Nelum

1.1 — NECESIDAD DE de cada objetivo –en los balances anuales de los Pla

1.1 NECESIDAD DE de cada objetivo –en los balances anuales de los Pla- nes– permite una correcta monitorización de cada ELABORACIÓN DEL PLAN sector y subsector, evaluando la necesidad de im- plantar actuaciones adicionales. El consumo acelerado de unos recursos energé- Finalizado el período de vigencia del PER 2005-2010 ticos finitos, el impacto ambiental asociado a la y atendiendo al mandato establecido en la legisla- producción y uso de las energías tradicionales, la ción vigente procede, por lo tanto, la elaboración distribución de las reservas de energía, y los pre- de un nuevo Plan, con el diseño de nuevos esce- cios de las materias primas energéticas, confieren narios y la incorporación de objetivos acordes con a las fuentes renovables de energía una importan- la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo cia creciente en la política energética de la mayo- y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al ría de los países desarrollados. La utilización de la fomento del uso de fuentes renovables, la cual energía procedente de recursos renovables consti- establece objetivos mínimos vinculantes para el tuye una parte muy importante en la estrategia de conjunto de la Unión Europea y para cada uno de las políticas energética y medioambiental. Las cada los Estados miembros, y la necesidad de que cada vez mayores evidencias de la injerencia humana Estado miembro elabore y notifique a la Comisión en el sistema climático, en gran medida debido al Europea (CE), a más tardar el 30 de junio de 2010, consumo de combustibles fósiles. un Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) para el periodo 2011-2020, con vistas al Para la Unión Europea, que tiene una fuerte depen- cumplimiento de los objetivos vinculantes que fija la dencia energética, es sumamente importante aumen- Directiva. Dicho PANER, tal y como prevé la Direc- tar progresivamente el grado de autoabastecimiento tiva, debía ajustarse al modelo de planes de acción energético y solo será posible con la implantación nacionales adoptado por la Comisión Europea a tra- progresiva de energías de futuro, sostenibles e inago- vés de la Decisión de la Comisión, de 30 de junio de tables, como las energías renovables. Para España, 2009. El Estado Español, a través de la Secretaría con una dependencia energética exterior aún mayor, de Estado de la Energía, presentó dicho plan dentro resulta todavía más apremiante y estratégico avanzar de los plazos establecidos por la Directiva. con paso firme en este campo, mediante la transición y transformación del modelo energético hacia un nue- La Directiva establece como objetivos generales, vo “mix”, en el que el papel de las energías renovables conseguir una cuota mínima del 20% de energía sólo puede ser creciente a medio y largo plazo. procedente de fuentes renovables en el consumo fi- nal bruto de energía de la Unión Europea, el mismo Por otra parte, la lucha contra el cambio climático es objetivo establecido para España, y una cuota mínima una prioridad política en materia de medio ambiente, del 10% de energía procedente de fuentes renovables tanto para la Unión Europea como para España. En en el consumo de energía en el sector del transporte este contexto, el uso de las energías renovables cons- en cada Estado miembro para el año 2020. tituye una parte fundamental del paquete de propues- tas necesarias para reducir las emisiones de gases de El PANER respondió a los requerimientos y metodolo- efecto invernadero y para cumplir con el Protocolo de gía de la Directiva de energías renovables y se ajustó Kioto y otros compromisos internacionales. al modelo de planes de acción nacionales de energías renovables adoptado por la Comisión Europea. Con objeto de promover y facilitar el uso de los recursos renovables, desde mediados de los años El PER 2011-2020, que ha elaborado la Secretaría de ochenta, la Administración española ha publicado Estado de Energía del Ministerio de Industria, Turis- como herramienta principal sucesivos planes de mo y Comercio, a través del IDAE, que se constituye energías renovables. Estos planes incluyen unos en Oficina del Plan y responsable de su seguimien- objetivos cuyo propósito es proporcionar seguridad a to, incluye los elementos esenciales del PANER así los inversores y promover el desarrollo de las tecno- como análisis adicionales no contemplados en el logías asociadas a estos recursos. La fijación de ob- mismo y un detallado análisis sectorial que contiene, jetivos concretos en cada sector renovable exige un entre otros aspectos, las perspectivas de evolución análisis específico de las barreras que se detectan tecnológica y la evolución esperada de costes. en cada grupo y subgrupo, de manera que los Planes Además, tras la elaboración del PANER, y en el mar- de Energías Renovables contemplen propuestas es- co de una evolución muy negativa de la economía pecíficas para afrontarlas. Un posterior seguimiento mundial y española, tuvieron lugar los trabajos de 2 Introducción la Subcomisión de análisis de la estrategia energé- requisitos de los artículos 13, 14 y 16 y de los tica española para los próximos 25 años, constituida artículos 17 a 21 de la Directiva 2009/28/CE. en el seno de la Comisión de Industria, Turismo y • Evolución del balance de gases de efecto inverna- Comercio del Congreso de la Diputados, que el 21 dero de los biocarburantes producidos en España. de diciembre de 2010 aprobó un documento con el • Situación actual y potencial de generación de apoyo de la mayoría de los grupos parlamentarios, biogás en España. en el que se recomendaba que la participación de las • Potencial y herramienta informática para valora- energías renovables fuera del 20,8% en el año 2020. ción de recursos de biomasa: – Evaluación del potencial energético de la bio- Y ése es el objetivo global que se recoge en este masa agrícola. plan, que da respuesta, a su vez, al artículo 78 de – Evaluación del potencial energético de la bio- la Ley 2/2011, de Economía Sostenible, que fija los masa forestal. mismos objetivos de la Directiva 2009/28/CE como • Evaluación del potencial de la energía de las olas los objetivos nacionales mínimos de energías re- en España. novables en 2020, estableciendo además que el • Estudio del recurso y elaboración del atlas eólico Gobierno aprobará planes de energías renovables de España. que hagan posible el cumplimiento de los objeti- • Evaluación del potencial de energía geotérmica vos fijados y que permitan la posibilidad efectiva de en España. desarrollo de las energías renovables en todas las • Situación actual y potencial de valorización ener- Comunidades Autónomas. gética directa de residuos en España. La Directiva 2009/28/CE es parte del denominado • Evaluación del potencial en España de la energía Paquete Europeo de Energía y Cambio Climático, solar térmica y fotovoltaica derivados del cumpli- que establece las bases para que la UE logre sus miento de las secciones HE4 y HE5 del CTE para objetivos para 2020: un 20% de mejora de la efi- la elaboración del PER 2011-2020. ciencia energética, una contribución de las energías • Evaluación del potencial en España de climati- renovables del 20% y una reducción de las emisio- zación con energía solar térmica en edificios del nes de gases de efecto invernadero (GEI) del 20%. sector residencial y sector servicios para la ela- Sin embargo, teniendo en cuenta las conclusiones boración del PER 2011-2020. adoptadas por los Jefes de Estado y de Gobierno de • Evaluación del potencial de aplicación de la ener- la Unión Europea, podría materializarse un aumen- gía solar térmica al sector industrial para la ela- to en el objetivo de reducción de GEI hasta alcanzar boración del PER 2011-2020. el 30% en 2020. En ese caso habrá que modificar • Evaluación del potencial en España del área so- los objetivos nacionales de reducción de estos ga- lar termoeléctrica para la elaboración del PER ses y las políticas para conseguirlos, lo que podría 2011-2020. suponer la revisión de los objetivos del PER. Para la redacción del plan se han realizado quince estudios generales y sectoriales en los que se han 1.2 PROCESO analizado en profundidad los diversos aspectos téc- nicos, económicos, sociales y medioambientales PARTICIPATIVO que han sido fundamentales a la hora de la elabo- ración de los distintos capítulos de este plan. Los Uno de los aspectos fundamentales a la hora de estudios realizados han sido: la elaboración del plan ha sido la apertura de un proceso participativo en el que se ha abierto el plan • Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de tanto a los sectores directamente implicados en él, costes por tecnologías de energías renovables a como al resto de la sociedad. 2020-2030, incluido análisis de estructura actual de costes. En síntesis, el proceso llevado a cabo se resume de • Estudio sobre el empleo asociado al impulso de la siguiente manera: las energías renovables en España 2010. • Marzo 2009: reunión de lanzamiento PANER/ PER • Estudio del impacto económico de las Energías 2011- 2020 con agentes económicos y sociales Renovables en el Sistema Productivo Nacional. • Junio 2010: finalización del PANER y puesta a • Asistencia técnica para la redacción de las pro- información pública y envío a la CE. Objetivo 2020: puestas específicas del PANER para cumplir los 22,7% del consumo de energía final con EERR 3 PER 2011-2020 • Noviembre- diciembre 2010: reuniones sectoria- la integración de esta componente en las políticas les con agentes económicos y sociales y actividades sectoriales. Y ello para garantizar que • Diciembre 2010: Presentación del borrador del las repercusiones previsibles sobre el medio am- PER a las Comunidades Autónomas en la Comi- biente de las futuras actuaciones inversoras sean sión Consultiva de Ahorro y Eficiencia energética tenidas en cuenta durante la preparación del plan en del IDAE. un proceso continuo, desde la fase preliminar, antes • Marzo 2011: reuniones con la Administración Ge- de las consultas, a la última fase de propuesta de neral del Estado dicho plan. Este proceso representa un instrumento • Julio 2011: se pone el PER 2011- 2020 a informa- de integración del medio ambiente en las políticas ción pública hasta finales de septiembre sectoriales para garantizar un desarrollo sostenible • Septiembre- octubre 2011: reuniones con agentes más duradero, justo y saludable que permita afron- económicos y sociales tar los grandes retos de la sostenibilidad como son el uso racional de los recursos naturales, la preven- Como una etapa fundamental en la elaboración del ción y reducción de la contaminación, la innovación PANER, y con el objetivo de obtener el mayor consen- tecnológica y la cohesión social. so social, se realizó un proceso de consulta pública anterior a su remisión a la Comisión Europea. Nume- De acuerdo con la citada Ley 9/2006, en su artículo rosas administraciones, empresas y agentes sociales, 18, el proceso de evaluación ambiental estraté- así como la sociedad en su conjunto, realizaron un gica comienza con la preparación, por parte del gran esfuerzo de análisis del borrador del documento, órgano de la Administración promotor del plan, concretándose en una abundante cantidad de obser- de un documento mediante el cual se informa a vaciones y comentarios, los cuales sirvieron de ines- las autoridades ambientales sobre el inicio de un timable ayuda para la elaboración de su versión final. proceso de planificación que deberá ser someti- do al procedimiento de evaluación de sus efectos El 17 de junio del 2009 se constituye en el Congreso ambientales y de participación pública. En este de los Diputados la Subcomisión de política energé- sentido, el 20 de abril de 2010 se dio entrada en tica para los próximos 25 años, en la cual estaban la Subdirección General de Evaluación Ambiental representados todos los grupos parlamentarios de –el Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y la Cámara. El resultado final de esta Subcomisión, Marino– el Documento para la iniciación del proce- que fue publicado el 17 de noviembre del 2010 en dimiento de Evaluación Ambiental Estratégica del el “Informe de la Subcomisión de análisis de la es- Plan de Energías Renovables 2011-2020, sometido trategia energética española para los próximos 25 al procedimiento previsto. Mediante este documen- años”, ha sido fundamental a la hora de establecer to se presentaban los objetivos y alcance de la pla- los parámetros del Plan de Energías Renovables. nificación de energías renovables para el periodo 2011 a 2020, así como un análisis de su desarrollo

1.3 — EVALUACIÓN previsible, los potenciales efectos ambientales, y

1.3 EVALUACIÓN previsible, los potenciales efectos ambientales, y aquellos de índole territorial y sectorial. AMBIENTAL ESTRATÉGICA Como resultado del examen de este Documento de Iniciación, y tras la consulta a las Administraciones La Ley 9/2006, de 28 de abril, sobre evaluación de Públicas afectadas y al público interesado, el Mi- los efectos de determinados planes y programas en nisterio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino el medio ambiente, establece la necesidad de llevar –como órgano ambiental–, a través de la Dirección a cabo una Evaluación Ambiental Estratégica, enten- General de Calidad y Evaluación Ambiental, emitió dida como un instrumento de prevención que permita mediante resolución del 30 de noviembre de 2010, el la integración de los aspectos ambientales en la toma Documento de Referencia formulando los criterios de decisiones de los planes y programas públicos. ambientales estratégicos y el contenido y alcance del Informe de Sostenibilidad Ambiental a realizar La evaluación ambiental tiene como fin orientar por el órgano promotor –el Ministerio de Industria, desde el principio la elaboración del plan hacia los Turismo y Comercio–, y el modo, amplitud y plazos objetivos ambientales, integrando éstos con los de en los que se efectuará la consulta pública. la planificación, para hacerla más sostenible. Se fundamenta en el principio de cautela y en la nece- Atendiendo al principio de fomento de la transpa- sidad de protección del medio ambiente a través de rencia y participación ciudadana, al tiempo que se 4 Introducción publicó la versión preliminar del Plan de Energías otras áreas de especial interés para la conser- Renovables 2011-2020, de fecha 26 de julio de 2011, vación- y que, en su caso, requerirán un estudio igualmente se acompañaba el Informe de Sostenibi- de mayor detalle cuando se desarrollen planes lidad Ambiental del mismo, de fecha 30 de junio de a nivel autonómico y local. 2011, dando inicio a la fase de consultas asociada, 4. Objetivos de protección ambiental. Presentación en los términos que establece la mencionada Ley de la normativa vinculante y de relevancia en el 9/2006. Ambos fueros expuestos a información pú- marco de la planificación de las energías renova- blica mediante Anuncio de la Secretaría de Estado bles –en los ámbitos internacional, comunitario de Energía en el B.O.E. de fecha 27 de julio de 2011. y nacional- que se ha tenido presente para la elaboración del ISA y para las consideraciones Finalizado el período de Consulta Pública, se ha ela- derivadas de la evaluación de los efectos ambien- borado, de acuerdo con los artículos 12 y 22 de la tales de las áreas tecnológicas recogidas en el Ley 9/2006, una Memoria Ambiental que valora la PER 2011-2020. integración de los aspectos ambientales en la pro- 5. Aspectos ambientales relevantes para la planifi- puesta de Plan, analizando igualmente el proceso cación. Identificación de los aspectos ambienta- de evaluación ambiental estratégica, evaluando el les considerados relevantes para la planificación resultado de las consultas realizadas y su toma en de las energías renovables con un horizonte a consideración, y analizando la previsión de impactos 2020. Se consideran los efectos del PER 2011- significativos de la aplicación del Plan. Esta Memoria 2020 sobre la calidad del aire, sobre la calidad del Ambiental contiene las determinaciones finales que medio acuático y marino, sobre el suelo, sobre se incorporan al Plan de Energías Renovables 2011- los elementos ambientales considerados en el 2020, siendo preceptiva y de obligada consideración capítulo anterior, así como sobre otros aspectos previo a la aprobación definitiva del presente Plan de ambientales significativos de necesaria conside- Energías Renovables 2011-2020. ración en el desarrollo de cada sector renovable, El Informe de Sostenibilidad Ambiental del PER estos son, la Red Natura 2000, el cambio climá- 2011-2020 presenta la siguiente estructura y tico y la existencia de áreas sobresaturadas de capítulos: tecnologías renovables. 6. Planteamiento y análisis de las alternativas del 1. Introducción. Dedicado a contextualizar el ISA, PER 2011-2020. Selección de la alternativa final y incorporando y desarrollando los anteceden- efectos significativos en el Medio Ambiente. Argu- tes, el marco normativo, un breve resumen de mentación y justificación de la alternativa de “mix los sectores energéticos implicados en el PER energético” que contempla el PER 2011-2020, se 2011-2020, los principios de sostenibilidad y un realiza una comparativa entre ésta y la denomi- resumen de la situación actual de la política nada “alternativa cero” (entendida como aquella energética en España. sin desarrollo de energías renovables a partir de 2. Plan de Energías Renovables 2011-2020. Se 2011), y se identifican y evalúan en lo posible los realiza una síntesis de los antecedentes al PER efectos ambientales previsibles generados por los y de los objetivos que establece. Igualmente se distintos sectores energéticos renovables deri- enumeran los planes y programas que han sido vados del PER 2011-2020 durante las acciones analizados en relación con su compatibilidad con de desarrollo de cada tecnología: obtención del la planificación en el horizonte 2020, así como las recurso, construcción y desmantelamiento de las decisiones que adopta, en particular, la relacio- instalaciones y aprovechamiento y explotación del nada con el necesario esquema de evaluación recurso. Finalmente, incluye un apartado de con- ambiental estratégica en cascada, dado que las clusiones con particular atención al balance de competencias para establecer una zonificación emisiones de CO2 y a la generación de empleo. del territorio para los distintos tipos de energías 7. Propuestas previstas para prevenir, reducir y eli- renovables reside en muchos casos en las Co- minar, probables efectos negativos sobre el Medio munidades Autónomas. Ambiente. Este capítulo recoge, en primer lugar, 3. Diagnóstico Ambiental del ámbito territorial los criterios ambientales estratégicos, tanto en de aplicación del PER 2011-2020. Este capítu- relación a su distribución sostenible sobre el terri- lo describe aquellos elementos ambientales y torio, como en relación con el consumo de recur- áreas en el territorio a tener en cuenta durante sos, producción de residuos, emisiones y vertidos. el desarrollo del PER 2011-2020 –con particular Adicionalmente, se presentan las diferentes atención a los espacios naturales protegidos y 5 PER 2011-2020 actuaciones propuestas, a escala general, en fun- y futura, garantizando una salvaguarda de ción de los impactos posibles sobre los medios fí- capacidad de conexión de las instalaciones sico, biótico y socioeconómico, correspondiendo a de generación de energía con criterios de los sucesivos niveles de programación y ejecución sostenibilidad. (planes autonómicos y proyectos particulares) la II. En aquellos espacios que pertenezcan a Red particularización de medidas preventivas, correc- Natura 2000, que tengan carácter de espa- toras y compensatorias aplicables. cios naturales protegidos o que sean áreas 8. Seguimiento ambiental del Plan. Propuesta del protegidas por instrumentos internaciona- sistema de seguimiento ambiental estratégico en les según la definición de al Ley 42/2007, cascada para el PER 2011-2020, planes autonómi- de 13 de diciembre, del Patrimonio Natural cos derivados y proyectos de ejecución, incluyendo y Biodiversidad, se restringirá, la ubicación las tablas de objetivos ambientales e indicadores de infraestructuras relacionadas con el PER, –tanto generales como específicos a cada sector y en su caso, se garantizará una adecuada renovable- asociados a la evaluación periódica evaluación de los potenciales impactos. Se de los efectos ambientales durante el período de tendrán en cuenta complementariamente aplicación. Se incluye información adicional en el las normas que hayan podido establecer las Capítulo 13 del presente PER 2011-2020, dedicado Comunidades Autónomas al respecto. a su seguimiento y control. III. Conforme al mandato establecido en el artí- 9. Resumen no técnico. El último capítulo realiza culo 20 de la Ley 42/2007, no se fomentarán una síntesis del Informe y de los objetivos que sectores/áreas que causen fragmentación en persigue el Plan de Energías Renovables. corredores biológicos, particularmente en Anexos. Por último, el ISA incluye información áreas de montaña, cursos fluviales, humeda- adicional sobre la relación del PER 2011-2020 les, bosques, medio marino y otros elementos con otros planes y programas, un resumen de las lineales y continuos. consultas recibidas por distintos organismos y IV. Minimizar la afección sobre paisajes natura- agentes, el compendio de cartografía incluida en les y culturales con altos valores socioam- el ISA, y la evaluación del potencial de las fuentes bientales y poco antropizados. de energía renovables en España consideradas en V. En el caso de las energías del mar, excluir zo- el PER 2011-2020. nas donde predominen praderas de Posidonia oceánica y otras fanerógamas marinas, así El Informe de Sostenibilidad Ambiental se ha ela- como zonas identificadas como de alto valor borado de forma simultánea al presente PER 2011- para la biodiversidad, por ejemplo: rutas de 2020, por lo que las cuestiones derivadas de factores migración y zonas de reproducción o alimen- ambientales, que pudieran mejorar las acciones in- tación de aves marinas, áreas de interés para cluidas en el Plan, se han ido incorporando en el do- cetáceos o tortugas marinas. cumento final. Según se ha mencionado, el capítulo VI. Considerar las zonas de exclusión definidas 7 del ISA plantea los criterios ambientales estraté- en virtud del Estudio Estratégico Ambiental gicos, como recomendaciones a implementar en las del Litoral para la Instalación de Parques Eó- evaluaciones ambientales tanto de la administración licos Marinos. central como de las administraciones autonómicas. VII. Minimizar sectores y áreas en zonas con Estos criterios están incorporados igualmente en elevadas pendientes, con riesgo de erosión la Memoria Ambiental, y debido a su relevancia, se actual o potencial. recogen íntegramente a continuación: VIII. Excluir actividades contaminantes del suelo a) Criterios ambientales estratégicos en relación y aguas subterráneas en zonas vulnerables y a su distribución sostenible sobre el territorio próximas a zonas sensibles para tecnologías que conlleven el uso de fertilizantes. I. La búsqueda de un sistema energético equi- IX. Priorizar las zonas donde existan infraestruc- librado territorialmente que acerque los cen- turas eléctricas cercanas y aptas para la eva- tros productores a los puntos de consumo, cuación de energía generada, considerando de forma que se minimicen globalmente los las vías de acceso, la orografía y la existencia efectos ambientales. Se asegurará, siempre de elementos ambientales sensibles a las lí- que sea posible, la existencia de vías para neas eléctricas (aves, quiróptedos, paisaje, la evacuación, transporte y alimentación núcleos urbanos, etc.). de las demandas de electricidad existente 6 Introducción X. Restringir ubicaciones que afecten al patri- derivadas del aprovisionamiento o produc- monio cultural. ción, como a los efectos en términos de ba- XI. Restringir ubicaciones que afecten a la pesca, lance de CO2 del cambio de usos del terreno al turismo rural y a la agricultura tradicional. (Directiva 2009/28/CE del Parlamento Euro- XII. Restringir posibles afecciones del sector eó- peo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, rela- lico sobre las Zonas de Especial Protección tiva al fomento del uso de energía procedente para las Aves (ZEPA) así como sobre aquellas de fuentes renovables). zonas consideradas corredores migratorios XVII. Fomentar sectores/áreas que conlleven aho- para las aves. Evitar la existencia de áreas rro o reducción efectivos del consumo de sue- sobresaturadas de tecnologías renovables, lo y agua. teniendo presente con carácter previo el nivel XVIII. Minimizar la generación de vertidos, emisio- de desarrollo en el territorio (posible satura- nes, ruido y residuos, y reducir su peligrosi- ción y acumulación de impactos por efectos dad. Incentivar el reciclaje, la reutilización o sinérgicos y por impactos acumulativos debi- el tratamiento con métodos no perjudiciales dos a infraestructuras asociadas con caminos para el medio ambiente. de acceso, zanjas o sistemas de evacuación), XIX. Promover las sinergias industriales, opera- la planificación de la infraestructura de eva- cionales y de localización geográfica tenden- cuación de energía eléctrica y la evaluación tes al ahorro energético. previa de los flujos de aves. XX. Incentivar sectores que impliquen mayor ge- XIII. Evitar la ubicación de centrales hidroeléctri- neración de nuevos empleos relacionados con cas en ríos con estado ecológico muy bueno o el desarrollo sostenible y el respeto al medio bueno, en los tramos con fauna y flora asocia- natural.” da a ambientes fluviales incluida en los ane- xos II, V y VI de la Ley 42/2007, en el Catálogo Español de Especies Amenazadas y en los Catálogos Autonómicos. Se fomentará pre-

1.4 — ESTRUCTURA DEL

1.4 ESTRUCTURA DEL ferentemente la instalación de centrales hi- droeléctricas en infraestructuras hidráulicas DOCUMENTO ya existentes. En cualquier caso se atenderá El plan se estructura en doce capítulos y varios a lo dispuesto en la Directiva Marco del Agua, anexos. El listado de los capítulos y su contenido en el Real Decreto Legislativo 1/2001, por el fundamental se reproduce a continuación: que se aprueba el texto refundido de la Ley de Aguas, y sus posteriores modificaciones, 1. Introducción. así como a lo dispuesto en la planificación 2. La política energética en España. En el que se analiza la estrategia de la política hidrológica correspondiente. energética española, así como los resultados XIV. Fomentar preferentemente la ubicación de que esta política ha obtenido a lo largo de los los cultivos para la producción de biocarbu- últimos años plasmados en el balance del PER rantes y biomasa en áreas agrícolas que no 2005-2010. tengan valores ambientales relevantes. 3. Escenarios en el horizonte del año 2020. XV. Fomentar ubicaciones en emplazamientos Capítulo dedicado al estudio de los distintos es- urbanos, favoreciendo las sinergias industria- cenarios, tanto energéticos como económicos, les, operacionales y de localización geográfi- con el fin de fijar un escenario que sirva como ca tendentes al ahorro energético.” base para el establecimiento de los objetivos b) Criterios ambientales estratégicos en relación del plan. con el consumo de recursos, producción de resi- 4. Análisis por tecnologías. duos, emisiones y vertidos Estudio exhaustivo de todas las tecnologías im- plicadas en el plan, incluyendo un estudio del XVI. Minimizar las emisiones de gases de efec- estado actual de cada una y sus perspectivas de to invernadero, considerando en lo posible evolución, del potencial total, fijación de objeti- el ciclo de vida de las tecnologías. Al tiem- vos, análisis de las barreras para alcanzar los po, internalizar costes relativos tanto a las objetivos propuestos y actuaciones necesarias emisiones de gases de efecto invernadero para vencer dichas barreras. 7 PER 2011-2020 5. Objetivos del plan hasta el año 2020. comercial, etc., aspectos estos que son anali- Análisis justificativo de la asignación de objeti- zados detalladamente en este capítulo. vos, tanto entre generación de energía y eléctri- 12. Utilización de los mecanismos de cooperación. ca térmica, como la distribución de los objetivos Recoge los mecanismos de cooperación esta- entre las distintas tecnologías renovables. blecidos en la Directiva 2009/28/CE. 6. Propuestas para la consecución de los objetivos. 13. Seguimiento y control. En este capítulo se realiza un compendio de to- Este capítulo fija los mecanismos de control das las actuaciones propuestas en el capítulo para el correcto seguimiento del plan. 4, realizando una clasificación de las mismas según su tipología. 7. Infraestructuras energéticas. Para alcanzar los objetivos del plan es estricta- mente necesario un análisis de las necesidades de desarrollo de las infraestructuras energéti- cas, tales como redes eléctricas, gaseoductos, oleoductos…, que permitan la incorporación de la energía producida con fuentes de energía re- novable al sistema energético nacional. En este apartado se estudian los desarrollos necesa- rios para incorporar al sistema la producción de energía renovable establecida en este plan. 8. Marcos de apoyo a las energías renovables. Dentro del plan es de vital importancia definir los marcos de apoyo con los que se va a contar a la hora de incentivar la implantación de las energías renovables. En este capítulo se esta- blecen los distintos marcos de apoyo propues- tos, tanto económicos como normativos. 9. Balance económico del plan. Evaluación de los costes y beneficios económi- cos que la consecución de los objetivos esta- blecidos en el plan van a suponer a la Sociedad Española. 10. I+D+i. Uno de los pilares fundamentales para la con- secución de la integración de las energías re- novables, es la consecución de unos costes acordes con los de las energías convenciona- les y esto pasa por un importante esfuerzo en investigación y desarrollo. En este capítulo se analizan las herramientas de apoyo a la inves- tigación y desarrollo existentes, y de las nece- sidades de los distintos sectores implicados en la consecución de los objetivos establecidos. 11. Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables. El Plan de Energías Renovables no va a suponer tan solo un beneficio desde el punto de vista energético, muy al contrario el alcanzar los objetivos energéticos va a suponer una serie de benéficos asociados, tales como aportación directa al PIB, generación de empleo, balanza 8 2 La política energética en España PER 2011-2020

2.1 — EJES DE LA POLÍTICA irreversible, sino del efecto de la acumulación

2.1 EJES DE LA POLÍTICA irreversible, sino del efecto de la acumulación de patrones de crecimiento económico muy in- ENERGÉTICA ESPAÑOLA tensivos en el consumo de energía. Para corregir esta tendencia, durante los últimos años, se han EN EL MARCO DE LA realizado importantes esfuerzos en materia de ahorro y eficiencia energética, que han permi- UNIÓN EUROPEA. tido iniciar el camino hacia la convergencia con los valores medios europeos en intensidad ener- EVOLUCIÓN DE LA gética, camino que es necesario recorrer en los POLÍTICA ENERGÉTICA próximos años. • Elevada dependencia energética. La escasa pre- ESPAÑOLA EN EL FUTURO sencia de yacimientos de energía primaria fósil ha supuesto históricamente una elevada tasa de dependencia energética en España. Esta mayor

2.1.1 — La política energética dependencia introduce fuentes de riesgo adi

2.1.1 La política energética dependencia introduce fuentes de riesgo adi- cionales sobre los procesos productivos, como europea y española los relacionados con la garantía del suministro energético o con la volatilidad de los precios de La evolución de los precios del petróleo y la dis- los mercados internacionales. tribución geográfica de las reservas de energía • Elevadas emisiones de gases de efecto inver- han condicionado las opciones energéticas de los nadero, explicadas fundamentalmente por el países desarrollados desde hace más de tres déca- fuerte crecimiento de la generación eléctrica y das. De manera más reciente, las preocupaciones de la demanda de transporte durante las últimas ambientales, el intenso proceso de crecimiento de décadas. los países emergentes, con el consiguiente efecto Para dar respuesta a estos retos, la política energé- inflacionario sobre las fuentes de energía primaria tica en España se ha desarrollado alrededor de tres y la liberalización del sector de la energía en Euro- ejes: el incremento de la seguridad de suministro, pa, han venido caracterizando el nuevo marco de la mejora de la competitividad de nuestra economía referencia para la instrumentación de la política y la garantía de un desarrollo sostenible económica, energética. social y medioambientalmente. La Unión Europea ha remarcado la necesidad de un avance coordinado en la liberalización de los mer- 2.1.2 Estrategias para cados, la garantía del suministro, el desarrollo de las infraestructuras de interconexión y la reducción afrontar los retos planteados de emisiones contaminantes. El camino emprendido por España, y por la mayo- La política energética en España ha avanzado a lo ría de países desarrollados, para afrontar los retos largo de estos ejes comunes de manera armoniza- señalados, se basa en el desarrollo de estrategias da con los países europeos y al mismo tiempo se ha que de manera simultánea permitan el avance a singularizado para dar respuesta a los principales lo largo de los tres ejes señalados: en el caso de retos que han caracterizado tradicionalmente el España, de manera prioritaria la política energética sector energético español, que de manera resumi- se ha dirigido hacia la liberalización y el fomento de da pueden sintetizarse en los siguientes: la transparencia en los mercados, el desarrollo de las infraestructuras energéticas y la promoción de • Un consumo energético por unidad de producto las energías renovables y del ahorro y la eficiencia interior bruto más elevado. Para producir una energética. misma unidad de producto interior bruto, Es- paña consume más energía que la media de los La liberalización y la transparencia de los merca- países europeos, incluso en comparación con dos, mediante el establecimiento de los mecanis- aquellos dotados con una estructura industrial y mos que garanticen que los usuarios adoptan sus productiva y de un grado de desarrollo económi- decisiones con la mayor información disponible, co similar. Esta situación responde a factores de es un paso hacia la eficiencia en la adopción de las diversa índole, pero no se trata de una situación decisiones por los agentes. 10 La política energética en España Por su parte, el desarrollo de las infraestructuras Finalmente, el desarrollo de las energías renova- energéticas refuerza la seguridad y diversifica las bles constituye una apuesta prioritaria de la polí- fuentes del suministro energético. En los últimos tica energética española. Las energías renovables años se han dado importantes pasos mediante la tienen múltiples efectos positivos sobre el conjunto mejora de los índices de cobertura, la moderni- de la sociedad: entre otros, la sostenibilidad de sus zación de las redes, el desarrollo de las plantas fuentes, la reducción en las emisiones contaminan- de regasificación de GNL, de los almacenamien- tes, el cambio tecnológico, la posibilidad de avanzar tos subterráneos de gas natural y de los almace- hacia formas de energía más distribuidas, la reduc- namientos de reservas estratégicas de productos ción de la dependencia energética y del déficit de la petrolíferos. balanza comercial, el aumento del nivel de empleo y el desarrollo rural. Deben destacarse de manera singular las inter- conexiones internacionales. Su desarrollo está Lógicamente, estas ventajas implican la asunción previsto durante los próximos años, en el sector de un mayor esfuerzo económico, que tiende a re- eléctrico incrementando las interconexiones con mitir en el tiempo gracias al desplazamiento de las Francia y Portugal, y en el sector gasista a través tecnologías a lo largo de sus curvas de aprendizaje. de Francia y con la entrada en funcionamiento del Por otro lado, las tecnologías renovables presentan gasoducto de Medgaz. Sin embargo, es imprescin- en algunos casos cuestiones relevantes en cuanto dible una mayor interconexión, especialmente eléc- a su predictibilidad y gestionabilidad. No obstante, trica, para incrementar la participación renovable estas últimas dificultades son superables gracias en el mix de generación de una manera sostenible a los avances en la gestión del sistema, a la uti- técnica y económicamente. Las interconexiones lización de técnicas de almacenamiento como el permiten una gestión más eficiente del equilibrio bombeo, o al desarrollo de instalaciones renovables entre la producción y el consumo, contribuyendo a con capacidad de almacenamiento. la integración de la generación renovable en horas En general, los análisis realizados para el sistema valle, y reforzando, al mismo tiempo, la seguridad español indican que los beneficios de las energías de suministro en las horas punta. renovables son elevados y estables mientras que Las dos nuevas conexiones eléctricas planificadas los mayores costes son limitados y tienden a remi- con Francia —una de las cuales tiene prevista su tir con el tiempo. Por tanto, los beneficios futuros entrada en funcionamiento en 2014 y la otra aún en su conjunto exceden ampliamente a los costes requiere una definición más precisa del proyecto presentes y justifican el marco regulatorio de apoyo y de su horizonte temporal— no son suficientes a las energías renovables. para alcanzar el objetivo de disponer en 2020 de Respecto al marco regulatorio para la generación una capacidad en las interconexiones del 10% de eléctrica con energías renovables, en el caso es- la potencia instalada, que se traduciría en unos pañol, se vertebra a través de un mecanismo co-

10.000 — MW

10.000 MW. nocido como feed-in tariff, cuyo funcionamiento se La promoción del ahorro y la eficiencia energética basa en garantizar el cobro de una remuneración constituye un instrumento decisivo, ya que su valor por tecnología superior al precio del mercado neto es positivo para la sociedad desde su mismo mayorista. La financiación de este sobrecoste se origen, al implicar simplemente consumir menos produce a través de la propia tarifa eléctrica. No se energía para producir lo mismo, gracias a las me- trata de un sistema clásico de subvención directa joras en los patrones de consumo o en los méto- a los productores, sino que el coste se reparte dos productivos. Por este motivo, se han adoptado entre los productores con energías convencionales políticas decididas de promoción del ahorro y la y los consumidores, ya que como resultado de la eficiencia que están mostrando resultados signifi- priorización de la entrada en el sistema de la elec- cativos, a través de la aprobación de los Planes de tricidad de origen renovable, el precio resultante Acción 2005-2007 y 2008-2012, y posteriormente, en el mercado de producción de energía eléctrica del Plan de Activación 2008-2011, que refuerza los se reduce. Sólo en la parte no cubierta por este anteriores. Estos esfuerzos se han traducido en un efecto, están los consumidores financiando a los descenso de la intensidad energética final superior productores renovables. al 10% durante los últimos cinco años, con reduc- Como ha reconocido la Comisión Europea, los ciones en todos los ejercicios. resultados del modelo español constituyen un 11 PER 2011-2020 ejemplo de éxito en el diseño de las políticas de pretendido, sino que ha permitido el desarrollo de promoción de las renovables. El principal resultado una industria que se ha posicionado como líder en es el volumen alcanzado por las energías renova- muchos segmentos de la cadena de valor a nivel bles eléctricas, que han consolidado una posición internacional. estructural de primer orden. Durante 2010, las En 2020, el grado de éxito del nuevo Plan deberá tecnologías renovables supusieron alrededor del medirse en atención a otros parámetros. Las estra- 32,3% de la generación eléctrica total. Asimismo, tegias a desarrollar deben representar un impulso las energías renovables representaron un 13,2% de a la investigación, desarrollo e innovación de las la energía final bruta consumida en España. tecnologías renovables, profundizar en la implan- Superada esta primera fase, de lanzamiento, es tación de las tecnologías más maduras e incorporar necesario instrumentar una segunda fase, de con- a nivel experimental otras nuevas menos desarro- solidación y desarrollo de las energías renovables. lladas. Pero, principalmente, el éxito de la política Esta nueva fase presenta elementos distintos, tanto de fomento de las energías renovables durante los en la estructura como en la conducta de los agen- próximos años, deberá medirse por la consecu- tes. Las energías renovables ya no son un elemento ción de los objetivos de desarrollo establecidos, y minoritario en el sistema, sino un elemento básico en particular por alcanzar los mismos de manera del mismo, y a esta circunstancia deben adaptarse compatible con la sostenibilidad técnica, económica tanto las políticas de apoyo como la conducta de y ambiental del sistema energético en su conjunto, los agentes. fomentando la competencia entre las tecnologías y su competitividad con las fuentes tradicionales, La Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sos- objetivo que en última instancia constituye la mejor tenible ha incorporado algunos de los elementos garantía para que una tecnología permanezca de de los marcos de apoyo a las energías renovables manera estable e indefinida en la matriz energé- que deben estar presentes para garantizar la sos- tica. Para el seguimiento de todo ello, se definirán tenibilidad de su crecimiento futuro. Brevemente, indicadores específicos. éstos son: • Estabilidad, mediante la garantía de un retorno adecuado de las inversiones que incentive un

2.1.3 — Competencias y

2.1.3 Competencias y volumen de instalación compatible con los ob- estructuras del Estado jetivos establecidos en los planes de energías renovables. La configuración competencial derivada de la • Flexibilidad, que permita considerar las curvas de Constitución española, ha provocado que nos aprendizaje de las distintas tecnologías hasta al- encontremos ante una pluralidad de Administra- canzar el punto de competitividad con el coste del ciones competentes para la regulación de estos consumo de la energía, con el fin de fomentar los procedimientos. cambios tecnológicos que mejoren la estabilidad Así, a nivel industrial, la Administración Estatal re- de la aportación de energía al sistema eléctrico sulta competente, en virtud del artículo 149.1.13º por las energías renovables. y 25º de la Constitución española, para dictar la • Progresiva internalización de los costes que asu- normativa básica en materia de energía. Si bien, me el sistema energético para garantizar la sufi- el ejercicio de esta competencia no permite a la ciencia y estabilidad en el suministro. Administración General del Estado regular los • Priorización en la incorporación de aquellas insta- procedimientos de autorización de las instalacio- laciones que incorporen innovaciones tecnológi- nes cuando la competencia para la concesión de cas, que optimicen la eficiencia de la producción, la misma dependa de las Comunidades Autóno- el transporte y la distribución, que aporten una mas. De ahí, que en la Ley 54/1997, del Sector mayor gestionabilidad a los sistemas energéticos Eléctrico se indique al regular las autorizaciones y que reduzcan las emisiones de gases de efecto y procedimiento para la autorización de las insta- invernadero. laciones de generación de energía eléctrica que En cierta manera, se puede afirmar que el Plan dichas disposiciones no tienen carácter de dispo- de Energías Renovables 2005-2010 ha constitui- siciones básicas. do un éxito indudable, pues no sólo ha transfor- Por su parte, en los Estatutos de Autonomía las Co- mado el modelo energético español en el sentido munidades Autónomas han asumido la competencia 12 La política energética en España sobre las instalaciones de producción, distribución ido configurando un marco de apoyo sostenido a y transporte de energía, así como la competencia la implantación de estas fuentes de energía, que para el desarrollo legislativo y de ejecución en ma- ha dado confianza a los inversores y ha permiti- teria de régimen energético. do a las empresas promotoras y a los fabricantes de equipos disponer de la financiación necesaria A nivel urbanístico, el artículo 148.1.3º de la Cons- para realizar fuertes inversiones y colocar a las titución española establece que la competencia en energías renovables españolas en puestos de ca- materia de “ordenación del territorio, urbanismo y beza en el concierto mundial. La Ley 54/1997, del vivienda” puede ser asumida por las Comunidades Sector Eléctrico, estableció la liberalización del Autónomas. Pues bien, en los Estatutos de Auto- sector de la electricidad en España y fijó como nomías de todas las Comunidades Autónomas se objetivo para 2010 alcanzar un 12% del consumo otorga en exclusiva esta competencia a las Comu- de energía primaria a partir de fuentes renovables. nidades Autónomas. La ley preveía, a tal fin, la elaboración de un Plan Por lo tanto, la regulación en esta materia se reali- de Fomento de las Energías Renovables, que fue zará por las respectivas Comunidades Autónomas. aprobado en diciembre de 1999. El Plan analiza- ba la situación y el potencial de estas energías En último lugar y a nivel medioambiental, debemos y fijaba objetivos concretos para las diferentes indicar que de conformidad con lo dispuesto en el tecnologías. artículo 149.1.23º de la Constitución española, co- rresponde al Estado dictar la normativa básica en En 2005, cuando se estaba alejando la posibilidad materia de protección de medio ambiente. de cumplir ese objetivo, el Gobierno aprobó un nuevo Plan de Energías Renovables (PER) 2005- Además, los Estatutos de Autonomías de todas las 2010 y un Plan de Acción para la mejora de la efi- Comunidades Autónomas han otorgado de forma ciencia energética, con la intención de aumentar concreta a éstas la competencia de desarrollo la velocidad de crucero de implantación de estas legislativo y ejecución en esta materia. De ahí que fuentes y moderar el aumento de la demanda de nos encontremos con normativa autonómica re- energía. El PER 2005-2010 mantuvo el objetivo gulando bien los procedimientos de concesión de del 12% de energías renovables en el consumo las autorizaciones que la normativa estatal exige de energía primaria para 2010 e incorporó dos para la implantación de estas autorizaciones, o nuevos objetivos para ese año: un 5,83% de bio- bien nuevos requisitos o supuestos en los que carburantes en el consumo de gasolina y gasóleo se exige la obtención de estas autorizaciones, o en el transporte y una contribución mínima de las bien la exigencia de nuevas autorizaciones (como fuentes renovables al consumo bruto de electri- sucede, entre otras, en la Comunidad Valenciana cidad del 29,4%. y Cataluña, donde se regula la figura de la “li- cencia ambiental” y la “comunicación ambiental” Durante la última década, pero especialmente des- que no tienen correspondencia en la normativa de 2005, la aportación de las energías renovables básica estatal). no ha dejado de crecer en España, arropadas por un marco regulatorio que ha aportado estabilidad a su desarrollo.

2.2 — EVOLUCIÓN DEL Una de las claves para entender el éxito de Espa

2.2 EVOLUCIÓN DEL Una de las claves para entender el éxito de Espa- MARCO NORMATIVO ña en el ámbito de las energías renovables radica en el sistema de apoyo elegido. Todos los países DE LAS ENERGÍAS entienden que las energías renovables son lim- pias, principalmente autóctonas y prácticamente RENOVABLES EN ESPAÑA inagotables, lo que las libra en gran medida de los vaivenes de precios que caracterizan a los com- Poco después de producirse la segunda crisis in- bustibles fósiles, y que pueden suponer auténticos ternacional del petróleo, la promulgación de la quebraderos de cabeza para países tan dependien- Ley 82/1980, sobre conservación de energía, re- tes de recursos externos como España, donde esa presentó el punto de partida para el desarrollo de dependencia ronda el 80%. las energías renovables en nuestro país. Desde A juzgar por los resultados obtenidos, puede de- entonces, un abundante desarrollo normativo ha cirse que la elección del modelo adecuado de 13 PER 2011-2020 retribución económica a la energía producida es, La Directiva forma parte del denominado Paquete probablemente, la clave del éxito de las renova- Europeo de Energía y Cambio Climático, que inclu- bles para generación eléctrica. España ha elegido ye como objetivos para el año 2020 el aumento de el apoyo al precio de venta de la electricidad re- la contribución de las energías renovables hasta novable, bien mediante el cobro de una tarifa fija alcanzar un 20%, de una reducción de las emisio- (diferente para cada tecnología), bien mediante nes de gases de efecto inverandero del 20% con la percepción de una prima que se añade al pre- respecto a los niveles de 1990, y de una mejora cio de mercado, para las instalaciones que opten del 20% de la eficiencia energética hasta el año por esta forma de venta. El esquema se enmarca 2020. Es el llamado paquete 20-20-20, que integra dentro de los comúnmente denominados feed- in diferentes medidas para reducir la dependencia tariff y es básicamente el mismo sistema de países energética exterior de la Unión Europea y luchar como Alemania o Dinamarca que, junto con Espa- contra el cambio climático. Por todo ello, los ex- ña, dibujan los escenarios de éxito de las energías pertos consideran la Directiva de extraordinario renovables. Las primas están justificadas por las valor para que las renovables sigan creciendo y ventajas estratégicas y ambientales de las reno- ganando cuota de mercado. vables y pretenden garantizar una rentabilidad Sin embargo, teniendo en cuenta las conclusiones razonable de las inversiones mientras las curvas adoptadas por los Jefes de Estado y de Gobierno de de aprendizaje y las economías de escala van colo- la Unión Europea, podría materializarse un aumen- cando a las diferentes tecnologías en condiciones to en el objetivo de reducción de GEI hasta alcanzar óptimas para pelear codo con codo con las fuentes el 30% en 2020. En ese caso habrá que modificar convencionales. los objetivos nacionales de reducción de estos ga- Otra medida que ha tomado el Gobierno de España ses y las políticas para conseguirlos, lo que podría para la introducción de energías renovables que suponer la revisión de los objetivos del PER. puede resultar trascendente es la obligación del uso de los biocarburantes en el transporte. Esta medida, recogida en la modificación de la Ley de Hidrocarburos en el año 2007 y desarrollada pos- teriormente en el año 2008, establece la obliga- ción para todos los operadores y distribuidores de productos petrolíferos de acreditar en cómputo anual la incorporación de biocarburantes en un porcentaje mínimo de sus ventas. La obligación de uso ha permitido incrementar significativamente la contribución de los biocarburantes al consumo en el transporte durante los últimos años, que se elevará al 6,5% en 2012. En junio de 2009 entró en vigor la Directiva 2009/28/CE relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables. Esta Directiva establece objetivos nacionales vinculantes, que para España coinciden con los del conjunto de la Unión Europea (un 20% de consumo final bruto de energías renovables para 2020 y un 10% en trans- porte) e insiste en la integración de las renovables en otros sectores como la edificación y el urbanis- mo. Además, se hace un reconocimiento expreso de las externalidades positivas de estas fuentes (energías limpias y autóctonas) y se garantiza la utilización, y el control, de los sistemas de apoyo por parte de los Estados Miembros, a fin de alcan- zar los objetivos establecidos. 14 La política energética en España

2.3 — BALANCE DEL PER 2.3.1 Energía renovable

2.3 BALANCE DEL PER 2.3.1 Energía renovable 2005-2010 respecto a energía primaria Contabilizando la evolución de todas las áreas re- El ya finalizado Plan de Energías Renovables en Es- novables, la contribución de estas fuentes al ba- paña (PER) 2005-2010 tenía por objetivo mantener lance nacional de energía primaria en 2010 resultó el compromiso de cubrir con fuentes renovables ser del 11,3%. La suma de todas las contribuciones al menos el 12% del consumo total de energía en renovables en 2010 ascendió a 14.892 ktep –casi 15 2010. Asimismo, el PER 2005-2010 incorporó otros millones de tep– sobre una demanda primaria total dos objetivos indicativos establecidos en sendas de 131.728 ktep. directivas comunitarias para el año 2010: La contribución de energías renovables en 2010 en • 29,4% mínimo de generación eléctrica con re- términos de energía primaria fue cubierta en cer- novables sobre el consumo nacional bruto de ca de dos terceras partes por energías renovables electricidad. destinadas a la generación eléctrica, alrededor de • 5,75% mínimo (5,83% en el desarrollo normativo un 26% mediante la utilización de recursos renova- posterior) de biocarburantes en relación con el bles para usos térmicos finales y cerca de un 10% consumo de gasolina y gasóleo en el transporte. por el consumo de biocarburantes en el transporte. A continuación, podremos observar el grado de La tabla siguiente muestra la evolución seguida por cumplimiento de estos objetivos a lo largo del pe- el consumo de las diferentes fuentes renovables y por riodo 2005-2010 y compararlo con la situación en el consumo de energía en España, medidos en tér- el año base utilizado para la elaboración de este minos de energía primaria, desde 2004 hasta 2010. PER, el año 2004. Tabla 2.3.1. Porcentaje de energías renovables sobre producción en términos de energía primaria (ktep) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Generación de electricidad Hidráulica 2.725 1.597 2.200 2.342 2.004 2.266 3.630 Biomasa 561 564 574 567 682 838 1.006 RSU 244 124 166 203 256 249 183 Eólica 1.383 1.821 2.004 2.370 2.795 3.276 3.759 Solar fotovoltaica 2 4 10 43 219 511 540 Biogás(1) 231 156 151 153 144 156 186 Solar termoeléctrica 0 0 0 3 6 40 271 Total áreas eléctricas 5.146 4.266 5.105 5.681 6.106 7.336 9.574 Usos térmicos Biomasa 3.428 3.441 3.513 3.548 3.583 3.551 3.655 Biogás 28 27 62 62 26 29 34 15 PER 2011-2020 (Continuación) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Geotermia 8 4 4 4 4 4 4 Solar térmica de baja 53 61 73 93 129 156 183 temperatura Total áreas térmicas(1) 3.517 3.533 3.652 3.707 3.742 3.740 3.876 Biocarburantes (Transporte) Total biocarburantes(2) 228 137 171 385 619 1.074 1.442 Total energías 8.891 7.936 8.928 9.774 10.468 12.151 14.892 renovables(1) Consumo de energía 141.985 145.535 144.132 147.043 142.338 130.505 131.728 primaria (ktep) Energías Renovables/ 6,3 5,5 6,2 6,6 7,4 9,3 11,3 Energía Primaria (%) *Datos provisionales. Fuente: IDAE/MITyC En el siguiente gráfico se puede ver la estructura por fuentes del consumo de energía primaria en el año 2010: Figura 2.3.1. Consumo de energía primaria 2010 12,14% Hidráulica 2,74% 23,38% Eólica 2,83% 11,3% Biomasa 3,51% Biogás 0,17% RSU 0,14% 6,24% Biocarburantes 1,09% Geotérmica 0,00% Solar 0,75% 47,02% Nuclear EERR Carbón Petróleo Gas natural Fuente: IDAE 16 La política energética en España Como se podía observar en la tabla anterior, en 2004 las energías renovables cubrían el 6,3% del

2.3.2 — Objetivo de generación

2.3.2 Objetivo de generación consumo de energía primaria, por lo que durante de electricidad con renovables el periodo de vigencia del PER 2005-2010, este por- centaje se ha visto incrementado en cinco puntos, La generación de electricidad con fuentes de ener- hasta alcanzar el 11,3% señalado más arriba. gía renovables ha experimentado un fuerte creci- miento durante la vigencia del PER 2005-2010, en Si bien esta contribución ha sido ligeramente infe- especial en las áreas eólica, solar fotovoltaica y rior al objetivo del PER del 12%, para llevar a cabo más recientemente en solar termoeléctrica, área un adecuado balance y valoración del desarrollo esta última que se encuentra en pleno crecimiento. experimentado por las energías renovables durante la vigencia del recientemente finalizado Plan de En la tabla siguiente figura la generación de elec- Energías Renovables, conviene tener en cuenta la tricidad por fuentes en el periodo 2005-2010, con evolución sectorial registrada por las diferentes desglose para cada una de las energías renovables energías renova bles, así como ciertos aspectos según los datos reales de producción, así como el metodológicos que se mencionan a continuación. porcentaje que representa la generación de electri- cidad de origen renovable sobre el consumo bruto Durante estos años, ha habido un bajo crecimiento de electricidad, calculado este porcentaje de dos de la biomasa, tanto para usos térmicos como eléc- formas distintas: a partir de los datos reales de tricos, sin embargo se ha registrado un crecimiento producción, y a partir de valores medios norma- del área fotovoltaica muy superior al previsto. Pero, lizados para la generación hidroeléctrica y eólica. la metodología internacionalmente usada para el De acuerdo con los datos reales de producción, la cálculo de la energía primaria, penaliza las áreas de aportación de electricidad de origen renovable al generación directa de electricidad (hidráulica, eóli- consumo bruto de electricidad en 2010, un año muy ca y fotovoltaica), cuyos procesos de transformación húmedo, fue de un 33,3%, frente al 17,9% de apor- a electricidad se considera tienen rendimientos del tación que hubo en el año 2004 100%, frente a las que incluyen procesos térmicos (entre ellas, la biomasa), que al tener rendimientos Cabe destacar la variabilidad de este porcentaje en muy inferiores, requieren cantidades muy supe- función, principalmente, del recurso hidroeléctri- riores de energía primaria para producir la misma co. Es por ello que también se haya calculado este electricidad. porcentaje considerando valores de producción me- dios para energía hidroeléctrica y eólica, utilizando Para ilustrar esa penalización consideremos el si- la metodología de normalización que establece la guiente ejemplo: si la generación de electricidad Directiva 2009/28, en la que la generación hidráu- que ha habido en 2010 en España con energía so- lica para el año de estudio se calcula consideran- lar fotovoltaica se hubiera producido en centrales do valores medios de los últimos quince años de de biomasa, su energía primaria asociada habría producción, excluyendo la producción procedente sido cerca de cinco veces mayor, y la contribución de agua previamente bombeada aguas arriba, y la de las energías renovables al consumo de energía generación eólica se calcula a partir de los últimos primaria habría resultado más de 1,5 puntos por- cinco años de producción. De esta forma, el por- centuales superior al 11,3% registrado. centaje de energías renovables sobre el consumo Precisamente, para resolver ese sesgo metodoló- final bruto para el año 2010 fue del 29,2%, (frente gico, la Directiva 2009/28, de energías renovables, al 18,5% de 2004). ha establecido una nueva metodología para el cál- culo de los objetivos a 2020 de contribución de las fuentes de energía renovables, y ésta se basa en el llamado consumo final bruto de energía. Pues bien, de acuerdo con esa nueva metodología, las energías renovables han representado el 13,2% del consumo final bruto de energía en 2010. 17 PER 2011-2020 Tabla 2.3.2. Generación y consumo bruto de electricidad en España Datos reales de producción (GWh) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Carbón 80.639 81.458 69.850 74.666 49.892 36.864 25.493 Nuclear 63.606 57.539 60.126 55.102 58.971 52.761 61.788 Gas natural 56.556 82.819 94.706 98.272 122.964 109.565 96.216 Productos 22.427 24.261 22.203 21.591 21.219 20.074 16.517 petrolíferos Energías renovables 49.324 42.441 51.772 58.205 62.049 74.362 97.121 -Hidroeléctrica(1) 30.957 18.573 25.582 27.230 23.301 26.353 42.215 -Eólica 16.193 21.175 23.297 27.568 32.496 38.091 43.708 -Fotovoltaica 54 41 119 501 2.541 5.939 6.279 -Termoeléctrica 0 0 0 8 16 103 691 -Biomasa, biogás, 2.120 2.652 2.774 2.898 3.696 3.876 4.228 RSU y otras(2) Generación hidroeléctrica procedente de 2.885 4.452 3.940 3.289 2.817 2.831 3.106 bombeo (no renovable) Total generación 277.881 292.970 302.597 311.125 317.912 296.457 300.241 bruta Saldo de intercambios -3.038 -1.344 -3.279 -5.751 -11.039 -8.106 -8.338 (Imp.-Exp.) Consumo bruto 274.843 291.626 299.318 305.374 306.873 288.351 291.903 Renovables s/ Consumo bruto (%) (datos reales de 17,9 14,6 17,3 19,1 20,2 25,8 33,3 producción año en curso) 18 La política energética en España (Continuación) Datos reales de producción (GWh) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Renovables s/ Consumo bruto (%) (año medio 18,5 18,4 19,1 20,7 23,0 27,1 29,2 normalizado según metodología Directiva 2009/28) *Datos provisionales. (1) No incluye la generación procedente de bombeo. (2) Se inlcuye 50% RSU. Fuente: IDAE/MITyC La contribución de la electricidad renovable a la sobre el consumo bruto de electricidad, el cual producción bruta de electricidad en España en 2010 se calcula restando las exportaciones y sumando fue de un 32,3% y su distribución por fuentes se las importaciones de electricidad a la producción puede observar en la siguiente figura. En relación a bruta. En la figura se puede ver que la producción la contribución de electricidad renovable del 33,3% asociada a las energías renovables superó a la en 2010 que se observa en la tabla precedente, es producción nuclear, siendo la primera fuente en conveniente aclarar que dicha contribución ha sido importancia, seguida de cerca por el gas natural y calculada de acuerdo a la metodología de estable- aventajando con creces a los productos petrolíferos cimiento de objetivos del PER 2005-2010, esto es, y al carbón. Figura 2.3.2. Estructura de producción eléctrica 2010 5,5% 1,0% 32,0% Hidroeléctrica 14,1% 32,3% Eólica 14,6% Fotovoltaica 2,1% Termoeléctrica 0,2% Biomasa, biogás, RSU y otras 1,4% 20,6% 8,5% Productos petrolíferos Carbón Generación bombeo Nuclear EERR Gas natural Fuente: IDAE 19 PER 2011-2020

2.3.3 — Consumo de biocarburantes respecto al consumo de gasolina

2.3.3 Consumo de biocarburantes respecto al consumo de gasolina y gasóleo en el transporte En la tabla que se muestra a continuación se realiza un desglose en términos energéticos (millones de toneladas equivalentes de petróleo) del consumo de gasolinas, gasóleos y biocarburantes en el periodo 2004-2010. Tabla 2.3.3. Porcentaje de consumo de biocarburantes en el sector de transporte Datos referentes a la evolución del sector del transporte 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Consumo de gasolina y 29,78 31,84 32,69 33,78 31,92 30,15 28,94 gasóleo (Mtep) Consumo de 0,12 0,14 0,17 0,38 0,62 1,07 1,44 biocarburantes (Mtep) Bioetanol 0,11 0,11 0,11 0,11 0,09 0,15 0,23 Biodiésel 0,01 0,02 0,06 0,27 0,53 0,92 1,22 Consumo total de 29,89 31,97 32,86 34,17 32,54 31,22 30,38 carburantes (Mtep) Consumo de biocarburantes s/ 0,39 0,43 0,52 1,14 1,94 3,56 4,99 (gasolina+gasóleo) (%) Fuente: IDAE Con objeto de asegurar que las mezclas de biocar- Tabla 2.3.4. Objetivos del contenido burantes con carburantes fósiles lleguen al con- en biocarburante como porcentaje del sumidor y por lo tanto incrementar el consumo de consumo en el sector transporte los biocarburantes, mediante la Ley 12/2007, de 2 de julio, se estableció una obligación de uso de 2008 2009 2010 biocarburantes, incluida como reforma de la Ley del Sector de Hidrocarburos. Esta obligación, que Contenido de se ha desarrollado mediante la Orden Ministerial biocarburante, ITC/2877/2008, de 9 de octubre, pretende conseguir como porcentaje un uso mínimo obligatorio de biocarburantes en del consumo 2010 equivalente al objetivo establecido en el Plan en el sector 1,9% 3,4% 5,83% de Energías Renovables para ese año. En la tabla del transporte, siguiente se indica la evolución de la obligación de medido en uso de biocarburantes de acuerdo con la reforma términos de la Ley anterior. energéticos Fuente: IDAE 20 La política energética en España Gracias a la Orden Ministerial citada en el párrafo anterior, en los últimos años el consumo de bio-

2.3.4 — Energía renovable

2.3.4 Energía renovable carburantes en España siguió una senda de creci- respecto al consumo de miento constante, pasando de representar el 0,39% del consumo energético en el sector del transporte energía final bruto de en 2004 al 4,99% en 2010 (el objetivo para 2010 acuerdo a la nueva era del 5,83%). No obstante, perviven importantes barreras a la comercialización de biocarburantes metodología contenida en en España, que están ligadas principalmente al bajo desarrollo de los canales de logística y comer- la Directiva Europea sobre cialización necesarios para que los consumidores energías renovables puedan acceder a las mezclas de biocarburantes con carburantes fósiles. La Directiva establece una nueva metodología —ba- sada en el llamado consumo final bruto— para el cálculo de la cuota global de energías renovables, que solventa el sesgo metodológico que existía en contra de las energías eólica, hidroeléctrica y solar fotovoltaica, al calcular la cuota de energías reno- vables sobre el consumo de energía primaria. En el siguiente gráfico se realiza una estimación del porcentaje de energía renovable sobre el consumo de energía final bruto, calculado en un 13,2%, que muestra la situación actual respecto al objetivo nacional vinculante para 2020 de acuerdo con la propuesta de Directiva que en el caso de España es de un 20%. Figura 2.3.3. Consumo final bruto de energía en 2010 17,2% 17,7% Hidráulica normalizada 2,8% Eólica normalizada 3,8% 13,2% Biomasa, biogás y residuos 4,2% Biocarburantes 1,5% 1,8% Solar 0,8% Geotérmica, E. mar, Bomba de calor 0,02% 50,2% CFB Electricidad no renovable CFB EERR Consumo final carbón Consumo final prod. petrolíferos Consumo final Gas natural Fuente: IDAE 21 PER 2011-2020 En resumen, podemos decir que estos cinco años disminuido, en el caso del carbón ha sido de un de vigencia del PER 2005-2010 se han caracteri- 68,4% y en los productos petrolíferos de un 26,35%. zado por: La metodología de cálculo empleada para evaluar • Un fuerte desarrollo global de las energías las emisiones evitadas de CO2 ha sido diferente en renovables. función del sector de actividad considerado, de la • Crecimientos muy importantes en algunas naturaleza de la energía y del tipo de tecnología áreas de generación de electricidad, como eóli- utilizada. ca y fotovoltaica, y en pleno crecimiento la solar En el caso de generación eléctrica se ha asumido termoeléctrica. que de no haberse producido esa energía eléctri- • Un elevado crecimiento de la capacidad de pro- ca con renovables, ésta se hubiese generado con ducción del sector de biocarburantes, aunque su centrales térmicas de carbón, centrales térmicas industria afronta una coyuntura problemática. de productos petrolíferos y con centrales de ciclo • Un menor crecimiento que lo esperado de los combinado con gas natural. usos térmicos y de la biomasa eléctrica. • Serán necesarias nuevas actuaciones para alcan- Por tanto, para la actual evaluación de emisiones zar objetivos a 2020. evitadas, las reducciones en la generación de elec- tricidad con carbón y productos petrolíferos, se ha

