 4,3 4,7

Total Industrial 13,9 15,1 16,5 18,0 19,1 20,2Industrial firme 10,3 12,2 13,9 15,6 16,7 17,9Industrial interrumpible 2,2 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7Industria amoniaco 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6CC.TT. convencionales 0,9 0,6 0,3 0,1 0,1 0,1

Demanda convencional 16,9 18,4 20,1 22,0 23,4 24,8Gas Natural canalizado 16,3 17,8 19,3 21,5 22,7 23,9Gas Natural Licuado (GNL) 0,6 0,6 0,9 0,5 0,7 1,0

Tabla IV.10

Fuente: Comisión Nacional de Energía. Informe Marco. 2000.

2000 2001 2002 2003 2004 2005(bcm) (bcm) (bcm) (bcm) (bcm) (bcm)

EL

L

el desarrollo de la red de gasoductos de transporte ydistribución y de las plantas regasificadoras, para queel gas llegue a todos los consumidores finales, en par-ticular, a las centrales eléctricas de gas natural. La evo-lución estructural del mercado convencional del gasnatural en el periodo 2000-2005 se presenta en la Ta-bla IV.10.

¿Cuál es la situación actual de la producción de energíaeléctrica con derivados del petróleo?

a producción de energía eléctrica con combustibles deri-vados del petróleo supone actualmente en España alre-dedor del 10% de la generación total de energía eléc-trica, para lo cual se consumen aproximadamente 2millones de toneladas de fuelóleo, que es el derivadodel petróleo que se utiliza habitualmente para gene-rar electricidad.

Aunque los combustibles líquidos no juegan hoyun papel esencial en el abastecimiento eléctrico de laEspaña peninsular, hace unos años eran una fuente ener-gética importante en la generación de electricidad. Así,en 1976 las centrales que empleaban fuelóleo produ-jeron 38.650 millones de kWh, lo que representabaentonces el 43% de la producción anual de electricidad.

No obstante, estos combustibles siguen siendoimportantes en el «mix de generación», al haberse redu-cido de forma significativa la sobrecapacidad de equi-pamiento existente anteriormente.

¿Cuáles son las principalescentrales españolas que consumen derivados del petróleo?

as principales centrales termoeléctricas españolas queutilización fuelóleo u otros derivados del petróleo comocombustible principal son las que se representan enla Tabla IV.11 adjunta.

Buena parte de las centrales de fuelóleo ins-taladas en la España peninsular, han sido transfor-

madas en centrales termoeléctricas bicombustibles defuelóleo y gas natural, utilizando un combustible uotro en función de los precios y de las condicionesambientales.

¿Cómo ha evolucionado en España el consumo

de fuelóleo para producción deelectricidad?

n los años 70, el fuelóleo era la principal fuente ener-gía que se utilizaba en España para generar electrici-dad. En 1976, se registró el récord histórico en con-sumo de combustibles líquidos para producción deenergía eléctrica: 10,1 millones de toneladas.

126

Relación de centrales que consumen fuelóleo en el sistema UNESA

Castellón* Castellón 1.083Santurce* Vizcaya 936Escombreras* Murcia 858Algeciras* Cádiz 753Aceca* Toledo 627Sabón* A Coruña 470Jinamar Las Palmas 416Cristóbal Colón Huelva 378Badalona II Barcelona 344Candelaria Sta. Cruz Tenerife 332Granadilla Sta. Cruz Tenerife 245San Juan de Dios Baleares 195Barranco Tirajana Las Palmas 155Ibiza Baleares 143Cádiz Cádiz 138Málaga Málaga 122Punta Grande Las Palmas 102Mahón Baleares 99Las Salinas Las Palmas 80San Molines Baleares 78Burcena Vizcaya 66Los Guinchos Sta. Cruz Tenerife 51Melilla-Diesel Melilla 36Guanarteme Las Palmas 34Ceuta-Diesel Ceuta 33El Palmar Sta. Cruz Tenerife 11Llanos Blanco Sta. Cruz Tenerife 7

Tabla IV.11

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA.* Centrales bicombustibles de fueloléo y gas natural.

Central Provincia MW

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140141

L

E

Sin embargo, a raíz de las sucesivas crisis delpetróleo de 1973 y 1978, la reducción de la depen-dencia energética respecto de este combustible –delcual España no posee más que reservas insignifican-tes– se convirtió en uno de los objetivos básicos de lapolítica energética española, plasmada en los PlanesEnergéticos.

Se inició así un amplio y progresivo proceso desustitución de fuelóleo por carbón (Plan Acelerado delCarbón) y energía nuclear, en la generación de elec-tricidad. Como resultado de este esfuerzo, el consu-mo de fuelóleo en las centrales termoeléctricas espa-ñolas se fue reduciendo.

La evolución del consumo de fuelóleo en las cen-trales térmicas españolas aparece recogida en la Ta-bla IV.12.

¿Cuáles son las perspectivas de producción de electricidad con derivados del petróleo en España?

n los próximos años, los derivados del petróleo en elsistema eléctrico peninsular jugarán un papel de reserva y garantía en la satisfacción de la demanda eléc-

trica, así como en la resolución de las restricciones téc-nicas de la red de transporte. Las centrales termo-eléc-tricas peninsulares consumirán fuelóleo fundamental-mente como combustible de apoyo o asociado a otroscombustibles, principalmente gas, en el caso de las lla-madas centrales termoeléctricas mixtas.

Sin embargo, seguirán ocupando un lugar impor-tante en los sistemas extrapeninsulares –Baleares, Cana-rias, Ceuta y Melilla–, donde la ausencia, por el momen-to, de alternativas energéticas en cantidades suficien-tes continuará haciendo necesaria la utilización dederivados del petróleo para generar electricidad.

¿En qué medida inciden las centrales térmicas

de fuelóleo sobre el medioambiente?

as centrales térmicas de fuelóleo inciden sobre elmedio ambiente de manera similar a las de carbón,ya que el proceso de generación de energía eléctri-ca es muy parecido: la única diferencia sustancial esque estas centrales, en vez de quemar carbón, que-man fuelóleo.

No obstante, en términos cuantitativos, su efec-to medioambiental es menor, ya que el contenido enpartículas sólidas del fuelóleo es muy inferior al delcarbón –por lo que su acción contaminante en esteterreno se puede considerar despreciable– y la com-bustión de fuelóleo implica menores emisiones de óxi-dos de nitrógeno y de carbono que la combustión decarbón. Por el contrario, suele ser mayor su emisiónde óxidos de azufre, aunque actualmente se ha mejo-rado mucho este tema al utilizar fuelóleo BIA con menorcontenido de azufre.

Estos efectos medioambientales son neutraliza-dos en las centrales térmicas de fuelóleo con las ins-talaciones de equipos de descontaminación parecidosa los de las centrales de carbón.

Finalmente, conviene señalar que bastantes ins-talaciones de este tipo se han reconvertido para podertambién utilizar gas natural, cuando así sea aconseja-ble por razones medioambientales.

Para un mayor detalle consultar la publicaciónde UNESA La Industria Eléctrica y el Medio Ambien-te. 2000.

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Evolución del consumo de fuelóleo en centrales térmicas del sistema UNESA

1970 3,6 1986 1,41971 3,6 1987 1,51972 3,3 1988 1,51973 5,9 1989 2,11974 7,0 1990 0,91975 7,5 1991 1,21976 10,0 1992 2,01977 5,4 1993 0,71978 6,7 1994 0,51979 6,2 1995 1,11980 9,0 1996 0,51981 8,5 1997 0,21982 6,9 1998 0,91983 5,7 1999 1,91984 2,7 2000 1,61985 1,8 2001 1,9

Tabla IV.12



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P

L¿Qué es la cogeneración?

a cogeneración es una tecnología que permite la pro-ducción y aprovechamiento combinado de calor y elec-tricidad. Es una forma de aprovechamiento energéti-co con elevado rendimiento utilizada ya desde prin-cipios del siglo pasado. Es una solución atractiva cuandoexisten necesidades de energía térmica y electricidadde forma prácticamente continua.

Las instalaciones de cogeneración están dise-ñadas de forma que el vapor engendrado en la cal-dera, además de ser enviado a los turbogeneradorespara producir electricidad, puede ser extraído en deter-minados puntos de la turbina –o del escape de la tur-bina– para suministrar calor a procesos industriales (enlos países nórdicos de climas muy fríos se utiliza tam-bién el calor para los sistemas de calefacción urbana-district heating).

Los sistemas de cogeneración hacen posible laobtención de rendimientos energéticos mayores quelos que se conseguirían con producciones separadasde electricidad y calor, llegando en algunos casos al80%, y tienen un menor impacto medioambiental quelos procesos convencionales, debido al alto rendi-miento del proceso, y especialmente aquellas insta-laciones de cogeneración que utilizan gas natural comocombustible.

Existen diversos sistemas de cogeneraciónsegún el tipo de turbogeneradores y combustibles quese empleen y de su situación en el proceso producti-vo, lo cual depende a su vez de los objetivos energé-ticos que se pretende conseguir con cada instalación,de la estructura energética de la fábrica en la que seaplican, del horario laboral de ésta, de su nivel dedemanda energética, de su disponibilidad de combus-tibles, etc. Así, hay sistemas de cogeneración basadosen ciclo de turbina de gas, ciclo con motor diesel, ciclocon turbina de vapor, ciclo combinado, aprovecha-miento de calor residual con turbina de vapor y otros.

La cogeneración con turbina de gas permitemaximizar la producción de calor útil frente a la pro-ducción eléctrica, permitiendo suministrar la deman-da térmica a alta temperatura. Por sus característicasse utilizan en el sector refino, químico y en la fabri-cación de pasta de papel, que tienen un funcionamientocontinuo y elevadas necesidades energéticas engamas de potencia de 5 a 50 MW, en las que se con-sigue el mejor rendimiento.

La cogeneración mediante motor alternativo degas o gasóleo o fuelóleo es, en general, atractiva cuan-do la demanda térmica es baja frente a la demandaeléctrica. Proporciona vapor y agua caliente a 85-95 °C.Presenta la ventaja frente a las turbinas de que el ren-dimiento apenas disminuye con el tamaño. Se utilizanhabitualmente en sectores con ciclo de funcionamientodiario o semanal, en el sector terciario y servicios, enla industria de la alimentación y en la textil.

La cogeneración con ciclo combinado de gas yvapor permite optimizar el rendimiento de la turbinade gas con la instalación de una turbina de vapor decontrapresión aprovechando la temperatura de los gasesde salida de la turbina de gas para producir vapor sobre-calentado a alta presión. De esta forma se consiguemejorar la generación eléctrica por unidad de calor útil.

Otras posibilidades que presenta la cogenera-ción son la utilización de los gases calientes de esca-pe de la turbina de gas o motor alternativo para elsecado o para producción de frío en máquinas deabsorción.

¿Cuántas instalaciones decogeneración existen en España?

or lo que respecta a España, puede señalarse que lacogeneración ha tenido un incremento considerable desus instalaciones a lo largo de los últimos años. (Véase Tabla IV.13 y Gráfico IV.9 adjuntos)

128

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145

Evolución de la potencia instalada en cogeneración

1990 363 —1991 487 321992 680 391993 1.055 561994 1.566 471995 2.005 281996 2.659 331997 3.300 241998 3.925 191999 4.472 122000 4.913 10

Tabla IV.13

Fuente: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). 2002.

Año Potencia instalada (MW) Incremento (%)

C

Como ya se ha indicado anteriormente en estecapítulo, los marcos legal y económico de la cogene-ración en España son análogos a los de las energíasrenovables. Es decir, los sobrantes que vierten a la redeléctrica operan en el denominado Régimen Especial,por lo que la energía procedente de estas instalacio-

nes se despacha de forma prioritaria con respecto alresto de instalaciones, lo cual supone una ventaja ope-rativa muy clara en un mercado de generación libe-ralizado y competitivo.

Además, existe una diferencia entre la remune-ración de las instalaciones en Régimen Ordinario y enRégimen Especial. Estas últimas percibirán, asimismo,una prima cuyo importe se fija reglamentariamente conla actualización de las tarifas eléctricas.

En España había ya en el año 1994 más de uncentenar de instalaciones de cogeneración en funcio-namiento, con una potencia total de 1.566 MW, la mayorparte de las cuales eran propiedad de los autogene-radores. En el año 2000 la potencia instalada habíaaumentado considerablemente, alcanzando los 4.913MW, con un porcentaje de un 11,7% de la produccióntotal eléctrica.

¿Cuáles son las perspectivas de la cogeneración

en España?

omo ya se ha visto, a lo largo de los últimos años seha producido un considerable incremento del núme-ro de instalaciones de cogeneración existentes en Espa-ña. Y se prevé que esta tendencia se mantenga en elfuturo inmediato. Así, en la década de los 90, se ins-talaron más de 4.000 MW de nueva potencia.

Teniendo en cuenta la política energética de laUE sobre este tipo de instalaciones, así como la incen-tivación que tiene en nuestro marco jurídico y eco-nómico, es de prever que en España siga aumentan-do en los próximos años el número de instalacionesde cogeneración. La cogeneración, como tecnología queconsigue un elevado rendimiento energético global,debe ser viable por sí misma, siempre que se dimen-sione adecuadamente a las necesidades de calor y deelectricidad del proceso industrial.

El desarrollo de la cogeneración en España estáencontrando ya ciertos límites lógicos, teniendo encuenta que cada vez es más complicado hallar nue-vas fuentes industriales de calor. (Ver Gráfico IV.10)

129

Fuente: IDAE. Seminario «El Mercado Eléctrico ante el año 2003» (Junio 2002).

Gráfico IV.9

Evolución de la cogeneración en España

Fuente: IDAE. Seminario «El Mercado Eléctrico ante el año 2003» (Junio 2002).

Gráfico IV.10

Futuro de la cogeneración en España

146

U

D

¿Cuál es la política energética de la UE respecto a la cogeneración?

entro del contexto de la política energética de la UE–competitividad, seguridad de abastecimiento y pro-tección del medio ambiente– la Comisión Europea emi-tió en 1997 una Comunicación para facilitar el desa-rrollo de la cogeneración y su penetración en el mer-cado europeo de energía como un sistema de ahorroenergético y de protección del medio ambiente parala producción de calor y electricidad. Como razonesclave se mencionan el cumplimiento de los compro-misos de Kioto y el uso eficiente de la energía.

Entre los elementos base de la estrategia pro-puesta cabe destacar la definición de un objetivo cuan-titativo: «Duplicar la contribución de la cogeneraciónen la producción eléctrica en la Comunidad Europea,pasando del 9% (204 TWh en 1997) al 18% en el año2010».

Posteriormente, la UE emitió otra Comunicaciónsobre Eficiencia Energética. Entre las prioridades deacción que apunta la comunicación se cita la promo-ción de la cogeneración, para la que expresamente sedice: «El uso de la cogeneración en los sectores deindustria, terciario, residencial y eléctrico es crítico parala eficiencia energética y debe continuar siendo pro-movido por la Comunidad y los estados miembros».

Finalmente, cabe señalar que la Comisión haanunciado, como segundo paso, la preparación de unplan de acción para la eficiencia energética, en el quela cogeneración está presente como una de las posi-bles medidas de eficiencia energética en el marco dedesarrollo regional y urbano.

¿Qué son las células o pilas de combustible?

na célula de combustible es un dispositivo electroquí-mico que convierte directamente la energía química enelectricidad y calor; consta de dos electrodos, el áno-do y el cátodo, separados por un electrolito en formade sandwich.

En las células de combustible se combina el oxí-geno del aire con un hidrógeno, generalmente, para

generar la corriente eléctrica continua. El combustibleoxidado en el ánodo libera electrones que fluyen porel circuito externo hasta el cátodo. El circuito se com-pleta con el flujo de iones en el electrolito, que ade-más separa las dos corrientes de gases combustible yoxidante. Además se genera calor que puede em-plearse directamente como un subproducto en el pro-cesador del combustible o para producir residualmentemás electricidad.

En una celda de combustible se produce la reac-ción genérica de combustión de hidrógeno y la for-mación de agua por vía electroquímica (reacción inver-sa a la electrólisis del agua):

H2

+ 1/2O

2⇒ H

2O + Energía

Las celdas se conectan en serie o en paralelopara suministrar el voltaje y potencias deseados, moti-vo por el cual se las conoce también con el nombrede pilas de combustible. La reacción electroquímica deoxidación del hidrógeno para la producción de elec-tricidad es conocida desde el siglo XIX, en que Gro-ve consiguió demostrar el proceso. Su aplicación noha llegado hasta la década de los 60, debido a la grandificultad existente para encontrar unos sistemas quegarantizasen el proceso con una cierta viabilidad téc-nica y económica.

Este proceso de conversión directa reduce sig-nificativamente las pérdidas termodinámicas y mecá-nicas de energía en relación con los sistemas en losque esta conversión tiene lugar por medio de calen-tamiento intermedio y procesos mecánicos.

Los tipos de células de combustible se caracte-rizan fundamentalmente por su electrolito. Según seaéste, así serán los electrodos que se empleen y las con-diciones de operación de las celdas. Con independenciade las características particulares de cada caso, la sepa-ración entre electrodos y su superficie van a determi-nar el voltaje de celda y la energía producida. La estruc-tura interna de los electrodos, el electrolito, las dimen-siones geométricas, las condiciones termodinámicas deoperación y las características de los reactantes son otrasvariables que van a definir las características del pro-ceso de conversión.

Un sistema de generación basado en células decombustible consta genéricamente de un procesadorde combustible que permite obtener el hidrógeno nece-sario como combustible principal. Este procesador seríainnecesario en el caso de las células de combustible

130

147

148

C

de hidrógeno o de metanol directo. A continuación,se acopla la sección de generación eléctrica, formadapor las células de combustible y los dispositivos dealimentación, recirculación, extracción del calor, de la corriente eléctrica y de los productos dereacción. Finalmente, es necesario un sistema de acon-dicionamiento eléctrico para la conversión de la corrien-te continua producida en la corriente alterna necesa-ria para su acoplamiento a la red. Complementaria-mente integrado al sistema de extracción de calor o ala salida de los gases de reacción pueden ir sistemasde cogeneración dependiendo del tipo de célula decombustible.

En el Gráfico IV.11 se muestra un esquema gene-ral simplificado de una planta de generación eléctricacon células de combustible.

¿Cuáles son los diversos tipos de pilas de combustible?

omo fruto de este desarrollo se han promovido variostipos de células de combustible, que en el momentopresente pueden ofrecer distintas opciones comercia-les. Las diferencias esenciales entre los distintos tipos

se deben al electrolito empleado, según el cual obli-ga a diferentes materiales para los electrodos y porsupuesto diferentes condiciones de operación, lo quefinalmente se traduce en diferentes posibilidades deutilización. Pueden señalarse los siguientes tipos:

– Alcalinas. Las primeras se desarrollaron den-tro del programa Apolo. Necesitan H

2y O

2

muy puros. Operan entre 25 y 120 °C.– Ácido fosfórico. Electrodos de carbón poro-

so, dopado con platino. Están ya en fase decomercialización para cogeneración en edifi-cios comerciales (200 KW).

– Carbonatos fundidos. Utilizan carbonatos delitio y potasio.

– Metanol directo. Utilizan como electrolito áci-do sulfúrico (ver esquema en el Gráfico IV.12).

– Membranas de polímero. Son de baja tempe-ratura (<100 °C) y de vida útil larga.

Sin embargo, todos estos tipos de células decombustible comparten características constructivascomunes, como son:

a) Modularidad. Las unidades pueden cons-truirse tan pequeñas como se quiera y el sis-

131

Gráfico IV.11

Generación eléctrica con pilas de combustible

Fuente: Medio Ambiente y Electricidad. Comité de Energía del Instituto de la Ingeniería de España.2000.

Fuente: Medio Ambiente y Electricidad. Comité de Energía del Instituto de la Ingeniería de España.2000.

Gráfico IV.12

Esquema simplificado de un sistema de células de combustible con alimentación de metanol

o hidrógeno directamente

149

E

E

tema puede ensamblarse hasta el tamañodeseado a base de estas unidades. Las con-diciones de operación, flexibilidad y costesde los auxiliares pueden ser los factoresgobernantes del tamaño óptimo de los módu-los que se produjesen en fábrica.

b) Tiempo de construcción. Está ligado a lamodularidad, ya que los grandes compo-nentes de un sistema de células de combus-tible llegarían al lugar de la instalación pre-viamente ensamblados.

c) Generación de corriente continua. Las célu-las de combustible son generadores decorriente continua. Dada la gran cantidad deequipamiento que se utiliza actualmente fun-cionando con corriente continua, puede seruna importante ventaja con miras al futuro,ya que se podría prescindir de todos los trans-formadores de corriente que se utilizan enelectrónica.

d) Ausencia de ruido. Otra gran ventaja de lascélulas de combustible es su propiedad defuncionar sin producir ruido -salvo los equi-pos auxiliares- por la ausencia de compo-nentes dinámicos en su interior.

e) Sistemas híbridos. El mercado potencial delas células de combustible se puede incre-mentar combinándolas con otros equipos degeneración energética como son las turbinasde gas y vapor, para el caso de las célulasde alta temperatura, y con motores de com-bustión interna y baterías en el caso de lasde baja temperatura.

¿Cuáles son los aspectosmedioambientales de las pilas de combustible?

n contraste con otras tecnologías de generación eléc-trica o para producir energía en el sector transporte,el impacto de los sistemas de células de combustiblesobre el medio ambiente es mínimo por las siguien-tes causas:

– El proceso que tiene lugar en una célula decombustible es una reacción electroquímica,

por lo que no existe ninguna parte móvil ypor tanto reduce el ruido de la generacióneléctrica (salvo el de los equipos auxiliares).

– Las células de combustible son generalmen-te más eficientes que todos los sistemas queutilizan el ciclo de Carnot, especialmente enunidades pequeñas, produciendo muchomenos calor residual.

– En lo referente a la contaminación visual, nonecesitan ni altas chimeneas, ni altas torres derefrigeración, pudiéndose instalar en lossótanos de los edificios o bajo las calles.

– La mayoría de los componentes de las célu-las de combustible son reciclables, mientrasque en otras tecnologías el coste de des-mantelamiento y almacenamiento de residuoses muy alto. La recuperación del platino yotros materiales valiosos podría convertirse enun negocio importante para cubrir los costesde desmantelamiento. (Para mayor detalle véa-se la publicación de UNESA La Industria Eléc-trica y el Medio Ambiente. 2001.)

¿Cuáles son los principales paísesy empresas que estáninvestigando las pilas

de combustible?

n Estados Unidos la investigación, el desarrollo y lademostración ha tenido de financiación pública alre-dedor de 60 millones de euros anuales, gastando laindustria privada una cantidad equivalente. Las prin-cipales organizaciones financiadoras han sido el Depar-tamento de Energía (DOE), el Instituto de Investiga-ción del Gas (GRI) y el Instituto de Investigación Eléc-trico (EPRI).

Desde hace muchos años, están desarrollandolas células de ácido fosfórico y se han vendido alre-dedor de 50 unidades de 200 kW por todo el mundo.En 1997, de acuerdo con plantas pertenecientes a EPRI,se ha establecido un plan para desarrollar y comer-cializar 20 plantas de 11 MW.

Recientemente ha aumentado fuertemente elinterés en las aplicaciones para transporte con tecno-logía de membranas poliméricas, en la que están intro-

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150

151

ducidas las principales compañías de automóviles comoGeneral Motors, Ford y Chrysler.

En Japón, el gobierno ha financiado la investi-gación durante muchos años. En 1995 llegó hasta 35millones de euros anuales que, con 100 millones deeuros de la industria privada, demuestra el alto inte-rés mostrado por esta tecnología. Durante la décadade los ochenta, el interés se centró en las células deácido fosfórico, en 1983 se instaló una planta de 4,5MW cerca de Tokio, propiedad de TEPCO, pero de tec-nología Americana.

La Unión Europea impulsó a través de los pro-gramas THERMIE y JOULE numerosos proyectos en estecampo de investigación.

Los países europeos más involucrados son: Ale-mania, con actividades en carbonatos fundidos, óxi-dos sólidos y membranas poliméricas; Holanda, cen-trada principalmente en los carbonatos fundidos; Ita-lia, orientada a los carbonatos fundidos y a membranaspoliméricas, pero con un esfuerzo importante en eldesarrollo de una planta de ácido fosfórico de 1 MW;Dinamarca, orientada a los óxidos sólidos; Reino Uni-do, se concentra en óxidos sólidos y membranas poli-méricas; Suecia, con una parte orientada hacia car-bonatos fundidos y óxidos sólidos por la Universidady la parte más industrial dirigida a las membranas poli-méricas. En 1995, la Comisión Europea marcó unaestrategia común a 10 años, en vista de la importan-cia de esta tecnología para el ahorro y la producciónlimpia de energía, el impacto que puede tener sobreel empleo a largo plazo y la competencia industrial aescala mundial.

El principal objetivo de esta estrategia era lacomercialización rápida de aquellas tecnologías decélulas de combustible que pudiesen ser desarrolla-das de forma competitiva. Los elementos claves de laestrategia son células de bajo coste y la simplificaciónde los sistemas con un coste del sistema instalado enel año 2005 de 1.500 euros/kW y una vida de 40.000horas. Las tres líneas fundamentales de esta estrate-gia son:

– Mayor énfasis en el sistema de células de com-bustible de baja temperatura y bajo coste quepuedan ser comercializadas a medio plazopara aplicaciones en edificios de transporte.

– Simplificación de sistemas auxiliares para desa-rrollar el concepto de redes de células de

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Empresas europeas con actividades en células de combustible

Alemania Siemens, MBB, MTU, RWE, Dornier, SiemensRuhrgas, Dornier

Dinamarca Haldor Topsoe, RISO, Elkraft, Elsam

Italia Ansaldo, ENEA, ENEL De Nora, Ansaldo, Fiat

Holanda ECN, BCN, Stork, De Schelde, TNO, SEP

España Iberdrola, Endesa, Babcock & Wilcox

Reino Unido GEC, British Gas, ICE, Johnson Matthey,Cookson, Rolls Royce VSEL

Bélgica Elenco, Hydrogen Systems

Francia IFP

Tabla IV.14

Células de combustibles Células de combustible País de alta temperatura de baja temperatura


Pila de combustible en San Agustín de Guadalix.

L

combustible y de sistemas de células de com-bustible sin reformadores externos.

– Continuación de la investigación, el desarro-llo y la demostración de células de combus-tible de alta temperatura para cogeneraciónindustrial y producción de electricidad a granescala a largo plazo.

En general, el énfasis del desarrollo de las célu-las de combustible debe establecerse en sistemas paraaplicaciones en cogeneración y transporte, con un tama-ño en el rango aproximadamente de los 200-300 kW.

En España, el desarrollo tecnológico en este áreaestá centrado en los tipos de carbonatos fundidos, conuna promoción importante desde el Sector Eléctrico através de una agrupación de interés económico deno-minada Programa Español de Pilas de Combustible,constituida por Iberdrola, Endesa, Babcock & Wilcoxe integrada en el proyecto europeo MOLCARE (Mol-ten Carbonate Researche), junto con Ansaldo (Italia).Esta actividad en carbonatos fundidos tiene como finel desarrollo y pruebas de elementos componentes yprototipos para alcanzar finalmente el ensayo y demos-tración de una célula de 100 kW en la planta cons-truida en San Agustín de Guadalix (Madrid). Esta acti-vidad está incluida dentro de los proyectos europeosJOULE y THERMIE con la financiación nacional del Pro-grama de Investigación y Desarrollo Electrotécnico (PIE)y del Programa I+D de OCICARBON. (Véase foto enla página 133.)

Los principales actores de la industria y pro-ductores energéticos en Europa son los reflejados enla Tabla IV.14.

¿Cuáles son las perspectivas de uso comercial de las pilas de combustible?

as células de combustible no son una tecnología madu-ra. Para que lleguen a tener un mayor impacto en elmercado energético futuro se requiere innovación enel diseño y en los materiales. Las células de combus-tible emplean hidrógeno como combustible y la tec-nología actual es poco eficiente por requerir el empleode combustibles fósiles para su producción. Se espe-ra que mejoren los sistemas estacionarios que operancon combustibles fósiles reformados, lo que las hará

cada vez más competitivas en comparación, por ejem-plo, con las turbinas de gas de ciclo combinado. Cuan-do se disponga de hidrógeno, el 60-80% del coste deuna planta de células de combustible se eliminará yse colocarán en situación competitiva. Sin embargo, susaplicaciones están restringidas por el suministro demateriales, como el catalizador de platino. Aun pen-sando que los costes por kW pueden reducirse a nive-les aceptables, la disponibilidad de estos materiales res-tringirá la tecnología de las células de combustible anichos de mercado. Se requiere, por tanto, innovaciónen materiales, particularmente nuevos catalizadores ynuevos electrolitos, quizá de tipo sólido, que puedanoperar en rangos de temperatura que son inviables paralas células de combustible de hoy.

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Central de cogeneración de Algeciras.

Cada tipo de célula determinaría su sector deaplicación. El parámetro determinante para su utiliza-ción es la temperatura y el otro factor determinantees el combustible empleado. Teniendo en cuenta queel combustible básico es el hidrógeno, el futuro de lascélulas de combustible va a estar muy directamente rela-cionado con las distintas fuentes y tecnologías de pro-ducción de este gas, pero pasando por una transiciónde adaptación a las fuentes energéticas actuales.

Hoy en día se prevé su aplicación en plantaspara generación centralizada de electricidad, sistemasde cogeneración de tamaño intermedio y sistemas debaja potencia para uso doméstico o transporte.

La generación de electricidad en zonas aisladasmediante sistemas de cogeneración y autogeneraciónes una de las primeras vías en las que las células decombustible están haciendo sus más intensos esfuer-

zos para llegar a situarse en el mercado. Ya están enfase comercial las células de ácido fosfórico, e iniciandosu fase comercial de demostración las de carbonatosfundidos, por lo que están empezando a competir conotras tecnologías a base de aumentar el número de uni-dades fabricadas, al tiempo que se desarrolla una tec-nología más barata y duradera.

Finalmente, los fabricantes de automóviles hanvisto en las células de baja temperatura de membra-nas poliméricas alimentadas con hidrógeno, o demomento con metanol, una opción alternativa almotor de combustión interna, con eficiencias ener-géticas que pueden llegar a triplicar la eficiencia delos motores actuales, con la correspondiente reduc-ción del consumo de combustible, en unos momen-tos en los que los precios de estos tienden a subirprogresivamente.

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Capítulo VCentrales nucleares

L

L¿Qué es la energía nuclear?

a liberación de energía mediante la fisión (división) ofusión (unión) de los núcleos de los átomos que cons-tituyen la materia es el mayor proceso de transforma-ción energética en el universo y constituye la mayorfuente energética en el mismo. Las reacciones ener-géticas que se producen en el interior de las estrellasson ejemplos de procesos nucleares en el universo.

La electricidad producida en estos procesos deforma controlada es generalmente conocida como ener-gía nuclear. Ésta ha alcanzado a lo largo de cinco dé-cadas un elevado nivel de madurez tecnológica, –com-parable a la industria aeroespacial y de telecomunica-ciones– y su utilización como fuente de generacióneléctrica es un hecho de gran relieve. Así lo confirmael hecho de que, en el año 2000, existían en el mun-do 438 reactores nucleares de fisión en funcionamien-to, los cuales generaron aproximadamente el 16% dela energía eléctrica consumida en ese año.

Asimismo, conviene destacar las numerosas apli-caciones de este tipo de energía en los ámbitos de lamedicina, de la industria y de la investigación.

¿Qué es la fisión nuclear?

a fisión (división) es una reacción nuclear que afec-ta al núcleo de los átomos de ciertos elementos quí-micos pesados (uranio, torio, plutonio) cuando coli-

sionan con una partícula subatómica que carece de carga eléctrica, llamada neutrón. A consecuencia delimpacto, el núcleo se divide en dos fragmentos, libe-rándose en el proceso una gran cantidad de energíay emitiéndose de dos a tres neutrones.

El proceso de fisión resulta posible por la ines-tabilidad que tienen los núcleos atómicos de algunosisótopos de elementos químicos de alto número ató-mico –el uranio 235, por ejemplo– debida a la rela-ción existente entre el número de protones (partícu-las de carga eléctrica positiva) y el número total de par-tículas nucleares (protones y neutrones) de dichosnúcleos.

En tales condiciones, basta una pequeña canti-dad de energía, como la que transporta el neutrón quecolisiona con el núcleo, para que pueda tener lugarla reacción de fisión antes descrita. Por otro lado, losfragmentos producidos en la fisión son tales que la suma de las masas de sus núcleos es ligeramente in-ferior a la masa del núcleo que se fisiona. Esta dife-rencia de masa se corresponde con la energía libera-da en el proceso.

La reacción nuclear de fisión fue descubierta por los científicos O. Hahn y F. Strassmann en 1938,cuando detectaron la presencia de elementos de pe-queña masa en una muestra de uranio puro irradiadapor neutrones.

A su vez, los neutrones emitidos en la fisión deun núcleo de uranio pueden provocar nuevas fisionesen otros núcleos que, al fragmentarse, producirán nue-

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LU

vos neutrones, continuándose el proceso. De esta for-ma, se consigue una reacción en cadena capaz de au-tomantenerse.

Cuando se consigue que sólo un neutrón de losproducidos en cada colisión provoque una nueva fi-sión, la reacción en cadena se mantiene estable y sedice que el sistema forma un conjunto «crítico». De estaforma, puede aprovecharse la energía liberada en lossucesivos procesos de fisión mediante su conversiónen una forma de energía utilizable, como la energíaeléctrica.

El hecho de que la fisión pueda dar lugar a unareacción de fisión nuclear en cadena permite que, unavez iniciada ésta, se mantenga por sí misma, lo quesignifica que puede obtenerse una producción de ener-gía en régimen estacionario y, por tanto, servir comofuente de energía eléctrica. Esto es semejante a lo queocurre con las reacciones de combustión de las ener-gías fósiles, porque una vez iniciada la combustión delcarbón, del gas o del petróleo, la reacción con el oxí-geno puede mantenerse con las tecnologías conven-cionales de combustión.

¿Qué es un reactor nuclear de fisión?

n reactor nuclear de fisión es una instalación capazde iniciar, mantener y controlar las reacciones de fi-sión en cadena, con los medios adecuados para ex-traer el calor generado. Este reactor consta de varioselementos esenciales para la generación del calor. Sonlos siguientes:

– El combustible, formado por un material fi-sionable, generalmente un compuesto de ura-nio, en el que tienen lugar las reacciones defisión. Es, por tanto, la fuente de generacióndel calor.

– El moderador, que hace disminuir la veloci-dad de los neutrones rápidos, convirtiéndo-los en neutrones lentos o térmicos. Este ele-mento no existe en los reactores denomina-dos rápidos. Se emplean como materialesmoderadores el agua, el grafito y el agua pesada.

– Los elementos de control, que actúan comoabsorbentes de neutrones, permiten contro-

lar en todo momento la población de neu-trones y, por tanto, la reactividad del reac-tor, haciendo que sea crítico durante su fun-cionamiento y subcrítico en las paradas. Loselementos de control suelen tener forma debarras.

– El refrigerante, que extrae el calor generadopor el combustible del reactor. Generalmen-te se usan refrigerantes líquidos, como el agualigera y el agua pesada, o gases como el an-hídrido carbónico y el helio.

– El blindaje, que evita el escape al exterior deradiaciones y de neutrones del reactor. Los ma-teriales usados como blindaje pueden ser elhormigón, el acero, el plomo, etc.

¿Qué tipos de reactores nuclearesse utilizan en las centrales

nucleares?

os reactores nucleares utilizados en las centrales nu-cleares se clasifican, en primer lugar, de acuerdo conla velocidad de los neutrones que producen las reac-ciones de fisión en: reactores térmicos o lentos y reac-tores rápidos. Prácticamente, todas las centrales nu-cleares actualmente en explotación comercial en elmundo tienen reactores térmicos.

A su vez, los reactores térmicos se clasifican, deacuerdo con el tipo de moderador empleado, en: reac-tores de agua ligera, reactores de agua pesada y reactores de grafito. Con cada uno de ellos está aso-ciado generalmente el tipo de combustible usado, asícomo el refrigerante empleado. Las diferencias esen-ciales entre este tipo de reactores pueden resumirsede la siguiente forma:

a) Reactor de agua ligera (LWR-Light Water Reactor)Se distinguen dos tipos. (Ver Gráfico V.1 )

• Reactor de agua a presión (PWR-Pressu-rized Water Reactor)Utiliza agua ligera como moderador y re-frigerante simultáneamente, permanecien-do en estado líquido a una presión de 150a 200 atmósferas. El combustible que uti-liza es uranio ligeramente enriquecido, al-

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rededor del 3%, en forma de dióxido deuranio. Este tipo de reactor se ha desa-rrollado principalmente en Estados Unidos,Rusia, Alemania, Francia y Japón. En Es-paña hay siete de este tipo.

• Reactor de agua en ebullición (BWR-Boi-ling Water Reactor)En este reactor una parte del agua del re-frigerante, que es a la vez moderador, pasaa fase de vapor en el propio reactor. Elcombustible utilizado es, al igual que enel PWR, uranio ligeramente enriquecido. Seha desarrollado fundamentalmente en Es-tados Unidos. En España hay dos de estetipo.

b) Reactor de agua pesada (HWR-Heavy WaterReactor)Emplea como combustible uranio natural, enforma de óxido, introducido en tubos de unaaleación de circonio. El moderador y refri-

gerante es agua pesada (utiliza en su com-posición deuterio, isótopo del hidrógeno dosveces más pesado). Este tipo de reactor hasido desarrollado principalmente en Canadá.

c) Reactor de uranio natural, gas y grafito (GCR-Gas Cooled Reactor)Estos reactores, cuyo combustible es uranionatural en forma metálica, utilizan grafitocomo moderador y anhídrido carbónico comorefrigerante. Este tipo de reactores han sidodesarrollados principalmente en Francia yGran Bretaña

d) Reactor avanzado de gas (AGR - AdvancedGas Reactor)Ha sido desarrollado en Gran Bretaña comosucesor del GCR. Las principales diferenciasintroducidas se hallan en el combustible, queestá en forma de óxido de uranio ligeramenteenriquecido e introducido en tubos de ace-ro inoxidable.

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Gráfico V.1

Tipos de reactores nucleares para centrales eléctricas

Fuente: UNESA.

(Existen también reactores refrigerados porgas a temperatura elevada, High TemperatureGas Cooled Reactor-HTGR, que representanla siguiente etapa de los reactores refrigera-dos por gas. Utiliza gas helio como refrige-rante, en lugar de anhídrido carbónico comoel anterior, y alcanza temperaturas más ele-vadas, entre 700 y 750 °C. Fueron desarro-llados en Alemania, Gran Bretaña y EstadosUnidos, no existiendo centrales nucleares quelos utilicen.)

e) Reactor de grafito y agua ligera (LWGR-LightWater Graphite Reactor)Utiliza uranio ligeramente enriquecido (2%)como combustible, grafito como moderadory agua ligera como refrigerante, que se trans-forma en vapor en el propio reactor. Son delos que disponen en la central de Chernobyl,

tristemente conocida, y se conocen tambiéncomo RBMK. Es un diseño único soviéticode gran tamaño y con características esen-cialmente distintas a las de los reactores occidentales.

Finalmente, conviene señalar que los reactoresde agua ligera, en sus dos versiones de agua a pre-sión (PWR) y de agua en ebullición (BWR), representanel 76% de los reactores de potencia que existen ac-tualmente en operación en el mundo y constituyen,como se ha indicado, los dos tipos de reactores exis-tentes en las centrales nucleares españolas que estánen servicio actualmente.

Respecto a los reactores rápidos reproductores(FBR-Fast Breeder Reactor), al producirse las fisionescon neutrones a alta velocidad, no se utiliza modera-dor. El núcleo del reactor consta de una zona fisio-

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Gráfico V.2

Esquema de funcionamiento de una central nuclear

Fuente: UNESA.

U

nable (U-235 O Pu-239) rodeada de una zona «fértil»,formada por U-238 que se transforma en Pu-239. Elrefrigerante utilizado es sodio líquido. Francia ha sidoel primer país que ha puesto en funcionamiento unacentral de este tipo (Phenix y Superphenix).

Asimismo, conviene indicar que se encuentra enfase de desarrollo una nueva generación de reactoresde diseño nuevo –los llamados reactores avanzados– cuyaexplotación comercial está dando sus primeros pasos.

¿Qué es una central nuclear y cuáles su funcionamiento?

na central termoeléctrica nuclear es una instalación queaprovecha el calor obtenido mediante la fisión de nú-cleos de uranio para producir energía eléctrica. Por con-siguiente, las centrales nucleares son instalaciones queposeen un reactor, es decir, una máquina que permi-te iniciar, mantener y controlar una reacción en cade-na de fisión nuclear. El calor generado en dicha reac-ción es utilizado para convertir en vapor a alta tem-peratura un líquido –generalmente, agua ligera o aguapesada– que circula por una serie de conductos. Y esevapor, de manera semejante a como ocurre en las cen-trales termoeléctricas clásicas, es empleado para ac-cionar un grupo turbina-alternador y producir así ener-gía eléctrica.

Como todas las centrales nucleares españolas ac-tualmente en operación tienen reactores de agua ligera(en el mundo suponen del orden del 76%), se resu-me el funcionamiento de este tipo de centrales.

Una central nuclear como la representada enla figura –es decir, del tipo de agua a presión (PWR)–dispone de los siguientes elementos característicos:reactor nuclear (15), edificio de turbinas (4), sala decontrol (12), sistema de almacenamiento de combus-tible nuevo (16), y gastado (17), torre de refrigeración(23) y parque de transformación y líneas de transportede la energía eléctrica producida (9).

El edificio de contención (1 y 2) es una cons-trucción blindada compuesta por una base cilíndricarematada por una cúpula semiesférica. En él se alojantanto el reactor propiamente dicho (15) como los ge-neradores de vapor (22) y las bombas del refrigeran-te del reactor (19). Representa, por lo tanto, la partemás importante de la central nuclear.

El funcionamiento de una central de este tipoes como sigue: el calor generado por las fisiones delos átomos del combustible alojado en el reactor pasaal fluido refrigerante (agua), que se mantiene en es-tado líquido debido a su gran presión. El refrigerantees conducido, mediante tuberías de agua a presión (3),hacia los generadores de vapor (22). A la salida de és-tos, el agua regresa al reactor impulsada por las bom-bas del refrigerante del reactor.

En los generadores de vapor, el agua del cir-cuito secundario se convierte en vapor y se dirige aledificio de turbinas, donde acciona los álabes de lasturbinas de alta presión (5) y turbinas de baja presión(6). El vapor que sale de las turbinas pasa de nuevoa estado líquido en el condensador (10). El agua derefrigeración (11) del condensador se toma de un ríoo del mar, ayudando a través de las torres de refrige-ración al posterior enfriamiento antes de devolverla adicho río o al mar.

El vapor condensado es purificado mediante des-mineralizadores y, tras un calentamiento previo, se in-troduce de nuevo en los generadores de vapor me-diante una bomba que aumenta su presión conve-nientemente, y se repite el ciclo.

La energía del vapor que llega a las turbinasse convierte en energía eléctrica mediante un gene-rador (7). La tensión de salida del mismo es au-mentada convenientemente para ser enviada a la redgeneral mediante las líneas de transporte de energíaeléctrica.

Entre las instalaciones relevantes de una cen-tral nuclear, se halla, asimismo, el edificio de mane-jo de combustible. En él se encuentran los sistemasde almacenamiento del combustible gastado (14), enlos que éste pierde paulatinamente su actividad paraser posteriormente cargado en un contendor que, des-pués de su limpieza en el foso de descontaminación(17), será transportado a las instalaciones de almace-namiento provisional o definitivo. Asimismo, dicho edi-ficio almacena el combustible nuevo (16) que no hasido aún utilizado. Su introducción en el reactor serealiza mediante la grúa manipuladora de combusti-ble (20), la cual está situada en el interior del edificiode contención.

Todas las operaciones descritas están monitori-zadas desde la sala de control (12) de la central.

El funcionamiento de las centrales de tipo dede agua en ebullición (BWR) se diferencia de las an-

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L

teriores, básicamente, en que carecen de generadoresde vapor (ver Gráfico V.1). El circuito primario se man-tiene a una presión sensiblemente inferior, produ-ciéndose en el interior del reactor el vapor, que se en-vía directamente a la turbina.

Estas centrales, por otra parte, disponen, alre-dedor de la vasija del reactor y de las bombas y tu-berías del refrigerante primario, de una contenciónprimaria de acero en la que se contiene la llamada«piscina de supresión», cuya función es condensar yretener las fugas de vapor que pudieran producirse.Además, al igual que las centrales PWR, disponen delcorrespondiente edificio de contención de hormigónarmado.

En el Gráfico V.2 adjunto se presenta un esquemasobre el funcionamiento de una central nuclear tipocon sus principales componentes.

Por tanto, ambos tipos de centrales nuclearestienen un edificio de combustible, que sirve tanto paraalmacenar las nuevas cargas de combustible, comopara guardar, en piscinas de hormigón recubiertas deacero inoxidable y llenas completamente de agua, elcombustible que ya ha sido utilizado, hasta que éstesea trasladado a las instalaciones de almacenamien-to provisional o definitivo. El recinto del combusti-ble y el edificio de contención están interconectadospara poder trasladar los elementos combustibles sinsalir de la zona controlada de la central, la cual seencuentra completamente aislada del resto de las de-pendencias.

Por último, las centrales nucleares poseen edi-ficios de salvaguardias y equipos auxiliares en los quese encuentran contenidos los sistemas de emergenciaque entran en funcionamiento en caso de que se pro-duzca una avería, así como los sistemas auxiliares propiamente dichos, es decir, los de recarga de com-bustible, puesta en marcha del reactor, etc. Asimismo,cuenta con otras dependencias, tales como las de tra-tamiento de aguas, almacenamiento temporal de resi-duos, laboratorios, talleres; y, sobre todo, un sistemade alimentación eléctrica propio formado por genera-dores accionados por grupos diesel, que se utiliza paralas operaciones de parada del reactor en caso de emer-gencia y, en general, en aquellas circunstancias en lasque la central no pueda disponer de energía eléctricaprocedente de la red.

¿Cuál es la contribución de las centrales nucleares

al sistema energético mundial?

a energía nuclear lleva poco más de cinco décadasde desarrollo y ha alcanzado una madurez tecnoló-gica muy importante, sólo comparable a la de otrasindustrias modernas como la aeroespacial o la de co-municaciones.

Sin embargo, a lo largo de su desarrollo ha pa-sado por varias etapas distintas. Así, a mediados de losaños sesenta, tuvo lugar el lanzamiento del programanuclear de Estados Unidos, que fue seguido poco des-pués por los de otros países industrializados. El mo-tor fue la bonanza económica, el fuerte crecimientode la demanda eléctrica, el prestigio que tenía enton-ces la tecnología nuclear y sus prometedoras expec-tativas económicas.

A finales de 1973 se desató la crisis del petró-leo, lo que proporcionó un fuerte impulso adicionala la planificación nuclear. En Europa, la produccióneléctrica con fuelóleo tuvo que ser abandonada, sus-tituyéndola, en parte, con energía nuclear. En Francia,se lanzó definitivamente un gran programa nuclear ba-sado en la tecnología americana de reactores de agualigera a presión.

En España, los Planes Energéticos de los añossetenta recogían la implantación de importantes pro-gramas nucleares. Países industrializados, como Ale-mania, Suecia, Japón, Italia y Canadá, también refor-zaron sus programas nucleares, mientras que otros,como México, Brasil, Taiwan y Corea, se preparabanpara iniciar sus programas.

No obstante, las expectativas para la energía nu-clear resultaron pronto sobrevaloradas. En primer lu-gar, la crisis acabó con la bonanza económica y éstacon el fuerte crecimiento de la demanda eléctrica enmuchos países. Además, los costes de inversión de lascentrales nucleares en construcción se dispararon deforma importante. Finalmente, en la segunda mitad dela década de los setenta, empezó a surgir un fuertemovimiento antinuclear de carácter internacional, conun gran impacto en la opinión pública. La combina-ción de estos tres factores condicionó una fuerte de-saceleración de los programas nucleares, sobre todoen los países más directamente afectados, España en-tre ellos.

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En el año 2000, existían en el mundo 438 cen-trales nucleares en operación en 31 países, con unapotencia total instalada de unos 351.000 MWe netos.La producción de electricidad de las mismas es demás de 2.400.000 GWh, lo que representa un 16%del total de la energía eléctrica consumida a nivelmundial.

De este total, 136 centrales están en países dela Unión Europea y generan un 35% de la electricidadconsumida en estas naciones.

En la Tabla V.I. puede verse para cada uno de

los países la potencia neta de su parque nuclear, elnúmero de grupos, la producción en el año 2000, laparticipación que la energía nuclear tiene en su ge-neración eléctrica y la potencia y número de reacto-res en construcción.

Los países con mayores parques nucleares sonEstados Unidos (97.400 MW), Francia (63.000 MW) yJapón (43.000 MW). Asimismo, conviene indicar la pa-ralización de los programas nucleares de Alemania ySuecia y el relanzamiento de los relativos a EE.UU. yFinlandia.

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EE.UU. 104 97.411 753,9 19,8Francia 59 63.073 395,0 76,4Japón 53 43.491 3 3.190 304,9 33,8Alemania 19 21.122 159,6 30,6

Rusia 29 19.843 3 2.825 119,7 15,0R.P. Corea 16 12.990 4 3.820 103,5 40,7Reino Unido 35 12.968 78,3 22,0Ucrania 13 11.207 4 3.800 72,4 47,3

Canadá 14 9.998 68,7 11,8Suecia 11 9.432 54,8 39,0ESPAÑA 9 7.512 59,3 27,8Bélgica 7 5.712 45,4 56,8

Taiwan 6 4.884 2 2.560 37,0 23,6Bulgaria 6 3.538 18,2 45,0Suiza 5 3.192 24,9 38,2Finlandia 4 2.656 21,6 32,2

República Checa 5 2.569 1 912 13,6 20,1India 14 2.503 14,2 3,1R. Eslovaca 6 2.408 2 776 16,5 53,4Lituania 2 2.370 8,4 73,7

China 3 2.167 8 6.420 16,0 1,2Brasil 2 1.855 5,6 1,5Sudáfrica 2 1.800 13,0 6,6Hungría 4 1.755 14,7 42,2

México 2 1.360 7,9 3,9Argentina 2 935 1 692 5,7 7,3Eslovenia 1 676 4,5 37,4Rumanía 1 650 1 650 5,1 10,9

Holanda 1 449 3,7 4,0Pakistán 2 425 1,1 1,7Armenia 1 376 1,8 33,0Irán 2 2.111

TOTAL 438 351.327 31 27.756 2.448,94 –

Tabla V.1

Fuente: Organismo Internacional de Energía Atómica y UNESA.

Reactores en Operación Reactores en Construcción Producción 2000 Participación

País Nº Pot. Neta MW(e) Nº Pot. Neta MW(e) TWh (%)

Centrales nucleares en operación en el mundo. Año 2000

E

Un dato interesante que refleja la importanciadel parque nuclear mundial es que el funcionamien-to de las centrales nucleares hace que se evite emitira la atmósfera unos 2.000 millones de toneladas de CO

2

cada año. En Europa, la energía nuclear evita, anual-mente, el vertido a la atmósfera de unos 800 millonesde toneladas de CO

2, cantidad equivalente a la pro-

ducida por todo el parque automovilístico europeo(unos 200 millones de automóviles).

En el Gráfico V.3 se ha representado gráfica-mente la distribución por países con centrales nucle-ares en funcionamiento según el tipo del reactor.

¿Cuántas centrales nucleares en servicio tiene España?

spaña tiene actualmente en funcionamiento siete cen-trales nucleares, con nueve reactores nucleares de agualigera y una potencia conjunta de 7.749 MW.

La primera central nuclear española que en-tró en servicio fue la de José Cabrera, situada en Zo-rita de los Canes, provincia de Guadalajara. Tiene unapotencia de 160 MW y comenzó a funcionar en elaño 1968. En octubre de 2002 el Ministerio de Eco-nomía, en consonancia con la planificación de lossectores de electricidad y gas adoptada, establecióponer fuera de servicio esta central para el año 2006.

En el año 1971 fue conectada a la red la cen-tral de Santa María de Garoña, localizada en la pro-vincia de Burgos, con una potencia de 466 MW.

Un año más tarde, en 1972, entró en funcio-namiento la central nuclear hispano-francesa de Van-dellós I (Tarragona), con un reactor grafito-gas y conuna potencia de 500 MW. Sin embargo, en octubrede 1989 un incendio destruyó parte de las instala-ciones de la central de Vandellós I. Al año siguien-te, una vez evaluada la viabilidad técnica y econó-mica de proceder a su reparación, se decidió la re-tirada definitiva de servicio de esta central.

A comienzos del año 1981, se puso en servi-cio el primer grupo de la central nuclear de Alma-raz, con una potencia de 973 MW, emplazada en laprovincia de Cáceres. En 1983, entró en servicio elprimer grupo de la central nuclear de Ascó, con unapotencia actual de 1.028 MW; está situada en la pro-vincia de Tarragona, a orillas del Ebro. Asimismo, eneste mismo año se puso en marcha el segundo gru-po de la central de Almaraz, que posee actualmen-te 983 MW de potencia.

En 1984, entró en funcionamiento el reactorde la central nuclear de Cofrentes, que tiene una po-tencia de 1.025 MW; está situada en Cofrentes, a ori-llas del Júcar, en la provincia de Valencia. Un añomás tarde, en 1985, lo hizo el segundo grupo de lacentral de Ascó, de 1.027 MW de potencia en el año2000.

En diciembre de 1987 entró en periodo depruebas la central de Vandellós II, que alcanzó suservicio a plena potencia durante 1988. Posee en laactualidad 1.087 MW. Por último, en 1989 entró enservicio la central de Trillo I, que tiene 1.066 MW.

En la Tabla V.2. adjunta, se hace un resumende las características más importantes de las centra-les nucleares españolas en funcionamiento en el año2000, es decir, su potencia a 31-XII-2001, tipo de re-actor, año de puesta en servicio, localización y em-presas propietarias. Asimismo, en el Gráfico V.4 se

146

159

Fuente: UNESA.

Gráfico V.3

Porcentaje de países con centrales nucleares según tipo de reactor

E

recoge un mapa de España con la localización de es-tas centrales.

¿Han aumentado su potencia las centrales

nucleares españolas?

fectivamente, las centrales nucleares españolas hanido aumentando su potencia a lo largo de la décadade los años 90. El nuevo marco de competencia engeneración ha obligado a que las centrales nuclea-res españolas, al igual que ha ocurrido en otros ti-pos de centrales, fueran reduciendo en lo posible suscostes de operación y mantenimiento por kWh pro-ducido.

Un método para conseguirlo es aumentar la pro-ducción de la central a través del «repowering», es decir, de incrementar su potencia eléctrica. Así, las em-

147

Gráfico V.4

Localización de las centrales nucleares en España

160

José Cabrera UFSA (100%) Almonazid de Zorita 160 PWR EE.UU. 1968(Guadalajara)

Garoña NUCLENOR Sta. M.a de Garoña 466 BWR EE.UU. 1971(IBERDROLA 50% (Burgos)ENDESA 50%)

Almaraz I IBERDROLA (53%) Almaraz 973 PWR EE.UU. 1981ENDESA (36%) (Cáceres)UFSA (11%)

Almaraz II IBERDROLA (53%) Almaraz 983 PWR EE.UU. 1983ENDESA (36%) (Cáceres)UFSA (11%)

Ascó I ENDESA (100%) Ascó 1.028 PWR EE.UU. 1983(Tarragona)

Ascó II ENDESA (85%) Ascó 1.027 PWR EE.UU. 1985IBERDROLA (15%) (Tarragona)

Cofrentes IBERDROLA (100%) Cofrentes 1.080 BWR EE.UU. 1984(Valencia)

Vandellós II ENDESA (72%) Vandellós 1.087 PWR EE.UU. 1987IBERDROLA (28%) (Tarragona)

Trillo UFSA (34,5%) Trillo 1.066 PWR Alemania 1988IBERDROLA (48%) (Guadalajara)HC (15,5%) NUCLENOR (2%)

Tabla V.2

Fuente: UNESA.(*) Año de primera conexión a la red.

Central Titular Localización (provincia) Potencia 31-XII-00 (MWe) Tipo Origen Tecnológico Año (*)

Centrales nucleares españolas en funcionamiento. Año 2000

Fuente: UNESA.

A

presas eléctricas asociadas en UNESA, a la luz de losdesarrollos tecnológicos, estudiaron los posibles aumentos de potencia con viabilidad económica. Diferentes estudios realizados concluyeron que era po-sible incrementar la potencia eléctrica del parque nu-clear español en cerca de 900 MW sin que hubiera ra-zones de seguridad o técnicas que lo impidieran. Poruna parte, los márgenes de los equipos principales yainstalados permitían incrementar la potencia térmicalicenciada de las diferentes centrales entre un 5% y un12% (equivalente a un incremento eléctrico total de 750MW) manteniendo los márgenes de seguridad antici-pados cuando fueron licenciadas. Adicionalmente, exis-tía la posibilidad de conseguir aumentos de potenciaa través de la mejora de la eficiencia de los equiposprincipales del ciclo, especialmente de la turbina, cuyatecnología había evolucionado en los últimos años. Es-tos aumentos se evaluaron en 150 MW adicionales parael conjunto del parque.

Ante estas perspectivas, las centrales iniciaronun plan de aumento de potencia que se implantó progresivamente a lo largo de la década de los 90. Suaplicación ha llevado a que 573 MW de los 900 estu-diados sean hoy una realidad, lo que ha supuesto unaumento de la potencia instalada del 7,8%. Es posi-ble, además, que la cifra de 573 MW se incrementetodavía en algunas decenas de MW. (Ver Tabla V.3)

¿Cuál es la contribución de las centrales nucleares

al sistema eléctrico español?

ctualmente, la energía nuclear supone cerca del 30%del total de energía eléctrica producida en España. Estehecho pone bien a las claras la transcendencia del par-que generador nuclear en nuestro país.

La producción eléctrica de las centrales nuclea-res españolas ha seguido una evolución de bastanteestabilidad durante los últimos 30 años, con un aumentoconstante desde 1968, año en que se conectó, en elmes de diciembre, a la red la primera central nuclearespañola, la central nuclear José Cabrera, hasta el año1988 que se conectó la última, Trillo. Desde ese añola energía eléctrica generada ha sido bastante estable,con la excepción de la puesta fuera de servicio de lacentral de Vandellós I y los aumentos de potencia delresto de las centrales nucleares en operación. En el año2002, la potencia eléctrica instalada de origen nu-clear alcanza los 7.870 MW, que representa un 13,5%de la potencia total instalada en España.

En el año 2001, la producción de energía eléc-trica de las centrales nucleares españolas fue de 63.708GWh (26,8% del total producido), lo que supuso unahorro de unos 13 millones de toneladas equivalen-tes de petróleo (tep), es decir, alrededor del 10% delconsumo de energía primaria de nuestro país.

Desde la puesta en marcha de José Cabrera en1968 hasta el año 2001, las centrales nucleares espa-ñolas han producido más de 1.000.000 GWh, lo queha permitido el ahorro de unos 240 millones de to-neladas equivalentes de petróleo, mejorando de for-ma notable la dependencia exterior de nuestro siste-ma energético. En la Tabla V.4 se presenta la produc-ción nuclear anual habida durante el periodo1967-2001. También en los Gráficos V.5 y V.6 puedeverse esta participación.