2.3.5 — Análisis de los efectos supuesto que ha sido sustituida tanto por ciclos

2.3.5 Análisis de los efectos supuesto que ha sido sustituida tanto por ciclos combinados a gas natural, como por energías re- derivados de la aplicación novables, de forma proporcional a los crecimientos de unos y otras. Y para el resto del crecimiento de del PER 2005-2010 sobre el generación eléctrica con renovables (por encima medio ambiente del que ha sustituido a carbón y a productos pe- trolíferos), se ha supuesto que ha sustituido a ci- En este punto se evalúa la reducción de emisiones clos combinados a gas natural, evitando una mayor de CO2 asociada a la aplicación del PER 2005-2010. construcción de esas instalaciones. Cabe señalar que esta evaluación se correspon- Para las energías renovables térmicas, se ha anali- de con cálculos efectuados ad hoc para realizar el zado a qué combustible sustituirían las renovables balance del mencionado plan, de acuerdo con la y la energía sustituida se ha multiplicado por el metodología que se describe, y no tiene por qué coeficiente de emisión asociado a la fuente ener- coincidir con los realizados con enfoques o bases gética en cuestión. contables distintos, y en particular con los corres- pondientes a los informes periódicos realizados en Las emisiones evitadas en el año 2010 han sido relación con la evolución de las emisiones de gases 33,9 Mt de CO2 (frente a los 27,3 Mt previstos en de efecto invernadero a la Convención Marco de las el PER) y a lo largo de todo el periodo de vigencia Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. del plan han sido casi de 83 Mt de CO2 (frente a los 77 Mt previstos). En las tablas siguientes se puede Aunque durante la elaboración del plan se hizo la observar el detalle de esas emisiones. hipótesis de que la nueva generación de electrici- dad con energías renovables sustituiría a la nueva generación con ciclos combinados a gas natural y, por tanto, se estimaron las emisiones a evitar por las áreas eléctricas del PER comparando con las emisiones asociadas a los mencionados ciclos combinados, los cambios en la estructura de ge- neración eléctrica durante estos años muestran otra realidad, ya que se ha reducido de forma muy importante la producción de electricidad con car- bón y, en menor medida, también con productos petrolíferos. A lo largo del periodo 2005-2010, la producción de energía eléctrica a partir de fuentes fósiles ha 22 La política energética en España Tabla 2.3.5. Emisiones de CO2 evitadas en Tabla 2.3.6. Total acumulado entre 2005 el año 2010 por el incremento de fuentes y 2010 por el incremento de fuentes renovables entre 2005-2010 renovables a lo largo del plan Emisiones de CO2 Emisiones de CO2 evitadas (t CO2/año) evitadas (t CO2/año) Energías Renovables-Generación de Energías Renovables-Generación de electricidad electricidad EERR sustituyen a CT EERR sustituyen a CT 24.574.272 48.482.763 carbón carbón EERR sustituyen a CT EERR sustituyen a CT 2.041.677 3.011.373 petrolíferos petrolíferos EERR sustituyen a CCGT 2.403.954 EERR sustituyen a CCGT 19.486.556 Total áreas eléctricas 29.019.902 Total áreas eléctricas 70.980.692 Energías Renovables-Calefacción/refrigeración Energías Renovables-Calefacción/refrigeración Solar 405.242 Solar 1.194.235 Biomasa 515.762 Biomasa 1.132.835 Total áreas térmicas 921.004 Total áreas térmicas 2.327.070 Biocarburantes-Transportes Biocarburantes-Transportes Biodiésel 3.710.418 Biodiésel 9.113.640 Bioetanol 339.809 Bioetanol 467.633 Total área transporte 4.050.227 Total área transporte 9.581.273 Total CO2 evitado en el Total CO2 evitado en el 33.991.133 82.889.035 año 2010 (toneladas/año) año 2010 (toneladas) Fuente: elaboración IDAE con metodología propia Fuente: elaboración IDAE con metodología propia En consecuencia, se estima que las instalaciones de energías renovables puestas en marcha en el periodo 2005-2010, para el año 2010 supusieron evitar las emisiones del orden del 10% de las que se hubieran producido de no llevarse a cabo las mismas (último dato valor de emisiones disponible, referido a 2009: 367,5 millones de t). 23 3 Escenarios en el horizonte del año 2020 Escenarios en el horizonte del año 2020 En este capítulo se presentan los dos escenarios de Por lo que se refiere a las cifras de crecimiento evolución energética considerados para el periodo económico incluidas en el PER para 2014 y a partir 2011-2020: el Escenario de Referencia, que se co- de 2015, difieren ligeramente de las previstas en el rresponde con un escenario que únicamente tiene Programa de Estabilidad 2011-2014, siendo en el en cuenta las actuaciones de eficiencia energética primer caso ligeramente inferiores (crecimiento del llevadas a cabo hasta el año 2010, en el marco de 2,4 frente al 2,6%) y en el segundo caso ligeramente las actuaciones de la Estrategia de Ahorro y Eficien- superiores (2,4% frente a 2,1%). En consecuencia, cia Energética de España (E4) 2004-2012 y su Plan de acuerdo con el resto de hipótesis, la demanda de Acción 2008-2012, y el Escenario de Eficiencia energética en el año 2020 sería un 1,6% menor a Energética Adicional, que contempla además nue- la prevista, y con ella la producción de energía re- vos ahorros desde el año 2011 derivados del Plan de novable y la potencia necesaria para alcanzar los Acción de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020, objetivos agregados señalados. aprobado por Acuerdo de Consejo de Ministros de Sin duda, durante los próximos años no sólo las 29 de julio de 2011, y que es el escenario al que previsiones de escenarios variarán, sino que la evo- se asocian los objetivos de este Plan de Energías lución real de las macromagnitudes será diferente Renovables. a la prevista inicialmente. Los escenarios energé- Es necesario considerar que todo ejercicio de pla- ticos descritos, incluida la producción y la potencia nificación requiere la elaboración de escenarios, y renovable, están asociados a la evolución de estas que estos llevan incorporadas diferentes hipótesis macromagnitudes. Por este motivo, en el capítulo sobre un conjunto de variables consideradas exóge- 13 se incluyen los procedimientos de revisión para nas, como los precios de las materias primas ener- que, en el caso de que se produzcan evoluciones géticas, la población, el crecimiento económico, o significativamente diferentes de las variables a las sobre las políticas sectoriales, como la de vivienda, consideradas en los escenarios, se revisen los es- la de residuos, la de transporte, etc. Por tanto, si cenarios energéticos, incluida la potencia renovable durante el periodo de planificación se produjeran necesaria para el cumplimiento de los objetivos. evoluciones significativamente diferentes de estas Pero antes de describir esos dos escenarios se variables con respecto a las consideradas en los presenta, en primer lugar, la evolución histórica y escenarios, podría ser necesaria su reformulación la situación energética en 2010 —año base—, así y, en su caso, revisión de objetivos —tal y como se como los escenarios de precios de la energía y de recoge en el capítulo 13 de seguimiento y control—, CO2 utilizados en esta planificación. a fin de asegurar el cumplimiento de los mismos para el año 2020. En particular, los escenarios de demanda energética 3.1 EVOLUCIÓN y de crecimiento económico están sujetos constan- temente a revisión, tanto de las predicciones para HISTÓRICA Y SITUACIÓN los siguientes años, como de los balances pasados que efectivamente han tenido lugar, debido a que el EN EL AÑO BASE 2010 proceso de elaboración de las estadísticas es ite- rativo y va perfeccionándose conforme se obtiene 3.1.1 Evolución de la más información al respecto. Es por ello que para realizar un ejercicio de planificación a largo plazo es producción de energía y grado necesario fijar la información disponible en un mo- de autoabastecimiento mento determinado, para construir a partir de ella los escenarios de evolución hacia el futuro. Debido España se caracteriza, desde un punto de vista a la obligación de someter a un proceso de consulta energético, por presentar una estructura de con- pública la versión preliminar del Plan de Energías sumo dominada por la presencia de productos pe- Renovables 2011-2020, junto a su Informe de Soste- trolíferos, importados en su mayoría del exterior, nibilidad Ambiental, los datos del balance de energía lo que, junto a una reducida aportación de recursos de 2010 y las hipótesis exógenas utilizadas toman autóctonos, ha contribuido a una elevada depen- como referencia los supuestos del Plan de Acción de dencia energética, del orden del 80%, superior a la Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020, aprobado media europea (55%) que se traduce en un reducido por el Consejo de Ministros del 29 de julio de 2011. grado de autoabastecimiento. 25 PER 2011-2020 Figura 3.1.1. Evolución de la producción interior de energía y del grado de autoabastecimiento Miles (%) 35 38 36 30 Grado de autoabastecimiento 34 25 32 20 30 (ktep) 15 28 26 10 24 5 22 0 20 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Nuclear Petróleo Carbón Gas natural Renovables Grado de autoabastecimiento Fuente: MITyC/IDAE Esta situación experimenta un cierto cambio de de las políticas antes mencionadas en las áreas tendencia a partir del año 2005, en el marco de de eficiencia energética y de renovables ha tenido las políticas actuales de planificación en materia en la mejora de nuestro grado de abastecimiento, de energías renovables y de eficiencia energética, al posibilitar una mayor cobertura, con recursos que han posibilitado una mayor penetración de autóctonos, de la demanda energética nacional. energías renovables en la cobertura a la deman- da interior, y con ello, un aumento en el grado de autoabastecimiento, que en el año 2010 nos lleva a recuperar la situación existente once años atrás, en 1999, registrando un incremento en términos absolutos del 11,8% en la producción interior de la energía, lo que ha ido de la mano de la aportación renovable, que en dicho periodo ha experimentado un crecimiento del 137%, concentrándose la mi- tad de este crecimiento en los últimos cinco años, según se puede apreciar en la figura 3.1.2, don- de se muestra la creciente representación actual de las fuentes de energías renovables. Si bien es un hecho que la dependencia energética nacional aún sigue siendo considerable, es incuestionable el efecto positivo que la intensificación y sinergia 26 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.1.2. Evolución de la producción interior de energía por fuentes energéticas 1990 2005 2010 2% 4% 0,55% 0,48% 0,37% 0,15% 9% 22% 34% 43% 49% 47% 28% 44% 17% Carbón Petróleo Gas natural Nuclear Renovables Fuente: MITyC/IDAE Es en el período comprendido entre 2005 y 2010 La posterior expansión económica de nuestro país, cuando los recursos autóctonos renovables experi- desde nuestra incorporación a la UE, trajo como con- mentan un mayor impulso, con un incremento en su secuencia un incremento en la capacidad de poder participación en la producción nacional de la ener- adquisitivo que tuvo su reflejo en un mayor equipa- gía equiparable al de los quince años precedentes. miento automovilístico y doméstico, así como en un fuerte desarrollo del sector inmobiliario, factores,

3.1.2 — Caracterización entre otros, que han sido decisivos en las tenden

3.1.2 Caracterización entre otros, que han sido decisivos en las tenden- cias al alza del consumo energético. Al inicio de la energética del consumo de década de los 90, una nueva crisis, de carácter finan- energía primaria ciero, tuvo eco en una leve atenuación de la deman- da energética. La evolución posterior mantuvo una tendencia ascendente hasta el año 2004, iniciándose Evolución y estructura del consumo de a partir de entonces una nueva etapa en la evolución energía primaria de la demanda energética, propiciada, entre otros, por la puesta en marcha de actuaciones al amparo La demanda energética ha venido experimentando de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética una tendencia al alza en las tres últimas décadas, a 2004-2012 más estrictas en el área de la eficiencia lo largo de las cuales han tenido lugar cuatro crisis energética. Este punto de inflexión marca una diver- económico-energéticas (1973, 1979, 1993 y 2008) a gencia en la evolución del Producto Interior Bruto nivel mundial con impacto negativo en la actividad y de los consumos energéticos necesarios para el económica y en la demanda energética de la mayo- sostenimiento de la actividad económica. ría de los países desarrollados. No obstante, a pri- meros de los años 70, esta circunstancia sirvió de Estos rasgos se mantienen en la actualidad, si bien catalizador en la mayoría de los países occidentales se ha visto reforzados por el efecto de la crisis fi- para acometer políticas orientadas a la reducción nanciera internacional, iniciada hacia el segundo de la dependencia energética y la mejora de la efi- semestre del año 2008. En España, el efecto de esta ciencia en sus consumos. En España, esta reacción crisis se evidencia a través de la experimentada en se manifestó con casi una década de retraso, hacia el sector de la construcción, que tradicionalmente finales de la década de los 70, que repercutió en ha constituido uno de los motores de la economía la reconversión industrial de mediados de los 80. nacional. La crisis de este sector y, en general, de 27 PER 2011-2020 la economía española, se ha visto acompañada efectos derivados de, una parte, del cambio regis- de un descenso aún más acusado de la demanda trado a partir del 2004 en la mejora de la eficiencia, energética, lo que permite confirmar la existencia y de otra, de la crisis, que conjuntamente inciden en de factores ligados a la eficiencia energética, aje- un acusado descenso de la demanda energética. En nos y anteriores a esta crisis, que repercuten en la consecuencia, con relación a todo lo anterior, a todos mejora de la intensidad energética. los efectos, cabe subrayar el carácter coyuntural y excepcional del año 2009, año base de referencia del Las tendencias actualmente observadas, véase la nuevo Plan de Energías Renovables 2011-2020. figura 3.1.3, presentan, por tanto, la sinergia de los Figura 3.1.3. Evolución del consumo de energía primaria Miles 160 140 120 100 (ktep) 80 60 40 20 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Saldo eléctrico Gas natural Resto renovables Carbón Hidráulica* Petróleo Nuclear *Nota: incluye mini hidraúlica Fuente: MITyC/IDAE La estructura de la demanda nacional de energía primaria, véase la figura 3.1.4, se ha venido transfor- mando en las últimas décadas, si bien este cambio resulta más evidente a partir de la segunda mitad de los años 90, en que fuentes energéticas como las energías renovables y el gas natural han entrado con fuerza en escena, ganando terreno frente al carbón y petróleo, tradicionalmente más dominantes en nuestra cesta energética, lo que ha incidido en una mayor diversificación del abastecimiento energético. 28 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.1.4. Evolución de la estructura de consumo de energía primaria por fuentes energéticas ΔEERR2009/05: 3,794 ktep (+45,3%) ΔEERR2010/09: 2,745 ktep (+22,6%) Geotérmica 0,02% Solar 0,75% Geotérmica 0,01% Biocarburantes 1,08% Solar 0,53% Biocarburantes 0,81% Biomasa, Biogás, y Residuos 3,80% Biomasa, Biogás, y 11,3% 9,32% Residuos 3,85% Eólica 2,82% Eólica 2,42% Hidráulica 2,72% Hidráulica 1,69% 5,76% 14,58% 8,05% 6,2% 10,32% 10,54% -0,08% 12,07% -0,53% -0,54% 20,04% 49,39% 48,8% 46,76% 23,83% 23,25% 2005: 145.314 ktep 2009: 130.507 ktep 2010: 131.927 ktep Δ2009/2005: 10,2% ∇2010/2009: 1,1% Carbón Petróleo Gas natural Nuclear Renovables Fuente: MITyC/IDAE Esto ha sido posible en gran parte por las actua- global de moderación de la demanda iniciada con ciones recogidas en las distintas Planificaciones de posterioridad al año 2004. los Sectores del Gas y Electricidad, que han supuesto En esta coyuntura marcada por la crisis que supo- un mayor desarrollo de las infraestructuras ener- ne una alteración en el ritmo de la evolución de la géticas necesarias para la integración de la nueva demanda y de su estructura según fuentes energé- energía de origen renovable. ticas, es una constante excepcional la trayectoria de En el año 2010, el consumo de energía primaria en las energías renovables, que constituyen las únicas España fue de 131.927 ktep, lo que representa un fuentes cuya demanda no decae, manteniendo in- leve incremento de consumo respecto a 2009, año crementos anuales superiores al 9% desde el año en el que España registró una disminución record 2006, superando este umbral en 2009, e incluso en la demanda del 8,3% respecto al año preceden- duplicándolo en 2010, lo que ha supuesto un cre- te. El periodo 2009-2010 representa una situación cimiento del 23% en 2010 en la demanda de estos anómala causada por la crisis, lo que explica la recursos. Esta situación ha llevado a una cobertu- fuerte caída en la demanda energética del año 2009 ra del 11,3% en la demanda de energía primaria, y la tímida recuperación posterior del año 2010. No con un consumo absoluto de 14.910 ktep. A ello ha obstante, en lo esencial, se mantiene la tendencia contribuido principalmente la energía eólica, los 29 PER 2011-2020 biocarburantes y la energía solar, que durante el el indicador tras la posterior recuperación y expan- año 2010 han dado muestras de una gran activi- sión económica. Esta situación continuó durante la dad, con incrementos respectivos en su consumo década de los 90, y hasta principios del nuevo siglo, primario del 15, 34 y 41%. mostrando una divergencia creciente respecto a la tendencia media observada en el conjunto de la El gran dinamismo mostrado con posterioridad al UE. El año 2004 marca un nuevo hito, al romperse año 2005 en las áreas ligadas a los biocarburan- la tendencia anterior debido a la confluencia de tes y a la energía solar, ha sido propiciado por el efectos estructurales y otros de naturaleza tecno- Plan de Energías Renovables, PER 2005-2010, lo lógica, que conducen a una mejora de la intensidad que ha conducido a un cambio radical desde una de energía primaria. participación marginal a una creciente visibilidad, especialmente en sectores como el transporte y la Desde entonces, se ha venido registrando una me- edificación, tanto en los ámbitos residencial como jora continua, que perdura en la actualidad, vién- terciario. Esto último se ha visto reforzado por los dose reforzada por la coyuntura de la crisis, lo que avances experimentados en la legislación ligada a ha llevado a una reducción en 2009 del 4,77% en los edificios, además de por otras iniciativas pa- el indicador mencionado, resultado de la acusada ralelas recogidas por los Planes de Acción de la disminución de la demanda de la energía primaria, Estrategia E4. por encima de la del Producto Interior Bruto (PIB), quien, a su vez, en 2009 ha registrado una caída Asimismo, en el transcurso de estos últimos años, del 3,7% como resultado de la menor actividad otras variedades de aprovechamiento energético económica ocasionada por la crisis. Actualmente, renovable, como la geotermia y especialmente la el periodo transitorio que se viene produciendo a solar termoeléctrica, han empezado a cobrar en- posteriori ha supuesto un leve incremento de la tidad, si bien la participación de la primera es aún demanda y una ralentización en la caída del PIB, incipiente. No obstante, en términos absolutos, es circunstancia que ha llevado a un leve empeora- la biomasa el recurso renovable más relevante, miento del 1,2%, que en principio, parece ser co- con más del 30% de toda la producción de energía yuntural, sin afectar en lo esencial a la tendencia primaria procedente de las energías renovables. general iniciada hace cinco años. La trayectoria recorrida por los biocarburantes en nuestro país, unida a su carácter estratégico en cuanto a su doble contribución a la mitigación del cambio climático y a la reducción de la dependen- cia energética nacional, causada principalmente por la demanda de productos petrolíferos en el sector transporte, merece consideración espe- cial. Mientras ha aumentado significativamente el consumo de estos carburantes de origen no fósil, hasta 1,4 millones de tep en 2010, que represen- tan el 5% del consumo de gasolina y gasóleo del sector en ese año, la capacidad de producción ha crecido en nuestro país hasta cifras que triplican ese consumo. Intensidad de la energía primaria Un análisis similar de la evolución de la intensidad de la energía primaria permite constatar el efecto de las distintas crisis y políticas de reacción res- pectivas en este indicador. Un claro ejemplo son las actuaciones implementadas a finales de los 70, como reacción a la crisis energética del 79, que dieron como resultado una mejora en la intensi- dad energética. No obstante, esta mejora no duró mucho, volviendo a registrar un empeoramiento en 30 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.1.5. Evolución de la intensidad primaria en España y la UE ∇2007/04 España: + 2,52% anual 0,210 ∇2010/04 España: + 2,49% anual 0,190 (kep/€00) 0,170 ∇2007/04 UE15: + 2,71% anual 0,150 0,130 0,110 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 UE15 Francia España Italia Alemania Reino Unido Fuente: EnR/IDAE Como balance global del periodo 2009-2010, el necesarios orientados a mejoras potenciales en descenso más acusado en la demanda de energía la eficiencia y ahorro energético, que a más largo primaria parece indicar la existencia de factores plazo supondrán un ahorro económico y mejora en que, independientes a la crisis, desde el año 2004 la competitividad de nuestra economía. vienen ejerciendo una influencia positiva en la mejora de la intensidad energética. Entre estos 3.1.3 Caracterización factores destaca la incorporación al mix energé- tico de tecnologías de generación más eficientes energética y sectorial del —renovables, cogeneración y ciclos combinados. Esta situación ha llevado, desde entonces, a una consumo de energía final reducción acumulada del 15% en el consumo energético necesario para la obtención de una Evolución y estructura del consumo de unidad de PIB. energía final Por otra parte, es a partir del momento señala- Respecto al consumo de energía final, la evolución do cuando se comienza a apreciar una progresiva ha seguido una tendencia similar a la observada convergencia en la evolución del indicador nacio- en la energía primaria, véase la figura 3.1.7, ma- nal de intensidad de energía primaria respecto nifestando de igual modo una tendencia a la esta- al correspondiente a la media europea, según se bilización y contracción en la demanda a partir del indica en la figura 3.1.6, lo que indica una aproxi- año 2004, así como el efecto de la actual crisis en mación en las tendencias registradas en los úl- el periodo 2009-2010. timos años en cuanto a mejora de la eficiencia energética a nivel de la media europea, y de países de nuestro entorno. En un contexto como el actual marcado por la incertidumbre, cabe esperar que la crisis actúe como elemento catalizador estimulando cambios 31 PER 2011-2020 Figura 3.1.6. Evolución del consumo final de energía por sectores Miles 105 90 75 60 (ktep) 45 30 15 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Transporte Industria Residencial Servicios Agricultura Nota: sectorización 2010 provisional Fuente: MITyC/IDAE Atendiendo a la distribución sectorial de la deman- da, véase la figura 3.1.8, el sector transporte es el mayor consumidor, con el 39,3% del consumo final total, principalmente basado en productos petrolí- feros, lo que en gran parte determina la elevada de- pendencia energética nacional. El siguiente orden de magnitud lo presenta la industria, con un 30,2% del consumo, a la que siguen los sectores de usos diversos, entre los que destacan el creciente pro- tagonismo de los sectores residencial y servicios. 32 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.1.7. Evolución de la estructura sectorial de la demanda de energía final 1990 2005 2010 7,4% 9,8% 9,9% 15,8% 16,9% 17,0% 3,8% 3,7% 3,7% 34,5% 31,0% 30,2% 38,5% 38,5% 39,3% Servicios Agricultura Industria Transporte Residencial Nota: sectorización 2010 provisional Fuente: MITyC/IDAE En particular, la expansión del sector servicios, es- véase la figura 3.1-9, lo que actúa como factor amor- pecialmente vinculado al turismo, con su impacto tiguador de la intensidad energética a nivel global. en la demanda energética y en la productividad na- Esto es así dada su elevada aportación al Producto cional, contribuye a reforzar el fenómeno iniciado Interior Bruto, seis veces superior a la correspon- en los 70 de terciarización de la economía española, diente contribución a la demanda energética total. Figura 3.1.8. Evolución de la estructura sectorial del PIB 1990 2005 2010 4,2% 3,31% 3,48% 18,0% 16,58% 13,71% 2,69% 2,72% 3,3% 8,43% 9,2% 9,55% 65,3% 67,84% 71,70% Industria manuf. Ramas energéticas Construcción Servicios Agricultura Nota: cálculo sobre PIB sin impuestos Fuente: INE/IDAE 33 PER 2011-2020 En la actualidad, en lo esencial las tendencias sec- Producción Industrial (IPI) y del 10,4% en el Valor Aña- toriales se mantienen, si bien la industria, espe- dido Bruto, por encima de la caída del PIB, lo que en cialmente los sectores de la construcción y de la definitiva repercute en una mayor terciarización. La automoción, ha resultado especialmente afectada tendencia actual apunta a una tímida recuperación, por la crisis, véase la figura 3.1.9, experimentando un igualmente manifiesta a través de los indicadores fuerte retroceso en su actividad económica en 2009, antes mencionados, si bien el efecto de la crisis es visible a través de las caídas del 16,2% en su Índice de aún persistente, especialmente en el sector industria. Figura 3.1.9. Evolución de la actividad industrial Miles 180 PIB: ∇2009/08: 3,7%/ ∇2010/09: 0,14% 170 160 150 Base 1990 = 100 140 VAB: ∇2009/08: 10,4%/ ∇2010/09: 1,5% 130 120 110 IPI: ∇2009/08: 16,2%/ ∇2010/09: 0,9% 100 90 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 PIB VAB sector industrial Índice de producción Fuente: INE/IDAE No obstante lo anterior, la estructura sectorial del cesta energética, especialmente a partir del 2005, consumo de energía final apenas presenta cambios, así como a una mayor moderación en la demanda dado que en el contexto coyuntural de la actual cri- por parte de los sectores consumidores, resulta- sis todos los sectores de uso final han moderado su do de actuaciones como las enmarcadas dentro demanda energética, lo que, en términos relativos, de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética se traduce en una cierta estabilidad en cuanto a 2004-2012. la participación de los distintos sectores en la de- Así, el crecimiento del consumo de las fuentes de manda energética. energía renovables en el periodo 2005-2010 sextu- Una valoración de la evolución del consumo ener- plica al existente en los quince años precedentes, lo gético desglosado según fuentes energéticas per- cual unido a la evolución de la demanda energética mite observar, véase la figura 3.1.10, nuevamente global, sitúa las energías renovables en una posi- una aceleración en la demanda de los recursos ción cada vez más destacada, tanto en términos renovables a lo largo de los últimos cinco años. absolutos como en la cobertura a la demanda. Esta Ello obedece a una apuesta decidida a favor de una circunstancia convierte al año 2005 en un hito en el mayor incorporación de estos recursos en nuestra análisis de la evolución de las energías renovables. 34 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.1.10. Evolución de la estructura de consumo de energía final por fuentes energéticas ΔEERR2005/1990: 7,6% ΔEERR2010/05: 46,1% Geotérmica 0,02% Resto renovables 0,04% Solar térmica 0,2% Biocarburantes 1,5% Resto renovables Biogás 0,04% 0,4% 5,9% Biomasa 5,8% 5,8% 3,7% Biomasa 3,4% Biomasa 4,0% 7,4% 2,5% 1,8% 18,9% 21,2% 22,9% 7,2% 60,7% 55,2% 51,8% 17,4% 17,7% 1990: 58.095 ktep 2005: 98.440 ktep 2010: 93.423 ktep Δ2005/1990: 69,5% ∇2010/05: 5,1% Carbón Petróleo Gas Electricidad Renovables Fuente: MITyC/IDAE En el año 2010, el consumo de energía final ha ex- con anterioridad, la buena evolución registrada en perimentado un incremento del 2,8% respecto al las energías renovables ha sido impulsada por las año 2009, en el cual la demanda retrocedió un 7,7%. demandas de los sectores de transporte y edificios, Esta recuperación se manifiesta prácticamente en especialmente en los ámbitos ligados al sector todas las fuentes energéticas, a excepción de los residencial. productos petrolíferos, cuya demanda continua dis- Un análisis detallado de la demanda sectorial de minuyendo como resultado, principalmente, de la la energía permite destacar a la industria, al ser desaceleración del sector transporte. el sector que mayor sensibilidad muestra al efecto De manera análoga al análisis anterior en términos de la crisis, como se desprende de la información de energía primaria, cabe destacar la contribución disponible al 2009 sobre la estructura del consumo favorable de las energías renovables, siendo las de energía final según fuentes y sectores. únicas fuentes que mantienen en todo momento una tendencia al alza, representando la deman- Dado el carácter singular de dicho año, merece da térmica de estas fuentes cerca del 6% de la una especial consideración. Así, en dicho año, en demanda total, lo que triplica la contribución del un contexto generalizado de moderación de la carbón a la demanda final. Como ya se comentó demanda energética, este sector es el que mayor 35 PER 2011-2020 contracción ha experimentado, disminuyendo su a la crisis, debido en parte a la estructura de demanda en 2009 un 12,5%, muy por encima a la industria nacional, donde se integran ramas lo observado en el conjunto de los sectores de relacionadas con la industria de la construcción, uso final. Esto responde, como ya se ha men- que como es sabido ha constituido el motor de cionado, a la mayor sensibilidad de este sector nuestra economía. Tabla 3.1.1. Estructura de consumo de energía final por sectores y fuentes energéticas en 2009 Estructura (%) de consumo por fuentes y 2009/08 (%) sectores Total (ktep) Energías Energías Energía Energía Carbón Petróleo Gases renovables eléctrica Total Carbón Petróleo Gases renovables eléctrica Industria 5,5 15,2 40,2 6,0 33,0 26.468 -12,5 -30,5 -11,5 -14,5 -4,5 -9,3 Transporte -- 95,9 -- 2,8 1,3 37.464 -4,7 -- -6,0 -- 73,1 -0,8 Usos 0,1 32,2 15,7 8,6 43,4 26.975 -6,6 5,0 -10,3 -6,2 2,3 -2,9 diversos Residencial 0,1 29,5 22,1 14,2 34,0 15.754 -4,2 2,7 -10,9 -6,1 2,0 -2,9 Servicios 0,04 21,7 7,3 1,4 69,6 9.150 -2,9 17,1 -7,8 -6,2 1,9 -2,9 Agricultura -- 76,1 8,5 1,4 14,0 3.155 -8,2 -- -11,3 -6,1 19,3 -3,0 Total (ktep) 1.427 49.032 14.639 4.828 20.980 90.906 -7,7 -31,4 -7,3 -13,2 10,4 -5,7 Datos provisionales. Fuente: MITyC/IDAE En general, la crisis ha provocado un freno en la Otro sector crítico, con repercusión en la deman- producción ligada a todas las vertientes de la ac- da energética nacional, es el transporte, dada su tividad de este sector, y de manera muy especial, alta dependencia de recursos fósiles, así como la en la de las ramas vinculadas a la industria de la complejidad asociada a su naturaleza atomizada construcción, como los minerales no metálicos y la y vinculación a otros sectores de actividad econó- siderurgia, además de en otras como la química, mica, como la industria, comercio y turismo, todo quienes conjuntamente representan más del 50% ello sin olvidar su elevado impacto medioambiental. de toda la demanda energética de este sector. Por Este sector, al igual que la industria, se ha visto otra parte, estos sub-sectores se caracterizan por muy afectado por la crisis durante el año 2009, re- una elevada demanda de productos petrolíferos gistrando una menor movilidad ligada sobre todo y de gas natural, equivalente a dos tercios de la al transporte de mercancías en carretera, modo demanda global de estas fuentes energéticas por donde se absorbe el grueso del consumo de pro- parte de la industria. El impacto de la crisis, sobre ductos petrolíferos tanto a nivel del transporte todo en los citados sub-sectores de la industria, se como a nivel global. Esto explica la reducción del ha traducido en una importante disminución del 6% de la demanda de petróleo en este sector en consumo del petróleo y de gas, lo que explica, si no 2009, reforzándose el efecto negativo de la crisis todo, gran parte del retroceso registrado en 2009 en industrial sobre estos combustibles. la demanda global de estos productos energéticos. 36 Escenarios en el horizonte del año 2020 Intensidad de la energía final incremento posterior del 2,4% en 2010. Remon- tándose a las últimas dos décadas, la tendencia Al igual que ocurre en el balance al 2010 de la inten- seguida por la intensidad de energía final ha sido sidad de energía primaria, este contexto ha ocasio- paralela a la del indicador homólogo de intensidad nado un comportamiento algo anómalo y errático primaria, mostrando una mayor convergencia con en la intensidad en términos de energía final, con la media europea con posterioridad al año 2004. una disminución del 3,9% en 2009 seguida de un Figura 3.1.11. Evolución de la intensidad final en España y la UE 0,150 ∇2007/04 España: +2,11% anual ∇2010/04 España: +1,85% anual 0,130 (kep/€00) ∇2007/04 UE15: +2,85% anual 0,110 0,090 0,070 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 UE15 Francia España Italia Alemania Reino Unido Fuente: EnR/IDAE La mejora observada no sólo obedece a la crisis, ya que con anterioridad al inicio de la misma se han venido identificando mejoras en la intensidad impulsadas por políticas de eficiencia en el uso fi- nal de la energía, mejoras tecnológicas y cambios estructurales. Estos fenómenos siguen ejerciendo un impacto positivo en la mejora de la intensidad energética, aún en el contexto de la crisis, como se desprende de la evolución de la demanda energé- tica, por debajo del de la productividad económica. Esto último se constata a partir de la observación de la evolución del indicador de intensidad final en España con correcciones climáticas y a estructura constante, lo que permite diferenciar el efecto de distintos factores en la mejora registrada en la in- tensidad energética en los últimos años. 37 PER 2011-2020 Figura 3.1.12. Evolución de la intensidad final a estructura constante con correcciones climáticas 0,150 Mejora 2000-2009: 10,03% Efecto estructural: 4,77% 0,140 (kep/€00) 0,130 0,120 Empeoramiento 1990-2000: 6,02% 0,110 Efecto estructural: 1,78% Mejora 2004-2009: 12% Efecto estructural: 3,81% 0,100 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 IF_España IF_España_Estr Cte IF_UE27 IF_UE27_Estr Cte Nota: intensidades con corrección climática Fuente: EnR/IDAE Del análisis diferenciado de los distintos factores Figura 3.1.13. Evolución de la intensidad determinantes de la mejora de la intensidad, se final a estructura constante puede inferir, véase la figura 3.1.13, el efecto fa- 2009/00 2004/09 vorable de la sinergia de distintos factores, desta- cando la importancia que la tecnología y eficiencia -0,1% energética parecen adquirir en los últimos años. ∇2009/00: -3,81% -4,77% 10,03% (*) -4,1% -5,27% ∇2009/04: -8,1% -8,18% 12,0% (*) -12,1% Efectos tecnológicos y de eficiencia Efecto estructural Nota: intensidades con corrección climática (*) Mejora global Fuente: EnR/INE/IDAE 38 Escenarios en el horizonte del año 2020 En definitiva, la participación progresiva en el mix positiva en la mejora de eficiencia de nuestro sis- energético de las energías renovables, junto al gas tema transformador, expresada ésta como la re- natural, unida a políticas de eficiencia en el consu- lación entre las demandas totales de energía final mo de energía final, ha supuesto una contribución y primaria. Figura 3.1.14. Efecto de las energías renovables en el sistema transformador Base 1990 = 100 Base 1990 = 100 % % 215 105 195 104 Contribución energía primaria (%) Eficiencia sistema transformador (%) 175 103 155 135 102 115 101 95 100 75 99 55 35 98 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Energías renovables Petróleo Gas natural Carbón E. sist. transformador Nuclear Fuente: MITyC/IDAE Prueba de ello es la correlación que parece existir en la evolución de la contribución de estas fuentes

3.1.4 — Consumo final bruto de

a la demanda de energía primaria y la mejora de la eficiencia del sistema transformador. Así, el mayor rendimiento asociado a las tecnologías de gene- ración eléctrica basadas en energías renovables y gas natural –cogeneración y ciclos combinados– y la participación progresiva de estas tecnologías en el mix energético, ha llevado a una reducción en las necesidades de energía primaria, potenciada asimismo por la moderación en la demanda final de la energía derivada de actuaciones en eficiencia energética orientadas a los sectores consumidores de energía final. PER 2011-2020 La Directiva define el consumo final bruto de ener- gía como “los productos energéticos suministrados con fines energéticos a la industria, el transporte, los hogares, los servicios, incluidos los servicios públicos, la agricultura, la silvicultura y la pesca, incluido el consumo de electricidad y calor por la rama de energía para la producción de electricidad y calor e incluidas las pérdidas de electricidad y calor en la distribución y el transporte”. En el ca- pítulo 5 del presente documento se tratan con más detalle los distintos conceptos y metodología para el cálculo de los objetivos. Tabla 3.1.2. Consumo final bruto de energías renovables Consumo final de energías renovables (ktep) Energías renovables para generación eléctrica (Art. 5.1.A) Energías renovables para calefacción/ refrigeración (Art. 5.1.B) Energías renovables en transporte (Art. 5.1.C) Total renovables Total renovables_Corrección según la Directiva 2009/28/CE Consumo de energía final (ktep) Consumo de energía bruta final (Art. 5.6) % Energías renovables/Consumo de energía bruta final Fuente: MITyC/IDAE El esfuerzo realizado en materia de energías re- novables se ha dirigido principalmente a las áreas eléctricas que actualmente representan alrededor del 65% de la cobertura renovable a la demanda de energía final bruta. Con respecto a la demanda energética en transporte, es de destacar el progre- so efectuado en los últimos cinco años, a lo largo de los cuales se ha multiplicado por diez su consumo, con el consecuente desplazamiento y sustitución de carburantes fósiles. El camino a recorrer hasta el 2020 pasa por con- tinuar el esfuerzo ya emprendido, así como por 40 3.1.4 Consumo final bruto de energía La Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, a la vez que fija los objetivos a alcanzar por la Unión Europea (UE) en el año 2020 —tanto globales, como en el sector transporte— y los ob- jetivos obligatorios y trayectorias indicativas para cada uno de los Estados miembros, establece una metodología para el cálculo de su cumplimiento, introduciendo el concepto de consumo final bruto de energía, sobre el que se calcula el objetivo global del 20% de participación de las energías renovables en ese año. El mismo objetivo para el caso particu- lar de España que para el conjunto de la UE. 39 En lo que respecta a España, la situación de las energías renovables en 2010, año base para la elaboración de este Plan de Energías Renovables, alcanza el 13,2% del consumo final bruto de ener- gía, valor de partida que sirve como referencia de cara al cumplimiento del objetivo nacional del 20% en 2020. En la tabla 3.1.2, en la que aparece la evolución de ese porcentaje desde 2005, se puede apreciar el fuerte crecimiento experimentado por las energías renovables durante los últimos años, con un incremento del orden del 60% de la cuota renovable en el periodo indicado. renovables según la metodología de la Directiva de 2005 2006 2007 2008 2009 2010 3.590 4.479 5.006 5.328 6.395 8.352 3.541 3.660 3.716 3.755 3.755 3.933 137 171 385 619 1.074 1.442 7.268 8.310 9.107 9.703 11.223 13.728 8.302 8.754 9.526 10.434 11.571 12.698 101.719 100.995 104.540 101.804 94.027 96.382 8,16 8,67 9,11 10,25 12,31 13,17 potenciar aquellas áreas, como las térmicas, donde queda margen para la mejora, algo a lo que contri- buirá la legislación de edificios en cuanto al esta- blecimiento de normas y obligaciones en materia de requisitos mínimos para el aprovechamiento de energías renovables en edificios nuevos y re- habilitados, abriendo paso a la incorporación de nuevas fuentes y tecnologías como la geotermia, las bombas de calor, etc. Escenarios en el horizonte del año 2020

3.1.5 — Evolución al 2010 del natural, principalmente en centrales de ciclo com

3.1.5 Evolución al 2010 del natural, principalmente en centrales de ciclo com- binado y en cogeneración, además de las energías mix de generación eléctrica renovables, cuya cobertura evoluciona al alza, re- presentando en la actualidad más del 32% de la La generación eléctrica nacional ha experimen- producción eléctrica nacional. tado una importante transformación desde fina- les de los años 90, véase la figura 3.1.15, a lo que ha contribuido la progresiva penetración del gas Figura 3.1.15. Participación de las fuentes de energía en la generación eléctrica Miles Δ2005/1999 EERR: 47,9% (+6,7% anual) Δ2010/05 EERR: 128,8% (+18,0% anual) 120 100 80 (GWh) 60 40 20 0 1999 2005 2010 Carbón Nuclear Gas natural Fuel-Oil Renovables Nota: bombeo excluido de la producción eléctrica a partir de 2005 Fuente: MITyC/IDAE En los últimos años, la generación eléctrica reno- vable ha evolucionado de manera muy favorable, véase la figura 3.1.16, ganando terreno progresiva- mente frente a fuentes tradicionales de generación eléctrica, tal y como ya ocurre con el carbón y la energía nuclear, superando la producción de estas fuentes desde el año 2006, lo que constituye un hito en la historia de las energías renovables, es- pecialmente en lo relativo a la producción nuclear. 41 PER 2011-2020 Figura 3.1.16. Evolución de producción eléctrica renovable en el mix eléctrico % 34 100 Cobertura EERR/Producción eléctrica 90 30 80 26 70 (GWh) 22 60 50 18 40 14 30 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Cobertura EERR/Producción eléctrica Producción eléctrica EERR Nota: bombeo excluido de la producción eléctrica renovable a partir de 2005 Fuente: MITyC/IDAE Es importante destacar el crecimiento registrado desde el 2005 en la producción eléctrica renovable, tanto en términos absolutos como relativos, véase la figura 3.1.18. Así, la producción se ha incremen- tado en un 128,8%, a un ritmo medio anual del 18%. Esto se ha traducido en un crecimiento similar en cuanto a su cobertura a la demanda eléctrica, a una tasa media anual del orden del 17,4% en el perio- do 2005-2010. Ninguna otra fuente energética pre- senta una evolución similar. Esta situación ha sido posible a pesar de la intermitencia inherente a la producción eléctrica renovable que afecta especial- mente a la producción hidroeléctrica, que supone más del 40% de la producción eléctrica renovable. 42 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.1.17. Evolución de la estructura de generación eléctrica por fuentes energéticas ΔEERR2010/2005: 54.680 GWh (+128,8%) Hidráulica 14,06% 32,3% Hidráulica 6,34% Eólica 14,56% 14,5% Eólica 7,23% Biomasa, Biogás, RSU y otros 1,41% Biomasa, Biogás, RSU y otros 0,91% Solar 2,32% Solar 0,01% 8,49% 5,50% 27,80% 1,52% 8,28% 19,64% 1,03% 32,05% 20,58% 28,27% 2005: 292.970 GWh 2010: 300.241 GWh Carbón Petróleo Gas natural Nuclear Bombeo Renovables Fuente: MITyC/IDAE Como ya es sabido, a ello ha contribuido en espe- cial la producción eólica, véase la figura 3.1.18, que actualmente representa el 45% de la producción eléctrica renovable, así como la mitad de toda la potencia instalada en el conjunto de las fuentes de energía renovables. La madurez de esta tecnología ha propiciado el desarrollo de un elevado número de instalaciones a lo largo de los últimos años. 43 PER 2011-2020 Figura 3.1.18. Potencia eléctrica instalada según fuentes energéticas ΔEERR2010/05 = 15.551 MW (+58,8%) 40.000 Potencia renovable: Potencia renovable:

26.464 — MW 42.015 MW

26.464 MW 42.015 MW 22.500 20.000 17.500 15.000 (MW) 12.500 10.000 7.500 5.000 2.500 0 2005 2010 Carbón Hidráulica Nuclear Eólica Gas natural Biomasa, biogás, RSU y otros Petróleo Solar Nota: excluida la potencia de bombeo y de RSU no renovable Fuente: MITyC/IDAE La evolución de la energía eólica ha ido acompa- ñada por la incorporación reciente de otras tecno-

3.2 — ESCENARIOS DE

3.2 ESCENARIOS DE logías como la solar termoeléctrica, ausentes del panorama energético hasta hace poco. El impulso PRECIOS DE LA ENERGÍA dado a esta tecnología desde el año 2008 ha permi- Y DEL CO2 tido que empiece a cobrar visibilidad. Actualmente son numerosas las instalaciones en construcción, Los precios del petróleo y la distribución de las cuya puesta en marcha dará lugar a una potencia de reservas de energía vienen condicionando las po- unos 600 MW, cifra que supera el objetivo del PER líticas energéticas de los diferentes países desde 2005-2010. El potencial de esta tecnología unido a hace casi cuatro décadas. la alta disponibilidad de recurso solar en España permitirá que esta tecnología juegue un papel im- La evolución de los pecios de las materias primas portante en los años sucesivos. energéticas influirá en el desarrollo de las tecno- logías renovables. Escenarios de precios altos de petróleo y gas harán a las tecnologías renovables más competitivas en costes y viceversa. Asimismo, 44 Escenarios en el horizonte del año 2020 también influirá en ese desarrollo la evolución del precio de los derechos de emisión de CO2.

3.2.1 — Escenarios de evolución

3.2.1 Escenarios de evolución Por ello, a comienzos de 2010 —y dentro de los de precios del crudo de estudios llevados a cabo como apoyo al desarrollo petróleo Brent del Plan— se elaboraron diferentes escenarios de evolución de los precios del petróleo, del gas y de Para inferir los precios de las principales materias los derechos de emisión de CO2. primas energéticas, petróleo y gas natural, aunque se han barajado tres posibles escenarios (alto, base Un resumen de estos escenarios se presenta a y bajo), en línea con las previsiones de los principa- continuación. A este respecto, es importante des- les organismos internacionales, los análisis para la tacar que desde su elaboración se ha producido elaboración del PER se han llevado a cabo a partir en distintos países de África y Asia una serie de del escenario base de precios, que contempla un acontecimientos que, además de los cambios de crecimiento moderado de los mismos en el periodo orden social y político que se están produciendo y del plan. De acuerdo con esto, el precio del cru- puedan producirse, tendrán con toda probabilidad do de petróleo Brent cotizaría en 2020 alrededor influencia en la evolución futura del precio de las de los 110 $ por barril —a precios constantes de materias primas energéticas y en el diseño de las 2010— en el escenario base, mientras que en los políticas energéticas del futuro. Por ese motivo, se escenarios bajo y alto el barril se situaría en cifras encuentra en curso una actualización de las pro- del orden de los 75 $ y 158 $, respectivamente. yecciones correspondientes a los mencionados es- Véase la figura 3.2.1. cenarios, que se tendrá en consideración tan pronto esté disponible. Figura 3.2.1. Escenarios de precio del barril de crudo de petróleo Brent (en $ constantes de 2010) 200 176 168 158 150 136 123 115 117 ($/bbl) 110 110 107 105 100 95 94 79 100 78 75 75 75 50 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Escenario base Escenario bajo Escenario alto Fuente: BCG 45 PER 2011-2020 En el escenario base, el precio del crudo previsto una demanda por parte de las potencias emergen- está alineado con la evolución esperada del coste tes superior a la prevista, o mayores dificultades de producción del proyecto marginal, incluyendo de las previstas para reemplazar las reservas de costes de capital, de los nuevos yacimientos nece- crudo llevarían a esa situación. El escenario ácido sarios para satisfacer la demanda futura de cru- bajo, por contra estaría alineado con una debilidad do. En otras palabras, el escenario base refleja el del consumo de crudo y una mayor facilidad que la precio requerido para satisfacer la demanda futura prevista en el acceso a nuevas reservas. de crudo. El escenario ácido alto, asume un coste Efectivamente, tal y como se puede ver en la gráfica superior del crudo derivado de una mayor demanda adjunta, los yacimientos marginales con los costes de crudo y una mayor dificultad y por tanto coste más elevados necesitan un precio del crudo de los para el reemplazo de las reservas de crudo. Una re- 100 $/barril para llegar a cubrir estos costes. cuperación económica más rápida de lo esperado, Figura 3.2.2. Coste de explotación de los 230 proyectos de explotación y producción más importantes Arenas bituminosas 100 (85-95$) Crudo pesado aguas-profundas Frontier bajo terciario Golfo de México Northern Lights Suzunskoye & Tagulskoye Ultra profundo África Occidental SAS expansion Joslyn (65-80$) Russkoye Carabobo 1 Fort Hills Junin 5 MTPS Ofon 2 Break-even comercial (US$/bbl) Ugnu Crudo pesado térmico (50-75$) Al Ghubar Pearl GTL 80 Harweel Cascade & Chinook BS Papa Terra Dover Golfo de México Lower Zakurn Waha (North Gialo & NC Liquids Membro Siri Mid tier África Occidental Point Thomson Firebag Greater Thornbury Area Block 31 West Nsiko Block 32 Phase 2 Amal Steam (45-65$) Kaskida Marlner Bressay Hebron Usiko Goliat Block 32 Phase 1 Pike Thickwood Block 17 CLOV Buckskin Lucius Crudo pesado Grouse Jack/St Malo Leismer Kirby Rosebank Block 31 SE Kearl LakeMacKay River Expansion Stones Bosi Block 31 NE internacional 60 (35-45$) Appomattox Freedom Perdido Clair Ridge Vito Big Foot Tiber Sunrise Bakken Shale Low Tier1 Presalino Mars B Shenandoah Usan Carmon Creek Bonga SW Aparo Nabiye Amal Narrows Lake África Occidental (30-50$) Peregrino Itaipu Lucapa Kodiak (25-35$) Delaware Basin Horizontal Egina Wahoo Vesuvio Eagle Ford Knotty Head Upper Zakum expansion Block 15 Kizomba Satellites Akri Bijeel El Merk Block 18 West Jackfish Patos Gumusut Carioca Umm alLulu Proyectos con break-even >100$ Iara Surrounding Area Abare West Marinza Granite Wash · Kashagan (121) Lula & Cernambi Caesar Tonga 40 Jubilee California Tempa Rossa Primrose East · Prirazlom (110) Shaikan Guara · Nasr (109) Shale Hamaca Aruana Pipeline Iara · Novoportovskoye (108) Waimea MKB Uganda, Blocks 1, 2 &3 · Yurubchenko-Tahomskoye (102) Tupi Northeast TGT Guara South Tweneboa Florim Jidong Nanpu XXX Líquidos no convencionales (>40$) Franco 20 0 5 10 15 20 Producción pico acumulada (Mb/d) 1. Proyectos con buenos “economics” (pozos conectados directamente a campos cercanos, buenos yacimientos) Nota: las estimaciones de break-even no incluyen el coste de adquisición/exploración del área que si son incluidos conducirían a break-evens mayores. Esto puede ser particularmente importantepara los campos onshore en Norteamérica Fuente: BCG Como se puede apreciar en las siguientes gráfi- cas, los escenarios definidos están en línea con los manejados por instituciones internacionales como la Agencia Internacional de la Energía (IEA, en sus siglas en inglés), y la Energy Information Administration (EIA) del Departamento de Energía de Estados Unidos y con los precios de los futuros sobre el crudo (estos últimos para los primeros años de proyección). 46 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.2.3. Precios del crudo Brent en los escenarios base, alto y bajo Escenario base Escenario bajo Escenario alto Precio del petróleo, Precio del petróleo, Precio del petróleo, $ constantes 2010 ($/bbl) $ constantes 2010 ($/bbl) $ constantes 2010 ($/bbl) 210 210 210 201 176 140 126 140 140 133 123 116 92 78 70 70 70 51 0 0 0 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030 EIA base EIA bajo EIA alto EIA short-tem IEA bajo IEA alto IEA base Escenario bajo Escenario alto Escenario base Forward ICE brent Fuente: BCG

3.2.2 — Escenarios de evolución Dichos contratos tienen típicamente duraciones en

3.2.2 Escenarios de evolución Dichos contratos tienen típicamente duraciones en el rango de 20-25 años. En este caso, el precio del de precios del gas natural en gas responde a fórmulas polinómicas acordadas entre las partes, vinculadas a índices energéti- España cos tales como el crudo, fueloil, gasoil, merca- dos líquidos de gas natural, el precio del pool de Para la realización de escenarios de precios de gas electricidad, carbón, etc. Dichos contratos vienen en España es necesario comprender las dinámi- asociados además a cláusulas tipo take-or-pay, cas que determinan los precios del mismo. El gas que obliga al comprador a comprar la cantidad natural es un commodity energético que se puede pactada independientemente de las condiciones adquirir o bien en el mercado spot o bien a través de mercado locales. de contratos a largo plazo. Para el caso de España, el aprovisionamiento de Para el primer caso, el precio del gas natural en gas natural ha venido determinado fundamental- los mercados spot viene determinado en mercados mente por los contratos a largo plazo y en menor internacionales a través de marcadores líquidos medida por los mercados spot. De hecho, los con- como son el Henry Hub en EE.UU., el NBP (Natio- tratos a largo plazo han representado recientemen- nal Balancing Point) en el Reino Unido o el Zee- te alrededor del 90% de las importaciones de gas brugge en Bélgica. natural en España. Sin embargo, una parte significativa del aprovisio- Respecto a la naturaleza de los contratos en Espa- namiento de gas se produce a través de contratos ña, la mayoría están indexados al precio del crudo de larga duración con productores de gas natural. y sus derivados, con lo que el precio pagado por 47 PER 2011-2020 el gas en España está muy correlacionado con el indexado al crudo y/o a sus derivados, tal y como precio del crudo, incluyendo decalajes. De hecho, se puede ver en la siguiente figura. Para España, el Energy Sector Inquiry de la UE estima que el 85% se estima una relación similar del precio del gas de contratos en Europa Occidental se encuentra respecto al precio del crudo. Figura 3.2.4. Indexación de los contratos de gas natural en Europa occidental según el Energy Sector Inquiry % El 85% de contratos en 120 Europa occidental indexados al petróleo y sus derivados 2 1 100 3 100 5 5 5 30 80 60 50 40 20 0 Fueloil Fueloil Crudo Fijo Precio Precio Inflación Precio Total ligero pesado gas carbón general electricidad y gasoil Fuente: BCG Dada esta relación entre el precio del gas en Es- Cabe destacar que, tal y como se ha indicado an- paña y el precio del crudo, se ha desarrollado un teriormente, el modelo de precios de gas —cuya modelo de proyección de los precios del gas basa- metodología se puede consultar en el estudio co- do en regresiones del precio del gas con el precio rrespondiente1— muestra un elevado nivel de ajus- del crudo. El modelo realizado muestra un elevado te. De hecho, aplicando el modelo a datos históricos nivel de ajuste con los precios del gas históricos, del precio del crudo se obtiene una correlación del con lo que puede considerarse que el modelo es 91% entre el precio del gas real y el estimado, tal y un predictor razonable del precio del gas ante di- como se puede observar en la figura adjunta. ferentes escenarios de precio del crudo. En cual- quier caso, las proyecciones se verán afectadas tanto por la indexación real de los contratos que se firmen o renegocien a futuro, con las posibles modificaciones en el mix de materias primas y re- lación temporal, como por la existencia de pivotes al precio del crudo u otras materias primas que no son contempladas en regresiones históricas. Como se puede entender fácilmente, el impacto de las desviaciones sobre las proyecciones del modelo será mayor cuanto más alejado en el tiempo nos encontremos. 1 Evolución tecnológica y prospectiva de costes por tecnologías de energías renovables a 2020-2030 48 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.2.5. Modelización del precio del gas importado en España PGas = %Argelia GN · PGasArg + %Resto contratos · PGasResto + %Spot · PGasSpot 30 Pcontrato Pspot = Pcontrato + 3,6€/MWh1 20 (€/MWh) 10 Correlación = 91% 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Histórico Modelo Fuente: BCG Para la realización de las proyecciones, de igual • El modelo considera que las importaciones adi- forma que en el caso del crudo de petróleo, se han cionales de GNL se realizan con un esquema de elaborado tres escenarios (escenario base y esce- indexación igual al promedio declarado en adua- narios ácido alto y bajo) con una serie de hipótesis nas en las importaciones históricas clave comunes a todos los escenarios de crudo, • La tasa de inflación de 2010 en adelante es 2,3% como son las siguientes: (en línea con la hipótesis de IEA) y el tipo de cambio USD/Euro se ajusta a 1,28 $/€ a medio- • Se asume un crecimiento de la demanda de gas largo plazo. en España a una tasa media del 2% anual desde 2010 y 1% anual hasta 2030. En cualquier caso, en el largo plazo se ha estima- • Los gasoductos Magreb y MedGaz funcionan con do que los precios del gas en bases DES2 estarán una utilización del 90% (el modelo considera que por encima de 17,7 €/MWh, precio necesario para MedGaz incrementará gradualmente el volumen cubrir los costes del proyecto marginal, incluyen- transportado durante los primeros tres años), do costes de exploración y producción, licuación y ajustando las importaciones de GNL para ase- transporte. De forma efectiva, esto pondrá un suelo gurar la cobertura de la demanda. en los precios de GNL, y por tanto del gas marginal • Como hipótesis simplificadora, se asume que que se importe en España. la compra de gas spot es marginal en los próxi- La siguiente gráfica muestra la evolución espe- mos cinco años (5%), y que éstas posterior- rada de los precios de gas en los tres escenarios mente aumentan hasta alcanzar el 15% de las propuestos: importaciones. • La estructura contractual de los contratos a largo plazo en España en este horizonte se mantiene esencialmente indexado al precio del crudo y con valores similares a los históricos. DES es un incoterm que significa Delivered Ex-Ship. El vendedor ha cumplido su obligación de entrega cuando ha puesto 2 la mercancía a disposición del comprador, o en un trasporte multimodal o a bordo de un buque, en el puerto de destino convenido, sin despacharla en aduana para la importación. Se utiliza cuando las partes deciden que es el vendedor quien asume los costes y riesgos de descargar la mercancía 49 PER 2011-2020 Figura 3.2.6. Proyecciones del precio del gas natural importado en España (en € constantes de 2010) Posible aumento 50 drástico a corto plazo por precio 43 43 44 42 43 petróleo 40 40 41 38 39 40 37 38 34 35 32 33 31 31 32 32 31 30 29 30 (€/MWh) 29 28 29 30 27 26 27 27 28 25 26 25 24 24 25 24 26 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 18 23 24 20 22 23 21 19 17 18 17 14 10 11 0 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Alto Base Bajo Histórico Nota: los precios de 2004 a 2010 son precios nominales Fuente: BCG En el escenario base, el gas natural importado en En el escenario base, otros países relevantes fuera España alcanzaría un precio en 2020, también a de la UE fijan objetivos similares de reducción de precios constantes de 2010, de 27,5 €/MWh, para emisiones, siguiendo anuncios recientes: una tasa de cambio de 1,28 dólares USA por euro. • EE.UU. reducirá un 14-17% de emisiones respecto a las emisiones de 2005.

3.2.3 — Escenario de evolución • Japón ha anunciado la reducción de 25% de emi

3.2.3 Escenario de evolución • Japón ha anunciado la reducción de 25% de emi- del precio de los derechos de siones respecto a 1990. • La Federación Rusa ha anunciado una reducción emisión de CO2 de 15-25% respecto a 1990. • Las potencias emergentes también fijan compro- Análogamente a lo realizado en la proyección de misos de reducción de emisiones de CO2. precios de gas natural se han definido tres posi- En este escenario los precios se encontrarán en bles escenarios futuros de evolución del precio torno a 30 €/ton en el largo plazo y están deter- de los derechos de emisión CO2, en función de los minados fundamentalmente por el escenario eu- diferentes grados de ambición en las políticas de ropeo. Como se puede ver en el gráfico adjunto el reducción de emisiones, tanto en la UE como a ni- precio del CO2 en el escenario base está en línea vel mundial: escenario base, escenario exigente y con las expectativas de los agentes de la UE de escenario bajo. 25-30 €/Tm CO2. El escenario base representa el escenario conti- nuista en la UE con los objetivos de reducción del 20% respecto a las emisiones de 1990 y con trata- miento restrictivo de los mecanismos de flexibili- dad, lo cual se encuentra por debajo del objetivo exigente que supone una reducción de 30% de emi- siones respecto a las emisiones de 1990. 50 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.2.7. Expectativas de precio del CO2 En el escenario exigente se asume una mayor en la UE ambición a nivel global de reducción de emisio- Encuesta sobre expectativas del precio del CO2 nes para alcanzar la propuesta del Panel Inter- en la UE en 2020 (encuesta realizada en 2010) gubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC, según sus siglas en inglés) de concentración de CO2 de 445 ppm en 2050, lo cual requería eliminar 40 37 22 GigaTm de emisiones para el 2030. En este caso, el análisis demanda-oferta de mecanismos de re- ducción de emisiones requerido para la reducción Probabilidad (%) 30 26 25 de las 22 GigaTm resulta en un coste marginal de reducción para 2030 de 50 €/Tm CO2. 20 En el escenario bajo se produce relajamiento gene- ral de los objetivos de restricción de las emisiones 10 7 de CO2. En este escenario se han estimado unos 4 costes de CO2 en línea con el nivel de precios del 2 0 mercado de CO2 existentes en marzo de 2010 y que 0-10 10-20 20-30 30-50 50-100 >100 estaban en torno a 15 €/Tm CO2. (€/Tm) Adicionalmente a estos tres escenarios, el precio del CO2 podría incluso ser “0” de encontrarnos en Nota: encuesta realizada en 2010 por un entorno en que se abandonaran las políticas de PointCarbon a más de 4.000 empresas a nivel reducción de emisiones de CO2. En cualquier caso, mundial relacionadas con el mercado de CO2 no se ha considerado esta hipótesis. (traders, bancos de inversión, empresas energéticas e industriales). La siguiente gráfica muestra la evolución esperada Fuente: PointCarbon del precio del CO2 en los tres escenarios descritos: Fuente: BCG Figura 3.2.8. Escenarios de precios de CO2 48 50 Precio CO2 € constantes 2010 €/Ton 50 46 44 43 41 39 40 37 35 33 31 29 30 26 28 24 29 30 30 23 22 27 28 28 29 21 21 20 20 25 26 26 27 20 18 23 24 14 16 20 21 13 14 15 15 16 18 19 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 14 14 14 10 0 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Precio CO2 escenario exigente Precio CO2 escenario bajo Precio CO2 escenario base Precio CO2 histórico importado histórico Nota: el cambio de escenarios se puede producir en hitos como el COP 16 - dic. 2006 Mexico, COP 17 - dic. 2007 Sudáfrica o con el fin del periodo de exigencia del protocolo de Kyoto - dic. 2012 Fuente: BCG 51 PER 2011-2020 De acuerdo con las proyecciones realizadas, el Por lo que se refiere al PIB, tras dos años de re- precio de los derechos de emisión del CO2 en el cesión, se prevén crecimientos medios anuales escenario base se situaría en 25 euros por tonelada cercanos. Así, en cuanto a la evolución del PIB, se en el año 2020. prevén crecimientos medios anuales del 1,3% para 2011; 2,3% en 2012; 2,4% en 2013 y del orden del 2,4% para el periodo 2014-2020.

3.3 — DESCRIPCIÓN La población por su parte experimentará, en el pe

3.3 DESCRIPCIÓN La población por su parte experimentará, en el pe- DEL ESCENARIO DE riodo 2010-2020, crecimientos mucho más suaves que los registrados durante la primera década de REFERENCIA este siglo. Así, se infiere que en 2020 vivan en Espa- ña cerca de 48 millones de habitantes, lo que repre- senta un crecimiento de 1,3 millones de habitantes España viene realizando históricamente plani- con respecto a 2010. Este incremento poblacional ficaciones en eficiencia energética y energías se produciría de manera ralentizada, no únicamente renovables, estando vigente en la actualidad la teniendo en cuenta un descenso de la natalidad en Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en dicho periodo, sino también debido a dos fuerzas España 2004-2012 (E4), instrumentada a través de que actúan de forma contrapuesta: por un lado el sus Planes de Acción 2005-2007 y 2008-2012, el re- incremento de la esperanza de vida media, y por otro cientemente aprobado Plan de Acción de Eficiencia y en contraposición, el progresivo envejecimiento de Energética de España 2011-2020, y ha finalizado la estructura de población, que asegurará una tasa recientemente la vigencia del Plan de Energías de reducción de la población cada año. Renovables 2005-2010, antecedente inmediato del plan que ahora se presenta. En cuanto al tamaño medio de una familia, se prevé que disminuirá paulatinamente, aumentando, en En sintonía con los requerimientos de la Directi- contraposición, el número de hogares y viviendas va 2009/28/CE, de Energías Renovables, y con el necesarias para albergar a dichas familias de me- modelo para la elaboración de planes de acción nor tamaño. nacionales de energías renovables, de la Comisión Europea, se han inferido las evoluciones a futuro Las previsiones sobre movilidad y sistemas de del consumo energético considerando dos escena- transporte con la que cuentan ambos escenarios rios: el Escenario de Referencia y el Escenario de muestran un incremento progresivo del consumo Eficiencia Energética Adicional. de energía en el sector transporte hasta 2020, que será satisfecho mediante productos petrolíferos, El escenario de referencia se corresponde con un biocarburantes y de electricidad. Esta última estará escenario que únicamente tiene en cuenta las ac- en gran medida propiciada por la incorporación al tuaciones de eficiencia energética llevadas a cabo parque de vehículos de nuevas unidades con siste- hasta el año 2010, en el marco de las actuaciones mas de propulsión híbridos y eléctricos. de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética de España (E4) 2004-2012. El escenario de referencia asume, como el de efi- ciencia, las hipótesis socioeconómicas anterior-

3.3.1 — Evolución de las mente detalladas. Sin embargo, el escenario de

3.3.1 Evolución de las mente detalladas. Sin embargo, el escenario de referencia se distingue por asumir la hipótesis variables externas (población, energética de mantener hasta 2010 las medidas previstas por la E4, para, posteriormente, no incor- PIB, vivienda, movilidad) porar actuaciones adicionales de eficiencia ener- gética. Las únicas ganancias de eficiencia en este Al margen de las diferencias, ambos escenarios último periodo se corresponden con las medidas comparten, en su prospectiva a futuro, los prin- adoptadas por la E4 hasta 2010, que continuarán cipales parámetros socio-económicos —producto generando ganancias de eficiencia a lo largo de la interior bruto (PIB) y población—, así como la vida útil de los equipamientos incorporados. evolución prevista de los precios internaciona- les del petróleo y del gas natural, diferencián- A continuación se detalla la evolución de varios dose en las de ahorro y eficiencia energética indicadores energéticos globales y sectorizados, consideradas. dentro del escenario de referencia. 52 Escenarios en el horizonte del año 2020

3.3.2 — Evolución 2010-2020 del 166 Mtep, véase la tabla 3.3.1, con un incremento del

3.3.2 Evolución 2010-2020 del 166 Mtep, véase la tabla 3.3.1, con un incremento del 25,7% respecto al nivel del 2010. En este escenario, consumo de energía primaria la falta de medidas de eficiencia adicionales conduce a un crecimiento progresivo de la demanda a una En el contexto del escenario de referencia, el consu- tasa media de un 2,3%. mo de energía primaria alcanzará prácticamente los Tabla 3.3.1. Escenario de referencia: consumo de energía primaria ktep 2005 2010 2015 2020 Carbón 21.183 8.271 10.536 10.046 Petróleo 71.765 62.358 61.046 62.199 Gas natural 29.116 31.003 44.190 52.341 Nuclear 14.995 16.102 14.490 14.490 Energías renovables 8.371 14.910 20.593 27.878 Saldo electr.(Imp.-Exp.) -116 -717 -966 -1.032 Total energía primaria 145.314 131.927 149.889 165.921 Nota: en lo que respecta al uso del carbón y su aportación a la generación eléctrica y al suministro de energía primaria consignado en los cuadros de planificación energética, se ha supuesto que será compatible y conforme al marco europeo en la materia. Fuente: MITyC/IDAE La evolución al año 2020 de la demanda primaria implantadas en el marco del Plan de Acción de Ahorro de energía muestra el efecto coyuntural de la crisis, y Eficiencia, 2008-2012. Con posterioridad al periodo véase la figura 3.3.1. A partir del 2011 se constata un señalado por este plan no se contemplan, como ya repunte progresivo en la demanda, algo moderado se mencionó anteriormente, medidas adicionales de por el efecto inducido de las medidas de eficiencia eficiencia dentro de este escenario de referencia. Figura 3.3.1. Escenario de referencia: evolución del consumo de energía primaria Miles 170 160 150 140 (ktep) 130 120 110 100 90 80 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Fuente: MITyC/IDAE 53 PER 2011-2020 Por fuentes energéticas, destaca la evolución energética primaria desplazando, por este orden, de las energías renovables, cuya demanda llega al petróleo, la nuclear y el carbón. Esta evolución a incrementarse en un 87% en el horizonte del de las cesta energética primaria es especialmente 2020. A continuación le sigue el gas natural, con significativa en el caso de las energías renovables, un incremento acumulado del 69% en el periodo cuyo porcentaje de contribución a la demanda pri- 2010-2020. Desde un punto de vista estructural, maria se incrementará desde un 11,3% en 2010, a las energías renovables y el gas natural incremen- prácticamente suponer el 16,8% en 2020, véase la tarán su presencia en la cobertura de la demanda figura 3.3.2. Figura 3.3.2. Escenario de referencia: evolución de la estructura del consumo de energía primaria ΔEERR2010/2020: 87% -0,5% 6,3% -0,6% 6,1% 11,3% 16,8% 37,5% 12,2% 8,7% 47,3% 23,5% 31,5% ΔEP2010/2020: 26% Energía primaria 2010: 131.927 ktep Energía primaria 2020: 165.921 ktep Carbón Petróleo Gas natural Nuclear Energías renovables Saldo Electr. (Imp.-Exp.) Fuente: MITyC/IDAE Considerando conjuntamente las evoluciones de los consumos primarios de energía y del Producto Interior Bruto, se producirá un aumento del indi- cador en los dos primeros años de la década, para finalmente descender ligeramente, mostrando una reducción acumulada de la intensidad energética primaria del 0,8% en el horizonte del 2020, véase la figura 3.3.3. 54 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.3.3. Escenario de referencia: evolución de la intensidad de energía primaria 205 195 (tep/M€00) 185 175 165 155 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Intensidad energía primaria_escenario referencia Fuente: MITyC/IDAE

3.3.3 — Evolución 2010-2020 del estimularía un incremento del consumo de energía

3.3.3 Evolución 2010-2020 del estimularía un incremento del consumo de energía final a una tasa media anual de un 2% entre 2010 consumo de energía final en y 2020, situándose la demanda final de energía en el año 2020 superior a 114 Mtep sin considerar los el escenario de referencia consumos no energéticos, véase la tabla 3.3.2. De acuerdo con las hipótesis de partida para la de- finición de este escenario, la falta de nuevas actua- ciones de eficiencia energética a partir del año 2010 Tabla 3.3.2. Escenario de referencia: consumo de energía final ktep 2005 2010 2015 2020 Carbón 2.424 1.693 2.163 2.134 Prod. petrolíferos 54.376 48.371 48.258 49.369 Gas natural 17.145 16.573 21.152 23.254 Electricidad 20.836 21.410 25.661 30.920 Energías renovables 3.678 5.375 6.675 8.070 Total usos energéticos 98.458 93.423 103.908 113.748 Usos no energéticos 7.842 6.416 6.865 6.865 55 PER 2011-2020 (Continuación) ktep 2005 2010 2015 2020 Prod. petrolíferos 7.362 5.941 6.415 6.415 Gas natural 480 475 450 450 Total usos finales 106.300 99.838 110.773 120.613 Nota: en lo que respecta al uso del carbón y su aportación a la generación eléctrica y al suministro de energía primaria consignado en los cuadros de planificación energética, se ha supuesto que será compatible y conforme al marco europeo en la materia. Fuente: MITyC/IDAE También la demanda de energía final muestra el Ahorro y Eficiencia 2008-2012, véase la figura 3.3.4. efecto coyuntural de la crisis, apreciándose, a partir La tasa de incremento anual para el consumo de de 2010, un repunte moderado derivado del efecto energía final (considerando los usos no energéti- inducido de las medidas de eficiencia implanta- cos) en esta década es de un 1,91%. das hasta 2009 en el marco del Plan de Acción de Figura 3.3.4. Escenario de referencia: evolución del consumo de energía final Miles 130 120 110 100 (ktep) 90 80 70 60 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Fuente: MITyC/IDAE Por fuentes energéticas, véase la figura 3.3.5, des- torno a los 8 puntos porcentuales. El carbón, por taca la contribución al crecimiento del consumo de su parte, mantendrá prácticamente su presencia, energía final de la demanda asociada a las energías al estar sus consumos asociados exclusivamen- renovables, y la electricidad, que experimentarán te a determinados procesos industriales como el incrementos acumulados en el periodo señalado siderúrgico. del 50 y 44%, respectivamente. El mayor peso de estas energías en la cobertura de los consumos energéticos finales, junto con el gas natural que estabiliza su contribución, inducirán una menor participación de los consumos petrolíferos en la demanda de energía final, con una recesión en 56 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.3.5. Escenario de referencia: evolución de la estructura del consumo de energía final (usos energéticos) ΔEERR2010/2020: 50% 6,0% 2,0% 7,1% 1,9% 43,4% 23,0% 27,2% 52,0% 18,0% 20,4% ΔEP2010/2020: 22% E. Final (usos energéticos) 2010: 93.423 ktep E. Final (usos energéticos) 2020: 113.748 ktep Carbón Petróleo Gas natural Electricidad Energías renovables Fuente: MITyC/IDAE Por sectores, las tendencias detectadas en los últimos años apenas experimentarán cambios significativos, véase la tabla 3.3.3. El transporte continuará su tendencia alcista en la estructura de consumos, llegando a representar en 2020 el 43% de la demanda. Por su parte, los sectores de industria y usos diversos (residencial, servicios y agricultura) parten en 2010 con una participación muy igualada, del orden del 30%, estabilizando su peso a 2020 el sector de los usos diversos, mientras que el sector industria baja su peso a algo más del 26%. Tabla 3.3.3. Escenario de referencia: sectorización del consumo de energía final ktep 2005 2010 2015 2020 Industria 30.558 28.208 28.956 30.178 Transporte 37.956 36.743 43.204 48.919 Residencial, servicios y otros 29.945 28.470 31.748 34.651 Total usos energéticos 98.458 93.421 103.908 113.748 Usos no energéticos 7.842 6.416 6.865 6.865 Total usos finales 106.300 99.838 110.773 120.613 Fuente: MITyC/IDAE 57 PER 2011-2020 Con respecto a la intensidad de energía final, véase emprendidas dentro del anterior Plan de Acción, la figura 3.3.6, se espera una mejora acumulada 2008-2012 de la E4 que, anualmente, seguirán ge- superior a la primaria (3,6%), a lo que contribui- nerando ahorros inducidos a lo largo de la vida útil rá, sin duda, las actuaciones de ahorro y eficiencia de las referidas actuaciones. Figura 3.3.6. Escenario de referencia: evolución de la intensidad de energía final 150 145 140 (kep/€00) 135 130 125 120 115 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Intensidad energía final_escenario referencia Fuente: MITyC/IDAE

3.3.4 — Previsiones de consumo

3.3.4 Previsiones de consumo final bruto de energía El nuevo indicador designado por la Directiva 2009/28/CE para contabilizar los progresos de las energías renovables en cada Estado miembro, es la aportación de las energías renovables al consumo final bruto de energía. Su metodología de cálculo ha sido definida dentro de la mencionada directiva, donde España ha adquirido un objetivo de un 20%, para el horizonte 2020. Este nuevo indicador tiene por objetivo reflejar más fielmente la aportación renovable en todos los consumos finales de la energía, incorporan- do en su cálculo metodologías de normalización y armonización. En el escenario de referencia, este indicador se incrementaría un 32% con respecto al año base 2010, alcanzando en el año 2020, véase la figura 3.3.7, un valor del 17,4%. Valor insufi- ciente para cumplir con los objetivos de España para ese año. 58 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.3.7. Escenario de referencia: evolución energía final bruta 2010-2020 13,2% 17,4% EERR 2010 Consumo total de energía final bruta 2010: 96.382 ktep EERR 2020 Consumo total de energía final bruta 2020: 118.158 ktep Fuente: MITyC/IDAE

3.3.5 — Evolución 2010-2020 del mix de generación eléctrica

3.3.5 Evolución 2010-2020 del mix de generación eléctrica Un análisis del balance eléctrico, véase la tabla 3.3.4, señala a dos fuentes energéticas que, en el horizonte del 2020, se posicionarán de manera destacada en la estructura de la generación eléctrica: las energías renovables y el gas natural, que conjuntamente cubrirán casi tres cuartas partes de toda la demanda eléctrica nacional. Tabla 3.3.4. Escenario de referencia: balance eléctrico nacional GWh 2005 2010 2015 2020 Carbón 81.458 25.493 33.230 31.579 Nuclear 57.539 61.788 55.600 55.600 Gas natural 82.819 96.216 150.755 191.156 P. petrolíferos 24.261 16.517 9.149 8.624 Energías renovables 42.441 97.121 112.797 146.080 Hidroeléctrica por bombeo 4.452 3.106 6.592 8.457 Producción bruta 292.970 300.241 368.123 441.497 59 PER 2011-2020 (Continuación) GWh 2005 2010 2015 2020 Consumos en generación 11.948 9.956 14.425 17.300 Producción neta 281.022 290.285 353.698 424.197 Consumo en bombeo 6.360 4.437 9.418 12.082 Saldo de intercambios -1.344 -8.338 -11.231 -12.000 Demanda (bc) 273.319 277.510 333.049 400.115 Consumo sectores 5.804 4.100 6.150 6.604 transformadores Pérdidas transp., distrib. 25.965 24.456 28.518 33.977 Demanda final de electricidad 241.550 248.954 298.381 359.534 Incremento respecto año 4,26 2,05 4,33 3,89 anterior (%) % renovables s/prod bruta 14,5 32,3 30,6 33,1 Nota: en lo que respecta al uso del carbón y su aportación a la generación eléctrica y al suministro de energía primaria consignado en los cuadros de planificación energética, se ha supuesto que será compatible y conforme al marco europeo en la materia. Fuente: MITyC/IDAE Por su parte, el carbón y la energía nuclear, véase figura 3.3.8, en el periodo considerado 2010-2020, mantendrán pocas variaciones en su producción eléctrica; el carbón con cierta tendencia a aumen- tar, y la nuclear con un ligero decremento. Se des- taca que, en cuanto a los productos petrolíferos, su aportación disminuirá a una tasa media anual del 6,3%. 60 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.3.8. Escenario de referencia: evolución de la producción eléctrica bruta por fuentes energéticas Miles 160 140 120 100 (GWh) 80 60 40 20 0 2005 2010 2015 2020 Carbón Nuclear Gas natural P. petrolíferos Energías renovables Fuente: MITyC/IDAE El caso de las energías renovables resulta especial- aportación de 2.365 GWh al final del periodo. De mente relevante por su crecimiento medio anual entre éstas, destaca la aportación en 2020 de la en el periodo de análisis, del orden del 4%, lo que eólica marina, con una producción de 1.845 GWh. llevará a estos recursos autóctonos en 2020 a sa- Adicionalmente, merece especial mención el es- tisfacer la demanda eléctrica en un 33%; aún por fuerzo a realizar sobre tecnologías como el biogás, debajo del gas natural (43%). la biomasa y los residuos domésticos, de gran po- Dentro de las tecnologías de energías renovables, tencial energético, que hasta ahora han evolucio- se mantendrá el protagonismo de la energía eólica nado por debajo de su potencialidad. En conjunto, e hidráulica, con más del 70% de toda la producción estas fuentes aportarían una producción eléctrica eléctrica renovable, con un claro predominio de la mayor a 12.000 GWh en 2020. primera. A ellas se sumarán la tecnología solar En cuanto a la evolución de la potencia instalada termoeléctrica, y la fotovoltaica, cuyas aportacio- de las distintas fuentes energéticas para el periodo nes eléctricas seguirán creciendo a lo largo de los 2010-2020, véase la figura 3.3.9, cabe destacar la próximos años. previsión de un gran aumento relativo en potencia Destaca también la incorporación al mix eléctrico instalada de energías renovables, un 58% en 2020 de tecnologías renovables emergentes que hasta con respecto a 2010, alcanzando al final del periodo ahora han estado ausentes o bien han tenido una una potencia total de cerca de 67 GW. Este hecho representación marginal. Es el caso de nuevas implica la instalación de más de 24 GW adicionales tecnologías como la eólica marina, la geotermia a los hoy existentes en una clara apuesta por un par- y las energías del mar, que unidas alcanzarán una que de generación eléctrica más libre de carbono. 61 PER 2011-2020 Dentro del parque renovable al 2020 destaca el área eólica con 35 GW instalados, el área hidráulica con 16,6 GW, y en tercer lugar la energía fotovoltaica con más de 7 GW, al final del periodo. Figura 3.3.9. Escenario de referencia: evolución de la potencia instalada por fuentes energéticas Miles 70 60 50 40 (MW) 30 20 10 0 2005 2010 2015 2020 Carbón Energías renovables Nuclear Hidroeléctrica por bombeo Gas natural RSU no renovable P. petrolíferos Fuente: MITyC/IDAE En segundo lugar, aunque protagonizando un crecimiento más moderado, la potencia insta-

3.4 — DESCRIPCIÓN

3.4 DESCRIPCIÓN lada basada en gas natural aumenta a lo largo de periodo 2010-2020 en torno a un 9% en tér- DEL ESCENARIO DE minos relativos (especialmente la cogeneración). EFICIENCIA ENERGÉTICA Este incremento de aportación, contrasta con la disminución del parque de generación basado ADICIONAL: EL en productos petrolíferos,-48% en términos re- lativos, seguido del parque basado en carbón y ESCENARIO DEL PER en la energía nuclear. 2011-2020

3.4.1 — Descripción de las

3.4.1 Descripción de las medidas adicionales de eficiencia energética El escenario de eficiencia energética adicional parte del anterior escenario de referencia, y con- templa además los nuevos ahorros desde el año 2011 derivados del Plan de Acción de Eficiencia Energética de España 2011-2020, incorporando así 62 Escenarios en el horizonte del año 2020 un importante paquete de medidas de eficiencia se considera que la fiscalidad ambiental y, en ge- energética al horizonte 2020 que permitirán reducir neral, la discriminación fiscal a favor de la mejora de la demanda de energía primaria desde los 165 de la eficiencia energética y de una mayor pene- millones de tep del escenario de referencia a una tración de las energías renovables, son elementos cifra cercana a 142 millones de tep, lo que supone fundamentales para contribuir a la reducción del una reducción, en términos relativos, del 14%. consumo de energía previsto en el escenario de eficiencia y para alcanzar los objetivos de energías El escenario de eficiencia energética adicional es renovables planteados en este plan. Por ello, éste el escenario al que se asocian los objetivos de este es uno de los temas importantes que se encuentran Plan de Energías Renovables 2011-2020. en estudio, para su diseño y aplicación de forma Recientemente, ha sido aprobada la Ley 2/2011, de coherente con la evolución del marco europeo de 4 de marzo, de Economía Sostenible, que incorpo- armonización fiscal. ra buena parte de las propuestas de tipo normativo El escenario de eficiencia puede, eventualmente, enumeradas en el Plan de Acción 2008-2012, apro- incorporar mecanismos adicionales que aseguren bado por el Gobierno español en julio de 2007, dentro el funcionamiento eficaz del mercado de los servi- de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética cios energéticos. 2004-2012; básicamente, dentro del sector indus- trial, la evaluación específica ex ante de impactos Las medidas específicas que se proponen por sec- energéticos exigida en todos los proyectos industria- tores son adicionales a las incluidas en el Plan de les. Dentro del sector transporte, lo incorporado en Acción 2008-2012 de Ahorro y Eficiencia Energética, la Ley de Economía Sostenible supone el desarrollo que deben seguir ejecutándose a partir de 2010, y de legislación básica sobre movilidad urbana. Con que deben ser dotadas de los recursos necesarios lo que se establecerá en ambos textos legales, y lo para hacer posible la consecución de sus objetivos, ya aprobado con anterioridad a 2009 (Real Decreto respetando la estabilidad presupuestaria. 1890/2008, de 14 de diciembre, por el que se aprueba En el sector industria, resulta necesario asegurar el Reglamento de eficiencia energética en instalaciones la viabilidad económica de los proyectos de ahorro de alumbrado exterior y sus Instrucciones Técnicas y eficiencia energética mediante la instrumentación Complementarias EA-01 a EA-07), se daría cumpli- de programas de ayudas públicas directas con las miento a lo establecido en el Plan de Acción 2008- intensidades de ayuda máxima permitidas por la 2012 de Ahorro y Eficiencia Energética. legislación comunitaria en materia de competen- La Ley de Economía Sostenible y el Plan de Acción cia, gestionados por los organismos competentes de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020 cons- de las comunidades autónomas o por el propio tituyen medidas normativas y de planificación fun- IDAE. Como medida adicional, para alcanzar las damentales para la consecución de las ganancias mejoras previstas en el escenario de eficiencia, se de eficiencia referidas en el escenario de eficiencia precisa la continuidad del programa de ayudas IDAE energética adicional. Dentro de estos textos, es re- a proyectos estratégicos de inversión en ahorro y levante lo relativo a la creación de las condiciones eficiencia energética, autorizado por la Comisión que hagan posible el funcionamiento eficiente de Europea —de acuerdo con las Directrices comuni- un mercado de servicios energéticos, estimulan- tarias sobre ayudas en favor del medio ambiente— do la demanda de dichos servicios y potenciando y dirigido a proyectos estratégicos plurirregionales la oferta, dotando a estas empresas de un marco y plurianuales de ahorro y eficiencia energética y jurídico estable a medio plazo. a proyectos singulares e innovadores en el sector industrial que supongan la reconversión o el cam- Dentro de las medidas consideradas como nuevas bio de procesos productivos en la gran industria en el escenario de eficiencia energética adicional, intensiva en energía. con posterioridad al año 2010, algunas de ellas constituyen enfoques nuevos o presupuestos nue- En el sector transporte, se asume la tendencia a vos aprobados para la consecución de los objetivos una cierta saturación en los consumos energéticos ya enunciados en el Plan de Acción 2008-2012 de como consecuencia del impacto de las medidas de Ahorro y Eficiencia Energética para las medidas calidad del aire en las ciudades y de la presión so- incluidas en dicho plan. cial, lo que se traduce en una participación relativa de los consumos del sector estabilizada en torno Independientemente del mayor o menor papel que al 40%. la fiscalidad juegue en cada uno de los sectores, 63 PER 2011-2020 Como medidas complementarias a las ya seña- Medidas de uso racional de medios de ladas en los Planes de Acción de la Estrategia de transporte Ahorro y Eficiencia Energética 2004-2012 y, es- pecialmente, en el Plan de Acción 2008-2012, se La incorporación generalizada de las nuevas tecno- prevé como un elemento fundamental la reorien- logías de la información a las flotas de transporte tación de la fiscalidad en el sector con un mayor de personas y mercancías, para la gestión correcta contenido ambiental. de recorridos y cargas, será apoyada desde las ad- ministraciones públicas dentro de los programas de De manera adicional a las medidas de carácter apoyo público que se diseñen, ya sean gestionados fiscal, debe potenciarse el etiquetado energético por las comunidades autónomas o, directamente, comparativo de turismos y primarse los vehículos por la Administración General del Estado a través con las más altas clases de eficiencia energética en de IDAE. Las tecnologías de la información y comu- los concursos públicos para la adquisición de vehí- nicación suponen también un potencial de ahorro culos. El etiquetado de vehículos debe potenciarse importante ligadas a la gestión del tráfico rodado de manera paralela a la introducción del etiquetado para evitar congestiones. de elementos básicos del automóvil (neumáticos, A/C, iluminación, etc.). Los planes de ahorro y eficiencia energética que se diseñen, para garantizar la efectiva consecu- Con carácter obligatorio, y en lo que se refiere al ción de los objetivos previstos en el Plan de Ac- transporte ferroviario, deben incorporarse siste- ción 2008-2012 de Ahorro y Eficiencia Energética, mas de recuperación de la energía de frenada en o que den continuidad al mismo para garantizar el transporte metropolitano y en el ferroviario de el cumplimiento del objetivo de ahorro y eficien- cercanías. cia energética previsto en el escenario de eficien- Siguiendo con la clasificación de las medidas de cia energética adicional, incluirán la formación ahorro y eficiencia energética que ya se establecie- continua en técnicas de conducción eficiente. No ra en el Plan de Acción 2008-2012, las actuaciones obstante, la aprobación de los textos normativos adicionales propuestas para el sector transporte, aludidos, actualmente en tramitación, garantiza en el horizonte del año 2020, son las siguientes: que el conocimiento de estas técnicas se exigirá como competencia básica para la obtención del Medidas de cambio modal permiso de conducir de los nuevos conductores. Con carácter general a ambos escenarios, en los Medidas de renovación de flotas ámbitos interurbanos y durante el periodo 2010- 2020, se comprobarán los ahorros energéticos La diferencia principal entre el escenario de refe- derivados del aumento de las inversiones en el rencia y el de eficiencia viene dada por una mayor transporte ferroviario, tanto de viajeros como de apuesta, en este último, de la electrificación del mercancías. transporte por carretera, lo que permitirá redu- cir en 2020 el objetivo fijado por el Reglamento Con carácter diferencial, en el escenario de efi- 443/2009, de 95 gCO2/km. ciencia energética adicional, la ejecución de las medidas y propuestas contenidas en los Planes La incorporación en el periodo 2010-2020 de nuevos de Movilidad Urbana Sostenible que se han venido vehículos eléctricos e híbridos conectables has- elaborando deberá conducir a un claro traspaso ta alcanzar en 2020 el 10% del parque supondrá modal hacia modos colectivos (transporte urbano) disponer de una flota de estos vehículos de 2,5 y modos no motorizados. Del mismo modo, la ne- millones de unidades en esta fecha. Considerando cesidad de alcanzar los objetivos de calidad del aire que un vehículo actual recorre 15.000 kilómetros en las ciudades fijados por la Directiva 2008/50/CE anuales, con un consumo en ciclo urbano de 8 se traduce en la mayor demanda de vehículos me- litros/100 km, el consumo energético anual pue- nos contaminantes para el acceso a determinadas de estimarse en torno a 1,2 tep/año/vehículo. De áreas urbanas, que podrían restringirse al tráfico acuerdo con lo anterior, los ahorros energéticos de determinados vehículos, con especial incidencia deberían seguir los siguientes patrones: los híbri- en el consumo asociado al transporte capilar de dos convencionales podrían ahorrar un 20-25% de mercancías en las ciudades. esta cifra, mientras que los híbridos conectables se situarían en el 35-40%, estimándose el ahorro 64 Escenarios en el horizonte del año 2020 asociado a los vehículos eléctricos puros en el en- Las medidas anteriores se instrumentarán median- torno del 50-55%. te la aprobación de Planes Renove, entendiendo que esta fórmula, exitosa hasta 2009 para la renova- De manera adicional, para los vehículos ahora ción de electrodomésticos ineficientes, resulta la excluidos del Reglamento 443/2009 (furgonetas más indicada para canalizar las ayudas públicas y similares), se prevén disposiciones normativas hacia los consumidores domésticos, y permite análogas para conseguir ahorros energéticos co- la participación activa de los comercializadores herentes con los previstos reglamentariamente y distribuidores de equipos en la gestión de los para los vehículos ligeros en el horizonte del año programas públicos de apoyo a la adquisición de 2020. equipos eficientes. De esta forma, a partir de 2009, En el sector edificación, las medidas adiciona- se continuará con los Planes Renove ya existentes les propuestas a partir de 2009 se agrupan de la (dotándoles de presupuesto nuevo) y se pondrán en forma en que ya lo hicieran en el propio Plan de marcha otros: Planes Renove de cubiertas, Planes Acción 2008-2012: las dirigidas al parque de edifi- Renove de fachadas, Planes Renove de ventanas, cios existentes y las dirigidas a los nuevos edificios, Planes Renove de calderas, Planes Renove de sis- entendiendo como edificios, no só lo la envolvente temas de aire acondicionado, Planes Renove de térmica, sino también las instalaciones consumi- electrodomésticos, etc. doras de energía (calefacción, refrigeración, ilu- De manera adicional, la consecución de los obje- minación, etc.) y el equipamiento consumidor de tivos de ahorro fijados en el escenario de eficien- energía (electrodomésticos, por ejemplo). cia energética adicional exige la potenciación de planes de rehabilitación públicos o privados en Medidas propuestas para el parque de cascos urbanos. Dado que una parte del parque edificios existente edificatorio está sujeta, anualmente, a algún tipo El parque de edificios existentes tiene un importan- de reforma (limpieza de fachadas, reparación de te potencial de ahorro de energía de difícil realiza- cubiertas, sustitución de carpinterías, etc.) por ra- ción. El propio Plan de Acción 2008-2012 señalaba zones de seguridad, mejora de la habitabilidad o, la dificultad de abordar medidas de rehabilitación simplemente, estéticas, la rehabilitación energé- energética que afectarán a un parque edificatorio tica debiera verse integrada en estas actuaciones significativo. Hasta 2009, la rehabilitación anual es- de acondicionamiento para garantizar la viabilidad taba afectando a un 0,2% del parque, habiéndose económica de la misma. fijado como objetivo el 3,3%. La crisis del sector in- La aprobación de la mencionada Ley de Econo- mobiliario hace más difícil la consecución de estos mía Sostenible y del Plan de Acción de Ahorro y objetivos, aunque el estancamiento de la construc- Eficiencia Energética 2011-2020, considerados en ción de obra nueva puede suponer una oportunidad el escenario de eficiencia energética adicional, para concentrar los esfuerzos en la rehabilitación aumentarán el nivel de exigencia sobre el proce- energética del parque edificatorio existente, lo que dimiento de certificación energética de edificios, tendrá indudables consecuencias positivas sobre la de forma que aquellos edificios que no alcancen creación de empleo. una calificación energética por encima de un valor La rehabilitación energética de los edificios contem- determinado tengan que realizar reformas para plada en el escenario de eficiencia energética adi- cumplir con unos requisitos mínimos de eficiencia cional gira en torno a 4 medidas principales, donde energética. La legislación vigente incorporará, en se concentran los mayores potenciales de ahorro: ese escenario, requisitos mínimos de eficiencia energética para edificios existentes más exigentes • Rehabilitación energética de la envolvente térmi- que los actuales. ca de los edificios existentes; • Mejora de la eficiencia energética de las instala- La realización de inversiones en ahorro y eficien- ciones térmicas existentes (calefacción, climati- cia energética en el sector de la edificación, es- zación y producción de agua caliente sanitaria); pecialmente, no residencial; se verá facilitada por • Mejora de la eficiencia energética de las insta- el impulso que se dará al mercado de servicios laciones de iluminación interior en los edificios energéticos y por el marco de apoyo previsto para existentes; los ahorros derivados de proyectos de inversión • Renovación del parque de electrodomésticos. en ahorro y eficiencia energética. No obstante, el 65 PER 2011-2020 sector público debe ejercer el papel ejemplarizan- migración de los sistemas de riego por aspersión te que le corresponde estimulando la demanda de a sistemas de riego localizado, la introducción de servicios energéticos y, por tanto, contribuyendo, técnicas de mínimo laboreo y la mejora de la efi- con la contratación de servicios energéticos en sus ciencia energética en comunidades de regantes y propios edificios, al cambio en el modelo de contra- en el sector pesquero. tación para la ejecución de inversiones en ahorro y En el sector transformación de la energía, las eficiencia energética. medidas consideradas en el horizonte del Plan de Energías Renovables 2011-2020 consisten en Medidas propuestas para el nuevo parque la continuación e intensificación de las medidas de edificios ya incorporadas en el Plan de Acción 2008-2012 Las actuaciones en el parque edificatorio nuevo, de Ahorro y Eficiencia Energética, conducentes al pese al repunte de la actividad económica que se desarrollo del potencial de cogeneración de alta incorpora en ambos escenarios, se prevén de me- eficiencia y a la mejora de la eficiencia energética nor alcance que las propuestas para el parque edi- de las cogeneraciones existentes con más de 16 ficatorio existente: la nueva Directiva de Eficiencia años de antigüedad. Energética en los Edificios prevé la obligación de que los edificios nuevos, en el año 2020, sean de 3.4.2 Evolución 2010-2020 del bajo consumo de energía (clase A, por ejemplo), y los edificios públicos, en el año 2018; en el marco consumo de energía primaria de esta Directiva, también están previstos objetivos Las proyecciones de consumo en términos de intermedios más exigentes en el año 2015, aunque energía primaria en el escenario de eficiencia el impacto de la transposición de esta Directiva al energética adicional, véase tabla 3.4.1, apuntan al ordenamiento jurídico español no se traducirá en mantenimiento del petróleo como primera fuente ahorros cuantificados significativos, por el descen- en la demanda nacional, cuya participación, no obs- so en la construcción de obra nueva previsto, den- tante, experimenta una importante reducción. No tro del horizonte temporal de este Plan de Acción se consideran cambios significativos en lo relativo Nacional de Energías Renovables. a la energía nuclear, que seguirá presente en el En el sector de los servicios públicos, se prevé, panorama energético y cubrirá en torno a un 10% en el Escenario de eficiencia energética adicional, de la demanda energética a lo largo del periodo la obligatoriedad de extender los requisitos míni- considerado. mos de eficiencia energética fijados para las ins- talaciones nuevas en el Reglamento de eficiencia energética en instalaciones de alumbrado exterior (aprobado en diciembre de 2009), a las instalacio- nes ya existentes. En el sector agricultura y pesca, se prevé la conti- nuidad de las medidas ya enunciadas en el Plan de Acción 2008-2012, potenciadas gracias a la apro- bación de los presupuestos públicos anuales que hagan posible la ejecución de dicho Plan y su pro- yección después de 2012. El Plan de Acción 2008- 2012, aun habiéndose aprobado en 2007, necesita de la aprobación de los presupuestos suficientes en cada ejercicio y, por tanto, a partir de 2009 para hacer posibles los ahorros incorporados en el es- cenario de eficiencia energética adicional. Estas medidas pasan por la realización de campañas de comunicación sobre técnicas de uso eficiente de la energía en la agricultura, la incorporación de criterios de eficiencia energética en los planes de modernización de la flota de tractores agrícolas, la 66 Escenarios en el horizonte del año 2020 Tabla 3.4.1. Escenario de eficiencia energética adicional: consumo de energía primaria ktep 2005 2010 2015 2020 Carbón 21.183 8.271 10.548 10.058 Petróleo 71.765 62.358 56.606 51.980 Gas natural 29.116 31.003 36.660 39.237 Nuclear 14.995 16.102 14.490 14.490 Energías renovables 8.371 14.910 20.593 27.878 Saldo electr. (Imp.-Exp.) -116 -717 -966 -1.032 Total energía primaria 145.314 131.927 137.930 142.611 Nota: en lo que respecta al uso del carbón y su aportación a la generación eléctrica y al suministro de energía primaria consignado en los cuadros de planificación energética, se ha supuesto que será compatible y conforme al marco europeo en la materia. Fuente: MITyC/IDAE En la evolución histórica desde 1990 y en las previ- energética que se impulsarán en el periodo de vi- siones del consumo de energía primaria, véase la gencia del nuevo PER. El ahorro previsible en el año figura 3.4.1, puede observarse la reducción del con- 2020 derivado de las medidas de eficiencia energé- sumo asociada al escenario de eficiencia energética tica supera ligeramente los 23 Mtep. adicional, derivado de las actuaciones de eficiencia Figura 3.4.1. Escenario de eficiencia energética adicional: consumo de energía primaria Miles 150 140 130 120 (ktep) 110 100 90 80 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Fuente: MITyC/IDAE 67 PER 2011-2020 No obstante, la exigencia de los imperativos energé- tecnologías convencionales, como los ciclos com- ticos y medioambientales que condicionan nuestra binados, se mantienen constantes en el sistema política energética, unida a la necesidad de dar solu- peninsular durante toda la década, es debido al ción a la elevada dependencia, junto a las previsibles incremento de la tecnología de cogeneración y al inversiones en infraestructuras energéticas de in- aumento del consumo de la generación eléctrica terconexión con los mercados europeos, a través de con gas natural, especialmente en los sistemas Francia, hacen prever que siga ganando importancia eléctricos extrapeninsulares. en la cesta energética el gas natural y las energías En el caso de las energías renovables, esto significa renovables. Estas energías irán ganando cuota pro- aumentar su participación en cuanto a cobertura gresivamente en la cobertura de la demanda prima- a la demanda total, situándose ésta en 2020 en el ria de energía, fundamentalmente en detrimento del 19,5%. Esto se verá favorecido por la aplicación de petróleo, cubriendo conjuntamente cerca del 50% medidas y políticas rigurosas de ahorro y eficiencia de la demanda de energía primaria en el horizonte energética, que incidirán en una moderación de la del 2020, por encima de la aportación del petróleo, demanda energética nacional, posibilitando una que en 2020 se estima que representará el 36,4% mayor cobertura de la demanda por parte de los del consumo primario de energía. recursos renovables. Esta situación conducirá a una evolución notable En resumen, el suministro de energía primaria evo- de estas dos fuentes, especialmente en el caso de luciona en general hacia una mayor diversificación las energías renovables. Ello se sintetiza en un cre- en 2020, con una presencia más equilibrada de casi cimiento medio anual respectivo del 2,38 y 6,46% todas las fuentes, véase la figura 3.4.2. En términos en el consumo del gas natural y de las energías de consumo primario de energías renovables, esto renovables, a contar desde el 2010. El crecimien- supone un incremento relativo 2010-2020 de 87%. to de la demanda de gas, a pesar de que algunas Figura 3.4.2. Escenario de eficiencia energética adicional: consumo de energía primaria 2010-2020 ΔEERR2010/2020: 87% -0,5% 6,3% -0,7% 7,1% 11,3% 19,5% 36,4% 12,2% 10,2% 47,3% 23,5% 27,5% ΔEP2010/2020: 8% Energía primaria 2010: 131.927 ktep Energía primaria 2020: 142.611 ktep Carbón Petróleo Gas natural Nuclear Energías renovables Saldo Electr. (Imp.-Exp.) Fuente: MITyC/IDAE 68 Escenarios en el horizonte del año 2020 Como resultado de la intensificación de las medidas Esta situación, unida a la esperada evolución del de eficiencia energética se espera una moderación Producto Interior Bruto, conducirá a una reducción en la demanda de energía primaria, con crecimien- acumulada de la intensidad energética primaria tos inferiores a una tasa media anual menor de 1%. del 13,8% en el horizonte del 2020, equivalente a Lo anterior se evidencia igualmente a través de la una mejora media anual del 1,47%; véase la figura evolución del consumo energético per cápita, indica- 3.4.3. Con ello se da continuidad a la mejora de la dor que se mantendrá prácticamente estabilizado. eficiencia ya iniciada a partir del año 2004. Figura 3.4.3. Escenario de eficiencia energética adicional: evolución de la intensidad de energía primaria 210 200 190 (tep/M€00) 180 170 ∇, 2020-2010 = 13,8% 160 150 140 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Intensidad energía primaria_escenario eficiencia Fuente: MITyC/IDAE

3.4.3 — Evolución 2010-2020 del consumo de energía final

3.4.3 Evolución 2010-2020 del consumo de energía final En términos de energía final, el patrón de evolución es similar al de energía primaria. El petróleo, con una posición dominante, irá perdiendo protagonismo a favor de las energías renovables y la electricidad, cuyas demandas experimentarán un notable crecimiento, véase la tabla 3.4.2, especialmente la demanda térmica de las energías renovables, que se incrementará a un ritmo medio anual del 4,1% (tomando como referencia el año 2010) lo que llevará en 2020 a posicionarse en una demanda del 8,5%. Por su parte, la demanda del carbón se mantendrá estabilizada en torno al 2%. Tabla 3.4.2. Escenario de eficiencia energética adicional: consumo de energía final ktep 2005 2010 2015 2020 Carbón 2.424 1.693 2.175 2.146 Prod. petrolíferos 54.376 48.371 43.882 39.253 Gas natural 17.145 16.573 17.960 18.800 Electricidad 20.836 21.410 23.717 27.085 Energías renovables 3.678 5.375 6.675 8.070 Total usos energéticos 98.458 93.423 94.408 95.355 69 PER 2011-2020 (Continuación) ktep 2005 2010 2015 2020 Usos no energéticos 7.842 6.416 6.865 6.865 - Prod. petrolíferos 7.362 5.941 6.415 6.415 - Gas natural 480 475 450 450 Total usos finales 106.300 99.838 101.273 102.220 Nota: en lo que respecta al uso del carbón y su aportación a la generación eléctrica y al suministro de energía primaria consignado en los cuadros de planificación energética, se ha supuesto que será compatible y conforme al marco europeo en la materia. Fuente: MITyC/IDAE A lo largo de todo el periodo considerado, apenas la representatividad del sector industria en 2020 se se esperan cambios en la estructura sectorial de ve ligeramente disminuida a causa del incremento la demanda de energía final, véase la tabla 3.4.3, la paulatino de la demanda energética final por parte cual seguirá dominada mayoritariamente por el sec- del sector residencial y servicios (suponiendo el 32% tor transporte, responsable del 40%. Por su parte, de la energía final demandada en 2020). Tabla 3.4.3. Escenario de eficiencia energética adicional: sectorización del consumo de energía final ktep 2005 2010 2015 2020 Industria 30.994 28.209 26.213 25.777 Transporte 38.100 36.744 38.429 38.752 Residencial, servicios y otros 29.365 28.470 29.766 30.827 Total usos energéticos 98.459 93.423 94.408 95.355 Usos no energéticos 7.842 6.416 6.865 6.865 Total usos finales 106.301 99.838 101.273 102.220 Fuente: MITyC/IDAE No obstante, si bien es cierto que el reparto de la renovables y la electricidad cada vez mayor. En la estructura sectorial se mantiene a grandes rasgos, industria, a corto y medio plazo se incrementará el sí que se experimentará un cambio en el mix ener- peso de la electricidad, y ya en un horizonte más gético final, siendo las renovables y la electricidad lejano, concretamente para este sector se contem- las que continuarán creciendo en peso en los usos plarán sistemas de captura y secuestro de carbono, finales, sobre todo a largo plazo. Un ejemplo es la aplicable a fuentes estacionarias y con un volumen renovación del sector transporte, el cual presenta importante de emisiones (refinerías e instalaciones una tendencia creciente de sustitución de combus- cementeras y siderúrgicas). tibles fósiles por otros vectores energéticos como En cuanto a la evolución en sí del consumo de ener- las renovables (biocarburantes) y la electricidad gía final, véase la figura 3.4.4, se observa al igual (penetración progresiva del vehículo eléctrico). Los que en su curva homóloga de energía primaria, usos de calefacción y refrigeración en edificios pro- la reducción del consumo asociado al escenario tagonizarán también un viraje hacia las energías de eficiencia energética adicional. De igual forma 70 Escenarios en el horizonte del año 2020 que en energía primaria, esta evolución supone la efectos derivados de las futuras medidas de efi- continuidad de una inercia tendencial, a partir de ciencia energética adicionales que provocarán en unos valores que ya han experimentado una fuerte 2020 un consumo menor respecto al de escenario reducción en los últimos años, uniendo esto a los de referencia de 18 millones de tep. Figura 3.4.4. Escenario de eficiencia energética adicional: consumo de energía final Miles 120 110 100 (ktep) 90 80 70 60 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Fuente: MITyC/IDAE Dentro de este consumo final, es necesario visua- lizar el esfuerzo cuantitativo que la aportación de las energías renovables ha de experimentar desde el año base 2010 a un horizonte objetivo 2020. Se evidencia, véase la figura 3.4.5, un incremento su- perior al 50% con respecto al año base, lo que su- pondría alcanzar un 8,5% de cobertura de energías renovables en términos de energía final. Por último, cabe resaltar la trayectoria del indica- dor de intensidad de energía final. Como resultado de la intensificación de las medidas de eficiencia energética, la demanda de energía final presentará un crecimiento moderado inferior a una tasa media anual del 1%. Asimismo, la evolución del consumo energético per cápita se mantendrá prácticamente estabilizado en términos de energía final, al igual que en la energía primaria. 71 PER 2011-2020 Figura 3.4.5. Escenario de eficiencia energética adicional: consumo de energía final 2010-2020 ΔEERR2010/2020: 50% 5,8% 1,8% 8,5% 2,3% 41,2% 22,9% 51,8% 28,4% 17,7% ΔEFusos energéticos: 2% 2010/2020 19,7% E. final usos energéticos 2010: 93.423 ktep E. final usos energéticos 2020: 95.355 ktep Carbón Petróleo Gas natural Electricidad Energías renovables Fuente: MITyC/IDAE La esperada evolución del Producto Interior Bruto, conducirá a su vez a una reducción acumulada de la intensidad energética final del orden del 18,3%, mayor que la reducción que experimentará por el indicador de intensidad primaria. Igualmente, en términos acumulados entre 2010 y 2020, esto co- rresponde a una mejora media anual del 2%, (véase la figura 3.4.6). 72 Escenarios en el horizonte del año 2020 Figura 3.4.6. Escenario de eficiencia energética adicional: evolución de la intensidad de energía final 150 145 140 135 (kep/€00) 130 125 ∇, 2020-2010 = 18,3% 120 115 110 105 100 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Intensidad energía final_escenario eficiencia Fuente: MITyC/IDAE En la nueva situación, la mejora de la intensidad de energía final, por encima de la primaria, pone de relieve el esfuerzo de las políticas energéticas orientadas a la mejora de la eficiencia en todos los sectores de uso final, donde habrá mayor margen de mejora de eficiencia en el horizonte 2010-2020.

3.4.4 — Previsiones de consumo

3.4.4 Previsiones de consumo final bruto de energía en España 2010-2020 Al igual que en el escenario de referencia, el pa- rámetro que evaluará los progresos de aportación de energías renovables al 2020 será el consumo final bruto de energía. El esfuerzo cuantitativo que supone este escenario para alcanzar los objetivos propuestos en dicho horizonte pasa por incremen- tar la cobertura de este indicador en 7,6 puntos porcentuales, desde un 13,2% en el año base 2010, hasta alcanzar un 20,8% en el año objetivo, véase la figura 3.4.7. 73 PER 2011-2020 Figura 3.4.7. Escenario de eficiencia energética adicional: cobertura EERR sobre consumo de energía final bruta 2010-2020 13,2% 20,8% EERR 2010 Consumo total de energía final bruta 2010: 96.382 ktep EERR 2020 Consumo total de energía final bruta 2020: 98.693 ktep Fuente: MITyC/IDAE De forma más detallada las previsiones del con- sumo final bruto de energía en España durante el periodo 2010-2020 se presentan en la tabla 3.4.4, comparando el escenario de referencia y el esce- nario de eficiencia energética adicional, de acuerdo con la metodología de la Directiva 2009/28/CE. Téngase en cuenta que los valores recogidos bajo los epígrafes “Calefacción y refrigeración”, “Electri- cidad”, “Transporte conforme al art. 3.4a)” y “Con- sumo final bruto de energía” han sido calculados de acuerdo con dicha directiva y su adición no tiene por qué coincidir con el consumo final bruto de energía, al incluir este último concepto más parámetros que los anteriormente comentados. 74 Escenarios en el horizonte del año 2020 Tabla 3.4.4. Previsiones de consumo final bruto de energía de España en calefacción y refrigeración, electricidad, y transporte hasta 2020, teniendo en cuenta los efectos de la eficiencia energética y de las medidas de ahorro energético 2010-2020 (ktep). (Extracción del cuadro 1 del PANER según la Directiva 2009/28/CE) 2005 2010 2011 2012 2013 2014 Denominac. Hipótesis de Hipótesis de Hipótesis de Hipótesis de Hipótesis de y cálculos Eficiencia Eficiencia Eficiencia Eficiencia Eficiencia de acuerdo a Año de la Directiva energética energética energética energética energética 2009/28/CE referencia referencia adicional referencia adicional referencia adicional referencia adicional referencia adicional 1. Calefacción y 39.982 35.780 35.758 36.424 35.439 35.794 34.608 35.762 34.092 35.784 33.558 refrigeración 2. Electricidad 25.080 25.104 25.104 26.085 25.361 26.973 26.082 28.218 26.857 29.480 27.473 3. Transporte 32.431 30.919 30.872 32.112 30.946 33.239 31.373 34.109 31.433 35.565 31.714 4. Consumo final bruto 101.719 96.382 96.382 98.886 96.381 100.373 96.413 102.302 96.573 105.050 96.955 de energía 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Denominac. Hipótesis de Hipótesis de Hipótesis de Hipótesis de Hipótesis de Hipótesis de y cálculos de acuerdo a Eficiencia Eficiencia Eficiencia Eficiencia Eficiencia Eficiencia la Directiva energética energética energética energética energética energética 2009/28/CE referencia adicional referencia adicional referencia adicional referencia adicional referencia adicional referencia adicional 1. Calefacción y 35.771 32.976 35.598 32.520 35.396 32.047 35.211 31.645 35.009 31.300 34.795 30.929 refrigeración 2. Electricidad 30.693 28.103 32.015 29.004 33.155 29.690 34.361 30.415 35.625 31.181 36.937 31.961 3. Transporte 36.874 32.208 37.816 32.397 38.833 32.476 39.909 32.468 41.020 32.357 42.159 32.301 4. Consumo final bruto 107.601 97.486 109.498 97.843 111.494 98.087 113.629 98.321 115.862 98.538 118.158 98.693 de energía Reducción para límite del sector de 58 124 210 250 la aviación (5), artículo 5, apartado 6 Consumo total después de reducción para 98.028 98.198 98.328 98.443 límite en el sector de la aviación 75 PER 2011-2020

3.4.5 — Evolución 2010-2020 del PER. Ello implica indiscutiblemente la evolución

3.4.5 Evolución 2010-2020 del PER. Ello implica indiscutiblemente la evolución hacia un nuevo mix eléctrico, véase la tabla 3.4.5, mix de generación eléctrica que combine una participación de las energías renovables, armonizada con tecnologías conven- La actual tendencia de transición hacia una cionales basadas en combustibles fósiles más “descarbonización” progresiva de la generación eficientes y menos intensivos en carbono y en energética, especialmente para la producción energía nuclear. eléctrica, sigue manifestándose en este nuevo Tabla 3.4.5. Escenario de eficiencia energética adicional: balance eléctrico nacional GWh 2005 2010 2015 2020 Carbón 81.458 25.493 33.230 31.579 Nuclear 57.539 61.788 55.600 55.600 Gas natural 82.819 96.216 120.647 133.293 P. petrolíferos 24.261 16.517 9.149 8.624 Energías renovables 42.441 97.121 112.797 146.080 Hidroeléctrica por bombeo 4.452 3.106 6.592 8.457 Producción bruta 292.970 300.241 338.016 383.634 Consumos en generación 11.948 9.956 8.897 8.968 Producción neta 281.022 290.285 329.119 374.666 Consumo en bombeo 6.360 4.437 9.418 12.082 Saldo de intercambios -1.344 -8.338 -11.231 -12.000 Demanda (bc) 273.319 277.510 308.470 350.584 Consumo sectores 5.804 4.100 5.800 5.800 transformadores Pérdidas transp., distrib. 25.965 24.456 26.894 29.839 Demanda final de electricidad 241.550 248.954 275.775 314.945 Incremento respecto año 4,26 2,05 2,53 2,73 anterior (%) % renovables s/prod bruta 14,5 32,3 33,4 38,1 Nota: en lo que respecta al uso del carbón y su aportación a la generación eléctrica y al suministro de energía primaria consignado en los cuadros de planificación energética, se ha supuesto que será compatible y conforme al marco europeo en la materia. Fuente: MITyC/IDAE 76 Escenarios en el horizonte del año 2020 Como se puede observar, el intercambio internacio- de la producción eléctrica renovable en 2020 con- nal de electricidad en el año 2020 arroja un saldo siderando conjuntamente la terrestre y la marina, exportador del orden de 12.000 GWh año. La mejora lo que se aproxima al 19% de toda la producción de la eficiencia incorporada sitúa las posibilidades eléctrica, por encima de la producción nuclear. Le de generación de electricidad por encima de las siguen a más distancia la hidráulica, la solar ter- necesidades de consumo interior, lo que contribuye moeléctrica y la solar fotovoltaica, responsables en buena parte a un superávit de energía eléctrica respectivamente del 8,6, 3,7 y 3,2% de la producción de origen renovable en nuestro país que puede ser eléctrica bruta total. transferido a otros Estados miembros, contribuyen- do así al cumplimiento de los objetivos globales de la Unión Europea. Atendiendo a la estructura de la generación eléc- trica, el presente escenario de eficiencia energética adicional espera un incremento en la participación del gas natural y de las energías renovables, áreas que experimentarán un crecimiento medio anual del 3,3 y 4,2% en cuanto a su producción eléctrica. Por su parte, la producción eléctrica de origen nu- clear se mantendrá estabilizada, si bien con cierta tendencia a la baja, registrando una leve pérdida de participación en cuanto a la cobertura a la de- manda eléctrica global. El carbón se mantendrá prácticamente estabilizado, con un ligero aumento con respecto a 2010, mientras que la aportación de los productos petrolíferos a la producción eléctrica tenderá a disminuir. En cualquier caso, son las energías renovables las fuentes destinadas a jugar un papel más re- levante en nuestro mix de generación eléctrica, cuya producción eléctrica manifestará no sólo un crecimiento en términos absolutos, sino también relativos, lo que se evidencia a partir del esperado aumento en la cobertura a la demanda eléctrica (del orden de un 1,6% de media anual), que posi- bilitará alcanzar una cobertura próxima al 40% en 2020. En cuanto al gas natural, la nueva producción será debida principalmente a las instalaciones de cogeneración, las cuales evolucionarán a un ritmo superior al de los ciclos combinados, que en la actualidad representan el 71% de la producción eléctrica basada en este combustible, respecto al 25% de la cogeneración con gas natural. La situa- ción esperada en el caso del gas natural es una mayor convergencia entre estas dos tecnologías a favor de la cogeneración. Por otra parte, la co- bertura total de este combustible a la demanda eléctrica evolucionará dentro de unos márgenes más o menos estables, del orden del 35%. Diferenciando según tecnologías de energías re- novables, véase la figura 3.4.8, la energía eólica seguirá ocupando un lugar dominante, con el 50% 77 PER 2011-2020 Figura 3.4.8. Escenario de eficiencia energética adicional: evolución de la producción eléctrica bruta según fuentes energéticas Miles 160 140 120 100 (GWh) 80 60 40 20 0 2005 2010 2015 2020 Carbón Nuclear Gas natural P. petrolíferos Energías renovables Fuente: MITyC/IDAE En referencia a la evolución de la producción eléc- y en buena medida de instalaciones no gestionables trica bruta en términos relativos destaca la solar de carácter fluctuante, serán necesarios cambios termoeléctrica, con un fuerte incremento en su sustanciales en la forma de gestión de los sistemas producción eléctrica, en un factor de 21 respecto eléctricos. Asimismo, resulta imprescindible am- al nivel de 2010. Le acompañan la biomasa y bio- pliar las interconexiones eléctricas hacia Europa gás cuyas producciones, se espera, pasen a ex- central a través de Francia, de forma sensiblemen- perimentar significativos aumentos, entre un 11 te superior a lo actualmente planificado. y un 8,5% de media anual a lo largo del periodo La mejora de las interconexiones eléctricas es un 2010-2020. Asimismo, cabe citar la incorporación elemento fundamental del futuro escenario, de cara de nuevas tecnologías, aún poco visibles, como la a estabilizar y crear un efecto de compensación eólica marina, la geotermia y las energías del mar, de flujo entre las zonas excedentarias y las defi- que irán cobrando cada vez un mayor protagonis- citarias de energía eléctrica. Este concepto de red mo, especialmente en el caso de la eólica marina. internacionalizada (super-grid), se complementa Estas tecnologías emergentes, en conjunto, su- con actuaciones sobre la demanda en el propio país pondrán en el horizonte del 2020 una aportación a través de redes inteligentes (smart-grid), que a al mix eléctrico algo menor, aunque comparable, nivel más local o regional, activan el equilibrio entre a la producción eléctrica derivada de los productos oferta y demanda de este recurso eléctrico. La pre- petrolíferos. visible implantación de redes inteligentes implica Pero, para poder alcanzar un porcentaje de genera- cambios significativos en las redes de transporte ción de electricidad con renovables cercano al 40%, y distribución actuales. 78 Escenarios en el horizonte del año 2020 Si contamos con una red internacional e interco- cualquier fuente energética, casi alcanzando 67 GW nexionada adecuada, el problema del almacena- de potencia instalada en 2020 (esto es, un 58% de miento de la energía se minimizará. No obstante, crecimiento relativo entre 2010 y 2020). En segundo los avances en el almacenamiento energético se- lugar se encuentra la evolución de las tecnologías guirán siendo un punto clave a futuro de cara a po- de gas natural, que experimentarán un crecimien- der aportar mayor estabilidad al sistema eléctrico, to hasta alcanzar los 37 GW de potencia instalada y permitir una mayor integración de las energías (mostrando un crecimiento más lento de un 9% en renovables en el mismo. la próxima década). De cara a poder alcanzar dicha cobertura de re- Por el contrario, la potencia instalada del resto de novables cercana al 40% en la demanda eléctri- fuentes energéticas participantes en la cobertura ca, el parque instalado de energías renovables en eléctrica, muestra una clara tendencia a la baja. este escenario de eficiencia energética adicional, Destaca el detrimento de la participación de las presentará un incremento de una forma acorde y tecnologías basadas en productos petrolíferos (dis- coherente con las previsiones de aumento de la minución de un 48%), seguido de la pérdida de la producción. Así, en este escenario, véase la figu- potencia basada en recursos como el carbón y la ra 3.4.9, destaca el gran crecimiento de potencia energía nuclear (decrecimiento relativo de un 32% instalada de energías renovables por encima de y un 6%, respectivamente). Figura 3.4.9. Escenario de eficiencia energética adicional: evolución de la capacidad eléctrica instalada según fuentes energéticas Miles 70 60 50 40 (MW) 30 20 10 0 2005 2010 2015 2020 Carbón Energías renovables Nuclear Hidroeléctrica por bombeo Gas natural RSU no renovable P. petrolíferos Fuente: MITyC/IDAE 79 4 Análisis por tecnologías Análisis por tecnologías

4.1 — SECTOR DE LOS refinerías), adquieran una cierta presencia en ese

4.1 SECTOR DE LOS refinerías), adquieran una cierta presencia en ese mercado. Sin embargo, será difícil que durante el BIOCARBURANTES tiempo de vigencia del plan ésta pudiera llegar a ser significativa. Bioetanol y biodiésel constituyen, pues, los princi-