Desde el 1 de enero de 1998 está en vigor unnuevo modelo de sistema eléctrico en España, queestablece un marco liberalizado en la fijación de pre-cios del mercado de producción de electricidad. Enel momento presente todos los grupos generadoresofertan su capacidad y precio, con los que el agen-te encargado de la cobertura de la demanda, el Ope-rador del Mercado, hace la casación de oferta y de-manda. Se determina así qué centrales son las que

148

161

Incremento de potencia de las centrales nucleares españolas

José Cabrera 160 160 –Sta. María de Garoña 460 466 6Almaraz I 930 973 43Almaraz II 930 983 53Ascó I 930 1.028 98Ascó II 930 1.027 97Cofrentes 975 1.080 105Vandellós II 982 1.087 105Trillo 1.000 1.066 66

TOTAL 7.297 7.870 573

Tabla V.3

Fuente: UNESA.

Potencia eléctrica Potencia eléctrica Central inicial (MW) Año 2002 (MW) Incremento (MW)

E

producirán en cada periodo (las de oferta más eco-nómica) y a qué precio será retribuida su producción(precio marginal).

En este nuevo marco de funcionamiento, lascentrales nucleares en operación pueden ofrecer ener-gía eléctrica con unos costes variables de producciónbajos, por lo que han podido mantener su funciona-miento continuo a la potencia máxima permitida. Suproducción únicamente se ha visto alterada por las li-mitaciones técnicas impuestas por sus especificacio-nes de funcionamiento o las incidencias que hayanpodido suceder.

¿Qué es el factor de carga de una central eléctrica?

xisten varios indicadores para hacer una valoración dela capacidad técnica y de competir económicamenteque tienen los diversos equipos de generación ya ins-talados, como son los factores de carga, de operación,disponibilidad, etc.

Por razones de simplicidad y por ser este in-dicador uno de los más utilizados a nivel interna-cional para evaluar y comparar el comportamientode las centrales nucleares, se ha elegido el factor decarga. Este indicador mide la relación existente en-tre la energía eléctrica realmente producida por una

149

Gráfico V.5

Evolución de la producción nuclear de energíaeléctrica y de la producción total en España

Gráfico V.6

Estructura de la producción de electricidad. Año 2001

162



Evolución de la producción nuclear en España (GWh) (1967-2001)

1967 – 40.637 1984 23.086 120.0421968 57 45.851 1985 28.044 127.3631969 829 52.124 1986 37.458 129.1491970 924 56.490 1987 41.215 133.3901971 2.523 62.516 1988 49.297 139.5711972 4.751 68.904 1989 56.105 147.8421973 6.545 76.272 1990 54.264 151.7411974 7.225 80.857 1991 55.576 159.3921975 7.544 82.515 1992 55.777 161.1051976 7.555 90.822 1993 56.059 160.8901977 6.525 93.804 1994 55.312 164.9421978 7.649 99.534 1995 55.444 169.0941979 6.700 105.779 1996 56.328 176.5101980 5.186 110.483 1997 55.297 189.3811981 9.568 111.232 1998 59.001 196.3121982 8.771 114.569 1999 58.851 208.9131983 10.661 117.196 2000 62.206 223.944

2001 63.708 237.417

Tabla V.4


Año Producción Producción Producción Producción Nuclear Total Año Nuclear Total

C

central en un periodo determinado y la que se hu-biera producido en el mismo, funcionando a su po-tencia nominal.

¿Cuál es el factor de carga medio del parque electronuclearespañol?

onviene destacar la dificultad de que este factor alcancevalores muy altos en el caso de las centrales nuclea-res (> del 80%) cuando se consideran periodos am-plios de tiempo, debido a que cualquier variación depotencia, obligada para efectuar pruebas u operacio-nes de mantenimiento requeridas por las autorizacio-nes de explotación concedida o desconexión de la cen-tral de la red eléctrica para efectuar operaciones derecarga y mantenimiento, impiden la consecución delmáximo teórico (100%). Y esto es válido aun cuandolas centrales nucleares operen normalmente en la basede la curva de carga diariamente.

Los factores de carga medios (ponderados porpotencia) del parque electronuclear español duranteel periodo 1990-2000 han oscilado desde un mínimode 83,5% en el año 1997, al máximo, 91,0%, registra-do en el año 2000. (Véase Gráfico V.7)

El hecho de que a lo largo del periodo 1990-2000, el factor de carga medio ponderado de las cen-trales nucleares españolas haya sido siempre superioral 83,5%, coloca a España entre las naciones con me-

jor comportamiento a nivel mundial de su parque elec-tronuclear.

De cualquier forma, la madurez alcanzada porla tecnología nuclear a nivel mundial se manifiesta enque la mayoría de los parques nucleares nacionales enexplotación operan con factores de carga superioresal 70%. Incluso en países en los cuales el programanuclear está en fase de desarrollo, el factor de carga,salvo casos muy aislados y debido a razones muy con-cretas, no ha bajado del 60%.

150

1990 71,69 66,64 82,44 97,44 84,54 88,23 84,61 88,23 75,01 84,11991 78,55 95,63 95,60 85,90 86,75 86,44 83,90 86,22 75,99 86,11992 83,86 69,45 81,49 87,80 87,13 89,67 92,32 79,71 90,47 85,81993 69,37 95,38 83,75 98,66 83,12 88,80 83,77 82,12 84,48 86,41994 1,61* 81,21 95,23 81,61 86,84 89,47 83,72 85,54 90,62 85,31995 27,14* 99,01 84,00 86,59 70,90 86,44 97,83 89,55 85,42 85,51996 74,63 82,71 73,56 91,82 99,04 74,88 91,66 88,42 86,80 86,11997 61,87 87,05 80,50 73,89 78,50 96,44 82,60 85,52 88,70 83,51998 83,15 96,91 97,21 70,54 89,38 90,17 95,14 98,62 75,12 88,41999 83,97 85,31 85,02 97,53 98,78 87,40 86,52 81,31 77,78 87,42000 82,10 98,40 90,80 89,68 89,80 98,70 85,70 87,40 93,30 91,0

Tabla V.5

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica de UNESA. 2001.* Parada de la central por trabajos en la vasija del reactor.

Año José Cabrera Sta.M.a Garoña Almaraz I Almaraz II Ascó I Ascó II Cofrentes Vandellós II Trillo Total

Evolución del factor de carga por centrales (%) (1990-2000)

163


Gráfico V.7

Evolución del factor de carga medio de las centrales nucleares en España

E

E

A la vista de los valores recogidos en la Tabla V.5.adjunta, sobre la evolución de los factores individua-les de carga de cada central nuclear española, puedededucirse el excelente comportamiento de nuestro par-que desde el punto de vista operacional, así como delnivel de madurez que esta tecnología ha alcanzado ennuestro país.

¿Qué nivel tecnológico tieneEspaña en el ámbito nuclear?

l programa nuclear español ha dado lugar al desarro-llo de una importante industria nuclear nacional de fa-bricación de bienes de equipo (componentes de tur-binas y alternadores, sistemas de protección, equiposeléctricos y electrónicos, etc.), ingeniería (diseño decomponentes), servicios (formación, inspección y con-trol, protección radiológica, etc.), y construcción y mon-taje, que ha intervenido con éxito tanto en la realiza-ción de las centrales nucleares españolas como en ins-talaciones nucleares de otros países.

Las empresas eléctricas españolas comenzaronsus programas de construcción de centrales nuclearesen el año 1964, siguiendo un buen modelo desde elpunto de vista de la transferencia tecnológica.

Inicialmente, las centrales de José Cabrera, San-ta María de Garoña y Vandellós I se construyeron bajoel tipo «llave en mano», con una participación peque-ña de empresas españolas.

Posteriormente, las centrales de Almaraz I y II,Ascó I y II y Cofrentes se proyectaron y construyeronbajo la modalidad de «componentes». En estas centra-les, la participación española, tanto de ingenierías comode fabricantes de equipos, aumentó espectacularmente,alcanzando un 85-90% de participación nacional en lainversión total.

Finalmente, en el caso de las centrales de Van-dellós II y Trillo I, la participación nacional fue inclu-so aún mayor. Prácticamente todas las actividades deconstrucción fueron realizadas por empresas españo-las, y en la parte referente a la ingeniería, la transfe-rencia tecnológica fue tal que se consiguió una auto-nomía prácticamente total. Todo esto puede verse enla Tabla V.6 adjunta.

Por todo ello, la tecnología nuclear española ha experimentado un notable avance. Éste se ha

visto potenciado desde principios de los años 80 porlas actividades de investigación aplicada que han de-sarrollado las empresas eléctricas en el marco de unamplio programa de investigación sectorial coordina-do en UNESA.

A partir del año 1994, las empresas eléctricas aso-ciadas en UNESA crearon, además, la Agrupación Eléc-trica para el Desarrollo Tecnológico Nuclear, una en-tidad constituida bajo la forma jurídica de agrupaciónde interés económico, cuyo objetivo es la ejecución yexplotación de proyectos de investigación, desarrolloy apoyo tecnológico de tipo estratégico relacionadoscon la energía nuclear.

¿En qué consistió la moratorianuclear en España?

n el año 1984, de acuerdo con el contenido del PlanEnergético Nacional aprobado en dicho año, fueronparalizadas las obras de cinco centrales nucleares es-pañolas que se hallaban entonces en fase de cons-trucción: Lemóniz I y II (Vizcaya), con 930 MW cadagrupo, Valdecaballeros I y II (Badajoz), con 975 MWde potencia unitaria, y Trillo II (Guadalajara), con 1.041MW de potencia. Desde entonces, estas cinco unida-des permanecieron en moratoria, es decir, con la cons-

151

Participación de la industria nacional en las centrales nucleares españolas (%)

Bienes de equipo 24-25 45-55 75-80Caldera nuclear 30-35 70-75Turbogenerador 30-40 55-60Mecánico 70-80 85-90Eléctrico e Instrumentación 75-85 95-100

Servicios 93-96 96-98Construcción 65-75 100 100Montaje 80-85 100 100Transportes 95 95-100Ingeniería 50-70 75-80 85-95Formación de personal 80 100

TOTAL 42-44 65-70 80-90

Tabla V.6


Centrales Centrales Centrales primera segunda tercera etapa etapa etapa

164

165

LS

trucción «congelada», hasta que se decidiera su desti-no final.

El último Plan Energético Nacional 1991-2000,aprobado en 1992, no contemplaba la terminación deninguna de estas unidades en sus previsiones sobrela nueva potencia necesaria hasta el año 2000.

Finalmente, en el año 1994, fueron definitiva-mente canceladas las centrales nucleares de Lemóniz,Valdecaballeros y Trillo II, con extinción de las auto-rizaciones concedidas.

Actualmente, con la Ley 54/1997 del Sector Eléc-trico, no hay ningún tipo de moratoria nuclear.

¿Qué consecuencias se derivarían del cierre prematuro de nuestras centralesnucleares?

i se sustituyen las centrales nucleares por otros tiposde instalaciones, por ejemplo las centrales de gas deciclo combinado, se aumentaría de forma importantela dependencia del exterior. Dado que no tenemosprácticamente producción nacional de hidrocarburos,pueden crearse situaciones de escasez de los sumi-nistros por la inestabilidad política de los países ex-portadores, y existe siempre la volatilidad de costesen el mercado internacional del petróleo y del gas,que afectarían de forma importante a la producciónde electricidad.

El parque nuclear en operación, con costes va-riables bajos comparados con otros tipos de centrales,y siendo un importante componente de las fuentes na-cionales de energía, asegura de forma significativa elmantenimiento de los precios de la electricidad en si-tuaciones normales, y un mínimo de producción encaso de una crisis energética grave. Hay que tener en cuenta que la energía nuclear produce actualmen-te casi un tercio del total de la electricidad generadaen España.

Desde el punto de vista socioeconómico, los mu-nicipios del entorno de las centrales nucleares espa-ñolas perderían unos 14 millones de euros al año quereciben en concepto de cánones e impuestos, y otros45 millones de euros anuales por los consumos de todotipo que hacen las centrales nucleares.

A todo esto es preciso añadir el impacto eco-nómico del personal de las centrales en los municipiosy pueblos del entorno de las centrales, estimado en unos3.000 millones de pesetas por unidad nuclear y unos20.000 puestos de trabajo de la industria nuclear.

Además, un cierre de las centrales nucleares pro-duciría un deterioro considerable en la capacidad tec-nológica adquirida y en las oportunidades de desarrolloy de perfeccionamiento tecnológico futuro, no sólo enel campo energético, sino también en múltiples apli-caciones en otras áreas (medicina, agricultura, indus-tria, minería, investigación, etc.).

¿Son seguras las centralesnucleares?

a operación segura de las centrales nucleares es la con-dición básica que posibilita su funcionamiento. Estose debe fundamentalmente al impacto negativo en laopinión pública y al enorme coste económico asocia-dos a los accidentes que pudieran ocurrir.

Esto se ha traducido en la utilización del con-cepto de «defensa en profundidad» que inspira el di-seño, la construcción y la operación de las mismas (Véa-se Gráfico V.8). Este concepto puede describirse me-diante tres niveles:

152

166 167

Gráfico V.8

Seguridad de las centrales nucleares. Concepto: «Defensa en profundidad»


L

– El primer nivel tiene como objetivo evitar losaccidentes a través de un diseño, construccióny operación adecuados, incluyéndose, entreotros, elevados márgenes de conservaduris-mo, garantía de calidad, redundancia de sis-temas, inspecciones y pruebas periódicas y rigurosas.

– El segundo nivel postula que, a pesar de loanterior, podrían producirse accidentes. Porello se añaden sistemas de seguridad para re-ducir las consecuencias y minimizar los da-ños al propio personal de operación y al pú-blico en general.

– El tercer nivel postula que los sistemas de se-guridad, previstos para controlar los accidenteshipotéticos, fallan en el momento de poner-se en funcionamiento. Este tercer nivel estádirigido, fundamentalmente, a la protecciónde la población y a completar a los anterio-res a través de salvaguardias tecnológicas di-rigidas al confinamiento de los productos defisión, añadiendo más márgenes al diseño ori-ginal de la central como una garantía adicio-nal de que el público estará protegido aún enel supuesto de ocurrir circunstancias extre-madamente imprevisibles e improbables.

Sin embargo, a pesar de la prácticamente des-preciable probabilidad de que, por un accidente, seevacúen al exterior de una central de diseño occidentalcantidades significativas de material radiactivo, se con-sidera conveniente preparar planes de emergencia queprevean las acciones que han de tomarse para hacerfrente a este tipo de contingencias.

¿Qué medidas se toman en el ámbito de la SeguridadNuclear en una central nuclear?

as medidas que la Administración española toma paracontrolar y vigilar el funcionamiento seguro de una cen-tral nuclear son numerosas, abarcando desde la se-lección del emplazamiento hasta el desmantelamien-to de la instalación. Pueden resumirse de la siguienteforma:

a) Selección de un emplazamiento apropiado,teniendo en cuenta sus características geo-lógicas, sísmicas, hidrológicas y meteoroló-gicas. Se realizan una serie de análisis, son-deos y observaciones para diseñar la insta-lación de modo que soporte los dañosproducidos por terremotos, inundaciones,cargas del viento y efectos adversos origina-dos por otros fenómenos.

b) Antes del comienzo de la construcción de lacentral, se somete a la aprobación de la Ad-ministración el Estudio Preliminar de Segu-ridad, que describe los criterios del proyec-to de la instalación y analiza el funciona-miento de los distintos sistemas y estructuras.Además, considera incidentes hipotéticosanormales y demuestra que, aunque se pro-dujesen, la población no sufriría daños ina-ceptables.

c) Mucho antes de que la central comience afuncionar, se estudia el fondo radiológico dela zona. Durante la explotación, se ejerce unavigilancia ambiental para comparar los re-sultados de sus medidas con el fondo y po-der determinar cualquier influencia de la ins-talación sobre la zona.

d) Para obtener el permiso de explotación sepresenta el Estudio Final de Seguridad, se-mejante al anterior, pero donde se ha de de-mostrar que se ha cumplido lo especificadoy en el que se describe y analiza cómo haquedado construida la central. En este estu-dio final se detalla que:

– Los productos radiactivos que se generenen el núcleo están protegidos por cuatrobarreras sucesivas que impiden su libera-ción directa al exterior.

– Aun en el caso hipotético de un acciden-te, existen sistemas de seguridad que im-piden que sus consecuencias produzcandaños inaceptables.

– Los sistemas importantes para la seguridadtienen componentes duplicados e inde-pendientes para que, en caso de fallo deuno de ellos, actúe su "doble" sin que sederiven efectos perjudiciales. También seduplican las líneas eléctricas, acometidas

153

168

E

de agua y otros sistemas, cuando por ra-zones de seguridad hay que garantizar elsuministro.

– La central se protege contra posibles sa-botajes y dispone de sistemas muy elabo-rados de protección contra incendios.

– La fabricación de componentes y su ins-talación y montaje se han realizado deacuerdo con un programa de garantía decalidad muy severo.

e) Antes de obtener la autorización de opera-ción de la central, se preparan una serie dedocumentos oficiales para la explotación que,tras ser aprobados por la Administración, re-gulan detalladamente todos los aspectos deaquélla.

f) Antes y durante el funcionamiento de la cen-tral, los diversos componentes se someten apruebas para comprobar que funcionan deacuerdo con lo previsto en el proyecto. Asi-mismo, se efectúa el mantenimiento pre-ventivo de la instalación.

g) La Administración regula la concesión de licencias al personal de operación de la central, las cuales hay que renovar periódi-camente.

h) La Administración ejerce vigilancia sobre elbuen funcionamiento y el cumplimiento delas especificaciones de explotación durantetoda la vida de la central y, finalmente, sudesmantelamiento.

¿Cuántos accidentes nucleares ha habido en el mundo?

n diciembre del año 2000 había 438 reactores en ex-plotación comercial en el mundo, con una potencianeta total de unos 371.000 MW y una experiencia su-perior a los 9.000 años-reactor, es decir, equivalente aque un reactor hubiera estado funcionando ininte-rrumpidamente durante más de 9.000 años.

Una síntesis de los accidentes más importantesocurridos en el mundo hasta la fecha es la siguiente:

– El 5 de octubre de 1966, el reactor rápido ex-

perimental Enrique Fermi (Estados Unidos) su-frió una fusión parcial del núcleo que obligóa clausurarlo. No hubo accidentados ni emi-sión de radionucleidos al exterior.

– El 17 de octubre de 1969, en la central de SaintLaurent-des-Eaux I (Francia), se fundieron cin-co elementos de combustible, lo que dio lu-gar a una avería que se tardó en reparar. Nohubo accidentados ni emisión de productosradiactivos a la atmósfera, y fue calificado denivel 4.

– El 28 de mayo de 1979, tuvo lugar un acci-dente –de nivel 5– en la central de Three MileIsland, en Harrisburg (Estados Unidos). La cau-sa inicial fue la obstrucción de una tubería delcircuito de depuración del condensador. Estehecho en sí carece de importancia, pero enel caso de Three Mile Island, se produjo a par-tir de él una concatenación de fallos, erroresy otras circunstancias adversas que dieron lu-gar al accidente. Como resultado de todo ello,se produjo un deterioro muy importante delnúcleo del reactor en la unidad número 2 dela central y una mínima emisión de produc-tos radiactivos al exterior, superior a la auto-rizada como normal. Los efectos radiológicossobre la población circundante y sobre el me-dio ambiente fueron prácticamente despre-ciables.

– El 26 de abril de 1986, tuvo lugar en la plan-ta ucraniana de Chernobyl el accidente másgrave –está clasificado de nivel 7– acaecidohasta ahora en una central nuclear. Una ca-dena de errores humanos y violaciones de lasnormas de seguridad de la instalación, uni-das a defectos de diseño del reactor, fueronla causa de la destrucción del reactor de launidad 4 de la central. El accidente provocódirectamente una treintena de muertos entrelos bomberos que trataron de extinguir el in-cendio, e hizo necesaria la evacuación de de-cenas de miles de habitantes de las pobla-ciones cercanas. Las emisiones radiactivas quesiguieron al accidente fueron detectadas másallá de las fronteras de la antigua URSS y obli-garon a poner en marcha un riguroso controlradiactivo de la población potencialmente afec-tada, así como de los alimentos en varias zo-

154

169

U

nas europeas. El medio ambiente español nose vio afectado por estas emisiones.

Como consecuencia del accidente de Chernobyl,la seguridad de las centrales nucleares se ha visto re-forzada, especialmente en lo que se refiere a la cola-boración internacional y al trasvase de información en-tre países fronterizos en caso de incidente. Igualmen-te, se han desarrollado acciones para que los expertosde los países occidentales colaboren en la revisión dela situación, desde el punto de vista de la seguridad,de las centrales nucleares de la antigua URSS y de otrospaíses de la Europa oriental.

Asimismo, la industria nuclear, con el objetivode mejorar la información a la opinión pública, ha ti-pificado cualquier suceso que pueda ocurrir en unacentral nuclear, estableciendo la escala internacionalINES (International Nuclear Event Scale) de clasifica-ción de sucesos en siete niveles (Gráfico V.9). Los su-cesos correspondientes a los niveles inferiores (1 a 3)se denominan «anomalías» o «incidentes» y los co-

rrespondientes a niveles superiores (4 a 7) se deno-minan «accidentes». Los sucesos se prevén en funciónde tres criterios generales: sucesos con impacto fue-ra del emplazamiento (dan lugar a emisiones radiac-tivas fuera del emplazamiento, niveles 3 a 7 según lacantidad liberada); sucesos con impacto en el em-plazamiento (daños graves en el núcleo del reactory/o sobreexposición a dosis de los trabajadores, ni-veles 3 a 5) y sucesos con degradación de la defen-sa en profundidad (incidentes significativos y ano-malías que afectan a alguno de los sistemas de la cen-tral y rebasan el régimen de explotación autorizado,niveles 1-3). Existe a su vez un nivel 0, debajo de laescala, y referido a desviaciones de los límites y con-diciones operacionales sin ninguna significación parala seguridad.

De acuerdo con este baremo, de todos los ac-cidentes indicados anteriormente ha existido sólo unode nivel 7 (Chernobyl, Rusia 1986), dos de nivel 5(Windscale, Gran Bretaña 1957, y Three Mile Island-II, Estados Unidos 1979) y uno de nivel 4 (Saint-Lau-rent, Francia 1979). En España sólo ha habido hastala fecha un «incidente» importante, de nivel 3, el deVandellós I en 1989. El resto de las noticias sobre in-cidentes en centrales nucleares de todo el mundo hayque situarlos generalmente en el nivel 0 ó 1.

Finalmente, y referente a las centrales nuclea-res españolas, puede decirse que en el año 2002 su-man una experiencia de unos 200 años-reactor –equi-valente a que un reactor llevara 200 años funcionan-do continuamente–, con una potencia de 7.870 MW yuna producción de electricidad que supera la cifra de1.000.000 GWh.

¿Podría producirse un accidente igual al de

Chernobyl en las centralesnucleares españolas?

n accidente como el de la central nuclear de Chernobylno se podría producir nunca en las centrales españo-las porque el diseño de las centrales nucleares occi-dentales, y por tanto las españolas, son muy distintasal de las del tipo de Chernobyl. Asimismo, las tecno-logías utilizadas son diferentes, así como los concep-tos de seguridad de su funcionamiento.

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Gráfico V.9

Escala internacional de sucesos nucleares

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Así, por ejemplo, las centrales nucleares espa-ñolas se basan en el concepto de seguridad a ultran-za, usando barreras físicas interpuestas al escape dela radiación o productos radiactivos. La última barre-ra, el edificio de contención, no existente en reacto-res similares al de Chernobyl, hubiera sido capaz deretener toda la energía liberada en el accidente, asícomo los productos radiactivos producidos, por lo queen el caso hipotético de que Chernobyl hubiera teni-do una barrera de estas características, el accidente pro-ducido no hubiera liberado productos al exterior.

¿Existe colaboracióninternacional para la prevenciónde accidentes nucleares?

xisten dos organizaciones, INPO y WANO, que res-ponden a la cooperación internacional en la preven-ción de accidentes nucleares. A continuación se des-cribe su funcionamiento y sus objetivos.

Las compañías eléctricas propietarias de las cen-trales nucleares de Estados Unidos fundaron en di-ciembre de 1979, el Institute of Nuclear Power Ope-rations (INPO), con el objetivo de mejorar la seguri-dad y fiabilidad de las centrales nucleares, y promoverla excelencia en la operación de éstas. Se creó comoconsecuencia del accidente de Three Mile Island, ocu-rrido en marzo de 1979.

INPO es una organización independiente de lascentrales nucleares y del organismo regulador de Es-tados Unidos, NRC. Sin embargo, tiene firmados acuer-dos de colaboración y de intercambio de informacióntécnica tanto con la NRC, como con otras organizacionesde Estados Unidos como el Nuclear Energy Institute(NEI). Esta institución dispone de un programa de par-ticipantes internacionales al que pertenecen las cen-trales nucleares españolas desde 1981.

Por otra parte, las compañías eléctricas propie-tarias de las centrales nucleares de todo el mundo fun-daron, en mayo de 1989, la Asociación Mundial de Ex-plotadores Nucleares (WANO), con el objetivo de al-canzar los más altos niveles de seguridad y fiabilidaden la operación de las centrales nucleares a través delintercambio de información técnica, de la comparación,emulación y comunicación entre sus miembros.

Después del accidente de Chernobyl, se de-

mostró la necesidad de cooperación internacional y deintercambio de información. Los beneficios que unaasociación como WANO puede aportar a la comuni-dad nuclear son proporcionales a la participación es-pecífica en los programas de cada uno de sus miem-bros, o sea de cada central.

WANO es una organización independiente decualquier organización gubernamental y de otros or-ganismos reguladores. WANO funciona únicamente parasus miembros y en nombre de ellos, los explotadoresde las centrales nucleares. Sin embargo, tiene firma-dos acuerdos de colaboración y de intercambio de in-formación técnica con el Organismo Internacional deEnergía Atómica (OIEA).

¿Cuáles son los tipos de radiaciones ionizantes?

a radiactividad fue descubierta por Henri Becquerel(francés) en 1896, al descubrir que el uranio emitía es-pontáneamente una radiación misteriosa sin ser exci-tado previamente, que se llamó radiactividad (natu-ral). Pronto se supo que esta radiación podía ser detres clases distintas, que se llamaron alfa, beta y gam-ma, y que al final del proceso el átomo radiactivo ori-ginal se había transformado en un átomo de natura-leza distinta (desintegración). A los átomos inestablesse les llama radionucleidos.

Actualmente se obtienen en el laboratorio isó-topos radiactivos de elementos cuyos isótopos natu-rales son estables; estos isótopos radiactivos producenlo que se llama radiactividad artificial.

La radiación emitida por una desintegración ra-diactiva puede, por tanto, ser de tres clases: alfa, betay gamma. Además, también hay que considerar la emi-sión de neutrones.

– La radiación alfa (α) está formada por nú-cleos de helio, es decir, por dos protones ydos neutrones. Tiene, por tanto, una cargaeléctrica de dos unidades positivas. Son fá-cilmente absorbidas por todos los cuerpos.Basta para ello unos centímetros de aire y, portanto, no necesitan ningún blindaje.

– La radiación beta (β) está constituida por elec-trones, lo que significa que tiene una cargaeléctrica de una unidad negativa.

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Más recientemente se ha descubierto la ra-diación beta positiva, semejante a la beta perocon carga positiva. Está formada por positro-nes procedentes de la transformación de unprotón en un neutrón.Aunque son algo más penetrantes que las ra-diaciones alfa, se absorben también con fa-cilidad, bastando algunos metros de aire, unosmilímetros de agua, o un sólido delgado paradetenerlas.

– La radiación gamma (γ) es de naturaleza elec-tromagnética, similar a la luz ordinaria o a la radiación X, pero con mucho menor lon-gitud de onda. Es, por lo tanto, de naturale-za ondulatoria, carente de masa y de carga.Esta radiación es energía que se emite comoconsecuencia de un reajuste energético del núcleo.Son muy penetrantes, por lo que, para pro-tegerse de ella son necesarios blindajes de unmaterial pesado, como el plomo o el hormi-gón de gran espesor.

– En la fisión y en otras reacciones nucleares,

se produce también la radiación de neutro-nes, formada por estas partículas, con masa,y sin carga.Son también muy penetrantes, sin que seanabsorbidas prácticamente por el aire. Algunoscompuestos químicos como el boro y el cadmio, son muy buenos absorbentes de neutrones.

En el Gráfico V.10 se ha representado el poderde penetración de estas radiaciones en distintos materiales.

Hay radiaciones que tienen suficiente energíapara arrancar los electrones que rodean los átomos yproducir partículas cargadas (iones) a su paso por lamateria, por lo que se llaman radiaciones ionizantes.Si la materia es tejido biológico (células), estas altera-ciones pueden conducir a la aparición de efectos bio-lógicos nocivos en las células. Las principales radia-ciones ionizantes son las radiaciones alfa, beta, gam-ma, los rayos X y los neutrones. Los rayos X seproducen, normalmente, bombardeando con electro-nes un material metálico en el vacío.

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Gráfico V.10

Poder penetrante de los tipos de radiaciones


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L¿A qué radiaciones ionizantes está expuesto el ser humano?

as personas están expuestas continuamente a radia-ciones ionizantes y lo han estado desde los albores de la humanidad. De estas radiaciones, unas procedende la propia naturaleza, sin que el hombre haya in-tervenido en su producción; otras están originadas poracciones ocasionadas por el hombre.

a) Radiaciones naturales.Constituyen el fondo radiactivo natural. Po-demos distinguir tres causas de este fondoradiactivo:

– Las radiaciones ionizantes procedentes delespacio exterior (radiación cósmica). Estánoriginadas por los procesos nucleares quetienen lugar en el exterior de la Tierra.Puesto que la atmósfera absorbe parcial-mente las radiaciones, el fondo natural de-bido a esta causa varía con la altitud, detal modo que es menor al nivel del marque en lo alto de una montaña.

– Las radiaciones emitidas por las sustanciasradiactivas presentes en la corteza terres-tre. Este componente del fondo radiactivovaría notablemente entre unos y otros pun-tos de la Tierra, ya que no es uniforme ladistribución de los elementos radiactivosnaturales. Por ejemplo, el fondo radiacti-vo terrestre de la Sierra de Guadarrama, cu-yas rocas graníticas poseen una radiactivi-dad relativamente alta, es mucho mayorque el correspondiente a las zonas de na-turaleza calcárea.

– La radiación de los isótopos radiactivos con-tenidos en el propio organismo humano,principalmente isótopos del carbono y delpotasio. A ella, hay que unir la radiaciónproducida por el radón que inhalamos alrespirar, el cual procede de la desintegra-ción del radio y el torio.

Como promedio, el 15% de la dosis proce-dente del fondo natural que recibe una per-sona en España se debe a la radiación cós-mica; el 20% a la radiación terrestre, el 15%al propio organismo y el 50% al radón.

b) Radiaciones artificiales.Las causas artificiales de radiación se deben,fundamentalmente, a la exposición a diver-sas fuentes de origen no natural, como sonlas exploraciones radiológicas con fines mé-dicos, la televisión en color, los viajes en avión(en este caso se debe a la mayor dosis deradiación cósmica que se recibe durante elvuelo a gran altura), el poso radiactivo pro-cedente de las explosiones nucleares en laatmósfera que tuvieron lugar en el pasado,y las instalaciones nucleares.Dentro de las causas artificiales, la principalfuente de radiación son las exploraciones mé-dicas radiológicas que, en los países desa-rrollados, dan lugar a unas dosis sobre la po-blación semejantes a la radiación cósmica. Lascentrales nucleares producen una dosisprácticamente nula sobre el público en ge-neral, y una dosis muy pequeña y controla-da sobre el personal de una central.

¿Qué efectos producen en los seres vivos las radiaciones

ionizantes?as radiaciones ionizantes, cuando atraviesan las célu-las de un tejido biológico, pueden producir daños oimplicar riesgos para los seres vivos. La radiación io-nizante puede alterar moléculas importantes de las cé-lulas que forman parte de los tejidos de un organis-mo vivo. Entre estas alteraciones pueden incluirse loscambios químicos en el ADN, la molécula orgánica bá-sica de las células que forman nuestro cuerpo. Estoscambios conducen a la aparición de efectos biológi-cos, que pueden detectarse a nivel celular, de órganoo tejido o del organismo considerado en su conjunto.

La importancia de los efectos producidos por laradiación depende, lógicamente, de las dosis recibi-das. Con dosis muy altas puede producirse incluso lamuerte del individuo en días o semanas; con dosis me-nores, pero todavía altas, se producen lesiones tantomás graves cuanto mayor es la dosis; las dosis bajasde radiación no producen necesariamente un daño sinoque hacen aumentar la probabilidad de que éste seorigine y podrían tener efectos a largo plazo en fun-ción de la dosis recibida.

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Asimismo, hay que considerar que la sensibili-dad de las células varía mucho según el tipo de quese trata; es mucho mayor en las células menos dife-renciadas y con mayor capacidad de división celulary depende también del momento del ciclo celular enel que se produce la irradiación, siendo la célula másradiosensible en las fases de división en comparacióncon las de reposo celular.

Si consideramos los efectos de la radiación so-bre un órgano o un tejido, éstos estarán en relacióncon el tipo de población celular que compone el te-jido; los efectos sobre la salud del individuo depen-derán también del papel fisiológico que juegue el ór-gano o tejido. Se denominan órganos críticos aquellosque se ven más afectados por las radiación y dan lu-gar a consecuencias más graves para el organismo. Losprincipales órganos críticos son: la médula ósea, don-de se producen las células sanguíneas; el intestino del-gado, en el que se realizan los procesos de digestióny absorción de los alimentos, y las gónadas, donde seproducen y maduran las células germinales.

Los efectos de la absorción de una gran dosisde radiación por el conjunto del organismo reciben elnombre de síndrome de irradiación, cuyas manifesta-ciones clínicas están en función de las dosis recibidasy reflejan el daño producido sobre la médula ósea, elintestino y el sistema nervioso. (Véase Gráfico V.11)

Las radiaciones ionizantes no son siempre per-judiciales para la salud de las personas, y en deter-minados casos pueden emplearse para producir un efec-to beneficioso: las radiaciones X y gamma se usan conefectos curativos o paliativos en el tratamiento de tu-mores en la técnica denominada radioterapia; tambiénen medicina se emplean la radiación X o los isótoposradiactivos con fines diagnósticos, en las especialida-des de radiología y medicina nuclear. Otros ejemplosde utilización biológica de las radiaciones no están re-lacionados con la salud de las personas pero sí consu bienestar, como es el caso de la inducción de mu-taciones genéticas en cereales para mejorar el rendi-miento de las cosechas.

Pero ante la eventualidad de que las radiacio-nes produzcan daños, según las circunstancias, o im-pliquen un riesgo de que tenga lugar el daño, está uni-versalmente admitido que, fuera de los casos de apli-caciones terapéuticas, las radiaciones ionizantes debenconsiderarse siempre como potencialmente peligrosas,y debe reducirse en lo posible su interacción con elser humano.

En consecuencia, nadie debe recibir nunca unadosis que no sea necesaria; la dosis ha de estar siem-pre por debajo de unos límites establecidos, que sesabe no son peligrosos; la dosis, aún por debajo deestos límites, ha de ser siempre la mínima posible; enel caso de que una persona desarrolle una actividaden la que pueda recibir dosis por encima del fondonatural, ésta debe ser controlada y medida.

¿Cómo se miden las dosis de radiación?

l daño producido al cuerpo humano por todo tipo deradiación que se reciba se mide con una magnitud quese llama dosis de radiación. Debe tenerse en cuentaque, para una cantidad dada de radiación, el daño pro-ducido en los tejidos por los distintos tipos de radia-ción (alfa, beta, gamma, X, neutrones) es diferente. Por

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Gráfico V.11

Formas de contaminación interna. Vías de transferencia y eliminación

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eso, la cantidad de radiación absorbida (dosis absor-bida) debe multiplicarse por unos factores de ponde-ración de la radiación para dar la dosis equivalente, quees la que tiene en cuenta el tipo de radiación que seha recibido. Sin embargo algunos órganos del cuerpohumano son más sensibles que otros a la radiación yson dañados de distinta forma por un mismo tipo deradiación. Por tanto, la dosis equivalente se multipli-ca por otros factores de ponderación de los tejidos,obteniéndose así la dosis efectiva que mide el daño to-tal producido.

Resumiendo, se tienen los siguientes tipos dedosis:

– Dosis absorbida: energía suministrada por laradiación a la unidad de masa de tejido bio-lógico, o del material irradiado. Se mide enGray (Gy).

– Dosis equivalente: dosis absorbida ponderadasegún el distinto daño que producen distin-tos tipos de radiaciones (factores de ponde-ración de la radiación). Se mide en Sievert (Sv).

– Dosis efectiva («dosis»): dosis equivalente co-rregida por la diferente sensibilidad al dañode los distintos órganos y tejidos de los se-res vivos (factores de ponderación de los te-jidos). Se mide en Sievert (Sv).

– Dosis efectiva colectiva («dosis colectiva»): do-sis equivalente efectiva para un conjunto depersonas expuestas a una fuente de radiación.Se mide en Sv-persona.

Por consiguiente, la dosis que interesa (dosisequivalente y efectiva) se mide en Sievert (Sv), aun-que cuando se habla de Protección Radiológica es másfrecuente utilizar la milésima parte de esta unidad (mi-liSiervert, µSv) o, incluso, la millonésima parte (mi-croSievert, µSv).

Para hacerse una idea cuantitativa de lo que esun Sievert, se pueden hacer las siguientes compara-ciones:

Un microSievert (1 µSv) es aproximadamente:– 1/10 de la dosis que recibiría una persona en

un viaje en un avión de reacción entre Españay el Reino Unido.

– 1/5 de la dosis media anual recibida por cadapersona a causa de la lluvia radiactiva.

Un miliSievert (mSv) es:– La dosis que recibiría por radiación cósmica

una persona que viviera 42 días en una zonade la cordillera del Himalaya que estuviera a6.700 metros de altitud.

– Algo más del 40% de la dosis anual prome-dio que recibe una persona en España a cau-sa de radiación natural.

Finalmente hay que tener en cuenta que las su-cesivas dosis absorbidas por una persona a lo largodel tiempo se suman en lo que se refiere a sus efec-tos. Por ello, la reglamentación habla de dosis com-prometida como suma de todas las dosis recibidas poruna persona a lo largo de su vida hasta el momentoque se considere. Este criterio de acumulación de do-sis es conservador –como todos los que se aplican enprotección radiológica– ya que en él se prescinde dela posibilidad de que el organismo se recupere par-cialmente de las dosis absorbidas en un periodo an-terior. Se mide en Sv año.

¿Qué es la Protección Radiológica?

n toda actividad en que puedan producirse radiacio-nes ionizantes a partir de una fuente de radiación esnecesario asegurarse de que las personas y otros se-res vivos están protegidos y no reciben una dosis quepueda poner en situación de riesgo y, menos aún, deproducirles un daño cierto.

De esto se ocupa la Protección Radiológica, quese define como el conjunto de normas y métodos quese toman para evitar dichos riesgos y daños, así comolas acciones y medidas que se llevan a cabo para com-probar que se han aplicado correctamente los criteriosde protección adecuados. En una instalación nuclearo radiactiva existe la posibilidad, al menos teórica, deque se emitan productos radiactivos al medio ambiente,los cuales podrían perjudicar luego a los seres vivos;por ello, la protección radiológica se ocupa tambiénde establecer los límites de emisiones radiactivas al am-biente y la medida de la radiactividad en éste.

La Protección Radiológica nació a comienzos deeste siglo, al comprobarse que el uso indebido de lasradiaciones era peligroso. Así, en 1901 se establecie-ron las primeras normas de protección frente a los ra-

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yos X, y en 1916 las primeras recomendaciones sobreprotección frente a los rayos X y al radio. Durante lasprimeras cuatro décadas de nuestro siglo las radiacio-nes ionizantes se emplearon únicamente en el ámbi-to médico, por lo que la protección radiológica se ocu-pó sólo de estos usos de las radiaciones. Cuando ha-cia la mitad del siglo se produjeron los desarrollos delas aplicaciones de la energía nuclear con fines pací-ficos, la protección radiológica pasó a ocuparse tam-bién de estos temas.

¿Cuáles son los principios básicos de la ProtecciónRadiológica?

xiste un organismo internacional independiente que sepreocupa de la Protección Radiológica (protección delas personas y del medio ambiente contra los efectosde las radiaciones ionizantes). Es la Comisión Inter-nacional de Protección Radiológica (ICRP), la cual es-tablece una serie de recomendaciones. Los tres prin-cipios básicos de las recomendaciones de la ICRP sonlos que se expresan a continuación:

a) Justificación.No debe adoptarse ninguna práctica que signi-

fique exposición a la radiación si su introducción noproduce un beneficio neto positivo. Naturalmente, lapráctica que implique la exposición a las radiacionesdebe suponer un beneficio para la sociedad.

b) Criterio ALARA.Siglas inglesas de la expresión: «Tan bajo como

sea razonablemente posible». Todas las exposicionesa la radiación deben ser mantenidas a niveles tan ba-jos como sea razonablemente posible, teniendo encuenta factores sociales y económicos. Toda dosis deradiación implica algún tipo de riesgo; por ello no essuficiente cumplir con los límites de dosis que estánfijados. Las dosis deben reducirse lo razonablementeposible.

c) Límites de dosis.Las dosis de radiación recibidas por las perso-

nas no deben superar los límites recomendados paracada circunstancia. Las personas no deben ser expuestas

a un nivel de riesgo inaceptable, por lo que la legis-lación española establece unos límites de dosis. Éstoshan de ser respetados siempre sin tener en cuenta con-sideraciones económicas.

¿Qué dosis reciben normalmente las personas?

omo es sabido, los seres humanos están sometidos aradiaciones procedentes del fondo natural, así comodel fondo derivado de las actividades humanas. La do-sis recibida a causa de este fondo natural varía mu-cho de unos a otros puntos de la Tierra.

De acuerdo con un informe presentado por elConsejo de Seguridad Nuclear español al Congreso yal Senado, la dosis que como promedio recibe una per-sona, por causas naturales, es de 2,41 mSv/año. Estadosis se reparte, aproximadamente, en: 0,35 mSv/añoa causa de la radiación cósmica, 0,45 mSv/año por laradiación del suelo, 1,26 mSv/año por la inhalación delradón, 0,34 mSv/año por los isótopos incorporados alorganismo y 0,01 mSv/año por el poso radiactivo delos experimentos nucleares. (Ver Gráfico V.12)

Hay que hacer notar que las grandes diferen-cias en el fondo natural entre distintas regiones de la

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Gráfico V.12

Dosis equivalente efectiva, por persona y año, recibidapor la población

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Tierra no parece que afecten a la incidencia de cán-cer, defectos genéticos, etc., lo que constituye un datosignificativo a la hora de estudiar los efectos de la ra-diación sobre las personas.

La dosis recibida como consecuencia de las ac-tividades humanas depende en gran medida de las vi-cisitudes por las que atraviesan las personas. Por ejem-plo, una persona que hiciera viajes en avión para re-correr 25.000 km al año recibiría 1 mSv más que otrapersona que llevara el mismo régimen de vida y queno volara nunca. Entre todas las fuentes de irradiaciónen este tipo, la más importante es la contribución de-bida a las exploraciones radiológicas con fines médi-cos, la cual varía considerablemente entre distintas per-sonas: en una radiografía de tórax se recibe una do-sis de 0,05 mSv; en una tomografía computadorizadade región lumbar la dosis es de 6 mSv.

En relación con la dosis recibida por la presenciade centrales nucleares, una persona que permanecie-ra todo el año a una distancia inferior a 2 km de lacentral, recibiría una dosis adicional de 0,005 mSv/año;la dosis disminuiría a medida que la persona se ale-jara de la central, de tal modo que si se mantuviera auna distancia superior a los 20 km no recibiría dosisadicional alguna.

¿Cuál es la reglamentaciónespañola sobre ProtecciónRadiológica?

n España, las recomendaciones de la Comisión Inter-nacional de Protección Radiológica están contenidasen el Reglamento de Protección Sanitaria contra las Ra-diaciones Ionizantes. Así el uso del criterio «ALARA» estátambién exigido legalmente.

Esta reglamentación española establece las do-sis máximas que bajo ningún concepto se deben re-basar. La reglamentación distingue entre los miembrosdel público, que son las personas que no desarrollanactividades específicamente relacionadas con las ra-diaciones (es decir, el «ciudadano de a pie»), y el per-sonal profesionalmente expuesto, que son las personasque trabajan en actividades nucleares, las cuales hanadquirido una capacitación especial para efectuar es-

tas tareas y están sometidas a un rígido control médi-co y radiológico.

Los límites anuales de dosis fijados en Españason iguales a los de la Unión Europea. Para los tra-bajadores profesionalmente expuestos, el límite era haceunos años de 50 mSv/año; para los miembros del pú-blico es de 5 mSv/año. Estos límites no incluían la ra-diación recibida a causa del fondo radiactivo ni la quereciben cuando se someten, como pacientes, a diag-nosis o tratamientos médicos que impliquen el uso deradiaciones ionizantes.

Debido al desarrollo de los conocimientos cien-tíficos en relación con la Protección Radiológica, la ICRP,en su publicación número 60 (1990), recomendó la mo-dificación de los límites. Dicha recomendación ha sidorecogida por EURATOM, que ha emitido la Directiva96/29, de modo que los nuevos límites han entradoen vigor en los países miembros de la Unión Europeaen mayo del año 2000. Los límites anuales de dosis fi-jados en España son iguales a los de la Unión Euro-pea, es decir, son los recogidos en la citada Directiva.(Ver Tabla V.7 adjunta)

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Reglamentación española sobre ProtecciónRadiológica. (BOE 178 de julio 2001)

a. Para personal profesionalmente expuesto:– Límite anual de dosis efectiva: 100 mSv en 5 años.– Límite anual de dosis al cristalino: 150 mSv.– Límite anual de dosis para la piel: 500 mSv.– Límite anual de dosis para las manos, antebrazos, pies y tobillos:

500 mSv.

b. Límites de dosis a estudiantes que vayan a dedicarse a una profesiónque implique exposición a las radiaciones ionizantes o que deban ma-nejar fuentes por razones de sus estudios:– Si tienen 18 años o más, el limite es igual al del apartado a.– Si la edad está entre 16 y 18 años, los límites son 3/10 de los del

apartado a.

c. Límites de dosis al público en general:– Límite anual de dosis efectiva: 1 mSv.– Límite anual de dosis al cristalino: 15 mSv.– Límite anual de dosis a la piel: 50 mSv.– Límite anual de dosis a las manos, pies y tobillos: 50 mSv.

Se establecen también límites para operaciones especiales planificadas;así como condiciones especiales a mujeres embarazadas, madres lac-tantes, aprendices y estudiantes.

Tabla V.7

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Fuente: UNESA.

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¿Cuáles son las medidas de Protección Radiológica que se tienen en una centralnuclear y su entorno?

n el entorno de una central nuclear se establecen me-didas que intentan garantizar que no se produzcan con-taminaciones ni vertidos no autorizados de productosradiactivos, y que las dosis de radiación que recibanlas personas estén por debajo de los límites estable-cidos en la reglamentación.

Para ello, la central se diseña y construye de talmodo que los productos radiactivos queden confina-dos, es decir, que se evite que puedan dar lugar a con-taminación; los vertidos al exterior de pequeñas can-tidades de ellos han de estar por debajo de unos lí-mites que se han calculado previamente, teniendo encuenta las características del entorno, de tal modo queno produzcan el más mínimo riesgo. Estos límites sonaprobados por el Consejo de Seguridad Nuclear. Asi-mismo, en el proyecto se estudió qué blindajes hayque colocar para reducir los niveles de radiación den-tro de la central, con objeto de permitir la realizaciónde los trabajos necesarios dentro de la instalación.

Antes de la puesta en marcha de la central seredacta el Manual de Protección Radiológica que, deacuerdo con los niveles máximos de radiación que pue-den alcanzarse en las distintas áreas de la central, ladivide en zonas, según el tiempo de máxima perma-nencia en ellas: en la zona de acceso permanente, elnivel de radiación es nulo; hay varias clases de zonascontroladas, según sus niveles de radiación, donde selimita quiénes y durante cuánto tiempo pueden per-manecer y las precauciones que han de observar.

Durante el funcionamiento de la central se mi-den los niveles de radiación y de contaminación enlas diversas zonas, para comprobar que están de acuer-do con lo previsto. El servicio de protección radioló-gica vela para que el personal cumpla el reglamentoestablecido y mide las dosis recibidas por las perso-nas y, en el caso en que se produzcan desviacionesrespecto a lo previsto en los reglamentos, decide lasmedidas que hay que tomar.

Por lo que respecta al entorno, dos años antesde que se introduzca en la central algún material ra-diactivo, se hace un control sistemático de la radiac-

tividad ambiental (aire, ríos, mar, fauna, flora, cosechas,etc.) para conocer el fondo radiactivo de la región. Du-rante la explotación de la central, se continúa con es-tas medidas y la menor desviación por encima de loslímites admitidos daría lugar a la parada inmediata dela central.

¿Quién es responsable del control de la Seguridad

Nuclear y Protección Radiológicaen España?

esde su creación por Decreto-Ley de 22 de octubre de1951, hasta el 22 de abril de 1980, la Junta de Ener-gía Nuclear (JEN) fue el organismo español compe-tente en materia de Seguridad Nuclear y Protección Ra-diológica. La JEN fue relevada de estas funciones porel Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), creado por laLey 15/1980 de 22 de abril como Ente de Derecho Pú-blico independiente de la Administración del Estado.

Una función del Consejo de Seguridad Nucleares la de proponer al Gobierno las reglamentacionesnecesarias en materia de Seguridad Nuclear y Protec-ción Radiológica, así como las revisiones que consi-dere convenientes.

También el Consejo de Seguridad Nuclear estáobligado por su Ley de fundación a informar anual-mente al Parlamento de la nación sobre el funciona-miento del parque nuclear, así como de los inciden-tes más importantes acaecidos en el periodo corres-pondiente. Asimismo, el CSN debe emitir informes alministerio responsable de la política energética, sobrela concesión de autorizaciones previas, de construc-ción, explotación y clausura de las instalaciones. Es-tos informes son vinculantes cuando tienen carácter ne-gativo o denegatorio de una concesión. Son, asimis-mo, vinculantes en lo relativo a las condiciones queestablecen cuando tienen carácter positivo.

El Consejo realiza toda clase de inspecciones enlas instalaciones nucleares y radiactivas durante la fasede construcción, con facultad para paralizar las obrasen caso de que lo juzgue necesario. También es de sucompetencia la inspección y control de las instalacio-nes en operación, teniendo asimismo capacidad paraparalizar su funcionamiento si estimara que existe unriesgo indebido de continuar la operación.

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En el Gráfico V.13 se presenta un esquema dellicenciamiento, control y vigilancia de las instalacio-nes nucleares y radiactivas en España.

¿Qué es el ciclo del combustible nuclear?

e conoce como ciclo del combustible nuclear al con-junto de operaciones necesarias para la fabricación delcombustible destinado a las centrales nucleares, asícomo al tratamiento del combustible gastado produ-cido por la operación de las mismas.

En el caso del uranio, el ciclo cerrado incluye laminería, la producción de concentrados de uranio, elenriquecimiento (si procede), la fabricación de los ele-mentos combustibles, su empleo en el reactor y la re-elaboración de los elementos combustibles irradiados,para recuperar el uranio remanente y el plutonio pro-ducido, separando ambos de los residuos radiactivosde alta actividad que hay que evacuar definitivamente.

Si el combustible irradiado no se reelabora esconsiderado en su totalidad como residuo radiactivo,lo que se denomina ciclo abierto, con lo que no secompleta el denominado ciclo del combustible nuclear.

¿Cómo cubre España sus necesidades de uranio?

especto al uranio natural, los nueve reactores nuclea-res españoles tienen unas necesidades medias anualesde 1.500 toneladas. Estas necesidades se cubren me-diante la participación de ENUSA en la mina de ura-

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Gráfico V.13

Licenciamiento y control de las instalaciones nucleares y radiactivas

Fuente: UNESA.

Central nuclear de Santa María de Garoña.

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nio de Cominak, en Níger, y mediante contratos conlos principales productores mundiales de uranio: Ca-meco (Canadá), ERA (Australia), Nufcor (Sudáfrica) yde varios países de la antigua Unión Soviética, entreotros. Se procura mantener siempre una cartera diver-sificada de contratos de suministro de uranio natural.

En el Gráfico V.14 se muestran las produccio-nes de concentrados de uranio natural en España parael periodo 1994-1998.

Respecto al tema del uranio enriquecido, las ne-cesidades españolas de servicios de enriquecimientoson inferiores al millón de UTS/año (Unidades Tecniosde Separación), por lo que no resulta rentable dispo-ner en España de una planta de enriquecimiento, quetiene un umbral mínimo de rentabilidad estimado en4 millones de UTS/año.

Siguiendo la política de diversificación de con-tratos de suministro de uranio enriquecido, los apro-visionamientos de ENUSA, en el área de conversiónde uranio natural UF

6, se realizan mediante contratos

con los principales convertidores mundiales: Converdyn(EE.UU.), Cameco (Canadá), BNFL (Reino Unido), Co-murhex (Francia) y Tenex (Rusia).

Los servicios de enriquecimiento se garantizan,en parte, mediante la participación del 11,11% que ENU-SA tiene en la planta de difusión gaseosa de EURO-DIF, situada en Francia. El resto, a través de contratos

con: Tenex (Rusia), USEC (EE.UU.), Renco (UE) y EU-RODIF (Francia). Las necesidades medias anuales deservicios de enriquecimiento son de unas 750.000 UTSpara el caso español.

¿Se fabrican elementoscombustibles en España?

a demanda española de combustible nuclear es de unas200 toneladas de U enriquecido al año, que se satis-facen con la producción de la fábrica de elementoscombustibles que posee ENUSA en Juzbado (Sala-manca).

En esta instalación se fabrican, desde 1985, loselementos combustibles destinados a las centrales nu-cleares españolas, tanto para las que tienen reactoresdel tipo de Agua a Presión (PWR) como para las quelas tienen del tipo de Agua en Ebullición (BWR), asícomo para centrales de algunos países europeos: Fran-cia, Bélgica, Alemania, Suecia, Suiza y Finlandia.

En el Gráfico V.15, se ha representado la pro-ducción nacional de elementos combustibles para elperiodo 1994-1998.

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Gráfico V.14

Producción de concentrados de uranio en España(Datos en toneladas de U3O8)

Fuente: ENUSA.

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Central nuclear de Vandellós.

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¿Qué son y de dónde proceden los residuos radiactivos?

o es fácil definir, de una manera sencilla, qué son losresiduos radiactivos. Por ello daremos la definición dadapor la Agencia de Energía Nuclear de la OCDE, quees la siguiente: «Residuo radiactivo es toda sustanciapara la cual no está prevista ninguna utilización y quecontiene radionucleidos en concentración superior ala que las autoridades competentes consideran admi-sibles en materiales que se van a tirar o que se van amanejar sin control».

La humanidad ha convivido con la radiación ycon los isótopos radiactivos desde la aparición de nues-tra vida en el planeta Tierra, donde existían isótoposradiactivos de periodo de semidesintegración muy lar-go, como el potasio-40, el uranio-238, el uranio-235 yel torio-232, así como los isótopos resultantes de la de-sintegración de estos tres últimos. La humanidad hausado, cuando ha sabido y le ha convenido, algunosde estos isótopos radiactivos naturales, por ejemplo,el radio-226 en técnicas terapéuticas y el uranio-235en los reactores nucleares.

Hay varios grupos de actividades humanas enlos que se producen residuos radiactivos:

– Aplicaciones energéticas. Los residuos se pro-ducen a lo largo de los procesos del ciclo decombustible nuclear. La parte del ciclo ante-rior al reactor se denomina primera parte delciclo, en la que se consideran los estériles ge-nerados en las fases de minería y de fabrica-ción de concentrado de uranio, y pequeñascantidades de residuos que se originan en lafabricación del elemento combustible.A partir de la utilización del combustible enla central nuclear, se entra en la parte finaldel ciclo, en la que se contemplan los resi-duos generados con el funcionamiento delmismo: residuos de operación de las centra-les nucleares y combustible gastado para elciclo abierto (caso español), o residuos de ope-ración y residuos de reproceso para el casodel ciclo cerrado. En ambos casos hay queañadir las pequeñas cantidades de residuosproducidos en la fase de enfriamiento y al-macenamiento temporal, así como los pro-ducidos en el desmantelamiento de las cen-trales nucleares.

– Aplicaciones no energéticas. Derivadas de losusos de los isótopos radiactivos, fundamen-talmente en tres tipos de actividades: inves-tigación, medicina e industria. Este grupo seconoce como el de los «pequeños producto-res», porque incluso en los países de tecno-logía más avanzada, donde las actividades re-señadas están muy desarrolladas, el volumende residuos radiactivos que generan es pe-queño, comparado con el originado en la pro-ducción de energía nucleoeléctrica, pudien-do afirmarse que es del orden del 5%, sin queesto quiera decir que su gestión deba ser me-nos rigurosa.

¿Cómo se clasifican los residuos radiactivos?

ara clasificar los residuos radiactivos se puede aten-der a diversos criterios, tales como su estado físico (só-lidos, líquidos y gaseosos), tipo de radiación emitida

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Gráfico V.15

Producción acumulada de elementos de combustibles en España

(Datos en toneladas de U enriquecido)

Fuente: ENUSA.

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(alfa, beta, gamma), contenido de radiactividad, pe-ríodo de semidesintegración de los radionucleidos quecontiene, generación de calor, etc.

Desde el punto de vista de su gestión, los resi-duos radiactivos se clasifican actualmente en Españade la siguiente manera:

a) Residuos de baja y media actividad.

– Tienen actividad específica baja por ele-mento radiactivo.

– No generan calor.– Contienen radionucleidos emisores beta-

gamma con periodos de semidesintegracióninferiores a 30 años, lo que quiere decirque reducen su actividad a menos de lamilésima parte en un periodo máximo de300 años.

– Su contenido en emisores alfa debe ser in-ferior a 0,37 GBq/t (0,01 curios/toneladade promedio).

b) Residuos de alta actividad.

– Los radionucleidos contenidos en los resi-duos de alta actividad tienen un periodode semidesintegración superior a 30 años.

– Contienen radionucleidos emisores alfa devida larga en concentraciones apreciablespor encima de 0,37 GBq/t (0,01 Ci/t).

– Generalmente desprenden calor.

Por ejemplo, el volumen de residuos anuales pro-ducidos por una central típica de 1.000 MWe, segúnla clasificación actual en España, es el siguiente:

Tipo Volumen (m3) Porcentaje

Baja y media actividad 140 82%Alta actividad 30 18%

Sin embargo no todos los países emplean lamisma clasificación de residuos, razón por la que laComisión de la Unión Europea ha recomendado la uni-ficación de criterios. Para ello ha propuesto una nue-va clasificación, que entró en vigor el 1 de enero de2002. Es la siguiente:

a) Residuos radiactivos de transición.Residuos, principalmente de origen médico,que se desintegran durante el periodo de al-macenamiento temporal, pudiendo a conti-nuación gestionarse como residuos no ra-

diactivos, siempre que se respeten unos va-lores de desclasificación.

b) Residuos de baja y media actividad.