4.1.1 — Descripción del sector pales mercados de biocarburantes tanto a escala

4.1.1 Descripción del sector pales mercados de biocarburantes tanto a escala global como nacional. Lo que sigue es una des- Conforme a la definición recogida en el artículo 2 cripción de los rasgos más relevantes de estos, de la ORDEN ITC/2877/2008, de 9 de octubre, por completada con el apunte de los elementos que la que se establece un mecanismo de fomento del condicionarán la evolución del sector en los próxi- uso de biocarburantes y otros combustibles reno- mos años, entre los que se encuentra en España vables con fines de transporte, se consideran bio- la paulatina introducción de la electricidad en el carburantes a los combustibles líquidos o gaseosos transporte y el fomento del uso de biocarburantes para transporte producidos a partir de la biomasa3. en nuevos mercados, como el de la aviación o el Para adecuar una definición tan genérica4 a las del ferrocarril. necesidades de la planificación, se considerarán aquí como biocarburantes susceptibles de tener un Situación del mercado internacional de desarrollo comercial en España durante el periodo 2011-2020 los siguientes: biocarburantes De acuerdo con los datos de la Agencia Interna- a) Bioetanol, definido como alcohol etílico produci- cional de la Energía (AIE), los biocarburantes cu- do a partir de productos agrícolas o de origen ve- brieron en 2010 el 2,08% de la oferta mundial de getal, ya se utilice como tal o previa modificación petróleo (entendida ya como suma de petróleo y o transformación química. A efectos prácticos, biocarburantes), porcentaje que ascendió en el y aunque se trata de productos de naturaleza conjunto de países no pertenecientes a la OPEP diferente, se incluirá en el análisis de este sector al 3,44%. Para 2011, si bien los datos no son con- todo lo referente al Bio-ETBE (etil ter-butil éter cluyentes, se espera que esos porcentajes sigan producido a partir del bioetanol). subiendo, confirmando la tendencia de crecimien- b) Biodiésel, esto es, éster metílico o etílico pro- to que la siguiente tabla muestra para el periodo ducido a partir de grasas de origen vegetal o 2005-2011. animal. Asimismo, es probable que durante esos años otros biocarburantes5 que hasta la fecha no han tenido un papel relevante en el mercado nacional de combustibles para el transporte, como el bio- gás (combustible gaseoso producido por digestión anaerobia de biomasa) o el HVO (del inglés Hydro- treated Vegetable Oil, hidrocarburo resultante del tratamiento de aceites vegetales o grasas animales con hidrógeno, bien en unidades dedicadas a ello, o bien mediante tecnologías de co-procesado en 3 En el artículo 2.1 de la misma Orden se define “biomasa” como la fracción biodegradable de los productos, desechos y residuos procedentes de la agricultura (incluidas las sustancias de origen vegetal y de origen animal), de la silvicultura y de las industrias conexas, así como la fracción biodegradable de los residuos industriales y municipales 4 Precisamente por eso la Orden incluye en su artículo 2.2 un listado de productos susceptibles de ser considerados biocar- burantes: bioetanol, biodiésel, biogás, biometanol, biodimetiléter, bioETBE, bioMTBE, biocarburantes sintéticos, biohidró- geno, aceite vegetal puro y otros 5 De hecho, existen países donde el consumo de biocarburantes que no son el bioetanol y el biodiésel tiene una presencia muy significativa. Es el caso del biogás en Suecia, Países Bajos o Noruega, o del aceite vegetal puro en Alemania, donde es utilizado en aplicaciones ligadas a la agricultura desde hace años (en 2009 el consumo de éste alcanzó el nivel de las 100.000 t). Y de cara al futuro resulta llamativa la apuesta realizada por el Bio-DME en Suecia 81 PER 2011-2020 Tabla 4.1.1. Oferta y demanda de petróleo en el mundo. Cuota de mercado de los biocarburantes (%) Oferta y demanda de petróleo en el mundo En millones de barriles diarios 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 Demanda total 89,1 87,7 85,0 86,1 86,7 85,3 84,1 Oferta total n.d. 87,3 85,2 86,4 85,5 85,4 84,7 Oferta: países OPEP n.d. 34,5 33,5 35,6 34,6 35,0 34,9 Oferta: países NO OPEP 53,4 52,8 51,7 50,8 50,9 50,4 49,8 De éstos son biocarburantes: 2,0 1,8 1,6 1,4 1,1 0,9 0,7 - Bioetanol EE.UU. 0,9 0,9 0,7 0,6 0,4 0,3 0,3 - Bioetanol Brasil 0,5 0,5 0,4 0,4 0,4 0,3 0,3 - Otros 0,6 0,5 0,4 0,4 0,3 0,2 0,1 Cuota de mercado de los biocarburantes (%) Sobre la oferta total n.d. 2,08 1,83 1,64 1,28 1,00 0,77 Sobre la oferta de los países 3,74 3,44 3,02 2,80 2,14 1,69 1,32 NO-OPEP Fuente: AIE El crecimiento del sector a escala global no habría conviva con este. Actualmente existen obligaciones sido posible sin el impulso decidido de muchos go- de uso en muchos mercados, aunque algunas de las biernos, que han visto en él un instrumento para au- más representativas son las vigentes en Estados mentar la independencia energética, luchar contra Unidos en el marco de la Energy Independence and el cambio climático y generar riqueza, tanto dentro Security Act, la obligación que se deriva de la Direc- como fuera de sus fronteras. Entre los instrumentos tiva 2009/28/CE en la Unión Europea o los esquemas desarrollados para dar ese impulso se encuentran de apoyo al bioetanol y el biodiésel en Brasil6. los incentivos fiscales, principalmente reducciones Dentro de ese marco, el escenario internacional o exenciones de los impuestos aplicados a los car- sobre el que se ha movido el sector durante 2009 burantes, un mecanismo eficaz a la hora de abrir el y 2010 ha estado marcado, por una parte, por las mercado, pues el incentivo actúa compensando el consecuencias de la crisis económica global, que se mayor coste de producción del biocarburante. Tras- ha traducido en cierres de plantas y demora o aban- ladar éste al consumidor final es el objetivo de las dono en la decisión de acometer nuevos proyectos, obligaciones de uso, instrumento que en muchos y por otra por las primeras señales de recuperación casos ha servido para consolidar el mercado, y que económica ligadas al consumo de combustibles, en se concibe como un paso posterior al que repre- especial en mercados como el asiático. senta el incentivo fiscal, aunque en muchos casos 6 Desde el 1 de enero de 2010 está vigente la obligación de uso de B5. En cuanto al etanol, el Gobierno Federal decide el por- centaje obligatorio de mezcla con la gasolina (entre un 20-25%) como forma de regular los precios en el mercado del azúcar 82 Análisis por tecnologías El análisis más detallado de las condiciones actua- En el ámbito de la producción, los últimos datos les y las perspectivas de los mercados de bioetanol disponibles muestran a escala global el liderazgo y biodiésel se recoge a continuación. de Estados Unidos, seguido de Brasil y a mucha más distancia la Unión Europea y China. En el ám- a) Bioetanol bito europeo son Francia y Alemania quienes han Las principales materias primas empleadas en la consolidado su posición de liderazgo, tras hacer producción de bioetanol son la caña de azúcar, las una firme apuesta por el crecimiento, basada en melazas, la remolacha azucarera y los cereales. La el desarrollo del mercado de mezclas directas. primera es la más utilizada en Brasil, donde en la Toda esa producción se encuentra sujeta al cum- campaña 2008/2009 se procesaron7 569,1 millones plimiento de estrictas normas de calidad, entre las de toneladas de caña, para producir 31,0 millones que destacan la brasileña (Resolución nº 36/2005 de toneladas de azúcar y 27,5 millones de metros de la ANP, que fija las especificaciones del etanol cúbicos de etanol (9,3 millones de metros cúbicos anhidro e hidratado), la europea (norma EN 15376, de etanol anhidro y el resto de etanol hidratado). El para etanol anhidro en mezclas con gasolina) y la otro país donde la producción de bioetanol a partir norteamericana (ASTM D4806). de caña es actualmente significativa, aunque a gran distancia de Brasil, es Colombia. En total, se calcula Tabla 4.1.2. Producción de bioetanol en el que en todo el mundo la producción de caña de azú- mundo y en la UE car dedicada a la fabricación de bioetanol ascendió en 2009 a 294 millones de toneladas8. Mundo Producción de bioetanol Año 2010 (en miles de m3) Por su parte, la melaza empleada en algunos paí- ses (Brasil o Tailandia, entre ellos) como materia Estados Unidos 49.100 prima para la producción de bioetanol es un residuo del procesado de la caña de azúcar y tanto su precio Brasil 26.200 como su disponibilidad están sometidos a fuertes vaivenes en cada campaña. En 2009 se estima que se dedicaron 17,7 millones de toneladas de este Unión Europea 4.455 producto a la fabricación de bioetanol. China 2.050 La remolacha azucarera es una materia prima que sólo es transformada en bioetanol en la Unión Eu- Canadá 1.350 ropea, donde en 2009 se emplearon casi 7 millones de toneladas de tubérculos para este fin. Tailandia 410 Por otro lado, y en lo que respecta al uso de cerea- les, en la campaña 2008/20099 aproximadamente Colombia 394 un 6,0% de la cosecha mundial de cereales fue empleada en la producción de bioetanol, aunque Otros 1.675 teniendo en cuenta que un tercio de ese consumo vuelve al mercado alimentario en forma de DDGS10, Total 85.634 el consumo neto en 2008/09 ascendió a un 4% de la cosecha. En cuanto a la distribución geográfica Unión Europea Producción de bioetanol de este consumo, la parte principal corresponde Año 2010 (en miles de m3) al consumo de maíz en Estados Unidos y China, aunque últimamente se observan apreciables in- crementos de consumo de trigo en la Unión Euro- Francia 1.050 pea y Canadá. Alemania 900 7 Datos de UNICA 8 Datos de FO Licht 9 Datos de FO Licht 10 Dried Distillers Grains with Solubles, co-producto de la fabricación del etanol de cereales con alta concentración de fibra y proteína 83 PER 2011-2020 (Continuación) principales actores de este mercado se encuentran Unión Europea Producción de bioetanol Cosan, principal empresa productora, y la empresa Año 2010 (en miles de m3) Grupo Santelisa Vale-Louis Dreyfuss Commodities Bioenergia, junto con otras como ETH o Bunge. España 580 Por último, en la Unión Europea es la European Re- newable Ethanol Asociation (ePURE) la entidad que Bélgica 300 agrupa a algunas de las principales empresas pro- ductoras de bioetanol del continente. Actualmente Polonia 220 tiene más de 60 socios, entre los que se encuentran empresas como la española Abengoa Bioenergía, Suecia 210 la alemana CropEnergies o las británicas Ensus y British Sugar. Otros actores relevantes en el es- Austria 190 cenario europeo son Tereos en Francia, Sekab en Suecia e Inbicon en Dinamarca. Otros 1.005 Por otro lado, entre los hechos recientes que mar- Total 4.455 carán el futuro inmediato del mercado internacional del bioetanol se encuentran, en Estados Unidos, la Fuente: F.O. Licht revisión del National Renewable Fuel Standard Pro- gram (RFS-2), con el desglose por tipo de biocarbu- Por áreas geográficas, las materias primas más uti- rante del objetivo marcado para 2022 por la Energy lizadas para la producción del bioetanol han sido Independence and Security Act de 2007 y la decisión el maíz en Estados Unidos y la caña de azúcar en tomada en octubre de 2010 por la EPA con relación Brasil. En la Unión Europea cereales y jugo de re- al uso de E15 como mezcla sin etiquetar. En Brasil, el molacha azucarera conforman la parte fundamental desarrollo de infraestructuras ligadas al desarrollo de la cesta de materias primas11, que en China está de las exportaciones y en Europa la implementa- formada por el maíz y en menor medida la yuca. ción de los criterios de sostenibilidad recogidos en Por lo que respecta al tejido empresarial a escala la Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril, serán los internacional, éste se distribuye principalmente en elementos más relevantes a tener en cuenta a la los tres principales mercados señalados anterior- hora de repensar este sector, junto con el resultado mente. Así, en Estados Unidos, agrupadas en la de los esfuerzos llevados a cabo entre los principales Renewable Fuels Association (RFA) existen más de agentes del mercado en el ámbito de la normaliza- 200 plantas12, con capacidades de producción que ción, con el objetivo de conseguir una especificación van desde los 100.000 m3 hasta los casi 500.000 m3 única del bioetanol utilizado como carburante. de la mayor, operada por Renew Energy, y que in- b) Biodiésel cluyen los en torno a 30 proyectos de demostra- El biodiésel se define como un éster metílico o ción basados en el uso de la celulosa, de capacidad etílico de ácidos grasos, y por ello las materias muy inferior al rango citado. Poet, Archer Daniels primas empleadas principalmente en su fabrica- Midland, Green Plains Renewable Energy o Valero ción son los aceites vegetales, bien de primer uso Renewable Fuels figuran entre los líderes del prin- o bien usados, aunque en ocasiones también se cipal mercado mundial de bioetanol. usan grasas animales13. En la campaña 2008/2009 En Brasil, la União da Indústria de Cana-de-Açúcar el consumo de aceites vegetales para la producción (UNICA) es la mayor organización representativa del de biodiésel se estimó en el 9% de la producción sector del azúcar y el bioetanol, con unas 120 empre- mundial14; de cara al futuro las correcciones en sas asociadas que suponen más del 50% del bioetanol el mercado internacional y los requerimientos de y el 60% del azúcar producido en el país. Entre los sostenibilidad actuarán como limitadores de esa 11 De acuerdo con ePURE y F.O. Licht, esta cesta estuvo formada en 2008 por un 28% de jugo de remolacha azucarera, un 28% de trigo, un 27% de maíz y un 17% de otras materias primas, principalmente otros cereales y alcohol vínico 12 Fuente: 2010 Ethanol Industry Outlook; RFA 13 Las grasas animales son muy empleadas en algunos mercados, como el norteamericano 14 Datos de F.O. Licht 84 Análisis por tecnologías demanda, en especial en lo que se refiere a la de Tabla 4.1.3. Producción de biodiésel en el aceite de soja y palma en la Unión Europea. mundo y en la UE En términos cuantitativos, y por lo que respecta Mundo Producción de biodiésel al uso de materias primas para la fabricación de Año 2010 (en miles de t) biodiésel, se estima15 que en 2009 se emplearon en el mundo con este fin 13,9 millones de toneladas de aceites vegetales y 1,6 millones de toneladas Unión Europea 8.898 más de otras materias grasas, como las grasas animales o los aceites vegetales usados. Respecto Estados Unidos 1.083 a los aceites vegetales, los más usados fueron los de soja (5,40 Mt), colza (5,10 Mt) y palma (2,70 Mt), Brasil 2.067 seguidos a distancia del aceite de girasol (0,45 Mt). Argentina 1.850 El elemento determinante a la hora de caracteri- zar el funcionamiento de un mercado nacional de Indonesia 650 biodiésel es la existencia o no de obligaciones de uso; de la mano de este instrumento (junto con los Malasia 110 incentivos fiscales) la Unión Europea se ha cons- tituido como el primer consumidor mundial, al Otros 1.908 que siguen Estados Unidos y Brasil. Sin embargo, a escala global la distribución de la capacidad de Total 16.566 producción no guarda en muchos casos relación directa con la demanda local, y así se han configu- rado mercados netamente exportadores, como el Unión Europea Producción de biodiésel argentino y el estadounidense, mientras que otros Año 2010 (en miles de t) buscan la autosuficiencia (caso de Brasil). En la Unión Europea, por su parte, convive una amplia Alemania 2.350 casuística, con diferentes grados de apertura de los mercados que quedan, por lo tanto, más o menos Francia 1.800 expuestos a las prácticas de comercio desleal16 que han aflorado durante los últimos años. Italia 732 En términos exclusivamente de producción, la Unión Europea, con casi 9 millones de toneladas, supera España 1.000 ampliamente el resultado de Estados Unidos en 2010 (algo más de 1 millón de toneladas). Brasil y Argenti- Reino Unido 330 na en América Latina, e Indonesia y Malasia en Asia completan el dibujo de la distribución geográfica Polonia 420 mundial de los principales actores de este merca- do. Todo ese volumen de producción responde a la Otros 2.266 definición de biodiésel, si bien, de forma análoga a lo que ocurre con el gasóleo, no en todos los mercados Total 8.898 responde a la misma especificación técnica, y así las normas de calidad más relevantes a escala interna- Fuente: F.O. Licht cional son la europea EN 14214 y la norteamerica- Las materias primas más utilizadas para la pro- na ASTM D6751 (ésta, específica para biodiésel en ducción de biodiésel son el aceite de colza en la mezclas con gasóleo de hasta el 20% en volumen). Unión Europea, el aceite de soja en Estados Unidos Datos de F.O. Licht 15 Es el caso, por ejemplo, de las exportaciones de B99 desde EE.UU. a la UE, que los Reglamentos 193 y 194 (publicados en 16 marzo de 2009) de la Comisión Europea pretendieron atajar, sin conseguirlo del todo. La extensión y ampliación de éstos mediante los Reglamentos 443 y 444 de 2011 tampoco resolvió completamente el problema. En ese capítulo entrarían también las Tasas Diferenciales a la Exportación aplicadas por la República Argentina 85 PER 2011-2020 y América Latina, y el aceite de palma en el Sudes- agrupa a las empresas del sector. Actualmente te Asiático. Otras materias primas con presencia existen 12 plantas en operación, de las cuales las relevante en algunos mercados nacionales son el más rentables son las que combinan la producción aceite vegetal usado (en España o Estados Unidos, de biodiésel con la valorización de otros productos por ejemplo), el aceite de girasol (en Europa), el como el caroteno, la vitamina E y la glicerina. A aceite de algodón (en Brasil), las grasas animales ellas se añaden varias más actualmente en cons- (en Estados Unidos o Brasil) o el aceite de coco (en trucción. Vance Bioenergy, Carotech y Golden Hope Filipinas). Biodiésel son algunos de los actores más repre- sentativos de este mercado. El otro gran productor Por lo que respecta a la estructura empresarial del de aceite de palma de la región, Indonesia, vio du- sector a escala internacional, sin duda la principal rante 2009 como se producía una gran contracción asociación de empresas la constituye la europea del mercado de biodiésel, ligada a la recuperación EBB (European Biodiesel Board), que agrupa a 73 del precio del aceite de palma. Sólo un productor, socios, que representan el 80% de la producción que combina la fabricación de biodiésel con otros europea de biodiésel. Entre sus socios se encuen- productos, continuó con su actividad a mediados tran empresas líderes a escala internacional como de 2009, con lo que la capacidad de producción la multinacional Novaol, la francesa Diester, ADM, utilizada se encontró durante ese año bien por Cargill y Verbio en Alemania, o varias empresas debajo del 1%. Los problemas de sobrecapacidad españolas, además de la patronal del sector, la y elevados precios del aceite de palma han persis- sección de biocarburantes de APPA. tido a lo largo de 2010 en ambos países. En Estados Unidos, la NBB (National Biodiesel De cara a la definición del sector a escala global en Board) es la asociación que agrupa a los principales los próximos años, algunos de los factores más de- productores, con casi 80 miembros de pleno dere- terminantes son comunes a los ya citados al hablar cho, entre los que destacan grandes productores del bioetanol, como la aprobación de la RFS-2 en como ADM, Fuel Bio One, Cargill, REG, Imperium, Estados Unidos o la implantación del control de la Owensboro Grain, Delta Biofuels, Green Earth, sostenibilidad en la Unión Europea. Otros, sin em- Louis Dreyfuss Commodities o Twin Rivers. bargo, son específicos de este sector, como la ex- En Brasil, todas las empresas dedicadas a la pro- pansión de un mercado orientado a la exportación ducción o comercialización de biodiésel precisan en Estados Unidos, Argentina o el Sudeste Asiático, una autorización de la ANP (Agência Nacional do en ocasiones de la mano de prácticas comerciales Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). Hasta la desleales, o el papel que pueda jugar en los próxi- fecha 64 instalaciones tienen autorización para mos años Brasil, que por el momento ha decidido producir biodiésel, entre las que se encuentran acompasar el crecimiento del sector a los ritmos actores tan relevantes como ADM, Agrenco, Bio- de una obligación de uso que es ya de B5 desde el capital, Bracol, Brasil Ecodiesel, Granol, Oleoplan 1 de enero de 2010. o Petrobras Biocombustível. Una de las acciones más llamativas (si bien con escaso éxito) llevada a Situación del mercado español de cabo en este ámbito por el Gobierno Federal fue la biocarburantes implantación en 2005 del sello “Combustible So- cial”, destinado a favorecer la participación de la En España, la capacidad de producción instalada agricultura familiar en el mercado del biodiésel a a finales de 2010, de acuerdo con los datos del través de incentivos fiscales o de acceso a líneas de IDAE, ascendió a 464.000 t de bioetanol (4 plantas), créditos blandos. En Argentina, donde el mercado y 4.318.400 t de biodiésel (47 plantas). En térmi- está segmentado entre pequeñas y medianas em- nos energéticos, la capacidad instalada a finales de presas cuya producción se destina a abastecer la 2010 superaba ya los 4 millones de tep, una cifra obligación de uso en el país, y grandes compañías muy superior al objetivo de 2.200 ktep establecido orientadas a la exportación, destaca el papel que por el PER 2005-2010, si bien éste se estableció juegan grandes productores como Renova, Dreyfus, en términos de consumo, no de capacidad de pro- Patagonia o Ecofuel. ducción. La evolución de la capacidad instalada de biocarburantes en España durante los últimos años En cuanto a la producción de biodiésel en el su- se muestra a continuación: deste asiático, la MBA (Malaysian Biodiesel Associa- tion) es la entidad, recientemente constituida, que 86 Análisis por tecnologías Figura 4.1.1. Capacidad instalada (ktep) y número de plantas de producción de biocarburantes 4.500 60 4.165 4.170 4.000 52 51 50 3.500 Número de plantas 3.000 40 Capacidad (ktep) 35 2.500 Objetivo 2010 = 2.200 29 30 2.000 1.876 1.500 20 16 1.203 1.000 754 10 8 10 447 500 5 355 75 75 3 1 1 279 0 202 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Capacidad ktep Número de plantas Fuente: IDAE A pesar de lo que pudiera parecer por la evolución Tal vez lo más paradójico de esta situación es que de las cifras de capacidad de producción, el sector se produce en un momento en el que el marco nor- de los biocarburantes, y en especial el del biodié- mativo en el que se desenvuelve el sector ha reco- sel, ha atravesado durante estos últimos años una gido buena parte de las demandas tradicionales de delicada situación. Las causas de ello van más allá éste. Así, vigente desde 2003 el incentivo fiscal en del contexto marcado por la crisis económica in- forma de tipo cero del impuesto de hidrocarburos, ternacional, incluyendo aspectos específicos como en 2008 se aprobó la ORDEN ITC/2877/2008, de 9 de la competencia desleal del biodiésel importado de octubre, por la que se establece un mecanismo de EE.UU. (un tema parcialmente resuelto por los Re- fomento del uso de biocarburantes y otros combusti- glamentos de la Comisión Europea 193 y 194 de bles renovables con fines de transporte, que supone 2009, extendidos y ampliados mediante los Regla- la introducción en nuestro país de un mecanismo mentos 443 y 444 de 2011) o el desarrollo de prác- de obligación de uso de biocarburantes siguiendo ticas comerciales que distorsionan el mercado, en el modelo de otros países europeos como Alema- particular las Tasas Diferenciales a la Exportación nia o el Reino Unido. En este marco, la Comisión aplicadas por países como Argentina e Indonesia. Nacional de Energía (CNE) actúa como Entidad de Certificación. Resultado de esta situación ha sido un volumen de producción muy por debajo de la capacidad insta- Por otro lado, y en lo que respecta al control del lada y una alta penetración de las importaciones cumplimiento de los criterios de sostenibilidad, en el mercado del biodiésel. Como consecuencia, conforme a lo dispuesto por la Directiva 2009/28/ actualmente se encuentran paradas muchas plan- CE, éste deberá centrarse sobre todo en las partes tas productoras de biodiésel y el resto funciona de la cadena de valor previas a la entrada de la ma- muy por debajo de su capacidad productiva, una teria prima en las plantas españolas, pues hasta la situación económicamente insostenible que ya está fecha la mayor parte de la materia prima empleada teniendo consecuencias. para la fabricación de biocarburantes es importada 87 PER 2011-2020 (básicamente cereales para la producción de etanol 4. Obligación de uso de biocarburantes: y aceites de soja y palma para la fabricación de • Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modi- biodiésel). fica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos. Aspectos normativos • Orden Ministerial ITC/2877/2008, de 9 de octu- Contextualizar adecuadamente la situación del bre, por la que se establece un mecanismo de mercado nacional de los biocarburantes exige una fomento del uso de biocarburantes y otros com- atención especial al marco normativo en el que se bustibles renovables con fines de transporte. desenvuelve este mercado. En ese sentido, se pue- • Circular 2/2009, de 26 de febrero, de la Comi- den distinguir como elementos fundamentales de ese sión Nacional de Energía, por la que se regula marco, a escala europea y nacional, los siguientes: la puesta en marcha y gestión del mecanis- 1. Marco general: mo de fomento del uso de biocarburantes y • Directiva 2009/28/CE, del Parlamento Europeo otros combustibles renovables con fines de y del Consejo de 23 de abril de 2009, relativa transporte. al fomento del uso de energía procedente de • Circular 1/2010, de 25 de marzo, de la Co- fuentes renovables y por la que se modifi- misión Nacional de Energía, por la que se can y se derogan las Directivas 2001/77/CE y regulan los procedimientos de constitución, 2003/30/CE. gestión y reparto del fondo de pagos com- • Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de pensatorios del mecanismo de fomento del Hidrocarburos. uso de biocarburantes y otros combustibles 2. Calidad de carburantes: renovables con fines de transporte. • Directiva 2009/30/CE del Parlamento Europeo • Real Decreto 459/2011, de 1 de abril, por el y del Consejo de 23 de abril de 2009, por la que se fijan los objetivos obligatorios de bio- que se modifica la Directiva 98/70/CE en re- carburantes para los años 2011, 2012 y 2013. lación con las especificaciones de la gasolina, 5. Defensa contra prácticas comerciales desleales: el diésel y el gasóleo, se introduce un meca- • Reglamento de ejecución (UE) Nº 444/2011 del nismo para controlar y reducir las emisiones Consejo de 5 de mayo de 2011 que amplía a de gases de efecto invernadero, se modifica la las importaciones de biodiésel expedido desde Directiva 1999/32/CE del Consejo en relación Canadá, esté o no declarado como originario con las especificaciones del combustible uti- de Canadá, el derecho antidumping definitivo lizado por los buques de navegación interior impuesto por el Reglamento (CE) nº 599/2009 a y se deroga la Directiva 93/12/CE. las importaciones de biodiésel originario de los • Real Decreto 61/2006, de 31 de enero, por el Estados Unidos de América, amplía el derecho que se determinan las especificaciones de ga- antidumping definitivo impuesto por el Regla- solinas, gasóleos, fuelóleos y gases licuados mento (CE) nº 599/2009 a las importaciones de del petróleo y se regula el uso de determina- biodiésel en mezclas con un contenido igual o dos biocarburantes. inferior al 20% en peso de biodiésel originario • Real Decreto 1088/2010, de 3 de septiembre, de los Estados Unidos de América, y da por con- por el que se modifica el Real Decreto 61/2006, cluida la investigación sobre las importaciones de 31 de enero, en lo relativo a las especifica- expedidas desde Singapur. ciones técnicas de gasolinas, gasóleos, utili- • Reglamento de ejecución (UE) Nº 443/2011 del zación de biocarburantes y contenido de azufre Consejo de 5 de mayo de 2011 que amplía a de los combustibles para uso marítimo. las importaciones de biodiésel expedido desde 3. Marco fiscal: Canadá, esté o no declarado como originario de • Directiva 2003/96/CE, de 27 de octubre de Canadá, el derecho compensatorio definitivo 2003, por la que se reestructura el régimen impuesto por el Reglamento (CE) nº 598/2009 a comunitario de imposición de los productos las importaciones de biodiésel originario de los energéticos y de la electricidad. Estados Unidos de América, amplía el derecho • Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos compensatorio definitivo impuesto por el Re- Especiales (y sus modificaciones). glamento (CE) nº 598/2009 a las importaciones • Real Decreto 1165/1995, de 7 de julio, por el de biodiésel en mezclas con un contenido igual que se aprueba el Reglamento de los Impues- o inferior al 20% en peso de biodiésel origina- tos Especiales (y sus modificaciones). rio de los Estados Unidos de América, y da por 88 Análisis por tecnologías concluida la investigación sobre las importa- participación aún mayor de la electricidad en este ciones expedidas desde Singapur. sector, de la mano de la construcción de nuevas 6. Participación del sector agroenergético nacional: infraestructuras ferroviarias. Así las cosas, la par- • Ley 45/2007, de 13 de diciembre, para el de- ticipación de las energías renovables en el con- sarrollo sostenible del medio rural. sumo energético del sector del ferrocarril vendrá determinada por la presencia de aquellas en el mix El mercado español de los biocarburantes y de generación eléctrica nacional. el uso de la electricidad en el transporte Por otro lado, y en lo que se refiere a la contribución Actualmente el único sector del transporte donde del vehículo eléctrico, de acuerdo con la Estrategia existe una presencia significativa de la electricidad Integral para el Impulso del Vehículo Eléctrico en en su consumo energético es el del ferrocarril. Así, España, resultaría factible, con un plan adecuado según datos del IDAE, en 2009 aquella representó de estímulos, alcanzar en 2014 una matriculación el 72% del consumo energético del ferrocarril en de 110.000 unidades (aproximadamente el 7% del España (2.422,75 GWh sobre 3.289,43 GWh totales, mercado cifrado en 2008) y un volumen de vehícu- la diferencia cubierta por el consumo de gasóleo). los de 250.000 unidades (aproximadamente el 1% En el horizonte de 2020 la tendencia apunta a una del parque de 2008). Figura 4.1.2. Mercado potencial de los vehículos eléctricos y objetivos de la Estrategia Proyectos de demostración Planes de flotas cautivas Promoción VE privado 120.000 (252.000) 100.000 Matriculaciones (uds.)

80.000 — (142.000)

80.000 (142.000)

60.000 — (72.000) 110.000

60.000 (72.000) 110.000 40.000 70.000 (22.000) 50.000 20.000 (acumulado) (2.000) 20.000 0 2.000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Demostración MOVELE - 2.000 - - - - Flotas - - 18.000 45.000 60.000 90.000 Particulares - - 2.000 5.000 10.000 20.000 Fuente: Estrategia Integral para el Impulso del Vehículo Eléctrico en España Conforme a esa tendencia, este plan considera en este ámbito (en el ámbito de las baterías, pero que en 2020 podrían circular en España 2.500.000 también de la adecuación de infraestructuras como vehículos eléctricos, si bien para que algo así sea estaciones de recarga o adaptaciones de la red posible se precisará de un esfuerzo de las adminis- eléctrica), como por impulsar las reformas nece- traciones, tanto por apoyar el desarrollo tecnológico sarias en el marco normativo. 89 PER 2011-2020

4.1.2 — Perspectivas de Materias primas

4.1.2 Perspectivas de Materias primas evolución tecnológica La mejora genética de las materias primas actual- mente empleadas por la industria de biocarburantes El sector de los biocarburantes se encuentra in- y la búsqueda de otras nuevas que sean compati- merso en un proceso de cambio que afecta, no sólo bles con las tecnologías de conversión actuales son al diseño de las tecnologías de producción, sino áreas de trabajo de gran actividad a escala global. también a la variedad de materias primas suscep- La industria del biodiésel, en concreto, se ha mos- tibles de ser empleadas por aquellas e incluso a trado muy activa en la búsqueda de nuevas oleagi- las tecnologías de uso final de estos combustibles. nosas que permitan conseguir altas producciones De acuerdo con la Plataforma Tecnológica Euro- por hectárea de un aceite que sea idóneo para la pea de los Biocarburantes17, los objetivos de esta producción de este biocarburante. Con este objetivo, evolución, que también han sido recogidos ya en el la Jatropha curcas, el cocotero (Cocos nucifera), el Plan de Implementación a 2015 de la Plataforma algodón (Gossypium spp.), el ricino (Ricinus commu- Tecnológica Española de la Biomasa18 son: nis), o la pongamia (Pongamia pinnata), entre otros cultivos, han recibido mucha atención en diversas 1. Materias primas: partes del mundo, junto con otros que, al menos • Incremento del rendimiento por hectárea de teóricamente, tendrían cabida en las condiciones los cultivos y desarrollo de una logística de del campo español, como el cártamo (Carthamus suministro eficiente tanto para los cultivos tinctorius), la camelina (Camelina sativa), el cardo como para los residuos. (Cynara cardunculus) o la colza etíope (Brassica cari- • Gestión eficiente del uso de la tierra, tanto nata). De cara a potenciar el papel del campo espa- por lo limitado de los recursos como por la ñol en el cumplimiento de los objetivos del plan es diversidad de los posibles usos de la biomasa imprescindible intensificar el trabajo en el ámbito (térmico, eléctrico, de transporte o como ma- agronómico, no sólo analizando el potencial de es- terias primas para la producción industrial). tos nuevos cultivos sino prestando especial atención 2. Tecnologías de conversión: a las posibilidades de mejora de cultivos tradicio- • Desarrollo de procesos eficientes, eficaces nales como el girasol, la colza o algunos cereales. y estables que permitan el uso de diversas materias primas y que generen productos de Por otro lado, y de acuerdo con todos los análisis gran calidad. de prospectiva del sector, entre las materias pri- 3. Tecnologías de uso final: mas más empleadas en el medio y largo plazo se • Optimización del funcionamiento de combus- encontrarán los materiales lignocelulósicos de todo tible y motor tanto en términos energéticos tipo (paja, astillas, residuos agrícolas, etc.), lo que como ambientales, asegurando la compatibi- supondrá un reto para la industria nacional, pues no lidad del uso de los biocarburantes con el par- existe como tal un mercado formal de estos produc- que y la infraestructura existentes y futuros. tos, y por ello es previsible que existan problemas para que la demanda nacional pueda abastecerse en Para los objetivos de este PER, el análisis de cómo condiciones adecuadas de cantidad, calidad y precio. lograr esos objetivos se centrará en los dos pri- meros aspectos, materias primas y tecnologías de A otro nivel, tanto temporal como de necesidad de conversión, por ser los vinculados de forma más desarrollo tecnológico, se sitúa la posibilidad de específica con el sector, y en los que la planificación emplear algas para usos energéticos, y en concre- puede tener más influencia. to para la producción de biocarburantes. Tanto el 17 Biofuelstp.eu – La cita se refiere al informe Strategic Research Agenda & Strategy Deployment Document, de fecha enero de 2008 18 Bioplat.org – El Plan de Implementación a 2015 toma en consideración la última versión de la Agenda Estratégica de la Plataforma Europea de Biocombustibles y actualiza las líneas estratégicas contextualizadas en función de la situación tec- nológica a nivel europeo (Plataformas Europeas, resultados del 7º Programa Marco, SET-Plan, etc.) y de la evolución del sector a nivel nacional. A partir de esa información se definen siete cadenas de valor específicas para el sector transporte, detallando para cada una de ellas los retos tecnológicos, no tecnológicos y de uso final que se deben afrontar 90 Análisis por tecnologías potencial de este tipo de recurso como la existen- de la caña de azúcar como materia prima o bien en cia en España de personal científico y técnico de los procesos de molienda seca y molienda húmeda alto nivel en este campo aconsejan dedicarle una cuando se parte del uso de cereales19. En todos los atención especial, aún cuando los resultados rela- casos la mejora tecnológica afectará no sólo a la cionados con el uso energético puedan demorarse eficiencia del propio proceso de conversión de la más allá del horizonte de este plan. biomasa sino a la mejora de la cantidad y calidad de los co-productos (en especial del DDGS producido En cualquier caso, un aspecto que deberá tenerse a partir del uso de cereales) y a la eficiencia ener- siempre en cuenta a la hora de evaluar la poten- gética de los procesos (por ejemplo, a través del cialidad de un cultivo para la producción de biocar- uso de co-productos o residuos del proceso como burantes en la Unión Europea es el cumplimiento combustible en plantas de cogeneración). de los criterios de sostenibilidad establecidos por la Directiva 2009/28/CE, y en especial el compor- tamiento de aquel en términos de su balance de gases de efecto invernadero, pues ese cumplimien- to será una condición sine qua non para poder co- mercializar en la Unión Europea el biocarburante producido a partir de esa materia prima. Tecnologías de conversión El desarrollo de las tecnologías de transformación de la biomasa para la producción de carburantes líquidos afecta tanto a aquellas que tienen ya una implantación comercial sólida como a las más no- vedosas. De acuerdo con la hoja de ruta dibujada por la Plataforma Tecnológica Europea de los Bio- carburantes, esta evolución permitirá durante los primeros años de la década 2011-20 la mejora de los procesos actuales de fabricación de bioetanol, bio-ETBE y biodiésel, mientras que hacia la segun- da mitad de aquella hará posible incorporar al mer- cado nuevos procesos de producción de bioetanol a partir de celulosa, así como nuevos biocarburantes como el Bio-DME o el BtL, entre otros. Al final del camino, y con un horizonte temporal más amplio, estaría un cambio de paradigma, pasando del con- cepto actual de instalación individual productora a uno más integrado de biorrefinería, en el que la producción de biocarburantes será sólo una opción más entre todas las posibles de obtención de pro- ductos a partir de biomasa. Siguiendo esa línea temporal, durante los prime- ros años a los que se refiere este plan se asistirá a la mejora de las tecnologías de producción de los biocarburantes que ya tienen presencia en el mercado. En el caso del bioetanol estas tecnologías se basan en la fermentación directa del jugo o de la mezcla del jugo y las melazas, en el caso del uso En el mercado español dominan los procesos de molienda seca, si bien también se puede producir bioetanol a partir de 19 alcohol vínico en todas las plantas actualmente en funcionamiento 91 PER 2011-2020 Figura 4.1.3. Diagrama del proceso de molienda seca para la producción de bioetanol con maíz Maíz Molienda Alfa-amilasa Licuefacción Gluco-amilasa Sacarificación Levadura Fermentación Destilación Deshidratación Centrifugación Evaporación Etanol Mezcla Secado Enfriamiento DDGS Fuente: BNDES, CGEE, CEPAL y FAO. Bioetanol de caña de azúcar: energía para el desarrollo sostenible. BNDES. Río de Janeiro, 2008 Las tecnologías de producción de biodiésel, por a generalizarse, y que se empiece a aclarar el po- su parte, están basadas en la actualidad en la tencial real de uso de otro tipo de catalizadores, transesterificación de aceites vegetales usando como los enzimáticos. Asimismo, las tecnologías metanol como alcohol en el proceso y la sosa o la de pretratamiento de aceites vegetales y grasas potasa como catalizadores. De cara a los próximos animales se harán cada vez más eficientes para años es previsible que, tanto el uso de etanol20 en poder absorber materias primas más complejas sustitución del metanol como el de catalizadores de gestionar pero mucho más baratas, como las heterogéneos (que presentan apreciables ventajas grasas de gran acidez; y al final de la cadena es sobre los homogéneos en términos de gestión de de esperar que nuevos desarrollos optimicen las aguas de lavado y posible formación de jabones en posibilidades comerciales de los co-productos, en el proceso) en lugar de los homogéneos empiece especial de la glicerina. En ese caso el biodiésel sería FAEE (Fatty Acid Ethyl Ester), en lugar de FAME (Fatty Acid Methyl Ester). Ambos están com- 20 prendidos dentro de la definición de “biodiésel” que da la Orden ITC 2877/2008 92 Análisis por tecnologías Figura 4.1.4. Diagrama del proceso de producción de biodiésel Aceites vegetales; en especial de colza, palma, soja y girasol Fracción fibra y proteína Presión y extracción (alimentación animal) Aceite vegetal Aceite puro combustible AVU Grasas Transesterificación Metanol o etanol Hidrógeno Hidrogenación Separación Glicerol Gasóleo combustible Biodiésel Fuente: European Biofuels Technology Platform. Strategic Research Agenda & Strategy Deployment Document. Biofuelstp, 2008 Dentro del ámbito de los biocarburantes con im- Finalmente, el bioetanol se obtendría de la fermen- plantación comercial y fuera del caso del bioetanol tación de estos. y el biodiésel, no es previsible que existan grandes En este tipo de procesos el pretratamiento de la bio- avances en las técnicas de producción y adapta- masa es siempre un elemento fundamental, y ahí ción al uso en el transporte del biogás y el aceite se esperan grandes avances en los próximos años. vegetal puro. Sí lo es, en cambio, que se produzcan Separar la lignina, conseguir aguas abajo un alto importantes mejoras de eficiencia en los procesos rendimiento en azúcares y eliminar la producción relacionados con la producción de biocarburantes de inhibidores de forma eficiente tanto económica actualmente en fase de demostración, como el como energéticamente, es el objetivo de esta fase. biobutanol y las grasas hidrotratadas, que permi- Para conseguirlo los métodos a emplear pueden tan reducciones de sus altos costes actuales de ser físicos, químicos, biológicos, o combinaciones producción. de estos, y la idoneidad de unos u otros dependerá Por otro lado, y en lo que se refiere a los nuevos siempre del tipo de materia prima procesada. procesos de conversión que se prevé estén en fase Cuando aquella sale del pretratamiento, el objetivo comercial al final de la década, estos pueden divi- principal es conseguir la mayor cantidad posible de dirse en dos grandes bloques: azúcares fermentables, para lo que la elección del a) Ruta bioquímica tratamiento de hidrólisis más eficiente (ácido o en- Afecta básicamente a la producción de bioetanol zimático) es clave. Fermentar esos azúcares es el a partir de material lignocelulósico, empleando objetivo final del proceso, y para conseguir una mayor enzimas y microorganismos para romper aquel eficiencia del mismo deberá avanzarse en la fermen- en celulosa, hemicelulosa y lignina, y después la tación de las pentosas a escala comercial, puesto que primera en los azúcares simples que la componen. la de las hexosas se conoce desde antiguo. 93 PER 2011-2020 En definitiva, pretratamiento de la biomasa, hidró- (Consolidated BioProcessing)23, en los que tras un lisis21 de celulosas y hemicelulosas y fermentación pretratamiento de la biomasa que hidroliza la hemi- de las pentosas son las áreas dentro de la ruta celulosa y hace accesible la celulosa a las enzimas, bioquímica donde se esperan mayores avances se realiza en un solo paso bien la hidrólisis de la técnicos22 y, en consecuencia, mayores reduccio- celulosa y la fermentación de la glucosa (SSF), bien nes de costes en los próximos años. En muchos la hidrólisis de la celulosa y la fermentación simul- casos los avances llegarán por la resolución de pro- tánea de pentosas y hexosas (SSCF). La CBP, por blemas comunes a varias de las fases anteriores, último, plantea que el bioetanol y todas las enzimas como plantean los desarrollos SSF (Simultaneous necesarias sean producidos por una única comuni- Saccharification and Fermentation), SSCF (Simulta- dad de microorganismos en un único reactor. neous Saccharification and Cofermentation) o CBP Figura 4.1.5. Diagrama de los procesos SSF, SSCF y CBP para la producción de bioetanol a partir de material lignocelulósico SSF Producción de enzimas CO2 Etanol Celulasas CO2 y agua Hidrólisis Hidrólisis de la celulosa Fermentación C5 Columna de destilación de la hemicelulosa Fermentación C6 Mosto Vinazas SSCF Producción de enzimas Celulasas Etanol CO2 y agua Hidrólisis Hidrólisis de la celulosa Columna de destilación de la hemicelulosa Co-fermentación C5 y C6 Mosto Vinazas CBP CO2 Etanol y agua Producción de celulasas, Hidrólisis hidrólisis de la celulosa Columna de destilación de la hemicelulosa Mosto Co-fermentación C5 y C6 Fuente: Hamelinck, Van Hooijdonk y Faai (2004). Ethanol from lignocellulosic biomass: techno-economic performance in short, middle and long term. Biomass & Bioenergy, 28(2005): 384-410 21 La reducción en el coste de las enzimas necesarias para ello es, sin duda, uno de los elementos fundamentales de los que depende el éxito de la disponibilidad comercial del bioetanol de celulosa 22 Por ejemplo, introducir tecnologías de secuestro de carbono mejoraría el balance de GEI del proceso 23 SSF: Sacarificación y Fermentación Simultáneas; SSCF: Sacarificación y Cofermentación Simultáneas; CBP: Bioprocesa- miento Consolidado 94 Análisis por tecnologías b) Ruta termoquímica Existen dos vías principales de tratamiento termo- químico de la biomasa para la producción de bio- carburantes, según se usen tecnologías de pirólisis o de gasificación. Sin embargo, teniendo en cuenta que en el primer caso el producto obtenido es un líquido inestable con pocas opciones de ser utili- zado como carburante en el sector del transporte, para lo que concierne a este plan se considerará exclusivamente el tratamiento de la biomasa me- diante gasificación como el punto de partida de la producción de biocarburantes por ruta termoquí- mica. De este modo se obtiene un gas24 de síntesis (syngas), formado principalmente por monóxido de carbono e hidrógeno y con algo de anhídrido car- bónico, metano y otros hidrocarburos, que deberá ser limpiado de alquitranes y otras impurezas antes de ser sometido a un proceso biológico o catalítico. Ejemplo de proceso biológico es el tratamiento del syngas limpio en un biorreactor, donde un conjunto de microorganismos lo convierten en bioetanol. Por lo que respecta a los procesos catalíticos, la tecno- logía Fischer-Tropsch (FT) permite obtener a partir del syngas productos químicos y carburantes que, al obtenerse a partir de biomasa, reciben el nombre genérico de BtL (biomass to liquid). Las características del syngas dependen del tipo de biomasa y el comburente. Así, cuando éste es aire se obtiene un gas 24 pobre con una composición aproximada del 50% de N2, 20% de CO, 16% de H2, 12% de CO2 y 2% de CH4; cuando es oxíge- no el syngas se compondrá fundamentalmente de CO y H2, con diferentes cantidades de CO2 e hidrocarburos; con vapor de agua el syngas estará enriquecido en CO y H2, y si el comburente es hidrógeno el syngas tendrá un alto contenido en metano 95 PER 2011-2020 Figura 4.1.6. Ruta termoquímica para la producción de biocarburantes Materiales lignocelulósicos (paja, residuos agrícolas, cultivos energéticos, etc.) Reducción de tamaño y/o secado Materia prima acondicionada Oxígeno Vapor Pirólisis Cenizas/escoria Gasificación Bio-oil Gas crudo Mejora Biocombustibles CO2 Limpieza del gas líquidos Partículas Vapor CO2 Cambio Alcoholes u otros Otros procesos productos Syngas Fischer Tropsch Acondicionamiento Hidrógeno del producto Combustibles de motor BTL/DME Fuente: European Biofuels Technology Platform. Strategic Research Agenda & Strategy Deployment Document. Biofuelstp, 2008 96 Análisis por tecnologías De los procesos citados anteriormente, es en aque- llos relacionados con la aplicación de la tecnología FT en los que está depositada más esperanza para su desarrollo comercial a medio y largo plazo, dado que esa tecnología es conocida desde hace décadas y los carburantes producidos con ella son de gran calidad. Sin embargo, en su contra se unen las in- certidumbres ligadas a la gasificación de la bioma- sa, las altas inversiones de capital necesarias y el hecho de que se trata de procesos que requieren de una gran cantidad de biomasa a tratar para poder alcanzar el umbral de rentabilidad económica25. c) Un nuevo paradigma: las biorrefinerías Integrar la producción de biocarburantes dentro de complejos industriales más amplios en los que la biomasa se transforme en unos productos u otros dependiendo de las condiciones del mercado es una visión a largo plazo del sector compartida por muchos de sus agentes, como demuestra la hoja de ruta esbozada en 2008 por la Plataforma Tecno- lógica Europea. Esos complejos industriales se co- nocen como “biorrefinerías”26, y su interés radica en conseguir un aprovechamiento de la biomasa más eficiente y rentable, dotando a las plantas de mayor flexibilidad ante las oscilaciones del mercado. El grado de integración de los procesos es preci- samente la base de la clasificación más extendida de las biorrefinerías, que las divide en primera, segunda y tercera generación, siendo éstas las más integradas y con mayor flexibilidad, que per- mitirán generar a partir de la biomasa un amplio abanico de productos y un bajo nivel de residuos. De éstas existen tres tipos principales: las de ma- terial lignocelulósico, donde el punto de partida es el fraccionamiento de la biomasa en celulosa, hemicelulosa y lignina; las de cultivo completo, que emplean los cereales como materia prima (y tratan la fracción de la paja como las de material lignocelulósico); y las biorrefinerías verdes, que parten de cultivos verdes, hierbas y pastos. De las tres, las de material lignocelulósico son las más prometedoras, y por ello a continuación se recoge el esquema de los productos que podrían obtener- se de las mismas. 25 Se estima que es necesario procesar 4 kg de biomasa para producir un kg de BtL. Por otro lado, es difícil pensar en una planta de BtL económicamente rentable con una capacidad de producción inferior a 100.000 t/año 26 Aunque no existe una definición única de biorrefinería, la utilizada por el National Renewable Energy Laboratory (EE.UU.) puede considerarse acertada. Es ésta: “biorrefinería es una instalación con el equipamiento necesario para integrar los procesos de conversión de biomasa en combustibles, energía y coproductos de valor añadido” 97 PER 2011-2020 Figura 4.1.7. Esquema de los productos que pueden obtenerse a partir de las diferentes fracciones de la biomasa lignocelulósica Derivados Biocombustibles de celulosa etanol, butanol Celulosa Glucosa Ácidos orgánicos Disolventes Cogeneración Materiales Hemicelulosa Xilosa Xilitol lignocelulósicos Resina Resinas Furfural de plantas furánicas Adhesivos Productos naturales químicos Nylon 6 Lignina Carbón graso Nylon 6,6 Biocombustible sólido libre de azufre Fuente: Kamm y Kamm (2004). Biorefinery Systems. Chemical and Biochemical Engineering Quarterly, 18: 1-6 Los sistemas de aprovechamiento de la biomasa plan. Así, a corto plazo, y entre otras medidas, será en las biorrefinerías se denominan plataformas necesario avanzar en los estudios de mercado y la tecnológicas, y entre las descritas hasta la fecha definición de las plataformas tecnológicas (tanto a destacan por su interés en el área de biocarburan- escala de laboratorio como en su escalado indus- tes la de azúcares-lignina, la de gas de síntesis, la trial), que permitan la integración más eficiente de biogás, la de cadenas ricas en carbono o la de de los procesos. A más largo plazo, el foco deberá pasta de papel. Todas ellas suponen la implicación dirigirse principalmente hacia el aprovechamien- de sectores industriales que, en el caso de España, to de nuevas materias primas (en especial las de se muestran en muchos casos ajenos a este nuevo origen marino) y la obtención y comercialización de planteamiento de uso integral de la biomasa, una coproductos de alto valor añadido. situación que debe ser corregida con urgencia. Aunque en la actualidad el concepto de biorrefine- Valoración ría se aplica a la actividad de algunos sectores in- En las páginas anteriores se ha hecho un repaso a dustriales, como el de la industria alimentaria, la de los puntos más relevantes en los que es de esperar pasta y papel o la de azúcar y almidón, su desarrollo un desarrollo tecnológico significativo en los próxi- hasta el punto esbozado en los párrafos anterio- mos años, un tema especialmente sensible pues res requerirá de una actividad continua, al menos sin duda el futuro del sector se está decidiendo en durante el periodo de tiempo al que se refiere este el área de la innovación tecnológica, que permitirá 98 Análisis por tecnologías emplear nuevas materias primas para conseguir, ejemplo, el hecho de definir especificaciones téc- mediante procesos más eficientes e integrados nicas para algunas presentaciones de mezclas con otras actividades industriales, más y mejores etiquetadas permitiría incrementar la presencia biocarburantes. Entender este hecho será determi- de las mezclas altas en las estaciones de servicio. nante para definir el papel que España pueda jugar Un aspecto que apoya la idea de que en el caso en el futuro del sector, más aún cuando nuestro de los biocarburantes el potencial de producción país ni es ni se espera que sea un gran productor y el de consumo deben analizarse por separado de las materias primas tradicionales de las que se es la evolución del sector del biodiésel en Espa- ha abastecido el sector transformador. ña durante los últimos tres años. En ese periodo Alcanzar y mantener una posición de liderazgo en la capacidad de fabricación de biodiésel instalada el contexto internacional requiere aprovechar la se ha incrementado notablemente, pasando de estructura empresarial y los recursos económi- 907 ktep/año en 2007 a 3.874 ktep/año a finales cos, técnicos y humanos de que dispone nuestro de 2010. Sin embargo, ni la producción real ni el país en este sector, aumentando su peso relativo consumo de biodiésel han seguido esa tendencia. en el contexto europeo, reforzando la cooperación El consumo ha crecido únicamente en los términos entre los sectores público y privado, aumentando obligatorios establecidos por la legislación vigente, los recursos destinados a I+D+i en el sector y de- alcanzando un total de 1.217 ktep en 2010, esto sarrollando un control estricto sobre los fondos es, un 31,4% de la capacidad instalada. Y la pro- destinados a ello con el fin de maximizar la efi- ducción de las plantas españolas alcanzó tan sólo cacia y eficiencia en el uso de los mismos. En el las 502 ktep, es decir, un 41,2% del consumo y un apartado dedicado en este plan a las actuaciones 12,9% de la capacidad total. El resto se cubrió con a desarrollar, estos aspectos serán objeto de una importaciones. mayor concreción. De esto se deduce otra conclusión que debe tenerse en cuenta en el análisis que se va a llevar a cabo en

4.1.3 — Evaluación del potencial este apartado: en este sector, las importaciones (no

4.1.3 Evaluación del potencial este apartado: en este sector, las importaciones (no sólo de biocarburantes sino también de materias En el sector de los biocarburantes, al tratar la cues- primas) tienen una relevancia muy considerable tión del potencial, hay que considerar tanto el de y, por lo tanto, la evaluación de los potenciales de producción como el de consumo. producción y consumo debe tener en cuenta la pre- El potencial de producción viene determinado fun- visible evolución del sector y de los mercados con damentalmente por los siguientes condicionantes, una perspectiva internacional. que a su vez dependen de otras circunstancias Finalmente hay que señalar que, aunque como se como la definición de estrategias y políticas de ha indicado, el estudio del potencial de producción y impulso al sector: el de consumo debe realizarse por separado porque • Capacidad instalada de producción de no hay una correspondencia unívoca entre ambos biocarburantes. elementos, tampoco se trata de conjuntos disjun- • Disponibilidad de materias primas destinadas a tos y siempre va a existir un grado de interrelación la producción de biocarburantes, a precios que entre ambos que debe ser analizado. hagan viable la fabricación. Por otra parte, en el consumo potencial de biocar- Mercado del bioetanol burantes influyen aspectos como: 1. Potencial de producción a) Capacidad de producción instalada • Existencia de porcentajes mínimos obligatorios A 31 de diciembre de 2010 había en explotación 4 de uso. plantas de producción de bioetanol. Tres de ellas • Puesta a disposición de los usuarios de estos utilizaban como materia prima principal cereales productos (por ejemplo, número de estaciones y la cuarta, la más pequeña, alcohol vínico. Exis- de servicio que dispensan mezclas etiquetadas tía, además, una quinta planta en construcción o parque de vehículos flexi-fuel que puedan em- en Extremadura. Los datos de éstas se recogen plear etanol en proporciones altas). a continuación, agregados por comunidades También en este caso, alguno de estos elemen- autónomas: tos se ve condicionado por otras cuestiones. Por 99 PER 2011-2020 Tabla 4.1.4. Capacidad de producción de Figura 4.1.8. Evolución de la contribución bioetanol en España (final 2010) porcentual del bioetanol 2G sobre el total de bioetanol CCAA t/año Tep/año % Galicia 154.000 98.406 12 Murcia 118.000 75.402 8 Castilla y León 158.000 100.962 Castilla-La Mancha 34.000 21.726 4 Subtotal explotación 464.000 296.496 0 Extremadura 87.000 55.593 2011 2013 2015 2017 2019 Fuente: IDAE Subtotal ejecución 87.000 55.593 Así, la evolución prevista de capacidad productiva de bioetanol 2G sería la reflejada en el siguiente Total 551.000 352.089 gráfico: En el horizonte de 2020 se considera que se con- Figura 4.1.9. Evolución prevista de la solidará la capacidad actualmente existente (suma capacidad de producción de bioetanol 2G de las plantas ya puestas en marcha y la que está (tep) en construcción). A partir de ahí la capacidad de Miles producción podría aumentar ligeramente, si bien exclusivamente con tecnologías de producción de bioetanol a partir de materiales lignocelulósicos 400 (el llamado bioetanol de segunda generación o bioetanol 2G). Por lo que respecta a la disponibi- lidad comercial de este producto27, se asumen las 300 siguientes hipótesis para el caso de España: • Aparición en el mercado a mediados de la década. 200 • El bioetanol 2G podría suponer en 2020 un 13% del potencial total de producción de etanol. En 100 este caso, además, se asume que este potencial de etanol 2G no provendría sólo de la instalación de nueva capacidad sino también parcialmente 0 de la modificación de algunas plantas existentes. 2011 2013 2015 2017 2019 La evolución de la contribución porcentual del bioe- tanol 2G sobre el total de bioetanol se muestra en BE 2G tep las siguientes gráficas: BE 1G tep Fuente: IDAE Según la nota de la Comisión Europea The Impact of a minimum 10% obligation for biofuel use in the EU-27 in 2020 on agricul- 27 tural markets, AGRI G-2/WM D(2007), se estima asumible que la contribución de los biocarburantes de 2ª Generación pueda alcanzar en 2020 el 30% del consumo 100 Análisis por tecnologías De este modo, la capacidad de producción instalada De acuerdo con el Avance de Superficies y Produc- en el año 2020 alcanzaría las siguientes cifras: ciones Agrícolas publicado por el Ministerio de Me- Tabla 4.1.5. Capacidad de producción de dio Ambiente y Medio Rural y Marino en diciembre bioetanol en España (estimación para 2020) de 2010, las superficies destinadas a los tres cul- tivos de referencia en 2009 fueron las siguientes: Biocarburante Tep/año Tabla 4.1.6. Superficies destinadas al cultivo de trigo, cebada y sorgo (año 2009) Bioetanol 1G 350.089 Superficie Cultivo (miles de hectáreas) Bioetanol 2G 52.312 Total 402.401 Trigo 2.031,4 Cebada 3.002,8 b) Disponibilidad de materias primas La producción nacional de materias primas para la Sorgo 7,9 producción de bioetanol se ve condicionada por los siguientes factores: Fuente: Ministerio de Medio Ambiente y Medio • Se asume que tendrá continuidad la tendencia Rural y Marino de las últimas décadas que refleja moderados Se asume para el cálculo que a lo largo de la déca- incrementos en los rendimientos de cultivo. Un da próxima no se incrementarán las superficies de crecimiento, en promedio del 1 al 2%. cultivo (puesto que se ha considerado que nuevas • La tendencia del crecimiento demográfico se superficies aprovechables se destinarían a la pro- espera que sea muy ligeramente creciente a lo ducción de variedades energéticas oleaginosas). largo del periodo considerado. Esto implica un incremento limitado del consumo de alimentos. Teniendo en cuenta lo anterior, se obtiene la pro- Se espera, por tanto, un crecimiento del mercado ducción potencial de cereales en España, reflejada alimentario menor que el que tuvo lugar en los en la siguiente gráfica en la que se señalan también últimos años. También por este motivo, el consu- las aplicaciones posibles: mo de materias primas para producción ganadera Figura 4.1.10. Disponibilidad de potencial seguirá una tendencia creciente a una menor tasa de cereales y aplicaciones posibles (kt) que durante la pasada década. Miles • Como consecuencia de una productividad creciente en los cultivos y de un estancamiento en los volú- menes de los mercados alimentario y ganadero, se producirá un aumento de la disponibilidad de mate- 20 rias primas para la producción de biocarburantes. Para evaluar los rendimientos y potenciales de pro- ducción de cereales se ha partido de la información recogida en el Anuario de Estadística del Minis- 10 terio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino correspondiente a los años 2004, 2005 y 2006. Se establecen las siguientes hipótesis para el cálculo 0 del potencial de producción: 2011 2013 2015 2017 2019 • Se consideran únicamente las producciones de trigo, cebada y sorgo. Producción • Se toma como rendimiento de producción la me- dia aritmética de los rendimientos obtenidos en Alim. y otros los tres años considerados. Este valor se consi- MP para obj. dera suficientemente fiable habida cuenta de la MP para capacidad instalada 1G baja desviación típica obtenida. Fuente: IDAE 101 PER 2011-2020 En la gráfica se observa que España es deficitaria Tabla 4.1.8. Porcentaje de consumo del E85 en cereales incluso para abastecerse de los ne- cesarios en alimentación y ganadería. Por ello, la Tipo de vehículo % de consumo de E85 producción nacional seguirá siendo insuficiente para cubrir la demanda de estos sectores y otras aplicaciones como la fabricación de etanol. En con- Autobuses 0,0 secuencia, como sucede ya en la actualidad, será necesaria la importación de cereales con el fin de Camiones 2,3 satisfacer la demanda existente. Turismos 0,7 Dada la pequeña cuantía prevista para la producción de bioetanol 2G, no se considera que la obtención de Motos 0,0 la materia prima necesaria para fabricarlo presente dificultades. Se estima, por tanto, que el potencial Otros 0,0 de abastecimiento de dicha materia prima no es un factor limitante en la introducción del bioetanol 2G. Fuente: IDAE 2. Potencial de consumo Teniendo en cuenta lo anterior, el potencial de con- El potencial de consumo de bioetanol en el año 2020 sumo de etanol en 2020 se sitúa en 487 ktep, dis- se estima a partir de un escenario que contempla tribuidas por tipo de vehículo tal como se muestra como única mezcla etiquetada de uso generalizado en la siguiente gráfica: el E85 (85% de etanol y 15% de gasolina). Además se establecen las siguientes consideraciones con Figura 4.1.11. Consumo de etanol 2020 por relación a la estructura del mercado en 2020: tipo de vehículo (ktep) • El consumo de carburantes en motores de ciclo 400 356,43 Otto ascenderá a 6.351 ktep. • El objetivo de consumo de bioetanol previsto para 300 2020 asciende a 400 ktep. • La distribución del consumo de esos carburantes por tipo de vehículo será: 200 Tabla 4.1.7. Distribución del consumo de carburantes empleados en motores de ciclo Otto por tipo de vehículo 100 59,18 39,12 30,68 1,78 % de consumo de 0 Tipo de vehículo carburantes en motor Otto Autobuses Autobuses 0,4 Camiones Turismos Camiones 10,2 Motos Turismos 73,7 Otros Motos 8,8 Fuente: IDAE En este escenario se alcanza el objetivo previsto Otros 6,9 (400 ktep en 2020, que equivalen a 626 kt de bioe- tanol consumido), que además se podría cubrir con Fuente: IDAE la capacidad de fabricación nacional. Esto se refleja • El contenido de bioetanol en la gasolina (producto en el gráfico siguiente: no etiquetado) será del 7% (contenido energético). • El E85 será consumido en los porcentajes que se indican en la tabla siguiente: 102 Análisis por tecnologías Figura 4.1.12. Balance de potencial cereales-bioetanol para el objetivo de consumo de bioetanol en 2020 (kt) Origen cereales Destino cereales MP Fabricación Consumo Lignocel. bioetanol bioetanol Prod. nacional (14.894) Alim. y otros usos (20.169) Fabr. bioetanol Import. MP nacional Objetivo (1.635) Etanol 1G Etanol 2G (6.910) (325) (626) (545) (81) Fuente: IDAE Mercado del biodiésel Tabla 4.1.9. Capacidad de producción de biodiésel en España (final 2010) 1. Potencial de producción a) Capacidad de producción instalada A 31 de diciembre de 2010 había en explotación CCAA t/año Tep/año 47 plantas de producción de biodiésel. La mayor parte de las que operaron ese año lo hicieron con Andalucía 742.000 665.574 aceite vegetal importado, si bien el aceite vegetal usado de procedencia nacional tuvo una presencia Aragón 170.000 152.490 notable entre las materias primas utilizadas. Junto a aquellas, existían otras plantas en construcción Asturias 25.000 22.425 en diversos lugares del país. Los datos de todas ellas se recogen a continuación, agregados por Baleares 33.000 29.601 comunidades autónomas: Castilla y León 159.900 143.430 Castilla-La Mancha 448.000 401.856 Cataluña 86.000 77.142 Extremadura 360.000 322.920 Galicia 575.000 515.775 Madrid 15.000 13.455 103 PER 2011-2020 (Continuación) la producción de biocarburantes para motores CCAA t/año Tep/año diésel. La evolución de la contribución porcentual del BtL Murcia 200.000 179.400 sobre el total de estos biocarburantes se muestra en las siguientes gráficas: Navarra 98.500 88.355 Figura 4.1.13. Evolución de la contribución porcentual del BtL sobre el total de La Rioja 250.000 224.250 biocarburantes para motores diésel % Valenciana, C. 720.000 645.840 País Vasco 436.000 391.092 2 Subtotal 4.318.400 3.873.605 explotación 1 Andalucía 185.000 165.945 0 Castilla –La Mancha 50.000 44.850 2011 2013 2015 2017 2019 Castilla y León 22.000 19.734 Fuente: IDAE Así, la evolución prevista de capacidad productiva Galicia 200.000 179.400 de BtL sería la reflejada en el siguiente gráfico: Subtotal ejecución 457.000 409.929 Figura 4.1.14. Evolución prevista de la capacidad de producción de BtL (tep) Total 4.775.400 4.283.534 Millones 5 Teniendo en cuenta que la capacidad de produc- ción de biodiésel se encuentra actualmente so- bredimensionada con respecto a las necesidades 4 reales de consumo, se puede asumir que en el horizonte de 2020 no se iniciarán más proyectos que los incluidos en la tabla anterior. Por ello, su- 3 poniendo que todos ellos estuvieran disponibles para producir en 2011, la capacidad de produc- 2 ción de biodiésel a finales de ese año ascendería a 4.283.534 tep/año. Por otro lado, la evolución tecnológica del sector 1 permite pensar que durante la década que termi- nará en 2020 entren en el mercado de los biocar- 0 burantes que sustituyen al gasóleo otros productos distintos al biodiésel, principalmente aquellos ob- 2011 2013 2015 2017 2019 tenidos a partir de biomasa lignocelulósica a través de procesos termoquímicos y conocidos como BtL. BtL tep Por lo que respecta a la disponibilidad comercial BD tep de estos productos, se asumen las siguientes hi- pótesis para el caso de España: Fuente: IDAE • Aparición en el mercado a finales de la década. De este modo, la capacidad de producción instalada • Cuota del mercado en 2020 en torno al 2% de en el año 2020 sería: 104 Análisis por tecnologías Tabla 4.1.10. Capacidad de producción de promedio de los tres años considerados (la des- biodiésel y BtL en España (estimación para viación típica es aceptable para esta hipótesis). 2020) De acuerdo con el Avance de Superficies y Produc- ciones Agrícolas publicado por el Ministerio de Me- Biocarburante Tep/año dio Ambiente y Medio Rural y Marino en diciembre de 2010, las superficies destinadas a los cuatro Biodiésel 4.283.534 cultivos de referencia en 2009 fueron: Tabla 4.1.11. Superficies destinadas a los BtL 89.700 diferentes cultivos Total 4.373.234 Superficie Cultivo (miles de hectáreas) b) Disponibilidad de materias primas El planteamiento de partida con relación a la pro- Algodón 63,2 ducción nacional de materias primas para la pro- ducción de biodiésel es el mismo que el citado en Girasol 711,6 el caso del bioetanol: incrementos moderados de los rendimientos (entre el 1 y 2%), incremento li- Soja 0,5 mitado del consumo de alimentos y, en definitiva, aumento de la disponibilidad de materias primas Colza 15,5 para la producción de biocarburantes. Para evaluar los rendimientos y potenciales de pro- Total 790,8 ducción de cultivos oleaginosos se ha partido de la información recogida en el Anuario de Estadística Fuente: Ministerio de Medio Ambiente y Medio del Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Rural y Marino Marino para los años 2004, 2005 y 2006 (últimos Por otra parte, según la Encuesta sobre Superficies tres años con datos completos). De esa información y Rendimientos de Cultivos del Ministerio de Medio se concluye que: Ambiente y Medio Rural y Marino (ESYRCE 2009), • Las plantas oleaginosas cultivadas en España en las áreas de barbecho que podrían aprovecharse cantidades significativas son: algodón, lino, cá- para incrementar la producción de oleaginosas ñamo, cacahuete, girasol, cártamo, soja y colza. (cubierta vegetal espontánea y sin mantenimiento) • En los tres años citados la suma de las super- ascienden a 900.424 ha. ficies correspondientes a algodón, girasol, soja Se establece un escenario de aprovechamiento de y colza representa casi el total de la dedicada a estas zonas en que el 50% se dedicará a colza y el oleaginosas. otro 50% a girasol. • En esos tres años la suma de las producciones correspondientes a los mismos cuatro cultivos Como hipótesis final se considera que las superficies representa casi el total de la de oleaginosas. destinadas a estos cultivos permanecen constantes y se toman como base para el cálculo de potencial A partir de las conclusiones anteriores se esta- en la década 2011-2020. Los rendimientos de pro- blecen las siguientes hipótesis para el cálculo del ducción serán los obtenidos anteriormente incre- potencial de producción: mentados de acuerdo con las previsiones de mejora • Se consideran para el cálculo del potencial úni- anual expuestas. En el caso de las superficies de camente las producciones de los cuatro cultivos barbecho se considera el rendimiento más bajo (co- citados: algodón, girasol, soja y colza. rrespondiente a secano) reflejado en el Anuario. El • Se toma como rendimiento de producción la me- porcentaje destinado a molturación será el obtenido dia aritmética de los rendimientos obtenidos en de acuerdo con las consideraciones descritas. los tres años considerados. Este valor se consi- Teniendo en cuenta lo anterior se obtiene la pro- dera suficientemente fiable habida cuenta de la ducción potencial de aceite a partir de los cuatro baja desviación típica obtenida. cultivos oleaginosos mayoritarios que se refleja a • Se asume que la cantidad destinada a moltura- continuación: ción de la producción total es igual al porcentaje 105 PER 2011-2020 Figura 4.1.15. Producción potencial de aceite por procedencia de las materias primas (t) Miles 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Barbecho Superf. 2010 Fuente: IDAE Por otro lado, y según los datos de la Asociación Nacional de Gestores de Residuos de Aceites y Grasas Co- mestibles (GEREGRAS), el potencial de recogida de aceites vegetales usados en España es de unas 280.000 t. De ellas, algo más de 120.000 t procederían del sector hostelero (HORECA) e instituciones y unas 160.000 t del sector doméstico28. En la siguiente gráfica se muestra la evolución potencial de la recogida de aceite usado en el periodo 2011-2020, recogida que en la actualidad asciende a unas 90.000 t, procedentes principalmente del sector hostelero e instituciones. GEREGRAS estima que con campañas de concienciación y con la puesta a disposición de los ciudadanos de los medios 28 adecuados se podrían recoger unos 4 litros por persona y año 106 Análisis por tecnologías Figura 4.1.16. Recogida de aceite usado (t) Miles 300 250 200 150 100 50 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Doméstico HORECA + Inst. Fuente: IDAE Teniendo en cuenta lo anterior, el potencial total de aceite que podría obtenerse en España, dado por la suma del procedente de cultivos oleaginosos nacionales y la recogida de residuos de cocina, se refleja en la siguiente gráfica: Figura 4.1.17. Potencial aceite de procedencia nacional (t) Millones 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total cultivo Total usado Fuente: IDAE 107 PER 2011-2020 En el gráfico siguiente se compara esta disponibi- 2. Potencial de consumo lidad total de aceite de procedencia nacional con la Para analizar el potencial de consumo alcanzable que se necesitaría para las distintas aplicaciones en el año 2020 se consideran diferentes escenarios posibles. Las líneas indican: en función del nivel de generalización del uso de mezclas altas. Se asume que la mezcla etiquetada • Alimentación y otros: cantidad total de aceite re- que se empleará de forma estándar será el B30 querida de acuerdo con las hipótesis señaladas (30% de biodiésel y 70% de gasóleo). anteriormente. Para estos usos sólo no sería apli- cable el aceite reciclado. En el gráfico se observa En los cuatro escenarios que se presentan a conti- que ni siquiera dedicando la producción nacional nuación hay una serie de aspectos comunes: íntegramente para este fin se cubriría la demanda • El consumo de carburantes diésel (gasóleo y bio- prevista (por un escaso margen, cada vez más diésel) en 2020 ascenderá a 24.123 ktep. reducido a lo largo de la década). • El objetivo de consumo de biodiésel previsto • Objetivo biodiésel: cantidad total de aceite ne- para 2020 asciende a 2.313 ktep, que equivalen cesaria para fabricar el biodiésel previsto en los a 2.578 kt. objetivos. Como se ve en el gráfico, aunque todo • La distribución del consumo de carburantes el aceite disponible se dedicara a la producción diésel por tipo de vehículo es la indicada en la de biodiésel el cumplimiento de los objetivos siguiente tabla: requeriría además la importación de aceites (o materias primas para la producción de éstos). Tabla 4.1.12. Distribución del consumo de • Capacidad instalada: cantidad total de aceite que carburantes diésel por tipo de vehículo haría falta para abastecer a la industria nacional de % de consumo de fabricación de biodiésel de modo que se aprovecha- Tipo de vehículo carburantes en motor ra el 100% de la capacidad instalada. En este caso, Diésel el aceite disponible de origen nacional apenas al- canzaría para cubrir la quinta parte de lo necesario. El resto debería realizarse con aceite importado. Autobuses 4,5 Figura 4.1.18. Disponibilidad potencial de Camiones 59,8 aceite y aplicaciones posibles (kt) Miles Turismos 30,5 6 Motos 0,0 5 Otros 5,2 4 Fuente: IDAE 3 • El contenido de biodiésel en el gasóleo (producto no etiquetado) será del 9% en contenido energé- 2 tico (es decir, la especificación del gasóleo debe admitir un 10% en volumen de biodiésel). 1 • El biodiésel puro (B100) será consumido en los porcentajes que se indican en la siguiente tabla 0 según el tipo de vehículo: 2011 2013 2015 2017 2019 Recogida potencial usado Producción potencial Capacidad instalada Objetivo biodiésel Alimentación y otros Fuente: IDAE 108 Análisis por tecnologías Tabla 4.1.13. Porcentajes de consumo de En función del grado de penetración comercial biodiésel puro alcanzado por el B30 se definen cuatro escena- rios: Escenario 0, Escenario B30 Bajo, Escenario Tipo de vehículo % de consumo de B100 B30 Medio y Escenario B30 Alto. Además de las premisas comunes para todos ellos señaladas anteriormente, específicamente en cada uno se Autobuses 0,5 asume un porcentaje diferente de uso del B30 por tipo de vehículo. Estos valores se recogen en la Camiones 2,0 tabla siguiente: Turismos 0,2 Motos 0,0 Otros 0,5 Fuente: IDAE Tabla 4.1.14. Porcentaje de uso del B30 por tipo de vehículo Escenario 0 Escenario B30 Escenario B30 Escenario B30 Tipo de vehículo (%) Bajo (%) Medio (%) Alto (%) Autobuses 0,0 30,0 50,0 80,0 Camiones 0,0 20,0 40,0 70,0 Turismos 0,0 10,0 30,0 50,0 Motos 0,0 0,0 0,0 0,0 Otros 0,0 5,0 10,0 20,0 Fuente: IDAE Las distribuciones porcentuales tanto del B30 como del B100 se entienden como promedios. Por ejem- plo, un valor del 30% no significa necesariamente que el 30% de los vehículos emplean siempre la mezcla y el 70% restante no la emplea nunca. En el extremo opuesto, tampoco significa que todos los vehículos utilizan la mezcla el 30% de las veces que llenan el depósito. El escenario describe una situa- ción intermedia entre ambas que, como resultado promedio, da un uso del 30% de esa mezcla para ese tipo de vehículo. Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores se obtienen los consumos de biodiésel por tipo de vehículo, reflejados en el siguiente gráfico para los distintos escenarios señalados: 109 PER 2011-2020 Figura 4.1.19. Potencial de consumo de biodiésel en 2020 (ktep) 4.000 3.506 3.500 3.000 2.672 2.500 2.116 2.000 1.561 1.500 1.385 1.102 1.000 818 676 500 209 272 103 117 166 129 141 165 0 0 0 0 0 Escenario 0 Escenario B30 Bajo Escenario B30 Medio Escenario B30 Alto Autobuses Camiones Turismos Motos Otros Fuente: IDAE El consumo total de biodiésel en los distintos es- En el Escenario 0 prácticamente se alcanzaría una cenarios se muestra a continuación: cifra de consumo en el entorno del objetivo esta- blecido. La consecución de éste, por tanto, pasa Figura 4.1.20. Consumo total de biodiésel necesariamente por la adopción del B10 como es- según escenarios 2020 (ktep) pecificación del gasóleo, tal como se ha descrito en las hipótesis planteadas. En el Escenario B30 Bajo 6.000 5.329 se superaría ya el valor fijado. El escenario B30 Medio correspondería a una situación de mercado 4.124 en la que la demanda se cubriría con la práctica 4.000 3.230 totalidad de la capacidad productiva nacional. El

2.458 — Escenario B30 Alto permitiría, además, dar entrada

2.458 Escenario B30 Alto permitiría, además, dar entrada a producto importado. Estas situaciones se reflejan 2.000 gráficamente a continuación: 0 Escenario 0 Escenario Escenario Escenario B30 Bajo B30 Medio B30 Alto Fuente: IDAE 110 Análisis por tecnologías Figura 4.1.21. Escenario B30 Bajo. Balance potencial aceite-biodiésel 2020 (kt) Aceite primer Residuos Destino Biomasa Biodiésel BTL Consumo uso (aceite usado) aceite fabricado biodiésel con aceite Biomasa nacional (400) BTL Consumo (100) (3.601) Prod. Alim. y nacional otros usos (835) (856) Capacidad Objetivo nacional (2.578) utilizada (3.501) Nacional (281) Import. (3.333) Import. Fabr. Capacidad Expansión (100) biodiésel nacional mercado (3.693) no utilizada (1.023) (1.274) Fuente: IDAE Figura 4.1.22. Escenario B30 Medio. Balance potencial aceite-biodiésel 2020 (kt) Aceite primer Residuos Destino Biomasa Biodiésel BTL Consumo uso (aceite usado) aceite fabricado biodiésel con aceite Biomasa nacional (400) BTL Consumo (100) (4.597) Prod. Alim. y nacional otros usos (835) (856) Capacidad Objetivo nacional (2.578) utilizada (4.497) Import. Expansión Capacidad mercado (4.344) Nacional Fabr. nacional (2.019) (281) Import. biodiésel no utilizada (100) (4.705) (278) Fuente: IDAE 111 PER 2011-2020 Figura 4.1.23. Escenario B30 Alto. Balance potencial aceite-biodiésel 2020 (kt) Aceite primer Residuos Destino Biomasa Biodiésel BTL Consumo uso (aceite usado) aceite fabricado biodiésel con aceite Biomasa nacional (400) BTL Consumo (100) (5.940) Prod. Alim. y nacional otros usos (835) (856) Capacidad Objetivo nacional (2.578) utilizada (4.775) Nacional Fabr. (281) Import. biodiésel (100) (4.996) Expansión Import. mercado (4.636) (3.362) Import (1.065) Fuente: IDAE Finalmente, a continuación se muestran los balan- ces resultantes entre materias primas y biodiésel para los escenarios de cumplimiento de objetivos en los años 2011 y 2020, en las circunstancias pre- vistas como más probables: • Una cantidad del consumo se cubrirá con impor- taciones (515 ktep en 2011 y 310 ktep en 2020). • Aunque el potencial de recogida de aceites usados sea mayor, sólo se aprovechará para la fabrica- ción de biodiésel una parte. 112 Análisis por tecnologías Figura 4.1.24. Escenario previsto objetivo: balance materias primas-biodiésel 2011 (kt) Aceite primer Residuos Destino aceite Fabricación Consumo uso (aceite usado) biodiésel biodiésel Import. (574) Prod. Alim. y nacional Capacidad otros (730) nacional Nacional (837) utilizada utilizado (1.450) (67) Import. Fabr. Objetivo Nacional (1.565) biodiésel (2.024) potencial no utilizado (1.526) (37) Capacidad nacional no utilizada (3.325) Fuente: IDAE Figura 4.1.25. Escenario previsto objetivo: balance materias primas-biodiésel 2020 (kt) Aceite Residuos Destino Biomasa Biodiésel BTL Consumo primer uso (aceite) aceite fabricado biodiésel con aceite Import. Nac. (346) (400) BTL Prod. Alim. y nacional nacional otros usos Capacidad (100) (835) (856) nacional utilizada (2.132) Nacional utilizado (136) Import. Objetivo Fabr. (2.130) Nacional (2.578) biodiésel potencial (2.245) Capacidad no utilizado nacional (145) no utilizada (2.643) Fuente: IDAE 113 PER 2011-2020 (Continuación)