Su concentración en radionucleidos es tal quela generación de energía térmica durante suevacuación es suficientemente baja.

– Residuos de vida corta. Residuos radiacti-vos que contienen nucleidos cuya vida me-dia es inferior o igual a la del Cs-137 y elSr-90 (treinta años, aproximadamente), conuna concentración limitada de radionu-cleidos alfa de vida larga (4.000 Bq/g enlotes individuales de residuos y a una me-dia general de 400 Bq/g en el volumen to-tal de residuos).

– Residuos de vida larga. Radionucleidos yemisores alfa de vida larga cuya concen-tración es superior a los límites aplicablesa los residuos de vida corta.

c) Residuos de alta actividad.

Residuos con una concentración de radio-nucleidos tal que debe tenerse en cuenta lageneración de energía térmica durante su al-macenamiento y evacuación. Este tipo de re-siduos se obtiene principalmente del trata-miento/acondicionamiento del combustiblegastado.

¿Qué se entiende por Gestión de los residuos radiactivos?

l objetivo de la Gestión de los residuos radiactivos esaislarlos de la biosfera para impedir la interacción delas radiaciones con las personas y el medio ambien-te. Esto se consigue aislando los radisótopos según elpoder de penetración de las radiaciones que emitan.Así, por ejemplo, la radiación alfa es fácil de tratar, perola radiación gamma es muy penetrante, por lo que seprecisa plomo o paredes de hormigón para su confi-namiento. Para dar una idea del volumen de residuosa gestionar en España, puede señalarse que cada añose producen unas 160 toneladas de residuos de altaactividad y alrededor de 2.000 toneladas de residuosde baja y media actividad.

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El sistema de barreras que se establece debemantener su eficiencia hasta que la radiactividad hayadisminuido por decaimiento radiactivo a los niveles fi-jados por las autoridades competentes.

Con independencia de los avances científicos quepermitan, en el futuro, desarrollar tecnologías capacesde eliminar o disminuir la radiotoxicidad de estos re-siduos, actualmente está admitida y tipificada interna-cionalmente la estrategia a seguir para el almacena-miento final de los residuos radiactivos, es decir, parasu confinamiento definitivo.

Un peligro a evitar es que el agua de lluvia oel agua subterránea entrara eventualmente en contac-to con los residuos radiactivos, disolviera alguno delos radionucleidos presentes y los transportara al en-torno humano.

Para disipar este peligro, la estrategia se basaen: a) hacer con los residuos paquetes insolubles y es-tables, capaces de resistir la agresión del agua duran-te largo tiempo, b) diseñar un recinto especialmentepreparado para impedir que el agua pueda tener ac-ceso a su interior, donde se colocarán definitivamen-te los paquetes, c) emplazar y construir un recinto enuna formación geológica, superficial o profunda de lacorteza terrestre, que pueda garantizar la integridad delos residuos durante el tiempo que se requiera, a lavez que impedir o retardar su retorno a la biosfera enel caso de un fallo, altamente imprevisible, de todo elsistema de barreras.

Respecto al combustible gastado, conviene se-ñalar que, aunque en un principio se consideraba in-dispensable el reprocesamiento del mismo, la apari-ción de dificultades técnicas no esperadas, el cambiode la política de EE.UU. a este respecto y la caída delprecio del uranio han hecho que su gestión actual pre-sente dos opciones: ciclo abierto, que considera loscombustibles gastados como residuos de alta actividadpara su almacenamiento definitivo en formaciones ge-ológicas profundas (AGP), y ciclo cerrado, que reali-za el tratamiento del combustible gastado para obte-ner el U y Pu para ser reutilizados como materialesenergéticos.

Desde comienzos de la década de los 90, da-das las dificultades, fundamentalmente sociales y po-líticas, que van apareciendo en todos los países parala aceptación pública del Almacenamiento GeológicoProfundo (AGP) de los residuos de alta actividad, seha propuesto por algunos de estos países, principal-

mente Francia y Japón, investigar y desarrollar la Se-paración y Transmutación (ST) de determinados ra-dionucleidos de vida larga presentes en los elemen-tos irradiados. El objetivo es disminuir el inventario ra-diotóxico a largo plazo de los residuos de alta actividady, por tanto, el riesgo radiológico de su almacenamientodefinitivo. A esta nueva forma de gestión de los com-bustibles gastados se les ha dado por llamar Ciclo ce-rrado avanzado.

Estas tres opciones tienen en común dos eta-pas fundamentales: el almacenamiento temporal de loscombustibles gastados y el posterior almacenamientodefinitivo, bien sea de los propios combustibles gas-tados, o de los residuos de reprocesamiento, actual oavanzado. (Ver Gráfico V.16, donde está representadoun esquema de las tres opciones.)

¿Qué residuos radiactivos se generan en la producción

de electricidad?

os residuos radiactivos generados en la producción deenergía nucleoeléctrica se suelen agrupar siguiendo lasecuencia antes y durante la operación de la centralnuclear.

1. Residuos generados antes de la central nuclear.

Contienen radiactividad únicamente natural y sonlos materiales de desecho a) de la minería del uranio;b) de la separación del uranio de los minerales extra-ídos en las plantas de fabricación de concentrados (tor-ta amarilla); c) del enriquecimiento en uranio-235 paraaumentar la concentración del isótopo fisionable; y d)de la fabricación del combustible nuclear.

2. Residuos generados en el funcionamiento de las cen-trales nucleares.

Tienen su origen en la fisión o «quemado» delcombustible que se introduce en el reactor para pro-ducir energía. El combustible nuclear, durante su es-tancia en el núcleo del reactor, se encuentra someti-do a una elevada irradiación neutrónica, transformán-dose su constitución a lo largo del tiempo. Estairradiación modifica tanto el propio combustible, comola vaina y los materiales estructurales (reflector, tubosguía, etc.) del elemento combustible.

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El combustible gastado contiene los productosde fisión y los elementos transuránidos generados du-rante el quemado del combustible en el reactor, asícomo el uranio no consumido (considerando el casode no reelaboración del combustible gastado).

Una pequeñísima fracción de los productos defisión contenidos en el elemento combustible puedepasar al agua del circuito de refrigeración por defec-tos de las vainas o difusión a su través; asimismo, pue-den pasar al agua los productos radiactivos formadospor la activación en la superficie de los materiales es-tructurales que hay en el núcleo del reactor; finalmentealgunas impurezas contenidas en el agua de refrige-ración y sustancias empleadas en su tratamiento sonactivadas, dando lugar a productos radiactivos.

Por estas razones se producen en las centralesnucleares residuos procedentes de la purificación delagua del circuito de refrigeración, siendo en su ma-yor parte residuos de baja actividad y, en algún caso,de media.

Por otra parte, el combustible nuclear, una vezalcanzado el grado de quemado establecido, se sacadel núcleo del reactor y se coloca en las piscinas decombustible gastado de la misma central nuclear, que

tienen como misión su aislamiento radiobiológico, ladisipación de su calor residual y su almacenamientoprovisional en espera de su posterior gestión. El aguade la piscina puede contaminarse y su descontamina-ción por filtración y absorción produce pequeñas can-tidades de residuos de baja actividad.

Finalmente hay que considerar también los re-siduos radiactivos manipulados en el desmantelamientode las centrales nucleares.

¿Qué se hace con los residuosproducidos en una central

nuclear?

l tratamiento que se hace a los residuos producidosen una central nuclear es diferente en función de sunaturaleza:

– Los residuos gaseosos, una vez separados delrefrigerante primario, son filtrados para rete-ner los isótopos de yodo y las partículas ensuspensión. El resto de dichos residuos, fun-

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Gráfico V.16

Opciones de gestión del combustible gastado


damentalmente gases nobles, pasan a un sis-tema de retención de tanques o a lechos decarbón activo, donde pierden gran parte desu actividad por desintegración radiactiva. Pos-teriormente, se evacúan a la atmósfera don-de se difunden como cualquier efluente ga-seoso, aprovechando condiciones meteoro-lógicas favorables.

– Los residuos líquidos se filtran y, posterior-mente, se tratan en procesos de evaporacióno intercambio de ión. Una vez que los efluen-tes líquidos han sido depurados y efectuadoslos correspondientes controles para verificarel cumplimento de las especificaciones de ver-tido, se pueden descargar al exterior.

– Los residuos sólidos generados en una centralnuclear, se clasifican en dos grupos para sutratamiento: residuos de baja y media activi-dad y residuos de alta actividad. Son residuosde baja y media actividad, ropas, guantes, pa-peles, herramientas, filtros y resinas proce-dentes del tratamiento de los residuos líqui-dos y gaseosos, etc. De alta actividad es, fun-damentalmente, el combustible gastado, yaque en España se opta actualmente por el ci-clo abierto.

Los residuos de baja y media actividad, una vezinmovilizados en cemento, son metidos en bidones me-tálicos que se envían a las instalaciones de almacena-miento (El Cabril, en España), que suelen ser las de-nominadas COMO, es decir, almacenamiento superfi-cial con barreras de ingeniería. Estas barreras sonelementos redundantes que impiden la migración delos radisótopos a la biosfera. (Ver Gráfico V.17)

En España, aunque no está cerrada la posibili-dad del reprocesamiento del combustible gastado enel extranjero, en el Quinto Plan General de ResiduosRadiactivos (PGRR) de ENRESA, aprobado en julio de1999, se contempla que el combustible gastado, unavez sacado del reactor, pase a ser considerado resi-duo radiactivo de alta actividad, el cual, tras su es-tancia en la piscina de la propia central nuclear, sedepositará en un almacén centralizado. (Véase foto enla página 171.)

La decisión sobre el tratamiento definitivo quese ha de dar al combustible gastado la tomará el Go-bierno en el año 2010, apoyándose en las investiga-ciones que se están llevando a cabo y que se centranen la Separación y Transmutación (ST) y en el Alma-cenamiento Geológico Profundo (AGP).

Las previsiones de producción total de com-bustible gastado contempladas en este PGRR, es de unas

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Gráfico V.17

Sistema de barreras múltiples para aislamiento de residuos radiactivos de baja y media actividad


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6.750 toneladas de uranio metal, lo que significa unvolumen de unos 10.000 m3. En la realización de es-tas estimaciones se ha considerado como escenario lano variación del actual parque nuclear, nueve reacto-res en siete emplazamientos, con un periodo de vidade cada instalación de cuarenta años, desde su pues-ta en marcha hasta su parada definitiva.

¿Cómo se almacenan los residuosde baja y media actividad en España?

stos residuos necesitan ser confinados por un periodomáximo de 250-300 años. La estrategia seguida para sutratamiento es el almacenamiento definitivo. La tecno-logía normalmente empleada consiste en construir, entorno a los residuos, un sistema de barreras de inge-niería, ubicadas en el interior, o sobre una formacióngeológica estable a la vez que adecuada para actuarcomo barrera en caso de fallo de las artificiales.

En España está en funcionamiento, desde 1992,el almacenamiento de El Cabril, en Hornachuelos (Cór-doba), para este tipo de residuos, construido con latecnología francesa de barreras múltiples. (Ver foto enla página 172.)

Los residuos de baja y media actividad proce-dentes de las centrales nucleares llegan a El Cabril acon-dicionados en bidones metálicos de 220 litros. Estosbidones son introducidos en contenedores de hormi-gón armado de forma cúbica de 2 metros de lado, in-movilizándolos mediante una lechada de cemento. Loscontenedores, cuando el cemento de relleno ha fra-guado, se llevan a su destino definitivo, una celda dehormigón armado con capacidad para 320 contene-dores, la cual una vez llena, se sella y se cubre conuna losa de hormigón armado. Cuando todas las cel-das estén completas se cubrirán con sucesivas capasde arcilla y grava, siendo la capa exterior de tierra ve-getal para plantar arbustos, con el fin de que la ins-talación quede integrada paisajísticamente en la zona.

El número de celdas existentes en El Cabril esde 28 (en dos plataformas), construidas sobre el te-rreno en una formación geológica constituida por pi-zarras arcillosas.

Los residuos procedentes de instalaciones ra-diactivas (pequeños productores) llegan a El Cabril sin

acondicionar, operación que se realiza en las instala-ciones allí existentes, procediéndose en esta operaciónde la misma manera que con los residuos que teníansu origen en las centrales nucleares.

El confinamiento que se produce con este sis-tema es suficiente para que el impacto radiológico seaprácticamente nulo. En el caso improbable de una si-tuación accidental no prevista, en la que haya degra-dación de estas barreras, el objetivo de seguridad esque el impacto radiológico sea en cualquier caso in-ferior al fondo natural. A este respecto conviene re-cordar que un 70% de los residuos de baja actividadalcanza la inocuidad en unos decenios.

El Cabril tiene capacidad para almacenar unos50.000 m3, volumen que se estima es suficiente hastael año 2020.

Dada la importancia que la energía nuclear tie-ne en los países de la Unión Europea y en los futu-ros miembros, la Comisión Europea ha propuesto en2002 una Directiva sobre residuos radiactivos con elobjetivo de dar una respuesta clara, transparente y enun plazo razonable a la cuestión del tratamiento delos mismos.

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Almacenamiento de residuos radiactivos de alta actividad.Contenedor de combustible gastado en seco.

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¿En qué consiste el desmantelamiento de las centrales nucleares y qué residuos se producen?

s preciso considerar la fase de clausura y desmantela-miento de las centrales nucleares cuando han termi-nado su vida útil. En el caso de la parada definitiva deuna central nuclear, se procede en el plazo más breveposible a la retirada de la central de todo el combus-tible irradiado que hay en ella, tanto en el núcleo delreactor como el almacenado en sus piscinas. A partirde ese momento el proceso se transfiere a ENRESA, quees la empresa responsable del desmantelamiento.

En el caso de los reactores de agua, se proce-de a continuación a tratar el agua de refrigeración yotros líquidos contaminados, concentrándolos y soli-dificándolos con cemento en bidones metálicos, ob-teniendo residuos sólidos de baja actividad o de me-dia, que se retiran de la central.

A continuación, existen tres alternativas a seguir:

– Mantenimiento indefinido de la instalación ensituación de parada definitiva (desmantela-miento nivel 1).

– Desmantelamiento de las partes convencio-nales y de las que aún tengan un cierto ni-vel de actividad radiactiva, dejando el restode los elementos, principalmente las estruc-turas, de forma que puedan ser reutilizadoscon algunas restricciones (desmantelamientonivel 2).

– Desmantelamiento total, dejando el empla-zamiento en condiciones de ser reutilizado sinningún tipo de restricción (desmantelamien-to nivel 3). En este caso, el desmantelamien-to y desmontaje y demolición de estructuras,tuberías y componentes, de hormigón y me-tálicos, que están contaminados internamen-te, y el tratamiento como residuos radiactivosde los restos. El 85% del total de una centralnuclear nunca llega a ser radiactivo ni se con-tamina y son residuos y escombros conven-cionales.

Una vez terminado el desmantelamiento, se pro-cede a declarar clausurada la instalación y a partir deese momento puede utilizarse el emplazamiento en lascondiciones que se establezcan en la Declaración deClausura.

Hasta ahora no se ha llevado a cabo en el mun-do ningún desmantelamiento de nivel 3 en centralesde explotación comercial, aunque sí en numerosos re-actores de pequeña potencia. La decisión sobre cuáles el nivel de desmantelamiento más conveniente de-pende de consideraciones de coste y beneficio.

El volumen de residuos radiactivos de baja y me-dia actividad que se producen en los dos procesos, des-contaminación y desmantelamiento, se estima que esequivalente al producido en el funcionamiento de lacentral durante 25 años.

En España, los trabajos de desmantelamiento deVandellós I, central clausurada en 1989, se iniciaronen 1998 tras la obtención de la Declaración de ImpactoAmbiental y las autorizaciones administrativas corres-pondientes. Debido a las características técnicas de estacentral, el objetivo es alcanzar el nivel 2, lo que per-mitirá liberar más del 80% del emplazamiento. En di-cha situación permanecerá durante un periodo de la-tencia estimado de 30 años, tras el cual se completa-rá el desmantelamiento total de las partes remanentespara alcanzar el nivel 3 y liberar totalmente el empla-zamiento.

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Central de almacenimiento de residuos radiactivos de baja y mediaactividad de El Cabril

L

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Para el resto de las centrales nucleares españolas,el Plan General de Residuos Radiactivos contempla undesmantelamiento que alcanzará directamente el nivel3. Este criterio sería aplicable al desmantelamiento dela central nuclear de José Cabrera, cuya puesta fuerade servicio ha sido establecida en el año 2006, de acuer-do con la planificación aprobada por el Gobierno enoctubre de 2002.

¿Qué organismo es responsableen España de la gestión de los residuos radiactivos?

a Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (ENRE-SA) es la sociedad responsable de la gestión de todoslos residuos radiactivos generados en España, comoson los procedentes de las centrales nucleares, de loscentros médicos, de los centros de investigación nu-clear, de la industria, etc. Asimismo, es responsable delas operaciones de desmantelamiento y clausura de to-das las instalaciones nucleares.

ENRESA es de capital enteramente público, per-teneciendo el 80% al Centro de Investigaciones Ener-géticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) yel 20% restante a la Sociedad Estatal de Participacio-nes Industriales (SEPI). Fue constituida por Decreto Leyel 4 de julio de 1984, con el objetivo de llevar a cabola gestión segura de los residuos radiactivos genera-dos en España, garantizando la neutralización de losriesgos que dichos residuos pudieran implicar, tantopara la salud de las personas como para la integridaddel medio ambiente. La financiación de ENRESA se rea-liza mediante una cuota obtenida de la facturación deelectricidad. Entre sus funciones están las siguientes:

– Buscar emplazamientos, concebir, construir yoperar los centros para el almacenamientotemporal y definitivo de los residuos de alta,media y baja actividad.

– Establecer sistemas para la recogida, transfe-rencia y transporte de los residuos radiacti-vos.

– Gestionar las operaciones derivadas de la clau-sura de las instalaciones nucleares y radiac-tivas.

– Acondicionar los estériles originados en la mi-

nería y fabricación de concentrados de ura-nio cuando se requiera.

– Actuar como apoyo a los servicios de pro-tección civil en caso de emergencias nuclea-res.

Todas sus actividades deben quedar recogidasen su Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR),el cual una vez aprobado por el Gobierno y presen-tado al Parlamento, es objeto de revisión periódica (elprimero fue elaborado en 1989). En el quinto PGRR,que es el vigente actualmente, ENRESA se encarga dela retirada de los residuos de media y baja actividadde las instalaciones radiactivas españolas y de su de-pósito y conservación en el centro de almacenamien-to de El Cabril (Córdoba). Por lo que se refiere a losresiduos de alta actividad, que por el momento se en-cuentran almacenados provisionalmente en las pisci-nas ubicadas en las respectivas centrales nucleares, laempresa está desarrollando estudios para identificar elemplazamiento más adecuado para el almacenamien-to definitivo de los mismos.

En cuanto a desmantelamiento y clausura de ins-talaciones nucleares, ENRESA cuenta ya con las pri-meras experiencias de este tipo, ya que intervino enlas operaciones de este tipo efectuadas en relación conla antigua fábrica de uranio de Andújar, y actualmen-te está realizando el desmantelamiento de la centralnuclear Vandellós I.

Finalmente conviene señalar que el ministerioresponsable de la política energética de nuestro países el órgano competente en el otorgamiento de per-misos y licencias para desarrollar las actividades nu-cleares y radiactivas en España. Para dar estas licen-cias el ministerio ha de contar con el informe previo,vinculante, del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN),que es el único organismo competente en materia deSeguridad Nuclear y Protección Radiológica.

¿Cómo afectan las centralesnucleares al medio ambiente?

n el marco de las principales preocupaciones medio-ambientales actuales, las centrales nucleares presen-tan la particularidad de que su funcionamiento no ge-nera ninguno de los gases a los que se responsabili-za de buena parte de los principales problemas

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medioambientales de carácter global, como son la llu-via ácida, efecto invernadero, etc.

Las centrales nucleares transforman energía tér-mica en eléctrica al igual que lo hacen las centralestérmicas clásicas. La diferencia está en el proceso degeneración de esa energía térmica. En las centrales nu-cleares la energía térmica se genera por un procesode fisión nuclear. En las centrales térmicas clásicas laenergía se genera por la reacción química de com-bustión del combustible que utilizan, generalmente car-bón, gas u otros combustibles fósiles. Por ello, las cen-trales nucleares no generan CO

2, ni SO

2, ni NO

x, ni

otro tipo de gases de efecto invernadero y de lluviaácida.

Otros tipos de impactos ambientales como pue-den ser el térmico, el químico proveniente del aguadescargada, el climático producido por las torres de

refrigeración, en su caso, o de los embalses de refri-geración, el acústico, el visual o el social son simila-res al creado por las centrales térmicas convenciona-les, puesto que están asociados no al proceso de ge-neración del vapor, sino al proceso de generación ytransformación de la energía eléctrica que es similaren ambos tipos de centrales.

El efecto diferenciador fundamental es el del im-pacto radiológico que pueden producir en su funciónlas centrales nucleares, así como los residuos radiac-tivos que generan. En resumen, las fuentes de gene-ración de impacto radiológico ambiental que son es-pecíficas de las centrales nucleares son: los efluentesgaseosos y líquidos, los residuos sólidos de baja y me-dia actividad y los residuos sólidos de alta actividad.Todos estos puntos han sido ya tratados en pregun-tas anteriores de este documento.

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Central nuclear de Cofrentes.

E

Aunque el volumen de residuos generado poruna central nuclear es moderadamente pequeño, suactividad radiológica determina su incidencia sobre elentorno. Sin embargo, la industria eléctrica ha senti-do preocupación, desde sus orígenes, por los efectosque pudieran tener sobre las personas y el medio am-biente, por lo que estos residuos generados en la pro-ducción de electricidad son tratados convenientemente,con el fin de reducir su actividad hasta situarla por de-bajo de los mínimos que establece la legislación vi-gente.

Así, los residuos gaseosos son filtrados y pos-teriormente conducidos hasta tanques de retención ylechos que contienen resinas cambiadoras de ionespara, después de perder su actividad, ser emitidos ala atmósfera. Los residuos sólidos y líquidos, una vezque se han extraído de ellos algunos subproductos quepueden ser aprovechados, son embutidos en matricesde hormigón que garantizan su estanqueidad, para al-macenarlos posteriormente en configuraciones geoló-gicas terrestres de gran estabilidad.

Naturalmente, durante la operación de la cen-tral, se efectúa un seguimiento continuo y exhaustivode los niveles de radiactividad de los sistemas y com-ponentes, de los niveles de descarga de los efluentes,de su grado de actividad y de la situación y condicionesde todos y cada uno de los residuos sólidos genera-dos. Además, el impacto radiológico que los efluen-tes pudieran producir en el entorno se controla a tra-vés de Programas de Vigilancia Radiológica Ambien-tal (PVRMA). Se informa periódicamente al CSN de losefluentes descargados y de los resultados de su impactoradiológico en el exterior para su evaluación y con-trol.

Finalmente, puede afirmarse que desde el pun-to de vista de la protección del medio ambiente, lascentrales nucleares siempre han estado sujetas a un es-tricto control reglamentario institucional, difícil de igua-lar en otras actividades industriales. Dicho marco re-glamentario contempla todas y cada una de las fasesque componen el ciclo del combustible, así como laprotección de los trabajadores de la central y el pú-blico en general, y posteriormente el desmantelamientode la central al final de su vida útil.

Para tener un mayor detalle sobre este tema serecomienda consultar la publicación de UNESA «La In-dustria Eléctrica y el Medio Ambiente-2001».

¿Cuál es la reglamentaciónespecíficamente nuclear que se aplica en España?

l criterio básico seguido por la legislación nuclear, tan-to en España como en cualquier otro país con apli-caciones de la energía nuclear, es garantizar la segu-ridad nuclear y la protección radiológica de la pobla-ción y del personal que opera en toda instalaciónnuclear.

Tanto a nivel nacional como internacional, la le-gislación que regula la utilización de la energía nuclearestá muy desarrollada, ya que desciende hasta los másmínimos detalles. Al tiempo, es también muy dinámi-ca, puesto que se incorpora de forma automática cual-quier innovación que surja en esta materia.

En España, se establecen leyes y reglamentosespecíficos de carácter obligatorio para todas las ins-talaciones nucleares, además de la normativa generalde la reglamentación industrial española.

Las disposiciones legales más importantes esta-blecidas hasta el momento son las siguientes:

– Ley 25/1964, de 29 de abril, sobre energía nuclear, modificada y actualizada en diversasocasiones.

– Ley 15/1980, de 22 de abril, por la que se creael Consejo de Seguridad Nuclear.

– Decreto 1836/1999, de 3 de diciembre, por elque se aprueba el Reglamento de instalacio-nes nucleares y radiactivas.

– Real Decreto 2967/1979, de 7 de diciembre,sobre ordenación de actividades en el ciclodel combustible nuclear.

– Real Decreto 1157/1982, de 30 de abril, porel que se aprueba el Estatuto del Consejo deSeguridad Nuclear.

– Real Decreto 783/2001, de 6 de julio, por elque se aprueba el Reglamento sobre Protec-ción Sanitaria contra Radiaciones Ionizantes,el cual sustituye a otros anteriores para adap-tar la reglamentación nacional a la de la UniónEuropea.

Asimismo, al ser España miembro de la UE, debeaplicarse toda la reglamentación que sobre la energíanuclear establezca la Comunidad Europea.

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L

Por último, una práctica común en España esla aplicación en las instalaciones nucleares y radiacti-vas de todas las recomendaciones formuladas por losorganismos internacionales a los que pertenece Espa-ña, como son: el Organismo Internacional de la Ener-gía Atómica (OIEA), la Agencia de Energía Nuclear dela OCDE, la Comisión Internacional de Protección Ra-diológica, etc.

¿Cuáles son los principalesorganismos internacionales que formulan recomendacionessobre Seguridad Nuclear y Protección Radiológica?

os principales organismos internacionales que formu-lan recomendaciones en el ámbito de la energía nu-clear son: el Organismo Internacional de Energía Ató-mica, la Agencia de Energía Nuclear de la OCDE, laComunidad Europea de Energía Atómica (EURATOM)que actualmente está integrada en la Unión Europea,y la Asociación Mundial de Explotadores Nucleares(WANO).

Además, existen organismos internacionales es-pecializados en el ámbito de la Protección Radiológi-ca. Sus principales objetivos y características son lassiguientes:

– El organismo nuclear intergubernamentalmás importante del mundo es el OrganismoInternacional de Energía Atómica (OIEA), creado por Naciones Unidas en 1956. La sededel Organismo está en Viena y forman partede él 112 Estados, según datos de finales de1991. Sus cometidos son muy amplios den-tro del campo de la energía nuclear y la re-glamentación española exige que estas reco-mendaciones del OIEA –como las de los res-tantes organismos internacionales de los queEspaña forma parte– sean de obligado cum-plimento en las instalaciones nucleares y ra-diactivas españolas.Las misiones principales de este organismoson: formulación de recomendaciones sobreseguridad nuclear y protección radiológica;

comprobación de que no se emplean en apli-caciones militares aquellos materiales fisio-nables destinados a usos pacíficos; intercam-bio de información; asistencia técnica; fomentode los usos pacíficos de la energía nuclear;realización de investigaciones, etc.

– La Agencia de Energía Nuclear de la OCDE(NEA) fue creada en el seno de la Organiza-ción de Cooperación y Desarrollo Económi-co en 1987. Forman parte de ella 19 estadoseuropeos, además de Canadá, Estados Unidos,Japón, Australia y Nueva Zelanda; su sede estáen París y actúa como órgano subordinado dela OCDE. Dentro de la Agencia existen cua-tro direcciones técnicas: ciencias y técnicas nu-cleares; desarrollo tecnológico; seguridad nu-clear, protección radiológica y gestión de re-siduos radiactivos. Al pertenecer España a laNEA, sus recomendaciones –al igual que ocu-rre con el OIEA– son de obligado cumpli-mento en España.

– Por su parte, la industria nuclear, tratando demaximizar la seguridad y la fiabilidad de lascentrales nucleares, creó en 1989 un orga-nismo internacional –de carácter no estatal–que se ocupa de reforzar los lazos de coo-peración entre los explotadores de centralesnucleares y de intercambiar datos sobre la ex-periencia en la explotación. Recibe el nom-bre de Asociación Mundial de ExplotadoresNucleares (World Association of Nuclear Ope-rators, WANO).

Entre los organismos internacionales que for-mulan recomendaciones en el campo de la ProtecciónRadiológica, destaca la Comisión Internacional de Pro-tección Radiológica (ICRP) constituida en 1928 bajo ladenominación de Comisión Internacional para la Pro-tección frente a los Rayos X y el Radio, nombre queexpresa que su cometido se refería a las aplicacionesmédicas de la radiación. Originalmente estaba forma-da solamente por médicos y biólogos, pero al ampliarsus cometidos a la protección radiológica de instala-ciones nucleares y radiactivas, en 1950, además de cam-biar el nombre ha incorporado en su seno a físicos,químicos, ingenieros, etc.

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O

¿Qué es un Plan de Emergencia de una central nuclear?

curren a veces sucesos que son susceptibles de pro-ducir daños de gran importancia en una región, tan-to a su población como a sus bienes. Unos son debi-dos a catástrofes naturales y otros son consecuenciade acciones humanas. Como ejemplos del primer tipopodríamos citar un huracán, una gran inundación, unterremoto, etc.; como sucesos ligados a las accioneshumanas, se tienen el incendio en una fábrica de pro-ductos químicos, la rotura de una presa, etc.

En los sucesos ligados a la actividad humana de-ben tomarse todas las medidas posibles para reduciren lo posible la probabilidad de que se produzca lacatástrofe, teniendo previstas las medidas a adoptar encaso de originarse el hecho. Aunque siempre ha es-tado establecida esta clase de medidas desde el prin-cipio de la utilización de la energía nuclear en Espa-ña, en el año 1985 éstas se recogieron en la Ley 2/1985,de 21 de enero, sobre Protección Civil; y también enel Real Decreto 407/1992, de 24 de abril, donde se es-tablece la norma básica de protección civil.

Toda esta normativa contempla la emergencianuclear en el remoto caso de accidente grave en unacentral nuclear. Aunque ya sabemos que durante el di-seño, la construcción y la operación de una central nu-clear se tienen en cuenta una serie de principios y re-glas técnicas, gracias a los cuales se consigue que seamínima la probabilidad de que ocurra un fallo en lacentral, el concepto de seguridad a ultranza obliga aconsiderar que, a pesar de todo, podría ocurrir un ac-cidente grave y que deben tenerse previstas las me-didas que habrían de adoptarse para disminuir las con-secuencias sobre la población. Este conjunto de me-didas recibe el nombre de plan de emergencia nuclearde la central.

Hay que distinguir entre dos clases de planes:plan de emergencia interior, concebido para protegeral personal de la central cuando el accidente quedaconfinado dentro de la misma, sin que tenga conse-cuencias sobre el exterior; y plan de emergencia ex-terior, que se aplicaría en el caso de un accidente quetuviera consecuencias en el exterior de la central, porlo que habrían de tomarse medidas para proteger a lapoblación del entorno.

La confección del plan de emergencia interior

corresponde a la entidad explotadora de la central, lacual debe proponerlo para su aprobación al Ministe-rio de Economía/Consejo de Seguridad Nuclear. En elcaso de que fuera necesario aplicar el plan, su ejecu-ción correspondería, previa comunicación al Consejode Seguridad Nuclear, a la entidad explotadora, conla colaboración que fuera precisa del exterior.

Los planes de emergencia exterior entran den-tro de los cometidos de la protección civil. Estos pla-nes han de basarse en el Plan básico de emergencianuclear, aprobado por la O.M. del Ministerio del In-terior de 29 de marzo de 1989. Esta Orden Ministeriales un documento en el que se define el contenido yorganización que han de tener los planes de emer-gencia, así como los cometidos que corresponden enellos a las distintas autoridades y organizaciones in-volucradas (Delegación del Gobierno, Protección Ci-vil, Ayuntamientos, empresa explotadora, etc.). En las

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Central nuclear de Trillo.

E

D

provincias donde hay ubicada una o más centrales nucleares ha de establecerse, además, un plan pro-vincial de emergencia nuclear, cuya redacción y eje-cución caen bajo la competencia del subdelegado delGobierno.

¿Cómo se informa a la poblaciónsobre una emergencia nuclear?

ar una información rápida y objetiva a la población in-volucrada en una emergencia nuclear es de gran im-portancia. En los ámbitos local y nacional se enmar-can dentro de los Planes Provinciales de Emergencia,en los que los destinatarios son las personas que pue-den verse afectadas, directa o indirectamente, por unaccidente.

En el ámbito internacional se enmarcan dentrode las obligaciones contraídas por los estados en Con-venios Internacionales, como el de Pronta Notificacióny el de Asistencia Mutua (ambos ratificados por España),o por requisitos del Tratado EURATOM, en el que losdestinatarios son organismos técnicos (OIEA de Na-ciones Unidas, la Comisión de la UE, NEA/OCDE, etc.),que tienen por misión coordinar la ayuda internacio-nal si fuera necesaria.

A nivel local, y referido a los países de la UniónEuropea, la Directiva 89/618/EURATOM (transferida porOrden Ministerial de 4 de junio de 1993) regula la in-formación que hay que dar sobre las medidas de pro-tección sanitaria y sobre el comportamiento a seguiren caso de emergencia nuclear. Por lo que a Españarespecta, la responsabilidad de proporcionar la infor-mación local corresponde al subdelegado del Gobiernode la provincia, por ser presidente del Centro de Coor-dinación Operativa (CECOP) y director del Plan deEmergencia Provincial. La información debe contenerindicaciones precisas sobre:

– La situación radiológica, las características delas sustancias radiactivas liberadas, la zona geo-gráfica afectada, y la previsible evolución dela situación de emergencia a la vista de lascondiciones climatológicas reinantes.

– Las consignas de protección, relativas a la cir-culación en la zona, permanencia en refugio,recomendaciones alimentarias, profilaxis conyodo, disposiciones para la evacuación de la

población (si fuera necesario), e instruccionespara los grupos más vulnerables (en particu-lar, niños y mujeres embarazadas).

En el ámbito supranacional se ha establecido unprocedimiento de notificación rápida y objetiva, queconsiste en señalar la gravedad de un suceso mediantesu posición en la Escala Internacional de Sucesos Nu-cleares, conocida como Escala INES (de las siglas in-glesas International Nuclear Event Scale), que utilizacomo criterios de clasificación el alcance del impactoradiológico y la degradación de las barreras de la de-fensa en profundidad.

¿Qué son los reactores nucleares avanzados?

l futuro desarrollo de la energía nuclear pasa inde-fectiblemente por nuevos desarrollos tecnológicos, en-tre los que cabe destacar los reactores nucleares avan-zados y la fusión.

Los reactores nucleares avanzados, basándoseen los conceptos de las centrales actuales en opera-ción, están desarrollando, por un lado, criterios mássimples y estandarizados para mejorar su funciona-miento y operatividad, y por otro, conseguir unos cos-tes y plazos de construcción menores.

En el grupo de reactores avanzados se en-cuentran también los reactores pasivos, que incorpo-ran innovaciones relacionadas con sistemas de segu-ridad basados en circulación natural para refrigeracióny en la gravedad para sistemas de refrigeración de emer-gencia. Este concepto se caracteriza por su menor com-plejidad, lo cual facilita su manejo, y porque reduceaún más el posible error humano.

En el momento actual existen los siguientes con-ceptos de reactores avanzados, algunos de los cualesya se han construido y están en operación, mientrasque otros están en fase de construcción en países delPacífico:

– ABWR (Advanced Boiling Water Reactor). Re-actor BWR evolutivo diseñado por GeneralElectric, de 1.350 MWe de potencia.

– System 80+. Reactor PWR evolutivo diseñadopor Combustion Engineering, de 1.350 MWede potencia.

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– AP600. Reactor PWR pasivo diseñado porWestinghouse, de 600 MWe de potencia.

– SBWR (Simplified Boiling Water Reactor). Re-actor BWR pasivo de diseño General Electricde 600 MWe de potencia.

El sector eléctrico español ha seguido muy decerca estos programas desde sus comienzos y, a tra-vés de UNESA, en diciembre de 1988, desarrolló un«Proyecto de Investigación sobre Reactores Avanzados»con el fin de mantener la tecnología nuclear y prepa-rar el sector español para el futuro, con las siguientesáreas de actuación.

– Programa de Reactores Avanzados Europeos:participación en la elaboración del documentoEUR y participación en el REP-2000 francés(posteriormente integrado en el EPR).

– Programa de Reactores Nucleares Pasivos delEPRI: certificación de reactores pasivos antela Nuclear Regulatory Commission, diseño deldetalle del reactor SBWR de General Electricy del reactor AP-600 de Westinghouse.

– Programa de Reactores Nucleares Evolutivosdel EPRI: diseño del ABWR.

El programa español, que ha sido continuadopor la asociación para el Desarrollo Tecnológico Nu-clear (DTN), ha supuesto un coste de cerca de 7.000millones de pesetas y ha permitido al sector nuclearespañol no sólo colaborar con los programas interna-cionales más importantes, sino trabajar en áreas de graninterés para el futuro y para su aplicación en las cen-trales en funcionamiento.

¿Qué es la fusión nuclear?

a reacción de fusión nuclear consiste en la interacciónde dos núcleos ligeros –por ejemplo, los isótopos delhidrógeno Deuterio (D) y Tritio (T)– dando lugar a unnuevo núcleo –Helio–, un neutrón y una gran canti-dad de energía. Este proceso de producción de ener-gía es el que tiene lugar de manera permanente en elsol y en las estrellas.

Un reactor de fusión ofrece en principio las ven-tajas de unas condiciones de máxima seguridad (in-trínsecamente seguro frente a accidentes graves puesno se producen reacciones en cadena), mínimo impacto

medioambiental (no se producen gases nocivos ni re-siduos de larga actividad si se hace una elección apro-piada de los materiales) y alta competitividad econó-mica (coste muy reducido del combustible, ya que sepuede extraer del agua del mar).

Conseguir sin embargo reacciones de fusión deforma controlada en la tierra es muy difícil (por ejem-plo, mantener un gas ionizado o plasma confinado atemperaturas superiores a los 100 millones de grados),lo cual ha hecho que en los últimos 50 años se hayarealizado un esfuerzo gigantesco de I+D en orden aproducir reacciones de fusión de forma controlada parala producción de electricidad.

Para reproducir este tipo de proceso en la Tierra, se están siguiendo dos métodos. El primero, conocido como «Confinamiento inercial», consiste encomprimir una pastilla muy pequeña de Deuterio-Tritio hasta temperaturas y densidades elevadísimas,concentrando sobre ella intensos haces de energía. Estos haces son de luz láser o de partículas muy energéticas.

El segundo método, conocido como «Confina-miento magnético de un plasma» (Tokamaks), consis-te en calentar el plasma de Deuterio-Tritio hasta quese consiguen las condiciones de reacción, por mediode campos magnéticos muy intensos. Se han dado yavarios pasos importantes en su desarrollo, habiéndo-se conseguido últimamente crear y mantener de for-ma estable plasmas similares a los requeridos en unreactor comercial de fusión con una producción de has-ta 16 MW de potencia (22 MJ de energía). Es más, laspropiedades de los plasmas D-T son lo suficientementeconocidos como para plantearse de forma realista laconstrucción de un reactor experimental de fusión porconfinamiento magnético a nivel internacional cono-cido con el nombre de ITER (International Thermo-nuclear Experimental Reactor).

Sin embargo, las perspectivas de la fusión nu-clear se presentan más allá de sus logros científico-téc-nicos, en el contexto difícil de diversificación energé-tica, abaratamiento de costes y nuevas tecnologías degeneración eléctrica emergentes en la actualidad. Noobstante, sí se puede decir que representan una ver-dadera alternativa energética para el futuro.

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A¿Cuáles son las perspectivas de la energía nuclear?

ctualmente, la política energética de los países de laUnión Europea, entre ellos España, está basada en lossiguientes criterios:

– Asegurar el abastecimiento energético (que im-plica diversificación de fuentes de suministro).

– Desarrollar fuentes energéticas competitivas.– Utilizar energías respetuosas con el medio am-

biente.

La Unión Europea está considerando contar connuevas centrales nucleares, tanto por lo que respectaa la seguridad de suministro en la UE, como a la ne-cesidad de cumplimiento del Protocolo de Kioto. Enel Gráfico V.18 puede verse hasta qué punto los paí-ses de la UE han apostado por la energía nuclear. Unoshan desechado y otros han apostado fuertemente. Es-paña se mantiene en torno a la media europea.

Es evidente que la UE no va a estar a resguar-do de posibles crisis, bien de carácter político o ener-

gético, que puedan aparecer en zonas geográficas delas que proceden porcentajes significativos de su su-ministro energético. Y es más, países como España, conun nivel de autoabastecimiento decreciente –el 25% hoy,pero sólo el 15% si se descontase la energía nuclear–lo van a estar mucho menos. Es un hecho que Euro-pa está poco preparada para dar respuesta solidaria auna nueva situación de crisis energética como la acae-cida en los años setenta.

Por consiguiente, teniendo en cuenta que en Es-paña aproximadamente un tercio de la producción eléc-trica actual es de origen nuclear, existen razones im-portantes que justifican la continuidad del funciona-miento de las centrales nucleares:

a) Es necesario disponer de energías seguras,limpias, fiables y económicas. La economíade un país no puede admitir una pérdida degarantía en su suministro energético.

b) El autoabastecimiento de energía primariaen España se cifra, actualmente, en un 25%,con lo que el 75% de la energía primariaconsumida es importada del exterior. Ha-bría un incremento de la dependencia ex-terior si se abandonase la energía nucleary parte de ella se sustituyese con las cen-trales de gas de ciclo combinado y con car-bón de importación.

c) Las energías renovables podrían cubrir unaparte del crecimiento de la demanda eléctri-ca, pero es muy difícil que puedan a medioplazo sustituir a la generación nuclear. Tén-gase en cuenta que las centrales nucleares es-pañolas funcionan entre 7.000 y 8.000 horasanuales, frente a las 2.000 a 3.000 horas quefuncionan normalmente las centrales eólicasy solares.

Por consiguiente, y como resumen de las ante-riores consideraciones, pueden establecerse las si-guientes directrices sobre la evolución de la energíaen España:

– El mantenimiento de las centrales nuclearesen operación en condiciones óptimas de se-guridad y fiabilidad, lo que incluye explícita-mente la ejecución de programas de funcio-namiento a largo plazo de las mismas.

– La potenciación de los aspectos relacionados

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Gráfico V.18

Contribución de la energía nuclear al abastecimiento eléctrico de la Unión Europea

(Año 1999)

Fuente: DG TREN (Comisión UE).

200

con la optimización del ciclo de combustiblenuclear.

– La atención a las actividades de investigacióny desarrollo en el campo nuclear, especial-mente en lo que se refiere a cuestiones talescomo seguridad nuclear, diseños avanzadosde reactores nucleares y fusión nuclear, a finde que este desarrollo constituya la base defuturos programas nucleares.

Esta situación permite asegurar que la energíanuclear tiene ante sí un amplio horizonte de desarro-llo, primero a través de las centrales nucleares de fi-sión, y después de fusión. Las centrales nucleares ac-tuales no son más que una primera fase del desarro-llo de esta tecnología que ha demostrado sobradamentesu viabilidad.

181

Capítulo VIEnergías renovablespara la producción

de electricidad

S

¿Qué son las llamadas energíasrenovables?

on fuentes de energía que utilizan recursos no agota-bles temporalmente, al menos a escala humana. En ge-neral se consideran energías renovables aquellas fuen-tes de energía que utilizan cualquier recurso natural deorigen no fósil (carbón o hidrocarburos) ni nuclear.

Los países desarrollados comenzaron a impul-sar este tipo de energías como consecuencia de la cri-sis de los hidrocarburos de los años setenta. Esta cri-sis había causado efectos negativos muy importantesen sus economías. En aquellos momentos la partici-pación del petróleo en los balances de energía pri-maria de estos países alcanzaba tasas mayoritarias, delorden del 50% o más (en España el 70%), la eleva-ción de los precios del petróleo era continua, habíauna incidencia muy negativa en sus balanzas de pa-gos, etc. Los responsables de las políticas energéticasde estos países centraron su atención, entre otras me-didas, en la posibilidad del desarrollo de las energíasrenovables, por sus características de fuentes autóc-tonas, renovables y poco contaminantes. Al mismotiempo, se buscó aumentar la eficiencia energética parapermitir un crecimiento del PIB con menor consumoenergético, fomentando la cogeneración, que, aunqueutilizando combustibles convencionales, permite ob-tener un mayor rendimiento energético global que las

producciones de energía eléctrica y de calor separa-damente.

Más recientemente, durante la década de los no-venta, el principal argumento para la promoción deeste tipo de energías, renovables y cogeneración, hasido el punto de vista medioambiental. El objetivo desu desarrollo sostenible exigía, entre otras cosas, la li-mitación de emisiones de gases de efecto invernade-ro, y por ello el cumplimiento del Protocolo de Kiotoes uno de los motivos que más se esgrimen para elfomento de estas energías.

Otros motivos que justifican la promoción de estetipo de energías son de cohesión social y económica,como son: la fijación de población en áreas rurales, lacreación de puestos de trabajo (en muchos casos enzonas no industrializadas), el desarrollo tecnológico yel de la industria de bienes de equipo.

Estas energías renovables utilizan como energíaprimaria la energía hidráulica (se consideran sólo lospequeños aprovechamientos), la energía eólica (apro-vechamiento del potencial de viento), la energía so-lar, tanto en usos térmicos (calentamiento de fluidos)como fotovoltaica (producción de energía eléctrica),la energía geotérmica, y las energías marinas (olas ymareas). Junto a estas modalidades, se incluye la bio-masa, ya que aunque en su uso se emite CO

2, éste ha

sido previamente fijado en el combustible, por lo quesu balance global a este respecto es aproximadamen-te neutro.

185

201

EL

De estas energías, son clásicos los aprovecha-mientos de la energía hidroeléctrica para generaciónde electricidad y el uso de la biomasa. Aunque tradi-cionalmente constituyeron el grueso de la aportacióna nuestro sistema energético de las energías renova-bles, desde finales de los años ochenta se están de-sarrollando nuevas tecnologías, como son la energíaeólica, la solar o la utilización de residuos urbanos queincrementan paulatinamente su participación en el mer-cado de generación eléctrica.

La energía hidroeléctrica de pequeña potencia(<10 MW), aunque no se trata verdaderamente de unanueva tecnología, se suele incluir también en este gru-po de tecnologías de generación eléctrica, debido aque tienen un tratamiento legal y administrativo aná-logo y al nuevo enfoque tecnológico (automatización)que se está dando a su aprovechamiento. No sucedelo mismo con los aprovechamientos hidroeléctricos me-dianos y grandes (>10 MW) porque se les consideraque tienen un mayor impacto ambiental (grandes em-balses).

En definitiva, bajo la denominación de «energíasrenovables» se incluyen unas energías cuyo aprove-chamiento actual se basa en el desarrollo de nuevastecnologías, unas ya en estado comercial y otras a ni-vel de desarrollo e investigación, que aprovechan re-cursos renovables poco contaminantes para producirenergía. En general, una parte muy importante de suaprovechamiento es a través de su conversión en elec-tricidad.

¿Por qué se les llama algunasveces «nuevas» energíasrenovables?

a terminología habitualmente utilizada para hablar deeste conjunto de fuentes energéticas conduce a cier-tos equívocos.

En primer lugar, no resulta muy exacto hablarde «nuevas» energías, ya que algunas de estas fuentes,como la biomasa o la energía eólica, han venido sien-do aprovechadas por la humanidad con fines energé-ticos, merced a métodos más o menos rudimentarios,desde hace cientos o miles de años (molinos de vien-to, leña, etc.).

En segundo lugar, aplicarles el término de «ener-gías renovables» también induce a confusión, ya quebajo tal denominación sería obligado incluir todos lostipos de aprovechamientos de la energía hidroeléctri-ca, que es una de las fuentes energéticas renovablespor excelencia. Sin embargo, es costumbre por razo-nes legales y administrativas incluir solamente entre las«nuevas energías» a la energía hidroeléctrica aprove-chada mediante saltos de pequeña potencia (<10 MW).

En tercer lugar, la noción de «energías alterna-tivas» resulta igualmente confusa, ya que el término po-dría sugerir implícitamente que se trata de fuentes ener-géticas que aparecen como una opción, en términosexcluyentes, frente a las energías tradicionales. Por elcontrario, la opinión internacional es que el uso de es-tas energías renovables debe combinarse racionalmentecon el de las convencionales a fin de contribuir a ladiversificación energética y a la seguridad en el abas-tecimiento.

En el fondo, lo que hay realmente de «nuevo»en este campo no es tanto el recurso primario (ener-gía solar, eólica...) que se aprovecha, sino las tecno-logías mediante las cuales son actualmente aprove-chadas. Por ello, un término más adecuado para en-globar a estas fuentes de energía sería el de «nuevastecnologías energéticas» para el aprovechamiento delos recursos renovables.

¿Cuál es la contribución de las energías renovables en

los países de la Unión Europea?

n la actualidad, la contribución de las «nuevas» ener-gías al abastecimiento energético es, aunque ha aumentado considerablemente en los últimos años, to-davía modesta. Su aportación resulta más interesantesi atendemos al papel que juegan en determinados usosmuy concretos o en el suministro de energía en luga-res muy determinados, donde presentan ventajas fren-te a otras alternativas energéticas.

El fomento de las energías renovables y de lacogeneración ha sido desde hace tiempo uno de losobjetivos centrales de la política energética comunita-ria. Ha habido numerosos programas con objeto de au-mentar la participación de las energías renovables enla producción eléctrica (Programa ALTENER) y de po-

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202

203

tenciar y favorecer el desarrollo, demostración e im-plementación de las nuevas tecnologías (ProgramasTHERMIE, VALOREN y JOULE).

En 1986 la Unión Europea ya se fijó como ob-jetivo energético el desarrollo de estas fuentes. La pu-blicación en 1996 del Libro Verde de las energías re-novables produjo un amplio debate público sobre lasmedidas que podrían emprenderse a escala comuni-taria y de los estados miembros.

Después, en el año 1997, la Comisión de la UEpublicó el Libro Blanco para una estrategia y plan deacción comunitarios, en el cual se establecía como ob-jetivo global, no vinculante jurídicamente, el de lo-grar una penetración de las fuentes de energías reno-vables del 12% en términos de energía primaria antesdel año 2010. La definición de las estrategias se deja-ba a la subsidiariedad de los estados miembros. Esteobjetivo lleva asociado una inversión del orden de los165.000 millones de euros para todo el periodo.

Durante los años 1998 y 1999 surgieron de dis-tintas instancias comunitarias diversos informes y pro-puestas relativas a la armonización para el fomento delas energías renovables, al establecimiento de reglascomunes para su desarrollo y la introducción de cri-terios de competencia en el mismo.

En septiembre del año 2001 se aprobó la Di-rectiva 2001/77/CE para la promoción de las ener-gías renovables en el Mercado Interior de la Electrici-dad, con el objetivo básico de incrementar significati-vamente la producción eléctrica con estas energías enla Unión Europea.

Esta Directiva requiere a los estados miembrosla puesta en marcha de las medidas que sean nece-sarias para asegurar que el desarrollo de las energíasrenovables esté en línea con los objetivos definidos enlos ámbitos nacional y comunitario. Otros plantea-mientos importantes de la Propuesta de Directiva sonlos siguientes:

– A corto y medio plazo cada estado miembropodrá aplicar los sistemas de apoyo que con-sidere adecuados para la promoción de estasenergías. En un plazo de cinco años la Co-misión juzgará si se puede proceder a una ar-monización de estos sistemas dentro de laUnión Europea.

– Se prevé la emisión de certificados verdes porparte de los estados miembros, de forma que

estos certificados acrediten el origen renova-ble de la energía. Estos certificados serán mu-tuamente reconocidos por los estados. Estoes, se sientan las bases para la creación deun mercado de energías renovables.A estos efectos, la energía procedente de lasgrandes instalaciones hidroeléctricas (>10 MW)se considera renovable, pero estas instala-ciones continúan estando excluidas en lo re-ferente a incentivos económicos.

– Se prevé el establecimiento de reglas están-dar para la financiación de las adaptacionestécnicas que deban realizarse en la red eléc-trica para facilitar el acceso a la misma de es-tas energías.

– En cuanto a la situación actual y objetivos in-dicativos por países contiene la informaciónque figura en la tabla VI.1. En el ámbito dela Unión Europea, la propuesta de Directivapretende que la generación eléctrica con ener-gías renovables, incluyendo la gran hidráuli-ca, se incremente en ocho puntos porcentualesen el periodo 1997-2010, pasando del 13,9%en 1997 al 22,1% en 2010.

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Participación de las energías renovables en la generación de electricidad en la Unión

Europea en 1997 y previsiones para 2010

Austria 72,7 78,1 10,7 21,1Suecia 49,1 60,0 5,1 15,7Portugal 38,5 45,6 4,8 21,5Finlandia 24,7 35,0 10,4 21,7ESPAÑA 19,9 29,4 3,6 17,5Italia 16,0 25,0 4,5 14,9Francia 15,0 21,0 2,2 8,9Dinamarca 8,7 29,0 8,7 29,0Grecia 8,6 20,1 0,4 14,5Alemania 4,5 12,5 2,4 10,3Irlanda 3,6 13,2 1,1 11,7Holanda 3,5 12,0 3,5 12,0Luxemburgo 2,1 5,7 2,1 5,7Reino Unido 1,7 10,0 0,9 9,3Bélgica 1,1 6,0 0,9 5,8

Unión Europea 13,9 22,1 3,2 12,5

Tabla VI.1

Fuente: Directiva para la Promoción de las Energías Renovables. Septiembre 2001.

Año 1997 (%) Año 2010 (%) (sin hidroeléctrica (sin hidroeléctrica

Año 1997 (%) Año 2010 (%) >10 MW) >10 MW)

L

El esfuerzo se centrará precisamente en lasenergías renovables con excepción de la granhidráulica, ya que se pretende que estas ener-gías pasen de suponer el 3,2% de la genera-ción eléctrica al 12,5%, esto es, casi cuadru-plicar su penetración.

En el caso de España, La Ley 54/97 del SectorEléctrico introdujo en una Disposición Transitoria, elmandato de que la Administración estableciera un Plande Fomento de Energías Renovables, con el fin de lo-grar en nuestro país el objetivo establecido en el ám-bito comunitario.

Finalmente, hay Directrices comunitarias sobreayudas estatales a favor del medio ambiente(2001/C37/03), recogidas en el Diario Oficial de las Co-munidades Europeas del 3-2-2001.

¿Cuál es la contribución de las energías renovables en España?

a aportación de las energías renovables a nuestro sis-tema energético ha ido variando a lo largo del tiem-po. Antes de la crisis energética de los años setenta,la utilización de las energías renovables para genera-ción de electricidad se reducía, prácticamente, a la pro-ducción hidroeléctrica.

Después de la crisis energética, el fomento delas energías renovables tiene su punto de partida enel año 1980, con la promulgación de la Ley 82/80 deConservación de la Energía, siguiendo las iniciativas

de eficiencia y diversificación energética propugnadaspor los organismos internacionales, especialmente porla Agencia Internacional de la Energía.

La aportación de las energías renovables a nues-tro sistema es todavía modesta. En el año 1998, las ener-gías renovables contribuyeron con 4,5 millones de TEP

188

Consumo de energía primaria en España. Año 1998

Petróleo 61.670 54,1Carbón 17.659 15,5Nuclear 15.376 13,5Gas 11.816 10,4Energías Renovables (*) 7.173 6,3Saldo Eléctrico 292 0,2

TOTAL 113.986 100,0

Tabla VI.2

Fuente: Secretaría de Estado de Industria y Energía e IDAE. Metodología A.I.E.(*) Incluye la electricidad hidroeléctrica > 10 MW.

Fuente Ktep %

Producción eléctrica y térmica con energíasrenovables en España. Año 1998

Hidráulica (>10 MW) 16.220,9 30.753,4 (*) 2.644,8Hidráulica (<10 MW) 1.509,7 5.607,0 482,2

Eléctrica Biomasa 188,8 1.139,1 168,6R.S.U. 94,1 585,8 247,0Eólica 834,1 1.437,0 123,6Solar fotovoltaica 8,7 15,3 1,3

Total Eléctrico 18.856,3 39.537,6 3.667,5

Biomasa 3.476,2Térmica Solar térmica 26,3

Geotermia 3,4

Total Térmico 3.505,9

TOTAL 7.173,4

Tabla VI.3

Fuente: IDAE. Comisión Consultiva de Ahorro y Eficiencia Energética.(*) Descontando 2.587 GWh consumidos en bombeo.

Producción Áreas MW GWh/año Ktep

Gráfico VI.1

Contribución de las energías renovables en España en 1998 (Ktep)

204

Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables (MINER e IDAE). 1999.

Y

al abastecimiento energético de dicho año, lo que su-pone un 4% del total. En esa cifra no está incluida laproducción hidroeléctrica mediante centrales de másde 10 MW. Si, por el contrario, añadiéramos este con-cepto, la contribución de las energías renovables al to-tal alcanzó los 7,2 millones de TEP, lo que supone un6,3% del consumo energético total. (Ver Tabla VI.2)

Esa producción con energías renovables se dis-tribuye para uso térmico y para la producción de elec-tricidad, tal y como se muestra en la Tabla VI.3 y elGráfico VI.1. La biomasa, con el 50,8%, y la energíahidráulica, con el 43,4%, son las tecnologías cuantita-tivamente más importantes. Según los usos, el 51,2%corresponde a producción eléctrica y el resto, 48,8%,a producción térmica.

Con relación a la contribución por comunida-des autónomas al balance nacional de energías del año1998, en el Gráfico VI.2 se destaca la fuerte participa-ción de Galicia, Castilla y León, Andalucía y Cataluña,muy activas en hidroelectricidad y biomasa, lo que re-presenta porcentajes también muy importantes de apor-tación a sus respectivos balances regionales.

¿Cuáles son los mecanismos de fomento de energías

renovables en los países de la UE?

a sabemos que el objetivo de este tipo de mecanis-mos es adecuar al mercado de generación el desarro-llo de las energías renovables y cogeneración, medianteuna mejora de sus rendimientos y una disminución delos costes de inversión de cada tecnología, permitiendosu desarrollo armonioso dentro del sistema eléctrico.Se pretende, por tanto, conseguir que el precio de laenergía producida por fuentes renovables pueda ajus-tarse, en un plazo más o menos corto, a los procedi-mientos de un mercado en competencia, y fomentan-do estas energías con el menor coste posible para losusuarios de la electricidad.

Así, en los Estados miembros de la UE operanactualmente diferentes mecanismos de apoyo, talescomo ayudas a la inversión, reducciones y exencio-nes de impuestos, o ayudas directas al precio del kWhgenerado (primas).