4.1.4 — Análisis de costes Inversión

4.1.4 Análisis de costes Inversión Descripción (M€) Costes de inversión a) Bioetanol Instalación eléctrica 0,75 La inversión típica para una planta de bioetanol de 200 kt/año que utilice cereales como materia prima Climatización y ventilación 0,19 asciende a 180 M€. Instrumentación y control 0,49 b) Biodiésel A continuación se detalla un presupuesto típi- Abastecimiento y saneamiento 0,10 co de inversión para una planta de biodiésel de 50.000 t/año que utilice como materia prima acei- Instalaciones de gas natural 0,08 tes crudos. Se considera que en la planta se realiza un proceso de pretratamiento de dichos aceites y, Sistemas contra incendios 0,46 naturalmente, la fabricación de biodiésel a partir de ellos. Equipos de proceso 3,70 Tabla 4.1.15. Presupuesto típico de inversión para una planta de biodiésel de Tuberías 1,35 50.000 t/año que utilice como materia prima aceites crudos Equipos auxiliares 1,06 Inversión Tanques 1,13 Descripción (M€) Equipos de bombeo 0,16 Movimientos de tierra 0,18 Tecnología de pretratamiento 5,05 Urbanización 2,97 de aceite Tecnología de producción de Obra civil 1,48 3,65 biodiésel Cubetos, tuberías, zona de carga 0,32 Seguridad y salud 0,12 Edificios 1,05 Total 19,95 Instalaciones auxiliares 0,12 Fuente: IDAE Estructura 1,91 En el caso de las instalaciones de fabricación de biodiésel, la inversión relativa es decreciente con Zona de carga, tuberías 0,31 respecto a la capacidad de producción de la planta. Típicamente este ratio inversión/capacidad se sitúa Edificios 1,58 en el rango 0,4-0,3 tal como se señala para distintos ejemplos en la tabla siguiente: Otros 0,02 Arquitectura e instalaciones 0,21 interiores Instalaciones 2,17 Equipos de aire comprimido 0,11 114 Análisis por tecnologías (Continuación) Tabla 4.1.16. Capacidad, ratio de inversión, inversión de instalaciones de fabricación Coste de biodiésel Descripción (€/t de BE) Capacidad Ratio Inv. Inversión Costes financieros, (kt) (M€/kt) (M€) 285,0 amortizaciones y de personal 50 0,40 20 Ingresos por subproductos -325,0 100 0,35 35 Total 702,7 200 0,30 60 (1) Incluye los correspondientes a enzimas y productos químicos, así como los procedentes del consumo de electricidad, gas y agua, entre Fuente: IDAE otros. (2) Incluye conceptos como mantenimiento, depu- Costes de explotación ración de vertidos, etc. Fuente: IDAE En general, tanto para el bioetanol como para el biodiésel, la mayor parte de los costes de b) Biodiésel explotación de una planta corresponde a la ad- Se considera una planta con una capacidad de pro- quisición de las materias primas. Esta partida, ducción de 100 kt/año de biodiésel obtenido a partir además, se caracteriza por su gran volatilidad. de aceite crudo. Los valores que se indican están Seguidamente se ofrecen desgloses típicos de expresados en € por tonelada de biodiésel fabrica- los costes de explotación de una fábrica de bioe- do. Se incluyen con signo negativo los ingresos es- tanol y una de biodiésel teniendo en cuenta la timados procedentes de la venta de subproductos. situación del mercado en el momento de elabo- Tabla 4.1.18. Costes de explotación de una rar este documento. planta de biodiésel obtenido a partir de aceite crudo a) Bioetanol Se considera una planta con una capacidad de Coste producción de 200 kt/año de bioetanol obteni- Descripción (€/t de BD) do a partir de cereal. Los valores que se indican están expresados en € por tonelada de bioeta- nol fabricado. Se incluyen con signo negativo los Aceite 800,0 ingresos estimados procedentes de la venta de subproductos. Costes variables de producción(1) 77,5 Tabla 4.1.17. Costes de explotación de una planta de bioetanol obtenido a partir Transporte y distribución 30,0 de cereal Otros costes de explotación(2) 30,0 Coste Descripción Costes financieros, (€/t de BE) 105,0 amortizaciones y de personal Cereal 500,0 Ingresos por subproductos -12,5 Costes variables de producción(1) 196,7 Total 1.030,0 Transporte y distribución 21,0 (1) Incluye los correspondientes a metanol, catali- zadores, aditivos y diversos productos químicos, Otros costes de explotación(2) 25,0 así como los procedentes del consumo de electricidad, gas y agua, entre otros. (2) Incluye conceptos como mantenimiento, depu- ración de vertidos, etc. Fuente: IDAE 115 PER 2011-2020

4.1.5 — Barreras al desarrollo Comercio

4.1.5 Barreras al desarrollo Comercio del sector • Existencia de prácticas comerciales desleales en el comercio internacional de biocarburantes que En este apartado se recogen las principales ba- afectan a la supervivencia del sector productor de rreras que afectan a la consolidación y desarrollo biocarburantes español. del sector de los biocarburantes en España, tanto Durante 2007, 2008 y 2009 los productores europeos las de carácter general como aquellas que afectan sufrieron las consecuencias de las importaciones de específicamente a alguno de los subsectores de biodiésel subvencionado desde Estados Unidos (el esta industria. conocido como B99), a las que los reglamentos de la CE 193 y 194, de 11 de marzo de 2009, pusieron coto. Sin embargo, los problemas de prácticas co- Materias primas merciales desleales no acabaron entonces, sino que • Escasa aportación de la agricultura española al adoptaron nuevas formas, como la de las tasas dife- mercado de materias primas para la producción renciales a la exportación aplicadas por Argentina. de biocarburantes. Atajar este tipo de problemas es de vital impor- Hasta ahora todos los estudios de evaluación de tancia para la supervivencia del sector productor potencial de producción de materias primas para de biocarburantes en España, y para ello puede la producción de biocarburantes se han centrado ser útil contrastar la experiencia de nuestro país en cultivos tradicionales considerados bajo una con la de otros mercados importantes de bio- óptica de nulo desarrollo tecnológico. Es necesa- carburantes en Europa que se han visto menos rio superar esa visión, e integrar nuevos cultivos afectados por este tipo de problemas. y mejoras tecnológicas (tanto en las técnicas de cultivo como en el ámbito de la mejora genética) Oferta de biocarburantes en el escenario de futuro de la agroenergética destinada a biocarburantes. • La oferta de biocarburantes está poco diversifica- • Desconocimiento de las repercusiones que las da con relación a su potencial y a las posibilida- exigencias europeas en materia de sostenibili- des que ofrece la Orden ITC/2877/2008. Barreras dad tienen para la oferta de materias primas de técnicas y económicas impiden que otros biocar- origen nacional. burantes, además del bioetanol y el biodiésel, lle- guen al consumidor español, al contrario de lo que ocurre en otros países europeos. Calidad • Escaso apoyo al desarrollo tecnológico en el área • Ausencia de un esquema independiente de ase- de la producción de biocarburantes. El elemento guramiento de la calidad. fundamental en la definición del futuro del sector • Ausencia de especificaciones técnicas para mez- lo constituye el salto tecnológico hacia nuevas tec- clas etiquetadas. nologías de transformación que puedan usar mate- En la actualidad el número de presentaciones rias primas distintas a las empleadas hasta ahora. comerciales de las mezclas etiquetadas en las España tiene un gran potencial humano y técnico estaciones de servicio españolas es muy eleva- para estar en el grupo de países que lideren esa evo- do, lo que genera en el consumidor final cierta lución, sin embargo las condiciones del mercado y desconfianza hacia la calidad real del producto. del acceso al crédito, así como las restricciones en el Urge, pues, disponer de un número reducido de apoyo público pueden echar a perder esa posibilidad. presentaciones comerciales para este tipo de • Incertidumbre acerca del tratamiento fiscal del mezclas (no más de dos por carburante fósil de biocarburante más allá de 2012. referencia), presentaciones que deberían estar En este sentido, la legislación de impuestos es- respaldadas por la existencia de una especifica- peciales establece que el incentivo fiscal des- ción técnica incorporada a la normativa. aparecerá completamente el 31 de diciembre de 2012; sin embargo, otros países europeos, como Alemania, han ampliado ese plazo en algunos Sostenibilidad supuestos, lo que deja abierta la posibilidad de • Ausencia de un esquema nacional de control de reconsiderar la situación fiscal de los biocarbu- la sostenibilidad adaptado a los requisitos de la rantes en España más allá de 2012. Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril. 116 Análisis por tecnologías Demanda de biocarburantes prima para la fabricación de biocarburantes, 3) la valorización energética de las algas y 4) fomento • Las estaciones de servicio abanderadas, que re- del biogás agroindustrial. presentan el grueso de la oferta de carburantes al • Desarrollo de especificaciones técnicas para consumidor final y están fuertemente vinculadas determinadas mezclas etiquetadas de biocar- a los principales operadores petrolíferos, no dan burantes (SBC-005). La mezcla de biodiésel y cabida en su oferta de productos a las mezclas gasóleo considerada es la denominada B30, que etiquetadas de biocarburantes. contiene un 30% (en volumen) de biodiésel. La Sacar de la marginalidad al consumo de las mez- mezcla de bioetanol y gasolina considerada es clas etiquetadas exige actuaciones decididas en la denominada E85, que contiene un 85% (en vo- el ámbito del aseguramiento de la calidad, de la lumen) de bioetanol. Una vez desarrolladas las disponibilidad en las estaciones de servicio y de especificaciones se procederá a su incorporación la responsabilidad de los fabricantes de vehículos inmediata a la normativa española de calidad de ante este tipo de producto. Éstas se concretan en carburantes. el apartado de “propuestas” de este plan. • Modificación del Reglamento de Impuestos Espe- • La normativa no reconoce los beneficios am- ciales con el fin de detallar de forma explícita los bientales del uso de biocarburantes a la hora de requisitos que deben cumplir los establecimien- establecer incentivos económicos o fiscales a la tos autorizados a realizar mezclas de carburantes adquisición de vehículos garantizados para su uso (SBC-013). con mezclas etiquetadas de biocarburantes. • Diseño e implantación de un sistema AENOR de • Los fabricantes de vehículos no han integra- control de calidad en los procesos de producción do el uso de mezclas etiquetadas de biocar- de biocarburantes (SBC-004). Realizar todas las burantes entre sus prioridades de desarrollo actuaciones necesarias para la implantación y la tecnológico. difusión pública del mismo. • El liderazgo de las administraciones públicas en • Diseño e implantación de un sistema de control la promoción del consumo de biocarburantes ha de la sostenibilidad en toda la cadena de valor de sido inferior al necesario para conseguir un efecto los biocarburantes y biolíquidos comercializados multiplicador en el conjunto de la sociedad. en España, de acuerdo con los requisitos de la Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril (SBC-001).

4.1.6 — Actuaciones propuestas Elaboración periódica de guías, modelos y otra

4.1.6 Actuaciones propuestas Elaboración periódica de guías, modelos y otra documentación necesaria para mantener actua- A continuación se describe el catálogo de actua- lizado el sistema de sostenibilidad de biocarbu- ciones propuestas para impulsar el desarrollo del rantes y biolíquidos. sector de los biocarburantes y la expansión del con- • Realización de un análisis comparativo en los prin- sumo de estos en el sector del transporte. cipales mercados europeos del impacto del comer- cio internacional en los mismos. En función de sus Propuestas normativas resultados, desarrollar un mecanismo que permita al mercado español un desarrollo armónico de las • Definición de la Explotación Agraria Producto- variables de capacidad de producción, producción ra de Energías Renovables (EAPER)(HGL-001): y consumo de biocarburantes (SBC-006). requisitos mínimos que debe cumplir una ex- • Unificación de los listados de productos consi- plotación agraria para poder ser calificada como derados como biocarburantes en las diferentes EAPER y establecimiento del tipo de incentivos y normativas que afectan al sector (SBC-007). En beneficios que, en su caso, podrá disfrutar. Arti- particular, en la legislación de impuestos espe- culación en torno a la EAPER de las medidas de ciales se asumirá el listado de biocarburantes apoyo a la producción nacional de materia prima existente en la ORDEN ITC/2877/2008. en el marco de la Ley 45/2007, de 13 de diciembre, • Establecimiento de una obligación para que los para el desarrollo sostenible del medio rural. fabricantes e importadores de vehículos informen • Elaborar un plan a nivel nacional de desarrollo sobre el grado máximo garantizado de mezcla de agroenergético (HGL-003) que acometa las si- biocarburante que aquéllos admiten (SBC-010). guientes actividades: 1) la mejora de la produc- Desarrollo de mecanismos adecuados para la pu- tividad de biomasa con fines energéticos, 2) el blicación de esa información con el fin de facilitar uso de la biomasa lignocelulósica como materia su conocimiento por parte de los consumidores. 117 PER 2011-2020 • Establecimiento de una obligación progresiva Propuestas de estudios de comercialización de mezclas etiquetadas de • Realización de un estudio a escala nacional biocarburantes en las estaciones de servicio (SBC-003) que permita: (SBC-009). La implantación de la obligación se 1. Obtener una base sólida de datos de emisiones realizará de forma gradual (en tres fases), co- de gases de efecto invernadero (CO2, CH4 y N2O) menzando por las estaciones de servicio que co- de los cultivos más representativos en distintas mercialicen mayores volúmenes de carburantes. comarcas agrícolas españolas, relacionándolo • Establecimiento de la obligación de introducir en con las prácticas de cultivo, en especial con la los pliegos de condiciones de los concursos para fertilización. otorgar concesiones de líneas de transporte por 2. Modelización de datos a escala de parcela uti- carretera la necesidad de que la empresa con- lizando modelos matemáticos o estadísticos cesionaria realice un consumo de biocarburan- para estimar los flujos de CO2, CH4 y N2O y po- tes igual o superior a una cantidad determinada. tencial almacenaje de C en el suelo en dichos (SBC-014) Como criterio adicional para otorgar cultivos. Comparación de resultados de DNDC la concesión se valorará asimismo que los vehí- con otros métodos de estimación de GEI. culos estén garantizados para el uso de mezclas 3. Modelizar a escala comarcal utilizando mo- etiquetadas. delos matemáticos o estadísticos (DNDC, Ste- • Impulsar la creación de un Programa de Desarro- phest Bowman, etc.). llo Tecnológico (SBC-008) que aborde el conjunto de la cadena de valor de los biocarburantes, pres- tando especial atención a los siguientes aspec-

4.1.7 — Objetivos

4.1.7 Objetivos tos: 1) Mejoras en la eficiencia de los procesos, 2) Del análisis de la situación actual y de la proyec- Transformación de materias primas no alimen- ción hacia 2020 de un escenario de desarrollo del tarias, 3) Incorporación de los biocarburantes sector que incorporaría las actuaciones propuestas en el sector de la aviación y 4) Integración de la en el capítulo anterior, se desprenden los objetivos producción de biocarburantes en biorrefinerías. nacionales de consumo de biocarburantes en el La creación de este Programa se llevará a cabo transporte que se desglosan a continuación. mediante la coordinación entre los diferentes sectores implicados, desde las empresas priva- das hasta los organismos públicos de investiga- ción, Administración, etc. para detectar líneas de actuación y optimizar los recursos destinados a dichas actividades. Propuestas de promoción • Restringir la adquisición por las Administraciones públicas de nuevos vehículos a aquéllos cuyos fabricantes garanticen el uso de mezclas etique- tadas de biocarburantes (SBC-011). • Elaboración de un programa de actuación para incrementar la presencia de los biocarburantes en el consumo energético ligado a las actividades de la Defensa Nacional (SBC-012). Propuestas de información • Desarrollo de un mecanismo destinado a intensi- ficar el control sobre las empresas generadoras de grasas residuales para poder obtener un in- ventario fiable y actualizado de las mismas que permita realizar un seguimiento completo y pre- ciso de este mercado (SBC-002). 118 Análisis por tecnologías Tabla 4.1.19. Objetivo nacional de consumo de energías renovables en el transporte ktep 2011 2012 2016 2020 Bioetanol 232 281 300 400 Biodiésel 1.816 1.878 2.020 2.313 Biocarburantes en el 2.048 2.159 2.320 2.713 transporte: Total Fuente: IDAE Las cifras anteriores deben tomarse con cautela, 31/dic/2008, la reducción será exigible sólo en especial por lo que respecta a su distribución desde el 1/abr/2013). por sectores de mercado. Así, desde la aproba- • 50% desde 1/ene/2017 (a partir del 1/ene/2018 ción del Biofuels flightpath por la Comisión Eu- será del 60% para los biocarburantes y bio- ropea en julio de 2011, parece muy probable que líquidos producidos en instalaciones cuya en el horizonte de 2020 se produzca el despegue producción haya comenzado a partir del 1 de del consumo de biocarburantes en el sector de enero de 2017). la aviación, objetivo al que se dirige la iniciativa Éste es el único criterio que deberán cumplir los española que lideran SENASA, AESA, IDAE y el biocarburantes y biolíquidos producidos a partir MARM. De igual forma, la introducción de biocar- de desechos y de residuos, con la excepción de burantes en el consumo del sector de transporte los residuos forestales, agrícolas, de la acuicul- por ferrocarril da ahora sus primeros pasos y es tura y de las pesquerías. lógico pensar en que se desarrolle en los próximos 2. Que las materias primas empleadas en su pro- años de la mano de una reducción de los costes ducción no provengan de zonas de alto valor en de producción de aquellos. términos de biodiversidad. Esta categoría la for- man tierras que a partir del 1 de enero de 2008

4.1.8 — Criterios de pertenecían a una de las siguientes categorías

4.1.8 Criterios de pertenecían a una de las siguientes categorías: • Superficies boscosas de especies nativas, sostenibilidad cuando no hay signos claros de actividad hu- mana y los procesos ecológicos no están per- Para evaluar el cumplimiento de los objetivos ener- turbados significativamente. géticos nacionales sólo se considerarán aquellos • Zonas designadas por ley o por las autori- biocarburantes y biolíquidos que cumplan los si- dades competentes con fines de protección guientes criterios de sostenibilidad, establecidos en de la naturaleza o para la protección de eco- las Directivas 2009/28/CE, relativa al fomento del sistemas o especies escasas, amenazadas o uso de energía procedente de fuentes renovables, y en peligro, reconocidas por acuerdos inter- 2009/30/CE, relativa a la calidad de los carburantes: nacionales o incluidas en listas elaboradas por organizaciones intergubernamentales o 1. Reducción mínima de las emisiones de gases la Unión Internacional para la Conservación de efecto invernadero con relación a la de los de la Naturaleza, a menos que se demuestre carburantes fósiles de referencia29: que la producción de tales materias primas no • 35% desde 1/ene/2011 hasta 31/dic/2016 (en ha interferido con dichos fines de protección el caso de los biocarburantes y biolíquidos de la naturaleza. producidos por instalaciones operativas el A efectos del cálculo de esta reducción, el valor del combustible fósil de referencia será el último valor disponible para las 29 emisiones medias reales procedentes de la parte fósil de la gasolina y del diésel consumido en la Unión Europea 119 PER 2011-2020 • Prados y pastizales con una rica biodiversidad, partidas a que se refiere el apartado anterior, naturales o no30. En este último caso, salvo para que permanezcan asociadas a la mezcla. que se demuestre que la explotación de las • Prevea que la suma de todas las partidas materias primas es necesaria para preservar retiradas de la mezcla tenga las mismas ca- su condición de prados y pastizales. racterísticas de sostenibilidad, en las mismas 3. Que las materias primas empleadas en su produc- cantidades, que la suma de todas las partidas ción no provengan de zonas con elevadas reservas añadidas a la mezcla. de carbono; es decir, tierras que el 1 de enero de Para lo que tenga que ver con el control del cum- 2008 pertenecían a una de las siguientes categorías plimiento de los criterios de sostenibilidad en el pero que ya no se encuentran en dicha situación: sistema logístico de la Compañía Logística de • Humedales, es decir, tierras cubiertas de agua Hidrocarburos, se considerará a éste como un o saturadas por agua permanentemente o du- único depósito. rante una parte importante del año. 2. Deberán garantizar la presentación de información • Turberas, a no ser que se pruebe que el cultivo fiable. Ésta se referirá al cumplimiento de los crite- y la recolección de esta materia prima no han rios de sostenibilidad mencionados anteriormente, implicado el drenaje de suelos no drenados pero también incluirá información sobre medidas con anterioridad. adoptadas para la protección del suelo, del agua y • Zonas arboladas continuas, es decir tierras con del aire, así como, si procede, relativa a los temas una extensión superior a una hectárea, con ár- de sostenibilidad social a que alude el artículo 17 boles de una altura superior a cinco metros y de la Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril. una fracción de cabida cubierta superior al 30%. 3. Deberán garantizar un nivel adecuado de audi- • Tierras con una extensión superior a una hectá- toría independiente de la información que pre- rea, con árboles de una altura superior a cinco senten. La auditoría verificará que los sistemas metros y una fracción de cabida cubierta de entre utilizados por los agentes económicos son exac- el 10 y el 30%, o con árboles que pueden alcanzar tos, fiables y protegidos contra el fraude. Evalua- dichos límites in situ, salvo si se prueba que las rá la frecuencia y la metodología de muestreo, reservas de carbono de la zona en cuestión antes así como la solidez de los datos. y después de la conversión no disminuyen. En lo que respecta a la cadena de custodia se bus- ca la trazabilidad completa de las condiciones de Verificación del cumplimiento de los sostenibilidad desde el cultivo de la materia prima criterios de sostenibilidad hasta la puesta en mercado del biocarburante, para En línea con lo establecido en la Directiva 2009/28/ lo que se definirá la longitud de esta cadena (con CE, de 23 de abril, los agentes económicos con especial atención a las peculiaridades del siste- participación en el mercado de biocarburantes y ma español de distribución de hidrocarburos), se biolíquidos deberán demostrar el cumplimiento prestará especial atención al control de los flujos de los criterios de sostenibilidad anteriormente de entrada y salida de productos, así como de los expuestos, para lo cual: inventarios, y se organizará una gestión adminis- trativa que contemple: 1. Deberán utilizar un sistema de balance de ma- sas que: • Registros internos de entradas y salidas para • Permita mezclar las partidas de materias cada agente de la cadena. primas o biocarburantes con características • Expedición de documentos acreditativos a lo largo diferentes de sostenibilidad. de la cadena. • Exija la información relativa a las características • Periodo mínimo de mantenimiento de registros. de sostenibilidad ambiental y al volumen de las Por naturales se entienden aquellos que seguirían siéndolo a falta de intervención humana y que conservan la composi- 30 ción en especies naturales y las características y procesos ecológicos. Los no naturales serían los que dejarían de serlo a falta de intervención humana, que son ricos en especies y no están degradados 120 Análisis por tecnologías

4.2 — SECTOR BIOGÁS desarrollo del medio rural y, de forma significativa,

4.2 SECTOR BIOGÁS desarrollo del medio rural y, de forma significativa, a la reducción de emisiones de gases de efecto in- vernadero. Por todo ello, su desarrollo debe ser apoyado con igual énfasis por las administraciones

4.2.1 — Descripción del sector públicas competentes en materia de medioambien

4.2.1 Descripción del sector públicas competentes en materia de medioambien- te, energía, agricultura y desarrollo rural. El biogás es un gas que se obtiene por descom- posición microbiológica de la materia orgánica en La normativa relacionada con las plantas de bio- ausencia de oxígeno. Se genera principalmente en gás es especialmente compleja en el caso del bio- vertederos controlados y en depósitos cerrados, gás procedente de deyecciones ganaderas y otros denominados digestores anaerobios, en los que se residuos agroindustriales, ya que estas instalacio- mantienen determinadas condiciones de operación nes se ven afectadas no solo por las disposiciones destinadas a optimizar la producción. Su compo- relativas a la gestión de residuos, sino también sición depende del sustrato digerido, siendo los por las del uso de los digestatos, la gestión de los componentes mayoritarios el metano y el dióxido SANDACH (subproductos animales no destinados de carbono, y apareciendo en muy pequeñas pro- a consumo humano), la ordenación de explotacio- porciones ácido sulfhídrico, hidrógeno y otros ga- nes porcinas, etc. ses. En función del sustrato y el tipo de tecnología En cuanto a la normativa en materia de residuos, utilizada, su contenido en metano varía entre un la nueva Ley 22/2011, de 28 de julio, de residuos 50 y un 70%. y suelos contaminados, establece que aquellos Los principales sustratos a partir de los cuales estiércoles que sean empleados en actividades de obtener esta fuente renovable de energía son las valorización como la digestión anaerobia, deberán deyecciones ganaderas y otros residuos agroindus- someterse a lo establecido en la Ley, en particu- triales, la fracción orgánica de los residuos domés- lar, a los procesos administrativos de autorización ticos y similares, los lodos de estación depuradora recogidos en la misma. de aguas residuales urbanas (EDAR) o los cultivos En la actualidad, el uso de los digestatos produ- energéticos. cidos en este tipo de plantas está condicionado El aprovechamiento del biogás se produce de for- tanto por la Ley 22/2011 como por el Real Decreto ma mayoritaria a través de motores de combustión 261/1996, sobre protección de las aguas contra la interna, generándose electricidad y calor. La in- contaminación producida por los nitratos proce- yección a la red del biogás depurado hasta obtener dentes de fuentes agrarias. una calidad similar a la del gas natural (biome- Por otro lado, en las instalaciones en las que se tano) es, entre las nuevas aplicaciones existen- empleen SANDACH como co-sustratos, se ten- tes, la que mayor eficiencia y potencial presenta, drá que tener en consideración el Reglamento existiendo ya experiencias a escala industrial en 1069/2009, por el que se establecen las normas países como Alemania, Suecia o Dinamarca. El sanitarias aplicables a los subproductos animales uso de pilas de combustible precisa un mayor no destinados al consumo humano, y que determi- desarrollo para poder considerarse una opción na los requisitos necesarios para poder valorizar económicamente competitiva, y también reviste este tipo de residuos en procesos de digestión interés la posibilidad de emplear el biogás purifi- anaerobia. A nivel nacional, el Real Decreto cado como combustible de respaldo en centrales 1429/2003, que regula las condiciones de aplica- solares termoeléctricas. ción de la normativa comunitaria en materia de Los beneficios asociados a la digestión anaerobia SANDACH, estableció la creación de la Comisión de residuos son por un lado una reducción signifi- Nacional de SANDACH. Esta Comisión ha elabo- cativa de los malos olores, la estabilización y mi- rado el Plan Nacional Integral de SANDACH, en el neralización de la materia orgánica facilitando su que se incluye el reconocimiento de la prioridad gestión posterior, y por otro la posibilidad de apro- de procesos de valorización (como la generación vechar una energía renovable si el biogás es valo- de biogás) frente a los de eliminación. rizado mediante alguna de las vías anteriormente Hay que tener en cuenta además los cambios pre- comentadas. Al mismo tiempo, contribuye a diver- vistos en la Directiva 2008/1 relativa a la prevención sificar las fuentes energéticas y a reducir la depen- y control integrado de la contaminación (IPPC). Si dencia energética exterior. Además contribuye al 121 PER 2011-2020 bien a día de hoy ya hay algunas disposiciones de Figura 4.2.1. Capacidad instalada en países ámbito regional que incluyen las instalaciones de OCDE en MW biogás agroindustrial en el ámbito IPPC, ni la Di- Miles rectiva 2008/1 ni su transposición a la legislación española, las recogían en su alcance. En la Direc- 8 tiva 2010/75 sobre las emisiones industriales, que integra la Directiva 2008/1 con directivas como la 5.742 2000/76 o la 2001/80, ya se incluyen en el ámbito 6 4.904 IPPC las instalaciones de digestión anaerobia que 4.353 2.039 traten más de 100 t/día. 4 3.488 1.706 3.220 1.560 1.340 1.380 Situación actual en el mundo 2 3.703 2.793 3.198 La producción de biogás tuvo en USA su mayor re- 1.880 2.108 ferente hasta bien entrados los años 90, siendo la 0 desgasificación de vertederos la principal activi- dad generadora de biogás. En la pasada década, el 2003 2004 2005 2006 2007 protagonismo lo ejerce Europa, donde países como Alemania, Dinamarca, Austria y, más recientemen- Resto OCDE te, Italia, han conseguido desarrollar en mayor o Europa menor medida el biogás procedente de residuos ganaderos en co-digestión con otros residuos Fuente: AIE agroindustriales y/o cultivos energéticos. Países como China o India han optado también por Situación actual en UE el uso del biogás como herramienta de desarrollo En Europa, la energía primaria procedente del bio- rural que permite el acceso a la energía en zonas gás rozó en 2008 los 8 millones de tep, lo cual su- desfavorecidas. El número de plantas a escala in- puso un aumento del 4,4% respecto al año anterior. dustrial para tratamiento de deyecciones ganade- El biogás de vertedero contribuía con un 36,1% del ras en China es de aproximadamente 2.000, con una total, seguido por las plantas depuradoras (tanto producción anual de 90 millones de m3, teniendo urbanas como industriales) con un 11,9%, que- en 2005 además alrededor de 17 millones de di- dando el 52,0% restante para plantas que tratan gestores “caseros”, con una producción de más de deyecciones ganaderas y residuos agroindustria- 6.500 millones de m3. La inclusión en los mecanis- les y la fracción orgánica de residuos domésticos y mos de desarrollo limpio del Protocolo de Kioto de similares. Los países dominantes, que copan más proyectos relacionados con el biogás, tanto con la del 70% de la producción primaria, son Alemania y desgasificación de vertederos como con el proce- Reino Unido, si bien con modelos completamente dente de digestores anaerobios, puede facilitar el distintos, ya que mientras Alemania ha optado por acceso al gran potencial existente. promover el desarrollo de plantas que traten resi- La capacidad instalada de generación eléctrica con duos agroindustriales y cultivos energéticos, Reino biogás en países OCDE es: Unido se ha centrado en la producción de biogás a partir de la desgasificación de vertederos: 122 Análisis por tecnologías Tabla 4.2.1. Producción primaria de biogás en la UE en ktep 2008 2009* Vertedero EDAR Otros Total Vertedero EDAR Otros Total Alemania 291,7 384,7 3.553,1 4.229,5 265,5 386,7 3.561,2 4.213,4 Reino Unido 1.416,9 208,6 0,0 1.625,4 1.474,4 249,5 0,0 1.723,9 Francia 379,3 45,5 28,3 453,1 442,3 45,2 38,7 526,2 Italia 339,8 3,0 67,2 410,0 361,8 5,0 77,5 444,3 Holanda 44,4 48,8 132,5 225,7 39,2 48,9 179,8 267,9 España 157,0 19,7 26,6 203,2 140,9 10,0 32,9 183,7 Austria 4,8 21,9 147,8 174,5 4,9 18,9 141,2 165,1 Rep.Checa 29,4 33,7 27,0 90,0 29,2 33,7 67,0 129,9 Bélgica 46,7 1,5 39,4 87,6 44,3 2,1 78,2 124,7 Suecia 32,9 56,3 13,3 102,4 34,5 60,0 14,7 109,2 Dinamarca 6,4 20,2 67,2 93,8 6,2 20,0 73,4 99,6 Polonia 34,2 59,4 2,6 96,1 35,5 58,0 4,5 98,0 Grecia 28,3 5,1 0,2 33,6 46,3 12,2 0,2 58,7 Finlandia 34,1 10,9 0,0 45,0 30,6 10,7 0,0 41,4 Irlanda 25,9 8,1 1,4 35,4 23,6 8,1 4,1 35,8 Hungría 2,1 8,0 11,7 21,8 2,8 10,3 17,5 30,7 Portugal 0,0 0,0 23,0 23,0 0,0 0,0 23,8 23,8 Eslovenia 8,2 3,1 2,7 14,1 8,3 3,0 11,0 22,4 Eslovaquia 0,2 9,5 0,6 10,3 0,8 14,8 0,7 16,3 Luxemburgo 0,0 0,0 9,2 9,2 0,0 0,0 12,3 12,3 Letonia 6,6 2,2 0,0 8,8 7,0 2,7 0,0 9,7 Lituania 0,4 1,7 0,9 3,0 1,3 2,1 1,2 4,7 123 PER 2011-2020 (Continuación) 2008 2009* Vertedero EDAR Otros Total Vertedero EDAR Otros Total Estonia 2,0 0,9 0,0 2,8 2,0 0,9 0,0 2,8 Rumanía 0,0 0,0 0,6 0,6 0,1 0,7 0,5 1,3 Chipre 0,0 0,0 0,2 0,2 0,0 0,0 0,2 0,2 Total UE 2.891,1 952,8 4.155,3 7.999,3 3.001,6 1.003,7 4.340,7 8.346,0 *Dato estimado. Fuente: EurObserv´ER En cuanto a la producción de electricidad, estos dos mismos países producen también alrededor del 70% del total de electricidad producida en la UE a partir de biogás: Tabla 4.2.2. Producción de electricidad a partir de biogás en la UE en GWh 2008 2009* Inst. Inst. Electricidad Inst. Inst. Electricidad eléctricas cogeneración total eléctricas cogeneración total Alemania 8.837,0 1.142,0 9.979,0 11.325,0 1.237,0 12.562,0 Reino Unido 4.844,9 460,0 5.304,9 5.064,7 526,8 5.591,5 Italia 1.290,8 308,7 1.599,5 1.347,1 365,5 1.739,6 Holanda 83,0 651,0 734,0 82,0 833,0 915,0 Francia 605,6 94,7 700,3 671,4 175,0 846,4 Austria 557,0 45,0 602,0 602,0 36,0 638,0 España 540,0 44,0 584,0 479,0 48,0 527,0 Bélgica 174,2 159,1 333,3 175,2 286,7 461,8 República 63,2 203,7 266,9 241,6 199,6 441,3 Checa Dinamarca 1,5 297,2 298,7 1,3 323,5 324,7 Polonia 0,0 251,6 251,6 0,0 319,2 319,2 Grecia 171,0 20,3 191,3 183,5 34,0 217,5 124 Análisis por tecnologías (Continuación) 2008 2009* Inst. Inst. Electricidad Inst. Inst. Electricidad eléctricas cogeneración total eléctricas cogeneración total Irlanda 110,0 17,0 127,0 100,0 17,0 117,0 Hungría 0,0 68,2 68,2 0,0 95,2 95,2 Portugal 63,0 8,0 71,0 73,0 10,0 83,0 Eslovenia 9,7 46,2 55,9 9,7 59,2 68,8 Luxemburgo 0,0 43,8 43,8 0,0 53,4 53,4 Letonia 2,3 37,3 39,6 3,0 42,0 45,0 Suecia 0,0 30,0 30,0 0,0 34,0 34,0 Finlandia 0,0 29,0 29,0 0,0 31,0 31,0 Eslovaquia 1,0 14,0 15,0 1,0 20,0 21,0 Lituania 0,0 9,0 9,0 0,0 15,0 15,0 Chipre 0,0 12,0 12,0 0,0 12,0 12,0 Estonia 9,3 0,0 9,3 10,0 0,0 10,0 Rumanía 1,0 0,0 1,0 1,0 0,0 1,0 Total UE 17.364,5 3.991,8 21.356,3 20.397,4 4.773,0 25.170,4 *Dato estimado. Fuente: EurObserv´ER Debido a la previsible disminución de los residuos Las plantas centralizadas danesas surgieron a biodegradables a depositar en vertedero, la tenden- mitad de los años 80 para valorizar residuos de cia actual a nivel europeo es promover, allí donde granjas situadas en un radio aproximado de 20 kms haya potencial disponible, que el biogás agroindus- unas de otras, diseñando la logística de forma que trial pase a ser el principal protagonista. Países se evitara acumular purines frescos en las granjas. como Dinamarca o Alemania ya apostaron hace En estas plantas, los co-sustratos procedentes de años por esta opción. industrias alimentarias, se incluyen como máximo hasta un 25% sobre materia seca, siendo mayor el En el caso de Dinamarca, el modelo escogido fue el radio de recogida asumible (unos 100 km). de co-digestión de residuos ganaderos e industriales, siendo el principal ejemplo en el mundo de aplicación Como se puede apreciar en la tabla 4.2.2, prácti- de plantas centralizadas. Así, en 2008, había 81 plan- camente toda la generación con biogás se realiza tas basadas en este tipo de co-digestión (21 centra- mediante cogeneraciones. Esto es en buena parte lizadas y 60 individuales), 64 digestores de lodos de así porque el calor generado en muchas de estas EDAR, 5 plantas de tratamiento de aguas residuales plantas se asocia a district heatings en municipios industriales y 25 desgasificaciones en vertederos. cercanos. 125 PER 2011-2020 En el caso de Alemania, que ocupa sin lugar a Para concluir la descripción de la situación actual en dudas el primer puesto en el ranking europeo, la UE, merece la pena reseñar el caso italiano, que existen en la actualidad alrededor de 5.000 plantas ya ha adoptado diversas normativas (fiscales, ener- de biogás, con una potencia eléctrica instalada su- géticas, ambientales) para promover el cambio del perior a 1.600 MW. Las plantas de potencia inferior biogás de vertedero al biogás agroindustrial y el caso a 500 kW contribuyen a más del 80% de ese total de Suecia, donde ya se alimenta con biogás purifi- de potencia instalada. cado una flota de autobuses urbanos de Estocolmo. Los sustratos utilizados en estas plantas son: Situación actual en España Figura 4.2.2. Sustratos utilizados en plantas de biogás alemanas A finales de 2010, la potencia eléctrica instalada con biogás en España era de 177 MW, correspondiendo 33% alrededor del 65% de la potencia instalada y del 70% 51% de la generación a biogás de vertedero. Estos por- centajes han mostrado una evolución descendente desde la aparición del Real Decreto 661/2007, en el que se recogía un cambio significativo en el régimen tarifario de las instalaciones de digestión anaerobia. El desarrollo de plantas de co-digestión con de- yecciones ganaderas y otros residuos se halla en una etapa muy incipiente, con alrededor de 15 ins- talaciones llevadas a cabo hasta la fecha. Catalu- ña, la Comunidad Valenciana y Navarra son, por 5% ahora, las comunidades autónomas donde se han ido implantando este tipo de instalaciones, siendo inminente también la puesta en marcha en Aragón 11% de varias plantas. El tamaño medio de las instala- ciones es igual o inferior a 500 kW. Cultivos energéticos Hasta la fecha y debido principalmente a la poca Residuos industriales implantación de la recogida selectiva en origen de Residuos municipales la fracción orgánica de residuos domésticos y simi- Residuos ganaderos y agrícolas lares, las plantas de digestión anaerobia trataban la fracción orgánica contenida en residuos mezclados Fuente: AINIA/GIRO, Estudio Situación y potencial por lo que han tenido dificultades de funcionamien- de generación de biogás to, que se han traducido en un número de horas de Mención aparte merece el objetivo que se ha im- funcionamiento al año reducido. Es razonable pen- puesto Alemania de cubrir el 10% de su consumo sar que la consolidación legal de lo establecido en de gas natural con biometano en el año 2030. Esta el artículo 24 de la Ley 22/2011 sobre biorresiduos aplicación permite un aprovechamiento más eficien- pueda contribuir a mejorar este aspecto. te del biogás. Las dos primeras plantas de valoriza- En cuanto a los lodos de EDAR, la digestión anae- ción e inyección de biometano en red se pusieron en robia permite estabilizar e higienizar los lodos para marcha en 2006, y a finales de 2010 había ya más de facilitar su gestión posterior, si bien en la actualidad 40 instalaciones conectadas a la red. Según datos la producción de biogás asociada es baja debido a de la Agencia de Energía Alemana, el caudal de in- que dicho tratamiento no está orientado a maxi- yección promedio de las instalaciones de inyección mizar la producción de biogás, ni a minimizar la construidas y planificadas es de 650 Nm3/h, que producción de lodos. Con carácter general se trata equivaldría, en términos eléctricos, a una planta de de digestión anaerobia mesofílica. potencia notablemente superior a 500 kW. Es decir, el modelo alemán parece apuntar a plan- Marco de desarrollo tas de generación eléctrica de potencia instalada inferior a 500 kW y a plantas de inyección de bio- La retribución a las instalaciones de biogás está metano aplicables a plantas de un tamaño superior. recogida en el Real Decreto 661/2007, grupo b.7, 126 Análisis por tecnologías diferenciándose entre biogás procedente de vertede- ros (subgrupo b.7.1) y biogás procedente de digesto-

4.2.2 — Perspectivas de

4.2.2 Perspectivas de res anaerobios (subgrupo b.7.2). Además, dentro del evolución tecnológica subgrupo b.7.2 se distingue entre instalaciones de menos de 500 kW e instalaciones de más de 500 kW. Técnicas para la digestión anaerobia Sector industrial Las técnicas para la digestión anaerobia de resi- duos agroindustriales se clasifican en función del El sector de la industria del biogás en España está tipo de digestor, la temperatura de trabajo y el nú- fuertemente desarrollado en aplicaciones como la mero de etapas. desgasificación de vertederos, existiendo también empresas españolas con experiencia tanto a nivel Los tipos de digestores más habituales son el de nacional como internacional en procesos de diges- mezcla completa y el de flujo pistón. tión anaerobia de la fracción orgánica de los residuos El digestor de mezcla completa se caracteriza por- domésticos y similares procedente tanto de recogida que la concentración de cualquier sustancia es pare- separada como de recogida mezclada, que disponen cida en todos los puntos del depósito, consiguiéndose de tecnología propia. esto gracias a un sistema de agitación. Este tipo de En cuanto al tejido empresarial asociado a la pro- digestor es el más ampliamente utilizado en Europa, ducción de biogás a partir de deyecciones ganade- se suele aplicar a procesos en vía húmeda (menos ras y otros residuos agroindustriales, la publicación del 10% de materia seca en el interior del digestor, del Real Decreto 661/2007, con su marco económico lo cual implica menos del 20% de sólidos totales) y mejorado para las instalaciones de biogás proceden- la alimentación se suele realizar de forma continua te de digestores anaerobios, provocó la aparición de o semicontinua. Las principales ventajas que ofre- numerosas empresas, muchas de ellas asociadas a ce son su simplicidad, buen funcionamiento, coste tecnólogos procedentes de países con mayor expe- reducido y versatilidad, y como inconvenientes la riencia en este sector (como Alemania). mayor dificultad de control del tiempo de retención hidráulico, el riesgo de formación de costra y que las Con el fin de promover el desarrollo de este sector, operaciones de mantenimiento requieren la evacua- la Asociación para el Desimpacto Ambiental de los ción completa del digestor. Se muestra un esquema Purines (ADAP) y APPA constituyeron a finales de de este tipo de digestores en la figura adjunta: 2008 la “Unión por el biogás”. Además, la existencia de un número elevado de empresas y el interés por Figura 4.2.3. Digestor de mezcla completa el desarrollo del sector del biogás agroindustrial, dio Aire Protección contra lugar a que en 2009 se constituyese la Asociación Es- sobrepresiones pañola de Biogás (AEBIG), centrada exclusivamente Gasómetro en el biogás agroindustrial. Esta asociación cuenta con 21 socios y es socia de la European Biogas As- sociation (EBA). En cuanto a las actividades de investigación, en Espa- ña hay numerosos centros trabajando tanto en dar a conocer las productividades de un amplio abanico de Biogás mezclas de residuos como en las nuevas aplicaciones Agitador del biogás. Así, centros tecnológicos como AINIA y Calefacción GIRO, instituciones como el CEBAS-CSIC y el CIEMAT o universidades como, entre otras, las de Santiago de Compostela, Cádiz, Oviedo, Valencia, León, Elche, Va- Sustrato Digestato Trampa de lladolid y Barcelona son muy activos en esta materia. Hormigón condensados En este sentido, el proyecto singular estratégico Aislamiento Aprovechamiento PROBIOGAS, apoyado por el Ministerio de Ciencia e energético Innovación y en el que participan más de 30 agentes tanto públicos como privados, está aportando infor- Fuente: AINIA/GIRO, Estudio Situación y potencial mación valiosa para el desarrollo del sector. de generación de biogás 127 PER 2011-2020 En cuanto a los reactores de flujo pistón, la con- acondicionarlo previamente. Entre los pretrata- centración de cualquier sustancia, al contrario mientos más comunes están: que los de mezcla completa, varía en cada sección • Trituración: es apropiado para residuos con un transversal del digestor. También suele disponer de tamaño de partícula superior a 5 cm, de cara a un sistema de mezclado y permiten altas concen- aumentar su producción de biogás, y es sobre traciones de sólidos totales (20-40% sólidos tota- todo recomendable en el caso de residuos con les). Las principales ventajas son un menor riesgo alto contenido en fibra como plantas enteras, de formación de costra, menor tiempo de retención paja, etc. (y por tanto menor volumen) y una reducción de • Pasteurización: suele aplicarse tras una opera- las pérdidas de calor. Como inconveniente, cabe ción de trituración, y consiste en mantener el sus- destacar que es necesaria una mayor inversión por trato a una temperatura mínima de 70 ºC durante unidad de volumen. Un esquema de este tipo de al menos 60 minutos. Los residuos apropiados digestor se muestra en la figura adjunta: para este pretratamiento son todos los materiales Figura 4.2.4. Digestor de flujo pistón de categoría 3 del Reglamento 1069/2009 por el Protección contra que se establecen las normas sanitarias aplica- Aire Sustrato sobrepresiones bles a los subproductos animales no destinados al consumo humano (SANDACH). • Esterilización: consiste en un tratamiento a alta Gasómetro temperatura y presión (130 ºC, 3 bar, 20 minutos), siendo los residuos más indicados para seguirlo los SANDACH de categoría 2. • Ensilado: se aplica como tratamiento de con- servación para cultivos energéticos y sustratos Agitador similares, ya que la cosecha es estacional y esta técnica ayuda a hacerlo compatible con una ali- Biogás mentación continuada. Calefacción Otras técnicas de pretratamiento, que contribuyen a Aislamiento Digestato Trampa de aumentar la producción de biogás, son la inyección Hormigón condensados rápida de vapor, tratamiento térmico con adición Aprovechamiento energético de NaOH, tratamiento químico consistente en la adición de ácidos o bases y tratamientos biológicos Fuente: AINIA/GIRO, Estudio Situación y potencial (fúngicos o enzimáticos). de generación de biogás En lo relativo a la temperatura, dos son los rangos Tecnologías de aprovechamiento energético habituales de funcionamiento: mesofílico (35-40 ºC) del biogás y termofílico (55-60 ºC). Mientras el rango meso- fílico redunda en procesos más estables (siendo En cuanto al aprovechamiento energético del bio- el más utilizado), el termofílico permite obtener gás generado en los digestores, el modo actual- mayores productividades de biogás. mente implantado de forma mayoritaria es su uso en motores de combustión interna para produc- Los procesos en una sola etapa concentran las ción, principalmente, de electricidad. El moderado cuatro fases de la digestión anaerobia en un único rendimiento eléctrico de estos motores (en torno digestor. Con esta opción se renuncia a operar en el al 35%) unido a la dificultad de aprovechar el calor óptimo de cada una de las fases a cambio de sim- generado (normalmente se destina únicamente plificar la construcción y el manejo. En los procesos al proceso de generación de biogás, a través del en dos etapas se realiza en un primer digestor par- calentamiento de los digestores, aunque también te del proceso (principalmente la hidrólisis) y en un podría aprovecharse para procesos ajenos al de segundo digestor se lleva a cabo la metanogénesis. generación de biogás, como el district heating, el pretratamiento de SANDACH, el secado de diges- Técnicas de pretratamiento tatos, etc.) aconseja buscar nuevas alternativas Además, en función del tipo de sustrato con que más eficientes de aprovechamiento. se alimente el digestor, puede ser necesario 128 Análisis por tecnologías La tecnología que mayores expectativas de creci- Técnicas de gestión de los digestatos miento presenta en la actualidad es la purificación El digestato se caracteriza por generar menos del biogás hasta contenidos en metano cercanos olores, menor presencia de microorganismos pa- al 100% para su inyección en la red de gas natu- tógenos y un mayor grado de mineralización del ral o su uso como combustible de vehículos de nitrógeno y fósforo orgánico tras la fermentación. transporte. Como se ha comentado anteriormente, Esto lo hace semejante en comportamiento a un en países como Alemania existe ya a día de hoy fertilizante mineral, por lo que puede dosificarse en un alto número de instalaciones de purificación e el suelo de forma directa o bien previo tratamiento. inyección en red del biogás. Lo deseable es la primera opción pues implica un Para poder obtener biometano se suele incluir en menor coste tanto de inversión para este tipo de primer lugar un filtrado de partículas y una etapa instalaciones como de gestión. de deshumidificación y desulfuración. Para sepa- En el caso de que el digestato requiera tratamiento, rar el CO2 se pueden emplear tecnologías como la es necesario también tener en consideración las PSA (pressure swing adsorption), el lavado (scrub- distintas tecnologías existentes. Se dividen en tres bing) con agua a presión, la absorción química o la grandes grupos: separación con membranas. La PSA y los procesos de lavado con agua a presión son los que disponen • Acondicionamiento físico: consiste en una se- de más referencia a nivel europeo. paración sólido-líquido, para la cual se suelen emplear tornillos prensa, centrífugas o la simple La PSA es un proceso usado en múltiples apli- decantación. Es un proceso previo recomenda- caciones para la separación de gases, siendo el do si se quiere realizar un acondicionamiento carbón activo y las zeolitas los medios adsor- del digestato, y facilita el manejo en campo del bentes más empleados. En términos generales, material resultante. Otras opciones, aunque bajas temperaturas y altas presiones facilitan la de mayor coste, como la ultrafiltración y la ós- adsorción de gases en la fase sólida. Para poder mosis inversa, también proporcionan buenos separar el CO2 y el CH4 en un proceso de PSA, es resultados. necesario que el biogás sea previamente desulfu- • Recuperación de nutrientes: en este caso se rado y deshumidificador. El proceso de PSA consta recupera el nutriente de cara a su posterior de 4 etapas: valorización agronómica. Las dos principales • Adsorción a alta presión. tecnologías son la precipitación (en la que se • Desorción mediante reducción de presión y flujos adiciona óxido de magnesio para que se forme en paralelo y contracorriente. una sal llamada estruvita, que será valorizable • Desorción mediante purga con gas. en la formulación de fertilizantes minerales) y • Aumento de la presión. el stripping. El proceso de stripping se basa en la En cuanto los procesos de absorción, se busca que volatilización del amoniaco contenido en la frac- los componentes no deseados sean fijados en me- ción líquida del digestato, haciendo circular aire dio líquido. El agua ha sido el medio por excelencia a contracorriente en una columna de deserción. hasta la fecha, y solo recientemente se han comen- El amoniaco y otros compuestos volátiles que zado a usar medios orgánicos. Las condiciones de han sido arrastrados con la corriente de aire, pa- operación más habituales para el lavado con agua a san posteriormente en la columna de absorción presión son presiones entre 5 y 10 bar y temperatu- a formar parte de una corriente líquida acidifi- ras inferiores a 30 ºC (hay que tener en cuenta que, cada (generalmente con H2SO4), obteniendo un aunque bajar la temperatura del agua de 25 a 7 ºC líquido con una alta concentración de amonia- puede permitir doblar la capacidad de tratamiento co. Como resultado de este proceso se obtiene del proceso, esto implicaría unos mayores requisitos agua amoniacal o una sal de amonio (como el de regeneración). El agua puede absorber el CO2 con sulfato de amonio) que puede ser cristalizada y una alta selectividad frente al CH4, ya que la solu- valorizada separadamente, y la fracción líquida bilidad del CO2 es 70 veces mayor. El SH2 tiene una de digestato con una concentración reducida de solubilidad en agua aún mayor, y por tanto también nitrógeno amoniacal (ver diagrama adjunto de es absorbido. un proceso típico de stripping). 129 PER 2011-2020 Figura 4.2.5. Pasos previos al Stripping Figura 4.2.7. Proceso de nitrificación-desnitrificación Digestato bruto Recirculación intena (NOx-) Reactor biológico Decantador Separación S/L (prensa tornillo Entrada Salida sinfín/decánter) Tanque Tanque Fracción líquida anóxico aerobio Recirculación Purga Recuperación nutrientes (stripping) Fuente: AINIA/GIRO, Estudio Situación y potencial de generación de biogás En general, las tecnologías de digestión anaerobia Figura 4.2.6. Stripping se consideran tecnologías maduras, por lo que no se Agua prevé que puedan variar sustancialmente de aquí al acidificada año 2020. Donde más margen de evolución se estima es en el área de la valorización energética del biogás Stripping Absorción generado. En este sentido, la inyección de biometano en las redes de gas es la nueva aplicación con ma- Agua yor potencial, sin olvidar el uso como biocarburante. amoniacal Otras opciones, como el uso de pilas de combusti- Digestato tratado ble, requiere de una mayor inversión en I+D de cara a optimizar inversiones y costes de operación que Fuente: AINIA/GIRO, Estudio Situación y potencial permitan considerarla una opción económicamente de generación de biogás viable. También existe margen de desarrollo para el pretratamiento de los sustratos antes de su entrada • Eliminación de nutrientes: en estos procesos al digestor, dirigido a mejorar las posteriores pro- el objetivo principal es reducir la concentración ducciones de biogás en el mismo. de nitrógeno, y su aplicación suele ir asociada a zonas con elevada concentración ganadera o vulnerables a la contaminación por nitratos. 4.2.3 Evaluación del potencial El tratamiento más empleado comúnmente es el de nitrificación-desnitrificación, en el que se Para conocer el potencial procedente de esta fuente transforma el nitrógeno amoniacal en nitrógeno renovable de energía, IDAE, entre otras fuentes, ha gas en dos etapas. En la primera, nitrificación contratado dos estudios específicos y se ha apoyado (proceso aerobio), el amonio se oxida a nitrito además en los resultados del proyecto singular es- y éste a nitrato. En la segunda, desnitrificación tratégico PROBIOGAS, del cual es participante, y en (proceso anóxico) el nitrato se reduce a nitróge- un estudio sobre valorización energética de residuos. no gas. Así pues, el proceso requiere de condi- A la hora de hablar de potenciales, se distinguen ciones tanto aerobias como anaerobias, lo cual tres tipos: potencial total, potencial accesible y po- puede conseguirse con un sistema discontinuo tencial disponible. La definición de estos potencia- (un único reactor cuya operación está basada en les es la siguiente: secuencias de tratamiento o ciclos que se repiten a lo largo del tiempo) o un sistema continuo (dos • Potencial total: es el derivado de materias primas reactores y un decantador final para separar los que técnicamente pueden ser objeto de digestión fangos biológicos del líquido tratado) ver diagra- anaerobia para la producción de biogás. ma adjunto: • Potencial accesible: es la parte del potencial total que puede ser objeto de gestión (recogida, 130 Análisis por tecnologías transporte y almacenamiento). Se descartarían • Estudios sectoriales diversos (estimaciones de por tanto materiales cuya recogida y transporte retiradas, vegetales no conformes…). son prácticamente imposibles (por ejemplo, las • Estudios y proyectos previos (BIOVAL, BIODER). deyecciones procedentes de la ganadería exten- • Datos proporcionados por socios del proyecto siva estarían en el potencial total pero ya no ten- PROBIOGAS. drían cabida en el potencial accesible). El potencial de las deyecciones ganaderas se ha • Potencial disponible: es la parte del potencial ac- calculado en base al uso de coeficientes de gene- cesible una vez descontados los usos alternativos. ración según especie, edad fisiológica y orienta- Se trata de descartar residuos y subproductos ción productiva (kg sólido volátil/cabeza y día), a que podrían usarse para generar biogás pero que, lo que se añaden los coeficientes de productividad en términos generales, pueden encontrar salidas de biogás específicos de cada residuo. Además, más atractivas en otros mercados (alimentación también se ha tenido en cuenta la diferenciación animal, por ejemplo). entre explotaciones intensivas y extensivas según la La evaluación del potencial se ha realizado para densidad en cabezas por hectárea de la explotación. cada una de las distintas fuentes de biogás Las provincias claramente extensivas o intensivas consideradas: se han utilizado para fijar densidades “de corte” (4 cabezas/ha para porcino y 2 cabezas/ha para Biogás de deyecciones ganaderas y otros bovino). Todas aquellas explotaciones cuya densi- residuos agroindustriales dad sea menor que la densidad de corte fijada, son consideradas extensivas y han sido eliminadas del El tipo de residuos agroindustriales a partir de los potencial accesible. cuales puede producirse biogás agroindustrial es variado ya que, entre otros, se encuentran: deyec- Atendiendo a estas hipótesis, el potencial total ciones ganaderas, residuos de la industria alimen- procedente de las deyecciones ganaderas es de taria (incluidos SANDACH), residuos de plantas de 2.925,5 ktep, mientras que el potencial accesible biocombustibles líquidos y residuos de distribu- (descontadas las explotaciones extensivas) es de ción alimentaria y HORECA (hoteles, restauración 1.361,6 ktep. y catering). Los residuos de la industria alimentaria, a su vez, La cuantificación se ha llevado a cabo mediante pueden dividirse en dos grandes grupos en fun- indicadores estadísticos y coeficientes de genera- ción de su origen: animal (subproductos cárnicos, ción de los materiales considerados. Las princi- subproductos lácteos y subproductos de pescado) pales fuentes de datos de cálculo para extraer los o vegetal (subproductos hortofrutícolas exceden- valores de los indicadores estadísticos han sido: tes, subproductos hortofrutícolas no conformes, subproductos de transformación de productos • Cartografía básica de límites administrativos hortofrutícolas, paja de cereal, lodos EDARI, etc.). y otros (IGN, SEIS.net, Instituto Nacional de Para cada uno de estos subgrupos y en base a los Estadística). parámetros anteriores, se ha estimado un poten- • Instituto Nacional de Estadística. cial, obteniéndose un potencial total de energía • Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y primaria de residuos de la industria alimentaria Marino (Anuario Agroalimentario 2007). así calculado de 367,5 ktep. En este caso, se ha • Registro EPER (European Pollutant Emision considerado que el potencial total coincide con el Register). accesible. • DUNS: 75.000 empresas. • ALIMARKET: 10.000 empresas agroalimentarias. En cuanto a los subproductos procedentes de las plantas de biocarburantes, se han tenido en cuenta En cuanto a las fuentes utilizadas para la definición los materiales generados en las plantas de bio- de los coeficientes de generación, se han tenido diésel (glicerina) y bioetanol (residuos del aprove- en cuenta: chamiento como materias primas de remolacha • Guías de Mejores Técnicas Disponibles y BREF azucarera, trigo o maíz). La metodología empleada (sector cárnico, lácteos, vegetales, azúcar). está basada en la aplicación de factores de genera- • IPPC y estudios específicos sobre residuos ción de residuos según la capacidad de producción ganaderos. de biocarburante instalada. El potencial total de • FEGA, MERCASA. energía primaria es de 93,3 ktep. En este caso, se 131 PER 2011-2020 ha considerado que el potencial total coincide con Tabla 4.2.3. Potenciales de biogás el accesible. procedente de residuos agroindustriales Por último en lo que a residuos agroindustriales se Potencial Potencial Potencial refiere, para estimar el potencial de los residuos total accesible disponib. de la distribución alimentaria y HORECA, se han (ktep) (ktep) (ktep) empleado bases de datos del Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino y del Instituto Deyecciones Nacional de Estadística, y la aplicación de diversos 2.925,5 1.361,6 1.130,3 ganaderas coeficientes, tanto de producción de residuo como de productividad de biogás. El potencial total de Residuos energía primaria es de 81,2 y el accesible se con- industria 367,5 367,5 211,2 sidera en este caso el 80%, 64,9 ktep. alimentaria Una vez estimados los potenciales accesibles es Plantas 93,3 93,3 18,7 necesario discriminar aquellas aplicaciones (pro- biocombustib. ducción de compost, alimentación para el ganado, Gran uso en otros procesos productivos, etc.) que com- distribución y 81,2 64,9 64,9 piten con la producción de biogás por el uso de HORECA estos residuos, para lo cual se hizo un análisis de disponibilidad. Total 3.467,5 1.887,4 1.425,1 Para las deyecciones ganaderas de estiércol de vaca, gallinaza y restos de otras especies se ha Fuente: AINIA/GIRO, Estudio Situación y potencial estimado disponible un 80%, mientras que para de generación de biogás, PROBIOGAS el purín de cerdo, debido a los altos volúmenes generados, se han tomado valores específicos por Biogás de digestor de fracción orgánica de provincia (el coeficiente de disponibilidad para el residuos domésticos y similares conjunto de las deyecciones ganaderas resulta La legislación española en materia de residuos, un 83%). apoyada en la legislación comunitaria (Directiva La disponibilidad de los residuos de la industria 1999/31 y Directiva 2008/98), apunta a reducir pro- alimentaria se ha estimado en un 60% para los de gresivamente los residuos biodegradables que se origen animal, habiéndose determinado valores depositan en vertedero. Este desvío del vertedero específicos para los alimentarios de origen vege- de los residuos biodegradables requiere que se tal (excepto los lodos de aguas residuales de in- tomen medidas para, entre otros, aumentar la re- dustrias agroalimentarias, que se ha estimado un cogida selectiva de materia orgánica, lo cual a su 80%). Considerando este tipo de residuos como un vez conlleva aumentar las posibilidades de proce- conjunto, su coeficiente de disponibilidad frente al sar con éxito en digestores anaerobios el contenido accesible es del 57,5%. orgánico de los residuos domésticos y similares. Respecto a los materiales procedentes de plantas Para el cálculo del potencial total se ha partido de biocombustibles se ha considerado disponible de la estimación de generación de residuos en el tan solo un 20%, y un 100% para los residuos pro- año 2020 y se ha calculado cuánto biogás teóri- cedentes de la gran distribución y el canal HORECA. co podría obtenerse a partir de su contenido en Así, los potenciales de energía primaria (totales, materia orgánica (44% en peso). No se ha tenido accesibles y disponibles) para el biogás procedente en cuenta el total del contenido biodegradable de de residuos agroindustriales, son los siguientes: los residuos domésticos (65% en peso) porque los tiempos de operación de los digestores anae- robios no permiten tratar adecuadamente otros residuos biodegradables distintos a la materia or- gánica, como puedan ser papel o textiles (si será necesario, en cambio, tener en cuenta este tipo de residuos al considerar el potencial total de biogás de vertedero). 132 Análisis por tecnologías En cuanto al potencial accesible de este tipo de Se ha considerado un contenido medio del 70% de biogás, es necesario tener en consideración que la sólidos volátiles y una producción de metano de experiencia demuestra que la digestión anaerobia 0,3 m3 CH4/kg SV. Con estas hipótesis se han cal- de la fracción orgánica de los residuos domésticos culado los potenciales total y accesible, asimilando y similares es más viable si se ha realizado una el potencial disponible al accesible: separación en origen, dado que en caso contrario el Tabla 4.2.5. Potenciales de biogás alto contenido en impropios suele conducir a múlti- procedente de lodos EDAR ples problemas de operación que dificultarían que la instalación pueda funcionar durante las horas Potencial Potencial Potencial estimadas en el caso de recogida selectiva de la total accesible disponible materia orgánica (7.200 horas/año)31. Así, para este (ktep) (ktep) (ktep) tipo de biogás, se ha considerado como potencial accesible principalmente aquel que proceda de la Lodos 164,4 123,3 123,3 materia orgánica separada en origen. EDAR Por último, el criterio para obtener el potencial dis- Fuente: AINIA/GIRO, Estudio Situación y potencial ponible ha sido considerar otros usos alternativos de generación de biogás (principalmente la producción de compost). Así, los distintos potenciales de biogás procedente Biogás de vertedero de digestión anaerobia de fracción orgánica reco- La ya comentada legislación comunitaria y nacio- gida separadamente (FORS) son: nal, tendente a reducir el depósito en vertedero de Tabla 4.2.4. Potenciales de biogás residuos biodegradables, condiciona fuertemen- procedente de FORS te este potencial. En concreto, el Real Decreto 1481/2001 (transposición de la Directiva 1999/31) Potencial Potencial Potencial por el que se regula la eliminación de residuos total accesible disponible mediante depósito en vertedero, estipula que, a (ktep) (ktep) (ktep) más tardar el 16 de julio de 2016, la cantidad total (en peso) de los residuos urbanos biodegradables FORS 778,1 311,2 124,5 destinados a vertedero no superará el 35% de la cantidad total de residuos urbanos biodegradables Fuente: AINIA/GIRO, Estudio Situación y potencial generados en 1995. Traducido a cifras, esto quie- de generación de biogás re decir que la cantidad de residuo urbano biode- gradable admisible como máximo en vertedero a Biogás de lodos de EDAR partir de esa fecha será de 4.176.950 t. Además, La información relativa a los lodos de depuración las disposiciones contenidas en el Real Decreto de plantas depuradoras municipales se ha tomado 1481/2001 se ven reforzadas por la Ley 22/2011, en del registro nacional de lodos de depuración del Mi- la que se define el concepto de biorresiduo (“resi- nisterio de Medio Ambiente y Medio Rural y Medio duo biodegradable de jardines y parques, residuos Marino, que los clasifica en función de cuatro desti- alimenticios y de cocina procedentes de hogares, nos: vertedero, incineración, uso agrícola y otros (sin restaurantes, servicios de restauración colecti- especificar). Se ha considerado que todos los lodos va y establecimientos de consumo al por menor, con uso agrícola son susceptibles de producción de así como residuos comparables procedentes de biogás, y que los lodos con destino a vertedero o a plantas de procesado de alimentos”) y se estable- incineración tienen una composición que puede ha- ce (artículo 24) que las autoridades ambientales cer difícil su reciclado o reutilización (posibles pro- promoverán medidas para impulsar la recogida blemas de toxicidad), por lo que solo se considera separada de biorresiduos para destinarlos al com- accesible un determinado tanto por ciento. postaje o a la digestión anaerobia. Todo esto im- plicará que sea previsible que la potencialidad del El número de horas de funcionamiento de aquellas instalaciones de digestión anaerobia que traten residuos orgánicos que 31 no han sido separados en origen es sustancialmente inferior, entre las 3.500 y las 4.500 horas, según fuentes del sector 133 PER 2011-2020 biogás de vertedero vaya disminuyendo a medida Tabla 4.2.7. Potenciales de biogás que se avance en el periodo 2011-2020. Potencial Potencial Potencial Para el cálculo del potencial total se ha partido, al total accesible disponib. igual que en el caso del biogás de FORS, del total (ktep) (ktep) (ktep) de residuos domésticos y similares de competen- cia municipal previstos en España en 2020, aunque Biogás en este caso se ha considerado no solo la materia 3.467,5 1.887,4 1.425,1 agroindustrial orgánica, sino toda la fracción biodegradable pre- sente en ellos (65% en peso). Biogás de 778,1 311,2 124,5 FORSU El potencial accesible ha sido calculado partiendo del supuesto, conservador, de que la cantidad de Biogás de residuos biodegradables depositada en vertedero 164,4 123,3 123,3 lodos EDAR en 2020 sea, como máximo, la dispuesta en el RD 1481/2001 (4.176.950 t residuos biodegradables). Biogás de 957,9 208,8 145,6 Este supuesto es conservador porque dicho RD es- vertedero tablece esa limitación para el año 2016, habiéndose Total 4.589,8 2.321,9 1.818,5 llevado dicho valor hasta el año 2020. En cuanto al potencial disponible, ha sido estima- Es necesario hacer notar que los potenciales tota- do teniendo en cuenta otros potenciales que de- les y accesibles de biogás de FORS y vertedero no ben priorizarse según la jerarquía de gestión de se pueden sumar, ya que son opciones de gestión residuos comunitaria (potencial disponible biogás que compiten entre sí (y con otras tecnologías) por FORS, potencial disponible CSR/CDR producidos a valorizar un mismo residuo. De cara a calcular el partir de residuos de competencia municipal, po- potencial total y accesible del conjunto del sector del tencial máximo previsto de incineración de residuos biogás, se ha considerado el más alto de los dos. En de competencia municipal), y asumiendo distintos cuanto a los potenciales disponibles, en este caso sí porcentajes de implantación de la captación de bio- se pueden sumar porque ya incluyen discriminación gás en vertedero en función del tamaño del mismo. de usos competitivos (el potencial disponible de bio- Atendiendo a todos estos criterios, los potenciales gás de vertedero así definido con quien competiría es para biogás de vertedero son: con el potencial disponible de incineración). Tabla 4.2.6. Potenciales de biogás No obstante, a la luz de los nuevos compromisos procedente de vertedero incluidos en la Ley 22/2011 relativos a la prevención Potencial Potencial Potencial (objetivo de reducción del 10%) y a la preparación total accesible disponible para la reutilización y el reciclado para los residuos (ktep) (ktep) (ktep) domésticos y similares (50%), y de la evaluación del grado de cumplimiento de estos objetivos conforme Biogás a los métodos que se determinen comunitariamen- 957,9 208,8 145,6 te, el MARM establecerá las orientaciones de la vertedero política de residuos necesarias para cumplir con Fuente: AINIA/GIRO, Estudio Situación y potencial las nuevas exigencias comunitarias. de generación de biogás A modo de resumen, se presentan a continuación 4.2.4 Análisis de costes los potenciales para las distintas tipologías de bio- gás consideradas: Tipos de plantas En lo que a biogás agroindustrial se refiere, se puede distinguir entre instalaciones de tratamiento individual e instalaciones de tratamiento centrali- zado, en las que el sustrato principal usualmente serán las deyecciones ganaderas. 134 Análisis por tecnologías Las primeras podrían estar asociadas a una única Figura 4.2.8. Costes normalizados para granja, no suelen requerir instalaciones adicionales la generación eléctrica a partir de biogás de gestión o tratamiento del efluente y aplican el agroindustrial (la variación para una misma digestato en suelos adyacentes. productividad es función de la cantidad tratada) Por el contrario, las instalaciones de tratamiento Coste de generación eléctrica (c€2010/kWh) centralizado suelen ubicarse en zonas de alta con- centración ganadera en las que es necesario una gestión posterior de los efluentes tratados debido a la limitación existente en zonas declaradas como 30 vulnerables. Por tanto, es necesario incluir en los estudios de viabilidad de este tipo de instalaciones, donde se generan importantes volúmenes de di- 20 gestato, los costes asociados a la gestión posterior del mismo. 10 En ambos casos, es esencial para la viabilidad eco- nómica de las instalaciones el uso de co-sustratos 0 que mejoren las producciones de biogás de las de- yecciones ganaderas. 2010 2015 2020 2025 2030 Año de puesta en marcha Evolución de la inversión y costes de operación Biometanización (12 Nm3/m3) Salvo la incorporación de elementos innovadores Biometanización (30 Nm3/m3) que a día de hoy no se vislumbran, la tecnología Biometanización (50 Nm3/m3) de biometanización puede considerarse una tec- nología madura, por lo que no es de esperar que Fuente: BCG se produzca una reducción significativa ni de la in- Es preciso resaltar que el escenario de mayores versión ni de los costes de operación. costes, que recoge la posibilidad de que la alimen- tación a los digestores sea únicamente de deyeccio- Descontándose costes iniciales de comercializa- nes porcinas, parece poco eficiente, dadas las bajas ción, la inversión en este tipo de instalaciones se productividades de biogás de este tipo de residuos. prevé que se mantenga aproximadamente constan- La co-digestión aparece como herramienta impres- te, equilibrándose las disminuciones previstas aso- cindible para que el sector del biogás agroindustrial ciadas a la curva de experiencia en costes (equipos pueda desarrollarse. e instalación e ingeniería y dirección de obra) con el escenario considerado de aumento del precio Como prueba del impacto que tienen en estos cos- real del acero. tes tanto la productividad de biogás como las eco- nomías de escala, en la siguiente tabla se recoge También se ha contemplado un aumento del ren- la variación de un elemento tan determinante como dimiento eléctrico neto del motor en un 2% hasta es la inversión especifica: 2020. Tabla 4.2.8. Ratios de inversión en Partiendo de estos supuestos, la evolución estima- k€2010/kWel en función del potencial da de los costes de generación eléctrica para las energético y la cantidad tratada instalaciones de biogás agroindustrial, en función Potencial de distintas productividades medias de biogás, es Cantidad de residuo anual energético la siguiente: tratado (miles de Tm por año) del residuo (m3 de biogás por Tm de 10 50 100 150 200 residuo) 10 13,7 9,6 8,8 8,4 8,2 20 10,7 6,0 5,2 4,9 4,7 135 PER 2011-2020 (Continuación) Potencial Cantidad de residuo anual