En la Unión Europea existen básicamente dosesquemas de ayuda directa al precio de las energíasrenovables:

1) Sistema de cuotas: el estado miembro deci-de un nivel adecuado de penetración en lageneración de su sistema eléctrico de ener-gías renovables y los promotores compitenpor la asignación de los incentivos existen-tes. Es el sistema utilizado en el Reino Uni-do, Irlanda y los Países Bajos.Se utilizan, asimismo, dos mecanismos dife-rentes para esta asignación:

a) Procedimiento de subastas. Se subasta en-tre los promotores de proyectos de ener-gía renovable el importe de las ayudas porkilovatio-hora, desarrollándose aquellosproyectos que han solicitado una menorayuda. El coste adicional de las ayudas re-cae en la factura de los consumidores me-diante un impuesto.

b) Procedimiento de certificados verdes. Lageneración eléctrica procedente de ener-gías renovables se coloca a precios de mer-cado. La financiación adicional necesariapara la puesta en el mercado de estas ener-

189

Gráfico VI.2

Participación de las CC.AA. al balance de energías renovables en España. 1998

205


E

gías se consigue obligando a que los con-sumidores consuman una parte de suenergía, cuyo origen esté avalado por cer-tificados verdes. De esta forma se desa-rrolla un mercado secundario de certifi-cados en el que los titulares de instala-ciones renovables compiten en precio paracolocar sus certificados.

2) Sistemas de apoyo fijo: el estado reconoce ala producción de electricidad generada contecnologías renovables una prima por kilo-vatio-hora, que se añade al precio del mer-cado de producción. Es el sistema que se uti-liza actualmente en Alemania y España.

¿Cuáles han sido en España losmecanismos de fomento de energías renovables para la generación de electricidad?

l marco legal y económico de las energías renovablesha ido modificándose en España a lo largo del tiem-po. Antes de las crisis energéticas y, por tanto, con an-terioridad a la Ley de Conservación de Energía de 1980,las únicas instalaciones de energía renovable que nopertenecían a las empresas eléctricas eran algunas cen-trales hidroeléctricas que vendían su producción a lasmismas en base a contratos privados de compra-ven-ta de energía, que solían tener como referencia los pre-cios de la generación de centrales térmicas conven-cionales, actualizándose los precios en base a la tari-fa media eléctrica.

Con la entrada en vigor de la Ley de Conser-vación de Energía, en los años ochenta, se creó un mar-co legal y administrativo que fue la base de las ener-gías renovables que generan electricidad. Esta Ley de-finió ya los tres ejes sobre los que se ha basado elfomento de estas energías en España desde el puntode vista de su conversión en electricidad:

– El derecho de estas instalaciones a ser inter-conectadas a la red de la empresa distribui-dora de la zona.

– La obligación de compra de la energía pro-ducida (excedentes en el caso de la cogene-

ración) por parte del sistema eléctrico a tra-vés de la distribuidora.

– El precio estaba definido reglamentariamen-te.

Posteriormente, el precio de venta de las ener-gías renovables y de las centrales de cogeneración serelacionaron ligándose con algún precio de venta dela energía eléctrica a clientes. Así, por ejemplo, en 1982se ligaba con el término de energía la tarifa E.3.1. (lar-ga utilización inferior a 36 kV), sobre la que se apli-caban unos coeficientes correctores para la energía ga-rantizada, programada o eventual.

Después, el Real Decreto 2366/94 recogió todala normativa dispersa que se había ido desarrollando,y aunque siguió también utilizando como referenciadiversas tarifas de venta de energía a clientes, intro-dujo ya un régimen especial, con unos coeficientes decostes no evitados que reflejaban su aportación a lapolítica energética y medioambiental del Gobierno. Du-rante la vigencia de este Real Decreto aumentó de for-ma significativa la aportación de las energías renova-bles y de la cogeneración (ver Tabla VI.4). Asimismo,en la Tabla VI.5. se recoge, por tipos de energía re-novable y para la cogeneración, la potencia instaladaa 31 de diciembre de los años 2000 y 2001 y la ener-gía vertida a la red durante los mismos.

190

Evolución de la producción del Régimen Especial(1989-2001)

1989 1.043 —1990 1.630 561991 3.139 931992 4.014 281993 5.697 421994 9.199 441995 9.596 171996 13.659 421997 16.091 181998 19.781 231999 24.986 232000 37.257 492001 42.089 13

Tabla VI.4

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.Incluye producción procedente de instalaciones minihidráulicas, eólicas, biomasa, fotovoltaica, re-siduos y cogeneración.

Producción de Régimen Año Especial (GWh) ∆ %Régimen Especial

206

Finalmente, la Ley del Sector Eléctrico de no-viembre de 1997 cambia el sistema de remuneraciónde las instalaciones en Régimen Especial (energía re-novable y cogeneración), sustituyendo las fórmulas de

remuneración basadas en tarifas por el régimen retri-buido general, que adicionalmente se complementa-rá con una prima por kWh generado.

Con la creación por esta Ley del Mercado deProducción, los titulares de instalaciones que operanen régimen ordinario (centrales nucleares, térmicas con-vencionales e hidroeléctricas de tamaño medio y gran-de) están obligados a presentar ofertas económicas para cada una de las instalaciones de generación. Sinembargo, las instalaciones de energías renovables, in-cluidas las pequeñas centrales hidroeléctricas, las ins-talaciones de valorización energética de residuos y co-generación, operan en el denominado Régimen Es-pecial, que se distingue básicamente del RégimenOrdinario en que las instalaciones allí encuadradas notienen, en general, obligación de presentar estas ofer-tas. Esto es, la energía procedente de estas instalacionesse despacha de forma prioritaria con respecto al res-to de instalaciones, lo cual supone una ventaja ope-rativa muy clara en un mercado de generación libe-ralizado y competitivo.

191

Instalaciones en Régimen Especial. Años 2000 y 2001

Cogeneración 5.059 5.417 16.986 17.766

Energías renovables:Solar 1 1 1 1Eólica 2.060 3.350 3.909 4.543Hidráulica <10 MW 1.388 1.454 4.544 7.013Biomasa y otras 114 274 253 713Residuos 322 332 1.422 1.335

TOTAL NACIONAL 8.944 10.827 27.115 31.371

Tabla VI.5


Potencia instalada Excedentes vertidos a 31-XII (MW) a la red (GWh)

2000 2001 2000 2001

a) Cogeneración y calores residuales ≤10 0,0010-25 3,08-1,54

b) Renovables no consumibles y biomasa1. Solar fotovoltaico ≤0,005 36,00 39,60

resto 18,00 21,602. Eólica <50 2,89 6,283. Geotérmica y otras <50 3,00 6,384. Hidroeléctricas <10 3,00 6,385. Hidroeléctrica 10-50 3,00-0,00 —6. Biomasa primaria (vegetal de ciclo anual) <50 2,79 6,177. Residuos de biomasa <50 2,58 5,968. Grupos 6 y 7 con combustible de apoyo entre el 10 y 50% (en energía <50 Sin prima la energía correspondiente a

primaria) combustible no renovable —9. Centrales mixtas <50 Proporcional a la potencia de cada tipo —

c) Residuos1. Residuos urbanos <10 2,15 —

Renovables no consumibles y no hidráulicas, biomasa y residuos agrícolas, ganaderos o de servicio de más de 50 MW: 0,58 cent €/kWh.

Tabla VI.6

Fuente: Boletín Oficial del Estado. Diciembre 2001.Notas: Todas las primas son de duración limitada excepto las del grupo a) (cogeneración). En este caso, si son de menos de 10 MW perciben la prima durante 10 años, y si son de más de 10 MW, mien-tras perduran los CTC.La prima del grupo b) 1. (solar) se reducirá a 18,0 cent €/kWh cuando la potencia de instalación supere los 5 kW y la potencia total instalada en España supere los 50 MW.Para las instalaciones tipos b) 1. a b) 7. (excepto b).5.) existe la posibilidad de aplicar un precio total alternativo en lugar de precio de mercado más la prima.

Intervalo Precio total de potencia alternativo

Tipo de instalación (MW) Prima (cent €/kWh) (cent €/kWh)

Primas a la producción eléctrica en Régimen Especial. Año 2002

A

Además, la remuneración de las instalaciones enRégimen Ordinario y en Régimen Especial se diferen-cia en que estas últimas percibirán, además del pre-cio fijado por el Mercado de Producción, una primacuyo importe se fija reglamentariamente con la actua-lización de las tarifas eléctricas. (Ver Tabla VI.6 querecoge las primas fijadas en el R.D. 1483/2001 de 27de diciembre, por el que se establece la tarifa del año2002.)

El establecimiento de estas estrategias regulatorias(primas, subastas, certificados verdes, etc.) que in-centiven las instalaciones de energías renovables y co-generación, deberían de compatibilizar los principiosde su fomento con objetivos de eficiencia y reducciónde costes, principios que deben regir en toda planifi-cación energética.

¿Cómo inciden las nuevasenergías sobre el medioambiente?

un cuando existe el convencimiento entre amplias ca-pas de la población de que las llamadas nuevas ener-gías son totalmente limpias, lo cierto es que producendeterminados efectos sobre el medio ambiente.

Tal es el caso de la energía solar. En efecto, seconsidera, con frecuencia, que el aprovechamiento dela energía solar es una actividad energética con muyescasa incidencia sobre el medio ambiente. Sin em-bargo, esto no es exacto si se tienen en cuenta las gran-des extensiones de terreno que son precisas para queesta forma de energía pueda ser aprovechada, y el ele-vado consumo energético que conlleva la fabricaciónde los paneles solares.

Se calcula que actualmente son necesarios al-rededor de 10.000 m2 de terreno –aunque ello varíasegún el tipo de instalación solar del que se trate– paraobtener 1 MW de potencia (frente a los 630 m2 queexige 1 MW nuclear o los 2.400 m2 que puede impli-car 1 MW térmico de carbón).

Por el contrario, en el ámbito de las aplicacio-nes de la energía solar a pequeña potencia –calefac-ción y acondicionamiento de inmuebles, hornos sola-res, pequeñas estaciones de bombeo de agua, etc.– el

impacto ambiental es prácticamente nulo por la esca-sa superficie requerida o por la utilización de super-ficies no aprovechables para otros usos (cubiertas, fa-chadas, etc.).

Por su parte, la energía eólica tiene, además dedisponer de grandes superficies, los siguientes impactosmedioambientales:

a) Visuales. La repetida presencia de aeroge-neradores en las crestas de las sierras pue-de inducir a un cierto rechazo. La instalaciónen el futuro de máquinas grandes, y más separadas entre sí, la utilización de coloresadecuados, una cuidadosa distribución de losaerogeneradores y una correcta ejecución delas vías de acceso alivia este impacto.

b) Los parques eólicos y las líneas eléctricas deconexión y evacuación pueden ser un obs-táculo en el desplazamiento de las aves. Se producen colisiones con relativa fre-cuencia, por lo que la elección del empla-zamiento es un hecho básico para evitar es-tos accidentes.

c) La construcción de los parques supone ac-tuaciones que erosionan el entorno. Es pre-ciso cuidar la selección del emplazamientoy los modos de construcción y mantenimientode las vías de acceso.

d) El efecto sonoro. Un aerogenerador produceun ruido similar al de cualquier otro equi-valente de la misma potencia. Su situaciónal aire libre, y generalmente alejados de laspoblaciones, hace que este impacto no seade gran significación.

A su vez, la energía geotérmica libera, junto conel vapor utilizable en un ciclo térmico, cantidades sus-tanciales de contaminantes tales como CO

2, H

2S, mer-

curio, amoniaco y radón. Otra cuestión que hay quetener en cuenta es el bajo rendimiento térmico quese obtiene al aprovechar esta energía, dada la redu-cida calidad del vapor, por lo cual la cantidad de ca-lor que hay que disipar en el medio es superior, a igual-dad de potencia, a la de una central termoeléctricaconvencional.

Para mayor detalle consultar la publicación deUNESA «La Industria Eléctrica y el Medio Ambiente-2001».

192

207

L

¿Qué es el Plan de Fomento de Energías Renovables de España?

a Ley 54/1997 del Sector Eléctrico recoge en una Dis-posición Transitoria el mandato de que la Adminis-tración estableciera un Plan de Fomento para las Ener-gías Renovables (PFER), que definiera el objetivo dealcanzar un mínimo del 12% de la aportación de losmismos al consumo de energía primaria en España enel año horizonte de 2010. Este objetivo sería coherentecon la recomendación propuesta por la UE en su «Li-bro Blanco de las Energías Renovables».

Aunque la planificación de los medios de ge-neración debe tener carácter indicativo, ya que la ci-tada Ley del Sector Eléctrico promueve un movimientode liberación creciente hacia el Mercado Único de laElectricidad en la UE, el apoyo a dichas fuentes es ne-cesario dada su contribución a los principales objeti-vos de la política energética nacional: la diversifica-ción de las fuentes primarias para garantizar la segu-ridad del suministro, el carácter autóctono y el respeto

al medio ambiente, y adicionalmente incidir de formapositiva en una política industrial para España.

El objetivo propuesto en el PFER de alcanzar el12% en el consumo energético en el año 2010 supo-ne prácticamente, en términos relativos, la participa-ción en 1998 de las energías renovables en España–6,2% corregido para el año medio al 12,3%– y en tér-minos absolutos significa generar recursos suficientespara multiplicar por 2,3 la aportación actual de 7,1 Mtepen 1998 a 16,6 Mtep en 2010.

Centrándonos en el escenario base del PFER, quese adjunta en la Tabla VI.7, se tiene que en el periodo1998-2010 debe incrementarse la aportación de estasenergías en 9.525 Ktep/año, con un reparto de áreasrenovables muy distintas al actual, tal como puede ob-servarse en el Gráfico VI.3. Las principales considera-ciones son las siguientes:

– Hay un importante incremento en la partici-pación de la biomasa, lo que representa unesfuerzo extraordinario en su desarrollo e im-plementación, principalmente como materiaenergética para la producción de electricidad.Esta propuesta se basa en gran medida en eldesarrollo de los cultivos energéticos en gran-des zonas geográficas de nuestro país.

– La tecnología hidráulica es una tecnología muymadura en la actualidad. Las turbinas, en susdiferentes tipos, han evolucionado a lo largodel presente siglo con los avances técnicos in-dustriales. Los equipos presentan actualmen-te una eficiencia elevada y una amplia gamade caudales y saltos con altos rendimientosmecánicos. La incorporación de las nuevas tec-nologías en su automatización y control hapermitido una mejora considerable en la ex-plotación y mantenimiento de este tipo de ins-talaciones, lo que ha repercutido muy pro-vechosamente sobre todo en las pequeñascentrales (<10 MW). Sin embargo, en térmi-nos relativos, debido al proceso de crecimientode los medianos y grandes aprovechamien-tos, disminuye su participación.

– Extraordinario crecimiento de la energía eó-lica participando en la nueva estructura conel 11,2%, basado en el desarrollo espectacu-lar que ha tenido esta tecnología en los últi-mos años. Conviene señalar, además, que en

193

Gráfico VI.3

Contribución de la energías renovables en España en el año 2010 (16.639 ktep)

208


el documento «Planificación de los sectores deelectricidad y gas. Desarrollo de las redes detransporte 2002-2011», aprobado por el Go-bierno en 2002, la potencia prevista es ma-yor en unos 3.000 MW.

– Apuesta definitiva por un sector maduro y dealto potencial como es el solar de baja tem-peratura, basándose en una previsión de ba-jada en los costes de los paneles. Se prevéun crecimiento de 4.500.000 m2.

– Crecimientos importantes, que están todavíaen fase experimental, como consecuencia delimpulso en I+D que se espera gracias al PFER:

• La biomasa en nuevos segmentos del mer-cado doméstico.

• La obtención de biogás ha experimentadoun continuo crecimiento con diversificaciónde los mercados. Se espera que alcance los150 Ktep/año en el año horizonte de 2010.

• Los biocarburantes, en una posición inci-piente apoyada en experiencias de de-mostración, presentan un horizonte de altapotencialidad, esperándose que participenen un 3% en el año horizonte 2010.

• Y, por último, la valorización energética deresiduos sólidos urbanos, que tiene un mer-cado difícil aunque potencialmente amplio.

En definitiva, el reparto de pesos se desplazahacia las tecnologías eléctricas (desde el 50,6% en 1998al 68,6% en 2010) que presentan mercados más segu-

194

Generación de electricidadMinihidráulica (Potencia <10 MW) 1.510 4.680 402 192 2.230 6.912 594Hidráulica (Pot. entre 10 y 50 MW) 2.801 5.603 482 60 3.151 6.303 542Hidráulica (Potencia >50 MW) 13.420 24.826 2.135 — 13.420 24.826 2.135Eólica (1) 834 2.002 172 1.680 8.974 21.538 1.852Biomasa (1) (2) 189 1.139 169 5.100 1.897 13.949 5.269Biogás (2) — — — 150 78 546 150Solar Fotovoltaica 8 15 1 17 144 218 19Solar Termoeléctrica — — — 180 200 459 180Residuos Sólidos 94 586 247 436 262 1.846 683

Total áreas eléctricas 18.856 38.851 3.608 7.816 30.355 76.596 11.424

Usos térmicosBiomasa (1) 3.476 900 4.376Solar Térmica de Baja Temperatura 26 309 336Geotermia 3 3Biocarburantes (Bioetanol) 500 500

Total usos térmicos 3.506 1.709 5.215

Total energías renovables 7.114 9.525 16.639

Consumo Energía Primaria (Ktep) 113.986 134.971(Escenario Ahorro Base en 2010)

Energías Renovables/ 6,2 12,3Energía Primaria (%)

Tabla VI.7

Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables. (MINER e IDAE). 1999.(1) Las potencias previstas para estas tecnologías han sido revisadas posteriormente al alza en la “Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002-2011” apro-bado por el Gobierno en octubre 2002.(2) En 1998 el biogás está incluido en la biomasa eléctrica.(*) Para la energía hidráulica, eólica y fotovoltaica, se incluye en 1998 la producción correspondiente a un año medio y no el dato real producido en 1998.

Objetivos de incremento

Situación en 1998 (año medio*) 1999-2020 Situación Objetivo para el año 2010

Producción en Producción en Producción en Producción de términos de términos de Producción de términos de

Potencia electricidad Energía Primaria Energía Primaria Potencia electricidad Energía Primaria Área Tecnológica (MW) (GWh) (Ktep) (Ktep) (MW) (GWh) (Ktep)

Situación actual y objetivos del Plan de Fomento de las Energías Renovables para el año 2010

ros y estables, frente a las tecnologías térmicas con re-cursos en un mercado con un mayor nivel de riesgo.(Ver Tabla VI.8)

La consecución de todos los objetivos no serátarea fácil y dependerá de muchos factores, entre elloscómo evolucionen tecnológicamente algunas de estasenergías. Existen también otras barreras para el desa-rrollo de este tipo de instalaciones. Especialmente, ladificultad de conseguir en un tiempo razonable los per-misos y licencias administrativas es la barrera más im-portante hoy por hoy. Pero a más largo plazo, y fren-te a la aceptación social con que generalmente cuen-ta este tipo de tecnologías en la actualidad, no sería deextrañar que empezasen a existir ciertas reticencias antela proliferación de instalaciones en determinados lugares.

Por otra parte, el grado de desarrollo de las di-versas fuentes de energía renovables es, desde el pun-to de vista tecnológico, muy disperso. Actualmente co-existen tecnologías que han alcanzado unos niveles demadurez muy altos, como la minihidráulica, otras condesarrollos tecnológicos muy importantes pero relati-vamente recientes, como la energía eólica, y otras queno han alcanzado aún el grado de madurez necesariopara alcanzar una presencia significativa en el merca-do, como es el caso de la energía solar fotovoltaica,la producción de energía eléctrica con sistemas térmicosde concentración solar o determinadas aplicaciones dela biomasa. Todavía es necesario, por tanto, avanzaren el ámbito de innovación tecnológica teniendo comoobjetivo prioritario la mejora en la rentabilidad y efi-ciencia de los sistemas, la reducción de los costes deexplotación de los mismos y el desarrollo de instru-mentos que favorezcan la integración de todas y cadauna de las energías renovables en la estructura ener-gética existente.

Otra variable importante en la consecución delos objetivos propuestos sería la agilidad que se ten-ga en el acceso a las principales líneas públicas de sub-vención y financiación de actividades de innovacióntecnológica, susceptibles de ser origen de fondos parael sector de las energías renovables. Actualmente co-rresponden a las siguientes fuentes:

– Programa de Energía del V Programa Marcode la Comisión Europea.

– Iniciativa ATYCA, Programa de Investigacióny Desarrollo Energético del Ministerio de In-dustria y Energía.

– Programa Sectorial de Investigación y Desa-rrollo Agrario y Alimentario del Ministerio deAgricultura, Pesca y Alimentación.

– Financiación CDTI, para proyectos de I+D.– Líneas Genéricas de Apoyo a I+D de las co-

munidades autónomas.– Área Sectorial de Energía, del Plan Nacional

de Investigación Científica y Desarrollo Tec-nológico, actualmente en fase de elaboraciónpor la Oficina de Ciencia y Tecnología de Pre-sidencia del Gobierno.

Dada la importancia que para la ejecución delPlan tienen las actividades de innovación tecnológica,y con el fin de reforzar este tipo de actuaciones y deapoyar las iniciativas que puedan incidir de una for-ma más directa en el cumplimiento de los objetivosestablecidos, se prevé la creación de una línea espe-cífica de subvenciones denominada «Programa de In-novación Tecnológica de Energías Renovables».

Como dato de referencia se tiene que la me-dia anual de apoyos públicos a actividades de inno-vación tecnológica de estas energías se ha situado enlos últimos años en unos 18 millones de euros. Natu-ralmente, será necesario un incremento significativo deesta cifra para los años del periodo contemplado, sies que se quieren conseguir los objetivos propuestos.

Respecto a las energías renovables para la pro-ducción de electricidad, se recoge, en la Tabla VI.9,un resumen de los objetivos propuestos, así como eldesarrollo parcial hasta el año 2006. Puede observar-se lo ambicioso del PFER, en algunas áreas tecnoló-gicas, destacando el caso de la biomasa, con más de1.700 MW a desarrollar en los próximos diez años.

Asimismo, las inversiones contempladas en elPlan para el desarrollo de estas energías hasta el año

195

Producción de las energías renovables en términos de energía primaria (Ktep)

Producción de electricidad 3.608 (51%) 11.424 (69%)Usos térmicos 3.506 (49%) 5.215 (31%)Total Energías Renovables 7.114 (100%) 16.639 (100%)Consumo Energía Primaria 113.986 134.971% Energías Renovables/

Energía Primaria 6,2% 12,3%

Tabla VI.8


Situación 1998 Situación Objetivo (año medio) en el año 2010

A

2006, son cuantiosas y suponen globalmente más de8.100 millones de euros.

La consecución de estos objetivos en el área degeneración eléctrica depende prácticamente de los mis-mos factores descritos para los objetivos generales, aun-que este tipo de energía tiene unas ventajas más con-cretas a través de su consideración de instalacionesde Régimen Especial, en el marco legal existente actualmente.

¿Cuál es la contribución de las centrales pequeñashidroeléctricas al sistemaeléctrico español?

unque las cuestiones y datos fundamentales relativosa las minicentrales hidroeléctricas ya han sido expuestosen el Capítulo III de la presente publicación, dedica-do a la energía hidroeléctrica, cabe recordar aquí algunas consideraciones complementarias, para com-pletar el panorama de las nuevas energías renovablesen España.

Ya se sabe que estas instalaciones han experi-mentado un gran desarrollo en España en los últimosaños, recuperando parte del importante papel jugadopor ellos hace varias décadas. De hecho, su potenciaen servicio ha aumentado considerablemente a lo lar-

go del último decenio, alcanzando en 1999 las cen-trales de pequeña potencia (<10 MW) 889 MW, distri-buida en unos 70 saltos instalados a lo largo de nues-tro país. Este parque genera unos 2.700 GWh en unaño con hidraulicidad media. Su aportación supuso,aproximadamente, el 30% de la contribución total delas energías renovables (sin hidráulicas >10 MW) al ba-lance energético español de 1999.

La tecnología hidráulica es una tecnología muymadura hoy en día. Así, los equipos presentan ac-tualmente una eficiencia elevada y una amplia gamade caudales y saltos con altos rendimientos mecáni-cos. La incorporación de las nuevas tecnologías en suautomatización y control ha permitido una mejora con-siderable en la explotación y mantenimiento de estetipo de instalaciones.

Además, el marco legislativo y normativo sobreel acceso a la red eléctrica ha permitido una integra-ción de todo tipo de potencias y niveles de explota-ción, aumentando la eficiencia de los aprovechamientosen explotación.

Respecto al desarrollo futuro en nuestro país,el Plan de Fomento de Energías Renovables evalúa elincremento de la potencia de estas instalaciones parael periodo 1999-2010, en 720 MW, con un aumento dela producción de unos 2.300 GWh. Para instalacionesmayores de potencias comprendidas entre 10 MW y50 MW, la provisión de incremento de potencia con-tenida en el PFER es de 350 MW, con una producciónaproximada de 700 GWh/año. La distribución de estapotencia por comunidades autónomas se recoge en laTabla VI.10.

El desarrollo de esta tecnología está orientadahacia el uso de nuevos materiales, la estandarizaciónaún mayor de los equipos de control y la utilizaciónde microturbinas que permitan aprovechar saltos depequeña entidad.

El problema que en la actualidad más limita eldesarrollo de estas obras hidráulicas es el medioam-biental. La consideración de las minicentrales como ins-talaciones que provocan un importante impacto am-biental es un concepto bastante arraigado, incluidosresponsables de las administraciones públicas. Los cau-dales ecológicos constituyen el aspecto medioambientalmás debatido, siendo fundamental que pudiera al-canzarse un compromiso social capaz de compatibili-zar el concepto río como valor medioambiental y comorecurso energético.

196

Objetivos de generación eléctrica del Plan de Fomento de Energías Renovables en España

Minihidráulica <10 MW 720 2.232 61 594Hidráulica 10-50 MW 350 700 60 140Eólica (1) 8.140 19.536 59 4.548Biomasa 1.708 12.810 48 1.550Biogás 78 546 44 70Solar térmico-eléctrica 200 459 49 331Solar fotovoltaica 135 203 45 465Residuos sólidos 168 1.037 60 442

TOTAL 11.499 37.745 55 8.140

Tabla VI.9

Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables (MINER e IDAE). 1999.(1) Las potencias previstas para estas tecnologías han sido revisadas posteriormente al alza en la«Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002-2011» aprobado por el Gobierno en octubre de 2002.

Objetivos hasta 2010 Objetivos parciales hasta 2006

Inversiones hasta Potencia Energía Avance 2006 (millones

(MW) (GWh) (%) de euros)

209

E

Para facilitar el desarrollo de este tipo de cen-trales, el PFER propone una serie de medidas comoson: una normalización de los procedimientos de au-torizaciones y concesiones; una armonización de losrequisitos de impacto medioambiental; incentivos fis-cales a la inversión; y la creación de instrumentos ylíneas de financiación flexibles para una mejor adap-tación a cada caso en particular.

Finalmente, conviene recordar aquí que la experiencia de obras hidráulicas en nuestro país es extensa y, del mismo modo, existe un número sufi-ciente de fabricantes montadores e instaladores paradar servicio a las demandas de mercado que se ge-neren en el desarrollo de este tipo de centrales hi-droeléctricas.

¿Qué es la energía solar?

l sol es una esfera gaseosa, formada fundamentalmentepor helio, hidrógeno y carbono. Su masa es del ordende 330.000 veces la de la Tierra. Se estima que su edades de unos 6.000 millones de años y su probable du-ración de vida, de similar magnitud. A escala huma-

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Objetivos del Plan de Minicentrales por comunidades autónomas (1999-2010)

Andalucía 50 12 (5) 155 84 168Aragón 69 20 (13) 214 21 42Asturias 52 40 (21) 161 0 0Baleares 0 — 0 0 0Canarias 2 1 (3) 6 0 0Cantabria 9 13 (9) 28 0 0Castilla y León 229 8 (6) 710 84 168Castilla-La Mancha 54 86 (55) 167 56 112Cataluña 63 26 (21) 195 21 42Extremadura 49 6 (2) 152 14 28Galicia 45 64 (25) 139 14 28Madrid 2 2 (4) 6 0 0Murcia 4 2 (1) 12 0 0Navarra 57 18 (12) 177 11 22País Vasco 9 7 (10) 28 0 0Rioja, La 13 3 (1) 40 10 20Valencia 13 5 (1) 40 35 70

TOTAL 720 314 (192) 2.232 350 700

Tabla VI.10

Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables (MINER e IDAE). 1999.(*) Entre paréntesis, el número de aprovechamientos.

≤ 10 MW 10-50 MW

En Comunidad Potencia construcción Producción Potencia Producción Autónoma (MW) (MW) * (GWh/año) (MW) (GWh/año)

Gráfico VI.4

Interacción de la radiación solar con la atmósfera

210

Fuente: UNESA.

na, su radiación puede considerarse como práctica-mente inagotable.

En el seno del sol se producen continuas reac-ciones nucleares de fusión en las que el hidrógeno setransforma en helio, liberándose en esta reacción nu-clear la correspondiente cantidad de energía. Por tan-to, el sol se comporta como un reactor nuclear que«quema» masa y la convierte en energía de acuerdo conla fórmula E = mc2.Una parte de ella se recoge en lacara iluminada de la Tierra, a la cual llega en formade radiación.

La radiación solar es casi fija en el exterior dela atmósfera terrestre. Se llama Constante Solar y valeI = 1.353 W/m2. Toda esta energía no llega a la su-perficie terrestre, ya que al atravesar la atmósfera pier-de intensidad, debido a la absorción, difusión y refle-xión por acción de los gases, vapor de agua y partí-culas en suspensión que tiene nuestra capa atmosférica.(Véanse Gráficos VI.4 y VI.5)

Por tanto, la radiación global que recibe la Tierra del sol se divide en:

– Radiación directa, que es la que atraviesa laatmósfera sin sufrir cambio alguno la direc-ción.

– Radiación dispersa o difusa, que es la recibi-da después de los fenómenos de reflexión ydifusión.

La energía solar que finalmente llega a la Tierraen forma de radiaciones es enorme, aunque su densi-dad media a lo largo del año es baja: un promedio deunos 100 vatios/m2 en la zona norte de Europa, y deunos 200 vatios/m2 en el sur de nuestro continente.

Por tanto, este recurso energético en España esimportante. A título únicamente anecdótico, podría de-cirse que la energía eléctrica total consumida en unaño en nuestro país equivaldría a la energía solar quese recibe en un área de 2.000 Km2. Sin embargo, elcarácter aleatorio y muy difuso de esta energía tienenumerosas limitaciones a la hora de su aprovecha-miento.

En el Gráfico VI.6 adjunto se refleja un mapade nuestro país con las líneas isoenergéticas solares,en donde se pueden apreciar los diferentes valores re-gistrados de unas regiones a otras.

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Gráfico VI.5

Filtraje de la radiación solar en W/m2

y en porcentaje

Gráfico VI.6

Mapa de líneas isoenergéticas solares (kWh anuales por m2 de superficie)

Fuente: UNESA. Fuente: UNESA.

E

A¿Cómo se utiliza la energía solar?

ctualmente existen, principalmente, dos vías de apro-vechamiento de la energía solar: la energía solar tér-mica y la vía fotovoltaica.

a) Energía solar térmica.

El aprovechamiento de la energía solar térmi-ca consiste en utilizar la radiación del sol para calen-tar un fluido que, a su vez, y en función de su tem-peratura, se emplea para producir agua caliente, va-por o energía eléctrica. Tiene así lugar una absorciónde energía solar y su transformación en calor.

Los sistemas de aprovechamiento de la energíasolar por vía térmica se suelen dividir en tres grupos:

– Sistemas de utilización de energía solar a bajatemperatura, en los que el calentamiento delagua se produce por debajo de su punto deebullición, es decir de 100 °C. La mayor par-te de los equipos basados en esta tecnologíase aplica a la producción de agua caliente sa-nitaria y a climatización.Para estas temperaturas se utilizan como equi-pos de captación los llamados colectores pla-nos solares, que son instalaciones muy sen-cillas que se sitúan en los tejados de los edi-ficios o en lugares despejados, de forma quepuedan recibir las radiaciones solares direc-tamente y transmitirlas en forma de calor aun fluido.Estos paneles constan, fundamentalmente, delos siguientes elementos:

• Una superficie captadora de la radiación so-lar, que está constituida normalmente porun material metálico de color negro (paratemperatura <50 °C pueden utilizarse plás-ticos). Los objetivos son absorber la máxi-ma radiación solar, convirtiéndola en ener-gía térmica con el mayor rendimiento po-sible, y transferir la mayor cantidad de calorposible al fluido portador.

• Un circuito por donde circula el fluido ca-paz de transferir el calor captado. Suele seragua o aire.

• Una cubierta transparente.

• Un aislante térmico y una caja protectorapara adaptarse al resto de la instalación.

– Sistemas de utilización de energía solar a me-dia temperatura, que se emplean en aquellasaplicaciones que requieren temperaturas deentre 100 °C y 300 °C para calefacción, pro-cesos industriales, suministro de vapor, etc. Sehace con los llamados colectores de concen-tración.

– Sistemas de utilización de energía solar a altatemperatura, que se aplican, entre otros usos,en climatización, producción de vapor parauso directo y producción de energía eléctri-ca en centrales termosolares -alternativa querequiere temperaturas superiores a los 250 °C–300 °C–. En este caso, los requisitos de con-centración de la radiación solar son superio-res a los que se obtienen con los procedi-mientos de media temperatura. Estos sistemaspermiten conseguir temperaturas superioresincluso a los 2.000 °C.

b) Energía solar fotovoltaica

El aprovechamiento de la energía solar foto-voltaica se realiza a través de la transformación direc-ta de la energía solar en energía eléctrica merced alllamado efecto fotovoltaico. Esta transformación se lle-va a cabo mediante «células solares», que están fabri-cadas con materiales semiconductores –por ejemplo,silicio– que generan electricidad cuando incide sobreellos la radiación solar.

¿Cuál es el desarrollo actual del aprovechamiento

de la energía solar térmica?

l carácter aleatorio y muy difuso de la energía proce-dente del sol, el nivel de desarrollo de la tecnologíay el coste actual de las instalaciones necesarias parasu utilización imponen importantes limitaciones a suextensión. Sin embargo, se considera que, por razo-nes medioambientales y de ahorro energético, así comopor su carácter autóctono, es importante fomentar lautilización de esta energía.

199

211

212

En general, el mercado de estas tecnologías hapasado por diversos ciclos, pero no ha alcanzado elnivel de desarrollo deseado en nuestro país, aunquesí ha conseguido una cierta madurez industrial y co-mercial, con diversidad de aplicaciones. El mercadoexistente se caracteriza por la producción en masa, me-jorar las prestaciones o posibilitar el desarrollo de nue-vas aplicaciones.

Las instalaciones de aprovechamiento de ener-gía solar a baja temperatura ofrecen actualmente in-teresantes posibilidades para determinadas utilizacio-nes del sector residual, tales como los sistemas de ca-lefacción y agua caliente. El objetivo de la tecnologíaactual se centra, principalmente, en aumentar el ren-dimiento del proceso de conversión fototérmica y aba-ratar el coste de los equipos, con el objeto de que seacada vez más atrayente su instalación. Estos sistemasse combinan generalmente con una aportación ener-gética complementaria de origen convencional, de caraa obtener un óptimo en el porcentaje de aportaciónsolar, ya que la pretensión de conseguir toda la ener-gía que se precisa únicamente mediante origen solaren todas las épocas del año es poco realista y exigi-ría un tipo de instalaciones que tendría un coste ex-cesivamente elevado. (Ver Gráfico VI.7 y foto inferior)

Por lo que se refiere a sus aplicaciones en lossectores industrial y comercial, se utilizan sistemas deaprovechamiento de energía solar a baja, media y altatemperatura para suministro de calor a procesos in-dustriales, secado de materiales, calefacción de gran-

des edificios, calentamiento de agua de piscinas, pro-ducción de agua caliente, etc.

Según el Plan de Fomento de Energías Reno-vables español, la superficie total instalada en Españade colectores solares era de unos 340.000 m2 a fina-les de 1998 (el ritmo anual de crecimiento es peque-ño, de unos 10.000 m2/año). La mayor parte de la mis-ma se encontraba en Andalucía, Baleares y Canarias.Su producción energética fue en dicho año de unas26.000 toneladas equivalentes de petróleo. Además, se-gún este Plan, el objetivo previsto para el año 2010 es disponer de unos 4,8 millones de m2 en colectoressolares que supondrán un ahorro de unas 330.000tep/año. Para conseguir este objetivo el PFER propo-ne una serie de incentivos económicos como son: ade-cuación de fórmulas financieras específicas; subven-ción de intereses; normativas de integración en edifi-cios; promoción en ayuntamientos; homologaciones deequipos y empresas fabricantes, etc.

Por otra parte, los sistemas de colectores en laUnión Europea para el aprovechamiento de energía so-lar a baja temperatura –fundamentalmente para cale-facción, suministro de agua caliente, etc.– suponían una

200

Gráfico VI.7

Esquema de funcionamiento de energía solar para aguacaliente y calefacción

Fuente: UNESA.

Edificio dotado con placas solares.

U

superficie total de unos 6,5 millones de m2 en 1995.Estos sistemas ahorran unas 260.000 tep/año. Algunasde las instalaciones europeas de colectores solares mássignificativas son para sistemas de calefacción de gran-des edificios, como hospitales, polideportivos, etc., yestán situados, principalmente, en Francia, Alemaniae Italia.

¿Qué es una central termosolar?

na central termosolar es una instalación que permiteel aprovechamiento de la energía del sol para la pro-ducción de electricidad. Tiene un ciclo térmico seme-jante al de las centrales termoeléctricas convenciona-les: la energía calorífica que se produce en un deter-minado foco es transformada en energía mecánicamediante una turbina y, posteriormente, en energía eléc-trica mediante un alternador.

La única diferencia es que, mientras que en lascentrales termoeléctricas convencionales el foco calo-rífico se consigue por medio de la combustión de unafuente fósil de energía (carbón, gas, fuelóleo); en lassolares, el foco calorífico se obtiene mediante la ac-ción de la radiación solar que incide sobre un fluido.

Hay diversos esquemas de centrales termoso-lares. Entre los tipos desarrollados de mayor interés,cabe mencionar, especialmente, las centrales de tipotorre central y las de colectores distribuidos. (Véase Grá-fico VI.8)

Las centrales de tipo de torre central, disponen deun conjunto de heliostatos (espejos) direccionales degrandes dimensiones, que concentran la radiación so-lar en un punto: la caldera, y el calor es transferido aun fluido (agua u otro fluido) que circula por la mis-ma. La caldera está situada en una torre de gran altura.

Las centrales de colectores distribuidos están for-madas, en esencia, por un conjunto de espejos cilín-drico-parabólicos que concentran la radiación sobre sueje focal. Dicho eje se encuentra recorrido por un tubocolector por el que circula un fluido térmico –gene-ralmente aceite mineral– que, a su paso por cada co-lector, aumenta gradualmente de temperatura hasta al-canzar la necesaria para producir vapor por medio deuna serie de intercambiadores de calor. El vapor quede esta forma se genera acciona un grupo turboalter-nador convencional para producir energía eléctrica. (Veresquema en el Gráfico VI.8)

El desarrollo de este tipo de centrales se enfrentapara conseguir un mayor desarrollo a varias limitaciones:

201

Gráfico VI.8

Esquema de una central solar de colectores distribuidos

213

Fuente: UNESA.Plataforma solar de Almería.

U

económicas, por la necesidad de competir con otrascentrales siendo sus costes actuales excesivamente al-tos; tecnológicas, derivadas de la necesidad de supe-rar problemas tales como la mejora de la eficiencia delos sistemas de concentración y almacenamiento; la alea-toriedad en la disponibilidad de la radiación solar, etc.

Desde el punto de vista medioambiental, la pro-ducción de electricidad a partir de este tipo de siste-mas tiene efectos positivos, ya que no genera emisio-nes atmosféricas (ni CO

2ni lluvias ácidas), no produ-

ce vertidos líquidos y evita el uso de combustibles.No obstante, las grandes centrales termosolares

pueden dar lugar a impactos sobre el paisaje y preci-san de una elevada superficie para los espejos, por locual pueden provocar conflictos con otros usos posi-bles del suelo.

¿Cómo funciona una central solarde tipo torre central?

na central solar de tipo torre central, como la repre-sentada en el Gráfico VI.9, está formada por un cam-po de heliostatos (1) o espejos direccionales de gran-des dimensiones que reflejan la luz del sol y concen-tran los haces reflejados en una caldera (2) situadasobre una torre (3) de gran altura.

En la caldera, el aporte calorífico de la radia-ción solar reflejada es absorbido por un fluido térmi-co. Dicho fluido es conducido hacia un generador devapor (5), donde transfiere su calor a un segundo flui-do, el cual, convertido así en vapor, acciona los ála-bes del grupo turbina-alternador (6) para generar ener-

202

Gráfico VI.9

Funcionamiento de una central termosolar tipo torre

214

Fuente: UNESA.

D

gía eléctrica. El fluido es posteriormente condensadoen un aerocondensador (7) para repetir el ciclo.

La producción de una central solar depende engran medida de las horas de insolación diarias del asen-tamiento en el que está ubicada. Para aumentar y es-tabilizar esta producción, suele disponer de sistemasde almacenamiento térmico (4) intercalados en el cir-cuito de calentamiento.

La energía producida, después de ser elevadasu tensión en los transformadores (8), es transporta-da mediante líneas eléctricas (9) a la red general.

¿Cuál es el nivel de desarrollo de las centrales termosolares en España y en otras áreasgeográficas?

entro de los países de la Unión Europea, España esuno de los que ha alcanzado un mayor desarrollo eneste tipo de centrales.

La principal instalación española de producciónde energía eléctrica por vía termosolar es la Platafor-ma Solar de Almería, situada cerca del pueblo de Ta-bernas, un centro de investigación avanzada que cuen-ta con tres centrales de funcionamiento. Dos de ellas,conectadas a la red desde septiembre de 1981, tienen0,5 MWe cada una y pertenecen al proyecto SSPS (Pe-queños Sistemas de Energía Solar) iniciado en 1977 conel patrocinio de la Agencia Internacional de la Ener-gía. La tercera, denominada CESA-1 (Central TérmicaSolar de Almería), tiene una potencia de 1,2 MWe yentró en funcionamiento en 1983. Asimismo, la Plata-forma Solar de Almería ha sido escenario del desarrollodel llamado Proyecto GAST. Este proyecto, iniciado en1982, consistió en el desarrollo tecnológico del dise-ño de una central solar de tipo torre central de 20 MWede potencia.

Actualmente está en proyecto la construcción dela central Solar Tres, en Córdoba, que tendrá una po-tencia de 15 MW con 2.500 heliostatos que ocupan unasuperficie total de 240.000 m2 y un receptor (caldera)situado a 90 metros de altura. El fluido de transparenciatérmica (565 °C) será sales de nitratos y sus instala-ciones están proyectadas para poder operar las 24 ho-ras. Esta planta será la de referencia para la construc-ción de otras diez plantas en otros países.

El Plan de Fomento de Energías Renovables pre-vé para el año 2010 la instalación de ocho plantas de25 MW, en total 200 MW, para este tipo de instalacio-nes. Se estima una producción eléctrica de 413GWh/año equivalente a 180 Ktep de energía prima-ria. Este Plan propone, para alcanzar ese desarrollo,una serie de incentivos como subvenciones a fondoperdido y bonificación de intereses e incentivos fiscales.

Por lo que se refiere a las instalaciones termo-solares para generación de electricidad existentes enotros países de la UE, cabe señalar que Francia poseealgunas instalaciones como la central solar Themis, de2,5 MW; y que Italia ha construido en Sicilia la cen-tral solar Eurelios, de 1 MW de potencia.

Respecto al resto de naciones, Estados Unidoses el primer país del mundo por el desarrollo de cen-trales termosolares para producción de electricidad. En1992 ya había en operación un total de más de 300MW en sistemas de este tipo. Destaca la central de Bars-tow, en California, que con 10 MW de potencia es, qui-zás, la mayor central termoeléctrica de tipo torre cen-tral del mundo.

Por su parte, la antigua URSS instaló en 1985,en Crimea, una central termosolar de 5 MW de potencia.Japón cuenta, entre otras, con dos centrales de 1 MWcada una en Nio (Kagawa). Y Australia contaba conun total de 25 MW en sistemas termosolares funcio-nando en los primeros años de la década de los noventa.

203

215

Centrales solares de DCS y CRS en la Plataforma solar de Almería.

L

Finalmente, puede señalarse que España ha al-canzado un nivel de desarrollo alto en este tipo de ins-talaciones, por lo que si se continúa en esta línea, nues-tro país puede ser importante en la exportación de estatecnología.

¿Cómo son hoy en día lasinstalaciones fotovoltaicas?

os sistemas de aprovechamiento de la energía solar porvía fotovoltaica permiten la transformación directa dela energía solar en energía eléctrica mediante las lla-madas células solares o células fotovoltaicas. Éstas, cons-truidas con un material semiconductor (silicio, cadmio,galio, etc.), hacen posible la producción de electrici-dad directamente a partir de la radiación solar en vir-tud del efecto fotovoltaico.

Una célula fotovoltaica de silicio, por ejemplo,está formada por dos láminas muy delgadas de mate-

riales semiconductores que se superponen: la prime-ra de ellas puede ser un cristal de silicio con impure-zas de fósforo; y la segunda, un cristal de silicio conimpurezas de boro. Cuando el sol ilumina la célula,la energía de la radiación luminosa provoca una co-rriente eléctrica en el interior de la misma, generandouna fuerza electromotriz entre dos electrodos adosa-dos, respectivamente, a cada capa de la célula.

Sin embargo, la tensión máxima entre los bor-nes de la célula es de sólo unos 0,58 voltios para unaradiación solar de aproximadamente 1 kW/m2. Esta ten-sión es, en general, poco útil, por lo que se suele re-currir a conectar en serie un número determinado decélulas del mismo tipo. Así, para la misma radiación,36 células forman lo que se llama un «módulo» o «pa-nel fotovoltaico», y la tensión generada es ya de unos18 voltios, suficiente para hacer funcionar numerososequipos.

Aunque actualmente no puede producirse elec-tricidad en grandes cantidades por la vía fotovoltaica,este tipo de energía comenzó a ser aplicada con bue-nos resultados en instalaciones de baja potencia uni-taria para pequeños suministros, sobre todo en pun-tos de consumo aislados de la red general de distri-bución eléctrica. Así, por ejemplo, en el alumbrado rural(señalización, bombas de agua, etc.), en telecomuni-cación (repetidores, radioteléfonos, radiobalizas), etc.Actualmente también existen en España y otros paí-ses instalaciones conectadas a la red, lo que ha per-mitido una reducción substancial en sus costes. Ade-más, en España, que es un país puntero en el desa-rrollo de esta tecnología, ha recibido un fuerte impulsopor el establecimiento de una prima específica alta parala producción eléctrica fotovoltaica. (Ver fotos en pá-ginas 204 y 205.)

Una instalación fotovoltaica, básicamente, po-see un generador fotovoltaico (paneles), un acumula-dor de energía de corriente continua (para aplicacio-nes aisladas) y un subsistema de acondicionador depotencia. Su uso posterior puede darse en corrientecontinua directamente o transformada en corriente al-terna mediante un inversor estático. La materia primageneralizada es el silicio, tanto en la tecnología cris-talina como en la lámina delgada amorfa. El primer tipoposee una mayor eficiencia, con valores en torno al10-12%.

A pesar del alto coste del kWh producido poreste tipo de sistemas, que es consecuencia fundamental

204

216

Paneles de una instalación solar fotovoltaica.

A

del coste de las células, sus perspectivas a largo pla-zo son esperanzadoras, dado que nuevas tecnologíasy nuevos materiales de fabricación de las células co-mienzan a ofrecer la posibilidad de importantes re-ducciones de costes.

Un aspecto a tener en cuenta es la obtencióndel silicio para la fabricación de los paneles: el siliciorechazado en la industria electrónica se está emplean-do de forma extensiva para producir silicio cristalinode un grado solar. La fusión del silicio a precios acep-tables es uno de los retos de estas tecnologías parahacerla competitiva. Otro reto será el de elevar la efi-ciencia de las células fotovoltaicas hasta el 18-20%. Paralos sistemas conectados a la red eléctrica el elementofundamental es el inversor, que debe ser suficiente parano crear distorsiones en red.

La incidencia de la energía solar fotovoltaicasobre el medio ambiente es reducida. No obstante,dado que la superficie ocupada por los paneles ne-cesarios para instalar 1 KW de potencia oscila entre

6 y 10 m2, habrá que considerar en instalaciones demedia o gran dimensión la ocupación del suelo y elimpacto paisajístico asociados. Asimismo, estas ins-talaciones tienen un impacto socio-económico muypositivo, al poder suministrar electricidad en situa-ciones en que los procedimientos convencionales noson viables.

¿Cómo funciona una centraleléctrica fotovoltaica?

ntes de todo conviene señalar que no se tiene en Es-paña actualmente ninguna instalación significativa deeste tipo. Una central fotovoltaica puede ser la repre-sentada en el Gráfico VI.10, y en ella se distinguen cua-tro partes principales: captación solar y generación deelectricidad (1), unidad de monitorización (3), salade potencia (5) y centro de transformación (9).

El elemento fundamental de esta central foto-voltaica sería el conjunto de las células fotovoltaicas.Éstas, integradas primero en módulos y luego en pa-neles (1), captan la energía solar, transformándola en

205

217

Instalación piloto de una central fotovoltaica. Toledo PV.

Instalación fotovoltaica rural experimental (Caravaca-Murcia).

corriente eléctrica continua mediante el efecto fotoe-léctrico. Lógicamente, la producción de dichas célu-las depende de las condiciones meteorológicas –fun-damentalmente, de la insolación–, por lo que dichascondiciones son controladas a través del análisis delas medidas que se toman en una torre meteoroló-gica (2).

La energía eléctrica circula por la red general detransporte en forma de corriente alterna. Por ello, lacorriente generada en los paneles solares debe ser con-ducida a la sala de potencia (5), donde la corriente con-tinua que se recibe en el armario de continua (6) es convertida en corriente alterna por medio de unos

inversores (7) y después recogida en el armario de alterna (8).

Una vez convertida en corriente alterna, laenergía eléctrica producida pasaría por un centro detransformación (9) donde se adapta a las condicio-nes de intensidad y tensión de las líneas de trans-porte (10).

Todo el proceso de la central se vigilaría des-de la sala de control (4) de la unidad de monitoriza-ción (3), en la que se recibe información de los dis-tintos puntos de la instalación, torre meteorológica, in-versores, armarios de continua y alterna, centro detransformación, etc.

206

Gráfico VI.10

Esquema de funcionamiento de una central fotovoltaica

Fuente: UNESA.

LE

¿Cuál es el nivel de desarrollo de las instalaciones fotovoltaicasen España y en otras áreasgeográficas?

n el año 1995, en la Unión Europea se generaron 30 millones de kWh fundamentalmente mediante sis-temas fotovoltaicos aislados (no mediante centrales eléc-tricas fotovoltaicas). España, con 8,7 millones de kWh,fue el mayor productor. En consecuencia, España des-taca también a nivel comunitario en el terreno del apro-vechamiento de la energía solar por vía fotovoltaica.A finales de 1998 poseía ya un total de 8.700 kW ins-talados en sistemas fotovoltaicos, la mayor parte de loscuales se encuentra en las Comunidades Autónomasde Andalucía, Castilla-La Mancha y la Comunidad Valenciana.

Además de un elevado número de sistemas fo-tovoltaicos de pequeña potencia individual, Españacuenta con algunos aprovechamientos de potencia uni-taria relativamente significativa. Entre los conectadosa la red destacan la central PV Toledo, con 1.000 kW,y la central de San Agustín de Guadalix (Madrid), de100 kW. Entre las instalaciones aisladas se tienen va-rias como la de Tabarca (Alicante), también con 100kW, la planta fotovoltaica de Menorca, con 42 kW, elsistema fotovoltaico rural de la Sierra de Segura (Jaén),con 27,5 kW, el de Caravaca (Murcia), etc.

El Plan de Fomento de Energías Renovables(PFER) estima que en España el mercado potencial al-cance los 2.300 MW, estableciendo los siguientes ob-jetivos para el año 2010: en instalaciones aisladas dered se realizará una potencia de 20 MW, generando30 GWh/año, equivalentes a 2.580 tep, con una in-versión de 20.248 Mpta; en relación a las intercone-xiones a la red, el Plan establece dos niveles, en fun-ción de la prima que reciben sus entregas a la red: ins-talaciones >5 kW, en la que se proponen 65 MW, conuna producción de 98 GWh/año, equivalente a 8.385tep, con una inversión de 32.230 Mpta; por otro lado,para instalaciones <5 kW, se proponen 50 MW, conuna producción de 75 GWh/año, equivalente a 6.450tep, con una inversión de 24.792 Mpta. Es decir, entotal, el parque de instalaciones crecerá en 135 MWdurante el periodo 1999-2010.

Por lo que se refiere a otros países puede de-cirse que EE.UU. es la nación con mayor potencia eléc-

trica fotovoltaica en el mundo, siendo la central de Ca-rrissa Plains, con 6.400 kW, una de las instalacionesde mayor dimensión. Otros países con centrales foto-voltaicas son Italia, Alemania, Noruega, Sudáfrica, Mé-xico y Australia.

¿Qué es y cómo se aprovecha la energía eólica?

a energía eólica se aprovecha mediante la transfor-mación de la energía cinética del viento en energía eléc-trica, a través de los aerogeneradores, o es la energíamecánica a través de aerobombas. Un aerogeneradoreléctrico es, por tanto, una máquina que convierte laenergía cinética del viento en energía eléctrica. Paraello, utiliza una hélice que transmite el movimiento queel viento produce en sus palas al rotor de un alterna-dor. Cuando una instalación eólica quiere producir elec-tricidad para verter a la red de distribución se agru-pan varios aerogeneradores, dando lugar a los llama-dos parques eólicos. Si su objetivo es suministrarelectricidad a puntos de consumo aislados, se utilizan,normalmente, equipos de pequeña potencia.

Existe una gran diversidad de modelos de ae-rogeneradores, si bien pueden agruparse en dos gran-des conjuntos: los de eje vertical y los de eje horizontal.No obstante, todos ellos constan de tres partes fun-damentales: las palas, la góndola y la torre soporte delconjunto.

– Las palas presentan, asimismo, una gran va-riedad de diseños. También es variable su nú-mero, pues hay generadores electro-eólicos de una, dos, tres y hasta seis palas. Son el elemento más crítico del aparato, ya que tie-nen que soportar intensas cargas alternativas.Por ello, su aerodinámica ha de ser diseñadacon gran precisión. Por término medio,representan aproximadamente el 30% del cos-te del aparato.

– La góndola forma el cuerpo del generador ycontiene los equipos mecánico y eléctrico en-cargados de transformar la energía cinética dela rotación de las palas en energía eléctrica.Su situación en el generador electro-eólico de-pende del modelo: está en la parte superiorde la torre en los modelos de eje horizontal

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L

y en la base de la misma en los modelos deeje vertical.

– En cuanto a la torre, suele ser convencional.No obstante, su diseño debe permitirle un per-fecto acoplamiento al conjunto de la instala-ción para contribuir a amortiguar los efectosde la vibración que el impacto del viento pro-voca en los diferentes elementos del aero-generador.

El gran desarrollo tecnológico habido en los úl-timos 15 años ha conducido principalmente a máqui-nas de eje horizontal, tripala, de bajo mantenimientoy alta calidad de suministro eléctrico. La vida útil deestas máquinas, en algunos fabricantes, se aproximaa los 25 y 30 años. Las posibilidades abarcan diferen-tes alturas de torre y diámetro de rotor que, junto aotras variaciones de diseño, optimizan los recursos eó-licos de un emplazamiento determinado. Actualmen-te, se construyen aerogeneradores de potencias hasta1.500 y 2.000 kW y con una fiabilidad elevada.

La tecnología eólica se desarrolló en sus inicios,principalmente, en Dinamarca, Alemania y los EstadosUnidos. En la actualidad, España ocupa un lugar des-tacado en el aprovechamiento de los recursos eólicosnacionales y cuenta con tres tecnologías españolas yotros varios suministradores con acuerdos de fabrica-ción de aerogeneradores con prestigiosas empresas eu-ropeas. Se fabrican máquinas comerciales, en nuestropaís, entre 100 y 1.000 kW. Existen modelos de pasoy velocidad fijos, lo que implica un menor coste y unamayor resistencia, aunque supone un rendimiento in-ferior; los modelos de paso variable, muy utilizadosen la actualidad, permiten la regulación por pérdidaaerodinámica; además se fabrican modelos que in-corporan un sistema de velocidad variable que posi-bilita una mejora de la eficiencia y una reducción delos esfuerzos mecánicos.

La mayor parte de los fabricantes nacionales einternacionales posee certificados nacionales e inter-nacionales de calidad en sus sistemas de diseño y fa-bricación de elementos, con lo que asegura unas dis-ponibilidades técnicas superiores al 95% y el cumpli-miento de sus curvas de potencia.

Asimismo, en estos años se está pensando yaen un mejor aprovechamiento del potencial eólico através de la utilización de máquinas de gran tamaño,por un lado, y del desarrollo de plantas eólicas «off-

shore» en áreas marinas de poca profundidad. Los ae-rogeneradores de gran tamaño obtienen unos aumentosde energía específica (kWh/m2) considerables; éstos sonposibles al elevar la altura de torre y aumentar el diá-metro del rotor. La opción de desarrollar estas gran-des máquinas exige un nuevo diseño que no incor-pore un sobrepeso excesivo; las cargas principales deun aerogenerador se incrementan significativamente conel tamaño y, por lo tanto, el aumento del peso y loscostes de fabricación. Los esfuerzos tecnológicos parael desarrollo de las plataformas off-shore, que co-mienzan a desarrollarse sobre todo en Dinamarca, pue-den dar lugar a innovadores diseños, trasladables entérminos técnicos y económicos a las tecnologías apli-cadas en emplazamientos convencionales en tierra.

¿Cómo funciona una central eólica?

as centrales eólicas aprovechan la energía del viento paraproducir energía eléctrica. Las más utilizadas actualmenteson las de eje horizontal, como la representada en elGráfico VI.11. Se coloca sobre una torre, una naveci-lla o góndola. Esta góndola aloja en su interior un ge-nerador (1) que está conectado, mediante una reduc-tora, a un conjunto de palas. La energía eléctrica pro-ducida por el movimiento del generador es transportadamediante cables conductores (2) a un centro de control(5), desde donde, una vez elevada su tensión por lostransformadores (7), es enviada a la red general me-diante las líneas de transporte de alta tensión (8).

Dado el carácter aleatorio de la producción deenergía eléctrica por vía eólica, las centrales de estetipo suelen disponer de una fuente auxiliar (6) paratener garantizado en todo momento el suministro deenergía eléctrica.

Para el control del movimiento de la turbina, lascentrales eólicas disponen de un volante de inercia, que,actuando como carga de frenado (3), permite contro-lar, dentro de unos límites, las revoluciones de las pa-las, independientemente de cuál sea la velocidad delviento.

Debido a la altura en la que se encuentra el ge-nerador y al rozamiento que el aire produce sobre éste,es conveniente que el equipo esté conectado a tierra(4) para evitar los efectos de la electricidad estática.

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220

S

La tecnología de estas instalaciones va siendocada vez más compleja, por lo que permiten conse-guir una mejora en su eficiencia energética.

¿Cuál es el desarrollo de la energía eólica en la UniónEuropea?

e estima que el potencial eólico en Europa sobrepa-sa los 125.000 MW de potencia. La Unión Europea, consu política energética de fomento a las energías reno-vables en general y a la eólica en particular, se ha si-tuado a la cabeza del desarrollo eólico mundial. Enlos primeros años se fomentó por intereses ambien-tales, y hoy día por la realidad tecnológica y comer-cial. Es previsible que para el año 2010, la potencia

eólica instalada en los países miembros sobrepase los25.000 MW, lo que supondría del orden del 2% de lageneración eléctrica total de la Unión Europea.

En la Tabla VI.11 se recoge la evolución de lapotencia instalada en la UE, durante el periodo 1995-1999, pudiendo verse que esta potencia se ha multi-

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Gráfico VI.11

Esquema de funcionamiento de una central eólica

Evolución de la energía eólica en la Unión Europea. (1995-1999)

1995 2.529 —1996 3.496 381997 4.695 341998 6.430 371999 8.915 39

Tabla VI.11


Año Potencia instalada (MW) Incremento (%)

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Fuente: UNESA.

E

plicado por más de tres veces en estos cinco años.Asimismo, en la Tabla VI.12 se recoge para el año2002 la distribución de potencia eólica por países dela UE, ocupando España el segundo lugar, tras Ale-mania.

Como ya sabemos, la política de fomento lle-vada por la UE supone condiciones económicas y ad-ministrativas especiales para las energías renovables.

¿Cómo ha sido el desarrollo de la energía eólica en España?

n España, y al margen de los molinos que aprovechabanla energía eólica con fines mecánicos desde inicios dela Edad Media, la utilización de aerogeneradores parageneración de electricidad se inició en 1978 con la ins-talación de un prototipo de 100 kW en Tarifa (Cádiz).

En la segunda mitad de la década de los ochen-ta se construyeron parques eólicos experimentales yde demostración. Las primeras instalaciones comercialesson del año 1992. En esta década se han puesto enfuncionamiento numerosos parques comerciales. (VerTabla VI.13)

El gran desarrollo experimentado por esta tec-nología, desde los prototipos de los 80 y primeros par-ques de demostración hasta el crecimiento exponen-cial experimentado al final del siglo XX, ha permitidola aparición de un mercado consolidado y con gran-des tasas de crecimiento. Este hecho hace que esta tec-nología sea un modelo de referencia para otras tec-nologías renovables.

Las claves del desarrollo han sido el esfuerzocoordinado de las administraciones públicas y de laindustria eléctrica, basado en un esfuerzo continuadoen I+D. Se ha logrado una disminución de sus costesy un aumento en la fiabilidad de estas instalaciones.Un plan de ayudas públicas ha permitido incentivarla cadena tecnológica, alcanzar un alto grado de acep-tación y compatibilidad en el ámbito medioambiental,y un adecuado marco legislativo y normativo de ac-ceso a la red, dando estabilidad en una nueva activi-dad comercial diversificada.

España, con 4.079 MW instalados en 2002, seha convertido en la segunda potencia eólica europea,detrás de Alemania.

Las inversiones en energía eólica superan ya los100.000 millones de pesetas anuales, en los que hayque incluir distintas actividades industriales, como lafabricación de palas, turbinas, torres, generadores yplantas de ensamblaje, además de la promoción de losparques. En conjunto, el sector está compuesto por másde 200 empresas. Un ejemplo del esfuerzo realizadoes que en 1998, las inversiones ascendieron a unos 336millones de euros y aumentaron hasta aproximada-mente 810 millones durante el año 1999.

Los incentivos económicos han permitido queel coste por kilovatio instalado se redujera de unas275.000 pts/kW, en 1986, a las 140.000 pts/kW actua-

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Potencia eólica en la Unión Europea por países

Alemania 8.754 10.650ESPAÑA 3.350 4.079Dinamarca 2.417 2.515Italia 697 755Holanda 493 563Reino Unido 474 530Suecia 290 304Grecia 272 276Portugal 125 171Francia 78 131Irlanda 125 125Austria 94 100Finlandia 39 39Bélgica 31 31Luxemburgo 15 15

TOTAL 17.254 20,284

Tabla VI.12


País 2001 (MW) 2002 (MW)

Evolución de la potencia instalada en España(1991-2001)

1991 7,31993 51,71995 115,31997 455,11999 1.400,02001 3.350,0

Tabla VI.13

Fuente: IDAE y Memoria Estadística UNESA. 2001.

Año Potencia a 31-XI (MW)

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A

les. Las fábricas españolas atienden no sólo las nece-sidades de los parques eólicos de nuestro país. Ac-tualmente, las exportaciones se dirigen de China, Di-namarca y Cuba, entre otros.

¿Cuáles son las perspectivasfuturas de la energía eólica en España?

unque se elaboró un Mapa Eólico en España, una eva-luación fiable del potencial eólico disponible es muydifícil; requiere la utilización de técnicas y aparatos demedición específicos a situar en zonas concretas y du-rante tiempos suficientemente dilatados. Por otra par-te, el potencial técnicamente aprovechable, es decir,aquel que ha tenido en cuenta limitaciones técnicas,económicas, sociales o medioambientales, es muy sen-sible a la evolución del nivel tecnológico de los ae-rogeneradores y a la evolución de sus costes.

Según el Plan de Fomento de Energías Renova-bles 2000, en la Tabla VI.14 que se adjunta se han re-

cogido, por comunidades autónomas, los potenciales quehoy están considerados como técnicamente aprove-chables, aunque en próximos estudios podrían variarsensiblemente estas cifras. De cualquier forma es im-portante conocer que el potencial neto total es de unos15.100 MW, muy superior a las máximas expectativasde instalación de potencia eólica hasta el año 2010.

Según el PFER 2000, hasta el año 2010 se es-pera un incremento de unos 8.100 MW (frente a la po-tencia instalada de 1.547 MW en julio de 2000) y unproducible de unos 19.500 GWh/año, equivalente, apro-ximadamente, a 1.680 Ktep. En el año 2006 el objeti-vo se situaría en 5.550 MW de potencia instalada, conunas inversiones que representan la movilización deunos 750.0000 millones de pesetas. Por todo ello, estatecnología se configura como una de las básicas delPlan y representa una oportunidad para el mercadode las renovables, tanto por el volumen de inversio-nes como por el desarrollo de una auténtica estructu-ra industrial con una gran proyección exterior.

Varias comunidades autónomas han tomado pos-turas muy favorables al desarrollo de la energía eóli-ca, y han diseñado «Planes Estratégicos» que fomen-

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Previsiones de potencia eólica por comunidades autónomas (MW)

Andalucía 129 971 1.100 1.500Aragón 242 758 1.000 2.000Asturias — 300 300 400Baleares — 75 751 100Canarias 96 154 250 300Cantabria — 300 300 300Castilla y León 124 726 850 1.500Castilla-La Mancha 111 289 400 1.000Cataluña 60 440 500 1.300Extremadura — 225 225 500Galicia 443 2.557 3.000 3.500Madrid — 50 50 100Murcia 0 300 300 350Navarra 328 307 635 650Rioja, La — 100 100 450Comunidad Valenciana 3 287 290 700País Vasco — 200 200 450

TOTAL 1.542 8.033 9.575 15.100

Tabla VI.14

Fuente: Plan de Fomento de Energías Renovables. Diciembre 1999.

Objetivo Potencia Potencia a Plan de Acumulada Potencial

CC.AA. 30-VI-2000 Fomento en 2010 (MW)

Gráfico VI.12

Potencia eólica instalada en 2000 por CC.AA.

223

Fuente: IDAE.

tan su desarrollo, a la vez que en contrapartida se ins-talan en su entorno fábricas de componentes o de ae-

rogeneradores, que, como se ha indicado anteriormente,son generadoras de empleo.

Esto está favoreciendo el crecimiento de la po-tencia instalada, en particular en: Galicia, Navarra, Ara-gón y Castilla y León, a la vez que se proyectan ex-pectativas de nuevas construcciones a ritmo significa-tivo. (Ver Tabla VI.14 y Gráficos VI.12 y VI.13)

Conviene señalar que en la «Planificación de lossectores de electricidad y gas» aprobada por el Gobiernoen octubre de 2002, se prevé la instalación de 13.000MW de energía eólica para el balance energético delaño 2011. Esto supone un aumento notable frente alos 9.575 MW recogidos en el Plan de Fomento de Ener-gías Renovables (PFER) para el año 2010.

Las medidas e incentivos que se establecen enel PFER con el fin de alcanzar los objetivos propues-tos, son: estabilidad en la vigencia del marco legal so-bre producciones en el Régimen Especial, valorandolas ventajas positivas de esta energía y su eficiencia;desarrollo de infraestructuras de interconexión; regu-lación del marco de relaciones con los entes locales;armonización de procedimientos medioambientales y

212

Gráfico VI.13

Previsión de la potencia instalada en España (MW)

Gráfico VI.14

Potencia eólica instalada en los países de la Unión Europea

Fuente: IDAE.


L

normativas; impulso al I+DT en industria; marco de ayu-das a la exportación; y campañas de formación e ima-gen del sector.

Respecto a la capacidad de la industria españolaen este sector, puede decirse que los fabricantes deaerogeneradores afincados en España en el año 1998suministraron 370 MW, mientras que en el año 1999superaron los 1.000 MW, su potencial de fabricaciónpodría alcanzar unos 1.500 MW anuales si la deman-da así lo requiriese, sin que tuvieran que realizar in-versiones especialmente altas.

El empleo de esta fuente de energía evitará laemisión de unos 15 millones de toneladas de dióxidode carbono y de 180.000 toneladas de dióxido de azu-fre, responsables fundamentales del efecto invernaderoy de la lluvia ácida, respectivamente.

¿Qué es la biomasa?

a biomasa es una fuente energética basada en el apro-vechamiento de materias orgánicas de origen vegetalo animal, incluidos los productos y subproductos re-sultantes de su transformación natural o artificial. Nose consideran biomasa los combustibles fósiles, ya que,aunque pudieran tener un origen similar, han sido pro-fundamente transformados por la naturaleza a lo lar-go de muchos años.

En definitiva, bajo la denominación de bioma-sa se recogen materiales energéticos de muy diversasclases, como son: residuos forestales, residuos agrícolasleñosos y herbáceos, residuos de procesos industria-les diversos, cultivos realizados con fines energéticos,materiales orgánicos contenidos en los residuos sóli-dos urbanos, biogás procedente de residuos ganade-ros o de residuos biodegradables de instalaciones in-dustriales, de la depuración de aguas residuales urbanaso de vertedero, etc.

En un sentido amplio, también pueden incluir-se bajo la denominación de biomasa los biocombus-tibles, resultado de la transformación de productos hi-drocarbonados.

Por consiguiente, la biomasa incluye una nu-merosa lista de materias combustibles que se puedenaprovechar energéticamente de muy diversas formas,desde la más tradicional, la leña, que ha proporcio-nado calor a la humanidad durante muchos siglos y

213

Gráfico VI.15

Elaboración de la biomasa por fotosíntesis

224

Fuente: UNESA.

Ejemplo de bosque representativo de una fuente de energía biomásica.

E

hoy en día todavía es fundamental para suministrarenergía a muchos millones de personas de los paísesen vías de desarrollo, a formas más sofisticadas comopuede ser la utilización del biogás en procesos de co-generación eléctrica. (Ver Gráficos VI.15 y VI.16 y fo-tos en páginas 213 y 214.)

¿Cómo puede aprovecharseenergéticamente la biomasa?

sta fuente energética puede ser aprovechada directa-mente mediante su combustión, o a través de su trans-formación en otras materias energéticas, una vez tra-tados convenientemente en instalaciones industriales.Así, se tiene que de la conversión bioquímica puedenobtenerse etanol y metano mediante fermentación al-cohólica y digestión anaerobia, y de la conversión ter-moquímica puede obtenerse gas o carbón.

214

Gráfico VI.16

Diferentes vías de utilización de la biomasa

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Fuente: UNESA.

Utilización de residuos agrícolas como combustible para generación.

E

L

En teoría, el potencial bruto de la biomasa exis-tente en el planeta podría bastar para cubrir la totali-dad de las necesidades energéticas mundiales. No obs-tante, una serie de circunstancias limitan notablemen-te su aprovechamiento. Algunas de ellas son lassiguientes:

– Una gran parte de la biomasa terrestre estámuy dispersa, por lo que resulta muy difícilun uso eficiente de esta energía.

– Alrededor del 40% de la biomasa es acuáti-ca. Se produce fundamentalmente en los océ-anos y es de muy difícil utilización.

– El aprovechamiento directo y a gran escala delos recursos forestales para fines energéticos,podría conducir a un agotamiento de dichosrecursos y dar lugar a efectos medioambien-tales muy negativos.

– La utilización energética de la biomasa dis-ponible exige aportar una notable cantidad deenergía para su recolección, transporte y trans-formación en combustible útil, lo cual redu-ce considerablemente el balance neto ener-gético del proceso.

– Por el momento, la mayor parte de la biomasaque se utiliza para fines energéticos es ex-plotada a través de medios tradicionales pocoeficientes (fundamentalmente en países en víasde desarrollo), y que permiten únicamente elaprovechamiento de una pequeña parte de supotencial energético.

¿En qué se diferencia la biomasadel resto de las energíasrenovables?

a biomasa es la única energía renovable que se apro-vecha, fundamentalmente, mediante un proceso decombustión con tecnologías más o menos convencio-nales. Como es sabido, la combustión de materia or-gánica produce CO

2, que es el gas con mayor incidencia

en el efecto invernadero. Por tanto, la característica quemás distingue a la biomasa del resto de energías re-novables es la producción de CO

2, en su consumo. Sin

embargo, se considera que este efecto está compen-sado dado que, previamente, el CO

2originado en su

combustión ha fijado la atmósfera por los elementosorgánicos objeto de combustión y, por tanto, su utili-zación no incrementa la concentración de gases de efec-to invernadero en la misma.

¿Cómo se utiliza la biomasa para la producción eléctrica?

n la actualidad, la biomasa es aprovechada funda-mentalmente para producir calor en el sector residencial(cocinas, hornos, calderas, etc.) y en usos industriales(hornos cerámicos, secaderos industriales, etc.). Sólouna parte, todavía pequeña, se utiliza para generar elec-tricidad, fundamentalmente mediante sistemas de co-generación, sobre todo en las industrias del papel yde la madera.

La generación eléctrica mediante biomasa en-globa, entre otros, a los residuos forestales y agríco-las, los producidos en industrias de transformación agro-pecuaria o de la madera, los residuos biodegradablesy los cultivos energéticos. Su aprovechamiento ener-gético puede constituir, a largo plazo, una importan-te fuente de energía renovable en la UE y nuestro país.

La tecnología de este tipo de generación eléc-trica tiene dos variantes principales: la combustión yla gasificación. En el ámbito de combustión, más ge-neralizada actualmente, se emplea (según el tipo demateria prima) la combustión mediante parrilla y porlechos fluidos.

Esta tecnología, consistente en una combustiónintegrada en un ciclo convencional de vapor, puedealcanzar rendimientos de entre el 18 y 30% y hasta 50MW de potencia. Cabe esperar en el futuro un per-feccionamiento de los sistemas de combustión y de losciclos para centrales térmicas de generación en estosrangos de potencia.

En cuanto a las características de los combusti-bles de biomasa utilizados para la producción de elec-tricidad, pueden hacerse las siguientes consideraciones:

a) El aprovechamiento de los residuos foresta-les es actualmente complicado: puede plan-tearse su transformación mediante astilladocon el fin de hacer posible su transporte encondiciones económicas aceptables, obte-niéndose un producto manejable y de gra-nulometría homogénea.

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b) Los residuos agrícolas leñosos, de caracte-rísticas semejantes a los residuos forestalesen cuanto a su naturaleza y disposición, pre-cisan un tratamiento que permita un trans-porte barato, para lo que es necesario el astillado o compactación del material obte-nido en campo. En el caso de la paja de ce-reales de invierno (cebada, trigo, etc.), des-de el punto de vista tecnológico, existenequipos convencionales de recogida y pre-paración para el almacenamiento y transporteque han sido adaptados para una aplicaciónenergética.

c) Los residuos industriales agrícolas tienen unorigen muy variado, aunque los de mayor im-portancia cuantitativa en España son los pro-cedentes de la industria del aceite de oliva.

d) Otro gran grupo en desarrollo es el de loscultivos energéticos, que constituyen una al-ternativa actual a los cultivos del cereal tra-dicional. Su principal característica es la altaproductividad, que, unida a que no contri-buyen de manera sensible a la degradacióndel suelo, hace de ellos un combustible enuna central térmica convencional. La expe-rimentación en España se está llevando a cabofundamentalmente con el cardo, que se adap-ta muy bien a zonas áridas de nuestra geo-grafía.El Plan de Fomento de Energías Renovablesplantea un nivel de producción con bioma-sa mediante cultivos energéticos de 3,35 mi-llones de tep/año con una producción pró-xima a los 8.000 GWh/año en el horizonte2010, mediante centrales de pequeño tama-ño que totalizarían una potencia instalada de1.100 MW. Esto equivaldría a la puesta en cul-tivo de este tipo de plantas de un millón dehectáreas en secano con estos fines, esto es,del orden del 5% de la superficie agraria ensecano de nuestro país. Las zonas de culti-vo deberán estar cerca de la central eléctri-ca y los agricultores deben ligarse a ésta concontratos a largo plazo.En el ámbito de la UE, la posibilidad de pro-moción de este tipo de generación tendría queconsiderarse como una línea de política agra-ria alternativa a la de retirada de superficies

de cultivo, y, como la mayor parte de la agri-cultura, tendría que ser objeto de subvención.

e) Finalmente, el aprovechamiento de los resi-duos sólidos urbanos para la producción deelectricidad se considera otra forma del apro-vechamiento de la biomasa. La generacióncreciente de residuos sólidos urbanos ha lle-vado a buscar soluciones de reutilización, re-ciclado y eliminación. Con diferentes gradosde desarrollo tecnológico, unos sistemas per-miten la obtención de energía (incineración,gasificación y valorización energética del gasobtenido, etc.) y otros (reciclaje y compos-taje) contribuyen indirectamente a ahorrosenergéticos o a la conservación de recursos.La incineración de residuos con aprovecha-miento energético es el proceso más utiliza-do en Europa. Aproximadamente un 15% dela producción es tratada con este sistema. Latecnología de incineración alcanza una ele-vada eficiencia en la eliminación de residuossólidos urbanos. Se compone de una com-bustión con generación de vapor y la pos-terior expansión de éste en una turbina aco-plada a un generador eléctrico. Se trata deuna combustión clásica en la que la cámarade combustión está adaptada al combustibleutilizado. Cada línea de incineración dispo-ne de una alimentación individualizada, unhorno-caldera productor de vapor y un sis-tema de tratamiento de gases. Los hornos tipoparrilla se suelen utilizar para residuos sóli-dos urbanos en masa, con nula o escasa se-lección previa; los rotativos son más eficientesen el control de la combustión, pero tienenlimitaciones de tamaño; los hornos de lechofluidificado precisan combustibles procesadospreviamente con una granulometría homo-génea. Las grandes instalaciones permiten, in-cluso, el acoplamiento de un ciclo combinadode gas natural-residuos, que duplica la efi-ciencia energética.La recuperación energética del biogás de ver-tedero se está desarrollando de un modo ex-tensivo en los últimos años. La metanizaciónde residuos orgánicos, sin embargo, tiene unaparticipación muy escasa en el escenario dela valorización de residuos.

216

U¿Cómo funciona una centraleléctrica de biomasa?

na central de generación eléctrica mediante biomasa,como la representada en el Gráfico VI.17, utiliza comocombustible principal residuos forestales, agrícolas ocultivos energéticos.

Una vez recolectada, la materia combustible estransportada (2) a la central. En ella, es sometida, enprimer lugar, a un tratamiento de astillado (3) para re-ducir su tamaño. A continuación, pasa a un edificiode preparación (4), en donde el combustible se divi-de en fino y grueso, y estos dos tipos de combusti-bles son almacenados (5 y 6).

A continuación, entran en la caldera (10), y elcalor producido por la combustión hace que el agua

que circula por sus tuberías se convierta en vapor deagua. En un lugar de la caldera diferente a la parri-lla donde se quema el combustible grosero, son que-mados, una vez dosificados (7), el combustible finoy el combustible de apoyo procedente de su alma-cén (9), utilizando el aire necesario (8) para la com-bustión.

El agua que se aporta a la caldera proviene deltanque de alimentación (14); este agua, antes de en-trar en la caldera, pasa por el economizador (11), don-de es precalentada, intercambiando calor con los ga-ses de combustión aún calientes que provienen de lapropia caldera. Estos gases de combustión son so-metidos a un proceso de recirculación por la calderapara reducir la cantidad de inquemados y, así, apro-vechar al máximo el poder energético y reducir lasemisiones atmosféricas. Antes de ser vertidos a la at-

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Gráfico VI.17

Esquema de funcionamiento de una central eléctrica de biomasa

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Fuente: UNESA.

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U

mósfera a través de una chimenea, los gases son de-purados en un electrofiltro (13). Las partículas rete-nidas en éste se recogen y son almacenadas junto conlas cenizas de combustión provenientes de la calde-ra en el cenicero (12).

El vapor generado en la caldera se expande enla turbina de vapor (17), que mueve el generador (18),en donde se produce la energía eléctrica que, una vezelevada su tensión en los transformadores (19), esvertida a las líneas de transporte de energía eléctrica(20).

Parte del vapor puede extraerse para recupe-rar calor (16), con el fin de mejorar el rendimientode las instalaciones. También podría utilizarse paracalefacción o en usos industriales, aprovechándose,en este caso, tanto la electricidad como el calor ge-nerados.

El agua condensada en este intercambio de ca-lor se recoge en el tanque de condensado (15), y deahí es enviada al tanque de alimentación (14), ce-rrándose así el ciclo del agua en la central.

¿Cómo funciona una CentralIncineradora de Residuos SólidosUrbanos (RSU)?

na Central Incineradora de Residuos Sólidos Urbanos,como la representada en el Gráfico VI.18, utiliza comocombustible principal la parte de estos residuos quees apta para su incineración.

Los residuos sólidos urbanos llegan a la navede descarga (2) de la central transportados por ca-miones. En dicha nave, los camiones vierten su con-tenido en un foso (3) de donde una grúa (1) va re-cogiendo residuos. Las basuras recogidas por la grúason enviadas mediante una cinta transportadora a laplanta de selección (4).

En la zona de selección, se separan los diferentestipos de materiales que componen los residuos sóli-dos urbanos, seleccionando aquéllos que pueden te-ner utilidad por uno u otro motivo. Esta selección tie-ne diferentes etapas, que pueden ser manuales o au-tomáticas. Los materiales voluminosos o que puedenser reciclados –botellas, embalajes, metal, plástico, pi-las– se extraen y almacenan; la materia orgánica es asi-mismo retirada en un tambor giratorio. Esta materia or-

gánica se lleva, tras pasar por un separador magnéti-co (5) que retira los materiales férricos aún presentes,a unas playas de fermentación (6), en las que perma-necerá uno o dos meses. En ellas, es aireada periódi-camente para obtener un abono denominado «compost»,el cual, antes de abandonar la planta, es sometido aun proceso de eliminación de impurezas (7).

Una vez que se ha separado aquello que se con-sidera aprovechable, el resto, denominado rechazo, seenvía a un depósito (8) situado junto al horno (9), don-de es quemado. La combustión en el horno hace queel agua que circula por las tuberías de la caldera (10)se transforme en vapor a diferentes presiones. Las es-corias resultantes de la combustión se extraen y se lle-van a un lugar para su tratamiento (11).

El vapor generado en la caldera se lleva a losdiferentes cuerpos de la turbina de vapor (14) segúnsu presión. La expansión del vapor en la turbina haceque se mueva un generador (15) solidario a ella. Laenergía eléctrica, antes de ser incorporada a las líneasde transporte (17), pasa por unos transformadores (16)que adaptan sus condiciones de intensidad y tensióna las de la red.

A la salida de la turbina, el vapor es conduci-do a un aerocondensador (18) para que condense, me-diante un intercambio de calor aire-agua, y se conviertaen agua líquida, la cual queda recogida en la balsa delaerocondensador. Este agua es utilizada a continuaciónpara repetir el ciclo térmico, pasando, antes de llegara la caldera, por unos calentadores (19) que la pre-calientan.

Los gases de combustión se hacen pasar por unaunidad de depuración de gases (12) antes de ser ver-tidos a la atmósfera a través de una chimenea (13).

¿Cuál es el nivel de desarrollo de la biomasa en España?

n términos de energía primaria, la biomasa es la fuen-te de energía renovable que más contribuye al balan-ce energético español. En 1998, la utilización energé-tica de la biomasa según el Plan de Fomento de Ener-gías Renovables, supuso 3,89 millones de toneladasequivalentes de petróleo, lo que equivale al 54% delconsumo nacional de energías de origen renovable. Lamayor parte de esta energía, 3,47 millones de tonela-

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das equivalentes de petróleo, se consume como com-bustible de uso final fundamentalmente en el sectordoméstico.

Respecto a la utilización de la biomasa para lageneración eléctrica, puede señalarse que en 1998 exis-tían plantas que totalizaban 283 MW. Estas plantas pro-dujeron en dicho año 1.725 GWh, lo que equivale a0,42 millones de toneladas equivalentes de petróleo(tep). Una parte considerable de esta producción serealizó en una decena de plantas de incineración deResiduos Sólidos Urbanos (RSU) que totalizaban en di-cho año 94 MW de potencia instalados y generaron586 GWh. Estas plantas están situadas en las Comu-nidades Autónomas de Cataluña, Madrid, Baleares yen Andalucía/Melilla.

En cuanto a las previsiones de desarrollo de labiomasa en España, el Plan de Fomento de Energías

Renovables recoge un incremento limitado de la uti-lización de la biomasa como combustible de uso finalen el periodo 1999-2010. Este incremento se limitaríaal final del periodo a 0,9 millones de toneladas equi-valentes de petróleo. La mayor parte de este incrementose producirá en aplicaciones industriales

Referente a la utilización de la biomasa comocombustible para generación eléctrica hay que seña-lar que existe en nuestro país un potencial considera-ble, próximo a los 20 millones de toneladas equiva-lentes de petróleo, en forma de combustibles sólidos:residuos agrícolas, forestales y de procesos industria-les, los cultivos energéticos y los RSU. También exis-te un potencial no desdeñable en forma de biogás, peropresenta importantes dificultades en su obtención.

Otra cuestión bien distinta es qué parte de estepotencial puede obtenerse de forma competitiva para

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Gráfico VI.18

Esquema de funcionamiento de una Central de Residuos Sólidos Urbanos (RSU)

Fuente: UNESA.

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su utilización como combustible en un sistema eléc-trico competitivo. Evidentemente, la recuperación deresiduos forestales, por ejemplo, no resulta económi-ca, debido, fundamentalmente, al coste de las opera-ciones de limpieza de bosques, astillado y transporte.

Una situación similar se da cuando se trata deutilizar como combustible residuos agrícolas, podas deplantas leñosas o herbáceas o de procesos agroin-dustriales dispersos, esto es, de productos que apenastienen valor en el mercado, pero que tienen un bajocontenido calorífico por unidad de peso o volumen.El coste del combustible de estos orígenes puesto encentral, con carácter general, no es competitivo fren-te a los combustibles fósiles en la actualidad. Por tan-to, el uso hoy en día de estos residuos como com-bustible sólo se justifica por motivos medioambienta-les, bien para evitar incendios en bosques, para tratarresiduos contaminantes (alpechines, alperujos, etc.) opara evitar vertidos no controlados de subproductos.

De todas formas, es en el ámbito de la genera-ción eléctrica donde el Plan de Fomento de EnergíasRenovables prevé un mayor crecimiento, especialmenteen el área de los cultivos energéticos. En efecto, el Planprevé para el periodo 1999/2010 la instalación de 1.122MW en plantas que utilicen como combustibles culti-vos energéticos, 586 MW de potencia en plantas queutilicen residuos industriales y forestales, 78 MW en pe-queñas plantas para el aprovechamiento del biogás (gasprocedente de la fermentación anaerobia de produc-tos orgánicos de vertederos, lodos de depuradora, etc.)y 168 MW en plantas de residuos urbanos. La pro-ducción de estas nuevas instalaciones según el Plan al-canzaría en el año 2010 unos 13.400 GWh anuales, loque supone un 37% del objetivo eléctrico del Plan paralas energías renovables productoras de electricidad.

¿Cuál es el nivel actual de aprovechamiento de la biomasa a nivel mundial?

ctualmente, y a nivel mundial, la biomasa supone el14% del consumo total de energía final, si bien unaparte importante de esta energía no está contabiliza-da en las estadísticas porque aún no está comerciali-zada en muchos países en vías de desarrollo e, inclu-so, en el ámbito rural de países desarrollados.

Así, la participación de la biomasa supone ac-tualmente del orden del 50% del consumo de energíaprimaria en Africa y en la India, y entre el 15 y el 20%en China, Este Asiático y Latinoamérica. Estas regio-nes consumen anualmente unos 900 millones de tepde combustibles procedentes de la biomasa, frente alos 1.100 millones de tep en que se estima el consu-mo mundial de esta energía renovable.

Por otra parte, la biomasa es la fuente energé-tica renovable más utilizada en los países de la UniónEuropea. Aproximadamente el 55% de la producciónde energía primaria con fuentes renovables de la Eu-ropa comunitaria procede de la biomasa.

Lógicamente, el consumo mundial de la biomasapara uso final irá reduciéndose en la medida en quese vayan desarrollando las economías de los países endesarrollo y sus habitantes tengan acceso a fuentes deenergía comerciales más confortables. Por tanto irá enaumento la utilización de la biomasa para la genera-ción de electricidad y para la producción de biocar-burantes.

¿Qué es la energía geotérmica?

a energía geotérmica es la que procede del calor quehay acumulado en la corteza terrestre. Se extrae bienpara utilizarla directamente como fuente de calor, bienpara su transformación en electricidad.

La temperatura de la Tierra se incrementa unos3 °C por cada 100 metros de profundidad, aunque esteparámetro puede ser muy variable en muchos casos.

Normalmente se clasifica esta energía en cua-tro tipos:

– Hidrotérmica, que consiste en aprovechar elcalor del agua caliente y del vapor que se en-cuentra en algunos sitios del Planeta a pro-fundidades moderadas (entre 100 y 4.500 m.).Puede ser de baja, media o alta temperatura.

– Geo-presionada, que se encuentra en acuífe-ros de agua caliente conteniendo metano di-suelto bajo altas presiones en profundidadesentre 3 y 6 Km.

– Roca Caliente Seca, que son formaciones ge-ológicas de rocas calientes sin agua.

– Magma, son rocas fundidas a temperaturas en-tre 700 y 1.200 °C.

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Actualmente, sólo los recursos hidrotérmicos sonutilizados a escala comercial, bien como fuente direc-ta de calor, bien para la generación de electricidad.

¿Cómo se aprovecha la energíageotérmica para la producción de electricidad?

a energía geotérmica puede ser aprovechada median-te la perforación de pozos profundos que permiten ex-traer del subsuelo agua caliente o vapor. No obstan-te, el número de zonas geográficas en las que se com-bina una alta temperatura del agua con una adecuadaa los medios tecnológicos actuales es muy limitado.Estas condiciones sólo se suelen dar en áreas geográ-ficas en las que ha habido una reciente actividad vol-cánica o sísmica.

Estos yacimientos geotérmicos se suelen dividiren tres categorías: de alta, media y baja temperatu-ra. Los dos primeros –que son los menos frecuentes–pueden permitir la conversión de la energía geotérmicaen electricidad. El tercero se utiliza normalmente paraaplicaciones en el sector residencial y comercial, comoes el suministro de calor de los sistemas de calefac-ción y agua caliente.

En estos sistemas el agua, que se encuentra al-macenada a alta temperatura en el interior de la cor-teza terrestre, asciende con fuerza por la perforaciónefectuada en ésta, perdiendo progresivamente presióny convirtiéndose en vapor. La obtención de energía eléc-trica se realiza después a través de un ciclo termodi-námico convencional, es decir, utilizando dicho vaporpara accionar un grupo turbina-alternador. (Ver Grá-ficos VI.19 y fotos en páginas 221 y 222.)

Como ejemplo de la dificultad de encontrar em-plazamientos de este tipo, en Europa, hasta ahora, lasúnicas fuentes geotérmicas de vapor a temperatura su-ficientemente alta para poder generar electricidad hansido detectadas en Italia e Islandia.

La explotación de un yacimiento geotérmico tie-ne un impacto significativo sobre la utilización del te-rreno –ya que requiere unas instalaciones de superfi-cie en correspondencia con el proceso de explotación–y sobre el agua.

Los efectos más significativos sobre el suelo sonla erosión y el hundimiento del terreno. Por otra par-

Gráfico VI.19

Esquema de aprovechamiento geotérmico

233

Fuente: UNESA.

La energía geotérmica es el aprovechamiento del calor de la Tierra.

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te, hay que tener en cuenta la producción de lodosdurante la fase de perforación del pozo y la genera-ción de un cierto nivel de ruidos durante la perfo-ración y explotación de la planta. Asimismo, la pro-ducción, por la salida de gases incondensables durantela operación, genera cierta contaminación del aire, locual hace necesario el desarrollo de técnicas de con-trol y sistemas de eliminación.

En cuanto a los efectos sobre el agua, ha de con-siderarse su posible contaminación y el impacto so-bre las disponibilidades locales de la misma. Estas al-teraciones pueden incidir sobre los ecosistemas natu-rales del emplazamiento, lo cual exige la realizacióndel estudio de Evaluación del Impacto Ambiental.

¿Cuál es la situación de la energíageotérmica en España?

spaña no posee recursos geotérmicos significativos. So-lamente contribuyó en el año 1998 con un 0,05% deltotal de la producción de energías renovables en nues-tro país.

Únicamente en las Comunidades Autónomas deMurcia, Castilla-La Mancha y Comunidad Valencianaexisten algunos aprovechamientos. Se están haciendoalgunos estudios de posibles instalaciones geotérmi-cas en las Islas Canarias, en donde, por el origen vol-cánico con actividad reciente de algunas de sus áreasgeográficas, podrían tener mayor interés.

El Plan de Fomento de Energías Renovables noprevé en este tipo de energía aumentos significativosen el periodo 1999-2010.

¿Qué aprovechamientos de energía geotérmica existen

en el mundo?

l potencial de energía geotérmica en el mundo es muygrande, excede el consumo mundial actual, pero suaprovechamiento hoy día es todavía muy bajo, sien-do del orden de los 44 TWh/año para la producciónde electricidad, y de una cifra ligeramente inferior comofuente directa de calor (unos 38 TWh/año). Los paí-ses y regiones con mayor potencial son Norteaméri-ca, Latinoamérica, antigua Unión Soviética, China, Ja-pón, Filipinas, Nueva Zelanda, Islandia e Italia.

Aunque la primera central eléctrica geotérmicase construyó ya en 1913 en Larderello (Italia), se con-sidera que la primera central que generó electricidaden cantidades significativas fue la de Wairakei (Nue-va Zelanda), en 1958. Sin embargo, este tipo de ins-talaciones no recibió apenas atención durante muchosaños hasta que la crisis del petróleo de los años se-tenta impulsó el desarrollo del aprovechamiento defuentes energéticas alternativas. Así, en 1997 había ya24 países que utilizaban la energía geotérmica para lageneración de electricidad mediante centrales que su-maban más de 6.000 MWe de potencia y suministra-ban cerca de 44 TWh/año.

En la Unión Europea sólo dos países utilizanenergía geotérmica para la producción de electricidad:Italia, con 708 MWe de potencia instalada, produce delorden de los 4.000 GWh/año; y Francia tiene en la islade Guadalupe una instalación de 4,7 MWe que pro-duce unos 20 GWh/anuales.

Del resto del mundo destaca EE.UU., que conunos 2.800 MW en operación es el país del planetacon un mayor desarrollo de la energía geotérmica. Tie-

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Aprovechamiento geotérmico español.

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ne centrales como Heber (45 MWe), Salton (34 MWe)y East Mesa (10 MWe). Otros países con notable po-tencia geotérmica son Filipinas (880 MWe), México (700MWe), Japón (270 MWe) y Nueva Zelanda (264 MWe).Islandia tiene 45 MWe instalados en centrales eléctri-cas geotérmicas, y además el 83% aproximadamentedel consumo residencial en calefacción y agua calienteprocede de esta misma fuente energética.

Respecto al aprovechamiento directo para su-ministro de calor de la energía geotérmica, puede se-ñalarse que el número de naciones que en el mundoposeen instalaciones de este tipo es bastante nume-roso y entre ellos destacan Japón, China, Hungría, lospaíses de la antigua Unión Soviética e Islandia.

Por lo que se refiere a la Unión Europea, en 1997un total de ocho países utilizaban directamente algúnaprovechamiento geotérmico para suministro de calor(Italia, Francia, Alemania, Grecia, España, Dinamarca,Bélgica y el Reino Unido), con una producción totalde unas 336.000 tep, de las cuales el 95% procedía deinstalaciones situadas en los dos primeros países.

¿Qué son las energías de los océanos?

l potencial energético de los océanos y mares resideen el hecho de que el agua es un inmenso colectorde energía solar. Este potencial energético se manifiesta,fundamentalmente, de cuatro formas: la energía de lasmareas, la energía de las olas, la energía de las corrientesmarinas, la energía térmica de los océanos derivadade los gradientes (diferencias) salinos o térmicos exis-tentes entre las distintas profundidades de los mismos.

La energía de las mareas es la única que ha al-canzado un nivel de desarrollo de cierta madurez, conalgunas plantas comerciales en operación. El hecho deque muchos de los emplazamientos mejores se en-cuentren en zonas alejadas de los centros de con-sumo, junto con los altos costes económicos y algu-nos problemas medioambientales, han limitado su desarrollo.

En cuanto a la energía del oleaje, puede decir-se que ya existe un cierto número de prototipos, perole queda un largo camino por recorrer hasta alcanzarcierta madurez comercial. La magnitud del recurso enEuropa es importante y parece conveniente continuar

con las actividades de I+D, que deberán tratar de re-solver los principales problemas planteados, entre losque cabe citar la supervivencia y el control de los con-vertidores para reducir los problemas que se derivandel carácter pulsante de la potencia generada.

La energía de las corrientes marinas se encuentraen la actualidad en un estado de desarrollo incipien-te, pero ofrece posibilidades razonables con el empleode turbinas sumergidas, que no requieren grandes in-fraestructuras. El potencial aprovechable en Europa esapreciable y sería necesario un esfuerzo muy impor-tante de I+D para poner a punto esta tecnología.

La diferencia de temperatura entre las capas su-perficiales y profundas en los océanos se puede apro-vechar para la generación de energía eléctrica. El prin-cipal problema de los sistemas experimentales de Con-versión de Energía Térmica Oceánica (OTEC)construidos hasta ahora es que tienen un bajo rendi-miento –aproximadamente del 7%– y además es pre-ciso realizar un elevado gasto de energía en el bom-beo de agua fría de las profundidades para el con-densado de los fluidos. Además, el aprovechamiento

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236 Gráfico VI.20

Esquema de sistema de generación por gradiente de temperatura

Fuente: UNESA.

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de esta fuente de energía se enfrenta a problemas técnicos aún no resueltos totalmente, como los rela-cionados con la resistencia de los materiales en ambiente marino, la seguridad de las instalaciones, etc. (Ver en el Gráfico VI.20 un esquema de su fun-cionamiento).

Por otro lado, han sido ya desarrollados procesospara convertir en electricidad la energía del gradien-te salino resultante de las diferencias de presión osmótica existentes entre aguas de diferente salinidad,así como para diluir agua salina y producir agua dul-ce. También le falta a esta energía mucho desarrollotecnológico en I+D para que pueda ser atractiva y com-petir con otras alternativas de producción eléctrica.

¿Qué es la energía maremotriz?

a utilización de las mareas como fuente de energía me-cánica se remonta a los molinos de marea, de los quese tienen noticias desde el siglo XI en Reino Unido, yen España aún perduran algunos de estos molinos enla costa cantábrica, con potencia de unos 50 CV.

El origen de las mareas reside esencialmente enla atracción gravitatoria de la luna y del sol, procesoque viene modulado por los diferentes ciclos que semanifiestan en el mismo (lo que da lugar a las mare-as vivas y mareas muertas), y por las respuestas osci-latorias de los diferentes mares; en el mar abierto lasamplitudes máximas no suelen llegar a un metro, au-mentando por efectos locales, tales como: reflexión,profundidad reducida, formas costeras, embocadurasy resonancia. Por eso los emplazamientos atractivos sonescasos, incluso a nivel mundial.

Por consiguiente, la energía maremotriz es unaenergía renovable basada en los desniveles de las ma-reas que puede aprovecharse para producir energíaeléctrica. Para ello, en la bahía o estuario donde seasiente la central, deberán tener lugar grandes mare-as, con al menos cinco o seis metros de diferencia denivel entre la pleamar y la bajamar.

¿Qué es una central maremotriz?

s una instalación que aprovecha la energía maremo-triz existente en una bahía o estuario con importantesdiferencias de nivel entre la pleamar y la bajamar.

En dicho estuario se construye un dique que per-mite retener grandes cantidades de agua y en el queexisten esclusas para que, con la subida de la marea,se llene de agua el embalse. Al alcanzar la marea sunivel más alto, se cierran las esclusas. Cuando baja elmar y se alcanza cierta diferencia de altura entre el aguadel embalse y la del mar, se forma un salto de aguaque hace girar los álabes de una turbina que acciona,a su vez, un alternador.

El tiempo durante el cual la central está en con-diciones de producir electricidad puede duplicarse apro-vechando el efecto contrario, es decir, manteniendo ce-rradas las esclusas cuando el embalse está casi vacíoy va a comenzar la pleamar. Cuando ésta llega a supunto máximo, se abren las esclusas, formándose asíun salto de agua que acciona la turbina. Esta opera-ción requiere que tanto la turbina como el alternadorpuedan girar indistintamente en uno u otro sentido,es decir sean reversibles.

En la elección de las turbinas se deben consi-derar los aspectos específicos de este tipo de planta,entre los cuales cabe citar: bajo salto, variabilidad desalto y caudal, frecuencia de arranques y paradas y,en su caso, requisitos para bombeo o para generaciónbidireccional.

En los análisis de factibilidad para un estuarioconcreto deberán estudiarse los siguientes parámetros:la longitud del dique, superficie embalsada, nivel mí-nimo del agua, coste y carrera de marea; este últimoes el más importante. En los emplazamientos estudia-dos en el Reino Unido se ha supuesto que su valordebe ser superior a cinco metros para poder tener via-

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Gráfico VI.21

Esquema del emplazamiento de una central maremotriz

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Fuente: UNESA.

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bilidad económica. En España, los mayores valores es-tán en el entorno de cuatro metros, por lo que serámuy difícil su aprovechamiento. (Ver en el Gráfico VI.21el esquema en planta de una central maremotriz.)

Se han estudiado las condiciones de aprove-chamiento en algunos puntos de la zona cántabra ygallega, habiéndose analizado con cierta profundidadalgunos emplazamientos en las rías de Vigo.

La evaluación de la rentabilidad exige una cui-dadosa determinación de la energía producible, lo cualrequiere un proceso de optimización y predicción de las condiciones de funcionamiento de la planta, incluyendo los efectos que la implantación del diquetiene en las mareas existentes originalmente en el emplazamiento.

¿Qué posibilidades de desarrollotiene la energía maremotriz?

n la actualidad hay cinco centrales maremotrices pro-duciendo en el mundo (aparte de algunos pequeñosgrupos operando en China). La primera en instalarsey de mayor potencia es la de La Ronce (Francia), si-tuada en un estuario con una amplitud media de ma-rea de ocho metros. La central fue inaugurada en 1966.Posee una presa de 750 metros de longitud y 27 me-tros de altura y su potencia es de 240 MW. Su pro-ducción media anual está estimada en 540 millones de kWh.

En agosto de 1984 entró en servicio el primergrupo de la central maremotriz de Annapolis, en la ba-hía de Fundy (Canadá), de 17,8 MW de potencia y unaproducción anual estimada de 50 millones de kWh. Lasotras dos centrales aludidas son las de Jiangxia, en Chi-

na, con 3,2 MW y la de Kislaya-Guba, en la antiguaURSS, con 0,4 MW. Finalmente, en octubre del año2000, inició su funcionamiento la central de Severn,situada en la isla escocesa del mismo nombre. (Ta-bla VI.15)

Aún cuando la energía potencial teórica conte-nida de las mareas es considerable –se estima enTW/año la energía disipada por las mareas oceánicasanualmente–, los requisitos naturales necesarios parasu aprovechamiento hacen que sólo en determinadoslugares del mundo pueda realmente plantearse la ins-talación de nuevas centrales maremotrices.

El potencial técnico mundial se estima actual-mente entre 500 y 1.000 TWh/año, es decir, una frac-ción muy pequeña del potencial teórico. Para EuropaOccidental se cifra en unos 105 TWh/año. (Véase Ta-bla VI.16)

Una relación de los emplazamientos más im-portantes del mundo se recogen en la Tabla VI.17 adjunta.

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La Ronce (Francia) 8 17 240 540 1966Kislaya-Guba (Rusia) 2,4 2 0,4 — 1968Jiangxia (Rep. Popular China) 7,1 2 3,2 11 1980 (*)Annapolis (Canadá) 6,4 6 17,8 30 1984Severn (Reino Unido) 7 520 — — 2000

Tabla VI.15

Fuente: Hammons, T.J. «Tidal Power» 1993.(*) Primer grupo en 1980, sexto grupo en 1986.

Carrera media Superficie Potencia instalada Producción aproximada Año de puesta Emplazamiento de marea (m) embalsada (km2) (MW) (GWh/año) en servicio

Centrales maremotrices existentes. Año 2000

Potencial técnico de las mareas en Europa Occidental

Reino Unido 25,2 50,2 47,7Francia 22,8 44,4 42,1Irlanda 4,3 8,0 7,6Holanda 1,0 1,8 1,8Alemania 0,4 0,8 0,7España 0,07 0,13 0,1

TOTAL Europa Occidental 63,8 105,4 100

Tabla VI.16

Fuente: Hammons. T.J. «Tidal Power» 1993.

Recurso disponible técnicamente

% del total País GW TWh/año europeo

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En España, varios estudios realizados por ex-pertos en estas tecnologías sitúan el potencial técnicoen unos 140 GWh/año.

Entre los aspectos económicos destaca el ele-vado coste del kilovatio instalado, en el que la obracivil juega un papel preponderante, ya que el costede la planta no supera al 50% del de aquélla. Además,la larga duración del proceso constructivo, 5-7 años,y el bajo factor de carga, 22-35%, inciden negativamenteen el coste resultante del kilovatio-hora. La razón prin-cipal por la que el factor de carga resulta ser tan bajoreside en las variaciones estacionales de la carrera demarea.

Por todo ello se calcula que sólo unos200 TWh/año de la energía mundial de las mareas po-drían ser recuperables desde el punto de vista técni-co y económico. Además habría que valorar sus im-pactos medioambientales: en primer lugar conviene des-tacar la alteración del régimen hidrodinámico (menordispersión de efluentes; influencia en el transporte desedimientos). La carrera de marea en el estuario influyeen el medio ambiente; típicamente un aprovechamientoreduce a aproximadamente un 50% la máxima mareaviva.

En definitiva, por razones técnicas, económicasy medioambientales, el desarrollo de este tipo de cen-trales será forzosamente lento y tenderá a concentrar-se en zonas muy determinadas. En efecto, se estimaque más de la mitad de la energía potencial con po-sibilidades de explotación se halla en sólo cinco áre-as: la Bahía de Cobequid (Canadá), el estuario del Se-vern (Gran Bretaña), la costa noroccidental de Fran-

cia, la costa al sudeste de China y el mar de Okhotsky Bahía de Mezen en Rusia.

Serán necesarios, por tanto, importantes esfuerzosen proyectos de I+D para resolver los principales pro-blemas planteados hoy día en el campo tecnológico.

¿Qué es la energía de las olas?

a energía del oleaje de los océanos y mares provienede la energía cinética del viento y, teóricamente, tie-ne un gran potencial energético que podría generaruna importante cantidad de electricidad. Sin embargo,esta conversión en electricidad de la energía mecáni-ca que transporta una ola –entre 35 km/m en la cos-ta del Reino Unido o Noruega– es técnica y econó-micamente difícil e implica pérdidas importantes en elproceso de generación.

Para aprovechar este tipo de energía se necesi-tan, en general, estructuras bastante complejas y cos-tosas, si se quiere obtener un rendimiento razonable-mente alto. Además, el movimiento oscilatorio de lasolas oceánicas se encuentra en un rango de frecuen-cias de entre 3 y 30 ciclos por minuto, muy inferior alos centenares de revoluciones por minuto que exigela generación de energía eléctrica: la maquinaria ne-cesaria para convertir este lento movimiento de las olasen electricidad (convertidores) es, asimismo, costosae implica pérdidas adicionales. A su vez, el diseño deun dispositivo eficaz capaz de soportar, con un costede mantenimiento pequeño, las condiciones climato-

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San José (Argentina) 5,9 — 6.800 20.000Bahía de Secure (Australia) 10,9 — — 7.800Cobequid (Canadá) 12,4 240 5.338 14.000Bahía de Mezen (Rusia) 6,76 2.640 12.160 45.000Mar de Okhost (Peenzhinsk, Rusia) 11,4 20.530 87.400 190.000Bahía de Tugur (Rusia) 6,81 1.080 7.800 16.200Turnagain Arm (EE.UU.) 7,5 — 6.500 16.600Golfo de Cambay (India) 6,8 1.970 7.000 15.000Severn (Reino Unido) 7 520 8.640 17.000

Tabla VI.17

Fuente: Hammons, T.J. «Tidal Power». 1993 y Bernshtein L.B. «Tidal Power development». 1995.

Producción aproximada Emplazamiento Carrera media de marea (m.) Superficie embalsada (km2) Potencia instalada (MW) (GWh/año)

Emplazamientos mundiales más importantes para el desarrollo de centrales maremotrices

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lógicas del mar abierto, constituyen en sí mismo unproblema de difícil solución.

¿Cómo puede aprovecharse la energía del oleaje?

e han diseñado varios dispositivos para convertir laenergía de las olas en electricidad y hacerla llegar ala tierra. Unos están concebidos para ser instalados enaguas poco profundas, o en tierra firme, el sistema deColumna de Agua Oscilante (OWC), y otros para aguasprofundas: flotadores, boyas de ondulación, alerones,bolsas elásticas, cilindros sumergidos... En este últimotipo, la idea consiste, básicamente, en exponer a lasolas dispositivos flotantes, en una amplia gama de fre-cuencias y direcciones, que están sometidos a com-plejos movimientos tridimensionales.

El sistema de Columna de Agua Oscilante (OWC)es la instalación que está más próxima de la madurezcomercial. El principio de funcionamiento es simple ysu construcción se basa en tecnología convencional.Consiste en una cámara abierta al mar, que encierraun volumen de aire que se comprime y expande porla oscilación del agua inducida por el oleaje; el airecircula a través de una turbina que puede ser bidi-reccional. Se les puede considerar aparatos de prime-ra generación. Un generador de 500 kW tendría típi-camente una cámara de 150 m2 de sección, con unaanchura paralela a la costa de unos diez metros. (Veresquema de funcionamiento en Gráfico VI.22)

Se han construido ya varias plantas piloto. Así, se cuenta con dispositivos de este tipo en ReinoUnido, Noruega, Japón, China e India. Entre ellos destacan:

– Planta japonesa en Sakata: capacidad de ge-neración limitada, 60 kW.

– Planta noruega en Tottstallen (350 kW) des-truida por un fuerte temporal, tras varios añosde operación.

– Planta en Vizhinjam (India), de 150 kW, debuen funcionamiento; se prevén instalar másunidades.

– Aunque tiene otra concepción, destaca un pro-totipo de estructura flotante desarrollado enJapón, denominado Mighty Whale, cuyo fun-cionamiento se basa también en el principio

de la columna de agua oscilante (OWC). Tie-ne tres cámaras y utiliza turbinas tipo Wells;los generadores son de 50 kW.

Sin embargo, todavía la experiencia operativaes limitada, sin que en la mayor parte de los casos sehayan alcanzado suficientes logros como para abor-dar planes más ambiciosos.

¿Cuál es el nivel de desarrollo de la energía del oleaje

en el mundo?

omo se ha visto en la pregunta anterior, hay un con-junto de problemas importantes que hacen que la ener-gía de las olas realmente aprovechable en la actuali-dad no sea considerable; y el coste de la electricidadgenerada con estos sistemas, muy superior al de la pro-ducida con fuentes energéticas convencionales.

Todas estas circunstancias explican que sólo unpequeño número de instalaciones del tipo de Colum-

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Gráfico VI.22

Esquema del sistema de Columna Oscilante para aprovechamiento del oleaje

241

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Fuente: The Indian Wave Energy Programme. Indian Institute of Technology.

EA

na de Agua Oscilante se encuentren actualmente enfuncionamiento: la central de Toftestallen en Norue-ga, los sistemas de Sakata, Honshu y Mashike en Ja-pón... Otras instalaciones experimentales funcionaronen Suecia, Dinamarca, Japón, etc. durante cortos pe-riodos de tiempo. Existen, sin embargo, proyectos enejecución o desarrollo en un número relativamente am-plio de países.

Los mayores recursos se localizan en las costasdel noroeste de Europa, que reciben la energía gene-rada en el Atlántico Norte. En el resto, costas del Mardel Norte, del mar Báltico y del Mediterráneo, la ener-gía recibida es menor. El potencial teórico de la Eu-ropa Occidental se cifra en aproximadamente 1.000.000GWh/año.

La evaluación sistemática del recurso en Euro-pa se lleva a cabo dentro del programa Joule de la UE.Se trata en primer lugar de elaborar el Atlas Europeode la Energía del Oleaje (proyecto Weratlas) con da-tos para toda la línea costera a una profundidad de 20metros. El segundo paso consistirá en el cálculo delRecurso Disponible en determinadas áreas o emplaza-mientos, utilizando modelos de oleaje para profundi-dades reducidas.

Aunque las consideraciones económicas y am-bientales determinan ampliamente su viabilidad, seríarazonable llegar en Europa en el año 2010 a la cifrade 1.000 GWh/año en instalaciones del tipo de Columnade Agua Oscilante y de Canales de Paso, lo cual esmenos del 1% del potencial técnicamente aprovecha-ble. El ritmo de nuevas instalaciones sería de 20-30 MWanuales, para llegar en el año 2010 a una potencia ins-talada de unos 300 MW.

¿Cómo está en España el desarrollo de la energía del oleaje?

pesar de ser un país con una extensa costa marítima,España no cuenta con grandes posibilidades de apro-vechar la energía de las olas que recibe. Dada la sua-vidad general del oleaje de la costa mediterránea, tansólo el Atlántico y el Cantábrico ofrecen oportunida-des potenciales razonables desde el punto de vista teórico.

La experiencia que existe en España sobre estetipo de instalaciones puede resumirse, fundamental-mente, en la realización de los dos proyectos de in-vestigación siguientes:

– A comienzos de los años ochenta se desarrollóun proyecto de investigación en la costa san-tanderina que puso de manifiesto la impor-tancia de los costes que se derivarían de larealización de la importante obra civil nece-saria para implantar una instalación de apro-vechamiento de la energía del oleaje.

– Se desarrolló en España proyecto de investi-gación –llamado OLAS-1000– cuyo objetivo esla construcción y experimentación de un pro-totipo de central de 1.000 kW para aprove-chamiento de la energía de las olas de la cos-ta atlántica.Pertenece al tipo de Columna de Agua Os-cilante, habiéndose desarrollado un nuevo dis-positivo que se diferencia de los anteriores enque el elemento de acoplamiento entre la su-perficie oscilante dentro de la cámara y el ge-nerador es una boya. Su movimiento se trans-mite al eje del generador mediante una ca-dena acoplada a un rectificador mecánico yun multiplicador, de forma que el movimientoalternativo del flotador en la columna de aguaoscilante se convierte en giros en el mismosentido en el eje del generador.Este proyecto fue desarrollado dentro del Pro-grama PIE, aprovechando la instalación hi-dráulica del sistema de refrigeración de unode los condensadores de la central térmica deSabón (A Coruña). En esta instalación se es-tudiaron las principales magnitudes operati-vas de este tipo de instalación.

¿Cómo puede aprovecharse la energía de las corrientes

marinas?

ntre los recursos energéticos contenidos en los océanosse encuentra la energía cinética de las corrientes mari-nas. Su origen está ligado, entre otras causas, a las di-ferencias de temperatura o de salinidad, a las que se aña-

228

243

244

E

de la influencia de las mareas. Los efectos se amplifi-can cuando la corriente atraviesa zonas estrechas limi-tadas por masas de terreno, incrementándose su velo-cidad.

Las técnicas de aprovechamiento de esta ener-gía son similares a las que se utilizan con las turbinaseólicas, empleando en este caso instalaciones subma-rinas. El rotor de la turbina va montado en una es-tructura apoyada en el fondo o suspendida de un flo-tador. Es conveniente que la posición del rotor estépróxima a la superficie, para aprovechar la zona don-de las velocidades del agua son más altas. (Ver esquemade funcionamiento en el Gráfico VI.23)

La velocidad de diseño más apropiada se esti-ma en 2 ó 3 m/s; hay numerosos emplazamientos convelocidades del orden de 2 m/s.

La potencia extraíble, sin embargo, por unidadde área barrida, es inferior a los aerogeneradores eólicos, en un factor entre 7 y 20 veces, dado que ladensidad del agua es unas 850 veces la del aire.

En la primera generación se están consideran-

do rotores de 15 a 25 metros de diámetro, que corres-ponden a potencias comprendidas entre 200 y 800 kW.

Es conveniente notar que los esfuerzos que debeabsorber la turbina son mayores que en el caso eóli-co, debido a la citada densidad del agua; sin embar-go este efecto viene contrarrestado en parte por la me-nor relación entre velocidad punta y velocidad media.

¿Qué posibilidades de desarrollotiene la energía de las corrientes

marinas?

n la década de los ochenta hubo muy poca actividaden este tema. En 1982 se instaló una turbina para co-rriente fluvial de tres metros de diámetro para bom-bear agua de riego en el Nilo. Durante 1988 funcionóuna instalación en el lecho marino del estrecho de Ku-rashima (Japón); se trata de un modelo de 1,5 metrosde diámetro de 3,5 kW. Además se realizaron algunosestudios en Reino Unido, Canadá y Japón.

A partir de 1990 cabe apreciar un interés cre-ciente por el tema. En 1992-93 se lleva a cabo la eva-luación del recurso energético de las corrientes mari-nas en Reino Unido. Se ha estimado que resulta ac-cesible una energía de 20 TWh/año aproximadamente,a un coste menor que 0,13 €/kWh. Además, se reali-zó una instalación en Loch Linnhe (Escocia) de un ro-tor de 3,5 metros de diámetro, de flujo axial, suspen-dido bajo un pontón flotante (1994); con V = 2,25 m/sse alcanzó una potencia de 15 kW.

Asimismo, el proyecto de la Unión Europea UE-Joule Con Ex (1995), hizo una evaluación de este re-curso energético en Europa.

En él se han identificado más de 100 lugares concorrientes marinas importantes. El potencial energéti-co se estima en unos 48.000 GWh/año, equivalentesa una potencia instalada de 12,5 GW con los factoresde capacidad esperados. Los emplazamientos más pro-metedores están en Reino Unido, Irlanda, Francia, Es-paña, Italia y Grecia. Hay bastantes lugares que ofre-cen potencial energético del orden de 10 MW/km2.