4.2.5 — Barreras al desarrollo

4.2.5 Barreras al desarrollo energético del residuo tratado (miles de Tm por año) del sector (m3 de biogás Para poder identificar adecuadamente las barreras por Tm de 10 50 100 150 200 existentes en el sector del biogás, se han dividido residuo) las mismas en las distintas fases donde se pueden 30 9,6 4,8 3,9 3,7 3,5 encontrar. 40 9,0 4,1 3,3 3,0 2,8 Barreras para el uso de los recursos • Falta de coordinación entre las distintas adminis- 50 8,6 3,7 2,9 2,6 2,5 traciones involucradas. En el proceso de autorización de una planta de 60 8,3 3,4 2,6 2,4 2,2 biogás (sobre todo en el caso del biogás agroin- dustrial) intervienen varios agentes de la admi- 70 8,1 3,2 2,4 2,2 2,0 nistración, que incluyen competencias de medio ambiente, agricultura, industria, urbanismo y, en 80 7,9 3,0 2,3 2,0 1,8 ocasiones, sanidad. Es necesario mejorar la coor- dinación entre estos departamentos y fijar objetivos 90 7,8 2,9 2,2 1,9 1,7 y directrices claras a nivel estatal, autonómico e interdepartamental, compatibles en el tiempo, que 100 7,6 2,8 2,1 1,8 1,6 garanticen la aplicación de políticas autonómicas coherentes con los objetivos nacionales y permitan Fuente: BCG agilizar los trámites de obtención de permisos. Por otro lado, de forma aproximada, teniendo en • Falta de vínculos entre el productor del residuo y cuenta el análisis de potencial realizado y las nece- el productor de energía. sidades de recurso, se considera necesario movilizar De cara a mejorar las productividades de bio- sustratos con una relación en peso de la deyección gás, el promotor de la planta de biogás necesi- ganadera y los co-sustratos del 80-20% (asumiendo tará recurrir a determinados tipos de residuos una productividad media de 12 m3/m3 para el purín que no son los producidos en sus instalaciones. porcino y 80 m3/m3 para los co-sustratos y un conte- Esto conlleva que el promotor deba establecer nido medio en metano del 56%). Esta consideración una colaboración mantenida en el tiempo con el implica una producción mínima de 25-30 m3 biogás/t generador de los residuos, con las dificultades residuo alimentado, que deberá alcanzarse tenien- de suministro que esto conlleva. do en cuenta las posibles inhibiciones que pudieran • Competencia por el recurso. surgir entre los distintos tipos de co-sustratos. Las cantidades en peso de los residuos que apor- tan mayores productividades de biogás (residuos Mención aparte merecerían las plantas de menos industria alimentarias, residuos de plantas de de 250 kW, en las que serían necesarias producti- biocombustibles y HORECA) son mucho más li- vidades de biogás inalcanzables en la práctica. El mitadas que los residuos que aportan menores fuerte impacto de las economías de escala en este productividades (deyecciones ganaderas). Esta tipo de instalaciones hace que sea necesario ofre- limitación puede hacer que haya plantas que vean cer soluciones específicas. La importancia de con- comprometida su viabilidad por la no disponibi- siderar de forma específica instalaciones menores lidad de recursos que hayan ido a parar o bien a de 250 kW radica en que, en España, el tamaño otras plantas o bien a usos alternativos. de muchas granjas se traduce en una generación • Estacionalidad en la generación del recurso. de residuos tal que, considerando unos ratios de Tanto los residuos domésticos y similares de co-digestión razonables, no permitiría alcanzar competencia municipal como los lodos de EDAR mayores potencias. o las deyecciones ganaderas son residuos que, aunque pueden verse afectados por cierta esta- cionalidad, se generan de forma continuada a lo largo de todo el año. 136 Análisis por tecnologías En cambio, otro tipo de residuos, como los re- más eficientes (inyección en red y uso en vehículos) siduos de matadero o los cultivos energéticos, tampoco ha ayudado al desarrollo del sector. pueden estar sujetos a una estacionalidad que • Existencia de tecnologías competidoras. será preciso considerar a la hora de diseñar los Se consideran tecnologías competidoras otros inputs de la planta y planificar alternativas. tratamientos como es el secado térmico de pu- rines o el compostaje. Barreras tecnológicas • Asociación de la tecnología de digestión anaerobia Barreras en las aplicaciones con el vertedero. • Limitaciones técnicas establecidas en el Régimen Al estar incluidos todos los tipos posibles de Especial. biogás, independientemente de su origen, en el En el RD 661/2007 que regula el actual Régimen mismo grupo del Real Decreto 661/2007 (b.7), el Especial se establecieron una serie de limita- crecimiento de ambas tecnologías (desgasifica- ciones que pretendían evitar el uso abusivo de ción de vertederos y digestión anaerobia) no es ciertos combustibles convencionales o de los me- paralelo sino competitivo: cuanto más crezca una, canismos de hibridación con renovables. menos podrá crecer la otra. Pero estas limitaciones también han impedido la • Ausencia de incentivos de origen no energético mejora de los sistemas de producción, que en al- para el desarrollo del biogás agroindustrial. gunas circunstancias justifican sobrepasar estos Para que el sector del biogás agroindustrial pue- límites. Este es el caso del uso del gas natural da desarrollarse con arreglo a su potencial debe (menor del 10% de la energía primaria) cuya libe- verse apoyado por todas las partes involucradas. ración del límite permitiría ciclos más eficientes En este sentido, solo recientemente se han es- bajo ciertos esquemas de operación. Así mismo, la tablecido medidas (Real Decreto 949/2009 que limitación al uso conjunto de biogás (50%) con so- establece las bases reguladoras de las subven- lar en las hibridaciones de tipo 2 del RD 661 impide ciones estatales para fomentar la aplicación de el aprovechamiento de los recursos combinados los procesos técnicos del Plan de Biodigestión de de la energía solar y el biogás en todo su potencial. Purines) para apoyar al sector, con la limitación • Complejidad y demora de los trámites de que dichas medidas tienen un plazo de vigen- administrativos. cia muy reducido (año 2012). Los trámites para la construcción y operación de • Tecnologías comerciales para producción plantas, especialmente en el caso de energías eléctrica. renovables, son múltiples, largos, complejos y Los motores de combustión interna que se no armonizados. emplean comúnmente para valorizar energé- El desarrollo de una planta de biogás puede de- ticamente el biogás tienen unos rendimientos morarse excesivamente, debido entre otros, a la eléctricos moderados. Si esto se une al hecho de multitud de agentes administrativos que inter- que, por lo general, no se da un uso a la energía vienen en el proceso y a la falta de experiencia térmica generada, se tiene que gran parte del de las administraciones públicas con plantas de contenido energético del biogás se desaprovecha. este tipo. Otros factores que demoran el proceso • Desconocimiento de la tecnología por parte de de construcción de una planta de biogás son la determinados agentes. obtención del punto de conexión a red y la difi- A pesar de que la tecnología de digestión anaerobia cultad para obtener financiación. es una tecnología plenamente madura, el que hasta • Dificultades para la evacuación de la electricidad la fecha de elaboración de este plan se hayan lleva- generada. do a cabo en España pocas instalaciones con deter- Como se ha comentado anteriormente, el acceso a minadas tipologías de residuos agroindustriales, ha la red eléctrica en las condiciones actuales supone provocado, en ocasiones, dudas entre agentes cuya un serio problema para la viabilidad de determi- participación es imprescindible. Es de esperar que, nados proyectos, especialmente de aquellos que a medida que proliferen este tipo de plantas, dichos están más aislados y/o son de menor potencia. agentes podrán adquirir la información necesaria Los proyectos de biogás se sitúan allí donde está para eliminar estas dudas. el recurso, algo que en muchas ocasiones implica Asimismo, la falta de experiencia en España con tec- la implantación de instalaciones en zonas con una nologías que posibiliten aplicaciones no eléctricas densidad muy baja de líneas de alta tensión. En 137 PER 2011-2020 ocasiones también se rechaza al acceso en los los agroindustriales está por encima de las 7.000 puntos más cercanos y razonables por motivos de horas al año, otras energías renovables que han saturación de la red, cuando el rango de potencia alcanzando mayores cotas de desarrollo copan típico de las plantas de biogás agroindustrial es gran parte de los puntos de conexión. inferior a 500 kW. • El digestato. 4.2.6 Actuaciones propuestas El uso del digestato en España no está muy exten- dido por varias razones, en primer lugar porque la Las propuestas específicas en el campo del biogás digestión anaerobia no es un tratamiento genera- son: lizado de los residuos, y en segundo lugar porque la calidad del digestato procedente de lodos de Propuestas normativas depuradora con posible contaminación de origen industrial o de residuos domésticos no recogidos • Adaptación del marco legal del Régimen Espe- separadamente es baja. cial, mediante el establecimiento de objetivos Por ello, es importante fomentar la producción de específicos y diferenciados para las tecnologías un digestato de calidad, asegurando que las mate- de digestión anaerobia y la de desgasificación rias primas proceden de recogida separada, para de vertederos, la eliminación de la limitación al así garantizar un uso ambientalmente seguro de uso de gas natural, permitiendo hibridaciones en los materiales obtenidos en el suelo y que pueda cualquier proporción y la creación de un nuevo ser promovido por las administraciones públicas. umbral de potencia (250 kW) para el biogás pro- • Cogeneraciones. cedente de digestores anaerobios (HEL-004). Las dificultades para combinar proyectos de ge- • Simplificación de trámites administrativos. Las neración eléctrica y usos térmicos en numerosas variadas normativas que afectan a las plantas de ocasiones se deben a la dificultad para encon- biogás agroindustrial hacen que los procesos de trar oportunidades realistas de utilizar la energía obtención de permisos sean complejos, largos y térmica, lo cual se ve agravado por la limitación sujetos a una discrecionalidad significativa. La física que se pone a menudo de un mínimo de 2 adopción de medidas encaminadas a simplificar kilómetros hasta otras instalaciones (amparán- y homogeneizar dichos procesos (con especial dose en el Real Decreto 324/2000). La inexistencia atención a instalaciones de pequeño tamaño), de redes de calefacción en España como fórmu- contribuirá a disminuir las reticencias a desa- la habitual de obtener este servicio y el déficit rrollar proyectos de este tipo. Se incluye aquí la cultural a todos los niveles (administraciones, reducción de barreras administrativas a proyec- promotores y usuarios) no hace sino agravar la tos de I+D+i (HEL-011). situación. • Fomento del uso de los digestatos de calidad en • Infraestructuras y normativa poco favorecedoras. las prácticas de fertilización (SBG-002). En la actualidad no existe un marco normativo y • Desarrollo de la normativa necesaria para fa- fiscal que regule aplicaciones no eléctricas del cilitar la inyección del biogás purificado en red biogás, como la inyección de biometano en red. (SBG-006). Esta ausencia de marco normativo desincenti- va cualquier iniciativa en este sentido, haciendo Propuestas de subvención que los promotores que quieran llevar a cabo una planta de este tipo tengan que abrir camino me- • Es necesario que las ayudas actualmente exis- diante procesos lentos y complejos. tentes para reducir emisiones de gases de efecto • Dificultad para obtener financiación. invernadero mediante la implantación de instala- El desconocimiento de las entidades financieras ciones de digestión anaerobia que traten residuos y la incertidumbre por el suministro de residuos ganaderos y otros co-sustratos (Plan de Biodiges- agravan las ya de por sí grandes dificultades ac- tión de Purines), se doten económicamente de tuales de acceso al crédito. una forma suficiente para el aprovechamiento del • Competencia entre energías renovables. potencial y se prolonguen al menos hasta 2020, y Actualmente, a pesar de la mayor capacidad de haciendo hincapié en las instalaciones de menos producción de las plantas de generación eléc- de 250 kW (SBG-001). trica de biogás, cuya posibilidad de operación • Sistema de ayudas e incentivos a la inversión de varía con el recurso y que para residuos como usos térmicos del biogás (HTE-002, HGL-010). 138 Análisis por tecnologías • Ayudas a proyectos de I+D+i (por ejemplo, pre- Propuestas de información/formación tratamientos que mejoren las productividades de • Difusión de resultados de las plantas de biogás biogás, nuevos diseños de digestores, sistemas agroindustrial existentes y de proyectos de de- de inyección a red, etc.) (HGL-011). mostración, a fin de aumentar la confianza de posibles promotores y administraciones públicas Propuestas de financiación en este recurso renovable (HGL-004). • Promoción de proyectos de demostración de • Impulso de la formación en biogás del personal desarrollos tecnológicos innovadores (línea de de las distintas administraciones públicas. Aparte financiación tipo B): inyección en red, uso en ve- de los agentes ya mencionados (potenciales pro- hículos, pilas de combustibles. El desarrollo de motores, entidades financieras), también sería las tecnologías de depuración de biogás e inyec- deseable que se facilitara la labor de los impli- ción a red es aún incipiente, por lo que se está a cados en los procesos de autorización de este tiempo de aprovechar la oportunidad de promover tipo de plantas mediante cursos de formación el desarrollo de tecnologías propias (HGL-013). específicos (SBG-003). • Desarrollo de proyectos de tecnologías madu- • Promoción de la creación de empresas de gestión ras altamente representativos del conjunto del y aplicación de digestatos (SBG-004). potencial (línea de financiación tipo C). A pesar de que la digestión anaerobia es una tecnología Propuestas de planificación ampliamente contrastada, su escasa aplicación hasta la fecha en España a mezclas de residuos • Desarrollo de un instrumento de coordinación ganaderos con otros co-sustratos suscita dudas de los objetivos energéticos del biogás con las entre potenciales promotores de proyectos. Así, políticas medioambientales, mediante la creación el apoyo a la ejecución de proyectos en los que de una Comisión técnica, ya que se trata de un se utilicen una tipología amplia de residuos ser- sector con implicaciones no únicamente energé- viría de catalizador para el desarrollo del sector ticas, sino también relacionadas con las políticas (HGL-012). medioambientales, agrícolas, de desarrollo rural • Programas piloto de financiación de proyectos y de lucha contra el cambio climático (SBG-005). y promoción de ESE (línea de financiación tipo F) energéticos dentro del ámbito del biogás. La 4.2.7 Objetivos participación de este tipo de empresas permiti- ría hacer viables proyectos en los que el titular Tomando como base el potencial disponible descri- de la instalación generadora de los residuos no to en el apartado 4.2.3, se ha estudiado qué canti- esté interesado en ser el promotor de la planta dades serían alcanzables en el año 2020. (HTE-007). La evolución prevista para las instalaciones de ge- neración eléctrica a partir de biogás tiene en cuenta Propuestas de primas/tarifas a producción que el biogás agroindustrial jugará un papel predo- renovable minante, y que su actual escasa implantación irá au- mentando de forma sustancial a lo largo del periodo • Estudiar y analizar el actual marco retributivo de vigencia del plan, hasta suponer más del 50% del para las instalaciones de producción de energía total en el año 2020. La previsión de crecimiento es eléctrica abastecidas con biogás y adaptación a más lenta en los primeros años, y se considera que, a las condiciones actuales y previstas dentro del medida que se vaya instalando potencia, la velocidad marco de desarrollo de Plan de Energías Reno- de instalación irá aumentando. No obstante, también vables 2011-2020 (HEL-015). se ha contemplado que las ayudas del Plan de Bio- • Estudiar y analizar la creación de un marco eco- digestión de Purines 2009-2012 pueden contribuir nómico que incentive aplicaciones no eléctricas positivamente a facilitar el desarrollo de plantas de del biogás, a fin de promover el desarrollo de biogás agroindustrial en los primeros años. tecnologías más eficientes energéticamente, como la depuración del biogás y la inyección del Para el caso del biogás agroindustrial, informes biometano obtenido en la red. Es necesario esta- previos apuntan que es preciso buscar produc- blecer un reconocimiento económico en función tividades medias de biogás del conjunto de los del contenido energético inyectado (SBG-006). sustratos alimentados a la planta de alrededor de 139 PER 2011-2020 25-30 m3 biogás/t. Dicha productividad mínima no de gestión de residuos. Además, se ha tenido en puede alcanzarse tan solo con residuos ganaderos, cuenta un posible aumento debido a la implantación por lo que es necesaria la co-digestión de las de- progresiva de la recogida selectiva de biorresiduos. yecciones ganaderas con otro tipo de sustratos que En lo relativo al biogás procedente de lodos de aporten mayores productividades de biogás. Por EDAR, se estima que su baja productividad de bio- ello, para el periodo 2012-2020, se ha estimado que gás permitirá aprovechar solo parcialmente el po- el modelo de planta agroindustrial incluirá co-di- tencial disponible descrito gestión del sustrato principal en peso (deyecciones ganaderas) con otro tipo de co-sustratos (residuos Del potencial disponible procedente del biogás de agroindustriales allá donde estén disponibles). vertedero se espera que continúe aumentado su aportación en el corto plazo. No obstante, teniendo A la hora de analizar el potencial disponible para en cuenta la fuerte tendencia prevista a la dismi- obtener un valor de objetivo, se ha tenido en cuenta nución de depósito de residuos biodegradables en la existencia y proximidad de co-sustratos: en aque- vertedero y a pesar de que España parte de una posi- llas comarcas con menor disponibilidad de posibles ción débil (con un alto porcentaje de residuos depo- co-sustratos es de esperar una evolución más lenta, sitados actualmente en vertedero), se estima que las mientras que en aquellas zonas con disponibilidades distintas políticas de promoción de la prevención, el altas de co-sustratos el ritmo de implantación de ins- reciclado y la valorización energética de los residuos talaciones de biogás agroindustrial puede ser mayor. irán dando sus frutos y que la aportación del biogás Para estimar su aportación al objetivo, se ha teni- de vertedero disminuirá de forma progresiva a partir do también en cuenta el efecto positivo que tendrá del año 2014. Si bien es cierto que actualmente hay el Plan de Biodigestión de Purines elaborado por vertederos capaces de valorizar biogás un número el MARM y se ha considerado que su aplicación elevado de horas al año, hay que reseñar que verte- se prolongará con dotación económica suficiente deros actualmente en funcionamiento para entonces a lo largo de todo el periodo de vigencia de este estarán ya al final de su vida útil, por lo que se hace plan. En el caso de los residuos de la distribución necesario adoptar unas horas medias que repre- alimentaria y HORECA, el crecimiento previsto en senten el funcionamiento de todos los vertederos. estos años, dada la necesidad de desarrollar redes En cuanto a los objetivos térmicos (en cuya conse- logísticas adecuadas, es menor. cución puede ser especialmente relevante la in- En cuanto al biogás procedente de la digestión yección de biometano en red), es necesario lograr de FORS de residuos domésticos y similares, se superar las barreras identificadas en el apartado ha partido del potencial disponible anteriormente 3 de este capítulo. descrito y se han tenido en cuenta las previsiones Así, una estimación de los objetivos del biogás en de infraestructuras de digestión anaerobia previs- el año 2020 sería: tas en las distintas planificaciones autonómicas Tabla 4.2.9. Estimación de la distribución de los objetivos de valorización energética del biogás Potencia instalada Generación eléctrica Usos térmicos acumulada a 2020 (MW) en 2020 (GWh/año) en 2020 (ktep/año) Biogás deyecciones ganaderas y 1.728 60 otros residuos agroindustriales Biogás vertedero 450 5 400 Biogás digestor residuos 242 5 domésticos Biogás lodos EDAR 180 30 Total 400 2.600 100 140 Análisis por tecnologías La evolución anual necesaria para conseguir el objetivo de potencia instalada, puesta en el contexto de la si- tuación del sector durante estos últimos años, es la siguiente: Figura 4.2.9. Objetivos para el biogás (potencia eléctrica instalada en MW) 400 350 300 Potencia instalada (MW) 250 200 150 100 50 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año Y la evolución anual necesaria para conseguir el objetivo de usos térmicos es la siguiente: Figura 4.2.10. Objetivos de usos térmicos para biogás (ktep) 100 90 80 70 Energía térmica (ktep) 60 50 40 30 20 10 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año 141 PER 2011-2020

4.3 — SECTOR DE LA Los productos obtenidos pueden utilizarse tanto

4.3 SECTOR DE LA Los productos obtenidos pueden utilizarse tanto para usos térmicos como para usos eléctricos, de BIOMASA esta forma podemos realizar una segunda división según su aplicación: Biomasa térmica: aplicaciones tecnológicas de-

4.3.1 — Descripción del sector dicadas al suministro de calor para calefacción,

4.3.1 Descripción del sector dicadas al suministro de calor para calefacción, producción de ACS y/o procesos industriales. Está claramente dividida en aplicaciones para edificios Introducción y otros y aplicaciones para procesos industriales. Dentro del sector biomasa se engloba toda materia Los tipos de biomasa más comunes en los usos orgánica susceptible de aprovechamiento energéti- térmicos proceden de las industrias agrícolas (hue- co, en concreto la Asociación Española de Normali- sos de aceitunas y cáscaras de frutos secos), de zación y Certificación (AENOR), utiliza la definición las industrias forestales (astillas, virutas,…) y de de la Especificación Técnica Europea CEN/TS 14588 actividades silvícolas y de cultivos leñosos (podas, para catalogar la “biomasa” como “todo material leñas,…). Estos materiales se pueden transformar de origen biológico excluyendo aquellos que han en pelets y briquetas, astillas molturadas y com- sido englobados en formaciones geológicas su- pactadas que facilitan su transporte, almacena- friendo un proceso de mineralización”. Este hecho miento y manipulación. implica que los recursos de biomasa provengan de Biomasa eléctrica: aplicaciones para generación fuentes muy diversas y heterogéneas. Además, esta de energía eléctrica tanto de forma exclusiva como heterogeneidad, y las tecnologías disponibles o en mediante sistemas de cogeneración o sistemas de desarrollo, permiten que los productos energéti- co-combustión. cos obtenidos puedan sustituir a cualquier energía convencional, ya sea un combustible sólido, líquido o gaseoso, tanto en usos térmicos como en usos Situación actual en el mundo eléctricos. La Agencia Internacional de la Energía, en su pu- De acuerdo con su procedencia podemos estable- blicación “Word Energy Outlook 2008” se hacía eco cer los siguientes subsectores: del Fondo de las Naciones Unidas para la Alimenta- ción y la Agricultura (FAO) exponiendo que “algunos • Forestal: sector productor de biomasa generada países pobres obtienen el 90% de su energía de en los tratamientos y aprovechamientos de las la leña y otros biocombustibles”. Esta fuente de masas vegetales. Vinculado directamente con el energía supone un tercio del consumo energético sector forestal y sus actividades en los montes. en África, Asia y Latinoamérica, siendo la principal • Agrícolas: sector productor de biomasa genera- fuente de energía en los hogares de 2.000 millones da en las labores de cultivos agrícolas, leñosos y de personas. El problema de este uso de bioma- herbáceos, tanto en las labores de poda de árbo- sa, en ocasiones de supervivencia, es su falta de les como en la cosecha y actividades de recogida desarrollo tecnológico y de eficiencia energética, de productos finales. Vinculado directamente con situándose fuera de una planificación sostenible el sector agrícola y sus actividades. de su aprovechamiento, lo que conlleva la defores- • Industrial forestal y agrícola: sector productor de tación de grandes áreas con su consecuente grave biomasa a partir de los productos, subproductos y impacto ambiental asociado. residuos generados en las actividades industria- les forestales y agrícolas. Vinculado directamente De los 13,2 Gha de superficie mundial, más del 10% con los sectores industriales mencionados. Tam- (1,5 Gha) se utilizan actualmente para cultivos y un bién puede considerarse en este apartado la bio- 25% (3,54 Gha) para pastos de ganadería y otras masa de parte de la madera recuperada. producciones animales. Anualmente, alrededor de • Cultivos energéticos: sector productor de bioma- 7 u 8 Mha forestales se convierten en agrícolas. sa a partir de cultivos y/o aprovechamientos (ár- Es evidente que, un desarrollo de las tecnologías y bol completo) de especies vegetales destinados una planificación adecuada de los aprovechamien- específicamente a la producción para uso energé- tos de biomasa permitiría contrarrestar los efectos tico. Vinculado tanto con el sector forestal como perniciosos de este mal uso generalizado y promo- con el sector agrícola. vería un mercado maduro internacional, generando 142 Análisis por tecnologías empleo, mejoras ambientales y el correspondiente Situación en la UE desarrollo rural de zonas degradadas. En la Unión Europea, cinco países aportan el 56,7% Las previsiones establecidas, entre otros, por el de la energía primaria producida con biomasa: Panel lntergubernamental sobre Cambio Climático, Francia, Suecia, Alemania, Finlandia y Polonia. Los establecen que antes de 2100 la cuota de partici- principales consumidores de biomasa (consumo pación de la biomasa en la producción mundial de “per cápita”) son los países nórdicos y bálticos, jun- energía debería estar entre el 25 y el 46%. to con Austria, encabezados por Finlandia. Según la publicación “2010 Survey of Energy Re- La energía primaria producida con biomasa en los sources”, del World Energy Council, en el año 2008, estados de la Unión Europea según Eurobserv’er, la contribución de la biomasa (incluyendo usos tra- en los años 2008 y 2009, fue la siguiente: dicionales no eficientes) a nivel mundial alcanzaba Tabla 4.3.1. Energía primaria producida con los 1.194 Mtep de energía primaria, lo que suponía biomasa en los estados de la Unión Europea un 10% del total mundial, prácticamente el mismo (2008 y 2009) porcentaje que en el año 2006 donde la biomasa su- maba 1.186 Mtep. Si descontamos la biomasa me- Estado 2008 2009* diante usos tradicionales, la contribución de todas las energías renovables a nivel mundial baja significati- vamente, situándose alrededor del 7% del consumo Alemania 10.007 11.217 de energía primaria mundial. Francia 9.551 9.795 Del total de la contribución en 2008, el 75% provenía de leñas, carbón vegetal o restos forestales, el 10% de Suecia 8.306 8.608 biomasa agrícola (residuos animales, vegetales y cul- tivos energéticos), un 12% correspondía a residuos de Finlandia 7.327 6.469 industrias forestales, licores negros o madera recu- perada, y el biogás suponía una contribución del 3%. Polonia 4.739 5.191 La AIE dividía la contribución de la biomasa en 2006 según la siguiente división por aplicaciones: España 4.281 4.315 Usos tradicionales (calefacción y cocina): 724 Mtep. Austria 4.112 3.917 Usos modernos: 462 Mtep, divididos en: Rumanía 3.750 3.224 • Biocarburantes: 24,4 Mtep. • Calor utilizado directamente: 293 Mtep (188,6 Italia 2.092 2.760 Mtep industriales y 104,4 Mtep en edificios). Portugal 2.788 3.038 • Electricidad y redes de calefacción: 80,7 Mtep (239 TWh). República Checa 1.961 1.968 • Pérdidas: 63,9 Mtep. Fuente: AIE. “Word Energy Outlook 2008” Letonia 1.474 1.737 La AIE indica que, de los 239 TWh eléctricos ge- Dinamarca 1.412 1.428 nerados con biomasa en 2006 aproximadamente el 44,4% correspondían a plantas de generación Hungría 1.312 1.534 eléctrica exclusiva con un rendimiento medio del 20%. El resto eran plantas de cogeneración con uso Reino Unido 1.095 1.307 de la energía térmica tanto en la industria como en redes de calefacción centralizada. Holanda 961 1.004 No obstante, en general las estadísticas de biomasa son poco fiables no sólo en España sino en el resto Grecia 893 797 de países del mundo, dada la heterogeneidad de aplicaciones y su dispersión. Lituania 765 824 143 PER 2011-2020 (Continuación) (Continuación) Estado 2008 2009* Estado 2008 2009* Bulgaria 750 800 Bélgica 2,484 2,659 Estonia 739 750 España 1,888 2,139 Bélgica 768 800 Dinamarca 1,803 1,963 Eslovaquia 502 647 Hungría 1,876 2,238 Eslovenia 454 407 Francia 1,408 1,279 Irlanda 165 183 Portugal 1,501 1,713 Luxemburgo 40 34 República Checa 1,171 1,396 Chipre 11 11 Letonia 0,005 0,004 Malta 0,2 0,4 Eslovaquia 0,480 0,493 Total UE 70.258 72.767 Eslovenia 0,232 0,120 Unidades: ktep. Lituania 0,060 0,087 Nota: La importaciones y exportaciones no están consideradas. Rumanía 0,034 0,060 * Estimación. Fuente: Eurobserv’er Estonia 0,028 0,028 Respecto a la producción eléctrica con biomasa, Irlanda 0,033 0,065 Eurobserv’er presenta los siguientes datos para 2008 y 2009 en TWh: Total UE 57,891 62,186 Tabla 4.3.2. Producción eléctrica con biomasa (2008 y 2009) * Estimación. Fuente: Eurobserv’er Estado 2008 2009* Por su importancia cualitativa, merece la pena des- tacar que las aplicaciones para calefacción y ACS Alemania 11,293 11,356 abastecidas con pelets son una práctica habitual en muchos países europeos. En algunos de ellos, Finlandia 10,057 8,387 el crecimiento en la instalación de calderas de bio- masa ha sido muy significativo desde el año 2004. Suecia 8,932 10,057 Ejemplo de ello es Austria, donde se pasó de 28.000 instalaciones con potencias inferiores a 100 kW en Austria 3,330 3,321 2004 a 47.000 en 2006. Estos desarrollos unidos a la creciente producción de pelets han dado lugar Polonia 3,200 4,907 a un mercado europeo de biomasa térmica, donde la existencia de países demandantes de pelets se Reino Unido 2,768 3,535 ve alimentada por la existencia de países exceden- tarios en la producción de este tipo de biomasa. Italia 2,746 2,828 En el cuadro adjunto se observa la evolución del mercado norteamericano y europeo de pélet en los Holanda 2,563 3,550 últimos años. 144 Análisis por tecnologías Figura 4.3.1. Evolución mundial del mercado del pélet Millones 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 North America production Europe production Poly. (North America consumption) North America consumption Europe consumption Poly. (Europe consumption) North America export Europe import Expon. (Europe import) Fuente: 44 ISO/TC 238 Business Plan, second La mayor parte de la biomasa proviene del sector draft 2009 forestal, que ha sido utilizada tradicionalmente en Por otro lado, la producción eléctrica con biomasa el sector doméstico mediante sistemas poco efi- se sitúa en torno a los 60 TWh en la Europa de los cientes (uso de leñas en equipos obsoletos), pero 27, lo que supone alrededor del 2% de la producción también las calderas de industrias forestales. eléctrica europea. La siguiente tabla muestra la distribución del con- sumo de biomasa según orígenes y aplicaciones en Situación en España el año 2006, reflejando la importancia de los usos de las leñas forestales y las podas de olivos y otros España, al igual que gran parte de los países de- subproductos del sector de producción de aceite sarrollados, sustituyó la mayoría de los consumos (orujos y orujillos). Asimismo, se puede comprobar basados en biomasa, primero por carbón a finales la importancia de combustibles procedentes de las del siglo XIX y luego por combustibles derivados industrias del sector forestal, en especial las pape- del petróleo o aplicaciones eléctricas durante el leras (lejías negras y cortezas) en la producción de siglo XX. De hecho, este consumo quedó relegado energía eléctrica a partir de biomasa. solamente a algunos sectores directamente rela- cionados con la biomasa, como el sector forestal y en algunos casos el agroalimentario o las cerámi- cas. Aparte de estos sectores, el mayor consumo de biomasa se centró en sistemas tradicionales de calefacción, producción de ACS y cocina, como las antiguas chimeneas o estufas de leña. 145 PER 2011-2020 Tabla 4.3.3. Distribución del consumo de biomasa según orígenes y aplicaciones en 2006 Aplicación tep PCIh (tep/t) toneladas Eléctrica (ktep) Térmica (ktep) Leñas tallares 950.000 0,2500 3.800.000 0 950 Leñas podas 250.000 0,2500 1.000.000 0 250 Leñas olivos y c. agrícolas 400.000 0,2500 1.600.000 0 400 Paja cereral 100.000 0,3000 333.333 80 20 Lejías negras 600.000 0,3000 2.000.000 600 0 Serrines y virutas 450.000 0,3000 1.500.000 0 450 Cortezas 550.000 0,3200 1.718.750 170 380 Orujo 700.000 0,4000 1.750.000 250 450 Otros alimentarios 200.000 0,3200 625.000 0 200 Total 4.200.000 14.327.083 1.100 3.100 Fuente: elaboración propia Estos mismos datos quedan reflejados en el si- guiente gráfico, donde además de comprobar la gran contribución en el consumo de biomasa de los usos domésticos tradicionales se establece la alta participación de las industrias forestales (en el entorno del 40%) y de los subproductos de la producción de aceite y frutos secos (8%). 146 Análisis por tecnologías Figura 4.3.2. Contribución del consumo de unido al desarrollo tecnológico de la biomasa, pre- biomasa a los diversos sectores senta unas expectativas de crecimiento importantes 0,5% para el sector de la biomasa en España, incluidas 0,7% 0,4% las aplicaciones térmicas eficientes (tanto calderas 0,8% 0,2% industriales y domésticas como chimeneas y estufas 3,1% 0,2% modernas) o pequeñas cogeneraciones. 0,1% 1,2% El periodo comprendido entre los años 2005 y 2009 7,4% ha supuesto en España una época de transición y de sentar las bases para impulsar el despegue del 47,9% sector de la biomasa. Aunque durante estos años 8,1% han sido mayores las expectativas de desarrollo que los resultados alcanzados, el conocimiento, sensi- bilización favorable y acercamiento a la biomasa del sector empresarial y de las administraciones con competencias relacionadas con la misma, han comenzado a producirse. 12,1% Son pocas las plantas de producción eléctrica que existen en España y la mayor parte de la potencia instalada procede de instalaciones ubicadas en in- dustrias que tienen asegurado el combustible con su propia producción. Es el caso de la industria 17,4% papelera y, en menor medida, de otras industrias forestales y agroalimentarias, que aprovechan Doméstico los subproductos y residuos generados en sus procesos de fabricación para reutilizarlos como Pasta y papel combustibles. Madera, muebles y corcho En el área eléctrica de biomasa, después de un Alimentación, bebidas y tabaco periodo de dudas, ajustes y aclaraciones sobre Centrales de energía eléctrica (no CHP) las posibilidades, los procedimientos y las primas Generación eléctrica en CHP y tarifas principalmente por parte de los agentes Cerámica, cementos y yesos intervinientes no directamente energéticos, que se iniciaron al establecerse el marco retributivo Servicios necesario con la publicación del RD 661/2007, Hostelería están en trámites dos puntos esenciales para la Agrícola y ganadero definición de los proyectos: por un lado el pro- ceso de certificación de biomasa y por otro, una Productos químicos vez definidos claramente los cultivos energéticos, Captación, depuración y distribución de avanzar suficientemente en la puesta en práctica agua de los pasos necesarios para ser considerados Otras actividades industriales como tales. A esto hay que añadir que, a efec- Textil y cuero tos de la promoción de proyectos de generación eléctrica, el establecimiento del marco retributivo Fuente: IDAE adecuado ha venido seguido de forma casi inme- A pesar del descenso a lo largo de las últimas dé- diata de la crisis financiera, agravada en el caso cadas las circunstancias han cambiado en la ac- de la biomasa por algo específico de la misma tualidad, y la subida de precios de los combustibles como es la necesidad de asegurar un suministro convencionales, las necesidades de autosuficien- estable en calidad, cantidad y precio a lo largo de cia energética y los objetivos medioambientales la financiación de los proyectos. de nuestra sociedad han impulsado el desarrollo El desarrollo de la co-combustión necesariamente de nuevos proyectos tanto de generación eléctrica está pasando en España por la realización de es- como de producción de energía térmica. Este hecho, tudios en profundidad y experiencias piloto sobre 147 PER 2011-2020 la tecnología y disposición de biomasa. Estas ac- El uso térmico de la biomasa se ha visto favore- tividades están llegando a su fin y se espera que, cido durante estos años debido al desarrollo de dependiendo de la coyuntura energética general y normativa en el sector edificios. La inclusión de con las expectativas de los grupos de generación las instalaciones de biomasa en el Reglamento de eléctrica de carbón en particular y con la cual la Instalaciones Térmicas en los Edificios (RITE) y la co-combustión se encuentra directamente rela- aparición de la biomasa como la tecnología que cionada, en los próximos años se inicie el desa- posibilita alcanzar la calificación energética A en rrollo de las primeras plantas comerciales. edificios, han supuesto o pueden suponer un em- puje muy importante para el sector. En lo que se refiere a la cogeneración con bio- masa, a pesar del trato retributivo diferenciado Debido al creciente interés de la biomasa térmica respecto a la generación eléctrica sin aprovecha- doméstica se han promovido un gran número de miento térmico, resulta difícil avanzar. En los ca- plantas de producción de pelets, de forma que en sos en que existen consumos térmicos adecuados, los últimos tres años la capacidad de producción se a algunos sectores industriales, por ejemplo, sus ha visto multiplicada por diez, pasando de 60.000 problemáticas específicas les mantienen alejados t/año a unas 600.000 t/año. Deben destacarse dos de analizar esta alternativa. En otras ocasiones los hechos que han ralentizado este crecimiento es- promotores que parten de un primer objetivo de pectacular: la crisis financiera que ha afectado a las generación eléctrica no pueden ver complemen- plantas que estaban en promoción y desarrollo y, tado el proyecto con un aprovechamiento térmico por último, la bajada de precios de los combustibles cuantitativamente interesante debido a la lejanía experimentada entre 2008 y 2009, que ha restado de los consumos, la escasa cultura de redes cale- parte de la rentabilidad de estas instalaciones. facción de edificios o las dificultades para prestar La evolución de la potencia eléctrica instalada para un servicio energético en el sector industrial. biomasa en los últimos años ha sido la siguiente: Tabla 4.3.4. Evolución de la potencia eléctrica instalada para biomasa Potencia instalada a final de año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Total energías renovables 26.464 28.441 32.085 36.606 39.423 42.015 Potencia instalaciones biomasa 354 388 396 374 492 533 Unidades: MW. Fuente: IDAE En el caso de las aplicaciones térmicas puede verse la disminución que han sufrido en los últimos años, debido principalmente a inviernos cálidos que han dado lugar a una menor demanda energética: Tabla 4.3.5. Evolución de la energía consumida en aplicaciones térmicas con biomasa Energía consumida 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Total usos térmicos energías 3.537 3.656 3.712 3.750 3.754 3.932 renovables Biomasa para aplicaciones 3.441 3.513 3.548 3.583 3.551 3.655 térmicas Unidades: ktep. Fuente: IDAE 148 Análisis por tecnologías Respecto al sector industrial, dada la diversidad comercial. La falta de mercado para los mismos de situaciones y tipologías de los proyectos de por escasa rentabilidad de los proyectos ha sido biomasa, en la promoción de los mismos se de- una de las causas. ben ver implicados una gran variedad de agen- La Plataforma Tecnológica Española de la Bioma- tes. En los últimos años han comenzado a estar sa, BIOPLAT, es una herramienta del Ministerio de presentes como promotores, principalmente Ciencia e Innovación para canalizar las prioridades de proyectos de generación eléctrica entre 10 y de investigación en el sector bioenergía. El trabajo 50 MW, entre otros, grandes o medianas empre- de las casi 300 entidades que conforman BIOPLAT sas energéticas, o procedentes de otra actividad, ha permitido definir distintas líneas de actuación pero sobre todo con experiencia previa en otras y la participación de esta plataforma en distintos tecnologías renovables, así como industriales de foros europeos de biocombustibles, climatización sectores afines a la biomasa. Pero para que el renovable, etc. sector de la biomasa se desarrolle en todas sus posibilidades, adicionalmente, deben implicar- BIOPLAT presentó en 2008 el documento de Líneas se suficientemente empresas de suministro de Estratégicas de Investigación en el que se recogen combustible, empresas de servicios energéticos, las barreras tecnológicas del sector. Desde octubre industriales de los diversos sectores, administra- de 2010, esta Plataforma ha trabajado en la de- ciones, particulares, etc. finición del Plan de Implementación de BIOPLAT, siendo actualizadas y contextualizadas las líneas Agrupando a los promotores, APPA, en su sección de investigación de acuerdo con el marco europeo de biomasa, constituye la asociación que represen- de I+D. Esta actualización se ha basado en la Agen- ta a este tipo de agentes, no sólo a los promoto- da Estratégica de Investigación de la Plataforma res, sino a todos los agentes involucrados en el Tecnológica Europea de Biocombustibles, EBTP en desarrollo de la biomasa (ingenierías, proveedo- 2010, en el documento Visión a 2020, 2030 y 2050 res de equipos, entidades financieras y asegura- de la Plataforma Tecnológica Europea de Climati- doras, otras asociaciones/confederaciones, etc.). zación Renovables RHC-Platform en 2011 y otros AVEBIOM constituye la asociación específica de como los resultados del 7º Programa Marco, etc. En biomasa que agrupa una variedad de actividades general, los resultados de este estudio de BIOPLAT e intereses dentro del sector. se presentan en el apartado correspondiente a I+D En España existen suministradores de equipos del presente plan. principales específicos con presencia en todas las Estas actividades también han permitido adquirir tipologías; desde grandes calderas acuotubulares un valioso conocimiento sobre el comportamiento hasta chimeneas y estufas eficientes para el uso de de las distintas biomasas frente a los tratamientos leñas o las estufas de pelets. La presencia interna- y aplicaciones. cional de estas empresas es alta, en ocasiones, de- bido al bajo nivel de demanda del mercado interior. No obstante, sería deseable que el sector industrial a) Producción, sistemas de manejo y español, en un entorno globalizado altamente com- tratamiento de biomasa petitivo y presente en España en muchas ocasiones En los últimos años se están llevando a cabo en a través de grandes empresas suministradoras de España numerosas experiencias de implantación bienes de equipos, vea crecer su dimensión en nú- de cultivo de biomasas, tanto de naturaleza leñosa mero y en volumen de actividad de las mismas. como herbácea, llevados a cabo por empresas y otras entidades, en distintas condiciones de esta-

4.3.2 — Perspectivas de ción. Estos trabajos, que necesariamente precisan

4.3.2 Perspectivas de ción. Estos trabajos, que necesariamente precisan un cierto periodo de experimentación, van a con- evolución tecnológica tribuir a complementar al sector agroforestal de un nivel de conocimientos elevado. La selección El esfuerzo en desarrollo tecnológico llevado a genética de variedades, orientándolas a la finalidad cabo en los últimos años por algunas empresas energética, es uno de los retos más relevantes en del sector de biomasa español ha sido apreciable. el campo de la biomasa. Se han realizado con éxito proyectos y prototipos de nuevos equipos, pero estos desarrollos en muchas La mecanización específica de la recogida y extrac- ocasiones no han logrado alcanzar todavía el nivel ción de biomasa o la adecuada adaptación de la 149 PER 2011-2020 existente es una de las claves para el desarrollo el elevado crecimiento de los proyectos de plantas de esta área. Este problema ha destacado especial- de peletizado. mente en el caso de los restos forestales, ya que los La peletización tiene como objetivo la incorporación montes españoles tienen grandes impedimentos de la biomasa en el mercado doméstico, ofreciendo para la mecanización de sus labores por su natura- productos con características competitivas frente a leza y otros aspectos como su pendiente y la fragi- los combustibles convencionales, cuya manipulación lidad de sus suelos. Por ello, los trabajos a realizar es cómoda y limpia. Estos sistemas no solo deben requieren mucha mano de obra, lo que implica altos producir un biocombustible sólido de calidad sino precios asociados al uso de este tipo de restos. En que deben hacerlo con el mínimo coste económico y España, en estos últimos años se ha avanzado en energético. Para ello, se está produciendo una opti- maquinaria tanto de extracción de restos como de mización no sólo en los equipos de tratamiento sino astillado y compactado, aplicables a material fores- también de los procedimientos, un punto básico a la tal y a restos agrícolas leñosos (olivar). hora de reducir el consumo energético. Por su parte, el desarrollo de cultivos energéti- La comunicación de la Comisión Europea, cos leñosos necesita en muchos casos el diseño COM(2006) 848 final, de 10 de enero de 2007, “Re- y la construcción de maquinaria adaptada para la newable Energy Road Map”, indicaba que ade- recogida del recurso, por ser insuficiente la em- más de las mejoras genéticas y agronómicas de pleada actualmente. Se ha visto una evolución en los cultivos, los puntos con mayor impacto para el diseño de maquinaria específica, tanto en el el desarrollo de la materia prima de las centrales sector agrícola como en el forestal, que nos per- de biomasa es la optimización de la logística para mite tener buenas expectativas de evolución en recolección, del almacenamiento y de la combina- un futuro próximo. ción de distintos materiales que puedan utilizarse En la misma línea, para lograr una reducción im- en diversas aplicaciones. portante de los costes de transporte, mejorar la Para ello, se prevé un desarrollo enfocado a las manipulación de la biomasa en las plantas de trans- mejoras en las tecnologías de densificación y re- formación y ofertar un producto limpio y cómodo ducción de la humedad de la biomasa. Además, es para el sector doméstico, se han desarrollado pro- necesaria una mejora de las técnicas de control y cesos que permiten transformar la biomasa obteni- mantenimiento, a tiempo real, de la biomasa que da, muy heterogénea sin acondicionar, en productos llega a las instalaciones, facilitando su recepción elaborados de mayor calidad y fácil utilización. y manipulación en planta. También está prevista El aprovechamiento de la biomasa requiere que la optimización de las prácticas de recolección y sus características físicas cumplan una serie de almacenamiento de materias primas mediante especificaciones técnicas que permitan su co- sistemas que reduzcan sus costes de operación. rrecta manipulación y combustión en un sistema Según el citado informe de la Comisión Europea las de generación (caldera o motor). El desarrollo de líneas de investigación para los próximos años en equipos para este tratamiento se ha realizado en logística y manipulación de materias primas son paralelo a la evolución de los sistemas de aprove- las que aparecen en la siguiente tabla: chamiento de la biomasa, destacando últimamente Tabla 4.3.6. Líneas de investigación en logística y manipulación de materias primas 0 a 3 años 4 a 10 años Más de 10 años Evaluación de oportunidades Examen y desarrollo de sistemas de alargamiento del tiempo de que permitan dos o más años de almacenamiento de las almacenamiento sin degradación materias primas de la materia prima 150 Análisis por tecnologías (Continuación) 0 a 3 años 4 a 10 años Más de 10 años Examen y demostración de los métodos mejorados para la Investigación para superar reducción de tamaño, secado, y mayores retos en manipulación Comercialización de sistemas de otras mejoras en manipulación de de materiales (por ejemplo: alimentación multicombustibles materiales para el uso mixto de reducción de tamaño, secado,…) varias biomasas como materia prima Examen y demostración de los sensores de bajo coste mejorados para biomasa que Identificar métodos analíticos permitan los análisis a tiempo para sensores aplicables a real de las características sistemas de biomasa de la materia prima. Uso de sistemas integrados para corta y recolección de materias primas Sistemas de investigación para la reducción de los costes de corta y almacenamiento Examen y demostración de Desarrollo de maquinaria y sistemas alternativos y/o métodos que reduzcan los costes Evaluación de las innovaciones avanzados para la corta, de corta, almacenamiento y de transporte y revisión de las almacenamiento y transporte transporte hasta el 50% lecciones aprendidas en otras industrias y países Fuente: “Renewable Energy Road Map” Comisión Europea Además de lo expuesto en la tabla, deben consi- está optimizado para el tratamiento de biomasa. derarse nuevas tecnologías de transformación de El rendimiento estimado para esta tecnología se la materia prima, entre los que cabe señalar los sitúa actualmente entre el 90 y el 95%. Los gases esfuerzos dedicados a la torrefacción en los últi- producidos en la torrefacción pueden dedicarse a mos años. usos térmicos del proceso. La torrefacción es una tecnología incipiente como tra- tamientos de transformación de la biomasa. Consiste b) Aplicaciones en un proceso a media temperatura (250-300 ºC), en Usos térmicos condiciones deficitarias de oxígeno, para convertir Sector residencial y terciario la biomasa en un material frágil, fácil de pulverizar Las aplicaciones térmicas para producción de ca- (semejante a un carbón biológico pero sin llegar a lefacción y agua caliente sanitaria son las más co- los contenidos en carbono del carbón vegetal) que munes dentro del sector de la biomasa. puede tratarse como el carbón. Este material puede peletizarse fácilmente para aumentar su densidad Estos usos térmicos pueden ser a pequeña escala, y facilitar su transporte. Además, el tratamiento de en calderas o estufas individuales utilizadas tra- torrefacción dota a la materia resultante de carac- dicionalmente en los hogares; a mediana escala terísticas hidrofóbicas que facilitan su logística e en calderas para edificios públicos, bloques de vi- impiden el aumento de humedad en el combustible. viendas u otros usos; o a gran escala en redes de Su similitud con el carbón permite tratarlo conjun- climatización. tamente con él de forma que facilita la transición de Respecto a la pequeña escala, existen aparatos tan- un combustible a otro en instalaciones existentes. to de aire que calientan una única estancia, como de Aunque el proceso de torrefacción es muy común agua que permiten su adaptación a un sistema de en otros sectores (como la producción de café) no radiadores o de suelo radiante y a otros sistemas 151 PER 2011-2020 con producción de agua caliente sanitaria. En Es- las calderas como de los silos de almacenamiento paña existe un sector muy dinámico en equipos de del combustible requiere, en muchos casos, insta- este tipo que vienen realizado mejoras tecnológicas laciones exclusivas para estas centrales térmicas. en ganancia de rendimientos y adaptación eficiente Dadas las características de nuestro país, en Espa- a los nuevos combustibles (pélet). De esta forma, ña están iniciándose las primeras redes de clima- existe una oferta variada de sistemas eficientes tización centralizada alimentadas con biomasa, las desde chimeneas y estufas de leña hasta equipos cuales no sólo proveen de calefacción en invierno alimentados con pelets que permiten aprovechar a los usuarios sino que permiten la distribución de cualquier tipo de biomasa con alto rendimiento. frío para la climatización de las viviendas y otros edificios en verano. Las calderas diseñadas para un bloque o edificio de viviendas son equiparables en su funcionamiento Sector industrial a las habituales de gasóleo C o gas natural, ge- Como se ha indicado anteriormente, los consumos nerando calefacción y agua caliente. El nivel tec- térmicos de determinados sectores industriales nológico ha avanzado fuertemente en los últimos también son abastecidos de forma habitual por años en términos de rendimiento energético, emi- calderas de biomasa. Se trata principalmente del siones y operatividad de los equipos, especialmente aprovechamiento de subproductos y residuos de las en aquellos países con mercados interiores más industrias agroforestales para producción de calor desarrollados. que, en ocasiones, es acompañado de producción eléctrica (cogeneración con biomasa). Debido a que el interés durante muchos años se ha centrado en la promoción e introducción de otros Los proyectos realizados en biomasa térmica, den- combustibles, la falta de realización de instalacio- tro el sector industrial, se han centrado durante nes de biomasa térmica para el sector doméstico muchos años en industrias que tradicionalmente ha pesado durante mucho tiempo sobre la indus- utilizaban sus subproductos y residuos, como las tria española, que no estaba motivada para mejorar industrias forestales de pasta de papel y tableros o sus equipos. Ello ha supuesto, con algunas nota- las industrias del sector oleícola y alcoholero. Las bles excepciones, un retraso en el desarrollo de la tecnologías empleadas son el resultado de la evolu- tecnología española frente a la existente en otros ción tecnológica de las históricamente disponibles países europeos. A su vez estas carencias interiores para combustibles sólidos. también han dado lugar a la pérdida de competiti- En este segmento de aplicación y especialmente vidad tecnológica frente al avance de los sistemas en el de equipos de pequeñas o medias potencias térmicos convencionales para el sector doméstico y generando aceite térmico, vapor saturado, agua de esta forma la biomasa no podía competir contra sobrecalentado o en el caso de secaderos, existen equipos más baratos, cómodos y limpios. desarrollos específicos en España, llevados a cabo Esta situación está cambiando en los últimos años, desde hace 30 o 40 años. En este mercado el sector dado el inicio de una creciente demanda de equi- español de bienes de equipo es altamente compe- pos de biomasa para calefacción y ello ha propi- titivo, con una destacada presencia internacional. ciado la entrada de equipos de biomasa térmica de Actualmente, los desarrollos en sistemas de coge- otros países europeos como Austria o Dinamarca, neración con biomasa mediante gasificación están modernos y capaces de competir con los equipos planteando un nuevo escenario para el uso de los convencionales. A su vez, las empresas españolas subproductos y residuos de estas y otras industrias están iniciando un proceso de mejora de sus equi- que el simple uso térmico de los mismos. pos para alcanzar el nivel de los sistemas impor- tados en lo que se refiere a eficiencia energética, Usos eléctricos automatización y aspectos medioambientales. La producción de electricidad con biomasa preci- sa de sistemas más complejos que otros combus- Las redes de climatización centralizada, muy ex- tibles sólidos, dado el bajo poder calorífico de la tendidas en el Centro y Norte de Europa, no son ha- biomasa, su alto porcentaje de humedad y su gran bituales en España. La red de calor y agua caliente contenido en volátiles. Para ello se necesitan cen- puede llegar a urbanizaciones, otras viviendas re- trales térmicas específicas con grandes calderas, sidenciales, edificios públicos, centros deportivos, con volúmenes de hogar mayores que si utiliza- complejos comerciales y un amplio elenco de edifi- ran un combustible convencional, que conllevan cios e incluso industrias. El mayor tamaño, tanto de 152 Análisis por tecnologías inversiones elevadas y reducen su rendimiento. Todo más pequeñas de cogeneración (en torno a 1 MW ello, unido a la dificultad de aprovisionamiento de la de potencia) con altas inversiones y consumos biomasa, explica todas las barreras que este sector térmicos insuficientes que impedían alcanzar un ha tenido que solventar en los últimos años y que han rendimiento eléctrico equivalente adecuado. retrasado su crecimiento, siendo el peso actual de Actualmente, el desarrollo tecnológico de sistemas la biomasa eléctrica inferior al que debería ser res- de gasificación con biomasa a pequeña escala, aso- pecto de sus aplicaciones térmicas, más sencillas de ciados a motores, permite nuevos planteamientos promover. Después de este periodo de desarrollo, el de producción en régimen de generación o coge- sector de la biomasa eléctrica ha alcanzado un alto neración para pequeñas potencias y consumos, grado de madurez y está preparado para impulsar su alcanzando rendimientos eléctricos equivalentes crecimiento en los próximos años. Por otro lado, la suficientes. Es muy destacable el esfuerzo tecno- gran demanda de combustible de este tipo de plan- lógico realizado por algunas empresas españolas, tas obliga a asegurar un abastecimiento continuo, pioneras en la puesta en valor comercial de desa- que tiene la dualidad de encarecer su precio por la rrollos propios de gasificación a pequeña escala. distancia a la que se debe buscar el suministro pero también puede reducirlo al adquirir grandes can- Otro componente de las aplicaciones eléctricas tidades, por ello las soluciones encontradas para es la co-combustión. Como se ha indicado en los producción eléctrica han sido muy variadas según últimos 2 años se han realizado, entre otras activi- las circunstancias que rodean al suministro, desde dades, diversos estudios sobre este tipo de tecno- grandes centrales (superiores a los 30 MW) en pa- logías por parte de las grandes empresas. Estudios peleras hasta pequeños sistemas de cogeneración que se han enfocado inicialmente en la revisión de (en torno a 1 MW) asociados a plantas de pelets. las tecnologías de co-combustión instaladas en otros países europeos como Reino Unido, Bélgica, En las aplicaciones eléctricas más tradicionales Italia o Finlandia, donde existía la posibilidad de para biomasa, con esquemas de caldera-turbina introducir biomasa en centrales de carbón hace de vapor, deben solventarse las barreras derivadas tiempo y donde se han realizado programas espe- de unos bajos rendimientos en comparación con cíficos de promoción de la misma. otras tecnologías, unidos a altos niveles de inver- sión para pequeños rangos de potencia, rangos en Respecto a los avances tecnológicos en procesos los que se concentran las posibilidades de desa- y tecnologías de conversión la comunicación de la rrollar proyectos habida cuenta del problema de Comisión Europea, COM(2006) 848 final, de 10 de la disponibilidad de biomasa, salvo en las grandes enero de 2007, “Renewable Energy Road Map”, se industrias vinculadas al sector del papel o ciertas orienta hacia la mejora de rendimientos, así como industrias agroalimentarias. a los aspectos que se indican a continuación. Por otro lado, entre otros motivos, la escasa de- Las líneas de investigación para conversión ter- manda ha provocado la desmotivación de la indus- moquímica pretenden desarrollar tecnologías efi- tria española de bienes de equipo en llevar a cabo cientes económica y medioambientalmente para desarrollos en este sector. En algunos casos, la polí- la conversión de la biomasa en energía eléctrica, tica corporativa ha dado lugar a que ciertos grandes calor, productos y combustibles. fabricantes de equipos en España no empleen a día La necesidades de investigación en conversión de hoy tecnologías propias, utilizando patentes de termoquímica pasan por las mejoras en gasifica- otros países. Este hecho es similar a lo que ocurre ción de distintos tipos de biomasa, la integración en otros sectores de producción de bienes de equipo. de los sistemas de conversión con los equipos de Históricamente, las tecnologías tradicionales de generación eléctrica, la posibilidad de aprovechar generación o cogeneración para biomasa con turbi- gases de baja calidad para generación eléctrica, el nas de vapor sólo habían permitido la implantación estudio de métodos para superar las barreras de de proyectos como las instalaciones de pasta de la conversión termoquímica de los alquitranes y la papel, dado que las inversiones eran elevadas y se limpieza de cenizas así como el estudio analítico de necesitaban grandes consumos de energía térmica. costes, ejecución y ciclo de vida, finalizando con el Recientemente se han llevado a cabo centrales para paso a plantas comerciales. generación eléctrica a condensación y solo en algu- En el caso de la gasificación es previsible una re- nos casos aislados se han realizado instalaciones ducción de los costes de inversión y una mejora del 153 PER 2011-2020 rendimiento de los equipos. Además se pretende En general, las líneas de investigación para los ampliar las materias primas para gasificación des- próximos años en conversión termoquímica son de productos forestales a agrícolas, pasando por las siguientes: los licores negros. Tabla 4.3.7. Líneas de investigación en conversión termoquímica 0 a 3 años 4 a 10 años Más de 10 años Demostración de los sistemas de co-combustión con mayor Mejora del rendimiento de las tecnologías de co-combustión rendimiento que los actuales (se plantea el 40%) Mejora de la eficiencia en sistemas de combustión directa Permitir el despliegue comercial de los sistemas de combustión Métodos de reducción del contenido de agua de la materia prima para directa competitivos sistemas de combustión directa Demostrar y utilizar ciclos combinados de biomasa (forestal y agrícola) hasta capacidades de 1.000 t/día Reducción de costes de capital Permitir sistemas de gasificación en los sistemas de gasificación y Demostrar y utilizar la de biomasa competitivos a nivel demostraciones tecnológicas gasificación de productos comercial forestales y licor negro en ciclos combinados hasta capacidades de 900.000 kg/día o mayores de licor negro Demostración de tecnologías de gasificación avanzada y biosíntesis Desarrollo de centros de ensayo de gas para uso integrado en para gasificación, fermentación generación eléctrica a gran y pirólisis para producción de escala y sistemas distribuidos, en hidrógeno a partir de biomasa biorrefinerías y para fabricación de productos químicos y otros Evaluación de estándares Mejora del rendimiento industriales para conexión a red. Permitir el desarrollo de sistemas eléctrico con biomasa con Establecimiento de estándares modulares que puedan operar en nuevas tecnologías como pilas para sistemas modulares de redes reguladas de combustible, microturbinas y biomasa que les permitan otros sistemas de distribución conectarse a red Examen de sistemas modulares Investigación para mejora Demostración de instalaciones del rendimiento de sistemas autónomas de generación modulares eléctrica entre 5 y 50 MWe de cultivos energéticos con costes medios de 0,05$/kWh o menores Fuente: “Renewable Energy Road Map” Comisión Europea 154 Análisis por tecnologías De acuerdo con los estudios de la Agencia Interna- Los datos de la biomasa de origen industrial se han cional de la Energía (AIE) y del Centro para la inves- obtenido de los balances energéticos del MITyC y tigación de la Energía de los Países Bajos (ECN), de las encuestas a sectores industriales del INE. existen dos posibles rutas para la evolución de las En este sentido se han evaluado, por separado, las tecnologías asociadas a la gasificación de biomasa industrias forestales, la producción de lejías negras para producción de gas de síntesis. La primera se y las industrias agroalimentarias, obteniéndose basa en el aumento de escala de las tecnologías una estimación conservadora de 12.000.000 t/año existentes para cogeneración distribuida con bio- de media que permitirán alcanzar los objetivos masa que, en principio, tardará más en despegar. planteados. La segunda ruta está vinculada a la adaptación Para conocer los potenciales de la biomasa de ori- de las tecnologías a gran escala de gasificación gen no industrial ha sido necesario desarrollar una de carbón ya en operación, lo que implica un cre- herramienta informática basada en un Sistema de cimiento más rápido pues se basa en tecnologías Información Geográfica, que ha permitido evaluar, maduras a nivel comercial. Además, existe una comparar y obtener los datos de cada uno de los sinergia entre esta segunda ruta y el desarrollo orígenes. de los ciclos combinados de carbón IGCC, lo que permitirá un mayor impulso y por tanto rapidez en Se han desarrollado dos estudios distintos para su desarrollo. cada fuente de biomasa no industrial (forestal o Figura 4.3.3. Hoja de ruta para desarrollo agrícola), que permitieran establecer los potencia- a gran escala de la producción de gas de les generados por los distintos tipos, en los que se síntesis de biomasa distingue entre tres tipos de potenciales: Ruta 2: Tecnologías a Objetivo • Potencial total: biomasa procedente de todas las gran escalade carbón. superficies cubiertas por masas arboladas de in- Potencia instalada (MW) terés forestal, excluyendo los parques nacionales. • Potencial accesible: biomasa procedente de su- perficies consideradas como aprovechables de- bido a razones ecológicas (altitud), mecánicas (pendiente), etc. Además, se ha tenido en cuenta la eficacia en la recogida. Ruta 1: Tecnologías a • Potencial disponible: biomasa accesible que no pequeña escala entra en competencia con otros usos como es, de biomasa. Situación actual por ejemplo, el maderero. Los tipos de biomasa estudiados lo han sido según 2000 2010 2020 2030 2040 la existencia o no de aprovechamientos y según el Fuente: ECN tipo de superficie donde se generan, de acuerdo con el siguiente esquema:

4.3.3 — Evaluación del potencial

4.3.3 Evaluación del potencial. Importación de materias primas. Competencia con usos no energéticos Los orígenes de la biomasa son muy heterogéneos, de forma que para evaluar los potenciales de cada uno de ellos ha sido necesario realizar una serie de trabajos en paralelo con una primera clara división entre la biomasa de origen industrial (subproduc- tos de industrias agroforestales) y el resto (cultivos energéticos, herbáceos o leñosos y restos de origen agrícola y forestal). 155 PER 2011-2020 Figura 4.3.4. Tipos de biomasa estudiados Tipos de biomasa estudiados Biomasa procedente de Biomasa susceptible de aprovechamientos existentes instauración en áreas sin aprovechamiento o con otros aprovechamientos Biomasa agrícola existente Biomasa leñosa a implantar en terrero forestal Biomasa forestal existente Biomasa a implantar en terreno agrícola Biomasa procedente de masas forestales sin aprovechamiento actual Biomasa leñosa a implantar en terreno agrícola Biomasa procedente Biomasa herbácea a de restos de otros implantar en terreno agrícola aprovechamientos forestales Fuente: elaboración propia a) Biomasa producida en terreno forestal a que los usos energéticos han descendido fuer- temente. El uso de leñas, que en su mayor par- En España existen 27,6 millones de hectáreas fo- te procedían de montes con especies del género restales (más del 50% de la superficie total), de las Quercus, que se aprovechaban tradicionalmente, cuales 18,2 millones se encuentran arboladas (in- ha decaído radicalmente en las últimas décadas cluidas las formaciones abiertas). Las existencias al expandirse las aplicaciones con combustibles totales en 2008 se cuantificaron en 927,7 millones fósiles. Este menor consumo también se debe al de m3 con corteza mientras que el crecimiento abandono rural sufrido a finales del siglo XX. anual fue aproximadamente de 46,5 millones de m3. Además se contabilizó una extracción de 987.997 de Adicionalmente las repoblaciones, principalmente toneladas de las leñas, aunque, tal y como recoge de genero Pinus llevadas a cabo ligadas a la política el Anuario de Estadística Forestal, estos valores hidrológica de los años 50/60, están precisadas de sólo son estimaciones dada la dificultad de recoger tratamientos, no encontrando mercado para sus información al respecto. El volumen de cortas en productos. ese mismo año fue de 17 millones de m3 c.c., por Esta falta de extracción de los recursos del monte, tanto la tasa de extracción en España es del 36,5%. de limpieza del sotobosque, así como el abandono Pero este índice varía extraordinarimente según la de restos procedentes de los tratamientos selvíco- zona de España donde se aplique, siendo mucho las sobre la masa arbolada, contribuye a la acumu- mayor en la cornisa cantábrica que en la cuenca lación de combustible en el monte de forma que los mediterránea. Estas tasas son muy inferiores a su incendios encuentran mayor cantidad de materia capacidad productiva y se encuentran muy alejadas seca acumulada, incrementando su virulencia. del 69% de media de la Unión Europea. Actualmente, al margen de los usos energéticos Esta situación, mantenida con tendencia creciente y otros no maderables (corcho, resinas, etc.), los en los últimos años, es debida entre otras razones 156 Análisis por tecnologías montes sirven, principalmente, como fuente de su- de costes de aprovechamiento en función de los ministro a tres grandes sectores: papel, tablero y distintos sistemas logísticos propuestos. sierra, pero cuya demanda de productos forestales, En primer lugar se han estudiado las técnicas de como se ha indicado, no alcanza a cubrir la oferta producción utilizadas, desarrollando los itinera- disponible. rios selvícolas, sistemas de selvicultura y aprove- Sin embargo, esta situación es compatible con fuer- chamiento para los restos forestales. Apoyados en tes importaciones de madera (que se han duplicado estudios previos y en expertos se han definido las en los últimos quince años). Esta situación se debe, tablas de productividad de la biomasa forestal es- o bien a que la industria demanda productos que pañola, por especies y en algunos casos por zona no puede conseguir en el mercado interior, o bien geográfica, estableciendo la potencialidad anual a la fuerte competencia en precio de productos ex- en toneladas por hectárea y en distintas unidades teriores frente a los cuales la estructura forestal energéticas para cada tipo de biomasa. española no puede competir. Se ha definido la biomasa aprovechable de acuerdo El desarrollo de la “Estrategia Española para el con el estado actual de la posibilidad anual made- Desarrollo del Uso Energético de la Biomasa Fo- rera y el aprovechamiento anual realizado. Para restal Residual” aprobado por la Comisión Esta- ello, se han considerado las siguientes variables: tal para el Patrimonio Natural y la Biodiversidad, • Fracción de Cabida Cubierta (FCC): FCC igual permitirá el seguimiento de la movilización de los o superior al 50% en masas arboladas de alta recursos energéticos forestales procedentes de o media densidad (bosques) y FCC igual o su- restos. Esta estrategia se está ampliando a todos perior al 5% en masas forestales ralas (montes los productos forestales susceptibles de aprove- adehesados). chamiento energético a través de una “Estrategia • Pendientes: según localidades y especies se han de Uso Energético de la Biomasa Forestal” cuyo distribuido en tres grupos, menor o igual al 30%, borrador ya ha sido finalizado por el MARM y cuyos 30-50% y 50-75%. objetivos están en consonancia con los definidos en • Altitudes: se han considerado altitudes inferio- el presente PER 2011-2020. Por otro lado, el MARM res o iguales a 1.700 metros, salvo para el Pinus también está desarrollando una serie de medidas unicinata en Huesca y para el Eucaliptus globulus. específicas vinculadas a la Ley 45/2007, de 13 de • Coeficiente de recogida: se ha considerado una diciembre, para el desarrollo sostenible del medio eficiencia en la recogida del 65%, dejando el resto rural, a través del Programa de Desarrollo Rural de biomasa en el monte. Sostenible (PDRS) 2010-2014 que pretende llevar a cabo un impulso de desarrollo en las zonas rura- Estos coeficientes actúan de la siguiente forma: les. Entre las medidas destacadas en este progra- ma se encuentran aquellas destinadas al fomento de las energías renovables, con especial mención de la biomasa. Estos programas, tanto a nivel forestal como a ni- vel agrícola, no sólo pretenden el desarrollo de la biomasa sino que plantean un desarrollo conjun- to de las actividades agroforestales tradicionales junto a nuevas actividades como es la producción de biomasa. Esto implicará un seguimiento de los objetivos que deberá ser realizado a través de una estrecha colaboración entre el MARM, el MITyC y los correspondientes Departamentos de Medio Am- biente, Agricultura y Energía de las Comunidades Autónomas. a.1) Biomasa forestal existente Se ha elaborado la metodología para la cuantifica- ción de la biomasa forestal así como la estimación 157 PER 2011-2020 Figura 4.3.5. Actuación de los coeficientes de recogida Mapa Forestal de España 1:50.000 Masas forestales Masas forestales ralas arboladas de alta-media (FCCa 5%) densidad (FCCa 50%) Bosques adehesados Especies de interés forestal Bosques: • Naturales • Plantaciones • Adehesados (densos) Especies de interés forestal Mapa de Pendientes Pendientes • 30% en zonas de productividad media-baja • entre 30-50% en zonas de alta productividad y Cornisa Cantábrica y especies: Pinus sylvestris, Pinus radiata y Eucalyptus globulus - entre 50-75% en Cornisa Cantábrica y especies: Pinus sylvestris, Pinus radiata y Eucalyptus globulus Mapa de Altitudes Altitudes 1.700 m, excepto Pinus uncinata en Huesca, Lleida y Girona Mapa de PPNN y FFPP Distinción entre zonas Mapa de vegetación pertenecientes o no a susceptible de PPNN aprovechamiento Fuente: elaboración propia El cálculo de costes de aprovechamiento de la bio- esos equipos, también dispuestos en función de masa forestal se ha realizado a partir de los distin- los distintos parámetros de los que depende (coste tos itinerarios necesarios, organizándolos por tipo de la mano de obra local, coste de los combusti- de intervención (clareo, clara, resalveo, aclareo y bles, intereses, etc.) permite el cálculo del coste cortas a hecho) y en posibles tipos de situaciones del aprovechamiento de la biomasa hasta el centro según la orografía del terreno, estableciendo los industrial correspondiente. equipos necesarios para ello. Además, se han ela- Para poder distinguir la biomasa disponible de borado tablas y funciones de productividad de los aquella que aún siendo accesible tiene otros usos equipos que intervienen en los distintos itinerarios distintos a la energía se ha incluido un Coeficiente para el aprovechamiento de la biomasa, dispuestos de Cortas Actuales (CCA) que determina la madera en función de los diferentes parámetros de los que extraída de las superficies actuales para usos no depende (densidad de la biomasa, pendiente del energéticos. terreno, etc.) que junto con los costes horarios de 158 Análisis por tecnologías • Restos de aprovechamientos forestales. Las superficies que actualmente están siendo gestionadas por sus propietarios y vendidos sus productos a industrias forestales, es decir, aque- llas incluidas dentro del Coeficiente de Cortas Actuales, sólo pueden aprovechar como biomasa los restos de los distintos aprovechamientos fo- restales con fines maderables. Por ello, para la obtención del potencial disponi- ble se han considerado sólo aquellas operaciones dentro del itinerario selvícola que dan lugar a pro- ductos no maderables, mientras que para las ope- raciones con productos maderables sólo se han considerado los restos generados en las mismas. • Movilización de masas forestales sin aprovecha- miento actual. Este potencial se ha obtenido de las superficies forestales que actualmente no se encuentran en producción y que con una correcta selvicultura y aprovechamiento por árbol completo podrían convertirse directamente en masas forestales productoras de biomasa. El procedimiento para evaluar este potencial ha sido el mismo que para los restos de aprovechamientos forestales, con- siderando que todo el aprovechamiento (el árbol completo) se destinará a uso energético. a.2) Biomasa leñosa a implantar en terreno forestal El potencial se ha evaluado a través de la im- plantación de las especies adecuadas en ciertos terrenos forestales actualmente improductivos y desarbolados. Los sistemas de selvicultura y aprovechamiento para estas masas han tenido su base inicial en las consultas a expertos y en las experiencias reales en campo. También se ha tenido en cuenta la pro- blemática tanto técnica como administrativa que todavía tienen estos aprovechamientos para su verdadera implantación. Aunque existe un amplio abanico de especies que podrían considerarse, en este grupo el estudio se ha centrado en las masas tradicionales de la mayoría de especies del género Quercus y su posible extensión, en el cultivo de cho- po y eucalipto en regadío y en el cultivo del eucalipto en secano, habiendo realizado un estudio también de las posibilidades de algunas especies del géne- ro Pinus. Estas hipótesis también se han utilizado para evaluar la implantación de biomasa leñosa en terrenos agrícolas como se verá más adelante. El siguiente gráfico muestra la secuencia utilizada para la determinación de las superficies suscepti- bles de implantación de biomasa: 159 PER 2011-2020 Figura 4.3.6. Secuencia utilizada para la determinación de las superficies susceptibles de implantación de biomasa Mapa Forestal Terrenos forestales desarbolados de España 1:50.000 susceptibles de implantación de cultivos energéticos leñosos: • Matorral • Monte sin vegetación superior • Mosaicos forestales y Eriales-Matorrales siempre y cuando la especie con mayor ocupación sea forestal Mapa de Productividad Selección de terrenos de calidad Potencial Forestal de estación media o alta (I y II) Mapa de Pendientes Selección de • Pendientes ≤30% • Pendientes entre 30-50%, en Cornisa Cantábrica Mapa de PPNN y FFPP Selección No PPNN Cruces cartográficos para la selección Mapa geológico Mapa de superficie de la especie a implantar suceptible de implantación + Mapa de altitudes Fuente: elaboración propia b) Biomasa producida en terreno agrícola un periodo de 15 a 20 años. Desde entonces se han desarrollado varios trabajos sobre técnicas de Agri- Más del 50% del suelo agrícola español está clasi- cultura de Conservación, evitando la quema de ras- ficado con un riesgo medio-alto de erosión, alcan- trojos, manteniendo el resto de la cosecha sobre la zando el 70% en algunas regiones como Andalucía. superficie y técnicas de mínimo laboreo, entre otras. Según un estudio del Instituto para la Conservación de la Naturaleza (ICONA), en los años 90 se estimaba Actualmente el Ministerio de Medio Ambiente y que los costes directos derivados de la erosión en Medio Rural y Marino (MARM), está desarrollando España ascendían a 280 M€ anuales, debido a la el Inventario Nacional de Erosión de Suelos 2002- pérdida de producción agrícola, el deterioro de los 2012, en base a lo previsto en el Plan Forestal Es- embalses y los daños causado por las inundaciones, pañol, la Ley 43/2003 de Montes y la Ley 42/2007 del calculándose en 3.000 M€ el coste de las medidas Patrimonio Natural y la Biodiversidad. Los objetivos contra la erosión y la recuperación del suelo durante de este Inventario son: 160 Análisis por tecnologías • Detectar, cuantificar y reflejar cartográficamente, Tabla 4.3.8. Superficies de retirada en en soporte digital y gráfico, los principales proce- España, campaña 2008 y 2009 (hectáreas) sos de erosión en el territorio nacional. • Estudiar su evolución en el tiempo, mediante su Campaña Secano Regadío Total inventariación continua. • Establecer áreas prioritarias de actuación para 2008 1.066.852 97.776 1.164.628 el control de la erosión. • Servir como instrumento de coordinación de 2009 1.629.675 129.790 1.759.465 políticas, planes y programas de conservación y protección de suelos. Se estima que han aumentado Este inventario está estudiando la erosión laminar 2010 debido a los bajos precios de los y en regueros, la erosión en cárcavas y barrancos, cereales la erosión en profundidad, la erosión en cauces y la erosión eólica. A día de hoy se encuentra disponi- Fuente: IDAE ble parcialmente; es decir, solo para determinadas Es decir, existe una tendencia creciente en la retirada provincias. de tierras que es muy posible que se mantenga ya Entre las superficies con mayor riesgo de degrada- que, aunque a partir de 2010 las retiradas han des- ción se encuentras aquellas improductivas que han aparecido, se cobran derechos igual en lo sembrado quedado en estado de abandono. Según el anuario que en lo no sembrado. Según los expertos, posible- de estadística agraria (2004) aproximadamente 5,4 mente las superficies que se queden sin cultivar en millones de hectáreas, más del 10% del territorio España se sitúen entre 1 y 2 millones de hectáreas total de España, son superficies de eriales y terre- dependiendo de los precios de los cereales en los nos que se encuentran improductivos. En muchos años próximos o de la rentabilidad de otras ofertas casos esas superficies no ocupadas por la agricul- de nuevos cultivos o nuevos usos. Estas superficies, tura o la ganadería podrían acoger nuevas masas por normas de condicionalidad, tienen que ser cui- arboladas. dadas y rotadas por los agricultores, lo cual puede suponer un estímulo a su movilización. En relación a las zonas agrícolas, de los datos ob- tenidos de las declaraciones de la PAC, año 2006, Entre las medidas que se están analizando para el se desprende que en España existían 1.093.420 fomento de los cultivos energéticos se encuentran hectáreas en retirada y además 928.267 hectáreas aquellas destinadas a la introducción de especies en barbecho. forestales con carácter energético en tierras agrí- colas en zonas con escasa capacidad productiva Respecto al barbecho, en primer lugar indicar que o zonas forestales desarboladas e improductivas, a partir de 2010 sólo es obligatorio para aquellos donde podrían implantarse algunas especies fo- agricultores que se acojan a las ayudas a la Rota- restales con fines energéticos como especies del ción de Cultivos en zonas con regionalización igual género Quercus, Eucaliptus, Acacia, etc. o inferior a 2 t/ha. Adicionalmente señalar que no es fácil que en estos barbechos tradicionales El desarrollo de nuevos cultivos energéticos tanto en se produzcan cambios y se movilicen hacia otros terreno forestal como en superficies agrícolas supo- usos pues donde existen es porque son necesarios, ne un conjunto de actuaciones que se desarrollarían bien por climatología, suelos pobres o exigencias a través de programas de introducción de cultivos ganaderas. energéticos en terrenos forestales, actualmente im- productivos, y programas de introducción de cultivos Por otro lado, en las campañas 2008 y la 2009 ha energéticos de origen forestal en terrenos agrícolas habido las siguientes superficies de retirada en con índices de productividad inferiores a 1,2 t/ha.año, España: ya abandonados o en proceso de retirada. 161 PER 2011-2020 Para el cálculo del potencial de biomasa producida en terreno agrícola se ha utilizado una herramien- ta de decisión, que permite identificar las super- ficies susceptibles de implantación de cultivos, herbáceos o leñosos, destinados a la producción de biomasa. Los resultados de esta herramienta permiten obtener los potenciales de biomasa según los siguientes orígenes: • Restos herbáceos de cultivos agrícolas: proce- dentes principalmente de cereales. • Restos leñosos de cultivos agrícolas: generados básicamente por frutales, olivo y vid. • Cultivos herbáceos para producción de bioma- sa en terreno agrícola: considerando cereales de otoño (avena y triticale), brasicas forrajeras anuales de otoño (Brasica napus, Brasica carina- ta, Sinapis alba, etc.), asociaciones de gramíneas y leguminosas, cultivos herbáceos plurianuales (Cynara cardunculus, miscanto, etc.) y cultivos de verano normalmente en regadío (sorgo bicolor). • Cultivos leñosos para producción de biomasa en terreno agrícola: géneros Quercus, Populus, Eu- caliptus y Pinus. Las superficies consideradas como disponibles para producir biomasa se obtienen teniendo en cuenta una serie de criterios como la no interfe- rencia con los mercados alimentarios, sostenibili- dad de los sistemas productivos y limitaciones en el uso del agua de riego. También se han excluido del estudio las praderas con usos ganaderos ex- tensivos tradicionales. Esta herramienta utiliza los datos de la base de la PAC, desagregándolos a través de la Declaración de Pago Único, llegando a obtener las superficies de los distintos cereales, oleaginosas, proteaginosas y barbechos o retiradas. En el siguiente gráfico se muestra la secuencia de actividades para la determinación de la superficie susceptible de aprovechamiento energético: 162 Análisis por tecnologías Figura 4.3.7. Secuencia de actividades para la determinación de la superficie susceptible de aprovechamiento energético Base alfanumérica Base cartográfica TA Tierras arables TA Mapa TTMM Mapa Forestal TH Huerta TA SIGPAC/INE de España 1:50.000 ZC Zona concentrada no incluida en la ortofoto TA CV Asociación cítricos-viñedo VI Terrenos agrícolas FV Frutos secos y viñedo VI susceptibles de implantación VF Viñedo-frutal VI • Terrenos agrícolas VI Viñedo VI • Mosaicos y cultivos con FO Viñedo-olivar VI arbolado siempre y cuando la mayor ocupación sea FL Frutos secos y olivar OV agrícola OC Asociación olivar-cítricos OV OV Olivar OV CF Asociación cítricos-frutales FY Mapa de pendientes FF Asociación frutales-frutales de cáscara FY FY Frutales FY Pendientes inferiores al 30% OF Olivar-frutal FY FS Frutos secos FS CI Cítricos CI Mapa de altitudes CS Asociación cítricos-frutales de cáscara CI FO Forestal FO PA Pasto con arbolado FO Altitudes ≤ 1.100 m PR Pasto arbustivo FO Esta será una ilustración PS Pastizal FO a toda página AG Agua IM Base de datos SIGPAC CA Viales IM Base de datos declaración PAC CO Contorno olivar IM ED Edificaciones IM % de superficie de cada IM Improductivos IM cultivo en cada término IS Islas IM municipal IV Invernaderos y cultivos bajo plástico IM ZU Zona urbana IM Mapa de vegetación ZV Zona censurada IM susceptible de aprovechamiento por TTMM Fuente: elaboración propia 163 PER 2011-2020 A través de una base de datos de regionalización Resumen del potencial total disponible de productiva se obtienen los rendimientos de los dis- biomasa en España tintos cultivos alimentarios, forrajeros y energéticos. La siguiente tabla presenta un resumen de la bio- El cálculo de rendimientos de los cultivos se ha masa disponible en España según su procedencia. basado en comparar el Rendimiento Medio Histó- Para poder presentar unos datos comparables que rico del Cultivo en España con el Rendimiento de puedan agregarse, se han tomado unos valores me- Regionalización Media asignado para ese cultivo en dios correspondientes al 45% de humedad (cuando el conjunto de España. De esta comparativa se ha el tipo de biomasa no alcanza o excede este valor en obtenido un Coeficiente de Rendimiento para cada su producción real se ha calculado el dato equiva- cultivo como cociente de los anteriores. lente), coste medio de transporte idéntico en todos El coeficiente obtenido, multiplicado por cada Índi- los casos (distancia media 60 km) y costes asocia- ce de Regionalización, ha dado lugar al Rendimien- dos a la obtención de biomasa según lo expuesto to del Cultivo en cada municipio. más bajo para todos los casos. Para la realización de los estudios económicos se han tomado los itinerarios de cultivo con la des- cripción de las cantidades de materias primas uti- lizadas para la producción por hectárea, las labores necesarias relacionadas con la maquinaria que se debe utilizar y el transporte por caminos agrícolas hasta un centro logístico de carga. Una herramienta técnico-económica permite eva- luar y comparar las productividades e ingresos de cada cultivo para una zona determinada, procedien- do a la selección del cultivo óptimo según la renta que obtendría el agricultor y una serie de coefi- cientes de corrección que evalúan la disposición al cambio de cultivo. Los coeficientes de disposición al cambio son dos, uno relativo al riesgo de la in- novación y otro ligado a la sencillez o complejidad del cambio de cultivo. Esta herramienta realiza los cálculos de decisión según se trata de comercializar todo el cultivo para uso energético o sólo se trata de la venta de los restos de cultivos con otros fines. Además, esta evaluación lleva una serie de limi- tadores agronómicos y ambientales como son la adaptación a sequías y a tipos de riego y limi- taciones de superficie donde se puedan realizar cultivos plurianuales herbáceos (no deben supe- rar el 10% de la tierra arable) o cultivos leño- sos en terrenos agrícolas (porcentaje de tierra arable según sea secano o regadío y según los rendimientos del terreno). También se establecen restricciones para el uso de restos de cultivos existiendo unos porcentajes de restitución de los mismos al suelo. 164 Análisis por tecnologías Tabla 4.3.9. Resumen del potencial total disponible de biomasa no industrial en España Biomasa potencial disponible (t/año) y coste medio de obtención Procedencia Biomasa (t/año) Biomasa (tep/año) Coste medio (€/t) Restos de aprovechamientos 2.984.243 636.273 26,59 Masas forestales madereros existentes Aprovechamiento 15.731.116 3.414.158 43,16 del árbol completo Herbáceos 14.434.566 Restos agrícolas 6.392.631 19,98 Leñosos 16.118.220 Masas herbáceas susceptibles de 17.737.868 3.593.148 45,62 implantación en terreno agrícola Masas leñosas susceptibles de 6.598.861 1.468.173 34,73 implantación en terreno agrícola Masas leñosas susceptibles de 15.072.320 1.782.467 42,14 implantación en terreno forestal Total biomasa potencial en España 88.677.193 17.286.851 Datos en toneladas en verde (45% de humedad). Coste de obtención de biomasa en verde, el precio de venta puede incrementarse entre 1,5 a 2,2 veces según la distancia de transporte, el margen de los agentes que intervienen hasta su puesta en planta y la humedad con la que se venda. Fuente: elaboración propia Se trata, por tanto, de los costes asociados directa- agrícola, 34,7 €/t para leñosas en terreno agrícola mente a los procesos de producción y extracción de y 42,1 €/t para masas leñosas en terreno forestal. la misma sin considerar aquellos costes que debe- Al tratarse de costes medios de biomasa potencial rían imputarse a la producción de madera o cultivos disponible significa que existirán ciertas cantida- agrícolas para usos no energéticos, los costes es- des de biomasa que podrían obtenerse a un coste pecíficos de transporte a una planta concreta (solo inferior, pero también habrá una buena parte que se imputa un coste medio) o los márgenes de los tenga asociados unos costes de obtención mayores productores y operadores de biomasa. a los aquí expuestos. Teniendo en cuenta las consideraciones del párrafo Por otro lado, si se quiere evaluar cuál es la can- anterior, los costes de extracción medios para los tidad real de biomasa que podrá movilizarse debe distintos tipos de biomasa existente, al 45% de hu- tenerse en cuenta que el precio de venta en una medad, se sitúan en torno a los 26,6 €/t para los planta, de producción de energía o producción de restos de aprovechamientos madereros, en 43,2 pélets, elevará entre 1,5 y 2,2 veces los valores pre- €/t para el aprovechamiento del árbol completo y sentados, según la distancia de transporte, el mar- en 20 €/t para restos agrícolas. gen de los agentes que intervienen hasta su puesta En el caso de masa susceptible de implantación los en planta y de la humedad con la que se venda. costes medios, en las mismas condiciones de los an- En el siguiente apartado pueden consultarse algu- teriores, son de 45,6 €/t para herbáceas en terreno nos de los precios que, desde el lado de la demanda 165 PER 2011-2020 en las actuales circunstancias de mercado, podrían sistemas públicos de ayudas a la inversión o a la llegar a pagar los distintos productores de ener- producción que se establezcan. gía con la biomasa en sus plantas. Evidentemente La distribución de esta disponibilidad de biomasa estos precios de compra están sujetos a las fluc- según su posible procedencia es la siguiente: tuaciones de los precios de las energías conven- cionales con los que tienen que competir y con los Figura 4.3.8. Distribución de biomasa potencial disponible 17,0% 21,1% 27,4% 34,5% Biomasa forestal (restos y árbol completo) Biomasa agrícola (restos herbáceos y leñosos) Implantación biomasa (terreno agrícola) Implantación biomasa (terreno forestal) Fuente: elaboración propia Considerando el consumo de biomasa no industrial existente en el año 2006, puede verificarse en la siguiente tabla el amplio potencial de expansión disponible para la biomasa. 166 Análisis por tecnologías Tabla 4.3.10. Potencial de expansión disponible para la biomasa no industrial Biomasa potencial Consumo biomasa Procedencia disponible 2006 Restos de aprovechamientos 2.984.243 Masas forestales madereros 5.545.287 existentes Aprovechamiento del árbol 15.731.116 completo Herbáceos 14.434.566 478.011 Restos agrícolas Leñosos 16.118.220 1.912.046 Masas herbáceas susceptibles de implantación 17.737.868 en terreno agrícola Masas leñosas susceptibles de implantación 6.598.861 0 en terreno agrícola Masas leñosas susceptibles de implantación 15.072.320 en terreno forestal Total biomasa potencial en España 88.677.193 7.935.343 Datos en toneladas en verde (45% de humedad y PCI aproximado de 2.100 kcal/kg). Fuente: elaboración propia

4.3.4 — Análisis de costes distancia de transporte y los posibles tratamien

4.3.4 Análisis de costes distancia de transporte y los posibles tratamien- tos para mejorar su calidad, como el secado, el En el apartado 4.3.3 se han analizado los costes astillado o la peletización. A ello hay que añadir la desde el lado de la oferta de biomasa. En este apar- disponibilidad del combustible, su estacionalidad tado se analizan los precios que pueden llegar a y la variación de los precios, íntimamente ligados pagar por la biomasa los productores de energía; al comportamiento de las cosechas, en el caso de es decir, se analizan los precios desde el lado de restos agrícolas y de la industria agroalimentaria. la demanda de biomasa. La evolución esperada de los costes normaliza- En general, los costes de inversión para instalacio- dos de energía eléctrica con biomasa durante las nes de biomasa son superiores a sus homólogos próximas décadas experimentará una reducción en para instalaciones de combustibles convenciona- términos reales, según se expresa en la siguiente les. Esto se debe, no sólo a la falta de desarrollo figura. En la misma se presenta la evolución de es- de sistemas de producción en serie para algunos tos costes, considerando para cada año, el intervalo componentes, sino que también influyen las ca- de costes entre la tecnología con mayor coste y la racterísticas especiales requeridas por los equipos de menor coste para el tamaño de planta y tipo de para poder utilizar biomasa de forma eficiente. biomasa indicados. En cambio, cuando nos referimos a los costes de operación o explotación de plantas de biomasa, su comparación frente a combustibles convencionales puede ser favorable o no según el tipo de aplicación. La principal componente de los costes de explota- ción en este tipo de instalaciones es la compra de la biomasa. Los costes debidos al suministro de la biomasa varían según la cantidad demandada, la 167 PER 2011-2020 Figura 4.3.9. Evolución costes normalizados Tabla 4.3.11. Costes normalizados de de energía eléctrica con biomasa energía eléctrica con biomasa Coste de generación eléctrica (c€2010/kWh) Coste de generación (c€2010/kWh) 6.000 horas netas de funcionamiento 30 Tecnología 2010 2020 2030 20 Escala – 10/20 MW. 17,7/20,0 16,8/18,7 16,0/17,7 Grupo b.6.1 10 Escala – 10/20 MW. 0 13,6/15,5 12,9/14,6 12,4/13,9 Grupos b.6.2, 2010 2015 2020 2025 2030 6.3, 8.1 Año de puesta en marcha Escala – 10/20 MW. 10,5/11,5 10,0/11,0 9,7/10,6 Biomasa (10-20 MW; b.6.1) Grupo b.8.2 Biomasa (10-20 MW; b.8.2) Escala – Biomasa (10-20 MW; b.6.2, 2 MW. 25,2/27,6 22,0/25,7 19,2/24,3 b.6.3, b.8.1) Grupo b.6.1 Biomasa (2 MW) - grupo b.6.1 Escala – Biomasa (2 MW) - grupos b.6.2, b.6.3, 2 MW. b.8.1, b.8.2 20,8/21,9 18,0/20,6 15,5/19,6 Grupos b.6.2, 6.3, 8.1 Fuente: Boston Consulting Group Escala – 2 MW. 16,9/17,5 16/15 15,6/12,8 Grupo b.8.2 Fuente: Boston Consulting Group La principal palanca para la reducción de costes normalizados de energía con biomasa en plantas con caldera y turbina es la mejora de la eficiencia, responsable de aproximadamente el 80% de la ba- jada del coste de generación. En concreto se estima una mejora de 0,4 puntos porcentuales por año en el rendimiento eléctrico de las plantas, en línea con la mejora histórica y la esperada para plantas de generación térmica maduras. Respecto a los costes de inversión, se espera una reducción alrededor del 5% cada 10 años en términos reales debido a la bajada de precios de los equipos principales y la es- tandarización de las tecnologías punteras. El coste de operación se reducirá un 8% entre 2010 y 2020 y otro 5% adicional entre 2020 y 2030. Esta evolución tendrá lugar como consecuencia de un menor coste de seguros y de personal, y de un coste constante de la biomasa. Menor coste de los seguros como consecuencia de una reducción de las primas de 168 Análisis por tecnologías riesgo medias, desde el 1,0% hasta el 0,5% de la Tabla 4.3.12. Costes normalizados de inversión, y de una menor inversión. energía térmica con biomasa La reducción esperada del coste de inversión en Coste de generación plantas de gasificación se puede estimar de acuer- (c€2010/kWh) do a una curva de aprendizaje del 96%, propia de instalaciones de generación eléctrica. El resultado es un ahorro del 7% hasta 2020 y del 13% hasta Residenc. Residenc. Industrial 2030 en términos reales, frente a los valores de Tecnología calor y calor calor 2010. El coste de operación se reducirá sobre el frío 20% entre 2010 y 2020 y otro 20% adicional entre 2020 y 2030. Esta evolución tendrá lugar como 25 kW 15,7 12,8 - consecuencia de un menor coste de mantenimien- to, de seguros y de personal, y de un coste cons- 200 kW 7,4 7,9 - tante de la biomasa. El coste de mantenimiento se reduce al 15% hasta 0,045 M€2010/MW, en lí- 500 kW 6,8 7,5 3,9 nea con los valores de plantas de ciclo de vapor. Aproximadamente 0,01 €2010/MW correspondería 1.000 kW - - 3,7 al mantenimiento de los motores y el resto al man- tenimiento del gasificador y otros. El rendimien- 2.000 kW - - 3,6 to de la planta tipo de gasificación aumentará 25 puntos básicos cada año desde 2010 hasta 2030, Fuente: Boston Consulting Group en línea con las estimaciones realizadas por los Tanto para los proyectos de generación térmica agentes del sector. como para los de eléctrica no se prevé que duran- No obstante la tecnología de gasificación es un pro- te el periodo se produzcan alteraciones técnico- cedimiento emergente, con una gran dispersión de económicas relevantes. costes en la actualidad y una gran incertidumbre Considerando el modelo anterior y considerando sobre su posible evolución en el futuro. Adicional- 7.500 horas de operación, los precios máximos que mente la gasificación, al igual que la tecnología podía pagar un productor eléctrico en 2010 según de ORC (Ciclo Rankine Orgánico), presenta gran la tecnología utilizada y la retribución recibida se disparidad de los costes normalizados de energía expresan en el siguiente gráfico, donde se han des- eléctrica en función del grado de aprovechamien- tacado los casos correspondientes a la retribución to térmico que pueda presentar en procesos de de las plantas abastecidas con biomasa no indus- cogeneración. trial (grupo b.6): La evolución esperada de los costes normaliza- dos de energía térmica con biomasa durante las próximas décadas permanecerá aproximadamen- te constante en términos reales salvo en el caso de generación de calor y frío. La siguiente tabla muestra el coste de generación medio estimado para 2020: 169 PER 2011-2020 Figura 4.3.10. Retribución vs precio biomasa 25 20 Retribución (c€/kWh) 15 10 b.6.2 10 MW b.6.1 10 MW b.6.1 < 2 MW C+T b.6.2 y b.6.3 > 2 MW gasif b.6.1 < 2 MW gasif 5 b.6.3 10 MW b.6.2 y b.6.3 > 2 MW 0 10 20 30 40 50 60 70 Precio biomasa (€/t) 2 MW 2 MW gasif 10 MW Fuente: elaboración propia a partir de los modelos y datos de BCG Particularizando para el esquema y niveles retri- butivos actuales, los precios a los que se podría comprar biomasa según el tipo de central de ge- neración son los siguientes: 170 Análisis por tecnologías Tabla 4.3.13. Precios de compra de biomasa Estos precios expresan lo que podría pagar un pro- según tipos de centrales de generación ductor de energía eléctrica por biomasa con un PCI de 3.000 kcal/kg puesta en planta (humedad en tor- Precio biomasa 10 MW 20 MW no al 20%). (€/t) (C+T) (C+T) Para calcular la biomasa disponible que podría movilizarse considerando que las plantas pueden b.6.1 (15,5084 c€/kWh) 64,45 79,85 pagar los precios antes mencionados, ha sido nece- sario introducir dentro de la herramienta de cálculo b.6.2 (11,3771 c€/kWh) 32,00 42,23 del potencial de biomasa los costes de obtención de biomasa asociados a los precios presentados b.6.3 (12,5148 c€/kWh) 41,02 52,68 anteriormente. Para ello, se ha detraído del valor del precio los costes de transporte adicionales y los b.8.1 (11,3771 c€/kWh) 32,00 42,23 márgenes estimados de los agentes que intervie- nen en la producción y logística de abastecimiento b.8.2 (6,8851 c€/kWh) 0,00 1,32 de biomasa a las plantas. Estos valores, en euros por tonelada seca (20% de humedad) se han trans- b.8.3 (8,4635 c€/kWh) 9,35 15,73 formado en costes por tonelada húmeda obtenida (45% de humedad). C+T: Caldera + Turbina. Considerando lo expuesto en el párrafo anterior y que las plantas de gran tamaño se situarán, gene- Precio biomasa 2 MW 2 MW ralmente, en el entorno de los 10 MW de potencia, (€/t) (C+T) (Gasificación) utilizando la herramienta de cálculo del potencial disponible de biomasa explicada en al apartado b.6.1 (16,8096 c€/kWh) 35,52 39,04 anterior, se ha evaluado la cantidad de biomasa por tipologías que podría movilizarse según el tipo b.6.2 (13,2994 c€/kWh) 13,74 8,80 de planta: b.6.3 (13,2994 c€/kWh) 13,74 8,80 b.8.1 (13,2994 c€/kWh) 13,74 8,80 b.8.2 (9,8177 c€/kWh) 0,00 0,00 b.8.3 (9,8177 c€/kWh) 0,00 0,00 C+T: Caldera + Turbina. Gasificación: Gasificador + Motor. Fuente: elaboración propia 171 PER 2011-2020 Tabla 4.3.14. Cantidad de biomasa por tipologías que podría movilizarse según el tipo de planta Tipo biomasa (t/año) 10 MW (C+T) 2 MW (Gasificación) 2 MW (C+T) Forestal árbol completo 391.462 0 0 Masa leñosa a implantar en terreno forestal 6.460.089 0 0 Masas herbáceas a implantar en terreno 0 0 0 agrícola Masas leñosas a implantar en terreno agrícola 2.876.476 793.743 248.160 Restos agrícolas herbáceos 9.652.772 0 0 Restos agrícolas leñosos 5.147.870 0 0 Restos de aprovechamientos madereros 430.173 0 0 Total 24.958.842 793.743 248.160 Nota: toneladas de biomasa al 45% de humedad y PCI de 2.100 kcal/kg. Fuente: elaboración propia Según los datos presentados como consecuencia del en el apartado 4.3.7, por procedencia de biomasa y cruce de ambos modelos, por un lado la movilización por centrales puras o de cogeneración, y los com- de biomasa para plantas de pequeña potencia sería paramos con la biomasa primaria movilizable de escasa y por otro, en el caso de restos forestales, acuerdo con los niveles de retribución actuales, se no podría utilizarse el gran potencial existente ni produce una discordancia que aparece presentada siquiera promoviendo plantas de gran tamaño. en las siguientes tablas: Si se despliega una hipótesis de desagregación de los objetivos de producción eléctrica establecidos Tabla 4.3.15. Cantidad de biomasa necesaria. Desagregación Biomasa (t/año necesarias) Total 2020 Centrales puras Cogeneración Cultivos energéticos 2.518.563 1.978.308 540.255 Biomasa agrícola 1.915.266 1.658.164 257.102 Biomasa forestal 2.283.926 1.872.222 411.703 Biomasa industrias agrícolas 1.879.815 1.189.677 690.138 Biomasa industrias forestales 1.264.785 749.447 515.338 Lejías negras 1.772.481 333.305 1.439.176 Total 11.634.836 7.781.124 3.853.712 Datos biomasa no industrial en toneladas en verde (45% de humedad) Fuente: elaboración propia 172 Análisis por tecnologías Dado que es previsible que las cogeneraciones de cogeneraciones con biomasa primaria se van a aso- mayor tamaño se realicen con biomasa de origen ciar a pequeños consumos térmicos en plantas de industrial, simplificando, se ha supuesto que las menos de 2 MW eléctricos. Tabla 4.3.16. Cantidad de biomasa necesaria. Comparación Centrales puras Cogeneración Biomasa movilizable vs necesaria (t/año) Movilizable Necesaria Movilizable Necesaria Forestal árbol completo 391.462 0 Masa leñosa a implantar en terreno forestal 6.460.089 0 1.978.308 540.255 Masas herbáceas a implantar en terreno 0 0 agrícola Masas leñosas a implantar en terreno agrícola 2.876.476 793.743 Restos agrícolas herbáceos 9.652.772 0 1.658.164 257.102 Restos agrícolas leñosos 5.147.870 0 Restos de aprovechamientos madereros 430.173 1.872.222 0 411.703 Total 24.958.842 5.508.695 793.743 1.209.060 Toneladas en verde (45% de humedad). Fuente: elaboración propia De la información de las tablas anteriores se des- • Por otro lado, los restos agrícolas herbáceos, aun prende que la mayoría de la biomasa potencial- siendo abundantes, tienen mercados paralelos mente movilizable con las retribuciones actuales muy fluctuantes que impiden a los proyectos corresponde a masas leñosas a implantar o a res- asegurar el abastecimiento en cantidad y precio tos agrícolas. Esto genera dos problemas a la hora durante toda la vida útil de las centrales. Por ello, de asegurar el abastecimiento de las centrales de en la actualidad, cuando se pretenden utilizar es- generación eléctrica: tos restos se promueven plantas mixtas capaces de valorizar restos forestales y en zonas con una • Las masas leñosas energéticas a introducir gran sobreabundancia de biomasa. no existen prácticamente en la actualidad, por tanto para alcanzar esta dimensión es necesa- Todo esto lleva a considerar que sería necesario rio primero conseguir una mayor receptividad movilizar, como mínimo, la biomasa procedente e implicación de los agentes correspondientes, de restos forestales y agrícolas asociada al coste en segundo lugar elaborar una serie de planes medio de dichas tipologías en España. y programas de implantación, y posteriormente esperar a que las masas nuevas produzcan la biomasa necesaria. Esto significa que no podrán considerarse como fuentes de suministro rele- vante durante los primeros años de vigencia del PER 2011-2020. 173 PER 2011-2020

4.3.5 — Barreras al desarrollo Los subproductos de industrias agroalimentarias

4.3.5 Barreras al desarrollo Los subproductos de industrias agroalimentarias (hueso de aceituna, orujillo, granilla de uva,…) han del sector abastecido tradicionalmente mercados de usos térmicos industriales y domésticos. El desarrollo Para poder identificar adecuadamente las barre- de las cogeneraciones con gas en las últimas dé- ras existentes en el sector de la biomasa se han cadas del siglo pasado sustituyeron estos usos en dividido las mismas en las distintas fases donde muchas industrias como las cerámicas. Ello puso se pueden encontrar. en el mercado importante cantidades de orujillo y otros productos promoviendo el desarrollo de a) Barreras para el uso de los recursos plantas de generación eléctrica, sobre todo en An- dalucía. Pero el desarrollo de la co-combustión en • Falta de vínculos entre productor de biomasa y países como Bélgica, Italia o Gran Bretaña desvió productor de energía. una importante cantidad de biomasa a exporta- Los proyectos de biomasa, especialmente los vin- ción, sobre todo hacía las centrales térmicas. culados con la producción eléctrica en centrales de El uso de paja de cereales como combustible en gran tamaño, están supeditados al aseguramiento plantas de producción eléctrica se encuentra de un suministro constante, en calidad, cantidad y siempre en competencia con los usos de la paja precio, de biomasa. En este sentido debe conside- para alimentación y cama de ganado. Dadas las rarse la fragmentación de la propiedad agrofores- grandes fluctuaciones anuales de la producción tal española y la deficiencia estructural que afecta de cereales, y por tanto de paja, las centrales de a muchas superficies agroforestales. Por ello, el biomasa deben tener esquemas de suministro suministro de biomasa puede estar vinculado a con combustibles alternativos y sistemas de lo- uno o varios productores, lo que aumenta el ries- gística que aseguren su abastecimiento. go de las inversiones y dificulta la promoción de Además, dado que las centrales de biomasa se proyectos, más aún si consideramos que todavía abastecen de los recursos próximos a su localiza- no existe un mercado maduro y fuerte de biomasa ción, la competencia por el recurso entre centrales dentro de nuestro país. cuya área de influencia se solape puede afectar a En muchas ocasiones el productor del recurso su viabilidad y seguridad de suministro elevando no realiza la aplicación energética y no existe un artificialmente los precios de la biomasa. vínculo contractual suficientemente fuerte para Por otro lado, y como se ha comentado, la com- asegurar el suministro. Esto obliga a reforzar petencia por el recurso también se produce en el estos vínculos mediante una colaboración man- ámbito internacional, con la particularidad de no tenida en el tiempo. existir un sistema retributivo, de precios o fiscal • Gestión del recurso en régimen de competencia. armonizados. La biomasa es uno de los pocos sectores dentro de • Estacionalidad en la generación del recurso. las energías renovables donde existe o puede existir Una gran parte de los recursos de biomasa exis- competencia entre los diversos agentes, energéti- tentes en nuestro país dependen de actividades cos o no, por conseguir el recurso. Los proyectos ajenas al aprovechamiento energético, con un de biomasa necesitan un suministro asegurado de marcado aspecto de estacionalidad. biomasa y para algunas de las materias primas uti- Los restos de cultivos herbáceos agrícolas (como lizadas existen mercados alternativos que influyen la paja) se generan exclusivamente en los periodos en el desarrollo de sus aplicaciones energéticas. de cosecha del cultivo principal, ya sea especies de Las astillas de madera, principalmente las pro- verano o de invierno. Esto supone que, por lo gene- cedentes de la industria forestal, han sido utili- ral, en periodos inferiores a tres meses, se genere zadas habitualmente por las fábricas de tableros la biomasa que luego deberá consumirse todo el aglomerados y tableros de fibra como base de su año. Esto mismo sucede si son cultivos energéti- producción. Durante los años noventa y principios cos, dado que en el momento de la “cosecha” se del siglo XXI, el gran desarrollo de la construcción obtendrá casi la totalidad de la producción anual. propició la expansión de las fábricas de tableros Las podas de olivos, viñedos y árboles frutales con una gran demanda de astillas de este origen. también son una fuente importante de biomasa Esta demanda disminuyó las posibilidades de uso (las “leñas agrícolas”) y generan gran cantidad energético de las astillas y frenó el desarrollo de de combustible en épocas del año muy concre- muchos proyectos. tas. Esto también puede suceder con los restos 174 Análisis por tecnologías forestales ya que el aprovechamiento madere- además de estar vinculados a los departamentos ro de los montes y su limpieza y conservación de agricultura o montes, también se regulan por se rigen por normas que impiden una actividad industria; y a todo esto se suma el distinto reparto continua durante todo el año, más aún cuando de competencias existente entre la Administración se consideran los problemas climatológicos de- Central y las Administraciones Autonómicas. La rivado de las lluvias que impiden la entrada de biomasa debe acopiarse en centros de tratamiento maquinaria en muchos de nuestros montes. y almacenamiento, y desde ellos debe distribuir- Los subproductos de las industrias agroforestales se entre los consumidores, esto obliga a tener en también están sometidos a la estacionalidad de la cuenta otros departamentos lo que aumenta su actividad industrial que los genera, algo que afecta complejidad. fuertemente a la producción española de biomasa Este hecho implica, además de las dificultades de si tenemos en cuenta que la industria oleícola tiene coordinación de las actuaciones, problemas a la un periodo muy marcado de actividad (invierno y hora de canalizar los criterios de actuación y los primavera) y es una de las fuentes más importan- fondos dedicados a actividades agroforestales y tes de biomasa industrial en España. a actividades energéticas, tanto en materia de La estacionalidad en la producción de biomasa restos agroforestales como para cultivos. aconseja, e incluso obliga, la promoción de cen- • Ausencia de incentivos para el desarrollo de la tros de acopio de biomasa donde centralizar su biomasa en origen. tratamiento y distribución. Los costes derivados tanto de la extracción de • Mercado inmaduro de biomasa. restos de operaciones silvícolas, atribuibles a la La inexistencia de un mercado desarrollado para gestión del monte, como de la implantación y de- muchos tipos de biomasa da lugar a la inexistencia sarrollo de masas leñosas con fines energéticos de unos precios de referencia, “de mercado”, que aportan amplios beneficios que van más allá de permitan establecer límites máximos y mínimos la aplicación energética, dado que el monte es un de oferta, regulados por la demanda y por los cos- fin en sí mismo y el carácter multifuncional de las tes de producción. Esto crea tensiones y discor- masas arboladas. Por otro lado, igualmente, en el dancias en precios, propias del posicionamiento ámbito agrícola la finalidad y actividad energéti- inicial de los agentes vendedores y compradores. ca supone aportar valor en diversas vertientes no • Falta de un marco regulatorio para el uso de las energéticas (actividad y desarrollo rural, desarro- microalgas. llo de nuevos mercados, creación de empleo, etc.). Los últimos desarrollos tecnológicos están am- La ausencia de incentivos fuera del ámbito ener- pliando el potencial de recursos de generación gético para obtención de biomasa en origen, que de biomasa a los cultivos de microalgas. Pero permitan afrontar estas actividades hace que, en dado su carácter innovador no están recogidos muchas ocasiones, zonas con alto potencial de en ninguna de las regulaciones e incentivos esta- aprovechamiento de la biomasa vean frenado o blecidos hasta el momento, como por ejemplo el mermado fuertemente su desarrollo. Régimen Especial de Producción Eléctrica. Esto • Autorizaciones para la gestión de residuos. impide la promoción de proyectos que sitúen en En algunas ocasiones, cuando se utilizan o gestio- fase comercial esta nueva fuente de biomasa. nan recursos de biomasa y residuos los titulares • Falta de coordinación entre las distintas adminis- de las instalaciones se ven abocados, en función traciones involucradas. de criterios particulares de ámbito geográfico, a Dada la heterogeneidad de las fuentes de biomasa convertirse en gestores de residuos para llevar a y de los distintos orígenes de la misma, el número cabo determinadas operaciones de valorización. de administraciones implicadas en su regulación y control es muy elevado. Los restos agrícolas así b) Barreras para el desarrollo tecnológico como los cultivos energéticos agrícolas dependen de los correspondientes departamentos de agri- • Competencia frente a combustibles convencionales. cultura y desarrollo rural; la biomasa originada en Los combustibles convencionales para usos tér- los montes (ya sean restos, aprovechamiento de micos utilizan tecnologías plenamente asentadas árbol completo o introducción de especies fores- y aceptadas industrial y socialmente. Esto im- tales con carácter energético) son competencia plica que la elección de un nuevo sistema, como de las administraciones forestales; los subpro- es la biomasa, genere reticencias en los clientes ductos procedentes de industrias agroforestales, potenciales, más aún cuando se trata de usos 175 PER 2011-2020 domésticos donde todavía no existe suficiente in- • Tecnologías comerciales para producción formación ni formación en el uso de esta energía eléctrica. renovable. El perfil de proyecto comúnmente promovido por El desconocimiento de estas tecnologías impide las empresas energéticas consiste en la genera- que los posibles usuarios de las mismas las con- ción eléctrica a condensación. Esta tecnología está sideren como una opción más a tener en cuenta limitada por su rendimiento en la transformación y en su toma de decisiones. Por ello, gran parte por un umbral técnico y económico que sólo per- de los gestores municipales, prescriptores y de mite su desarrollo para grandes centrales, pero los usuarios a nivel general no evalúan las posi- que a su vez genera problemas de suministro. bilidades de esta tecnología, a pesar de su alto grado de desarrollo para aplicaciones térmicas c) Barreras en las aplicaciones en edificios (edificios o redes de calefacción, sin o con cogeneración). De igual forma, el desconoci- • Apoyo económico a combustibles fósiles. miento de los usuarios industriales les hace optar Tanto para producción eléctrica, a través de la pri- por soluciones menos rentables y más contami- ma para cogeneración con combustibles fósiles, nantes en lugar de elegir sistemas de biomasa como para producción térmica, mediante líneas para uso térmico, con o sin cogeneración. de ahorro y eficiencia o ayudas a la sustitución Además, este desconocimiento se extiende a las de calderas de carbón por otras de gasóleo C o entidades financieras que ven con recelo su apoyo gas, existen diversas líneas de apoyo económico a una tecnología que no conocen suficientemente, a instalaciones que emplean combustibles fósi- tanto para grandes proyectos como para peque- les y que compiten directamente con las energías ñas instalaciones. renovables. En el caso de producción eléctrica, • Falta de desarrollo tecnológico, implantación y ma- actualmente las primas para instalaciones de co- durez para determinadas tecnologías y proyectos. generación con gasóleo C o gas natural en plantas Aunque actualmente existen varios proyectos de pequeña potencia igualan e incluso superan, en de investigación y desarrollo en el ámbito de los algunos casos, a las establecidas para instalacio- cultivos energéticos a nivel nacional, regional y nes homólogas abastecidas con biomasa. local, estas experiencias requieren un cierto pe- Esto hace que los apoyos empleados para el fo- riodo de años para obtener resultados concluyen- mento de las energías renovables vean mermada tes. A pesar de ello, existen proyectos que están su capacidad de promoción de proyectos, ya que planteados con cultivos energéticos y que están las ayudas dadas a sus competidores directos de terminando sus estudios en campo sobre el tema. origen fósil tiene valores altos y en algunos casos No obstante, todavía existen puntos poco de- (sustitución de calderas de carbón por gas natural) sarrollados en el proceso de aprendizaje sobre incluso superiores a los de las energías renovables. implantación de cultivos energéticos (genética, A esto debe añadirse que algunas empresas del itinerarios de cultivos, maquinaria y métodos de sector energético están lanzando programas aprovechamiento) y de gestión de restos foresta- propios de promoción de instalaciones con finan- les y agrícolas (maquinaria y métodos). ciaciones sin coste para el usuario o incluso sin La falta de desarrollo de ciertas aplicaciones al- costes de instalación o de alta de los contratos. ternativas a la combustión (motor Stirling, ciertos Para ahondar más aún en esta cuestión, en mu- procesos de gasificación, etc.), o de referencias de chos casos existen dificultades para realizar una proyectos en operación (ciclos ORC, ciertos proce- ágil tramitación de las ayudas de renovables o sos de gasificación, torrefacción, etc.) plantea dudas los plazos de estas ayudas a fondo perdido son sobre su capacidad a los usuarios potenciales. mucho más cortos que para convencionales (lle- Algunas de las tecnologías utilizadas para biomasa gando incluso a existir dos meses para solicitar de forma específica, como la gasificación o los ci- ayudas a renovables mientras que las ayudas a clos ORC, no han conseguido desarrollar suficientes convencionales están abiertas todo el año). proyectos a nivel comercial que permitan demostrar • Falta de tradición en el uso de biomasa térmica la viabilidad técnica y económica de la tecnología. por parte de los agentes sociales. Además en España existe una escasa experien- Mientras en otros países europeos el uso de bio- cia en procesos de co-combustión, muy desarro- masa térmica para calefacción y producción de llados en otros países europeos pero todavía en ACS es una aplicación conocida y utilizada co- estudio en nuestro país. múnmente, en España estos usos han quedado 176 Análisis por tecnologías relegados a chimeneas y estufas durante muchos El desarrollo de una planta de biomasa, una vez años. Ello ha dado lugar a un gran desconoci- que se ha tomado la decisión de construirla, puede miento de estas tecnologías, tanto para usuarios demorarse un mínimo de dos años y las razones domésticos como para técnicos de las distintas se explican principalmente en el tiempo necesario administraciones, generando desconfianza de las para la promoción de la instalación que es signifi- prestaciones, rendimientos energéticos, suminis- cativamente superior a lo necesario en otras tec- tro del combustible, aspectos medioambientales, nologías renovables. La necesidad de un periodo evoluciones de precios, etc. mayor de tiempo para la promoción de proyectos Por ello, para numerosos agentes sociales plan- derivado de la complejidad en la tramitación de tearse la aplicación térmica de combustibles no permisos, algo que afecta a todas las energías convencionales presenta escasa relevancia frente renovables, se une a la falta de experiencia de a problemas más inmediatos de su actividad. las administraciones públicas y a la diversidad de Además, la inexistencia de redes de calefacción competencias administrativas de los proyectos de en España como fórmula habitual de obtener este biomasa. Otros factores que demoran el proceso servicio, unido al déficit cultural a nivel de admi- son la solicitud del punto de conexión y la dificul- nistraciones, promotores y usuarios, hace que los tad de obtención de los permisos. planteamientos de este tipo de proyectos sean • Deficiencia en las líneas eléctricas para la eva- difíciles de introducir en los decisores locales, cuación de la energía eléctrica generada con regionales y nacionales. biomasa. Respecto a las aplicaciones industriales, este El acceso a la red eléctrica en las condiciones desconocimiento de las posibilidades de la bio- actuales supone un serio problema para la viabi- masa térmica para procesos y cogeneración lidad de determinados proyectos, especialmente genera también desconfianza sobre las presta- de aquellos que están más aislados y/o son de ciones reales de su aplicación. menor potencia. • Escasa rentabilidad económica en relación al Debe recordarse que los proyectos de biomasa riesgo para algunos inversores. se sitúan próximos a donde está el recurso, algo La rentabilidad económica de una inversión está que en muchas ocasiones implica la implantación íntimamente relacionada con el riesgo que percibe de centrales en zonas con una densidad muy baja el inversor de acuerdo con la información que dis- de líneas de alta tensión, limitando la potencia pone sobre el proyecto. Por un lado, cuanto mayor que puede instalarse. En este sentido, aparece es el proyecto más biomasa necesita y mayor es la una competencia directa con las instalaciones inseguridad de suministro, en cantidad, calidad y fotovoltaicas o eólicas que también se sitúan en precio, parámetros básicos para el desarrollo del las mismas zonas rurales. mismo. Por otro lado, la falta de información de • Barreras a la introducción de la cogeneración con las entidades financieras respecto a los procesos biomasa. asociados con la producción, suministro y uso de Las dificultades para combinar proyectos de ge- la biomasa para generación eléctrica, o térmica, neración eléctrica y usos térmicos en numerosas genera una percepción de inseguridad y por tanto ocasiones se deben a la dificultad para encontrar de aumento del riesgo. oportunidades realistas de utilizar la energía tér- Esta sensación en los inversores hace que en mu- mica producida. Los requerimientos establecidos chos casos no se encuentre la financiación necesa- en el Régimen Especial para obtener la prima de ria para el desarrollo de plantas, en otros da lugar cogeneración, implican alcanzar unos niveles de a la petición de unas garantías (avales, etc.) no consumo de la parte térmica que o bien se cum- asumibles por el proyecto y en los demás implica plen limitando la potencia eléctrica instalada o unas exigencias de rentabilidad muy altas, que da- bien obligan a plantear los proyectos sin la prima das las actuales retribuciones de la energía eléc- para cogeneración, salvo en algunas industrias trica generada con biomasa no pueden alcanzarse. agroforestales muy definidas. • Complejidad y demora de los trámites • Dificultades para el despegue de la co-combustión. administrativos. Después de la cogeneración, la tecnología para Los trámites para la construcción y operación de generación eléctrica con biomasa más eficiente plantas, especialmente en el caso de energías es la desarrollada mediante co-combustión. Pero renovables, son múltiples, largos, complejos y son pocas las empresas con centrales térmicas de no armonizados. carbón donde pueda implantarse esta tecnología, 177 PER 2011-2020 y el perfil de estas empresas (grandes compañías energético de productos, subproductos o restos. La eléctricas) es ajeno al ámbito de generación del necesidad de un suministro estable y garantizado recurso necesario para abastecerlas. Esto im- durante la vida de las instalaciones debería asegu- plica reticencias de las grandes instalaciones de rarse mediante planes de aprovechamiento donde combustión a usar otros combustibles no conven- queden establecidos los productos energéticos pro- cionales, principalmente por desconfianza de la cedentes de biomasa que van a generarse durante garantía de suministro y por quedar condicionada todo el periodo de planificación dentro del marco la aplicación de la biomasa al régimen de funcio- administrativo y económico necesario (SBM-007). namiento de la central según mercado. • Impulso a la regulación y normalización de los • Limitaciones técnicas establecidas en el Régimen combustibles de biomasa. A través de la elabo- Especial. ración de los reglamentos y normas necesarios En el RD 661/2007 que regula el actual Régimen para la normalización de los distintos tipos de Especial se establecieron una serie de limita- biomasa para usos domésticos. Esto permitirá la ciones que pretendían evitar el uso abusivo de mejora de la calidad de la biomasa y desarrollo de ciertos combustibles convencionales o de los me- procedimientos para su control (SBM-005). canismos de hibridación con renovables. • Análisis de acciones de optimización técnico- Pero estas limitaciones también han impedido económicas del transporte de biomasa en cola- la mejora de los sistemas de producción, que en boración con las CCAA y la Administración Local. algunas circunstancias justifican sobrepasar es- Estudio de actuaciones que permitan el transpor- tos límites. Este es el caso del uso del gas natural te de biomasa de forma más eficaz incidiendo en (menor del 10% de la energía primaria) cuya libe- mejoras de la red viaria y en la normativa asocia- ración del límite permitiría ciclos más eficientes da a las mismas, así como en los sistemas y mé- bajo ciertos esquemas de operación. Así mismo, la todos de transporte. Esta medida implicará una limitación al uso conjunto de biomasa (50%) con so- disminución en el coste de transporte (SBM-006). lar en las hibridaciones de tipo 2 del RD 661 impide • Reconocimiento expreso de las microalgas como el aprovechamiento de los recursos combinados de biomasa en el Régimen Especial. Para impulsar la energía solar y la biomasa en todo su potencial. la evolución de los nuevos combustibles deriva- dos de biomasa se propone la realización de las