229

Gráfico VI.23

Turbina de flujo axial para aprovechamiento de corrientes marinas

245

Fuente: UNESA.

Capítulo VIIAspectos económicos

y financieros

EC

¿Cuál es el valor de la infraestructura eléctricapropiedad de las empresasasociadas en UNESA?

omo consecuencia del proceso de separación jurídicapor actividades –generación, transporte y distribucióny comercialización–, emprendida en 1999 y termina-da en el ejercicio 2000, se han producido algunos cam-bios estructurales en la dimensión de inmovilizado co-rrespondiente a cada una de estas actividades.

De acuerdo con los balances consolidados a 31de diciembre del año 2001, el valor del inmovilizadomaterial en instalaciones técnicas de energía eléctricade las empresas asociadas en UNESA asciende a 36.042millones de euros.

La distribución de este inmovilizado por activi-dades es la siguiente:

¿Cuál es el nivel de facturación del sector eléctrico español?

n el año 2001, la cifra de facturación de las activida-des eléctricas, realizadas por las empresas asociadasen UNESA, ascendió a 13.954 millones de euros.

La evolución de esta cifra a lo largo de los úl-timos años se presenta en la Tabla VII.2 adjunta.

La bajada de tarifas eléctricas registradas en losúltimos años es compensada en parte por los incre-mentos habidos en el consumo eléctrico, de ahí la alea-toriedad existente en las cifras de los últimos cincoaños.

233

Distribución del inmovilizado material en instalaciones técnicas. Año 2001

Generación 20.138 55,8Transporte y Distribución 15.686 43,5Comercialización 218 0,7

TOTAL 36.042 100,0

Tabla VII.1


Actividad Millones de euros. %

Evolución de la facturación de las empresas de UNESA (1991-2001)

1991 10.772 —1992 11.303 4,91993 11.537 2,01994 12.138 5,21995 12.692 4,51996 13.043 2,71997 13.102 1,41998 12.663 –3,31999 12.292 –3,02000 13.170 7,12001 13.954 5,9

Tabla VII.2


Año Millones de euros Variación s/año anterior (%)

246 247

EL

¿Cómo ha evolucionado la facturación de las empresas de UNESA por componentes y por niveles de tensión?

a Tabla VII.3 refleja la evolución (periodo 1991-2001)de los distintos conceptos que integran la facturaciónpor venta de electricidad de las empresas que con-forman UNESA, y que en el año 2001 ascendió a13.953.920 miles de euros.

La Tabla VII.4 muestra la evolución de esta fac-turación por niveles de tensión.

¿Cuál ha sido la evolucióneconómica de las actividades

eléctricas en las sociedades de UNESA?

l cash-flow operativo o margen bruto de explotación(EBITDA, Beneficio antes de intereses, impuestos yamortizaciones), alcanzó los 5.712 millones de eurosen el año 2001, lo que representa un 1,8% de incre-mento sobre el ejercicio de 2000.

Mientras que las actividades liberalizadas (ge-neración y comercialización) no registran apenas va-riación, el transporte y distribución incrementan su va-lor en un 5,1%, debido a la reducción de sus costesgestionables.

El resultado neto de explotación supuso parael año 2001 los 3.672 millones de euros, es decir, un8% superior al registrado en el año 2000. La caída en

234

Valor de la facturación de electricidad por componentes (miles de euros)

Facturación básica 11.076.737 11.683.074 11.968.477 12.648.456 13.215.511 13.573.486 13.597.755 13.093.133 12.991.948 13.686.915 14.323.343Término de energía (*) 8.877.291 9.308.379 9.498.918 10.068.443 10.472.816 10.738.121 10.740.207 10.353.197 10.325.434 10.963.656 11.507.865Término de potencia 2.199.446 2.374.695 2.469.559 2.580.013 2.742.695 2.835.365 2.857.548 2.739.936 2.666.514 2.723.259 2.815.478Recargos/descuentos –304.262 –379.575 –431.004 –510.103 –523.884 –530.778 –495.318 –430.186 –362.743 –357.199 –369.423Energía reactiva –62.475 –70.559 –81.022 –93.716 –89.966 –96.252 –96.132 –90.627 –51.560 –26.520 –23.683Discriminación horaria –49.241 –112.582 –148.378 –178.278 –166.787 –161.997 –106.463 –44.595 –31.817 –49.401 –59.053Interrumpibilidad –192.546 –196.435 –201.604 –238.109 –267.132 –272.529 –292.723 –294.965 –279.366 –281.278 –286.687

TOTAL 10.772.475 11.303.499 11.537.473 12.138.353 12.691.627 13.042.708 13.102.437 12.662.946 12.629.205 13.329.716 13.953.920

Tabla VII.3

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.(*) Incluye el coste de la energía adquirida en el Mercado de Producción por los clientes cualificados.


1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Valor de la facturación de electricidad por niveles de tensión (miles de euros)

Baja tensión < 1 kV 6.638.239 7.115.196 7.466.343 7.883.181 8.307.550 8.637.860 8.696.609 8.493.707 8.651.348 8.905.629 9.243.397Alta tensión: 4.134.236 4.188.303 4.071.130 4.255.172 4.384.077 4.404.848 4.405.827 4.169.239 3.977.857 4.424.087 4.710.523>1 y < 36kV 2.817.587 2.928.251 2.866.635 3.034.642 3.141.094 3.201.820 3.192.234 3.049.517 2.847.904 3.117.566 3.321.671> 36 y < 72,5 kV 642.626 648.180 613.333 607.581 589.455 572.043 551.915 507.170 468.808 531.555 523.882> 72,5 y < 145 kV 366.563 323.597 286.436 293.715 306.901 282.151 286.238 260.737 270.255 323.156 294.205> 145 kV 153.144 124.932 140.451 161.432 173.073 176.523 200.341 183.140 218.359 274.491 382.991Tarifa G.4 (grandes

consumidores) 154.316 163.343 164.275 157.802 173.554 172.310 175.099 168.674 172.531 177.319 187.774

TOTAL 10.772.475 11.303.499 11.537.473 12.138.353 12.691.627 13.042.708 13.102.437 12.662.946 12.629.205 13.329.716 13.953.920

Tabla VII.4

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

248 249

L

D

un 7% de la cifra relativa a las amortizaciones explicaen gran medida el aumento de producción en el mar-gen neto.

¿Cómo ha evolucionado la rentabilidad de los activoseléctricos propiedad de las empresas de UNESA?

esde 1997, último ejercicio previo al inicio del proce-so de liberalización del sector, la rentabilidad de lasinversiones de las actividades eléctricas nacionales (me-dida por el cociente entre el beneficio antes de inte-reses y después de impuestos y el activo neto de lasactividades) ha venido descendiendo continuadamen-te hasta el año 2000, situándose en el ejercicio 2001en un porcentaje del 5,7%. (Ver Tabla VII.5 y Gráfi-co VII.1)

Distinguiendo por actividades, se aprecia unatendencia a la convergencia de la rentabilidad del ac-tivo neto de los diferentes negocios. La rentabilidadde las actividades liberalizadas (generación y comer-cialización) ha alcanzado, conforme a la estimación rea-lizada del cierre del ejercicio, un 6% y la de las acti-vidades reguladas (transporte y distribución) un 5,3%.

¿Cómo han evolucionado las inversiones de las empresas

de UNESA?

a industria eléctrica ha asumido históricamente su cuo-ta de responsabilidad en el mantenimiento de un ser-vicio eléctrico de calidad a un precio razonable paralos consumidores españoles. Por consiguiente, sus pla-nes de inversiones se han ido adecuando en cada mo-mento a las necesidades del sistema.

En el año 2001, las empresas eléctricas asocia-das en UNESA invirtieron 2.714 millones de euros enactivos materiales, es decir, en instalaciones de pro-ducción, transporte y distribución de electricidad. Deesta cifra, 1.440 millones de euros se invirtieron en ins-talaciones de generación, y el resto fueron para las detransporte y distribución.

La estructura de estas inversiones ha ido su-friendo, lógicamente, cambios en función de las ne-cesidades del desarrollo eléctrico del país. Así, a lo lar-go de la primera mitad de los años ochenta, las ins-talaciones de producción absorbieron la mayor partedel esfuerzo inversor debido, entre otras cosas, a lanecesidad de sustituir los derivados del petróleo porcarbón y energía nuclear en la generación de electri-cidad. De esta forma, en el periodo 1980-86, las in-versiones en instalaciones de generación de electrici-dad superaron el 80% de la inversión total en inmo-vilizado material.

Por el contrario, las instalaciones de transpor-te, transformación y distribución, que suponían menosdel 15% de la inversión total en el periodo 1980-86,se han situado en torno al 40% en la década de los

235

Rentabilidad del activo propiedad de las sociedades de UNESA

Beneficio antes de intereses y después del impuesto (Baldl) 2.498 2.355

Baldl/Ventas (A) (%) 18,6 17,9Inversión neta (Activo neto) 43.679 42.329Ventas/inversión neta (B) (veces) 0,31 0,31Rentabilidad del activo neto (A × B) (%) 5,7 5,6

Tabla VII.5


Total 2001 Total 2000

Gráfico VII.1

Rentabilidad sobre activos de las actividades eléctricas (%)

250

251


L

noventa, lo cual tiene un evidente efecto positivo enel nivel de calidad alcanzado en el servicio eléctrico.

La evolución de las inversiones materiales rea-lizadas por las empresas de UNESA en instalacioneseléctricas a lo largo de los últimos años ha sido la re-cogida en la Tabla VII.6.

¿Cuáles son las previsiones de inversiones de las empresas de UNESA?

as empresas asociadas en UNESA, debido al marco eco-nómico de los últimos ejercicios, han soportado unadisminución importante de los ingresos y de los már-genes de las actividades tradicionales desarrolladas enEspaña. Sin embargo, las empresas han desarrolladoestrategias de crecimiento sostenido, apoyadas en elconocimiento y las capacidades adquiridas en las ac-tividades eléctricas y guiadas por el principio de labúsqueda de la máxima generación de valor para susaccionistas.

A principios de esta década, las sociedades eléc-tricas iniciaron un nuevo ciclo inversor que supondrála incorporación en los próximos años de unos 14.000MW en instalaciones de ciclo combinado y otras tec-nologías, con una inversión en generación cercana alos 6.000 millones de euros. (Ver Tabla VII.7)

Así como la disponibilidad de una adecuada ca-pacidad de generación es condición necesaria para ase-gurar la continuidad del suministro, también resulta im-prescindible mantener una red de transporte y distri-bución adecuada al nivel y la estructura de la demandaa la que atiende. Las inversiones en mejora de la ca-lidad y seguridad del servicio obligarán a realizar im-portantes inversiones en las actividades de distribucióny transporte durante los próximos ejercicios.

Es necesario no olvidar que, para asegurar el fu-turo del suministro, resulta imprescindible que las se-ñales económicas sean las adecuadas en todo momento,que la regulación mantenga la confianza de los in-versores y que se favorezca una adecuada rentabili-dad de las cuantiosas inversiones de capital que el su-ministro eléctrico requiere.

Además, el alcanzar un desarrollo sostenido obli-ga a las sociedades de UNESA a realizar estrategias di-versas, unas orientadas al liderazgo en mercados ex-ternos, otras al posicionamiento en sectores de alto cre-cimiento, y otras al aprovechamiento de lascomplementariedades ofrecidas por sus infraestructu-ras de activos materiales.

El crecimiento de la demanda de energía eléc-trica en España, unido a la necesidad en un entornocompetitivo de reemplazar los grupos más antiguos portecnologías más eficientes, forzará siempre a las em-presas a incrementar su actividad inversora en nues-tro país, sin olvidar las inversiones que la mejora dela calidad y seguridad del servicio obligan a realizaren la actividad de distribución.

236

Evolución de las inversiones materiales de las empresas asociadas en UNESA (1991-2001)

1991 2.0281992 1.9671993 1.9661994 2.0601995 2.0451996 1.8931997 1.4821998 1.3311999 1.6572000 2.0142001 2.714

Tabla VII.6


Años Millones de euros

Inversión prevista en el negocio eléctrico enEspaña de las empresas asociadas en UNESA

(2002-2005) (Millones de euros)

2002 1.597 1.023 2.6202003 1.563 1.256 2.8192004 1.557 1.214 2.7712005 1.226 1.196 2.422

TOTAL 5.943 4.689 10.632

Tabla VII.7


Año Generación Transp. & Distrib. Total

252

LL

¿Cuánto invierten las empresas de UNESA en el áreamedioambiental?

as sociedades de UNESA son conscientes de que laprovisión de un suministro eléctrico de calidad exi-ge simultáneamente que éste se efectúe en condicionesambientalmente sostenibles. El compromiso asumidopor las sociedades de UNESA de desarrollar sus ac-tividades con la mínima incidencia medioambientaltiene ya una repercusión significativa en sus estadosfinancieros.

En primer lugar, se han realizado inversionesmateriales en centrales de generación para disminuiry controlar las emisiones de gases, así como para mi-nimizar los riesgos de contaminación en aguas poremisiones líquidas. Se estima, por ejemplo, que apro-ximadamente el 30% de la inversión en las nuevascentrales eléctricas se materializa en medidas rela-cionadas directa o indirectamente con la protecciónmedioambiental.

Asimismo, algunas de las inversiones efectua-das en las redes de transporte y distribución han te-nido un propósito netamente medioambiental, comolas destinadas al enterramiento de líneas, a la protec-ción de la avifauna o a la sustitución de transforma-dores para la eliminación de PCBs.

Así, por ejemplo, las inversiones dirigidas a ase-gurar la sostenibilidad de las actividades relacionadascon el suministro eléctrico ascendieron, durante el ejer-cicio 2001, a 44 millones de euros.

Por otra parte, además de estas inversiones, lasactuaciones desarrolladas por las empresas en este ám-bito han repercutido sobre el gasto corriente de las mis-mas, en particular las acciones dirigidas al control ygestión de residuos, así como las operaciones de re-paración y mantenimiento preventivo de instalacionescon fines medioambientales. Adicionalmente, hay queconsiderar las cantidades satisfechas en pago de impuestos autonómicos relacionados con el medio ambiente.

En el ejercicio de 2001, estos gastos supusieronunos 90 millones de euros, frente a un importe de 73millones de euros en el ejercicio anterior.

Por lo que respecta a posibles riesgos y con-tingencias en esta materia, las sociedades eléctricas deUNESA consideran que se encuentran suficientemen-

te cubiertas con las pólizas de seguro de responsabi-lidad civil que tienen suscritas y con las provisionesque a tal efecto tienen dotadas.

¿Cómo se financian las actividades de las empresas

de UNESA?

as necesidades financieras de las empresas eléctricasse cubren mediante recursos autogenerados por las pro-pias compañías, reinvirtiendo parte de los beneficios,ampliaciones de capital, emisión de obligaciones y con-tratación de préstamos y créditos en los mercados fi-nancieros nacionales e internacionales.

La terminación a finales de los años ochenta deun gran ciclo inversor en instalaciones de generaciónles permitió incrementar sustancialmente su capacidadde autofinanciación, sobre todo en la primera mitadde la década de los noventa.

Por otra parte, en los primeros años de este si-glo se ha iniciado un nuevo ciclo inversor, por lo quela deuda financiera imputada a las actividades eléctri-cas nacionales ha pasado de un importe de 18.515 mi-llones de euros a 31 de diciembre de 2000, a 19.052millones de euros a 31 de diciembre de 2001.

En la composición de esta deuda se aprecia unaumento de la participación relativa de la financiacióninstrumentada a través de préstamos y créditos, en de-trimento de la bajada en obligaciones, bonos y paga-rés. (Véase Tabla VII.8)

Con respecto a la composición por divisas dela deuda financiera de las actividades eléctricas, quese muestra en el Gráfico VII.2, se ha producido unaimportante reducción del peso de la deuda en dóla-

237

Composición de la deuda financiera de las actividades eléctricas nacionales

(Millones de euros)

Obligaciones y bonos 2.836,8 14,9 3.214,2 17,4Préstamos y créditos 13.534,5 71,0 12.318,1 66,5Pagarés 2.680,7 14,1 2.982,8 16,1

TOTAL 19.052,0 100,0 18.515,0 100,0

Tabla VII.8


2001 % 2000 %

253

254

E

res, de manera que el importe remanente de la deu-da en divisas de la actividad eléctrica nacional es es-casamente significativo.

Por otra parte, la tasa de coste de la deuda fi-nanciera imputada a las actividades eléctricas en el ejer-cicio 2001 fue de un 4,84%, tasa inferior a la registra-da durante el ejercicio 2000, que fue de un 4,96%.

Estos importes no recogen el volumen corres-pondiente a la deuda de las empresas destinadas a fi-nanciar las actividades internacionales y de diversifi-cación, ni la deuda eléctrica asignada a la actividad deestructura corporativa. Incluyendo los importes asig-nados a estas actividades, la deuda total de los gru-pos eléctricos ascendió a 41.063 millones de euros enel año 2001, frente a los 35.608 de 2000.

La tasa de coste de la deuda total de los gru-pos encabezados por las sociedades de UNESA ha sido

durante 2000 de un 6,34%, sensiblemente superior ala tasa de coste de la deuda de las actividades eléc-tricas nacionales. La razón fundamental de esta mayortasa de coste es el efecto sobre resultados de las di-ferencias de cambio negativas de la deuda de algunasfiliales iberoamericanas.

¿Cuál es la estructura de costes del servicio

eléctrico?

l coste del servicio eléctrico es el resultado de la sumade los costes reconocidos de los distintos conceptosque lo integran. De acuerdo con la normativa esta-blecida en el artículo 17 de la Ley del Sector Eléctri-co, las tarifas que deberán pagar los consumidores in-cluirán en su estructura los siguientes conceptos:

– El coste de producción de energía eléctrica,que supone actualmente alrededor del 60%de los costes totales y está integrado por:

• La energía aportada por los generadores, va-lorada al precio medio previsto en el mer-cado de producción, incluyendo el coste delos servicios complementarios y la retribu-ción por garantía de potencia.

• La energía aportada por los autoproducto-res y por los generadores acogidos al Ré-gimen Especial.

• La energía procedente de los contratos in-ternacionales que fueron firmados por RedEléctrica de España con anterioridad a laentrada en vigor de la Ley.

– Los denominados costes permanentes del sis-tema, que incluyen los siguientes conceptos:

• La compensación de las actividades lleva-das a cabo en los territorios insulares y ex-trapeninsulares.

• Los costes correspondientes al Operador delSistema, al Operador del Mercado y a la Co-misión Nacional de Energía.

• Los denominados costes de transición a lacompetencia, correspondientes a la retri-bución fija que han de percibir los titula-

238

Gráfico VII.2

Composición de la deuda por divisas

255


P

res de instalaciones de producción de ener-gía eléctrica que a 31 de diciembre de 1997estuvieran acogidas al Real Decreto1538/1987, es decir, al sistema de retribu-ción denominado Marco Legal Estable.

– El coste del transporte, que incluye la retri-bución concedida a Red Eléctrica de Españaen concepto de transporte y al resto de lasempresas que están sometidas a liquidación.

– El coste de distribución y comercialización aclientes sujetos a tarifa regulada. Actualmen-te no incluye importe alguno destinado a losprogramas de incentivación de la gestión dela demanda, los planes de mejora de la cali-dad del servicio, y la electrificación y la me-jora de la calidad en el ámbito rural.

– Los denominados costes de diversificación yseguridad de abastecimiento. Incluye los si-guientes conceptos:

• La moratoria nuclear.• La financiación del “stock” básico de ura-

nio.

• La segunda parte del ciclo del combustiblenuclear.

En la tabla VII.9 adjunta figuran, a modo de ejem-plo, los costes de todos estos conceptos que se in-cluyeron en las tarifas eléctricas de los años 2001 y 2002.

Conviene señalar que los consumidores cuali-ficados pueden negociar por otras vías su suministrode electricidad, bien adquiriendo la energía en el Mer-cado de Producción directamente y pagando ademáslas correspondientes tarifas de acceso por el uso delas redes de transporte y distribución, bien negocian-do un contrato directamente con un comercializador.

¿Qué son los Costes de Transicióna la Competencia?

ara facilitar el proceso de transición a la competencia,la Ley 54/1997 estableció en su disposición transitoriasexta un plazo máximo de diez años desde la entra-da en vigor de la Ley, durante el cual se reconoce, paralas sociedades titulares de instalaciones de producción

239

Costes incluidos en la tarifa eléctrica de 2002-2001 (miles de euros)

1. Coste de la producción 8.552.931 8.065.066 6,0%1.1. Régimen Ordinario 6.181.217 6.123.742 0,9%1.2. Régimen Especial 2.223.937 1.816.427 22,4%1.3. Contrato REE-EdF y otros 147.777 124.896 18,3%

2. Costes permanentes del sistema 718.156 856.214 –16,1%2.1. Extrapeninsulares 201.219 129.855 55,0%2.2. Operador del Sistema 12.940 9.015 43,5%2.3. Operador del Mercado 9.195 9.015 2,0%2.4. Comisión Nacional del Sistema Eléctrico (CNSE) 8.955 9.015 -0,7%2.5. Costes de Transición a la Competencia 485.847 699.314 –30,5%

3. Coste del transporte 633.262 581.834 8,8%3.1. Red Eléctrica de España (REE) 370.091 347.253 6,6%3.2. Empresas distribuidoras 263.171 234.581 12,2%

4. Coste de la distribución 2.700.773 2.647.819 2,0%

5. Gestión comercial y de demanda 255.867 250.850 2,0%

6. Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento 601.878 583.541 3,1%6.1. Moratoria nuclear 476.392 459.678 3,6%6.2. «Stock» básico de uranio 0 745 –100,0%6.3. 2.a parte del ciclo del combustible nuclear 108.657 103.885 4,6%6.4. Compensación de interrumpibilidad y régimen especial 16.828 19.232 –12,5%

COSTE TOTAL DEL SERVICIO 13.462.867 12.985.323 3,7%

Tabla VII.9


Conceptos 2002 2001 Var 02/01

256

L

E

de energía eléctrica, la existencia de unos costes detransición al régimen de mercado competitivo (CTC’s).

Estos costes se registran en la contabilidad delas sociedades a través de una serie de elementos delactivo, integrados en el inmovilizado material y en elsubgrupo de «Gastos a distribuir en varios ejercicios»,cuya amortización se efectúa a medida que se perci-ben los ingresos acreditados a las compañías eléctri-cas en concepto de retribución fija por tránsito a lacompetencia.

Sin embargo, debido a la bajada de tarifas delos últimos años y el alza de los precios del mercadode producción, se ha producido un significativo des-censo en el importe de los ingresos en concepto deCTC’s, que son el «colchón» en la estructura de costesdel servicio eléctrico.

Por ello, en la modificación introducida por elReal Decreto Ley 2/2001, se alargó el periodo de co-bro de los CTC’s hasta el año 2010, razón por la cuallas empresas van adecuando en cada ejercicio la re-cuperación de este concepto.

¿Cuál es el precio medio de la electricidad en el sistemaeléctrico español?

s el resultado de dividir el Coste Total del Servicio delaño entre la energía eléctrica total suministrada en elsistema eléctrico.

En el año 2001 se estableció un Coste Total delServicio de 12.985 millones de euros, lo que suponeun precio medio para la electricidad o tarifa de refe-rencia de 6,89 cent€/kWh.

¿Cómo ha evolucionado el precio medio de la electricidaden España?

a tarifa eléctrica española ha crecido menos que el Índi-ce de Precios de Consumo (IPC) en 23 de los 28 ejer-cicios transcurridos entre 1973, año en que se implantóel Sistema Integrado de Facturación (SIFE), y 2001. Estoquiere decir que el precio de la electricidad ha con-tribuido significativamente a la moderación del índicegeneral de precios a lo largo de este periodo.

Medido en términos constantes de 1973, es de-cir, eliminando el efecto de la inflación registrada des-de dicho año, el precio medio de la electricidad en2001 se situó en 0,65 cent€/kWh, lo que supone undescenso del 26,3% en el conjunto del periodo 1973-2001. Es decir, el precio medio de la electricidad hacrecido en España un 26,3% menos que el Indice dePrecios al Consumo (IPC) desde el año 1973.

240

257

258

Evolución de los incrementos medios de la tarifa eléctrica y del IPC (1973-2001)

1973 Mayo 5,00 14,651974 Marzo 15,86 17,621975 Febrero 15,00 –1975 Noviembre 16,50 14,23

1977 Marzo 13,80 –1977 Julio 5,36 26,301979 Julio 21,19 15,431980 Enero 17,00 –

1980 Julio 19,50 15,141981 Enero 19,17 –1981 Abril 7,68 14,551982 Enero 12,60 13,92

1983 Enero 7,50 –1983 Octubre 6,00 12,331984 Abril 8,75 8,971985 Febrero 6,80 8,14

1986 Marzo 7,25 8,341987 Febrero 4,01 4,561988 Febrero 5,50 5,861989 Enero 4,10 6,89

1990 Enero 5,50 6,511991 Enero 6,80 5,581992 Enero 3,20 5,341993 Enero 2,90 4,96

1994 Enero 2,06 4,301995 Enero 1,48 4,301996 Enero 0,00 3,201997 Enero –3,00 2,00

1998 Enero –3,63 1,401999 Enero *** –5,57 2,902000 Enero –1,00 2,402001 Enero –2,20 2,70

Tabla VII.10

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2000.(*) Incremento medio de las tarifas aprobado por el Gobierno.(**) Aumento acumulado en el conjunto del año.(***) Incluye la bajada del 1,5 en los domésticos de abril de 1999.

% variación

Tarifas * (%) IPC ** (%)

S

La Tabla VII.10 recoge los incrementos mediosde las subidas en tarifas aprobadas desde 1973, y elporcentaje de aumento del IPC que tuvo lugar en cadaaño.

Contemplando un periodo de tiempo más cer-cano, esta tendencia a la moderación del precio de laelectricidad se hace aún más patente. Así, en el últi-mo decenio (1992-2001), el precio medio del kWh hadescendido un 11,2% frente a un incremento del Índi-ce de Precios al Consumo del 41,0%, tal y como pue-de verse en la Tabla VII.11 y el Gráfico VII.3 adjuntos.

¿Qué son las tarifas eléctricasintegrales?

on los precios de la electricidad que se aplican a cadatipo de consumo, cuando se trata de consumidores queno quieran ejercer su derecho a elegir suministrador.

Las tarifas incluyen en su estructura los siguientesconceptos de coste:

a) El coste de producción de energía eléctrica,que se determinará atendiendo al precio me-dio previsto del kilovatio hora en el Merca-do Mayorista de producción durante el pe-riodo que reglamentariamente se determine.

b) Los peajes que correspondan por el transportey la distribución de energía eléctrica.

c) Los costes de comercialización.d) Los costes permanentes del sistema.e) Los costes de diversificación y seguridad de

abastecimiento.

Estas tarifas eléctricas tienen estructura binomia,es decir, están integradas por dos elementos: un tér-mino de potencia, de acuerdo con el cual el clientepaga una cantidad por cada kW de potencia contra-tada, y un término de energía, según el cual paga unprecio por cada kWh consumido. El precio final es elque resulta de la aplicación de ambos términos.

Por otro lado, existen descuentos a los que losconsumidores pueden acogerse por diversos concep-tos, como son los consumos en horas nocturnas, re-bajas por interrumpibilidad, estacionalidad, etc.

En la actualidad, el sistema español está com-puesto por 28 tipos de tarifas, cada una de las cualesse aplica a un tipo diferente de consumo: domésticoen baja tensión, industrial en alta tensión y utilizaciónnormal, industrial en alta tensión y larga utilización,alumbrado público, tracción, riegos agrícolas, grandesconsumidores, etc.

Desde el 1 de enero de 2003, todos los consu-midores de gas y electricidad en España pueden ac-ceder al mercado. Este importante hito en la historiadel sector eléctrico español está exigiendo importan-tes inversiones en el sistema. Por ejemplo, en el Rei-no Unido se estimó este coste en torno a los 1.500 mi-llones de euros.

241

Evolución del precio medio de la electricidad y del IPC (Variaciones en % anual)

IPC 5,3 4,9 4,3 4,3 3,2 2 1,4 2,9 4 2,70 41,0Precio medio 2,88 2,8 0,33 0,89 –1,02 –3,5 –4,73 –6,22 –0,76 –1,98 –11,2

Tabla VII.11

Fuente. Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.Nota: Los precios están corregidos del efecto del impuesto de la electricidad.

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Variación del periodo

259

Gráfico VII.3

Evolución del precio medio anualde la electricidad y del IPC desde 1996


L

No obstante, parece recomendable mantenercierta cautela a la hora de hacer desaparecer la tarifaintegral, ya que ésta es una opción para aquellos con-sumidores con menor poder de negociación o que noquieran ejercer su derecho de elección de suministra-dor. Por ello, no existe previsión de desaparición delas tarifas de baja tensión. Sí está fijada la fecha del 1-1-2007 para la desaparición de las de alta tensión.

Las tarifas eléctricas integrales son únicas para todoel territorio nacional, para cada uno de sus tipos. La Ley54/97 del Sector Eléctrico no les da el carácter de má-ximas, sólo habla de tarifas únicas. Esta Ley prevé tam-bién suplementos territoriales en el caso de que las ac-tividades eléctricas sean gravadas con tributos de carácterautonómico y local, cuya cuota se obtenga mediante re-glas no uniformes.

¿Cuáles son los principios básicos de una metodología de tarifas?

a tarificación, bien sea entendida como Tarifa integralo como Tarifa de acceso a una red o instalación bá-sica, ha de basarse en los siguientes principios gene-rales:

– Objetividad significa que debe existir una me-todología para el cálculo de la retribución porel bien/servicio ofertado, que recoja aquelloscomponentes de costes en los que necesa-riamente se debe incurrir y que no presentediscriminaciones entre tipos de usuarios o ti-pos de proveedores del bien/servicio.

– Transparencia significa que cualquier usua-rio, real o potencial, nacional o extranjero,debe tener total información de la metodo-logía y de los importes correspondientes a tales costes. Para ello la metodología y los precios tarifados deben ser públicos y publicados.

– Simplicidad. La transparencia seguramente estábastante relacionada con la sencillez meto-dológica: debe haber pocos parámetros y queéstos sean razonables, fáciles de conocer y me-dir y, por lo tanto, auditables.

– Predictibilidad significa que el grado de in-certidumbre acerca de la vigencia de la me-todología y de la evolución de los precios ta-rifados en relación a los costes sea mínimapara cualquier utilizador del servicio o de lared, real o potencial, nacional o extranjero.

– Eficiencia económica significa que la meto-dología debe proporcionar una solución óp-tima entre una calidad y alcance mínimo dedicho servicio a un coste mínimo.

– Suficiencia económica significa que los pro-veedores del bien/servicio deben percibir unaremuneración suficiente para garantizar su via-bilidad económica.

– Eficiencia asignativa significa que cada agen-te pague los costes que le corresponden y quecada parte de los proveedores perciba una re-muneración ajustada a los costes incurridos,siempre y cuando éstos sean mínimos.

En el Gráfico VII.4 se sintetiza la aplicación deestos principios al sector eléctrico.

Debe existir, por tanto, una metodología trans-parente, estable y homologable con la de otros paísesde la UE, asegurando la recuperación normal de loscostes regulados.

El Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembrede 2002, establece una nueva metodología para el cál-culo de la tarifa eléctrica media o de referencia. Esta

242

260

Fuente: Unión Fenosa.

Gráfico VII.4

Principios básicos de una metodología de tarifas

A

nueva regulación contiene elementos positivos, tantopara los consumidores como para las empresas eléc-tricas, ya que hace más previsibles los riesgos del sec-tor vía tarifa, y permite, asimismo, una mayor trans-parencia y objetividad en las actividades del mismo.Según este Real Decreto, hasta el año 2010, la tarifaeléctrica media podrá subir entre un 1,4% y un 2%, deacuerdo con la evolución seguida por las variables téc-nicas y macroeconómicas más importantes para las ac-tividades del sector.

¿Quién establece en España las tarifas eléctricas integrales?

ctualmente, y de acuerdo con lo establecido en la Ley54/1997 del Sector Eléctrico, los fija el Gobierno, me-diante Real Decreto, con carácter anual o cuando cir-cunstancias especiales así lo aconsejen.

Cabe señalar que hasta 1987 el ministerio res-ponsable de este tema, el Ministerio de Industria y Ener-

243

Disposiciones Oficiales sobre tarifas eléctricas desde la implantación del Marco Legal Estable

REAL DECRETO 36/1988 de 3 enero 30-01-88 5,50 31-01-88 1.o Aplicación del Marco LegalORDEN de 9 febrero 1988 16-02-88

REAL DECRETO 61/1989 de 20 enero 21-01-89 4,10 22-01-89ORDEN de 23 enero 1989 24-01-89

REAL DECRETO 58/1990 de 19 enero 20-01-90 5,50 21-01-90 1,85%, corresponde a desviaciones de 1989ORDEN de 23 enero 1990 24-01-90

REAL DECRETO 1678/1990 de 28 diciembre 31-12-90 6,80 1-01-91 3,11%, corresponde a desviaciones de 1990ORDEN de 7 enero 1991 8-01-91


REAL DECRETO 1594/1992 de 23 diciembre 30-12-92 2,9 1-01-93 2,3%, corresponde a desviaciones de 1991 y 1992

ORDEN de 13 enero 1993 14-01-93


REAL DECRETO 2550/1994 de 29 diciembre 31-12-94 1,48 1-01-95 –1,26%, corresponde a desviaciones de 1994ORDEN de 12 enero 1995 14-01-95

REAL DECRETO 2204/1995 de 28 diciembre 29-12-95 0,00 1-01-96 –2,44%, corresponde a desviaciones de 1994; –0,25%, a desviaciones de 1995

REAL DECRETO 2657/1996 de 27 diciembre 28-12-96 –3,0 1-01-97 Protocolo eléctrico

REAL DECRETO 2016/1997 de 26 diciembre 27-12-97 –8,32 1-01-98 Se suprime el recargo de la minería del carbón y se crea el Impuesto sobre la Electricidad. La reducción neta resultante es del 3,63%.

REAL DECRETO 2821/1998 de 23 diciembre 30-12-98 –2,5 1-01-99 Tarifas integrales

REAL DECRETO 2820/1998 de 23 diciembre 30-12-98 –25,0 1-01-99 Tarifas de acceso. Nueva estructura para facilitar el acceso al mercado

REAL DECRETO-LEY 6/1999 de 16 abril 17-04-99 –1,5 18-04-99 Tarifas de usos domésticos



REAL DECRETO 1164/2001 de 26 diciembre 08-11-01 1-01-2002 Nueva estructura de Tarifas de acceso

REAL DECRETO 1483/2001 de 27 diciembre 28-12-01 0412 1-01-2002 Tarifas integrales y acceso

Tabla VII.12

Disposiciones oficiales B.O.E. Variación (%) Entrada en vigor Observaciones

261


Evol

ució

n de

la ta

rifa

inte

gral

seg

ún ti

po d

e su

min

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./kW

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)

Baja

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ión

1.0

5011

,17

5011

,17

5011

,17

5011

,17

5011

,17

5011

,17

5011

,17

5011

,17

5011

,17

4610

,30

4510

,04

449,

8944

9,89

449,

89

2.0*

203

11,8

321

212

,36

224

13,1

124

313

,93

254

14,3

726

515

,02

274

15,5

528

216

,02

279(

*)15

,84

257

14,6

125

114

,24

247

14,0

324

213

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232

13,1

8

3.0

203

11,7

721

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246

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259

15,1

426

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224

13,1

022

413

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224

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022

413

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4.0

321

10,8

033

411

,24

355

11,9

137

912

,73

391

13.1

340

313

,53

412

13,8

242

414

,23

399

13,3

836

812

,34

357

11,9

735

711

,97

357

11,9

735

711

,97

B.0

010

,33

010

,73

010

,73

011

,47

011

,83

012

,36

012

,63

013

,01

012

,75

011

,76

011

,47

011

,47

011

,47

011

,47

R.0

4610

,95

4811

,38

5112

,04

5412

,83

5613

,19

5713

,39

5813

,62

5913

,82

5813

,54

5312

,49

5212

,18

5212

,18

5212

,18

5212

,18

Alta

tens

ión

(tarif

as g

ener

ales

)

1.1

229

10,0

831

110

,48

330

11,0

835

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,82

362

12,1

536

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,24

364

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235

712

,00

336

11,2

830

310

,18

299

10,0

329

910

,03

305

10,2

331

010

,38

1.2

284

9,47

295

9,84

313

10,4

033

411

,10

343

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134

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,49

344

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,26

318

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828

79,

5528

39,

4128

39,

4128

99,

6029

39,

74

1.3

276

9,19

287

9,55

304

10,0

932

410

,77

333

11,0

733

511

,15

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11,1

332

810

,93

308

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727

89,

2727

49,

1427

49,

1427

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3228

39,

46

1.4

267

8,88

277

9,23

294

9,75

314

10,4

032

310

,69

325

10,7

632

410

,74

318

10,5

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99,

9227

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9526

68,

8226

68,

8227

19,

0027

59,

14

2.1

600

8,91

624

9,26

661

9,79

705

10,4

572

510

,74

730

10,8

272

910

,80

716

10,6

168

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,14

617

9,15

617

9,15

617

9,15

629

9,33

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2.2

565

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9364

59,

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28,

5658

28,

5658

28,

5659

48,

7360

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86

2.3

548

8,09

569

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603

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643

9,49

661

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624

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563

8,30

563

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2.4

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587

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636

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549

8,05

549

8,05

549

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560

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691.

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244

L

L

T

gía, elaboraba su propuesta al Gobierno en base a unapetición de subida de tarifas que era formulada por elsector eléctrico periódicamente, casi siempre con ca-rácter anual. En esta propuesta se hacía un análisis por-menorizado de los costes a los que debía hacer fren-te el sector para asegurar el suministro del año siguiente.

A finales de 1987, y como resultado de un pro-ceso de diálogo entre el Sector Eléctrico y la Admi-nistración, se llegó a la elaboración de un nuevo sis-tema de determinación de las tarifas eléctricas llama-do Marco Legal y Estable (MLE), más automático yobjetivo, que empezó a ser aplicado al año siguiente,es decir, 1988. Este método estaba basado en costesestándares. (Ver pregunta correspondiente)

En la Tabla VII.12 se han recogido las disposi-ciones oficiales que han regulado el nivel de la tarifaeléctrica desde 1988, año en el que se implantó el Mar-co Legal Estable, hasta el año 2001.

¿Cómo han evolucionado los precios de las TarifasIntegrales en España?

ienen estructura binominal y actualmente existen 29clases de tarifas aplicables según el tipo de consumorealizado. Son iguales para todo el territorio nacional,salvo suplementos territoriales gravados por las auto-ridades autonómicas o locales.

La evolución de los precios para cada tipo deconsumo durante el periodo 1989/2001 se refleja enla Tabla VII.13 adjunta.

¿Cómo han evolucionado losprecios medios de la electricidad

por niveles de tensión?

a evolución de los precios medios de la electricidadpor niveles de tensión para el periodo 1988-2001 serefleja en la Tabla VII.14.

¿Qué son las tarifas de acceso a lared de transporte y distribución y

quién las establece en España?

as Tarifas de Acceso a la red de transporte y distri-bución son los precios regulados que se establecenpara compensar los peajes correspondientes a la uti-lización de esta red.

Al igual que ocurre con las Tarifas Integrales,es el Gobierno quien fija, mediante Real Decreto, lasTarifas de Acceso a la red de transporte y distribución,todo ello de acuerdo con la Ley 54/1997 del SectorEléctrico.

El Ministerio de Economía aprobó el Real De-creto 1164/2001, por el que establece la definiciónde estas tarifas y su nueva estructura, así como lascondiciones generales que deben cumplir los con-tratos.

El cambio de estructura afectó básicamente a labaja tensión, donde permanecen únicamente tres ta-rifas: la 2.0A, de aplicación a consumos con una po-tencia contratada inferior a 15 kW; la 2.0NA, derivadade la anterior y aplicable a aquellos consumos con dis-

245

Precio medio por niveles de tensión (céntimos de euro/kWh)

Baja tensión < 1 kV 9,11 9,45 10,01 10,49 10,85 11,28 11,63 12,01 11,98 11,82 10,77 10,24 9,97 9,72Alta tensión: 5,12 5,21 5,54 5,82 5,99 5,99 5,91 5,74 5,72 5,42 4,90 4,48 4,53 4,50>1 y < 36kV 6,30 6,48 6,88 7,29 7,43 7,47 7,36 7,19 7,19 6,86 6,19 5,55 5,49 5,39> 36 y < 72,5 kV 4,88 5,03 5,32 5,67 5,73 5,72 5,52 5,34 5,23 4,92 4,39 3,98 4,22 4,26> 72,5 y < 145 kV 4,01 4,01 4,19 4,44 4,36 4,28 4,10 3,89 3,75 3,60 3,12 2,95 3,16 3,21> 145 Kv 3,17 2,94 3,43 3,07 3,19 3,20 3,10 3,00 2,88 2,69 2,48 2,50 2,77 2,89Tarifa G.4 (grandes

consumidores) 1,85 1,82 1,93 2,10 2,17 2,23 2,28 2,31 2,31 2,32 2,20 2,20 2,20 2,24

Tabla VII.14


1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

262

263

264

D

E

D

criminación nocturna; y la 3.0A, que es la tarifa ge-neral de baja tensión aplicable en tres periodos.

Respecto a las tarifas de alta tensión, se man-tuvo en general la estructura existente, excepto en elescalón entre 1 y 36 kV en que se unificaron los dosniveles anteriores.

¿Qué recargos tiene la facturación de energíaeléctrica?

l sistema tarifario español incluye recargos que se apli-can, o pueden aplicarse, a la facturación por la ventade energía suministrada a los clientes finales, tanto alos clientes cualificados como a los de tarifa integral regulada.

Entre estos recargos, está el impuesto de la elec-tricidad para subvencionar la minería del carbón na-cional, que supone del orden del 5% del importe dela factura, así como el IVA de ámbito nacional.

En el caso de que las actividades eléctricas fue-ran gravadas con tributos de carácter autonómico o lo-cal, cuya cuota se obtuviera mediante reglas no uni-formes para el conjunto del territorio nacional, al pre-cio de la electricidad resultante del mercado de ofertaso a tarifa se le podrá incluir un suplemento territorial,que podrá ser diferente en cada comunidad autóno-ma o entidad local.

Con el fin de que exista la mayor transparen-cia en los precios del suministro de energía eléctrica,se desglosan en la facturación al cliente. Al menos seespecifican los importes correspondientes a los costesde diversificación y seguridad de garantía de abaste-cimiento, los costes permanentes del sistema y los tri-butos que graven el consumo de electricidad, así comolos suplementos territoriales cuando correspondan.

¿Cuáles son los precios de la electricidad como clientes «cualificados»?

esde el 1 de enero de 2003, todos los consumidoreseléctricos tienen la calificación de «cualificado», es de-cir, pueden adquirir la electricidad directamente o

acogerse a la Tarifa Integral. En el Real Decreto1435/2002, de 27 de diciembre, se regulan las condi-ciones básicas de los contratos de adquisición de ener-gía y de acceso a las redes de baja tensión. Todos losconsumidores de electricidad tienen, por tanto, dos opciones para adquirir la electricidad:

1) Acogerse a la Tarifa Integral a través de laempresa distribuidora.

2) Acudir al mercado eléctrico como cliente «cua-lificado».

Como cliente «cualificado» tiene tres opcionespara adquirir la energía:

a) Comprar a un comercializador, pagando elprecio pactado entre las partes en función delas características de su consumo.

b) Adquirir energía directamente en el merca-do mayorista de producción o a producto-res de Régimen Especial, abonando, ademásdel precio resultante en este mercado, las ta-rifas de acceso a la red de transporte y dis-tribución y los costes permanentes y de di-versificación del sistema.

c) Comprar energía eléctrica mediante contra-tos físicos bilaterales o importar electricidadde terceros países. En estos supuestos tam-bién deberán abonar las tarifas de acceso aredes y los costes permanentes y de diver-sificación del sistema.

¿Cómo han evolucionado los precios medios

de la electricidad en el MercadoMayorista de producción?

esde su creación en 1998, el Mercado Mayorista de pro-ducción eléctrica ha mantenido su línea ascendente encuanto a volumen de energía negociado, a tenor delcrecimiento de la demanda final experimentado en España.

Los resultados del funcionamiento de dicho mer-cado reflejan de un modo consistente el desarrollo quedefine el marco regulatorio en cuanto a presencia denuevos agentes compradores y los relativos al proce-so acelerado de apertura de nuestro mercado.

246

265

267

266

Así, la energía contratada en el mercado ma-yorista alcanzó en el año 2001 el volumen de 178.337GWh, un 4% más que en el año precedente, y en 2002entraron en el mercado más de 20 nuevos comercia-lizadores y una gran parte de los clientes cualificadosque compran directamente su consumo eléctrico.

En el año 2001, la contratación de energía condestino a comercializadores, clientes cualificados y agen-tes externos alcanzó la cifra de 62.362 GWh, frente alos 50 765 GWh en el año 2000, lo que representa uncrecimiento del 23% y un porcentaje respecto al vo-lumen total de energía contratada en el mercado ma-yorista del 35%.

Los precios del Mercado Mayorista son, asi-mismo, un reflejo coherente de un variado conjuntode factores externos a los agentes que actúan en elmismo y a las modificaciones habidas en el marco re-gulatorio. Cada vez tienen una significación mayor es-tos precios y, por tanto, aumenta la credibilidad deeste mercado.

Analizando, por ejemplo, la evolución anual enel año 2001 de los precios medios mensuales en el mer-cado diario –que se recoge en la Tabla VII.15 adjun-ta– se pone en evidencia el correcto funcionamientode éste y la consistente incidencia en dichos preciosde un complejo conjunto de circunstancias no vincu-ladas a las decisiones de los agentes ofertantes, sinode naturaleza aleatoria –hidraulicidad y climatología–o dependientes de factores económicos de gran am-plitud –crecimiento de la actividad económica general–.

La mencionada evolución de los precios mediosmensuales del Mercado Diario muestra un periodo ini-cial que abarca los cuatro primeros meses del año 2001,en el que dichos precios se situaron en niveles muy ba-jos, en torno a los 2 cent €/kWh, coincidiendo con unosíndices de producible hidráulico muy altos, un nivel dereservas hidráulicas embalsadas que en general no ba-jaron del 70% de la capacidad total de los embalses yuna estructura de la generación en la que la contribu-ción de la energía hidroeléctrica nunca bajó del 30%.

A continuación, los precios del Mercado Diarioespañol pasan del mencionado nivel medio de los 2cent€/kWh en los cuatro primeros meses del año, aun nivel en torno a los 3,6 cent€/kWh entre junio ynoviembre, con un mínimo de 2,99 en agosto y un má-ximo de 4,05 en octubre. La estructura de la genera-ción se modifica también sustancialmente. La contri-bución de la producción hidráulica cae a un 13% comopromedio entre junio y noviembre y la contribuciónde la generación térmica con fuelóleo y gas natural,indicativa del recurso obligado a medios de genera-ción caros, sube al 17%.

Finalmente, el mes de diciembre de 2001 se sin-gulariza como un periodo en el que concurren cir-cunstancias externas a la propia gestión del sistema eléc-trico, excepcionalmente adversas. A la extrema se-quedad del mes ya comentada, se unieron condicionesclimatológicas tan negativas que determinaron la su-peración en dos ocasiones de la máxima demanda ho-raria histórica y a unos crecimientos de la demandarespecto al mes de diciembre del año anterior que seestiman en un 10,7%. El precio medio del mercado dia-rio español acusó lógicamente los efectos de estas con-diciones extremas, situándose en 4,89 cent€/kWh, unnivel elevado pero que fue amortiguado en su cuan-tía por los propios mecanismos de mercado en los pe-riodos más adversos.

Debe señalarse que las condiciones climatoló-gicas muy desfavorables y las altas demandas tambiénafectaron a otras regiones europeas, con la consiguienterepercusión en los precios de la electricidad. Así, porejemplo, los precios medios de los «Power Exchange»holandés y alemán se situaron en diciembre de 2001en niveles similares o superiores al precio medio delMercado Diario español (4,61 cent€/kWh para APX y5,91 cent€/kWh para EEX), respondiendo también, deun modo consistente, a las circunstancias externas que,bajo el correcto funcionamiento de los mecanismos demercado, condicionan de un modo a veces decisivolos niveles de precios.

247

Mercado Mayorista de la electricidad. Precios medios mensuales. Año 2001 (cent €/kWh)

2,18 2,04 1,83 2,09 2,74 3,68 3,60 2,99 3,79 4,05 3,65 4,89

Tabla VII.15


Enero Feb. Marzo Abril Mayo Junio Julio Agos. Sept. Oct. Nov. Dic.

E

Otro tema importante para el Mercado Mayo-rista es la constitución próxima del Mercado Ibéricode la electricidad, aunque la tarea de crear un Merca-do Único no es sencilla debido a las diferencias re-gulatorias entre España y Portugal.

En definitiva puede decirse que el Mercado Ma-yorista español está funcionando de manera satisfac-toria y comparable al de otros mercados eléctricos eu-ropeos. La creación de un mercado a plazos –eleva-ría las competencias y simplificaría el acceso de lospequeños consumidores– y el incremento de las in-terconexiones con Francia fortalecerán de forma im-portante el funcionamiento de este mercado.

¿Cómo son los precios de la electricidad en España comparados con los de los países de la Unión Europea?

s preciso advertir, en primer lugar, que los estudios com-parativos de los precios eléctricos internacionales sondifíciles de elaborar, ya que deben tenerse en cuentaciertos parámetros si se quieren obtener resultados conuna significación real. Una parte importante de esasdificultades procede de los diversos factores que in-fluyen en la determinación de los precios eléctricos decada país, entre los que cabe citar los costes reales deproducción del kWh, los sistemas tarifarios naciona-les o si utilizan todos los descuentos y ventajas con-tractuales que le permite su respectivo sistema tarifa-rio nacional.

La continuada tendencia a la moderación de losprecios eléctricos españoles en términos reales, queha tenido lugar en los últimos años, ha permitido me-jorar la situación comparativa con respecto al resto delos países de la Unión Europea.

De acuerdo con datos de la Oficina de Estadísticade las Comunidades Europeas (EUROSTAT) y de la«Union of Electricity Industry EURELECTRIC» referidosa los 15 países que integran la Unión Europea (UE),la situación comparativa de los precios españoles dela electricidad para usos domésticos a 1 de enero de2001, de manera resumida, es la siguiente (véase Grá-fico VII.5):

– Para 600 kWh de consumo anual, España ocu-pa el sexto puesto entre los 13 de los que sedispone información.

– Para 1.700 kWh, 3.500 kWh y 7.500 kWh deconsumo anual, de los cuales 2.500 kWh uti-lizando tarifa nocturna, en este último caso,España se sitúa en cuarto lugar.

– Para 20.000 kWh de consumo anual, de loscuales 15.000 kWh utilizando tarifa nocturna,siete países aplicaban precios superiores a losespañoles.

En lo referente a consumos industriales, la si-tuación puede resumirse como sigue:

– Para 160.000 kWh de consumo anual y 100kW de potencia contratada, España presentael segundo precio más barato, tras Finlandia.

– Para 1,25 millones kWh de consumo anual y500 kW de potencia contratada, y para cua-

248

Gráfico VII.5

Precios de la electricidad para usos domésticoscon tarifa nocturna (cent €/kWh)

268


tro millones kWh de consumo anual y 1.000kW de potencia contratada, España ocupa elcuarto lugar, tras Finlandia, Grecia y Francia.

– Para 16 millones kWh de consumo anual y4.000 kW de potencia contratada, España ocu-pa el quinto puesto entre los 11 que han fa-cilitado información.

– Finalmente, para 70 millones de kWh de

consumo anual y 10.000 kW de potencia con-tratada, de los diez países que han facilitadoinformación sólo dos presentan unos precios superiores a los españoles, si bien, es signi-ficativo que en la mayoría de los casos la di-ferencia en precio, entre este nivel y el ante-rior, supera el 20% y en tres de los casos el30%. (Véase Gráficos VII.6 y VII.7)

249

Gráfico VII.6

Precios de electricidad para empresas depequeña, mediana y gran dimensión (cent €/kWh)

Gráfico VII.7

Precios de electricidad para empresas de elevado consumo y precios de referencia

para grandes clientes industriales (cent €/kWh)

Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001. Fuente: Memoria Estadística Eléctrica UNESA. 2001.

E

E

¿Cuáles son las actividades de diversificación (no eléctricas) e internacionales de las empresasasociadas en UNESA?

n un contexto de descenso de la rentabilidad de lasactividades eléctricas nacionales, la aportación de lasactividades no eléctricas e internacionales, que hastaahora parecía indispensable para mantener los resul-tados de las empresas del sector, ha sufrido un estan-camiento, debido básicamente a la situación de ines-tabilidad de los mercados latinoamericanos.

En la cifra de negocios de las empresas, las ac-tividades internacionales y de diversificación han pa-sado de un porcentaje de participación de un 7% en1998 a un 37% en el ejercicio 2001.

Por lo que se refiere a la aportación de las dis-tintas actividades al resultado neto de explotación(EBIT) del sector, hay que señalar que las inversionesrealizadas en actividades internacionales y otras no eléc-tricas en el ejercicio 2001 reflejan el mismo porcenta-je que en 2000, un 31% de participación con respec-to al resultado total de las empresas del sector.

¿Cuál es la situación de las acciones de las empresaseléctricas españolas en los mercados de valores?

n los primeros años del siglo XXI, existe un marco designificativa desaceleración económica internacional,especialmente intensa en EE.UU., pero que ha afecta-do también a los países europeos, entre ellos España.El notable deterioro de las expectativas, agudizado porla inestabilidad en el plano político internacional, haproducido, entre otros hechos, una gran volatilidad enlos mercados bursátiles, acompañada de fuertes caí-das en la mayoría de los valores. La economía espa-ñola no ha podido, lógicamente, quedar al margen deesta coyuntura.

Por consiguiente, las acciones de las empresaseléctricas asociadas en UNESA han mostrado, en ge-neral, un comportamiento defensivo durante los años

2000, 2001 y 2002. Las estadísticas bursátiles nos mues-tran que los valores eléctricos tienen, en general, uncomportamiento menos volátil que la media, por lo quesuponen para los inversores un refugio más seguro ala espera de nuevas oportunidades, o bien una inver-sión a medio plazo hasta que se produzcan mejorasen la tendencia de los mercados de capitales.

La capitalización total del sector eléctrico espa-ñol, a 31 de diciembre de 2001, fue de 40.322 millo-nes de euros. En los Gráficos VII.8 y VII.9 puede ob-servarse la evolución de la cotización sectorial de lassociedades eléctricas (Iberdrola, Endesa, Hidrocantá-brico y Unión Fenosa) en comparación con el Ibex 35,y con el índice de Utilities Europeas recogidas por elFinancial Times.

En cuanto al volumen de contratación de las ac-ciones eléctricas, ha seguido una senda muy alcista,pues de los 453 y 1.463 millones de títulos que se con-trataron en 1990 y 1995, respectivamente, se ha pasa-do a los 2.755 millones en el año 2000 y 2.969 en 2001.Así, es posible entender cómo la inversión en accio-nes eléctricas puede servir de refugio en tiempos decomportamiento a la baja de los mercados de valores.

250

Gráfico VII.8

Evolución del precio de la acciónde empresas eléctricas españolas(Índice base 100: diciembre 1999)

269

270


EL

¿Quiénes son los accionistas de las empresas eléctricasespañolas?

a propiedad de las empresas eléctricas asociadas enUNESA está en manos de cientos de miles de accio-nistas, que incluyen tanto a las principales entidadesfinancieras españolas y a prestigiosas instituciones in-ternacionales, como a un número elevado de accio-nistas particulares.

Es muy complicado hacer un análisis porme-norizado de la estructura del accionariado de las em-

presas eléctricas españolas, ya que la globalización delos mercados conduce a que continuamente se pro-duzcan cambios en las estructuras de propiedad, mo-tivadas por adquisiciones, fusiones o alianzas que deun día para otro hacen variar la composición del ac-cionariado.

Al cierre del ejercicio 2001, puede estimarse queel 32% del volumen total de las acciones del sector seencontraba en manos de personas físicas.

El 68% restante de las acciones son propiedadde inversores institucionales que ejercen el dominiosobre las sociedades o se posicionan en los distintosmercados con fines meramente estratégicos. Poco me-nos de la mitad de estos inversores (28,5%) están do-miciliados en el territorio español, mientras que el res-to (39,4%) son instituciones con domicilio social fue-ra de España.

¿Cuántas personas trabajan en el sector

eléctrico español?

l número de empleados en las empresas asociadas enUNESA era, para el año 2000, de 29.111 personas quesuponen, aproximadamente, el 80% del total de per-sonas que trabajan en este sector.

Por actividades están repartidas así: 10.493 enla actividad de generación, 18.102 en transporte y dis-tribución y 516 en comercialización.

Además, conviene señalar que el sector eléctri-co genera un importante volumen de empleo indirectocomo consecuencia de la construcción de sus instala-ciones de producción, transporte y distribución de elec-tricidad y de los servicios derivados de su operacióny mantenimiento.

251

Gráfico VII.9

Evolución del precio de la acción de empresaseléctricas españolas y su comparación con Utilites

Europeas (Índice base 100: diciembre 1999)

271

272


Capítulo VIIIAspectos regulatorios

LL

¿Por qué la industria eléctrica ha estado siempre regulada?

a energía eléctrica es un elemento básico tanto parael desarrollo de las actividades económicas de un país,como para el bienestar de sus habitantes. Por ello, laelectricidad ha tenido siempre un carácter estratégicoen todos los países y ha estado regulada por los go-biernos sucesivos. Esta regulación se instrumentaba,fundamentalmente, a través de políticas de planifica-ción de los medios de generación y transporte y delestablecimiento de la tarifa eléctrica.

Este modelo tradicional contribuyó a la creación,desde los años de la postguerra europea, de estruc-turas empresariales fuertemente estabilizadas y de ac-tividades verticalmente integradas, abarcando todas lasformas de producción, transporte, distribución y su-ministro de electricidad.

En este marco regulatorio, el estado solía dara una empresa la concesión de un servicio públicoen régimen de monopolio, con la obligación de darservicio a todos los peticionarios al menor precio posible.

Este modelo estructural de la industria eléctri-ca de la mayoría de los países comenzó a cambiar enlos primeros años de la década de los noventa, cuan-do se ponen en marcha los procesos de privatizaciónde las empresas públicas y de gradual liberalización

en las actividades de generación y comercialización deenergía eléctrica.

¿Cómo ha evolucionado el marcoregulatorio en España?

a evolución del marco regulatorio en España ha sidomuy parecida a la de la mayoría de los países del en-torno europeo y, como hemos dicho, seguía las lí-neas fundamentales del modelo tradicional. Asimis-mo, la estructura empresarial del sector era reflejo dela evolución histórica que hasta el momento había vi-vido nuestro sistema. Podía resumirse, a grandes ras-gos, esta evolución de la siguiente forma:

– En el año 1944 se creó Unidad Eléctrica, S.A.con el objetivo primero de desarrollar una redde transporte que permitiera unir los diver-sos sistemas eléctricos aislados que habían idoapareciendo en nuestra geografía. Después,en UNESA se coordinaba la explotación delsistema y se hacía la planificación de nuevosmedios de producción, siempre bajo el mo-delo regulatorio tradicional, es decir, dentrode un marco regulatorio con fuerte interven-ción pública.

– La construcción de grandes grupos -sobre todolas centrales nuclearesen los años setenta y

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274

E

ochenta exigió hacer grandes inversiones quesólo empresas de un determinado tamaño po-dían afrontar. Este hecho, unido a un entor-no económico difícil (altos tipos de interés,costes elevados del petróleo, endeudamien-to en divisas con alto riesgo de tipo de cam-bio, etc.), propició diversos procesos de con-centración empresarial.

– El número de empresas eléctricas asociadasen UNESA en la década de los ochenta y pri-meros de los noventa era de aproximadamenteuna decena, unas de titularidad privada y otrasde titularidad pública, estando integradas ver-ticalmente todas las actividades del negocioen la mayoría de ellas.

– En los años ochenta se creó Red Eléctrica deEspaña, de mayoría pública y participada porlas empresas, responsable de la explotaciónunificada del sistema y de la actividad deltransporte eléctrico.

– Por otra parte, la actividad de distribución seconsideraba un servicio público y, como tal,era objeto de fuerte intervención por parte delas administraciones públicas.

– Por último, la complejidad técnica de diver-sas actividades para llevar a cabo el suminis-tro hacía muy difícil la introducción de un mer-cado de electricidad liberalizado, como el quese está desarrollando actualmente. El accesoa terceros a la red, la imposibilidad de alma-cenamiento de la electricidad, el concepto deservicio público, etc., eran barreras para estaintroducción. Gracias a los extraordinariosavances que en los últimos tiempos han lo-grado la informática y las telecomunicaciones,ha sido posible la liberalización en un mer-cado de millones de clientes con miles de ki-lómetros de líneas de transporte y distribucióny centenares de instalaciones de generación.

Las principales características del marco regu-lador anterior al nuevo modelo liberalizador en desa-rrollo, se resumen de la siguiente manera:

– Remuneración de las distintas actividades se-gún costes estándares reconocidos a las em-presas titulares. Este método garantizaba a lasempresas determinados niveles de recupera-ción de los costes fijos, aunque a muy largo

plazo, e incentivaba la eficiencia en las in-versiones reales frente a los valores estánda-res como única vía para aumentar la renta-bilidad del inmovilizado.

– Existencia de unas tarifas únicas fijadas concarácter anual que, como se calculaban enbase a costes estándares, garantizaban la re-cuperación de la inmensa mayoría de los cos-tes dado que se hacían correcciones a finalde año para tener en cuenta las desviacio-nes que los diversos parámetros básicos (IPC,costes de combustibles, tipos de interés, …)habían sufrido respecto las previsiones ini-ciales. Y estas desviaciones eran tenidas encuenta en el cálculo de la tarifa del año si-guiente. Esta normativa se conoce como Mar-co Legal Estable.

– Planificación centralizada de la nueva ca-pacidad por parte de la Administración. Exis-tencia de Planes Eléctricos dentro de la Pla-nificación Energética Nacional (Planes Ener-géticos). De esta forma se conseguíaasegurar el suministro de un servicio consi-derado estratégico.

– Explotación unificada y despacho centraliza-do limitado por consideraciones de políticaenergética con reconocimiento de los costesreales de combustible. Existencia de un úni-co agente capacitado –Red Eléctrica de Es-paña– para realizar intercambios internacio-nales de electricidad.

Desde el punto de vista de los consumidores,esta regulación presentaba unas posibilidades de ges-tión muy limitadas.

¿Qué era el Marco Legal Estable?

l Marco Legal Estable (MLE) fue el conjunto de nor-mas que reguló, desde 1988 hasta 1997, la determi-nación de las tarifas eléctricas españolas. En él se de-tallaba la metodología que debía aplicarse para el cál-culo del precio medio de venta de la energía eléctrica.

El MLE estaba basado en la asignación de va-lores estándares a cada uno de los costes a los quedebían hacer frente las empresas eléctricas para efec-

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E

tuar el suministro. De manera general, puede decirseque estos costes estándares serían los que, según laAdministración, habrían tenido que afrontar dichas em-presas si hubieran realizado una gestión razonablementeeficaz de sus recursos.

Así, el MLE recogía cuál era el valor estándarde cada una de las instalaciones de producción, trans-porte y distribución del sector eléctrico. Una vez es-tablecidos estos valores, la Administración se com-prometía a garantizar la recuperación total del mismo–actualizado a través del índice de precios y remune-rado mediante la aplicación de una tasa de retribución–a lo largo de la vida útil de las instalaciones –25 añosen el caso de las centrales termoeléctricas clásicas ynucleares y 65 años en el caso de las hidroeléctricas–merced a un sistema de amortización anual.

Como complemento de esta recuperación de cos-tes fijos, cada año se calculaban, asimismo, los costes va-riables del sector (es decir, los de combustibles, perso-nal, operación y mantenimiento de las instalaciones, etc.).

Algunos costes variables y otros parámetros queinfluían en la determinación de la tarifa (por ejemplo,la estimación de cuál sería la demanda de electricidado el crecimiento del índice de precios) no podían te-ner la consideración de estándares. Por ello, el MLEincluía un sistema de corrección de las desviacionesque podían producirse entre las estimaciones inicia-les de los costes y parámetros no estándares y los va-lores reales que finalmente tenían dichos conceptos altérmino del ejercicio, de manera que los excesos o de-fectos que hubieran tenido lugar eran compensadosen la modificación de las tarifas que se aprobaban enejercicios posteriores.

La suma de los costes fijos y variables que de-bían ser recuperados cada año, dividida entre la de-manda de energía eléctrica estimada para el mismo,daba el precio medio que debía tener el kWh para quelas empresas pudieran recuperar sus costes.

¿Qué es el Nuevo Sistema Eléctricoespañol?

l proceso que se inició, en términos prácticos, el 1 deenero de 1998 –y que empezó a ser diseñado en 1996con la firma del llamado «Protocolo Eléctrico»– no con-siste en una mera transformación del sistema eléctri-

co que hasta ahora existía, sino en el establecimientode unas nuevas reglas para las actividades de pro-ducción, transporte, distribución y comercialización deelectricidad. En este proceso son más las cosas quecambian del antiguo sistema, que las que permanecen.Por ello, puede afirmarse que el 1 de enero de 1998se comenzó la implantación y desarrollo de un Nue-vo Sistema Eléctrico.

Este nuevo sistema se basa, desde el punto devista legal, en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico de27 de noviembre de 1997, aprobada por el Parlamen-to español, y en la numerosa normativa que se está desarrollando. Los elementos del nuevo marco regu-lador abarcan multitud de aspectos, tales como la nue-va metodología para el cálculo de la Tarifa Integral,funcionamiento de un Mercado Mayorista de produc-ción, el tratamiento de la energía procedente de autoproductores, actividades en nuestro sistema deagentes eléctricos extranjeros, Tarifas de Acceso, etc.En el Gráfico VIII.1 puede observarse la complejidadde la normativa necesaria para el establecimiento delnuevo sistema liberalizador.

Esta nueva normativa supone una radical trans-formación del sector eléctrico español, introducien-do la competencia en las actividades de generacióny comercialización y dando lugar a un vuelco con-ceptual respecto a la regulación existente en perio-dos precedentes.

La nueva Ley del Sector Eléctrico no sólo obe-dece a las tendencias liberalizadoras predominantes,sino que responde a la necesidad de incorporar, trans-poniéndola en su mayor amplitud, la Directiva96/92/CE de la Unión Europea sobre «Normas Comu-nes para el Mercado Interior de la Electricidad».

La exposición de motivos de la nueva Ley yadeja claros sus propósitos de fondo y, si su fin bási-co responde a objetivos tradicionales –garantía de su-ministro y calidad de éste al menor coste posible–, laley se asienta en el convencimiento de que el logrode tales objetivos «no requiere de más intervención es-tatal que la que la propia regulación específica supo-ne», sin considerar necesario que el Estado se reservepara sí el ejercicio de ninguna de las actividades quedesarrolla el sector eléctrico.

La industria eléctrica de los países de la UniónEuropea, entre ellos España, deberán tener en cuen-ta además la normativa generada a nivel internacionalo mundial, en otras materias como es, por ejemplo, la

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Gráfico VIII.1Normativa del Nuevo Sistema Eléctrico

Fuente: UNESA. 2001.

R.D. 2018/1997Puntos de Medida

R.D. 2019/1997Mercado deProducción

O.M. 12/04/99ITC

Orden 10/03/00Modif. ITC

O.M. 29/12/97Desarrollo

R.D. 2019/97

O.M. 14/07/98AgentesExternos

O.M. 17/12/98Garantía de

Potencia

Resol. 30/7/98Procedimientosde Operación

Resol. 24/6/99ProcedimientosCarácter Técnico

Resolución 10/5/01ComplementaResol. 5/4/01

Resol. 10/3/00Procedimiento

P.O. - 7.4

Resol. 15/1/99MoratoriaNuclear

Resol. 26/12/01Conversión

Euros

Resolución 5/4/01Modif. Reglas MercadoProrroga Cont. Adhesión

Resol. 11/5/01Tratam. datosconsumo inf.750 MWh/año

Circular 5/1998Procedimiento

Operación p.o. 4

R.D. 2020/1997Régimen

Ayudas Minería

R.D. 2018/1998RégimenEspecial

R.D. 1232/2001Proced. Autoriz.Art. 34 6/2000

R.D. 1164/2001Tarifas de

Acceso

R.D. 1663/2000Conexión Inst.Fotovoltaicas

R.D. 1464/19991.ª parte CicloComb. Nuclear

Orden 14/06/99Retribución dela Distribución

R.D. 1483/2001Tarifa eléctrica

2002

R.D. 1955/2000Transp. Distr.

Comerc.

O.M. 30/05/01Proced.

Desarrollo RealTransporte

R.D. 277/2000Separ. Jurídicade Actividades

R.D. 2819/1998Transporte yDistribución

R.D. Ley 2/2001 por el que se modifica laD.T.6.ª de la Ley 54/97 del Sector Eléctrico

R.D. Ley 6/2001 de Medidas Urgentes de la competencia en Mercados de Bienes y Servicios

Ley 9/2001: Modificaciones:D.ªT.ª 6.ª Ley 54/97 - Art. Ley 46/98 Introd. Euro

Ley 54/1997 del Sector Eléctrico

R.D. Ley 6/1999 de Medidas Urgentes deLiberalización e incremento de la competencia

Ley 66/1997Impuesto sobre la electricidad

Ley 50/1998: Modificaciones:Art. 33 Ley 54/97 - D.ªT.ª 6.ª Ley 54/97

Resol. 31/5/01Model. Contrato Tipo y Factura

Inst. solares fotovoltaicas

R.D. 437/1998Adaptación

P.G.C.

R.D. 2017/1997Liquidaciones

O.M. 22/02/99Inf. Contable

Trimestral

Orden 21/11/00Precedencia

reperc. déficit

O.M. 25/4/01Prima 2000

Carbón Autóctono

O.M. 10/10/01Plan Financ.

Extr. CTC Elcogás

O.M. 26/11/01Prima 2001

Carbón Autóctono

Circular 4/1998Inf. Contable y

Eco-Fin

Circular 3/1998Obtención de Información

Circular 1/1998Cuentas Abiertas

Circular 1/1999Cta. abierta

CTC

Circular 2/1999Información

OMEL

Orden 19/10/00Normas present.

Inf. Contable

Orden 28/03/01Desarr. D.F. 1.ªR.D. 437/1998

258

S

E

E

L

del medio ambiente, que limita las emisiones de ga-ses de efecto invernadero que figura en el Protocolode Kioto.

¿En qué consistió el Protocoloeléctrico?

a Administración y las empresas eléctricas españolasfirmaron en diciembre de 1996 el documento deno-minado Protocolo para el Establecimiento de una Nue-va Regulación del Sistema Eléctrico Nacional. Este Pro-tocolo incluía un paquete de medidas de liberalizacióny competencia que constituyó una referencia muy im-portante para el establecimiento de la Ley del SectorEléctrico.

¿Cuáles son los principios básicos del Nuevo SistemaEléctrico?

l Nuevo Sistema Eléctrico español se basa en la im-plantación de criterios de liberalización y competen-cia, de manera compatible con la conservación del me-dio ambiente y la seguridad del suministro eléctrico,al que se define como «esencial para el funcionamientode nuestra sociedad».

El desarrollo práctico de las medidas conteni-das en la Ley del Sector Eléctrico supone pasar de unsistema eléctrico fuertemente intervenido por los po-deres públicos, a un sistema en el que las activida-des eléctricas se realizan sobre la base de criterios demercado, sin otras limitaciones fundamentales que lasque imponen determinados factores técnicos, econó-micos y materiales al transporte y la distribución deelectricidad.

El objetivo principal que se formula con la im-plantación del nuevo sistema eléctrico es incremen-tar la calidad del servicio y la competitividad de los pre-cios de la electricidad. Su planteamiento básico es quelas medidas de liberalización y la competencia, uni-das a la capacidad de gestión de las empresas eléc-tricas, permitirán conseguir tal objetivo.

¿Cuáles son los referentesprincipales del Nuevo Sistema

Eléctrico español?

l Nuevo Sistema Eléctrico tiene como referentes prin-cipales, a nivel nacional, la Ley de Ordenación del Sis-tema Eléctrico Nacional (LOSEN) de diciembre de 1994,el Protocolo para el Establecimiento de una Nueva Re-gulación del Sistema Eléctrico Nacional de diciembrede 1996, y la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico de no-viembre de 1997. En el ámbito de la Unión Europeahay numerosas iniciativas desreguladoras pero, fun-damentalmente, deben citarse la Directiva 90/547/CEErelativa al Tránsito de Electricidad por las grandes re-des de 1990 y, sobre todo, la Directiva 96/92/CE so-bre Normas Comunes para el Desarrollo del MercadoInterior de la Electricidad, aprobada por el Consejo deMinistros de la Unión Europea del 19 de diciembre de1996. Asimismo, se han tenido en cuenta los nume-rosos procesos de liberalización eléctrica realizados enun amplio número de países europeos.

La Ley del Sector Eléctrico que da lugar al es-tablecimiento del nuevo sistema no es un hecho ais-lado en el ámbito nacional ni de la Unión Europea.Desde hacía ya varios años, un conjunto amplio depaíses desarrollados de diferentes zonas del mundopusieron también en marcha procesos de reestructu-ración de sus respectivos sistemas eléctricos siguien-do criterios de liberalización y competencia. Entre lospaíses que están desarrollando este tipo de procesos,se hallan Noruega, Nueva Zelanda, Argentina, variosestados de EE.UU., Canadá y Australia, algunos paí-ses del Este de Europa, etc.

¿Qué es el Mercado Interior de la Electricidad?

in existir propiamente una política energética comu-nitaria, por tratarse este tema de forma marginal en elTratado de Roma, puede afirmarse que el desarrollode la política energética comunitaria se basa en la me-jora del medio ambiente y en la creación de un mer-cado único europeo en materia energética, de formaque mediante la introducción de la competencia y laliberalización de las distintas actividades encuadradasen el ámbito de la energía, se produzca una reduc-

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279

280

ción de los precios energéticos. De la misma forma,existe otra línea de actuación dentro de la política ener-gética de la UE dirigida a conseguir una mejora deluso de la energía mediante la búsqueda del ahorro yla eficiencia energética.

Pero no es hasta 1990, con la publicación de laDirectiva 90/547/CEE relativa al tránsito de electrici-dad por las grandes redes, y, sobre todo, hasta 1996,con la Directiva 96/92/CE sobre normas comunes parael Mercado Interior de la Electricidad, cuando se pro-duce una equiparación en el tratamiento de la ener-gía eléctrica con cualquier otra mercancía o servicioen la consecución de ese objetivo fundacional de laUnión Europea.

En el año 1990, con la publicación de la Di-rectiva 90/547/CEE, relativa al tránsito de electricidadpor las grandes redes, y, sobre todo, hasta 1996, conla Directiva 96/92/CE sobre normas comunes para elMercado Interior de la Electricidad, cuando se pro-duce una equiparación en el tratamiento de la ener-gía eléctrica con cualquier otra mercancía o servicioen la consecución de ese objetivo fundacional de laUnión Europea.

La consagración en la Directiva de Tránsitos(1990) del principio de acceso y utilización de las re-des europeas por agentes compradores y vendedoresde energía eléctrica, ajenos a la propiedad de éstas,significó el final de un derecho exclusivo para sus ti-tulares y la consideración de la red como soporte fí-sico de transacciones comerciales, cualquiera que seael origen y destino de la energía implicada.

La Directiva de Normas Comunes (1996) pro-fundiza en estos aspectos, precisa el papel de los ope-radores o gestores de las redes de transporte de cadasistema e introduce conceptos decisivos, como la se-paración contable de los negocios que integran lasactividades de las empresas eléctricas (generación,transporte y distribución) y la exigencia a los esta-dos miembros de que adopten «las medidas necesa-rias para garantizar una apertura de sus mercados deelectricidad».

Los principios de regulación de esta Directivason los siguientes:

– Libertad de establecimiento y construcción delíneas. En orden a permitir el establecimien-to libre de nuevos grupos de generación, laDirectiva ofrece a la elección de los estados

dos posibilidades: autorización reglada o con-curso, mediante licitación (arts. 5.o y 6.o).

– Libertad de acceso a las redes. El contenidode esta libertad se manifiesta, de una parte,en el derecho de los sujetos o empresas deacceder –mediante el pago del correspon-diente precio– a la red propiedad de un ter-cero; y, de otra, en la correspondiente obli-gación del titular de la red de ceder el paso,salvo casos especiales o excepcionales debi-damente motivados, al eventual peticionario.El ATR no agota este principio básico del mo-delo de apertura eléctrica a la competencia,ya que la autoridad comunitaria permite a losestados que organicen las fórmulas de acce-so tanto a través del citado ATR (que puedeser negociado o regulado), como mediante elreconocimiento de un sistema de CompradorÚnico.

– Gestión independiente de la red. La Directivasubraya que la red de transmisión debe con-tar con un gestor independiente de las em-presas que actúan por ella, pero permite, enaplicación del principio de subsidiariedad, quelos estados decidan las formas de imple-mentación –responsable del nombramiento,plazo del mandato, etc.– de esta exigencia.

– Libertad de importación y exportación.– Separación de las actividades eléctricas, a fin

de evitar subvenciones cruzadas.

Los plazos de apertura, definidos en la propiaDirectiva, determinan actuaciones de transposición dela misma a las legislaciones de los estados miembrospor las que los derechos de libre suscripción de con-tratos de suministro en todo el ámbito de la Unión sonotorgados gradualmente a un número creciente de con-sumidores.

En el Libro Verde, aprobado en noviembre delaño 2000, sobre estrategia europea para la seguridadde abastecimiento energético, se considera que el es-tablecimiento del Mercado Interior de la Energía en laUE es un componente fundamental para la seguridaddel suministro energético. El funcionamiento de esteenorme mercado de electricidad y gas deberá tener pro-gresos significativos a corto plazo, dado el grado deconvergencia que a este respecto tienen el Consejo Eu-ropeo, el Parlamento Europeo y la Comisión.

260

UEn la práctica se ha conseguido que en el año

2002 los 2/3 de la demanda de electricidad y casi el80% de la demanda de gas estén abiertos a la compe-tencia a escala comunitaria, y los precios han bajadode forma notable, especialmente los de la electricidad.

Los impulsos dados últimamente a este proce-so por parte de la Comisión y el Parlamento Europeo,y sobre todo por el Consejo Europeo de Barcelona enel año 2002 (reforzamiento, entre otras medidas, delas interconexiones), hará que a nivel de comunidad,quede abierto totalmente el mercado para los clientesempresariales en 2004, y en breve plazo se adopte unplazo claro para la apertura total del mercado.

Los órganos rectores de la UE consideran quela apertura del mercado y la protección del serviciopúblico son objetivos complementarios, dado que lacompetencia mejora la calidad del servicio, tal y comose ha podido comprobar en el sector de las Teleco-municaciones, y se está viendo hoy día igualmente concarácter general en los mercados de la electricidad ydel gas.

Respecto al fomento de las interconexiones in-ternacionales, como ya se ha indicado, es una de lasactuaciones comunitarias prioritarias para acelerar lacreación del Mercado Interior de la Electricidad. En elGráfico VIII.2 se recoge la interconexión actual de losdiversos sistemas eléctricos existentes en Europa.

¿Qué es el Mercado Ibérico de la Electricidad?

n aspecto reseñable es la promoción de un MercadoIbérico de Electricidad y, seguramente más adelante,para el gas. El logro de tal mercado no está exento dedificultades, dadas las desigualdades entre los proce-sos de liberalización llevados en ambos países.

El acuerdo firmado en noviembre de 2001 porlos ministros responsables de la energía de España yPortugal tiene como objetivo la entrada en funciona-miento, a partir del 1 de enero de 2003, de un mer-cado eléctrico conjunto, entre los dos países, basadoen los principios de competencia, transparencia, ob-jetividad y eficiencia.

Entre los compromisos recogidos en el docu-mento, cabe mencionar:

– La creación de un Operador del MercadoIbérico.

– La coordinación de ambos países en el senode la UE a fin de promover el desarrollo delas redes transeuropeas.

– Favorecer el desarrollo de las interconexioneseléctricas entre España y Portugal.

– Promover que los operadores del sistema coor-dinen la planificación y la expansión de las

261

Gráfico VIII.2

Sistemas eléctricos interconectados

Fuente: IBERDROLA.

281

L

redes de transporte mediante el intercambioregular y fluido de información.

Este mercado abastecerá en su momento a unapoblación de unos 50 millones de habitantes, con 27 mi-llones de clientes, un consumo eléctrico de unos250.000 GWh, una capacidad instalada de unos 66.000MW y una punta de demanda de unos 42.000 MW.

Deberán tenerse en cuenta las diferencias exis-tentes entre ambos sistemas, como son las estructurasdel mix de generación (la hidráulica en Portugal es ma-yor), el nivel de liberalización alcanzado o el gradode concentración empresarial, diferencias en el mar-co de la situación regulatoria, etc.

Un punto fundamental será también la amplia-ción de interconexión entre ambos sistemas, que estárecogida en el Gráfico VIII.3. Ya se saben las dificul-tades de todo tipo que conlleva el desarrollo de estasinfraestructuras.

Por ello, parece que los plazos de tiempo pre-vistos en el acuerdo deberán ser ampliados dada lacomplejidad de este tema.

¿Cuáles son las característicasfundamentales del Nuevo Sistema

Eléctrico español?

as características fundamentales del proceso de libe-ralización y competencia en el que se basa el NuevoSistema Eléctrico español pueden resumirse del si-guiente modo:

– Se sustituye el concepto de servicio públicopor la expresa «garantía de suministro eléc-trico a todos los consumidores» dentro del te-rritorio español.

– La explotación unificada del sistema eléctri-co nacional deja también de ser un serviciopúblico de titularidad estatal, siendo ejercidopor una empresa –Red Eléctrica de España–que deberá perder la actual mayoría públicaen su accionariado en un plazo determinado.

– La tradicional planificación estatal de las cen-trales eléctricas desaparece, siendo sustituida

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Gráfico VIII.3

Interconexión Portugal-España. Previsión de desarrollo

Fuente: REE (año 2002).

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por la libertad de instalación sometida sola-mente a autorizaciones administrativas. Noobstante, el gobierno puede establecer unaplanificación indicativa en este área.Tan sólo el desarrollo y refuerzo de la red detransporte quedan sujetos a la planificacióndel Estado y condicionados por las exigen-cias de la planificación urbanística y de or-denación del territorio.

– Se establece el principio de la separación ju-rídica entre «actividades reguladas» –transportey distribución– y «no reguladas» –generacióny comercialización–.

– El funcionamiento de las centrales generadorasdeja de estar sometido a una gestión econó-mica conjunta del sistema bajo el principio desu optimización teórica.En su lugar, la utilización de tales centralespasa a basarse en las decisiones de sus titu-lares, en el marco de un Mercado Mayoris-ta organizado de producción eléctrica. Con-secuentemente con ello, la retribución de lasactividades de generación deja de hacerse enfunción de los valores estándares de los cos-tes reconocidos de dichas actividades, pa-sando a asentarse en los resultados del mer-cado mayorista.

– Se establece el principio del Derecho de Ac-ceso a Terceros a las redes de transporte y dis-tribución, que pasan a considerarse mono-polio natural en razón de la eficiencia eco-nómica que representa la existencia de unared única, «que se pone a disposición de losdiferentes sujetos del sistema eléctrico y delos consumidores».La retribución económica de estas actividadesseguirá siendo fijada administrativamente.

– La comercialización se identifica plenamen-te como actividad singularizada en la nuevaley, con arreglo a los principios de libertadde contratación y de elección de suministra-dor por el cliente, pero sometida a criteriosde gradualidad en su implantación. El plazoprevisto en principio para que tal libertad lle-gue a todos los clientes se fijó en diez años;sin embargo, este plazo ha sido acortado pos-teriormente por el gobierno.

– Libertad de comprar o vender electricidad a

empresas y consumidores de otros paísesmiembros de la Unión Europea.

¿Existe actualmente libertad de construcción para las nuevas

centrales eléctricas?

í, totalmente. Anteriormente, las únicas centrales eléc-tricas de dimensión significativa que se podían insta-lar en España eran las que estaban contempladas enlos Planes Energéticos Nacionales (PEN) vigentes encada momento. El PEN era un documento elaboradopor el gobierno y aprobado por el Parlamento, en elque se concretaban los objetivos de la política ener-gética española y las medidas necesarias para conse-guirlos. En el caso del sector eléctrico, solía ser ex-tremadamente detallado en cuanto a las centrales quehabía que construir, potencia, ubicación, tipo de ener-gía primaria que tenían que utilizar, año de entradaen servicio, etc.

En el Nuevo Sistema Eléctrico, cualquier empresapuede instalar nuevas centrales eléctricas, del tipo, po-tencia y localización que considere más convenientes,sin otras condiciones que las que la legislación espa-ñola establece, de manera general, para la puesta enmarcha de cualquier otra instalación industrial. Estascondiciones se refieren, entre otras cuestiones, a la efi-ciencia y seguridad de la instalación; su adecuación alos criterios de protección del medio ambiente; la ido-neidad de su ubicación; y la suficiente capacidad le-gal, técnica y económica de la empresa solicitante.

¿Cómo funciona el nuevo MercadoMayorista de Producción?

n el anterior sistema eléctrico, el funcionamiento dia-rio de las centrales eléctricas era determinado por RedEléctrica de España (REE), de acuerdo con los crite-rios de política energética elaborados por el Ministe-rio de Industria y Energía, y sobre la base de la opti-mización de los costes de explotación del sistema eléc-trico, definida a través de valores estándares. Ningunacentral podía enviar electricidad a la red si no estabaincluida en la programación de REE.

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En el nuevo sistema, y desde el 1 de enero de1998, el funcionamiento de las instalaciones de pro-ducción de electricidad es el resultado de la «casación»de las ofertas y demandas de energía eléctrica que selleva a cabo diariamente en el mercado de producción.En él, como se describe a continuación, las empresasproductoras comunican cada día libremente las con-diciones de cantidad y precio a las que están dispuestasa vender la electricidad de sus instalaciones en cadauna de las 24 horas del día siguiente. La selección delfuncionamiento de estas instalaciones se lleva a caboteniendo en cuenta los precios ofertados para cada pe-riodo horario, hasta cubrir la demanda existente en elmismo.

Este mercado de producción es una pieza bá-sica del nuevo esquema regulador español y los prin-cipios de su funcionamiento se desarrollan en el RealDecreto 2019/1997 de 26 de diciembre.

El nuevo mercado de producción de electrici-dad está compuesto por lo que podríamos denominartres «submercados»: el mercado diario, el mercado in-tradiario y el mercado de servicios complementarios,y está complementado por un sistema de contratacio-nes bilaterales que se formalizan libremente entre clien-tes cualificados, agentes productores y comercializa-dores. Además, deben tenerse en cuenta todos las po-sibles restricciones técnicas de la Red de Transporte.(Véase Gráfico VIII.4)

Los tres mercados funcionan con los mismoscriterios: seleccionar para cada hora la entrada en fun-cionamiento de las unidades dando siempre priori-dad, sucesivamente, a las ofertas más baratas hastacubrir las necesidades del mercado; y retribuir la ener-gía o los servicios seleccionados en cada sesión ho-raria de acuerdo con el coste marginal de la últimaunidad cuyo funcionamiento haya sido necesario paracubrir la demanda.

El esquema operativo de funcionamiento de esteMercado de Producción está reflejado en el Gráfi-co VIII.5.

¿Qué es el Mercado Diario?

ste mercado recoge las transacciones de compraven-ta de energía correspondientes a la producción y su-ministro del día siguiente de cada sesión de contrata-ción. La mecánica del Mercado Diario consiste en lapresentación de ofertas de venta de energía por losagentes productores y por agentes externos autoriza-dos y ofertas de adquisición de energía por los agen-tes distribuidores, comercializadores consumidores cua-lificados y productores con centrales de bombeo paraeste fin. Las ofertas lo son para cada una de las 24 ho-ras del día. Una vez recibidas las ofertas en los pla-zos y forma estipulados, se procede a realizar la ca-

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Gráfico VIII.4

Esquema general del Mercado de Electricidad

Gráfico VIII.5

Secuencia diaria del Mercado de Producción

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Fuente: OMEL.

Fuente: OMEL.

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sación, partiendo de la oferta de venta más barata, has-ta igualar la demanda.

El resultado de la casación define un precio mar-ginal para cada hora, que es el correspondiente a laoferta de venta de energía eléctrica realizada por la úl-tima unidad de producción cuya aceptación haya sidonecesaria para atender la demanda. (Véase Gráfi-co VIII.6)

Una vez efectuadas las «casaciones» de ofertasy demandas en el Mercado Diario y tenidos en cuen-ta los contratos físicos bilaterales y los intercambios in-ternacionales de electricidad, el Operador del Merca-do define el programa diario base de funcionamien-to de las unidades de producción y lo comunica alOperador del Sistema.

Este sistema de ofertas competitivas es un im-portante incentivo para reducir el precio de la electri-cidad, ya que los generadores tratarán de ofrecer suenergía al precio más bajo que les sea posible a finde asegurarse que sus centrales sean seleccionadas parafuncionar.

La gestión del Mercado Diario –así como la delIntradiario– es realizada por el Operador del Merca-do, entidad encargada de recibir las ofertas, efectuarla casación, publicar sus resultados y efectuar las li-quidaciones, tanto del Mercado Diario como del In-tradiario y del de Servicios Complementarios.

Estas funciones son realizadas por una empre-sa privada –Compañía Operadora del Mercado Inte-rior de Electricidad Español (OMEL)– cuya distribuciónaccionarial está sometida a severas restricciones queevitan cualquier indicio de posición de dominio entrelos agentes.

¿Cómo se tienen en cuenta las restricciones técnicas debidasa la red de transporte en el Mercado de Producción?

l Operador del Sistema recibe del OMEL el progra-ma diario base del día siguiente. Si existen restriccionesen la red de transporte que hacen imposible llevar acabo algunas de las «casaciones» de ofertas y deman-das inicialmente definidas en esta programación, elOperador del Sistema efectúa las modificaciones quesean imprescindibles, retirando de la programación las

unidades necesarias y sustituyéndolas por otras quepermitan superar dichas restricciones de manera ade-cuada y compatible con los criterios de funcionamientodel mercado. Se llega así al programa diario viableprovisional.

Las unidades de generación que entran en fun-cionamiento como consecuencia de restricciones téc-nicas reciben por la energía entregada no el precio mar-ginal resultante del proceso de «casaciones», sino el pre-cio al que ellas mismas han ofrecido su energía paraese periodo horario.

¿En qué consiste el Mercado de Servicios Complementarios?

os Servicios Complementarios son servicios de la ope-rativa del sistema, necesarios para que el suministroeléctrico tenga lugar en condiciones de seguridad, fia-bilidad y calidad adecuadas.

Para su gestión, la Ley 54/1997 creó una nuevafigura, el Operador del Sistema, que sustituye al Ges-tor de la Explotación Unificada, vigente en la anterioretapa regulatoria. Sus funciones las ejerce, como en di-cha etapa, Red Eléctrica de España (REE), empresa queobligatoriamente quedó sometida a un proceso de trans-formación accionarial para eliminar la participación delEstado y evitar posiciones dominantes de los agentes

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Gráfico VIII.6

Mercado diario: Curvas de Oferta y Demanda

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Fuente: OMEL.

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del sistema, mediante el establecimiento de rigurosasrestricciones a su participación accionarial. En la eta-pa actual, el Operador del Sistema recibe del Opera-dor del Mercado el programa diario de generación re-sultante de la casación del Mercado Diario.

A partir del programa diario viable, el Opera-dor del Sistema tiene la responsabilidad de que el su-ministro eléctrico –o las entregas a las redes de distri-bución– se produzca en las condiciones de seguridad,continuidad y calidad mencionadas. Para ello debe ges-tionar la Regulación Primaria, la Regulación Secunda-ria (Control de Frecuencia), la Regulación Terciaria (Con-trol de Tensión) y la Reposición de Servicios.

Algunos de ellos son considerados como obli-gatorios y deben ser prestados inexcusablemente entodo momento por las instalaciones que operan en elmercado.

La Ley 54/1997 define que, en la medida de loposible, estos servicios deberán ser prestados utilizandomecanismos del mercado.

Existen mercados establecidos para la prestaciónde la Regulación Secundaria, mediante la cual se efec-túa el control de la frecuencia del sistema, y de la Re-gulación Terciaria, asignando el Operador del Sistemalas necesidades de una y otra reserva a los distintosofertantes mediante subastas reguladas. Sin embargo,la Regulación Primaria se considera en la actualidadun servicio de prestación obligatorio.

Además de estos servicios básicos, el Operadordel Sistema gestiona la resolución de restricciones téc-nicas en el sistema –que determina ciertas modifica-ciones del programa de generación casado– median-te un mecanismo de ofertas y asignación según pre-cios. (Ver pregunta 284)

En definitiva, sobre la base de los ajustes quepuedan ser necesarios por restricciones técnicas y delos resultados del mercado de servicios complemen-tarios, el Operador del Sistema elabora el programadiario viable definitivo.

¿Qué es el Mercado Intradiario?

uede ocurrir que, una vez establecido el programa via-ble provisional, los agentes que operan en el merca-do diario tengan necesidad de efectuar algunos ajus-tes en sus ofertas o demandas.

Se pondrá en marcha, a tal fin, el denominadoMercado Intradiario, que se abrirá para cada una delas sesiones horarias establecidas y funcionará básica-mente con los mismos criterios del Mercado Diario. Ac-tualmente hay seis sesiones del Mercado Intradiario cadadía.

Podrán participar en este Mercado Intradiario,para efectuar ofertas de venta, todos los agentes queestán autorizados para operar en el Mercado Diario;y, para realizar ofertas de compra, los agentes que yahubieran participado en la sesión horaria en la que hayaque efectuar ajustes.

Una vez definidas las «casaciones» de ofertas ydemandas del mercado intradiario, éstas serán agre-gadas al programa diario viable y se determinará asíla programación horaria final de funcionamiento delsistema.

¿Cómo se forma cada día el precio final de la electricidad

en el Mercado de Producción?

l precio diario de la electricidad que paga el compra-dor y obtiene el vendedor por las transacciones de ener-gía efectuadas en el mercado de producción está in-tegrado por los siguientes elementos:

– El precio resultante de las «casaciones» de ofer-tas y demandas en el Mercado Diario.

– El precio resultante de las «casaciones» de ofer-tas y demandas que tienen lugar en el Mer-cado Intradiario.

– El precio resultante de los ajustes que hayansido necesarios por restricciones técnicas enla red de transporte.

– El precio resultante del Mercado de ServiciosComplementarios.

– El coste de la Garantía de Potencia. Este cos-te tiene como objetivo asegurar un nivel su-ficiente de garantía de potencia en el siste-ma. Se reconoce a las instalaciones de pro-ducción el derecho a recibir una retribuciónpor la garantía de potencia que prestan al sis-tema, es decir, por el hecho de que su pre-sencia en el sistema garantiza la posibilidadde atender adecuadamente en todo momen-

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to los máximos niveles de demanda previs-tos y anticiparse a la evolución que ésta vayaa registrar.Esta retribución depende, fundamentalmente,de la potencia de la instalación, de su nivelprobado de disponibilidad, de su tecnologíay de las necesidades de potencia a largo pla-zo del sistema.

– Recargos e Impuestos (moratoria nuclear, IVAe Impuesto especial de la electricidad). Un es-quema de esta composición del precio finalde la electricidad en el Mercado de Produc-ción se recoge en el Gráfico VIII.7.

¿Quiénes pueden ofertar energíaen el Mercado de Producción?

e manera obligatoria, tienen que presentar ofertas deventa de energía eléctrica en el mercado de produc-ción los Titulares de unidades de producción de másde 50 MW de potencia y, en cualquier caso, las em-presas eléctricas que estaban anteriormente acogidasal sistema de precios eléctricos conocido como Mar-co Legal Estable.

De forma voluntaria, pueden hacerlo los Titu-lares de unidades de producción cuya potencia insta-

lada sea igual o inferior a 50 MW y superior a 1 MW;los autoproductores, por lo que se refiere a la ener-gía excedentaria que deseen entregar al sistema; y losllamados agentes externos, es decir, los agentes de sis-temas eléctricos extranjeros que tomen o entreguenenergía eléctrica al sistema español.

¿Quiénes pueden realizar ofertasde compra en el Mercado

de Producción?

as empresas generadoras, las distribuidoras, las co-mercializadoras y, desde el 1 de enero de 2003, todoslos consumidores de electricidad pueden realizar de-mandas al mercado, es decir, ofertas de compra de elec-tricidad.

Estas ofertas de compra de energía han de in-dicar la cantidad de electricidad que se desea adqui-rir y el periodo horario en el que se quiere efectuarla transacción. Y, desde principios del mes de abril de1998, pueden, asimismo, incluir el precio máximo alque se está dispuesto a comprar la energía demanda-da. En tal caso, no obstante, si en el proceso de fun-cionamiento del mercado diario que antes se ha des-crito la oferta no resulta casada, el suministro no selleva a efecto.

Una vez formulada la oferta de compra de ener-gía, ésta adquiere categoría de compromiso firme desuministro en cuanto que ha transcurrido el plazo fi-jado para la admisión de ofertas.

¿Qué son los contratos bilaterales físicos?

ambién son posibles contratos bilaterales físicos entre losconsumidores, por un lado, y generadores de electrici-dad o agentes externos, por otro; es decir, contratos desuministro que se establecen por mutuo acuerdo de am-bas partes y que no necesitan pasar por el sistema deofertas competitivas del mercado diario de producción.

Estos contratos han de tener una duración mí-nima de un año y han de ser comunicados al Opera-dor del Mercado a fin de ser tenidos en cuenta en laelaboración de los programas diarios de funcionamientode las instalaciones de producción.

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Gráfico VIII.7

El precio de la electricidad

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Fuente: OMEL.

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Las unidades de producción afectadas por ellosquedan eximidas de la necesidad de presentar ofertasen el Mercado Diario mientras dure el contrato y porla cantidad de energía comprometida en él.

¿Qué son los contratosfinancieros?

a nueva legislación permite la firma de «contratos fi-nancieros» entre los consumidores de electricidad y de-terminados agentes. Estos contratos tratan de respon-der al deseo que puedan tener algunos de estos con-sumidores de evitar los efectos de las oscilaciones deprecios que se registren en el mercado diario de pro-ducción; o de eludir la posibilidad de que sus ofertasde compra de energía no resulten casadas en dichomercado.

Uno de los ejemplos de este tipo de contratoses el denominado «contrato por diferencias». En él, elconsumidor acuerda libremente con el generador unprecio determinado. Al final, el suministro se liquidaal sistema por el precio que realmente haya estable-cido el mercado; y la diferencia existente entre el pre-cio real del mercado y el precio acordado por agen-te y consumidor se distribuye entre éstos en la formaque previamente hayan acordado.

¿Qué libertad tienen los consumidores para elegir su suministrador de electricidad?

no de los principios básicos del Nuevo Sistema Eléc-trico es el reconocimiento del derecho de los consu-midores a elegir el suministrador que les parezca másconveniente y acordar con éste el precio y demás con-diciones de contratación del servicio.

Al igual que en la mayoría de los países que handecidido reconocer este mismo derecho a sus consu-midores de electricidad, su aplicación práctica se harealizado, por razones técnicas y económicas, de ma-nera progresiva.

En los primeros años del nuevo sistema, la po-sibilidad de elección de suministrador estaba reserva-da a los «clientes cualificados» que sobrepasen un de-terminado umbral de consumo anual medido por ins-talación o por punto de suministro. Después, a partirdel 1 de enero de 2003, todos los consumidores pue-den elegir el suministrador que deseen. Los plazos ha-bidos para poder elegir suministrador están recogidosen la Tabla VIII.1.

Por tanto, desde el 1 de enero de 2003, todoslos consumidores pueden elegir suministrador.

Cabe subrayar que estos plazos para el ejerci-cio del derecho a elegir suministrador del sistema eléc-trico español han sido más cortos y han afectado a unvolumen mayor de mercado que los fijados por la Di-rectiva sobre Normas Comunes para el Mercado Inte-rior de la Electricidad de la Unión Europea.

¿Quién podía ser clientecualificado?

n el nuevo sistema, recibían la denominación de «con-sumidores cualificados» o «consumidores elegibles» losclientes que en cada momento tenían reconocida lacapacidad para elegir suministrador y decidían ejer-cerla. El resto seguía adquiriendo la electricidad so-bre la base de las tarifas aprobadas por la Adminis-tración, hasta que la extensión del derecho de elec-ción les permitía acceder al sistema de contrataciónlibre.

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Niveles de consumo y calendario para apertura del mercado eléctrico

1 enero 1998 15 564 271 enero 1999 5 1.926 331 abril 1999 3 3.254 371 julio 1999 2 4.706 391 octubre 1999 1 8.274 421 julio 2000 >1 kV 65.000 541 enero 2003 – 23.000.000 100

Tabla VIII.1

Consumo anual Nº Consumidores Apertura de mercado mínimo (GWh) cualificados (%)

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Fuente: UNESA.

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¿Qué es la libertad de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad?

ay dos actividades eléctricas en las cuales la intro-ducción de medidas de liberalización y competenciase halla fuertemente limitada por razones físicas y téc-nicas: la de transporte y la de distribución de elec-tricidad.

Es evidente que una multiplicación de redes detransporte y distribución en una misma zona condu-ciría a una incorrecta asignación de recursos, a una iló-gica multiplicación de los costes de inversión, opera-ción y mantenimiento de estas instalaciones y, por tan-to, a un encarecimiento irracional del suministro deelectricidad.

No obstante, existe una vía para hacer posiblela liberalización del suministro sin caer en un innece-sario encarecimiento de los costes de suministro: man-tener la existencia de redes únicas de transporte y dis-tribución en cada territorio, pero reconociendo al mis-mo tiempo el derecho de todos los agentes del sistemaa tener libre acceso a las mismas, es decir, a poder uti-lizarlas a cambio de un peaje razonable y que no seadiscriminatorio para ninguno de ellos.

El libre acceso a las redes de transporte y dis-tribución es la alternativa que han elegido todos lospaíses que han liberalizado su sistema eléctrico, entreellos España, para hacer compatible la implantaciónde criterios de libre mercado con las limitaciones físi-cas y técnicas propias del transporte y la distribuciónde energía eléctrica. En consecuencia, todos los agen-tes que operan en el Nuevo Sistema Eléctrico españolpueden acceder libremente a las redes de transportey distribución mediante el pago de un peaje estable-cido por la Administración.

¿La actividad de comercialización de la electricidad está totalmenteliberalizada?

na de las bases principales del Nuevo Sistema Eléctri-co es la liberalización de la actividad de comerciali-zación, es decir, de todo lo relacionado con la con-

tratación del servicio eléctrico a los consumidores quepueden elegir suministrador. La comercialización estáconsiderada en la Ley del Sector Eléctrico como unaactividad con naturaleza propia, al igual que la gene-ración, el transporte y la distribución; ésta debe ser de-sarrollada de forma liberalizada. En particular, no sepodrá realizar en régimen de monopolio ni dará lu-gar al disfrute de derechos exclusivos.

No obstante, la Ley prohíbe expresamente queun agente que efectúa en el sistema actividades regu-ladas (es decir, transporte o distribución) pueda rea-lizar también actividades no reguladas, es decir, las ac-tividades que se realizan en régimen de competencia(generación o comercialización). Unas y otras han deser ejecutadas por empresas jurídicamente diferentes.Sí permite, en cambio, que una empresa que realizaactividades reguladas y otra que lleva a cabo activi-dades no reguladas pertenezcan a un mismo holdingempresarial; y también que una misma empresa llevea cabo las dos actividades no reguladas, es decir, ge-neración y comercialización.

La liberalización de la actividad de comerciali-zación permitirá la creación de un nuevo tipo de em-presas, las comercializadoras, dedicadas exclusivamenteal suministro de electricidad a través de la contrata-ción con los consumidores.

Las comercializadoras no necesitarán disponerde redes propias para entregar la electricidad, ya quese ocuparán fundamentalmente de las relaciones con-tractuales, en términos económicos y legales, con losclientes que pueden elegir suministrador: contrataciónde las condiciones del suministro, facturación, cobro,otros servicios, etc.

Además, las empresas comercializadoras fo-mentarán el uso racional de la energía y pondrán enpráctica los planes de gestión de la demanda que aprue-be en el futuro la Administración. Asimismo, podránexigir a sus clientes que sus instalaciones cumplan con-diciones técnicas y de uso adecuadas, a fin de que suutilización no perjudique la calidad del servicio quese suministra a otros consumidores.

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¿Existe libertad para comprar ovender electricidad a agentes deotros países de la Unión Europea?

asta ahora, todos los intercambios internacionales deelectricidad eran realizados por Red Eléctrica de Es-paña. Ningún otro agente del sistema adquiría elec-tricidad directamente de otro país o la vendía a con-sumidores extranjeros.

En el Nuevo Sistema Eléctrico, todos los pro-ductores, distribuidores, comercializadoras y consu-midores en general están autorizados para adquirir elec-tricidad directamente en cualquier país comunitario. LaAdministración española sólo podrá negar la autori-zación correspondiente si el país comunitario en cues-tión no reconoce a sus respectivos agentes eléctricosla misma capacidad de contratación.

Además, los productores y comercializadores es-pañoles podrán vender directamente electricidad a losdemás países comunitarios, a no ser que dichas ope-raciones supongan un riesgo para el abastecimientonacional.

En el nuevo sistema, reciben el apelativo deagentes externos los agentes de sistemas eléctricos ex-tranjeros que toman o entregan electricidad del siste-ma español.

Aparte de este tipo de transacciones interna-cionales de electricidad, seguirán existiendo inter-cambios internacionales a corto plazo destinados a man-tener o incrementar la seguridad en el suministro, loscuales serán gestionados por el Operador del Sistema.Además, los contratos de intercambios internaciona-les de electricidad suscritos por Red Eléctrica de Es-paña (REE) que estaban en vigor en el momento enel que empezó a aplicarse la nueva legislación eléc-trica serán respetados hasta el término de la duraciónque estaba inicialmente acordada en ellos.

¿Cuántos tipos de precios de la electricidad hay en el Nuevo Sistema Eléctrico?

n el nuevo sistema coexisten dos tipos de precios: losque se establecen libremente en el Mercado de Pro-ducción y los fijados por el Gobierno a través de ta-

rifas reguladas. Así, los consumidores pueden pagarla energía al precio libremente pactado con su co-mercializador, o el derivado del sistema de ofertas com-petitivas del Mercado de Producción, al que se añadeuna Tarifa de Acceso al mercado establecida por la Ad-ministración. Asimismo, pueden pagar el suministro ala empresa distribuidora de acuerdo con tarifas regu-ladas fijadas por la Administración del Estado.

El incremento de competidores en el mercadode producción y el adecuado juego de la competen-cia en el seno del mismo deben presionar en favor delestablecimiento de precios más competitivos.

¿Cuáles son las opciones de compra de electricidad

que tienen los consumidores?

os consumidores españoles han visto aumentada su ca-pacidad de elección y en la actualidad tienen las tresalternativas siguientes:

a) Acudir directamente al sistema de ofertascompetitivas del Mercado de Producción para comprarsu energía, es decir, que formulen ofertas de adquisi-ción de energía para cada periodo horario; pagarán unprecio basado en los conceptos siguientes:

– La cifra que resulte de aplicar, a las cantidadesde energía que el consumidor desea adqui-rir en cada periodo horario -más las pérdi-das de transporte y distribución, que se cal-culan de manera estándar-, el precio resul-tante del mercado de producción.

– Una Tarifa de Acceso fijada por el Gobierno,que cubre:

• El coste del uso de las redes de transporte.• El coste del uso de las redes de distri-

bución.• Los denominados Costes Permanentes del

sistema.• Los denominados Costes de Diversificación

y Seguridad del abastecimiento.

Además, es posible que haya consumidoresque, para evitar los efectos de las oscilacio-nes de precios que pueden darse en el Mer-cado de Producción o eludir la posibilidad

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de que sus ofertas de compra de energía noresulten casadas, deseen suscribir «contratosfinancieros», como se ha señalado en el apar-tado correspondiente a estos contratos.

b) Contratar el suministro de electricidad a tra-vés de un comercializador y acordar con éste libre-mente el precio del servicio.

c) Adquirir la electricidad de la empresa distri-buidora en su área, con precios regulados en base dela Tarifa Integral vigente.

d ) Adquirir la energía de una empresa pro-ductora a través de los contratos físicos bilaterales, esdecir, contratos establecidos directamente entre el pro-ductor y el consumidor, sin necesidad de pasar por elsistema de ofertas del mercado de producción. En talcaso, el consumidor habrá de pagar:

– El precio de la energía libremente acordadoentre ambas partes.

– Los costes por Servicios Complementarios yGarantía de potencia.

– La Tarifa de Acceso al mercado.

¿Cómo se forma el precio de la electricidad adquirida a Tarifa regulada?

os consumidores que opten por adquirir su energía ala empresa distribuidora, lo harán de acuerdo con lastarifas reguladas por la Administración.

Estas tarifas son, para cada tipo de consumo, lasmismas en todo el territorio nacional y cubren los si-guientes conceptos:

– El Coste de Producción de la energía eléc-trica, que se determinará en función del pre-cio medio previsto del kWh en el mercadode producción.

– Los accesos y peajes por transporte de ener-gía eléctrica.

– Los accesos y peajes por distribución de ener-gía eléctrica.

– Los Costes de Comercialización.– Los Costes Permanentes del sistema.– Los Costes de Diversificación y Seguridad de

abastecimiento.

¿Qué son los Costes Permanentes del sistema

de precios de la electricidad?

n los dos tipos de precios de la electricidad se han men-cionado dos clases de costes que habrán de ser ne-cesariamente cubiertos por todos los consumidores eléc-tricos: los «Costes Permanentes» del funcionamiento delsistema y los «Costes de Diversificación y Seguridad deabastecimiento».

Los Costes Permanentes del funcionamiento delsistema son los siguientes:

– Los costes que, por el suministro de electri-cidad en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla,puedan ser integrados en el sistema. Estoscostes se justifican por el hecho de que lossistemas insulares y extrapeninsulares no es-tán conectados actualmente con la red eléc-trica peninsular, por lo que el establecimientoen ellos de condiciones de competencia seencuentra, de momento, objetivamente li-mitado.

– Los costes de mantenimiento de las activida-des del Operador del Mercado.

– Los costes de mantenimiento de las activida-des del Operador del Sistema.

– Los costes de mantenimiento de las activida-des de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

– Los Costes de Transición a la Competencia(CTCs).

¿Qué son los Costes de Diversificación y Seguridad

en el abastecimiento?

os Costes de Diversificación y Seguridad de abasteci-miento, al igual que los Costes Permanentes, deberánser pagados por todos los consumidores eléctricos. Sonlos siguientes:

– Las primas a la producción en Régimen Es-pecial para promover el desarrollo de la ge-neración de electricidad mediante sistemas decogeneración y de aprovechamiento de ener-gías renovables.

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– Los costes asociados a la moratoria nuclear.– Los costes derivados de la financiación del se-

gundo ciclo del combustible nuclear.– Los costes del stock estratégico del combus-

tible nuclear.

¿Cuáles son las razones quejustifican los Costes de Transicióna la Competencia (CTCs)?

ntre los costes permanentes que han de pagar todoslos consumidores eléctricos se hallan los denomina-dos «Costes de Transición a la Competencia» (CTCs).

Los CTCs son costes que aparecen, o puedenaparecer, cuando un sistema eléctrico regulado cam-bia a un régimen de competencia, o cuando coexis-ten en él diversas empresas eléctricas con regulacio-nes diferentes.

Las empresas eléctricas españolas han pasadode un sistema de intervención administrativa, en el mar-co del cual se acometieron grandes inversiones quefueron programadas mediante planificación centralizaday cuya recuperación –según el Marco Legal Estable ba-sado en valores estándares– estaba garantizada por elpropio sistema, a uno basado en el precio del merca-do, en el que no tiene por qué estar necesariamentegarantizada la recuperación íntegra de esas inversio-nes a través del libre juego de dicho mercado.

Además, pueden existir otros compromisos re-gulatorios cuya recuperación completa tampoco que-de asegurada por el nuevo sistema, como es la obli-gación de adquirir energía eléctrica de autogenerado-res a un precio primado; o la de aceptar determinadoscontratos de compra de energía o de combustibles au-tóctonos, como el carbón nacional, etc. También pue-den existir costes derivados de determinadas decisio-nes regulatorias, cuya recuperación fue diferida en eltiempo para atenuar su impacto en las tarifas eléctri-cas; o los originados por razones sociales, medioam-bientales, de gestión de la demanda, segunda parte delciclo del combustible nuclear, etc.

En suma, los CTCs aparecen porque se cambianlas reglas del juego. Así, la Directiva de la UE relativaa las Normas Comunes para el Mercado Interior de laelectricidad reconoce, en su artículo 24, apartado 1, lanecesidad de recuperar los CTCs.

En cuanto a la legislación española, la Disposi-ción Transitoria Sexta de la Ley del Sector Eléctrico54/1997, y el Decreto 2017 de 26 de diciembre de 1997que la desarrolla, reconocen la existencia de unos cos-tes derivados del «tránsito de un sistema de retribuciónregulado, a otro en el que el funcionamiento de la ge-neración eléctrica está organizado bajo el principio delibre competencia».

En consecuencia, reconoce a las empresas eléc-tricas el derecho a percibir una retribución en conceptode CTCs; y calcula esta retribución como la diferenciaexistente entre los ingresos medios que hubieran ob-tenido a través de la tarifa eléctrica del anterior siste-ma intervenido –reducidos en un 32,5%, como con-tribución de dichas empresas a la implantación del nue-vo sistema– y lo que se estima que obtendrán a travésdel modelo de retribución establecido en la nueva Ley.El periodo de recuperación de estos costes se halla de-tallado en la Memoria Económica anexa a la Ley delSector Eléctrico.

La Ley señala también que estos CTCs habránde ser cubiertos por todos los consumidores.

Además, la Ley del Sector Eléctrico señala que,si el coste medio anual de generación resulta ser su-perior a las 3,61 cent.€/kWh, el exceso se deducirádel valor de los CTCs; y fija para la recuperación deesa retribución un plazo de diez años, a partir de laentrada en vigor de dicha Ley.

¿Hay que pagar tambiénimpuestos por la compra

de electricidad?

í. Además de pagar por todos los conceptos definidosen cada tipo de tarifa, todos los consumidores estánsujetos a pagar los impuestos o tasas que la Adminis-tración Central decida aplicar al consumo eléctrico,como es el impuesto recientemente establecido sobreel consumo destinado a obtener fondos para la re-conversión de la minería del carbón nacional.

Para contribuir a la transparencia de los precioseléctricos, en el recibo que se entrega a los consumi-dores que pagan el suministro a través de tarifas eléc-tricas reguladas, están claramente reflejados y desglo-sados los importes correspondientes a todos estos con-ceptos de impuestos o tasas.

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E

¿Cuáles son los agentes principales que actúan en el Nuevo Sistema Eléctrico?

n el nuevo sistema, el número de empresas y entida-des que juegan un papel relevante en el desarrollo delsistema es más numeroso que en el pasado. Esto esdebido a diversos factores como son: la creación denuevos órganos de gestión y regulación del sistema;la liberalización de los intercambios internacionales deelectricidad; la separación entre las actividades de trans-porte y distribución de las de generación o comercia-lización, etc.

De manera esquemática, las empresas y enti-dades que van a actuar en el Nuevo Sistema Eléctricoson, fundamentalmente, los siguientes:

– Los agentes productores de energía eléctrica,tanto los que formaban ya parte del sistemaeléctrico, como los nuevos que se implantenen el marco de libertad de nuevas instalacionesde producción. Su función es generar ener-gía eléctrica para entregarla al Mercado de Pro-ducción, y por tanto, deberán construir, ope-rar y mantener las instalaciones necesarias paraello.

– Los agentes autoproductores. Se trata de em-presas de otras ramas de la industria que po-seen unidades de producción para cubrir, fun-damentalmente, sus propias necesidadesenergéticas. Deben estar autorizadas para en-tregar al sistema la energía excedentaria quegeneren con dichas unidades. Para ser con-siderados como tales, han de autoconsumiral menos el 30% de la energía que producensi sus instalaciones tienen menos de 25 MW;y el 50% si tienen una potencia igual o su-perior a 25 MW.

– Los agentes productores acogidos al denomi-nado Régimen Especial. Son titulares de ins-talaciones de potencia no superior a 50 MWque generan electricidad a partir de sistemasde cogeneración, energías renovables, resi-duos, etc. y que tienen una consideración es-pecífica. La energía procedente de estas ins-talaciones está excluida de las reglas de com-petencia del mercado de producción: ha de

ser integrada obligatoriamente en el sistema,sin necesidad de pasar por el sistema de ofer-tas competitivas de dicho mercado y, en lamayoría de los casos, retribuida a través deun precio primado para fomentar su desarrollo.

– Los denominados agentes externos, es decir,sujetos de sistemas eléctricos extranjeros quevenden o compran electricidad del sistemaeléctrico español, en el marco de la liberali-zación de los intercambios internacionales deenergía eléctrica.

– Las empresas distribuidoras. Empresas cuyafunción es distribuir energía eléctrica; desa-rrollar, operar y mantener las instalaciones ne-cesarias para tal fin; y vender electricidad alos consumidores sujetos a tarifa regulada oa otras empresas distribuidoras.

– Las empresas comercializadoras. Empresas en-cargadas de vender energía eléctrica a los con-sumidores o a otros agentes del sistema (ge-neradoras, distribuidoras y otras empresas co-mercializadoras).

– Los consumidores cualificados. Clientes fina-les que han tenido en cada momento reco-nocida la capacidad de elegir suministradoren función de su volumen anual de consu-mo, medido por instalación o por punto desuministro. A partir del 1 de enero de 2003,todos los consumidores de electricidad tienenesta capacidad.

– Los consumidores sujetos a tarifa regulada.Consumidores que optan por elegir a la em-presa distribuidora de su área, y pagan en basea las tarifas establecidas públicamente por laAdministración.

– Los órganos de gestión: el Operador del Mer-cado Eléctrico (OMEL) y el Operador del Sis-tema. Organismos encargados de la gestiónde su funcionamiento económico y técnico,respectivamente.

– Empresa gestora de la red de transporte, RedEléctrica de España. Está encargada de la ex-tensión, operación y mantenimiento de las lí-neas, transformadores, etc. de tensión igual osuperior a 220 kV, así como de las interco-nexiones internacionales y de las que puedanestablecerse en el futuro con los sistemas na-cionales insulares y extrapeninsulares.

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– Órganos de regulación del sistema. Funda-mentalmente, la Administración General delEstado, a través del Ministerio responsable enmateria energética, y la Comisión Nacional deEnergía (CNE). Además, las comunidades au-tónomas tienen una participación en el de-sarrollo y funcionamiento del sistema mayorque la que tenían anteriormente.

Un esquema del flujo de transacciones que sonposibles entre los agentes del Mercado de Electricidadviene reflejado en el Gráfico VIII.8.

¿Cómo funciona el Operador del Mercado (OMEL)?

l Operador del Mercado (OMEL) gestiona la «casación»de las ofertas y las demandas en el mercado de pro-ducción de electricidad. En primer lugar, OMEL recibelas ofertas de venta de energía que formulan, para cadahora del día siguiente, los productores de electricidadque operan en el sistema y las demandas de energía

de los agentes autorizados para hacerlas y los consu-midores en general.

Una vez recibidas estas informaciones, OMEL se-lecciona para cada hora la entrada en funcionamien-to de las unidades de generación, empezando por lasque han comunicado las ofertas de energía más bara-tas, hasta cubrir la totalidad de la demanda. A partirde estas «casaciones», y teniendo en cuenta los con-tratos físicos bilaterales suscritos entre agentes cuali-ficados y los intercambios internacionales de electri-cidad, elabora el «programa diario base» de funciona-miento del sistema, que ha de comunicar a continuaciónal Operador del Sistema y a los agentes que operanen el mercado.

Asimismo, el Operador del Mercado determinalos precios finales resultantes para cada periodo ho-rario en el mercado de producción e informa a los agen-tes de las liquidaciones de cobros y pagos que, comoconsecuencia de dichos precios, tienen que hacerse en-tre ellos. Además, ha de poner a disposición de losagentes del sistema toda la información relativa a lasofertas y demandas casadas y no casadas en cada se-sión horaria; y publicar en los medios de difusión na-cional toda la información de carácter público sobreel mercado que sea de interés general.

Para supervisar el funcionamiento de la gestióneconómica del mercado, existirá un Comité de Agen-tes del Mercado. Sus funciones primordiales serán com-probar los procesos de «casación» y liquidación del mer-cado de producción, asesorar al OMEL y proponer me-didas regulatorias que puedan redundar en un mejorfuncionamiento del mismo. El Comité de Agentes delMercado está integrado por 18 miembros que repre-sentan a los diversos agentes que operan en el siste-ma (productores, distribuidores, comercializadores, ge-neradores en régimen especial, autoproductores y con-sumidores cualificados), al Operador del Mercado y alOperador del Sistema.

El OMEL es una sociedad mercantil en la que,a fin de garantizar su neutralidad e independencia, nin-gún accionista puede poseer más de un 10% del ca-pital social; además, la suma de las participaciones di-rectas o indirectas de los sujetos que llevan a cabo ac-tividades eléctricas no pueden superar el 40% delmismo.

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Gráfico VIII.8

Esquema de transacciones en el Mercado de Electricidad

Fuente: OMEL.Nota: También pueden realizar contratos bilaterales los agentes productores con agentes externos compradores,y los agentes externos vendoreres con los consumidores, así como agentes externos vendedores y compradoresentre sí.

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LE¿Cómo funciona el Operador del Sistema?

l Operador del Sistema está encargado de garantizaruna correcta coordinación del sistema de produccióny transporte de electricidad, a fin de asegurar la cali-dad y la seguridad en el suministro de energía. Las fun-ciones del Operador del Sistema han sido encomen-dadas por la Ley 54/1997 a Red Eléctrica de España(REE), a la que encarga, asimismo, de las funcionesde Operador de la Red, es decir, de la gestión de lared de transporte de electricidad.

El Operador del Sistema elabora el funciona-miento diario de las instalaciones de producción deelectricidad a partir del «programa diario base» elabo-rado por el operador del mercado. Para ello, ha de te-ner en cuenta las restricciones técnicas existentes enla red de transporte, o las derivadas de decisiones depolítica energética nacional, que pueden obligar a efec-tuar modificaciones en las «casaciones» entre ofertas ydemandas de energía, así como los resultados del Mer-cado de Servicios Complementarios. Sobre la base detodo ello, elabora el «programa diario viable provisional»del funcionamiento del sistema.

Asimismo, gestiona los programas de intercam-bios internacionales de electricidad, a corto plazo, conotros países que son necesarios para mantener o in-crementar la seguridad y calidad del suministro.

Tiene también que informar de la capacidad detransporte e interconexión del sistema eléctrico, asícomo de las necesidades de interconexión con otrasredes eléctricas; analizar todas las nuevas solicitudesde conexión a la red y limitar el acceso a ésta cuan-do no se disponga de capacidad suficiente o existanriesgos para la seguridad del suministro; y establecer,en coordinación con los agentes del sistema, planesde maniobra para garantizar la reposición del servicioen caso de interrupciones.

Como puede deducirse fácilmente, el Operadordel Mercado y el Operador del Sistema han de fun-cionar con un elevado grado de coordinación. Estoes de especial importancia para hacer frente adecua-damente a situaciones excepcionales que puedan te-ner lugar en las redes de transporte o en el sistemade generación.

¿Continúa garantizada la seguridad del suministro de electricidad en el Nuevo

Sistema Eléctrico?

a Ley del Sector Eléctrico señala que «todos los con-sumidores tendrán derecho al suministro de energíaeléctrica en el territorio nacional, en las condicionesde calidad y seguridad que reglamentariamente se es-tablezcan por el Gobierno, con la colaboración de lascomunidades autónomas».

El nuevo sistema se basa en el funcionamientode un mercado liberalizado y competitivo, en el quelos poderes públicos no van a actuar directamente, perosobre el cual van a ejercer una supervisión, a travésde entidades y mecanismos claramente definidos, des-tinada a garantizar el adecuado funcionamiento de lasreglas de dicho mercado.

Así, por ejemplo, la Ley autoriza al Gobierno paraque adopte las medidas necesarias para garantizar elsuministro eléctrico en caso de riesgo grave para el mis-mo, como podrían ser situaciones de falta de dispo-nibilidad de una o varias fuentes de energía, o cir-cunstancias excepcionales en las que pueda estar enpeligro la integridad física de personas o instalaciones.

Otras medidas especiales que puede aplicar elGobierno son, por ejemplo, el establecimiento de li-mitaciones o modificaciones en el funcionamiento delMercado de Producción; la supresión temporal de losderechos de autoproductores y generadores acogidosal Régimen Especial de producción; la suspensión tem-poral del libre acceso de terceros a las redes de trans-porte y distribución, y la limitación del uso de deter-minadas fuentes energéticas por parte de los genera-dores (o, por el contrario, la obligación de éstos deutilizar determinadas fuentes).

En suma, el Nuevo Sistema Eléctrico ha dadolugar a un mercado liberalizado y competitivo en elcual los poderes públicos van a ejercer una supervi-sión compatible con los criterios de mercado. Esta su-pervisión podría, en casos excepcionales, llegar a lasuspensión temporal de algunos de los fundamentosdel sistema si ello fuera necesario para garantizar elderecho de los consumidores a recibir el suministroen condiciones adecuadas de calidad y seguridad.

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EL

D

¿Qué función tiene la Administración General del Estado en la regulación del Nuevo Sistema Eléctrico?

esde el punto de vista ejecutivo, la responsabilidad má-xima en materia de regulación del sistema eléctrico laejerce la Administración General del Estado, a travésdel ministerio competente en materia energética, a quienla nueva legislación define como el «Órgano Regula-dor Principal» del sistema. Algunas de las responsabi-lidades más importantes que la Ley del Sector Eléctri-co le encomienda son:

– Establecer la regulación básica de las activi-dades eléctricas.

– Regular la organización y funcionamiento delMercado de Producción de electricidad y losmercados que puedan derivarse de él.

– Autorizar las instalaciones eléctricas cuandosu aprovechamiento afecte a más de una co-munidad autónoma.

– Fijar las tarifas eléctricas y los peajes por eluso de las redes, y regular la estructura de losprecios eléctricos.

– Establecer los requisitos mínimos de calidady seguridad del suministro.

¿Cuál es la función de la Comisión Nacional de Energía (CNE)?

a Comisión Nacional de Energía (CNE) es un organis-mo adscrito a la Administración General del Estado,que tiene como objetivo «velar por la competencia efec-tiva en el sistema y por su objetividad y transparencia,en beneficio de todos los sujetos que operan en él y delos consumidores».

La primera de las funciones que la Ley asignaa la CNE es la de actuar como órgano consultivo dela Administración en materia energética. Asimismo, la

Ley del Sector Eléctrico encomienda a la Comisión, en-tre otras, las funciones siguientes:

– Actuar de árbitro en los conflictos que pue-dan surgir entre los agentes del sistema, siem-pre y cuando las partes así lo decidan vo-luntariamente.

– Velar para que las actividades energéticas selleven a cabo en régimen de libre compe-tencia.

– Inspeccionar las condiciones técnicas en las quese encuentran las instalaciones energéticas.

– Participar en la elaboración de normas o pro-yectos, informar sobre cualquier aspecto re-lacionado con el funcionamiento del nuevosistema, hacer propuestas para mejorarlo e ini-ciar o informar expedientes sancionadores.

Para asesorar a la CNE e informar acerca de susactuaciones, existe un Consejo Consultivo. Éste está for-mado por representantes de la Administración Central,de las comunidades autónomas, de las empresas ener-géticas, del Operador del Mercado, del Operador delSistema, de los consumidores y de agentes implicadosen la conservación del medio ambiente. Está previstala existencia de una Comisión Permanente más redu-cida para facilitar los trabajos de este Consejo.

¿Qué función tienen las comunidades autónomas

en el Nuevo Sistema Eléctrico?

l Nuevo Sistema Eléctrico español reconoce y conce-de competencias significativas a las comunidades au-tónomas. Entre ellas, se encuentra el desarrollo regla-mentario de la nueva Ley en el ámbito de competen-cia de cada comunidad, la inspección de lasinstalaciones eléctricas cuando su funcionamiento noafecte a otra comunidad autónoma, etc. También tie-nen un elevado nivel de participación en la promo-ción de la producción con instalaciones de cogenera-ción y energías renovables, y en la elaboración de pla-nes de ahorro y eficiencia energética en su ámbitoterritorial.

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L

¿Cómo se están adaptandolas empresas de UNESAa la implantación del NuevoSistema Eléctrico?

as empresas eléctricas de UNESA promocionaron, des-de el principio, la introducción del nuevo modelo deliberalización del sector eléctrico en España, median-te la firma del Protocolo Eléctrico en 1996. Este nue-vo sistema supone un cambio estructural muy impor-tante, determinado por la desregulación y apertura delos mercados, la innovación tecnológica y la penetra-ción de nuevas formas de energía primaria. Las em-presas eléctricas están realizando un esfuerzo enormepara conseguir una mejora de la eficiencia de sus es-trategias. Éste ha hecho posible que la misión que tie-nen encomendada por la Ley del Sector Eléctrico desuministrar el kWh en todo el territorio nacional y conuna calidad adecuada se esté cumpliendo de formasatisfactoria.

Para asegurar el suministro de electricidad conla calidad de servicio apropiada es necesario que lasseñales económicas enviadas al sistema sean las ade-cuadas en todo momento. Aunque, en un mercadoliberalizado, los incentivos a la inversión deben ve-nir determinados por las expectativas de rentabilidadofrecidas por el propio mercado, el hecho de que unaparte sustancial de las actividades eléctricas estará

siempre sujeta a la regulación supone que las tarifaseléctricas seguirán jugando un papel esencial en lasdecisiones de inversión de las sociedades. Por lo tan-to, el marco regulatorio que se establezca deberá serclaro, previsible y estable para que ofrezca confian-za a los agentes económicos en la toma de decisio-nes empresariales.

El ámbito comunitario está ampliando la esca-la geográfica de los mercados, teniendo en cuenta queel establecimiento del Mercado Interior de la energíano está exento de grandes dificultades, básicamentederivadas de la necesaria homogeneización de los sis-temas energéticos en los países de la Unión Europea(elegibilidad de los consumidores, requerimiento deservicio público, grado de segregación de las activi-dades, etc.) y de las reglas del mercado, ya que éstasson aún bastante dispares.

En definitiva, la posición de las empresas eléc-tricas de UNESA es clara, tanto en el marco españolcomo en el contexto internacional: apoyar las accio-nes encaminadas a asegurar el suministro eléctrico fu-turo en base a fuentes diversificadas, en un mercadoliberalizado y con un marco regulatorio que permitaatraer la realización de nuevas inversiones. Es im-portante, por ello, que las Administraciones Públicaspromuevan acciones para agilizar los trámites admi-nistrativos necesarios para el desarrollo de nuevas in-fraestructuras energéticas, ganándose la aceptación so-cial a través de información abundante, transparentey objetiva.

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Índices

CAPITULO I. Sector energético.1. ¿Qué es la energía?......................................................................................................................................2. ¿Qué son las fuentes de energía? ...............................................................................................................3. ¿Cómo se clasifican las fuentes de energía? ..............................................................................................4. ¿Cómo se mide la energía? .........................................................................................................................5. ¿Cómo se mide la potencia? .......................................................................................................................6. ¿Existe relación entre el consumo de energía y el bienestar económico de un país? ...........................7. ¿Cómo se mide la relación entre el bienestar económico y el consumo de energía? ...........................8. ¿Cuáles son las principales fuentes de energía primaria?.........................................................................9. ¿Pueden competir entre sí las fuentes energéticas? ..................................................................................

10. ¿Cómo ha evolucionado el consumo mundial de energía primaria?.......................................................11. ¿Cómo afectó la crisis energética de los años setenta a las economías occidentales? ...........................12. ¿Cuáles son las reservas mundiales de carbón? ........................................................................................13. ¿Cuáles son las reservas mundiales de petróleo?......................................................................................14. ¿Cuáles son las reservas mundiales de gas natural? .................................................................................15. ¿Cuáles son las reservas de uranio en el mundo? ....................................................................................16. ¿Cuáles son los recursos hidroeléctricos y los de otras energías renovables en el mundo? .................17. ¿Hay escasez de energía en el mundo? .....................................................................................................18. ¿Cuál es el consumo de energía primaria en España?..............................................................................19. ¿Cuál es la producción de energía primaria en España? ..........................................................................20. ¿Cuál es la dependencia energética de España? .......................................................................................21. ¿Cómo es la dependencia energética en España con relación a los países de la Unión Europea?......22. ¿Cuáles son las reservas de carbón en España?........................................................................................23. ¿Cuáles son las reservas de petróleo en España? .....................................................................................24. ¿Cuáles son las reservas de gas natural en España? .................................................................................25. ¿Cuáles son las reservas de uranio en España?.........................................................................................26. ¿Cuáles son los recursos hidroeléctricos en España?................................................................................27. ¿Cuáles son los recursos de energías renovables en España?..................................................................28. ¿Cuál es la previsión del consumo de energía primaria en España hasta el año 2011? ........................29. ¿Cómo se definía la política energética en España? .................................................................................30. ¿Cómo se define actualmente la política energética en España? .............................................................

CAPITULO II. Sector eléctrico. Aspectos generales.31. ¿Cúando se inició en España la producción de energía eléctrica para suministro a los consumidores?32. ¿Cuándo se inició en España el transporte de electricidad a larga distancia? ........................................33. ¿Cuántas centrales eléctricas hay en España y cuál es su distribución por comunidades autónomas?34. ¿A partir de qué fuentes energéticas se produce la electricidad en España? .........................................35. ¿Cuál es la potencia del parque generador en España? ...........................................................................

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Índice de preguntas

36. ¿Cómo ha evolucionado la potencia del parque generador en España? ................................................37. ¿Cuáles son las principales centrales eléctricas de España? .....................................................................38. ¿Cómo se distribuye la potencia eléctrica por comunidades autónomas? ..............................................39. ¿Cuál es la producción de energía eléctrica de España? ..........................................................................40. ¿Cómo ha evolucionado la producción de energía eléctrica en España? ...............................................41. ¿Cómo se distribuye la estructura de la producción de electricidad por comunidades autónomas?....42. ¿Qué paralelismo existe entre producción y consumo de electricidad? .................................................43. ¿Cuál es la relación entre actividad económica y demanda de electricidad? .........................................44. ¿Cuánta energía eléctrica se consume en España?....................................................................................45. ¿Cómo ha evolucionado el consumo de electricidad en España? ...........................................................46. ¿Cómo ha evolucionado el consumo eléctrico por niveles de tensión en España?...............................47. ¿Cuántos consumidores de energía eléctrica hay en España?..................................................................48. ¿Cuál es la potencia contratada por los consumidores españoles de electricidad?................................49. ¿Cuál es el consumo de electricidad por habitante en España y en la Unión Europea?.......................50. ¿Cuál es la distribución del consumo de electricidad por actividades económicas?..............................51. ¿Cómo se distribuye el consumo eléctrico por comunidades autónomas? .............................................52. ¿Continuará creciendo el consumo de energía eléctrica en España en los próximos años?.................53. ¿Se hallan interconectados todos los centros de producción y consumo de energía eléctrica en Espa-

ña? ................................................................................................................................................................54. ¿Qué es la red eléctrica? .............................................................................................................................55. ¿Cómo ha evolucionado la red de transporte de alta tensión en España? .............................................56. ¿Realiza España intercambios de electricidad con otros países?..............................................................57. ¿Cuál es la garantía de suministro del sector eléctrico español? .............................................................58. ¿Cómo es la calidad de servicio en el sector eléctrico español? .............................................................59. ¿Cuáles son las previsiones de generación del sistema eléctrico español?.............................................60. ¿Cómo se planificaba el sector eléctrico español anteriormente al nuevo modelo liberalizador? ........61. ¿Qué actividades desarrolla el sector eléctrico español en las áreas de normalización y certificación

de materiales y servicios eléctricos?...........................................................................................................62. ¿Qué actividades realiza el sector eléctrico español en el área de la prevención de riesgos laborales?63. ¿Tiene el sector eléctrico español tradición en el área de la investigación?...........................................64. ¿Qué era el Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico Electrotécnico (PIE)? ......................65. ¿Cuáles han sido los proyectos más significativos desarrollados en el marco del PIE?.........................66. ¿Cuáles son los principales proyectos de I+D desarrollados actualmente por el sector eléctrico espa-

ñol? ...............................................................................................................................................................67. ¿Qué hacen las empresas eléctricas en el área del uso eficiente de la electricidad?.............................68. ¿Cuántas empresas eléctricas existen en España? .....................................................................................69. ¿Qué es la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA)?.......................................................70. ¿Con qué organismos españoles está relacionado el sector eléctrico?....................................................71. ¿Qué es la Unión de la Industria Eléctrica-EURELECTRIC?......................................................................72. ¿En qué organismos internacionales está presente el sector eléctrico español?.....................................

CAPITULO III. Centrales hidroeléctricas.73. ¿Qué características presenta el agua como fuente de energía? ..............................................................74. ¿Qué es una central hidroeléctrica? ...........................................................................................................75. ¿Cómo funciona una central hidroeléctrica convencional? ......................................................................76. ¿Qué es una central de bombeo?...............................................................................................................77. ¿Cómo funciona una central de bombeo? .................................................................................................78. ¿Qué es una minicentral hidroeléctrica? ....................................................................................................

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79. ¿Cuáles son las principales ventajas de la producción hidroeléctrica?....................................................80. ¿Qué características presenta la energía hidroeléctrica con relación a otras tecnologías de genera-

ción? .............................................................................................................................................................81. ¿Qué suponen los embalses respecto a la disponibilidad del recurso «agua»? .......................................82. ¿Qué influencia tienen las centrales hidroeléctricas sobre el medio ambiente?.....................................83. ¿Cuándo se comenzó a aprovechar la energía hidroeléctrica?.................................................................84. ¿Cuándo se inició la construcción de centrales hidroeléctricas en España? ...........................................85. ¿Cómo ha evolucionado el sistema hidroeléctrico español? ....................................................................86. ¿Cuál es la situación actual de la producción hidroeléctrica en España? ...............................................87. ¿Cuáles son las características hidroeléctricas de las cuencas hidrográficas españolas? ........................88. ¿Cómo es la distribución por comunidades autónomas de las centrales hidroeléctricas españolas?....89. ¿Cuáles son las principales centrales hidroeléctricas españolas? .............................................................90. ¿Cuántas centrales de bombeo hay en España?........................................................................................91. ¿Cómo ha sido el desarrollo de las minicentrales hidráulicas en España?..............................................92. ¿Cuántos embalses hidroeléctricos hay en España?..................................................................................93. ¿Cuál es la distribución geográfica de los embalses españoles? ..............................................................94. ¿Cuáles son los embalses hidroeléctricos españoles de mayor capacidad? ............................................95. ¿Cuáles son los embalses hidroeléctricos españoles con mayor altura de sus presas?..........................96. ¿Cuál ha sido el régimen de explotación de los embalses hidroeléctricos españoles?..........................97. ¿Cuáles son las características de la pluviosidad en España?...................................................................98. ¿Cuál es la pluviosidad en las distintas cuencas hidrográficas españolas? .............................................99. ¿Cómo afectan al sistema eléctrico español los periodos de sequía?......................................................

100. ¿Cuál es el nivel de desarrollo del sistema hidroeléctrico español? ........................................................101. ¿Cómo ha sido el desarrollo hidroeléctrico de España en el contexto internacional?...........................102. ¿Cómo ha sido el desarrollo de las minicentrales en España en el contexto internacional? ................103. ¿Cuál es el marco administrativo del desarrollo hidroeléctrico en España?............................................104. ¿Qué es la Ley de Aguas? ...........................................................................................................................105. ¿En qué consiste el Plan Hidrológico Nacional y los Planes Hidrológicos de Cuenca? ........................106. ¿Cuáles son las perspectivas de la producción hidroeléctrica en España y en otros países?................

CAPITULO IV. Centrales térmicas de combustibles fósiles.107. ¿Qué es una central térmica convencional? ..............................................................................................108. ¿Cómo funciona una central térmica convencional?.................................................................................109. ¿Qué es una central de gas de ciclo combinado y cuál es su funcionamiento? ....................................110. ¿Qué importancia tienen las centrales térmicas en el parque eléctrico de España? ..............................111. ¿Qué importancia tienen las centrales térmicas en la producción eléctrica de España? .......................112. ¿Qué importancia tienen las centrales térmicas en los países de la Unión Europea?............................113. ¿Cuántas centrales térmicas existen en España?........................................................................................114. ¿Cuál es el papel del carbón en la producción española de electricidad? .............................................115. ¿Qué fue el Plan Acelerado de Centrales Térmicas de Carbón?..............................................................116. ¿Cuáles son las principales centrales de carbón en servicio en España?................................................117. ¿Cuánto carbón se consume en España para la producción de electricidad? ........................................118. ¿Cuánto carbón se importa en España para la producción de electricidad? ..........................................119. ¿Cuántas centrales de carbón son propiedad de las empresas asociadas en UNESA?...........................120. ¿Dónde se instalan las centrales térmicas de carbón? ..............................................................................121. ¿Cuál es el impacto de las centrales térmicas de carbón en el medio ambiente?..................................122. ¿Qué son las nuevas tecnologías «limpias» de combustión del carbón?..................................................123. ¿Qué es la combustión del carbón en lecho fluido? ................................................................................

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124. ¿Qué es la combustión del carbón en lecho fluido atmosférico? ............................................................125. ¿Qué es la combustión del carbón en lecho fluido a presión? ...............................................................126. ¿Qué es la gasificación del carbón? ...........................................................................................................127. ¿En qué consiste la tecnología de gasificación del carbón y ciclo combinado integrados? ..................128. ¿Cómo funciona una central de gasificación del carbón y ciclo combinado integrados?......................129. ¿Investigan las empresas eléctricas españolas en nuevas tecnologías de combustión del carbón? ......130. ¿Qué perspectivas presenta España para la producción de electricidad con carbón?...........................131. ¿Cómo se adecúan las nuevas tecnologías del carbón a las cuencas carboníferas españolas?.............132. ¿Qué son las centrales térmicas bicombustibles? ......................................................................................133. ¿Qué grupos térmicos convencionales se han convertido para poder quemar gas natural?.................134. ¿Cuál es la situación actual de la producción de electricidad con gas natural en España? ..................135. ¿Cuáles son las principales ventajas de una central de gas de ciclo combinado? .................................136. ¿Cuáles son las perspectivas de producción de electricidad con centrales de ciclo combinado? ........137. ¿Cómo afectan las centrales termoeléctricas de gas al medio ambiente?................................................138. ¿De dónde viene el gas natural que consume España actualmente? ......................................................139. ¿Cuál es la situación actual de la producción de energía eléctrica con derivados del petróleo? .........140. ¿Cuáles son las principales centrales españolas que consumen derivados del petróleo?......................141. ¿Cómo ha evolucionado en España el consumo de fuelóleo para la producción de electricidad?......142. ¿Cuáles son las perspectivas de producción de electricidad con derivados del petróleo en España? .143. ¿En qué medida inciden las centrales térmicas de fuelóleo sobre el medio ambiente? ........................144. ¿Qué es la cogeneración? ...........................................................................................................................145. ¿Cuántas instalaciones de cogeneración existen en España? ...................................................................146. ¿Cuáles son las perspectivas de la cogeneración en España?..................................................................147. ¿Cuál es la política energética de la UE respecto a la cogeneración? .....................................................148. ¿Qué son las células o pilas de combustible? ...........................................................................................149. ¿Cuáles son los diversos tipos de pilas de combustible? .........................................................................150. ¿Cuáles son los aspectos medioambientales de las pilas de combustible? .............................................151. ¿Cuáles son los principales países y empresas que están investigando las pilas de combustible?.......152. ¿Cuáles son las perspectivas de uso comercial de las pilas de combustible?.........................................

CAPITULO V. Centrales nucleares.153. ¿Qué es la energía nuclear? ........................................................................................................................154. ¿Qué es la fisión nuclear? ...........................................................................................................................155. ¿Qué es un reactor nuclear de fisión? .......................................................................................................156. ¿Qué tipos de reactores nucleares se utilizan en las centrales nucleares?..............................................157. ¿Qué es una central nuclear y cuál es su funcionamiento? .....................................................................158. ¿Cuál es la contribución de las centrales nucleares al sistema energético mundial? .............................159. ¿Cuántas centrales nucleares en servicio tiene España? ...........................................................................160. ¿Han aumentado su potencia las centrales nucleares españolas?............................................................161. ¿Cuál es la contribución de las centrales nucleares al sistema eléctrico español? .................................162. ¿Qué es el factor de carga de una central eléctrica? ................................................................................163. ¿Cuál es el factor de carga medio del parque electronuclear español? ..................................................164. ¿Qué nivel tecnológico tiene España en el ámbito nuclear?....................................................................165. ¿En qué consistió la moratoria nuclear en España? ..................................................................................166. ¿Qué consecuencias se derivarían del cierre prematuro de nuestras centrales nucleares? ...................167. ¿Son seguras las centrales nucleares?.........................................................................................................168. ¿Qué medidas se toman en el ámbito de la Seguridad Nuclear en una central nuclear? .....................169. ¿Cuántos accidentes nucleares ha habido en el mundo? .........................................................................

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170. ¿Podría producirse un accidente igual al de Chernobyl en las centrales nucleares españolas?............171. ¿Existe colaboración internacional para la prevención de accidentes nucleares? ..................................172. ¿Cuáles son los tipos de radiaciones ionizantes? ......................................................................................173. ¿A qué radiaciones ionizantes está expuesto el ser humano? .................................................................174. ¿Qué efectos producen en los seres vivos las radiaciones ionizantes? ...................................................175. ¿Cómo se miden las dosis de radiación? ...................................................................................................176. ¿Qué es la Protección Radiológica?............................................................................................................177. ¿Cuáles son los principios básicos de la Protección Radiológica?...........................................................178. ¿Qué dosis reciben normalmente las personas?........................................................................................179. ¿Cuál es la reglamentación española sobre Protección Radiológica? ......................................................180. ¿Cuáles son las medidas de Protección Radiológica que se tienen en una central nuclear y su entor-

no? ................................................................................................................................................................181. ¿Quién es responsable del control de la Seguridad Nuclear y Protección Radiológica en España?.....182. ¿Qué es el ciclo del combustible nuclear? ................................................................................................183. ¿Cómo cubre España sus necesidades de uranio? ....................................................................................184. ¿Se fabrican elementos combustibles en España? .....................................................................................185. ¿Qué son y de dónde proceden los residuos radiactivos? .......................................................................186. ¿Cómo se clasifican los residuos radiactivos?............................................................................................187. ¿Qué se entiende por Gestión de los residuos radiactivos?.....................................................................188. ¿Qué residuos radiactivos se generan en la producción de electricidad?...............................................189. ¿Qué se hace con los residuos producidos en una central nuclear?.......................................................190. ¿Cómo se almacenan los residuos de baja y media actividad en España? .............................................191. ¿En qué consiste el desmantelamiento de las centrales nucleares y qué residuos se producen?.........192. ¿Qué organismo es responsable en España de la gestión de residuos radiactivos? ..............................193. ¿Cómo afectan las centrales nucleares al medio ambiente? .....................................................................194. ¿Cuál es la reglamentación específicamente nuclear que se aplica en España?.....................................195. ¿Cuáles son los principales organismos internacionales que formulan recomendaciones sobre Segu-

ridad Nuclear y Protección Radiológica? ...................................................................................................196. ¿Qué es un Plan de Emergencia de una central nuclear? ........................................................................197. ¿Cómo se informa a la población sobre una emergencia nuclear? .........................................................198. ¿Qué son los reactores nucleares avanzados? ...........................................................................................199. ¿Qué es la fusión nuclear? ..........................................................................................................................200. ¿Cuáles son las perspectivas de la energía nuclear? .................................................................................

CAPITULO VI. Energías renovables para la producción de electricidad.

201. ¿Qué son las llamadas energías renovables? .............................................................................................202. ¿Por qué se les llama algunas veces «nuevas» energías renovables? .......................................................203. ¿Cuál es la contribución de las energías renovables en los países de la Unión Europea?....................204. ¿Cuál es la contribución de las energías renovables en España? ............................................................205. ¿Cuáles son los mecanismos de fomento de energías renovables en los países de la UE? ..................206. ¿Cuáles han sido en España los mecanismos de fomento de energías renovables para la generación

de electricidad?............................................................................................................................................207. ¿Cómo inciden las nuevas energías sobre el medio ambiente? ...............................................................208. ¿Qué es el Plan de Fomento de Energías Renovables de España?..........................................................209. ¿Cuál es la contribución de las centrales pequeñas hidroeléctricas al sistema eléctrico español?........210. ¿Qué es la energía solar? ............................................................................................................................

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211. ¿Cómo se utiliza la energía solar? ..............................................................................................................212. ¿Cuál es el desarrollo actual del aprovechamiento de la energía solar térmica?....................................213. ¿Qué es una central termosolar? ................................................................................................................214. ¿Cómo funciona una central solar de tipo torre central? .........................................................................215. ¿Cuál es el nivel de desarrollo de las centrales termosolares en España y en otras áreas geográficas?..216. ¿Cómo son hoy en día las instalaciones fotovoltaicas? ............................................................................217. ¿Cómo funciona una central eléctrica fotovoltaica? ..................................................................................218. ¿Cuál es el nivel de desarrollo de las instalaciones fotovoltaicas en España y en otras áreas geográ-

ficas? .............................................................................................................................................................219. ¿Qué es y cómo se aprovecha la energía eólica? .....................................................................................220. ¿Cómo funciona una central eólica? ..........................................................................................................221. ¿Cuál es el desarrollo de la energía eólica en la Unión Europea? ..........................................................222. ¿Cómo ha sido el desarrollo de la energía eólica en España? .................................................................223. ¿Cuáles son las perspectivas futuras de la energía eólica en España? ....................................................224. ¿Qué es la biomasa? ....................................................................................................................................225. ¿Cómo puede aprovecharse energéticamente la biomasa? ......................................................................226. ¿En qué se diferencia la biomasa del resto de las energías renovables? ................................................227. ¿Cómo se utiliza la biomasa para la producción eléctrica? ......................................................................228. ¿Cómo funciona una central eléctrica de biomasa? ..................................................................................229. ¿Cómo funciona una Central Incineradora de Residuos Sólidos Urbanos (RSU)? ..................................230. ¿Cuál es el nivel de desarrollo de la biomasa en España?.......................................................................231. ¿Cuál es el nivel actual de aprovechamiento de la biomasa a nivel mundial?.......................................232. ¿Qué es la energía geotérmica? ..................................................................................................................233. ¿Cómo se aprovecha la energía geotérmica para la producción de electricidad? ..................................234. ¿Cuál es la situación de la energía geotérmica en España? .....................................................................235. ¿Qué aprovechamientos de energía geotérmica existen en el mundo? ..................................................236. ¿Qué son las energías de los océanos?......................................................................................................237. ¿Qué es la energía maremotriz? .................................................................................................................238. ¿Qué es una central maremotriz? ...............................................................................................................239. ¿Qué posibilidades de desarrollo tiene la energía maremotriz?...............................................................240. ¿Qué es la energía de las olas? ..................................................................................................................241. ¿Cómo puede aprovecharse la energía del oleaje? ...................................................................................242. ¿Cuál es el nivel de desarrollo de la energía del oleaje en el mundo?...................................................243. ¿Cómo está en España el desarrollo de la energía del oleaje? ................................................................244. ¿Cómo puede aprovecharse la energía de las corrientes marinas?..........................................................245. ¿Qué posibilidades de desarrollo tiene la energía de las corrientes marinas?........................................

CAPITULO VII. Aspectos económicos y financieros.246. ¿Cuál es el valor de la infraestructura eléctrica propiedad de las empresas asociadas en UNESA? .....247. ¿Cuál es el nivel de facturación del sector eléctrico español? .................................................................248. ¿Cómo ha evolucionado la facturación de las empresas de UNESA por componentes y por niveles

de tensión?...................................................................................................................................................249. ¿Cuál ha sido la evolución económica de las actividades eléctricas de las sociedades de UNESA?.....250. ¿Cómo ha evolucionado la rentabilidad de los activos eléctricos propiedad de las empresas de UNE-

SA? ................................................................................................................................................................251. ¿Cómo han evolucionado las inversiones de las empresas de UNESA?..................................................252. ¿Cuáles son las previsiones de inversiones de las empresas de UNESA? ...............................................253. ¿Cuánto invierten las empresas de UNESA en el área medioambiental? ................................................

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254. ¿Cómo se financian las actividades de las empresas de UNESA? ............................................................255. ¿Cuál es la estructura de costes del servicio eléctrico?.............................................................................256. ¿Qué son los Costes de Transición a la Competencia?.............................................................................257. ¿Cuál es el precio medio de la electricidad en el sistema eléctrico español? ........................................258. ¿Cómo ha evolucionado el precio medio de la electricidad en España?................................................259. ¿Qué son las tarifas eléctricas integrales? ..................................................................................................260. ¿Cuáles son los principios básicos de una metodología de tarifas? ........................................................261. ¿Quién establece en España las tarifas eléctricas integrales? ...................................................................262. ¿Cómo han evolucionado los precios de las Tarifas Integrales en España? ...........................................263. ¿Cómo han evolucionado los precios medios de la electricidad por niveles de tensión?.....................264. ¿Qué son las tarifas de acceso a la red de transporte y distribución y quién las establece en España?265. ¿Qué recargos tiene la facturación de energía eléctrica?..........................................................................266. ¿Cuáles son los precios de la electricidad como clientes «cualificados»?.................................................267. ¿Cómo han evolucionado los precios medios de la electricidad en el Mercado Mayorista de producción?268. ¿Cómo son los precios de la electricidad en España comparados con los de los países de la Unión

Europea? ......................................................................................................................................................269. ¿Cuáles son las actividades de diversificación (no eléctricas) e internacionales de las empresas aso-

ciadas en UNESA? .......................................................................................................................................270. ¿Cuál es la situación de las acciones de las empresas eléctricas españolas en los mercados de valo-

res? ...............................................................................................................................................................271. ¿Quiénes son los accionistas de las empresas eléctricas españolas? .......................................................272. ¿Cuántas personas trabajan en el sector eléctrico español? .....................................................................

CAPITULO VIII. Aspectos regulatorios.273. ¿Por qué la industria eléctrica ha estado siempre regulada?....................................................................274. ¿Cómo ha evolucionado el marco regulatorio en España? ......................................................................275. ¿Qué era el Marco Legal Estable?...............................................................................................................276. ¿Qué es el Nuevo Sistema Eléctrico español? ...........................................................................................277. ¿En qué consistió el Protocolo eléctrico?...................................................................................................278. ¿Cuáles son los principios básicos del Nuevo Sistema Eléctrico? ............................................................279. ¿Cuáles son los referentes principales del Nuevo Sistema Eléctrico español? ........................................280. ¿Qué es el Mercado Interior de la Electricidad?........................................................................................281. ¿Qué es el Mercado Ibérico de la Electricidad? ........................................................................................282. ¿Cuáles son las características fundamentales del Nuevo Sistema Eléctrico español?............................283. ¿Existe actualmente libertad de construcción para las nuevas centrales eléctricas?...............................284. ¿Cómo funciona el nuevo Mercado Mayorista de Producción? ...............................................................285. ¿Qué es el Mercado Diario?........................................................................................................................286. ¿Cómo se tienen en cuenta las restricciones técnicas debidas a la red de transporte en el Mercado

de Producción? ............................................................................................................................................287. ¿En qué consiste el Mercado de Servicios Complementarios? .................................................................288. ¿Qué es el Mercado Intradiario?.................................................................................................................289. ¿Cómo se forma cada día el precio final de la electricidad en el Mercado de Producción?.................290. ¿Quiénes pueden ofertar energía en el Mercado de Producción? ...........................................................291. ¿Quiénes pueden realizar ofertas de compra en el Mercado de Producción?........................................292. ¿Qué son los contratos bilaterales físicos?.................................................................................................293. ¿Qué son los contratos financieros? ...........................................................................................................294. ¿Qué libertad tienen los consumidores para elegir su suministrador de electricidad?...........................295. ¿Quién podía ser cliente cualificado?.........................................................................................................

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296. ¿Qué es la libertad de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad? .......................297. ¿La actividad de comercialización de la electricidad está totalmente liberalizada? ................................298. ¿Existe libertad para comprar o vender electricidad a agentes de otros países de la Unión Europea?299. ¿Cuántos tipos de precios de la electricidad hay en el Nuevo Sistema Eléctrico? .................................300. ¿Cuáles son las opciones de compra de electricidad que tienen los consumidores? ............................301. ¿Cómo se forma el precio de la electricidad adquirida a Tarifa regulada? .............................................302. ¿Qué son los Costes Permanentes del sistema de precios de la electricidad?........................................303. ¿Qué son los Costes de Diversificación y Seguridad en el abastecimiento?...........................................304. ¿Cuáles son las razones que justifican los Costes de Transición a la Competencia (CTCs)?.................305. ¿Hay que pagar también impuestos por la compra de electricidad?.......................................................306. ¿Cuáles son los agentes principales que actúan en el Nuevo Sistema Eléctrico?...................................307. ¿Cómo funciona el Operador del Mercado (OMEL)?................................................................................308. ¿Cómo funciona el Operador del Sistema?................................................................................................309. ¿Continúa garantizada la seguridad del suministro de electricidad en el Nuevo Sistema Eléctrico? ....310. ¿Qué función tiene la Administración General del Estado en la regulación del Nuevo Sistema Eléc-

trico? .............................................................................................................................................................311. ¿Cuál es la función de la Comisión Nacional de Energía (CNE)? ............................................................312. ¿Qué función tienen las comunidades autónomas en el Nuevo Sistema Eléctrico?...............................313. ¿Cómo se están adaptando las empresas de UNESA a la implantación del Nuevo Sistema Eléctrico?

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CAPITULO I. Sector energético.Tabla I.1. Relación entre las principales unidades de energía.......................................................................Tabla I.2. Evolución del consumo mundial de energía primaria por regiones económicas .......................Tabla I.3. Consumo de energía primaria por regiones económicas per cápita en 1998 .............................Tabla I.4. Evolución del consumo mundial por tipos de energía primaria ..................................................Tabla I.5. Reservas probadas de carbón por regiones económicas. Año 1999 ............................................Tabla I.6. Reservas probadas de petróleo por regiones económicas. Año 2000..........................................Tabla I.7. Reservas probadas de gas natural por regiones económicas. Año 1999......................................Tabla I.8. Reservas de uranio en el mundo por países. Año 1999................................................................Tabla I.9. Evolución de la producción de concentrados de uranio ..............................................................Tabla I.10. Producción hidroeléctrica mundial por regiones económicas ......................................................Tabla I.11. Evolución del consumo de energía primaria en España (1973-2001) ..........................................Tabla I.12. Evolución de la producción de energía primaria en España (1983-2000) ...................................Tabla I.13. Evolución del grado de autoabastecimiento de energía primaria en España..............................Tabla I.14. Evolución del nivel de dependencia energética en los países de la Unión Europea .................Tabla I.15. Potencial Adicional (s/nivel 1998) de Recursos de Energías Renovables en España..................Tabla I.16. Previsión de consumo de energía primaria....................................................................................

CAPITULO II. Sector eléctrico. Aspectos generales.Tabla II.1. Número de centrales eléctricas por comunidades autónomas. Año 2000 ..................................Tabla II.2. Producción estimada de España por tipo de instalación .............................................................Tabla II.3. Potencia instalada en España .........................................................................................................Tabla II.4. Evolución de la potencia del parque eléctrico de España...........................................................Tabla II.5. Potencia eléctrica por comunidades autónomas...........................................................................Tabla II.6. Producción de energía eléctrica en España. Año 2001 ................................................................Tabla II.7. Evolución de la producción de electricidad en España...............................................................Tabla II.8. Distribución de la producción eléctrica media por comunidades autónomas. Año 1999 .........Tabla II.9. Evolución del consumo neto de electricidad en España .............................................................Tabla II.10. Evolución de la estructura del consumo eléctrico por niveles de tensión. Régimen Ordinario..Tabla II.11. Evolución del número de clientes por niveles de tensión. Régimen Ordinario.........................Tabla II.12. Evolución de la potencia contratada por niveles de tensión. Régimen Ordinario.....................Tabla II.13. Consumo de electricidad per cápita en la Unión Europea. Año 2000........................................Tabla II.14. Estructura del consumo eléctrico por comunidades autónomas en el sistema UNESA. Año 2001...Tabla II.15. Instalaciones de la red eléctrica de transporte y distribución en España por niveles de ten-

sión. Año 1998 ................................................................................................................................Tabla II.16. Evolución de la red eléctrica de transporte y distribución de alta tensión en España..............Tabla II.17. Evolución del sistema de transporte y transformación ................................................................Tabla II.18. Evolución de los intercambios internacionales de España ..........................................................

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Índice de tablas

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Tabla II.19. Evolución de los principales indicadores de la accidentabilidad laboral en el sector eléctrico español ............................................................................................................................................

Tabla II.20. Distribución por áreas técnicas del presupuesto del PIE. Año 1995 ..........................................

CAPITULO III. Centrales hidroeléctricas.Tabla III.1. Evolución de la potencia hidroeléctrica en España (1940-2001)................................................Tabla III.2. Evolución de la producción hidroeléctrica en España (1940-2001) ...........................................Tabla III.3. Cuencas hidrográficas en España. Características hidroeléctricas ..............................................Tabla III.4. Distribución por comunidades autónomas y provincias de las principales centrales hidroe-

léctricas. Año 1998 ........................................................................................................................Tabla III.5. Principales centrales hidroeléctricas españolas. Año 2000 .........................................................Tabla III.6. Evolución de la potencia instalada en minicentrales hidráulicas (1986-2000) ..........................Tabla III.7. Distribución de los embalses españoles por cuencas hidrográficas. Año 1998 ........................Tabla III.8. Principales embalses españoles. Año 2000 ..................................................................................Tabla III.9. Evolución del régimen de llenado de los embalses españoles ..................................................Tabla III.10. Evolución de la pluviosidad en España .......................................................................................Tabla III.11. Distribución de la pluviosidad por cuencas hidrográficas. Año 1995........................................Tabla III.12. Potencial hidroeléctrico español por cuencas hidrográficas.......................................................Tabla III.13. Evolución de la producción de hidroelectricidad por países .....................................................Tabla III.14. Afecciones del Plan Hidrológico Nacional a la producción hidroeléctrica ...............................Tabla III.15. Previsión de producción y potencia hidroeléctrica en la UE .....................................................Tabla III.16. Perspectivas de generación hidroeléctrica por regiones económicas (1995-2010) ...................

CAPITULO IV. Centrales térmicas de combustibles fósiles.Tabla IV.1. Evolución de la potencia térmica convencional en España (1940-2001)...................................Tabla IV.2. Evolución de la producción térmica convencional (1940-2001).................................................Tabla IV.3. Participación de la producción térmica convencional en la Unión Europea (1980-1995) .......Tabla IV.4. Principales centrales termoeléctricas de carbón en España........................................................Tabla IV.5. Evolución del consumo de carbones en las centrales termoeléctricas españolas (1970-2001).Tabla IV.6. Evolución del consumo de carbón importado en las centrales térmicas españolas (1981-2001)..Tabla IV.7. Centrales térmicas de UNESA convertidas para poder quemar gas natural (bicombustibles)...Tabla IV.8. Evolución del consumo de gas en centrales térmicas. Sistema UNESA.....................................Tabla IV.9. Origen del aprovisionamiento español de gas natural................................................................Tabla IV.10. Previsión de la demanda de gas natural para el mercado convencional ..................................Tabla IV.11. Relación de centrales que consumen fuelóleo en el sistema UNESA........................................Tabla IV.12. Evolución del consumo de fuelóleo en centrales térmicas del sistema UNESA .......................Tabla IV.13. Evolución de la potencia instalada en cogeneración ..................................................................Tabla IV.14. Empresas europeas con actividades en células de combustible ................................................

CAPITULO V. Centrales nucleares.Tabla V.1. Centrales nucleares en operación en el mundo. Año 2000 ...........................................................Tabla V.2. Centrales nucleares españolas en funcionamiento. Año 2000 .......................................................Tabla V.3. Incremento de potencia de las centrales nucleares españolas ......................................................Tabla V.4. Evolución de la producción nuclear en España (1967-2001) ........................................................Tabla V.5. Evolución del factor de carga por centrales (1990-2000)...............................................................Tabla V.6. Participación de la industria nacional en las centrales nucleares españolas ................................Tabla V.7. Reglamentación española sobre Protección Radiológica................................................................

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Tabla VI.1. Participación de las energías renovables en la generación de electricidad en la Unión Euro-pea en 1997 y previsiones para 2010 ..........................................................................................

Tabla VI.2. Consumo de energía primaria en España. Año 1998..................................................................Tabla VI.3. Producción eléctrica y térmica con energías renovables en España. Año 1998 .......................Tabla VI.4. Evolución de la producción del Régimen Especial (1989-2001) ................................................Tabla VI.5. Instalaciones en Régimen Especial. Años 2000 y 2001 ...............................................................Tabla VI.6. Primas a la producción eléctrica en Régimen Especial. Año 2002.............................................Tabla VI.7. Situación actual y objetivos del Plan de Fomento de las Energías Renovables para el año

2010 ................................................................................................................................................Tabla VI.8. Producción de las energías renovables en términos de energía primaria .................................Tabla VI.9. Objetivos de generación eléctrica del Plan de Fomento de Energías Renovables en España.Tabla VI.10. Objetivos del Plan de Minicentrales por comunidades autónomas (1999-2010).......................Tabla VI.11. Evolución de la energía eólica en la Unión Europea (1995-1999).............................................Tabla VI.12. Potencia eólica en la Unión Europea por países ........................................................................Tabla VI.13. Evolución de la potencia instalada en España (1991-2001)........................................................Tabla VI.14. Previsiones de potencia eólica por comunidades autónomas....................................................Tabla VI.15. Centrales maremotrices existentes. Año 2000..............................................................................Tabla VI.16. Potencial técnico de las mareas en Europa Occidental ..............................................................Tabla VI.17. Emplazamientos mundiales más importantes para el desarrollo de centrales maremotrices...

CAPITULO VII. Aspectos económicos y financieros.Tabla VII.1. Distribución del inmovilizado material en instalaciones técnicas. Año 2001...........................Tabla VII.2. Evolución de la facturación de las empresas de UNESA (1991-2001) ......................................Tabla VII.3. Valor de la facturación de electricidad por componentes .........................................................Tabla VII.4. Valor de la facturación de electricidad por niveles de tensión .................................................Tabla VII.5. Rentabilidad del activo propiedad de las sociedades de UNESA .............................................Tabla VII.6. Evolución de las inversiones materiales de las empresas asociadas en UNESA (1991-2001) .Tabla VII.7. Inversión prevista en el negocio eléctrico en España de las empresas asociadas en UNESA

(2002-2005)....................................................................................................................................Tabla VII.8. Composición de la deuda financiera de las actividades eléctricas nacionales.........................Tabla VII.9. Costes incluidos en la tarifa eléctrica de 2002-2001...................................................................Tabla VII.10. Evolución de los incrementos medios de la tarifa eléctrica y del IPC (1973-2001) ................Tabla VII.11. Evolución del precio medio de la electricidad y del IPC..........................................................Tabla VII.12. Disposiciones Oficiales sobre tarifas eléctricas desde la implantación del Marco Legal Esta-

ble .................................................................................................................................................Tabla VII.13. Evolución de la tarifa integral según tipo de suministro...........................................................Tabla VII.14. Precio medio por niveles de tensión ..........................................................................................Tabla VII.15. Mercado Mayorista de la electricidad. Precios medios mensuales. Año 2001 .........................

CAPITULO VIII. Aspectos regulatorios.Tabla VIII.1. Niveles de consumo y calendario para apertura del mercado eléctrico ...................................

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CAPITULO I. Sector energético.Gráfico I.1. Consumo mundial de energía primaria .......................................................................................Gráfico I.2. Reservas mundiales de carbón.....................................................................................................Gráfico I.3. Reservas mundiales de crudo. Año 2000.....................................................................................Gráfico I.4. Distribución porcentual de las reservas de petróleo ..................................................................Gráfico I.5. Evolución ratio reservas petróleo/producción ............................................................................Gráfico I.6. Distribución porcentual de las reservas de gas natural..............................................................Gráfico I.7. Evolución ratio reservas gas/producción.....................................................................................Gráfico I.8. El gas natural en la Unión Europea: potenciales suministradoras al mercado europeo..........Gráfico I.9. Evolución del consumo de energía primaria ..............................................................................Gráfico I.10. Producción nacional de energía primaria....................................................................................

CAPITULO II. Sector eléctrico. Aspectos generales. Gráfico II.1. Evolución de la potencia eléctrica instalada. Total España ......................................................Gráfico II.2. Evolución de la producción de energía eléctrica. Total España...............................................Gráfico II.3. Evolución del PIB y del consumo eléctrico...............................................................................Gráfico II.4. Evolución del consumo neto de energía eléctrica. Total España.............................................Gráfico II.5. Estructura del consumo eléctrico por sectores económicos en 2000.......................................Gráfico II.6. Estructura del consumo por comunidades autónomas. Total UNESA. Año 2000 ...................Gráfico II.7. Evolución de la longitud de las líneas de transporte y distribución. Total España ................Gráfico II.8. Evolución de la red de transporte peninsular y la potencia instalada.....................................Gráfico II.9. Capacidad de las conexiones internacionales............................................................................Gráfico II.10. Evolución de los intercambios internacionales..........................................................................Gráfico II.11. Evolución del margen de reservas..............................................................................................Gráfico II.12. Evolución del TIEPI (Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada) ...........Gráfico II.13. Ventajas de ciclos combinados....................................................................................................Gráfico II.14. Evolución de la estructura de generación..................................................................................Gráfico II.15. Evolución histórica del número de accidentes totales y eléctricos con baja en el sector eléc

trico ...............................................................................................................................................Gráfico II.16. Evolución del índice de frecuencia de accidentes laborales en sectores eléctricos de países

de la UE ........................................................................................................................................Gráfico II.17. Sedes centrales de los organismos internacionales relacionados con el sector eléctrico espa-

ñol .................................................................................................................................................

CAPITULO III. Centrales hidroeléctricas.Gráfico III.1. Esquema de funcionamiento de una central hidroeléctrica (Pie de presa)..............................Gráfico III.2. Esquema de funcionamiento de una central de bombeo..........................................................Gráfico III.3. Evolución de la potencia hidroeléctrica instalada. Total España ..............................................

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Índice de gráficos

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Gráfico III.4. Evolución de la producción hidroeléctrica. Total España .........................................................Gráfico III.5. Energía embalsada en el último día de mes. Años 2000 y 2001...............................................Gráfico III.6. Potencial hidroeléctrico distribuido por cuencas .......................................................................

CAPITULO IV. Centrales térmicas de combustibles fósiles.Gráfico IV.1. Esquema de una central térmica convencional de carbón ......................................................Gráfico IV.2. Esquema de funcionamiento de una central de gas de ciclo combinado..............................Gráfico IV.3. Esquema de flujos de una central de ciclo combinado............................................................Gráfico IV.4. Evolución de la potencia térmica convencional instalada. Total España ...............................Gráfico IV.5. Evolución de la producción térmica convencional ..................................................................Gráfico IV.6. Diagrama general de la planta de Escatrón ..............................................................................Gráfico IV.7. Esquema de una central de gasificación de carbón y ciclo combinado.................................Gráfico IV.8. Importaciones de gas natural de terceros países en España ...................................................Gráfico IV.9. Evolución de la cogeneración en España .................................................................................Gráfico IV.10. Futuro de la cogeneración en España.......................................................................................Gráfico IV.11. Generación eléctrica con pilas de combustible ........................................................................Gráfico IV.12. Esquema simplificado de un sistema de células de combustible con alimentación de meta-

nol o hidrógeno directamente ...................................................................................................

CAPITULO V. Centrales nucleares.Gráfico V.1. Tipos de reactores nucleares para centrales eléctricas..............................................................Gráfico V.2. Esquema de funcionamiento de una central nuclear ................................................................Gráfico V.3. Porcentaje de países con centrales nucleares según tipo de reactor .......................................Gráfico V.4. Localización de las centrales nucleares en España....................................................................Gráfico V.5. Evolución de la producción nuclear de energía eléctrica y de la producción total en España....Gráfico V.6. Estructura de la producción de electricidad. Año 2001 ............................................................Gráfico V.7. Evolución del factor de carga medio de las centrales nucleares en España ...........................Gráfico V.8. Seguridad de las centrales nucleares. Concepto: «Defensa en profundidad» ...........................Gráfico V.9. Escala internacional de sucesos nucleares .................................................................................Gráfico V.10. Poder penetrante de los tipos de radiaciones............................................................................Gráfico V.11. Formas de contaminación interna. Vías de transferencia y eliminación..................................Gráfico V.12. Dosis equivalente efectiva, por persona y año, recibida por la población. ............................Gráfico V.13. Licenciamiento y control de las instalaciones nucleares y radiactivas .....................................Gráfico V.14. Producción de concentrados de uranio en España ...................................................................Gráfico V.15. Producción acumulada de elementos de combustibles en España..........................................Gráfico V.16. Opciones de gestión del combustible gastado ..........................................................................Gráfico V.17. Sistema de barreras múltiples para aislamiento de residuos radiactivos de baja y media acti-

vidad .............................................................................................................................................Gráfico V.18. Contribución de la energía nuclear al abastecimiento eléctrico de la Unión Europea...........


Gráfico VI.1. Contribución de las energías renovables en España en 1998 .................................................Gráfico VI.2. Participación de las CC.AA. al balance de energías renovables en España. 1998 .................Gráfico VI.3. Contribución de las energías renovables en España en el año 2010 .....................................Gráfico VI.4. Interacción de la radiación solar con la atmósfera ..................................................................

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Gráfico VI.5. Filtraje de la radiación solar en W/m2 y en porcentaje ...........................................................Gráfico VI.6. Mapa de líneas isoenergéticas solares.......................................................................................Gráfico VI.7. Esquema de funcionamiento de energía solar para agua caliente y calefacción...................Gráfico VI.8. Esquema de una central solar de colectores distribuidos........................................................Gráfico VI.9. Funcionamiento de una central termosolar tipo torre .............................................................Gráfico VI.10. Esquema de funcionamiento de una central fotovoltaica........................................................Gráfico VI.11. Esquema de funcionamiento de una central eólica .................................................................Gráfico VI.12. Potencia eólica instalada en 2000 por CC.AA...........................................................................Gráfico VI.13. Previsión de la potencia instalada en España ..........................................................................Gráfico VI.14. Potencia eólica instalada en los países de la Unión Europea .................................................Gráfico VI.15. Elaboración de la biomasa por fotosíntesis ..............................................................................Gráfico VI.16. Diferentes vías de utilización de la biomasa ............................................................................Gráfico VI.17. Esquema de funcionamiento de una central eléctrica de biomasa.........................................Gráfico VI.18. Esquema de funcionamiento de una Central de Residuos Sólidos Urbanos (RSU)...............Gráfico VI.19. Esquema de aprovechamiento geotérmico ...............................................................................Gráfico VI.20. Esquema de sistema de generación por gradiente de temperatura ........................................Gráfico VI.21. Esquema del emplazamiento de una central maremotriz........................................................Gráfico VI.22. Esquema del sistema de Columna Oscilante para aprovechamiento del oleaje ....................Gráfico VI.23. Turbina de flujo axial para aprovechamiento de corrientes marinas .....................................

CAPITULO VII. Aspectos económicos y financieros.Gráfico VII.1. Rentabilidad sobre activos de las actividades eléctricas ...........................................................Gráfico VII.2. Composición de la deuda por divisas........................................................................................Gráfico VII.3. Evolución del precio medio anual de la electricidad y del IPC desde 1996 ..........................Gráfico VII.4. Principios básicos de una metodología de tarifas.....................................................................Gráfico VII.5. Precios de la electricidad para usos domésticos con tarifa nocturna......................................Gráfico VII.6. Precios de electricidad para empresas de pequeña, mediana y gran dimensión...................Gráfico VII.7. Precios de electricidad para empresas de elevado consumo y precios de referencia para

grandes clientes industriales.......................................................................................................Gráfico VII.8. Evolución del precio de la acción de empresas eléctricas españolas .....................................Gráfico VII.9. Evolución del precio de la acción de empresas eléctricas españolas y su comparación con

Utilities Europeas.........................................................................................................................

CAPITULO VIII. Aspectos regulatorios.Gráfico VIII.1. Normativa del Nuevo Sistema Eléctrico....................................................................................Gráfico VIII.2. Sistemas eléctricos interconectados...........................................................................................Gráfico VIII.3. Interconexión Portugal-España. Previsión de desarrollo.........................................................Gráfico VIII.4. Esquema general del Mercado de Electricidad ........................................................................Gráfico VIII.5. Secuencia diaria del Mercado de Producción ..........................................................................Gráfico VIII.6. Mercado diario: Curvas de Oferta y Demanda ........................................................................Gráfico VIII.7. El precio de la electricidad........................................................................................................Gráfico VIII.8. Esquema de transacciones en el Mercado de Electricidad......................................................

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La Electricidad en Espana 313 Preguntas y Respuestas

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