4.3.6 — Actuaciones propuestas correspondientes modificaciones en la legislación

4.3.6 Actuaciones propuestas correspondientes modificaciones en la legislación vigente de forma que cubran estas nuevas capa- Para la elaboración de las propuestas se han anali- cidades de generación (HEL-004). zado las barreras según la fase del aprovechamien- • Modificación de la normativa sobre límites de emi- to de la biomasa existiendo acciones dirigidas a la sión de gases adaptándolo para las instalaciones movilización y gestión del recurso y otras dirigidas de biomasa. Las características de la biomasa a las aplicaciones del mismo, ya sean térmicas o como combustible y de los sistemas específicos eléctricas, considerando tanto la fase de producción para su valorización energética implican que, en de la energía como la de consumo. términos generales, las emisiones de los mismos no sean comparables a las provocadas por el uso Como criterio general aplicable a las diferentes de combustibles fósiles. Por ello, deberían esta- propuestas se considera necesario el estableci- blecerse unos valores específicos para el caso miento de un orden de prelación de los usos de bio- de biomasa, regulados de forma independiente masa favoreciendo los usos más eficientes. Aunque a los combustibles fósiles y que no la penalice la biomasa es una energía renovable, su producción respecto a estos. Todo ello, garantizando que el anual y, por tanto su disponibilidad de consumo, es desarrollo de la biomasa para usos térmicos no limitada. Por ello, la planificación y promoción del contribuirá a un empeoramiento de la calidad del uso de biomasa debería primar las aplicaciones aire en zonas urbanas (HGL-008). más eficientes, como los consumos térmicos, fren- • Acceso y conexión a la red eléctrica en régimen te a soluciones con menor rendimiento. especial para P < 1 MW. El desarrollo de proyectos de pequeña potencia con biomasa es clave para Propuestas normativas lograr un impulso decidido en la generación eléc- trica con esta fuente renovable. La complejidad • Impulso normativo de los planes plurianuales de para la conexión a la red de estos proyectos es aprovechamientos forestales o agrícolas con uso equivalente a la derivada de grandes proyectos 178 Análisis por tecnologías pero su incidencia en la viabilidad y desarrollo del evitadas a través de una reglamentación espe- proyecto es mucho mayor. Por ello, teniendo en cífica de ayudas que equipare todas las posibles cuenta las regulaciones equivalentes para otras subvenciones estableciendo un adecuado intervalo aplicaciones, se cree necesario el desarrollo de un de ayudas según tipología de proyecto (HTE-002). Decreto de conexión a la red eléctrica en régimen • Sistema de ayudas e incentivos a los usos térmi- especial para P < 1 MW. En este aspecto se actuará cos. A fin de optimizar los sistemas de apoyo a principalmente en los sistemas de cogeneración, las instalaciones térmicas se pretenden combinar considerando no sólo los usos térmicos industria- los programas de ayudas a la inversión con un les sino también otros como el abastecimiento de sistema de incentivos, a través de empresas de las demandas térmicas de los edificios. (HEL-005) servicios energéticos, que impulse los proyectos • Simplificación de trámites normativos para obten- de biomasa tanto en el sector doméstico y edifi- ción de permisos y acceso a redes de las energías cios como en el sector industrial (HTE-002). renovables. Como ya se ha explicado es necesario • Ayudas a la I+D+i. El desarrollo de nuevos pro- facilitar la realización de proyectos de biomasa en totipos que mejoren el rendimiento así como el el lugar de origen. Dado que actualmente la de- impulso de nuevos procesos de producción de mora en los trámites pone en riesgo el desarro- combustibles renovables, como la torrefacción, llo final de los proyectos, se hace necesaria una necesitan líneas específicas dentro de los progra- urgente simplificación de trámites que, además, mas de apoyo a la I+D+i y las líneas de innovación en la línea de lo recogido en la Directiva 28/2009, y demostración (HGL-011 y HGL-010). equipare a España con otros países europeos. Se • Ayudas a proyectos de producción eléctrica no incluye aquí la reducción de barreras administra- incluidos en el Régimen Especial, como las apli- tivas a proyectos de I+D+i (HEL-011 y HEL-012). caciones de biomasa de pequeña potencia con • Establecimiento y publicación del sistema de cer- motores Stirling, aisladas de la red o acogidas al tificación de biomasa expuesto en el RD 661/2007 esquema de “balance neto” (HEL-001). para control de las instalaciones de biomasa y elaboración de estadísticas. Este sistema estará Propuestas de financiación completado con las actividades que está realizan- do el Comité Forestal para armonizar los certifi- • Fomento de las empresas de producción y logística cados de biomasa en las distintas Comunidades de biomasa a través de líneas de apoyo y finan- Autónomas (SBM-010). ciación, con la finalidad de incorporar a entida- • Desarrollo de un marco normativo y regulatorio des financieras. A fin de desarrollar un mercado adaptado a la introducción de las instalaciones de maduro de la biomasa, se estudiará la adecuada biomasa en el sector edificios, donde se tengan en canalización de los actuales incentivos regionales cuenta las ventajas que supone su implantación. para el desarrollo de una estructura productiva en Para ello, se realizarán las correspondientes mo- el sector de la biomasa mejoraría el desarrollo dificaciones y ampliaciones en el Código Técnico de la economía rural. Para generar un sistema de la Edificación, en la certificación energética estable a nivel empresarial se plantea respaldar de edificios y en el Reglamento de Instalaciones una línea de financiación gestionada por entida- Térmicas en la Edificación (HGL-014, HGL-016, des financieras privadas mediante acciones tales HTE-003 y HTE-005). como la reducción de las garantías exigidas (por • Establecimiento de un sistema de certificación y ejemplo, mediante líneas de avales o sociedades cualificación de instaladores, que asegure la co- de garantía recíproca), la cobertura de parte del rrecta ejecución de las instalaciones de biomasa tipo de interés, etc. Considerando la fragmen- (HGL-007). tación de la propiedad agroforestal en España, así como el déficit estructural de este sector, se desarrollarán estímulos a la creación de agru- Propuestas de subvención paciones de propietarios forestales y agrícolas • Incorporación del área de biomasa a las líneas de que permitan una planificación adecuada de los ayudas con combustibles fósiles, en régimen, al aprovechamientos y por consiguiente una mayor menos, de igualdad. Como ya se ha mencionado eficacia en el suministro (HGL-012). en el aparatado de las barreras, la falta de unifor- • Desarrollo de un programa para la investigación midad en las ayudas a los usos térmicos implica y desarrollo tecnológico de nuevos prototipos, por situaciones descompensadas que deberían ser ejemplo, equipos térmicos (HGL-002). 179 PER 2011-2020 • Desarrollo de programas específicos de pro- Propuestas de primas/tarifas a producción moción de proyectos de desarrollo tecnológico renovable o demostración, referidos a las diversas carac- terizaciones de combustibles y en las distintas • Estudiar y analizar el actual marco retributivo para fases de actividad, relacionadas con biomasa. De las instalaciones de producción de energía eléc- acuerdo con lo expuesto en el apartado de barre- trica abastecidas con biomasa y adaptación a las ras, el impulso de tecnologías más eficientes es condiciones actuales y previstas dentro del mar- uno de los pilares para el cumplimiento de los co de desarrollo de Plan de Energías Renovables objetivos de biomasa, planteándose el diseño de 2011-2020, especialmente para las instalaciones programas de permitan ofertar a las industrias menores de 2 MW de potencia, sobre todo aquellas españolas productos adecuados para los nuevos ligadas a aplicaciones de cogeneración en secto- proyectos o mercados (HGL-013). res difusos, tanto industrial como las destinadas • Desarrollo de un programa para proyectos de tec- a actividades no industriales, de acuerdo a lo es- nologías maduras que encuentran barreras para tablecido en la Directiva 2009/28/CE (HEL-015). su desarrollo (HGL-012). • Modificación de las limitaciones de uso de gas na- • Desarrollo de un programa de medidas para la tural en plantas de generación eléctrica con bio- incorporación del sistema financiero a la finan- masa y de uso de biomasa en hibridaciones con ciación de proyectos de biomasa. La experiencia energía solar para generación eléctrica. Las actua- adquirida ha permitido establecer que en el caso les limitaciones para la inclusión de instalaciones de los proyectos de biomasa las acciones dedi- dentro del régimen especial dan lugar a proyec- cadas a favorecer la financiación de proyectos tos menos eficientes por lo que se recomienda la ha logrado resultados muy positivos en un corto eliminación de estas limitaciones sustituyéndolas periodo de tiempo, aún en tiempos de crisis fi- por una correcta retribución de cada contribución nanciera. Por ello, se considera una opción espe- según la fuente renovable (HEL-004 y HEL-015). cialmente deseable replicar programas piloto de financiación pública, como los programas Biom- Propuestas de información/formación casa, Geotcasa y Solcasa, que posteriormente se • Promocionar la biomasa y los sistemas de calefac- pretende tengan su continuación a través de enti- ción centralizada a través de ordenanzas munici- dades financieras, convirtiéndose en un producto pales. Ante el éxito obtenido con las ordenanzas más del mercado financiero (HTE-007). solares se plantea como medio para impulsar las • Promoción de las sociedades de servicios ener- aplicaciones en edificios de la biomasa el uso de géticos dentro del ámbito de biomasa. Las ESEs ordenanzas municipales (HGL-005). son uno de los medios para la introducción de • Propuestas de difusión para aplicaciones térmi- la biomasa en el ámbito de los usos térmicos ya cas de la biomasa doméstica e industrial, dando a que eliminan todas las incertidumbres sobre se- conocer sus particularidades técnicas, económi- guridad de suministro y mantenimiento que tie- cas, etc. a la amplia variedad de agentes que es nen los usuarios finales. Por ello, su promoción necesario que tomen decisiones y actúen para que puede ser uno de los pilares para el despegue la biomasa se desarrolle en todas sus vertientes. de las aplicaciones de la biomasa en el sector Campañas específicas para la introducción de es- residencial y edificios. La promoción de estas tufas eficientes de pelets (HGL-004). ESEs se realizará tanto por la vía de programas • Impulso de la formación en biomasa del personal de financiación e incentivos como por la vía de de las distintas administraciones públicas. Una de normativas adecuadas que favorezcan y regulen las causas que impiden la implantación de la bio- su introducción en el mercado. Dicha promoción masa y su desarrollo es el desconocimiento de esta se llevará a cabo tanto integrada en los progra- fuente energética y sus aplicaciones por parte de mas y acciones de carácter general destinados a los técnicos y decisores de las distintas administra- consolidar esta figura en el ámbito de la eficiencia ciones. Al igual que se ha realizado para el fomento energética y/o de las energías renovables como de los sistemas de ahorro y eficiencia energética a través de mecanismos específicos relativos a se plantea la impartición de cursos dirigidos a este biomasa (HTE-004 y HTE-001). sector que doten de la información necesaria a los distintos técnicos y decisores de las Administracio- nes General, Regional y Local. Su formato podría 180 Análisis por tecnologías ser similar al diseñado para los cursos de ahorro enfocará en el reparto del esfuerzo económico y eficiencia energética (SBM-008). entre los agentes públicos que se benefician de las mismas a fin de solventar las barreras Propuestas de planificación ligadas al suministro de biomasa en cantidad, calidad y precio, especialmente en centrales de • Redefinición e impulso de la Comisión Intermi- generación eléctrica. Dado que la implantación nisterial de la Biomasa, dinamizada desde una de cultivos energéticos constituye una de las ba- visión multifuncional de la actividad y que permita ses para la movilización de biomasa en el futuro, complementar equilibradamente los esfuerzos con la consiguiente mejora tanto medioambien- desde la AGE. Establecimiento de mecanismos tal como económica de los sectores agroforesta- adicionales de coordinación con las CCAA a través les, la incentivación de su producción y uso desde de la participación de los organismos regionales el ámbito forestal, agrícola y del desarrollo rural correspondientes dentro de ésta (SBM-004). ayudará a paliar esa barrera (SBM-003). • Integración de la biomasa dentro de los edificios – Análisis de los instrumentos necesario a para públicos. Dado el carácter ejemplarizante de las la mejora del marco económico para instala- administraciones públicas se considera que los ciones que utilicen como combustible restos de edificios vinculados a las mismas deben ser un operaciones forestales o cultivos agrícolas, así punto de partida para la expansión de las aplica- como biomasa procedente del aprovechamiento ciones térmicas de la biomasa (HTE-006). del árbol completo de masas forestales existen- tes. Este análisis se enfocará en el reparto del Propuestas de estudios esfuerzo económico entre los agentes públicos que se benefician de las mismas y en solventar • Seguimiento de los mercados de biomasa a nivel las barreras ligadas al suministro de biomasa internacional en coordinación con todos los agen- en cantidad, calidad y precio, especialmente en tes del sector. Al no existir un mercado armonizado centrales de generación eléctrica. Dado que el de la biomasa, especialmente grave en el caso de uso de restos procedentes de actividades agro- la Unión Europea, se hace necesario un segui- forestales y el uso del árbol completo de masas miento coordinado de todos los agentes del sector forestales existentes no sólo constituye una de que permitan actuar ante las fluctuaciones de la las bases para la movilización de biomasa en el oferta y la demanda internacional, fomentando el futuro sino que permite facilitar las actividades uso nacional de la biomasa a través de los meca- de prevención de incendios y plagas, así como nismos de mercado flexibles y ágiles (SBM-009). otras acciones de mejora tanto medioambiental • Análisis de instrumentos de fomento de los cultivos como económica de los sectores agroforestales, energéticos forestales. Como se ha visto en los es- la incentivación de su producción y uso desde el tudios de potencial, el 17% del potencial disponible ámbito forestal, agrícola y del desarrollo rural se basa en la implantación de masas forestales ayudará a paliar esa barrera (SBM-002). con aprovechamiento energético. Para poder ge- nerar este potencial es necesario realizar los co- rrespondientes programas de introducción dentro 4.3.7 Objetivos del marco administrativo y económico necesario. Para ello se analizarán los medios legales y econó- La formulación de objetivos en el área de biomasa micos necesarios. Estas actuaciones se definirán se ha dividido inicialmente según sus aplicaciones de acuerdo a objetivos económicos, energéticos, básicas: biomasa térmica y biomasa eléctrica. medioambientales y sociales (SBM-001). Para esta formulación se han establecido una serie de • Integración de los objetivos de fomento de la bio- hipótesis iniciales. Estas hipótesis sólo deben conside- masa con los aspectos ambientales en las políti- rarse, a título informativo, como bases de cálculo para cas nacionales, autonómicas y locales, analizando la obtención de los objetivos finales. En ningún caso la mejora de su marco económico: se consideran previsiones de la forma de evolución – Análisis de los instrumentos necesarios para la de las aplicaciones de la biomasa, sino que permiten mejora del marco económico para instalaciones establecer cuáles serán los objetivos finales conside- que usen biomasa procedente de masas foresta- rando una entre las muchas formas de alcanzarlos. les a implantar o cultivos agrícolas, herbáceos o leñosos, con fines energéticos. Este análisis se 181 PER 2011-2020 a) Objetivos de biomasa térmica La fuente de datos indicada permite establecer el siguiente gráfico, dividiendo el consumo en el Estos objetivos se han elaborado analizando los ba- sector industrial y el consumo en usos diversos lances de consumo final de biomasa por sectores del (principalmente en el sector doméstico): MITyC, mediante el estudio y división de los distin- tos periodos de evolución del consumo de biomasa térmica entre 1973 y 2008, que sirve de base para analizar las tendencias de crecimiento considerando la aplicación de las actuaciones propuestas. Figura 4.3.11. Consumo final biomasa Miles 4,0 3,5 3,0 2,5 (ktep) 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 Año Industria Usos diversos Consumo final Fuente: elaboración propia y datos MITyC Como puede verse, tanto en la evolución del consu- mo total, como en la evolución por sectores, existen varios periodos claramente diferenciados. Consumo de biomasa en el sector doméstico Segregando los datos de usos diversos y repre- sentando el correspondiente gráfico separado por subsectores se obtiene el siguiente gráfico: 182 Análisis por tecnologías Figura 4.3.12. Evolución biomasa térmica (otros usos) Miles 3,0 2,5 2,0 (ktep) 1,5 1,0 0,5 0,0 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 Año Agricultura y pesca Comercio, servicios y admin. públicas Usos domésticos Usos diversos Fuente: elaboración propia y datos MITyC Puede comprobarse el gran peso relativo cuanti- ello da lugar a una estabilización en el consumo tativo de los consumos domésticos en este sector. iniciándose un crecimiento incipiente del mismo. Estos consumos, inicialmente tradicionales, con A partir de 2003, hasta 2008, se comprueba el mo- equipos poco eficientes tuvieron un periodo de derado inicio del despegue del mercado de biomasa abandono y sustitución por instalaciones basadas térmica moderna para usos domésticos, aplicacio- en energías convencionales (gasóleo C y gas na- nes en agricultura y desarrollos en la Administra- tural principalmente) durante dos décadas (1973 ción Pública y el sector servicios. a 1995). Esta reducción del consumo de biomasa supuso una disminución de casi un tercio del con- Este último periodo apunta la tendencia actual de sumo existente en 1973. crecimiento, apoyada por las líneas de ayudas y fi- nanciación preferente existentes, los cambios en el Existe un segundo periodo de estabilización y apa- marco regulatorio de instalaciones térmicas (RITE, rición de nuevas aplicaciones entre 1995 y 2003. CTE y calificación energética) y la evolución de la Este periodo se caracteriza por el inicio de una pro- producción de pelets a usos en edificios y bloques ducción de pelets dedicado fundamentalmente a de viviendas. viviendas unifamiliares y el desarrollo de los prime- ros proyectos de biomasa térmica con tecnologías Utilizando la tendencia de crecimiento establecida modernas en edificios y redes de calefacción cen- en los últimos años podemos extrapolar las previ- tralizada como las construidas en Cuéllar y Molins siones de consumo para los próximos años, hasta de Reig. Además empiezan a desarrollarse los usos 2020, obteniendo el siguiente gráfico: de biomasa en edificios públicos, servicios y apli- caciones del sector agrícola (invernaderos). Todo 183 PER 2011-2020 Figura 4.3.13. Usos diversos 2.450 2.400 2.350 2.300 (ktep) 2.250 2.200 2.150 2.100 2.050 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año Usos diversos Fuente: elaboración propia y datos MITyC Esta evolución lleva a un consumo previsto para 2020 en el sector de usos diversos de 2.430.000 tep con un aumento relativo del consumo de un 12% respecto a 2008. Consumo de biomasa en el sector industria Segregando los datos de industria y representando el correspondiente gráfico separado por subsecto- res obtenemos: 184 Análisis por tecnologías Figura 4.3.14. Evolución consumo en industria Miles 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 (ktep) 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 Año Industria Extractivas (no energéticas) Alimentación, beb. y tabaco Textil, cuero y calzado Pasta, papel e impresión Química Minerales no metálicos Siderurgia y fundición Transformados metálicos Construcción Resto industria (madera, corcho, muebles y otras Fuente: elaboración propia y datos MITyC Dentro del sector industria los subsectores más Podemos distinguir tres periodos de evolución. Uno significativos en cuanto a consumo de biomasa son: inicial de 1973 a 1985 donde las fluctuaciones en las industrias forestales, tanto del papel como de • Pasta, papel e impresión. la madera, marcaban claramente la tendencia del • Resto de industria. Entendiendo como tal las consumo de biomasa. aportaciones del subsector madera, corcho y muebles fundamentalmente. A partir de 1985 y hasta el año 2000 el incremen- • Alimentación, bebidas y tabaco. to sectorial y el inicio del uso generalizado de los • Minerales no metálicos. subproductos del sector de la industria de la made- ra provoca un aumento del consumo de biomasa, a El resto de subsectores tienen aportaciones poco pesar de la ligera disminución relativa del consumo significativas aunque, en conjunto, no pueden en la industria agroalimentaria y de pasta y papel. subestimarse. Durante este periodo la industria de pasta y papel, En general las fluctuaciones en el consumo de bio- así como las cerámicas, centran sus inversiones de masa térmica para la industria han estado ocasio- desarrollos de cogeneración con gas, lo que limita nadas por las variaciones en la producción de los el crecimiento del consumo de biomasa. subsectores mencionados influyendo, en algunos Desde el año 2000 hasta 2008 los crecimientos casos, la entrada de la cogeneración con gas en en el consumo de biomasa han estabilizado su industrias. 185 PER 2011-2020 tendencia creciente en los principales subsec- agroalimentario permite establecer un previsible tores, pero los cambios producidos a partir de crecimiento de la cogeneración con biomasa en 2005 en algunas empresas destacadas del sec- el sector industrial. tor pasta y papel hacia grandes inversiones en Utilizando la tendencia de crecimiento desde el año cogeneración con biomasa dan lugar a grandes 2000, e incluso desde 1985, se presentan las si- expectativas de crecimiento de estas aplicacio- guientes previsiones de consumo para los próximos nes. Este hecho, unido a los nuevos proyectos de años, hasta 2020: cogeneración para plantas de pelets y en el sector Figura 4.3.15. Previsión de consumo de biomasa en el sector industrial 2.000 1.800 1.600 1.400 1.200 (ktep) 1.000 800 600 400 200 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año Industria Fuente: elaboración propia y datos MITyC Esta evolución lleva a un consumo previsto para 2020 en el sector de industria de 1.773.000 tep con un aumento relativo del consumo de un 20% res- pecto a 2008. En cualquier caso la evolución del consumo de bio- masa en los sectores industriales se encuentra ín- timamente ligada a la marcha económica general y a la de los sectores usuarios en particular. Formulación de objetivos Como consecuencia de lo anterior, se han estable- cido los siguientes objetivos al 2020: 186 Análisis por tecnologías Tabla 4.3.17. Objetivos de energía final • Ciclo Rankine con extracción de vapor. Utilizado bruta a 2020 en grandes instalaciones, a partir de 10 MWe, principalmente en el sector pasta y papel y en Incremento algunas industrias agroalimentarias (alcohole- Total 2020 Energía final bruta 2011-2020 ras, etc.). (tep) (tep) • Gasificación. Utilizado en instalaciones inferiores a 10 MWe con consumos moderados de energía Biomasa industria 320.000 1.773.000 térmica e importante producción eléctrica. • Ciclo Rankine Orgánico. Utilizado en instalaciones Biomasa usos con gran demanda térmica estable durante el año 228.000 2.430.000 diversos (edificios) y baja producción eléctrica. Potencias eléctricas inferiores a 5 MWe. Total 548.000 4.203.000 Para poder establecer los crecimientos de potencia Fuente: IDAE entre estos tipos se ha realizado una segregación de la evolución de la demanda térmica en los sub- Respecto a las aplicaciones, la implantación de sectores donde se prevé el uso de cogeneración: tecnologías modernas para la biomasa térmica en edificios y los desarrollos tecnológicos en gasifica- • Pasta, papel e impresión. ción y ciclos ORC para la implantación de cogene- • Madera, corcho y muebles, incluyendo plantas raciones hacen prever para los próximos años una de pelets. importante expansión de la biomasa en el sector • Alimentación, bebidas y tabaco. térmico en edificios e instalaciones industriales. Por consiguiente, en los próximos años además de avanzar en una mayor aportación cuantitativa de la biomasa, se producirá un cambio cualitativo a tecnologías actualizadas y eficientes. b) Objetivos de biomasa eléctrica A efectos de cálculo se establece una distribución entre centrales de generación y proyectos de co- generación sin carácter vinculante. Desarrollo de centrales de generación con biomasa Considerando una media cercana a los 15 MW por planta, la realización en torno a 35 plantas duran- te todo el periodo de planificación equivale a un incremento de potencia instalada de 518 MW, con una generación aproximada de 6.000 horas/año, produciendo alrededor de 3.110.000 MWh al año de energía eléctrica. Desarrollo de la cogeneración De acuerdo con los análisis realizados para esta- blecer los objetivos de biomasa térmica en el sec- tor industria, se supone que una parte importante de este consumo se realice mediante sistemas de cogeneración. Los sistemas de cogeneración utilizados depen- derán del tipo de establecimiento industrial y de los consumos térmicos del mismo. Se establecen como hipótesis básicas simplificadoras: 187 PER 2011-2020 Figura 4.3.16. Consumo térmico por subsectores 800 700 600 500 (ktep) 400 300 200 100 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año Alimentación, beb. y tabaco Pasta, papel e impresión Madera, corcho y muebles Fuente: elaboración propia a partir de datos MITyC Estas proyecciones suponen los siguientes incrementos anuales en el consumo de biomasa térmica: 188 Análisis por tecnologías Figura 4.3.17. Incremento de consumo térmico por sectores 45 40 35 30 25 (ktep) 20 15 10 5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año Alimentación, beb. y tabaco Pasta, papel e impresión Madera, corcho y muebles Fuente: elaboración propia a partir de datos MITyC De las proyecciones obtenidas se establece que: Además de la cogeneración en el sector industrial, cabe esperar el inicio del desarrollo de sistemas • El 35% del incremento de la energía térmica con- de cogeneración dentro de los sectores residencial sumida por el sector pasta, papel e impresión y servicios con aplicaciones térmicas para clima- se producirá mediante cogeneración con Ciclo tización. Aunque inicialmente estos sectores no Rankine. supondrán un incremento significativo frente a las • El 10% del incremento de la energía térmica con- cogeneraciones industriales puede considerarse sumida por el sector Madera, corcho y muebles, que existirá un apoyo a la consecución de objetivos incluyendo plantas de pelets se producirá me- derivado de estas aplicaciones. diante cogeneración con gasificación. • El 20% del incremento de la energía térmica consu- Para un total de 6.000 horas de operación, la po- mida por el sector alimentación, bebidas y tabaco tencia incrementada anualmente por sectores será se producirá mediante cogeneración con Ciclo ORC. la siguiente: De los análisis realizados puede establecerse que las instalaciones de cogeneración en sectores di- fusos, a través de plantas de pequeña potencia cer- canas al recurso, es una de las bases para alcanzar los objetivos previstos en biomasa eléctrica ya que los parámetros que configuran las mismas impli- can una mayor agilidad a la hora de desarrollar estos proyectos. 189 PER 2011-2020 Figura 4.3.18. Incremento de potencia de cogeneración con biomasa 50 45 40 35 30 (MW) 25 20 15 10 5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año Alimentación, beb. y tabaco Pasta, papel e impresión Madera, corcho y muebles Total Fuente: elaboración propia a partir de datos MITyC (Continuación) De lo que se obtiene un incremento de potencia de 299 MW en el año 2020. Incremento Energía Energía final de energía Formulación de objetivos total 2020 bruta 2011-2020 Bajo estas hipótesis, consideradas con escenario (MWh) (MWh) conservador, se han establecido los siguientes ob- jetivos a 2020: Cogeneración 1.965.546 3.247.699 Tabla 4.3.18. Objetivos de cogeneración y generación pura a 2020 Generación pura 3.314.351 4.852.301 Incremento de Potencia Total 5.279.897 8.100.000 Potencia potencia 2011- total 2020 2020 (MW) (MW) Fuente: IDAE Es de esperar que, desde el punto de vista tecnoló- Cogeneración 299 541 gico, la generación de energía eléctrica distribuida mediante pequeñas cogeneraciones y las plantas Generación pura 518 809 en el entorno de los 10 MW de potencia de gene- ración pura sean las que jueguen un papel más Total 817 1.350 determinante en la consecución de estos objetivos. 190 Análisis por tecnologías c) Comparativa de objetivos y potenciales de biomasa Considerando el consumo final de biomasa de procedencia no industrial necesario para cumplir los objetivos a 2020 y comparándolo con el potencial de biomasa disponible calculado puede afirmarse que existe suficiente recurso para alcanzar los objetivos fijados. Tabla 4.3.19. Biomasa potencial vs biomasa necesaria para cumplimiento de objetivos (t/a) Procedencia Biomasa potencial Objetivo PER 2020 Incremento 2006-2020 Restos de aprovechamientos 2.984.243 Masas forestales madereros 9.639.176 4.093.889 existentes Aprovechamiento 15.731.116 del árbol completo Herbáceos 14.434.566 Restos agrícolas 5.908.116 3.518.059 Leñosos 16.118.220 Masas herbáceas susceptibles de 17.737.868 implantación en terreno agrícola Masas leñosas susceptibles de 6.598.861 2.518.563 2.518.563 implantación en terreno agrícola Masas leñosas susceptibles de 15.072.320 implantación en terreno forestal Total biomasa potencial en España 88.677.193 18.065.855 10.130.512 Datos en toneladas en verde (45% de humedad). Biomasa industrial. Objetivo PER 2020

4.4 — SECTOR DE ENERGÍAS

4.4 SECTOR DE ENERGÍAS Procedencia (t/a) DEL MAR Biomasa industrias 5.102.115 agrícolas 4.4.1 Descripción del sector Biomasa industrias

4.487.085 — Los mares y océanos constituyen el mayor colector

4.487.085 Los mares y océanos constituyen el mayor colector forestales solar y el sistema de almacenamiento de energía Lejías negras 1.772.481 más grande del mundo, lo que supone un enorme potencial energético que, mediante diferentes tec- Total biomasa industrial 11.361.681 nologías, puede ser transformado en electricidad y contribuir a satisfacer las necesidades energéticas Fuente: elaboración propia actuales. El recurso energético existente en el mar se ma- nifiesta de distintas formas: oleaje, corrientes marinas, mareas, diferencias de temperaturas o gradientes térmicos y diferencias de salinidad, lo que da lugar a las diferentes tecnologías clara- mente diferenciadas para el aprovechamiento de la energía del mar: 191 PER 2011-2020 • Energía de las mareas o mareomotriz. El potencial mundial estimado de producción anual • Energía de las corrientes. de energía eléctrica procedente de las energías del • Energía maremotérmica. mar es de 120.000 TWh/año. Según fuentes de la • Energía de las olas o undimotriz Agencia Internacional de la Energía, el potencial de • Energía azul o potencia osmótica. producción anual según las distintas tipologías de aprovechamientos de energías del mar se puede En el siguiente gráfico se muestra la distribución ver en el siguiente esquema: de las diferentes tipologías de energías del mar a lo largo del mundo: Figura 4.4.1. Recurso energético mundial de las diversas formas de energías del mar Olas Mareas, corrientes y gradiente salino Gradiente (indicación de las principales zonas) térmico Fuente: Agencia Internacional de la Energía– Ocean Energy System OES, 2006 Figura 4.4.2. Clasificación aprovechamiento de la energía del mar y cuantificación del recurso Energías del mar Mareomotriz Corrientes Undimotriz Cradiente térmico Gradiente salino 300 TWh/año 800 TWh/año 8.000-80.000 (OTEC) 2.000 TWh/año TWh/año 10.000 TWh/año Plantas en dique, Turbina: Atenuador, Ciclo Rankine Membrana flotantes, turbinas • Axial horizontal absorbedor, osmótica ortogonales • Axial vertical colector, OWC semipermeable Venturi oscilante Tipos Tecnologías Fuente: Agencia Internacional de la Energía–Ocean Energy System OES, 2006 A pesar de que el potencial energético del mar es el aprovechamiento de esta fuente de energía no se enorme, el aprovechamiento de las energías del haya impuesto una tecnología concreta y que exista mar están en una etapa relativamente temprana una amplia y diversa variedad de dispositivos en di- de desarrollo tecnológico, en comparación con versos grados de desarrollo que deberán confirmar otras fuentes renovables, lo que unido a las ca- su viabilidad en los próximos años. racterísticas intrínsecas del mar, hacen que para 192 Análisis por tecnologías A raíz de la crisis energética de 1970, una serie entre el mar y el embalse, se procede a pasar el de programas de investigación y desarrollo en las agua por las turbinas para generar electricidad. energías del mar se establecieron a nivel interna- El tamaño de estas centrales es importante, tenien- cional, pero estos esfuerzos no fueron sostenidos do que cerrar en algunos casos la bahía, estuarios, y durante la década de los 80 y 90 la innovación en etc., por lo que suponen un gran impacto visual y este sector fue muy limitada. estructural sobre el paisaje costero, y normalmente En la última década, la combinación de la necesidad retrasa la marea alrededor de tres horas, lo que de encontrar una fuente extensa de energía limpia implica otra serie de fenómenos en el entorno. y los nuevos conocimientos en ingeniería marítima De entre todas las posibilidades de aprovechamien- ha provocado un renovado interés en las energías to de la energía del mar, la energía mareomotriz o del mar, lo que ha llevado a un resurgimiento de la de las mareas es la que se encuentra en un estado actividad de innovación y la aparición de diseños más maduro y en fase comercial, ya que ha sido de múltiples prototipos. Estos proyectos han sido empleada desde tiempos remotos en toda la costa. llevados a cabo inicialmente por la mediana y pe- queña empresa en consorcios con las universida- La utilización de las mareas como fuente de energía des, aunque las grandes empresas privadas y los se remonta a los molinos de marea, de los que en programas público-privados a gran escala están el Reino Unido se tiene noticias desde el siglo XI. cada vez más implicados. No obstante los primeros molinos de marea apare- cieron en Francia, y estaban instalados en el centro El interés internacional y la actividad de desarrollo de un dique que cerraba una ensenada y la energía ha crecido rápidamente en los últimos años, y más se obtenía una vez por marea. Hoy en día, todavía de una docena de países tienen ahora políticas de existen algunos de estos molinos en las costas nor- apoyo específico para el sector de la energía del mandas, francesas y en el Cantábrico. mar. Además, centros de pruebas a escala real se han establecido en el Reino Unido, España y Europa El primer proyecto para el aprovechamiento de continental, y nuevos centros de pruebas están en las mareas se realizó en Francia en 1996, en la ría construcción en los EE.UU. y Canadá. Además, este del Rance, en las costas de Bretaña, con 240 MW interés internacional y su crecimiento han condu- de potencia al que se sucedieron otros, de menor cido a la elaboración de normas internacionales tamaño, como la Central de Kislaya ubicada en el específicamente para las energías del mar. mar de Barents, Rusia, y la Central de la Bahía de Fundy en el río Annápolis, en la frontera de Estados A continuación se describen las distintas tipologías Unidos y Canadá. de energías del mar y del sector: Actualmente hay cerca de 9 proyectos en realización Energía de las mareas o mareomotriz pero su localización, el desembolso de obra civil que supone la construcción de un dique, así como el im- El aprovechamiento energético de la mareas tiene pacto visual y estructural sobre el paisaje costero, su fundamento en el ascenso y descenso del agua se presentan como barreras importantes para el del mar producido por la acción gravitatoria del desarrollo de nuevos proyectos de esta tecnología. Sol y la Luna, aunque sólo en aquellos puntos de la costa en los que la mar alta y la baja difieren más En lo que se refiere a energía mareomotriz, España de cinco metros de altura es rentable instalar una no dispone de localizaciones con las características central mareomotriz. necesarias para instalar una central de este tipo, a excepción de alguna zona portuaria, cuyo aprove- Un proyecto de una central mareomotriz está ba- chamiento chocaría con restricciones asociadas a sado en el almacenamiento de agua en un embalse conflictos de uso con otras actividades. que se forma al construir un dique con unas com- puertas que permiten la entrada de agua o caudal Energía maremotérmica a turbinar en una bahía, cala, río o estuario para la generación eléctrica. El proceso es el siguiente: La energía maremotérmica es la energía basada en cuando sube la marea, las compuertas se abren y el gradiente térmico oceánico definido por la dife- se llena el embalse y cuando comienza a bajar la rencia de temperaturas entre la superficie del mar marea las compuertas se cierran; pasado un tiem- y las aguas profundas, como resultado del grado po hasta alcanzar la diferencia de nivel adecuado de penetración del calor solar en el agua del mar. 193 PER 2011-2020 Para su aprovechamiento se requiere que el gra- En España no existe recurso explotable para ins- diente térmico sea de, al menos, 20 ºC, por lo que talar una planta maremotérmica, debido a la au- las zonas térmicamente favorables se encuentran sencia de suficiente diferencia temperatura en en las regiones ecuatoriales y subtropicales. nuestras costas. Figura 4.4.3. Mapa mundial de temperaturas en el agua del mar Energía de las corrientes Un recurso energético, de enorme potencial, de los océanos reside en la energía cinética contenida en las corrientes marinas, que proporcionan un flujo energético constante y predecible, a diferencia de otros sistemas. Su origen está ligado, entre otras causas, a diferencias de temperatura o de salini- dad, a las que se añade la influencia de las mareas. Estos efectos se amplifican cuando la corriente atraviesa zonas estrechas limitadas por masas de Fuente: Agencia Internacional de la Energía terreno, incrementándose la velocidad. En las centrales maremotérmicas o de ciclo OTEC El aprovechamiento de este tipo de energía tie- (Ocean Thermal Energy Conversion) se transfor- ne un inconveniente principal, que es el impacto ma la energía térmica en energía eléctrica utili- para la navegación, ya que las mejores corrientes zando el ciclo termodinámico de Rankine en el se encuentran en zonas ubicadas principalmente que se emplea calor para evaporar un líquido, en estrechos o desembocaduras de ríos con gran que posteriormente se utiliza en el accionamiento transito marino. de una turbina, la cual se acopla a un genera- A nivel mundial se están desarrollando estudios de dor eléctrico para producir energía eléctrica. En potencial de energía de las corrientes del mar y se el proceso, el agua superficial del océano actúa conocen algunos ya como el Estrecho de Bósforo en como fuente de calor, mientras que el agua extraí- Turquía, el del Estrecho de Torres en Australia, el da de las profundidades actúa como refrigerante. Estrecho de Malaca entre Indonesia y Singapur, el Estas centrales se pueden instalar en tierra firme, Estrecho de Cook en Nueva Zelanda y el Estrecho en zonas cercanas a la costa o en estructuras de Gibraltar. flotantes en el océano. En Europa se han identificado más de 100 lugares La tecnología es todavía muy ineficiente y un reto con corrientes marinas importantes. El potencial importante para la ingeniería es el diseño de tu- energético se estima en 48 TW/año, equivalentes a berías de gran volumen que lleguen hasta el fondo una potencia instalada de 12,5 GW con los factores de del océano. capacidad esperados. Los emplazamientos más pro- Actualmente, sí es factible aprovechar el gradiente metedores están en el Reino Unido, Irlanda, Francia, térmico a pequeña escala, debido a la transferencia España, Italia y Grecia. Existen zonas que ofrecen de tecnología asociada a las explotaciones petrolí- potencial para extraer de más de 10 MW/km2. feras fuera de costa. Respecto a la situación del sector, en los años 80 La primera planta de este tipo se realizó en 1930 en tuvo lugar el desarrollo de una turbina para co- la bahía de Matanzas (Cuba) mediante una central rriente fluvial y posteriormente la primera instala- de ciclo abierto de 22 kW. Desde 1970 empezaron ción experimental en lecho marino instalada en el a construirse plantas experimentales en Hawai, estrecho de Kurashima, Japón. Algunos proyectos el Caribe, en la isla de Nauru, sin embargo eran experimentales se han realizado en el Estrecho de demasiado pequeñas para extrapolar los resul- Mesina, entre la Italia continental y Sicilia y en el tados a sistemas comerciales de mayor tamaño. Golfo de la Costa de Florida. A partir del año 1999 se han desarrollado plantas A nivel mundial, existen diversas iniciativas que experimentales de mayor potencia y algunos paí- trabajan para aprovechar la energía producida por ses como Alemania, Francia, Italia y México están las corrientes submarinas en Corea del Sur, Taiwán, realizando estudios e investigaciones sobre este Estados Unidos y Australia. tipo de centrales. 194 Análisis por tecnologías A nivel europeo, varios países son pioneros en tur- 120 m, que puede ser utilizada en una turbina hi- binas para corrientes marinas. dráulica y generar electricidad. En el año 2008, se puso en operación la prime- Como en tecnologías comunes, el costo de la mem- ra planta comercial del mundo de energía de las brana supone una importante barrera. La aparición corrientes conectada a red en el norte de Irlanda de un tipo nuevo de membrana barata, basada en ”Seagen”, con una potencia de 1,2 MW con posible un plástico eléctricamente modificado del polie- ampliación a 10,5 MW. tileno, puede suponer para estos proyectos una oportunidad para su desarrollo comercial. En Francia existen varias iniciativas: una, la cons- trucción del primer parque de energía de corrientes Figura 4.4.4. Esquema de funcionamiento marinas con tecnología Openhydro, con una capa- de una planta de producción de energía eléctrica mediante potencia osmótica cidad total de entre 2 a 4 MW y, otra, el proyecto “Sabella” desarrollado por la empresa HydroHe- lix Energies y la Agencia del Medioambiente y la Energía (ADEME), formado por cinco turbinas con hélices de tres metros de diámetro de giro más lento y estable respecto a otras turbinas. Para el año 2011, la compañía Scottish Power tiene previsto tres instalaciones iguales, a ubicar en las costas escocesas e irlandesas, formadas cada una por 20 turbinas de tipo Lànstrom, diseñadas por la empresa noruega Hammerfest Strom, a cien me- tros de profundidad. A nivel nacional, también existen puntos estratégi- cos para el aprovechamiento, esta vez de corrientes submarinas y mareas, como son el Delta del Ebro y el Estrecho de Gibraltar y se han realizado distintas iniciativas. Existe un proyecto de investigación y desarrollo en Galicia, realizado a tres bandas entre la Xunta, la empresa GAMESA y la Universidad de Santiago, para estudiar la energía producida por las corrien- tes submarinas en esta Comunidad Autónoma. La Agencia Andaluza de Energía ha realizado un estudio en el que se evalúan las posibilidades de aprovechamiento de energía de las corrientes y Fuente: Statkraft existen iniciativas en el desarrollo de dispositivos de producción de energía eléctrica mediante las El gradiente salino de los mares es la tecnología más corrientes de mares y ríos. nueva y por lo tanto menos madura dentro de las po- sibilidades de aprovechamiento de las energías del Potencia osmótica mar. Para su avance habrá que superar las dificulta- des de instalación, pues requieren emplazamientos La potencia osmótica o energía azul es la energía con la presencia simultánea de agua dulce y salada. obtenida por la diferencia en la concentración de sal entre el agua de mar y el agua dulce de los ríos El desarrollo de esta tecnología ha sido ya confir- mediante los procesos de ósmosis. mado en laboratorio y en los Países Bajos y Norue- ga se están empezando a desarrollar los primeros Una planta osmótica se alimenta de agua dulce y proyectos. La primera y única planta de potencia salada en cámaras separadas por una membrana osmótica, realizada a pequeña escala, ha sido de- artificial. El agua dulce fluye hacia el lado de agua sarrollada por la empresa noruega Statkraft, y el salada produciendo un incremento de presión que prototipo tiene una potencia de entre 2 y 4 kW. se corresponde con una columna de agua de unos 195 PER 2011-2020 Para el desarrollo de esta tecnología es preciso tanto, el oleaje es una consecuencia del rozamien- afrontar aún un esfuerzo para alcanzar la escala to del aire sobre la superficie del mar. La energía comercial competitiva. Su futuro tecnológico se de las olas se concentra en las costas y tiene la basa en mejorar distintos aspectos como el de- propiedad característica de desplazarse a grandes sarrollo de membranas competitivas, certificacio- distancias sin apenas perder energía. nes de procesos competitivos y escalado a grandes La intensidad del oleaje depende de la intensidad plantas comerciales. del viento, de su duración y de la longitud sobre la cual se transmite la ola. Se trata de una energía Energía de las olas o undimotriz constante y predecible con un impacto en el entorno La energía de las olas es la energía producida por menor que otro tipo de instalaciones. el movimiento ondulatorio de la superficie del agua A nivel mundial, la mayor parte de la energía un- del mar. dimotriz se concentra en los Océanos Atlántico y Las olas del mar son un derivado terciario de la Pacífico, entre las latitudes 40º y 65º y con un poten- energía solar. El calentamiento de la superficie te- cial de entre 50-100 kW por metro de frente de ola. rrestre genera viento y el viento genera olas, por lo Figura 4.4.5. Distribución mundial media anual de la energía de las olas en mar abierto (kW/m) 80 Pw kW/m 60 > 120 110-120 100-110 90-100 40 80-90 70-80 60-70 20 50-60 40-50 30-40 20-30 0 10-20 < 10 -20 -40 -60 -80 -180 -160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Fuente: IH Cantabria La primera patente de energía de las olas se realizó tecnológica esperada. Países como Australia, Es- en Francia en 1799, si bien no fue hasta principios tados Unidos, India, China o Japón están desarro- de los años 70 del pasado siglo cuando surgieron llando diversos sistemas y plantas de producción proyectos financiados por empresas y gobiernos energéticas. como los de Japón y Reino Unido. Sin embargo, A nivel europeo, Reino Unido, Noruega, Portugal y el lento desarrollo de la tecnología y los enormes España son los principales países donde se están costes fueron paralizando unos proyectos que han desarrollando distintas tecnologías para el apro- resurgido en los últimos cinco años. vechamiento de la energía de las olas. Actualmente, entre los mercados en desarrollo, Australia e Inglaterra reúnen todas las condicio- nes para un crecimiento inminente, beneficiándose de forma primera del desarrollo y la convergencia 196 Análisis por tecnologías Figura 4.4.6. Distribución europea media Figura 4.4.7. Atlas de energía de las olas en anual de la energía de las olas en mar Europa abierto (kW/m) 55 32 24 65 33 63 67 60 60 67 38 70 76 15 68 63 47 66 50 46 44 39 6 33 13 Fuente: Seapower International AB Fuente: WAREATLAS, 1994-1996 Entre los mercados avanzados, Escocia es sin duda En energía de las olas, diversos prototipos han co- el país pionero y más avanzado, lleva años experi- menzado ya a probarse en distintas zonas del país, mentando con estos sistemas y desarrollando di- con el objetivo de que en unos años la fuerza del versos prototipos, si bien la debilidad de sus redes oleaje se pueda convertir en una fuente de energía de conexión limitará indudablemente el crecimien- renovable más. to del mercado. Su apuesta ha sido el desarrollo industrial. A continuación se indican los principales proyectos en desarrollo en España: La costa de Portugal y las islas Azores se encuen- tran entre las zonas del mundo con mayor potencial • En Cataluña, la empresa ABENCIS SEAPOWER de energía de las olas. Por eso, Portugal está siendo está desarrollando un sistema de generación un- uno de los países más activo en el aprovechamiento dimotriz con tecnología española. Actualmente energético de las olas. Entre los proyectos cabe un prototipo a escala un cuarto se encuentra ins- citar el proyecto de Açuadora con tres máquinas talado en el mar en la costa de Gerona. de Pelamis de capacidad total de 2,25 MW, que una • En el País Vasco, en julio de 2011 se puso en vez introducido en el mar ha sido necesario llevar marcha la primera planta de estas característi- a cabo mejoras estruturales y de diseño. También cas en el mundo basado en el aprovechamiento cuenta con una planta experimental que utiliza una de la energía de las olas sobre la construcción columna de agua oscilante en la isla de Pico, en de un nuevo dique en Mutriku (Guipúzcoa), que las Azores. utiliza la tecnología de columna de agua oscilante con 16 turbinas y una potencia total de 300 kW, A nivel nacional, España posee un importante po- desarrollado por la Administración Autonómica. tencial energético marino, en el que por las ca- Asimismo, Oceantec es un proyecto de desarrollo racterísticas de nuestra costa, parece que sólo la tecnológico nacional de un sistema de aprove- energía undimotriz dispone de recurso viable de chamiento de energía de las olas, promovido por gran calidad para su futura explotación, aunque IBERDROLA y TECNALIA. también en energía de las corrientes marinas, el • En Cantabria, la sociedad IBERDROLA ENER- sur de la península presenta un gran potencial teó- GÍAS MARINAS DE CANTABRIA ha desarrollado rico, pero su viabilidad está muy limitada por las un prototipo de una boya de 40 kW del tecnólogo fuertes restricciones por el intenso tráfico marítimo Ocean Power Technologies OPT, ubicado a 3 km de la zona y su valor ambiental. de la costa de Santoña. Después de ser bota- da al mar en octubre del 2009, actualmente se 197 PER 2011-2020 encuentra en talleres acondicionando mejoras un proyecto con tecnología Pelamis, una planta en el sistema hidraúlico y eléctrico. También en dique con tecnología de columna de agua osci- en Cantabria se está desarrollando el proyecto lante y un proyecto de desarrollo tecnológico na- WAVEPORT, en el que participan varios agen- cional PIPO SYSTEM basado en un cuerpo flotante tes de distintas nacionalidades y que se va a unido a un depósito sumergido, el cual dispone desarrollar en España dentro del 7º Programa de un volumen de aire cautivo. Marco. El proyecto pretende hacer frente a la • En Asturias, existe un proyecto en desarrollo falta de demostración tecnológica a escala co- con tecnología nacional HIDROFLOT. El proyecto mercial, por lo que se instalará: un convertidor Calma es un Proyecto singular innovador para de energía undimotriz (absorbedor puntual) de el desarrollo de un parque de generación eléc- gran escala (PowerBuoy 150), una subestación trica de 50 MW a través de la energía undimotriz, transformadora submarina para ofrecer la po- compuesto por un conjunto de plataformas, que sibilidad de validación de futuros convertidores genera energía eléctrica al crear una diferencia y un novedoso sistema de medición en tiempo de potencial entre el cuerpo sumergido inmóvil real (Wave-by-wave). y el cuerpo deslizante del flotador, accionado por • En Canarias se están desarrollando varios las olas. proyectos: • OCEANLIDER, es un proyecto CENIT-E de coope- – Proyecto WELCOME (Wave Energy Lift Conver- ración público-privada en I+D “líderes en Ener- ter España): proyecto financiado por el Minis- gías Renovables Oceánicas”, aprobado por CDTI terio de Ciencia e Innovación, MICINN, para la en la convocatoria del año 2009, en el que parti- construcción de un prototipo a escala 1:5 que cipan 20 empresas y 25 centros de investigación transforma la energía de las olas en energía y universidades. El proyecto tiene un presupuesto eléctrica, denominado APC-PISYS. El prototi- de 30 M€ y la subvención aprobada es de más de po ha sido diseñado por la empresa española 14 M€. Su objetivo principal es el desarrollo de PIPO System, y está ya construido y fondeado tecnologías para el aprovechamiento óptimo de en el banco de ensayos marino de la Plataforma la energía de las olas. Oceánica de Canarias PLOCAN. El desarrollo de tecnología nacional para diferen- – Proyecto INNPACTO WAVE ENERGY. Proyecto tes prototipos, así como la ejecución de varios cen- financiado por MICINN, liderado por la empresa tros de pruebas, permite pensar en un importante española PIPO System y dirigido a la mejora de desarrollo industrial futuro en el área de energías la tecnología APC-PISYS y búsqueda de nuevas del mar. aplicaciones. Los dispositivos construidos se- rán instalados en un banco de ensayos marinos También, existe una apuesta importante del sector de PLOCAN. empresarial, que cuenta con el apoyo de las distin- – Proyecto UNDIGEN: Wedge Global ha llevado tas administraciones, para promover el desarrollo a cabo el desarrollo de un innovador Power de las tecnologías adecuadas para el aprovecha- Take-Off (PTO) eléctrico, basado en un genera- miento de la energía de las olas. En principio y aun- dor lineal de reluctancia conmutada (ausencia que todavía en fase de I+D+i, todo parece indicar de imanes permanentes), que se está aplicando que la energía de las olas podría tener su despegue a escala completa con una salida de 200 kW de comercial a partir del año 2016. potencia. El proyecto ha recibido financiación a Hoy en día, el camino hacia la competitividad de través del Programa Innpacto 2011 (MICINN). la industria energética marina se ve marcado por El prototipo ha superado satisfactoriamente sus la disparidad de tecnologías, sin que hasta la fe- ensayos on-shore (Cedex-Ciemat), y próxima- cha se pueda saber cuál se desarrollará favora- mente será instalado en el banco de ensayos blemente en términos energéticos, económicos y marino de PLOCAN, cuya funcionalidad off-sho- medioambientales. re será probada en 2012 (Proyecto Undigen). Dicho consorcio público-privado ha obtenido A continuación, los siguientes apartados se centrarán 2,5 millones de euros dentro del Programa In- sobre todo en la energía de las olas y de las corrientes, npacto 2011 (MICINN) para la financiación del por tratase de la energía con mayores posibilidades de referido Proyecto Experimental. desarrollo en España por su importante potencial, y en • En Galicia, también existen iniciativas relaciona- menor medida en la energía de las corrientes. das con el desarrollo de las energías de las olas: 198 Análisis por tecnologías

4.4.2 — Perspectivas de pre-comercial está marcado por grandes oportu

4.4.2 Perspectivas de pre-comercial está marcado por grandes oportu- nidades para el futuro pero también numerosas evolución tecnológica barreras polr superar. Actualmente, son muchos los dispositivos que se

4.4.2.1 — Energía de las olas están desarrollando, tanto a pequeña escala como

4.4.2.1 Energía de las olas están desarrollando, tanto a pequeña escala como a escala real, contabilizados en más de 1.000 paten- La tecnología para el aprovechamiento de la ener- tes mundiales de generadores energéticos de ola, gía de las olas se encuentra todavía en un esta- cuyo reto es lograr una tecnología capaz de extraer do incipiente, que necesita un mayor desarrollo la energía del oleaje y demostrar la funcionalidad para llegar a ser competitiva, en comparación con de los dispositivos en el mar a corto plazo y la fia- otras energías renovables. Este estado tecnológico bilidad de los mismos a medio plazo. Figura 4.4.8. Estado de desarrollo y madurez de las distintas tecnologías de aprovechamiento de energías del mar 30 25 Número de sistemas 20 15 10 5 0 Gradiente Gradiente Mareas Corrientes Olas térmico de salinidad Comercial Part-scale (mar) Pre-comercial Part-scale (tanque) Full-scale Conceptual (diseño) Fuente: Europraxis Consulting 2008 Los dispositivos tecnológicos de captación o con- • Variación de la presión bajo la superficie de la vertidores deben absorber la energía mecánica de ola: volumen de aire sometido a presión variable las olas, de forma completamente aleatoria ya que por el oleaje. el movimiento de las olas varía continuamente, y En el siguiente gráfico, se resume la clasificación convertirla en energía eléctrica. Se pueden apro- de los distintos tipos de convertidores en función vechar tres fenómenos básicos que se producen de diferentes criterios. en las olas: • Empuje de la ola: se aprovecha la velocidad hori- zontal del agua mediante un obstáculo. • Variación de la altura de la superficie de la ola: se aprovecha el movimiento alternativo vertical de las olas con estructuras flotantes. 199 PER 2011-2020 Figura 4.4.9. Clasificación de los convertidores OWC Diferencias de presión Efecto Arquímedes Mov. absoluto (ref. fija) Cuerpos boyantes Cuerpos múltiples Mov. relativo (ref. móvil) Principio de captación Inercial Con almacenamiento Rebosamiento Sin almacenamiento Impacto Absorbedor puntual Tipo de impacto Atenuador Terminador y totalizador Onshore Ubicación Nearshore Offshore Fuente: IH Cantabria 200 Análisis por tecnologías a) Según su ubicación, se pueden clasificar los dis- unos cientos de metros. Estas profundidades positivos principalmente en función de su distancia moderadas son apropiadas para dispositivos a la costa: de gran tamaño apoyados por gravedad sobre – Dispositivos en costa (onshore): son disposi- el fondo o flotantes. Estos dispositivos se co- tivos apoyados en la costa en acantilados ro- nocen también como Dispositivos de Segunda cosos, integrados en estructuras fijas como Generación. diques rompeolas o sobre el fondo en aguas – Dispositivos fuera de costa (offshore): son poco profundas. Estos dispositivos se cono- dispositivos flotantes o sumergidos ubicados cen también como Dispositivos de Primera en aguas profundas (40-100 m). Son el tipo de Generación. convertidores más prometedor ya que explo- – Dispositivos cercanos a la costa (nearshore): tan el mayor potencial energético existente en son dispositivos ubicados en aguas poco pro- alta mar. Estos dispositivos se conocen tam- fundas (10-40 m) y distanciados de la costa bién como Dispositivos de Tercera Generación. Figura 4.4.10. Clasificación de los convertidores de energías del mar según su ubicación 3ª Generación 2ª Generación 1ª Generación 1 5 3 2 1 Offshore, apoyado 2 Nearshore, apoyado 3 Nearshore, flotación 4 4 Offshore, sumergido 5 Offshore, flotante Fuente: elaboración propia b) Según el principio de captación del dispositivo, a las mareas, y su instalación y mantenimiento se pueden clasificar por: resultan complejos. De todos los dispositivos – Diferencias de presión en un fluido: son dis- existentes, el que está en una fase más avan- positivos basados en el aprovechamiento de zada de desarrollo es Pelamis de la compañía la diferencia de presión creada por el oleaje escocesa Pelamis Wave Power. en un fluido, normalmente aire, que opera – Sistemas de rebosamiento y/o impacto: son como medio de transferencia. En la actuali- dispositivos en los que las olas inciden en una dad, se pueden destacar dos tipos principales: estructura, lo que consigue aumentar su ener- solumna de agua oscilante (Oscillating Water gía potencial, su energía cinética o ambas. Los Column–OWC) y efecto Arquímedes. sistemas de rebosamiento fuerzan a que el – Cuerpos flotantes: son dispositivos consti- agua pase por encima de la estructura mien- tuidos por un cuerpo flotante que es movido tras que en los de impacto las olas inciden en por las olas. El movimiento oscilatorio que se su estructura articulada o flexible que actúa aprovecha puede ser vertical, horizontal, en de medio de transferencia. torno a un eje (cabeceo) o una combinación de Se conocen sistemas de rebosamiento onshore los anteriores. Por otra parte, este movimien- y offshore. Los primeros no son muy frecuentes to puede ser absoluto entre el cuerpo flotante ya que requieren la conjunción de una serie de y una referencia fija externa (anclaje al fondo características naturales en el emplazamiento o lastre) o bien movimiento relativo entre dos y el coste de la obra civil es elevado. Un sis- o más cuerpos, siendo los primeros los más tema de rebosamiento puede incluir o no un abundantes. En estos casos, los esfuerzos a los depósito que almacene agua. Los dispositivos que son sometidos los amarres son importan- que almacenan agua en un depósito en altura tes; además, estos dispositivos son sensibles utilizan algún tipo de concentrador (canal en 201 PER 2011-2020 cuña o parábola) para incrementar la altura de como medio de transferencia. Existen disposi- las olas. Un sistema offshore representativo es tivos tanto nearshore como offshore. Un siste- Wave Dragon, desarrollado en Dinamarca por ma nearshore representativo del tipo pala es la empresa del mismo nombre. Oyster, desarrollado por la compañía escocesa Por su parte, los sistemas de impacto suelen Aquamarine Power. utilizar una pala articulada o una bolsa flexible Figura 4.4.11. Clasificación de los convertidores de energías del mar según su principio de captación B) Clasificación según principio de captación Turbina B.1) Columna de agua oscilante (OWC) B.2) Efecto Arquímedes B.3) Cuerpo boyante con referencia fija B.4) Cuerpo boyante con referencia móvil Turbina B.5) Rebosamiento B.6) Impacto Fuente: IH Cantabria c) Según el tamaño y orientación del dispositivo de la empresa estadounidense Ocean Power respecto al frente de ola, se clasifican en: Technologies. – Absorbedores puntuales: son estructuras – Totalizadores o terminadores: son dispositi- pequeñas en comparación con la ola inci- vos alargados situados perpendicularmente a dente, suelen ser cilíndricas (simetría axial) la dirección del avance de la ola (paralelos al y son capaces de captar no sólo la energía de frente de la ola), captando la energía de una la porción de la ola directamente incidente, sola vez. Ejemplos: Rectificador Russell, Pato sino también la de un entorno más o menos Salter. amplío, siendo indiferentes a la dirección de – Atenuadores: también se denominan absor- propagación de la ola. Generalmente se colo- bedores lineales. Consisten en estructuras can varios absorbedores puntuales agrupa- alargadas, colocadas en paralelo a la direc- dos formando una línea. Ejemplos tipo boya, ción de avance de las olas, de forma que van como el sistema AquaBUOY de la compañía extrayendo energía de modo progresivo y di- irlandesa Finavera Renewables o PowerBuoy reccional. Ejemplos: Pelamis. 202 Análisis por tecnologías Figura 4.4.12. Clasificación de los alcanzar de manera asumible para todos los esla- convertidores de energías del mar según bones de la cadena, más si cabe para la tipología el tamaño y la orientación con respecto al de industrias intrínseca al gremio de fabricantes frente de ola de bienes de equipo. Frente de ola El desarrollo comercial de la energía de las olas no se espera hasta un horizonte a largo plazo, con una esperada competitividad de mercado para el año 2030, principalmente debido a los altos costes Terminador o de inversión que es preciso optimizar. Absorbedores puntuales totalizador

4.4.2.2 — Energía de las corrientes

4.4.2.2 Energía de las corrientes Dirección Atenuador En el caso de la energía de las corrientes, la tecno- de la ola logía se basa en convertidores de energía cinética, Fuente: IH Cantabria similares a los que utilizan los aerogeneradores, empleando en este caso instalaciones submari- d) Según su comportamiento dinámico, se pueden nas. El rotor de la turbina está situado próximo a clasificar en: la superficie, para aprovechar la zona donde las – Activos: los elementos de la estructura se velocidades del agua son más altas y respecto a mueven como respuesta a la ola y se extrae su colocación hay dos formas: la energía utilizando el movimiento relativo que se origina entre las partes fijas y móviles. • Sobre el lecho marino, previamente arreglado, – Pasivos: la estructura se fija al fondo del mar o diseño que se utiliza preferentemente en aguas en la costa y se extrae la energía directamente poco profundas (20-30 m de profundidad). del movimiento de las partículas de agua. • Sobre un sistema flotante con los convenien- tes amarres, que se aplican tanto en aguas La variedad de diferentes dispositivos de captación poco profundas como en las profundas (50 m es enorme, lo que hacen difícil centrar los esfuer- profundidad). zos de desarrollo tecnológico. Al igual que en el aprovechamiento de la energía La falta de madurez tecnológica e industrial del del viento, para las corrientes marinas, se utilizan sector impide el conocimiento detallado de los ma- dos tipos de rotores: rotores axiales (tipo hélice, teriales y procesos destinados a la óptima fabrica- de eje horizontal) y rotores de flujo cruzado (tipo ción, siendo esta incertidumbre un factor común Giromill, de eje vertical). La energía extraíble es para todos los proyectos incluso aquellos desarro- función del diámetro del rotor de la turbina y de la llos más avanzados. velocidad de las corrientes. Es preciso realizar mayores esfuerzos para reali- Esta tecnología está actualmente en expansión y zar diseños específicos optimizados para sopor- son muchos los dispositivos existentes basados en tar las duras condiciones a los que los somete el el aprovechamiento de la energía de las corrientes. medio marino, mejorando las condiciones de su- La primera generación de estos dispositivos está pervivencia y durabilidad de los equipos que com- basada en el uso de componentes convencionales ponen las plantas de aprovechamiento undimotriz. de ingeniería y sistemas para lograr una fiabilidad El futuro tecnológico se basa en mejorar varios razonable al mínimo coste. aspectos: por un lado, la eficiencia al aprovechar el movimiento no lineal y esquivo de las olas o su El futuro tecnológico de este tipo de aprovecha- resistencia al embate de las mismas, y todo ello a miento de la energía del mar se basa en el desa- un coste asumible y, por otro lado, la eliminación rrollo de modelos de turbinas más avanzados de de los sistemas oleohidráulicos en dispositivos las convencionales de hélice. tipo boya. En la actualidad, las grandes corrientes oceánicas La cadena de suministro no está lo suficientemen- no se explotan por su alejamiento de las costas y te consolidada, puesto que el desarrollo de estos la consiguiente complejidad técnica que conlleva, equipos a las escalas proyectadas, requiere un im- aunque en el VII Programa Marco de la Unión Eu- portante know–how y experiencia que es difícil de ropea ya se plantea realizar plataformas flotantes 203 PER 2011-2020 de aprovechamiento de esta energía. Estas plata- Figura 4.4.13. Arquitectura conceptual de la formas transformarían el agua del mar en hidró- infraestructura de BIMEP geno mediante hidrólisis, transportándolo después a tierra mediante buques cisterna.

4.4.2.3 — Centros tecnológicos de pruebas

4.4.2.3 Centros tecnológicos de pruebas El desarrollo de los primeros proyectos de aprove- chamientos de energías del mar requiere de una infraestructura adecuada de evacuación eléctrica, que en algunos países de la Unión Europea se están empezando a proyectar: En agosto de 2008, Portugal tomó la decisión de crear una zona piloto con una potencia total de 250 MW para el desarrollo tecnológico de nue- vos prototipos en fase precomercial e industrial. El centro de pruebas estará ubicado a 120 km al norte de Lisboa a una profundidad de entre 30 y 90 metros y con una extensión de 320 km2. La zona piloto permitirá la instalación de todo tipo de dispositivos de energías marinas incluida la eólica offshore. Muchas de las actividades de promoción de la energía de las mareas y las olas en el Reino Unido se han centrado en el desarrollo de dos centros de pruebas: el EMEC (European Marine Energy Cen- Fuente: BIMEP tre) en Orkney y el proyecto WAVE HUB en Cor- • Canarias: Proyecto PLOCAN, infraestructura nwall. El EMEC lleva en operación varios años y científica y tecnológica de carácter singular con como primer centro de pruebas en cualquier parte el objetivo de facilitar el acceso y que estará del mundo ofrece la oportunidad a los tecnólogos completamente operativa en el año 2011 y que de probar sus prototipos a escala real conecta- albergará un banco de pruebas para el aprove- dos a red en unas excelentes condiciones de olas chamiento de energías del mar (eólica offshore, y mareas. undimotriz, corrientes marinas, etc.). Al igual que en Europa, en España existen varios • Cantabria: desarrollo de un nodo energético de proyectos para desarrollar centros tecnológicos energía de las olas de 2 MW en Santoña y de un de pruebas y homologaciones de los prototipos y centro de pruebas para sistemas marinos (oleaje equipos en fase de desarrollo: y viento) en la zona de Ubiarco, con una capaci- dad de conexión, aún por determinar, del orden • País Vasco: BIMEP (Biscay Marine Energy de 20 MW, que permitirá la conexión de grandes Platform), infraestructura para investigación, turbinas eólicas flotantes, aunque se podrán co- demostración y explotación de sistemas de cap- nectar también sistemas de aprovechamiento de tación de energía de las olas en mar abierto, que la energía del oleaje. permitirá a los fabricantes de estos sistemas que • Asturias: infraestructura liderada por la Universi- instalen sus equipos en ellas, realicen pruebas y dad de Oviedo, pretende la creación de una Insta- homologuen prototipos y equipos en fase de de- lación Científica Técnica Singular emplazada en la sarrollo. La potencia total del centro tecnológico costa asturiana para la experimentación, demos- será de 20 MW. tración y explotación de sistemas de captación de energías de origen marino, almacenamiento y transporte de energía eléctrica, investigación medioambiental, acuicultura marina, estudios de biodiversidad y análisis del cambio climático. 204 Análisis por tecnologías Figura 4.4.14. Centros tecnológicos en España SeaAsturlab Centro de pruebas Centro de pruebas Llanes BIMEP (País Vasco) Ubiarco (Cantabria) Santoña (Cantabria) (Principado de Asturias) PLOCAN Plataforma oceánica de Canarias Fuente: elaboración propia

4.4.3 — Evaluación del potencial Los exigentes requerimientos, en cuanto a reso

4.4.3 Evaluación del potencial Los exigentes requerimientos, en cuanto a reso- lución espacial y temporal y a su amplia cobertura España posee un importante potencial energético geográfica, han hecho necesario el desarrollo de marino, en el que por las características de nuestra una metodología que permitiera obtener largas se- costa, la energía undimotriz dispone de recurso de ries de datos horarios o estados de mar de oleaje gran calidad para su viabilidad y desarrollo. Por (de al menos una duración de 20 años), de calidad este motivo, IDAE ha realizado el Estudio de la Eva- contrastada a lo largo de todo el litoral español. luación del Potencial de Energía de las Olas en España La metodología utilizada combina adecuadamente con el objetivo de elaborar un atlas del potencial las mejores bases de datos de oleaje disponibles del recurso energía del oleaje para todo el litoral (observaciones instrumentales y modelado numé- español, para su integración en el Plan de Energías rico o de reanálisis), utiliza modelos numéricos de Renovables 2011-2020. propagación del oleaje capaces de reproducir los Para ello, se ha caracterizado el flujo medio de la procesos de transformación del oleaje desde pro- energía del oleaje (magnitud y dirección) con una fundidades indefinidas hasta la costa y aplica so- elevada resolución espacial (200 m) desde profun- fisticadas herramientas matemático-estadísticas didades indefinidas (aguas abiertas) hasta la cos- para poder gestionar eficientemente la gran canti- ta; y teniendo en cuenta su variabilidad temporal a dad de información que se genera, la cual es valida- distintas escalas (mensual, estacional, interanual da con la información instrumental de las redes de y tendencias de largo plazo). boyas que cubren el litoral español. Finalmente, a 205 PER 2011-2020 partir de cada una de las series de datos de oleaje oleaje y se evalúa su variabilidad estacional e inte- generadas, se caracteriza el recurso energético del ranual y las tendencias de largo plazo. Figura 4.4.15. Procedimiento general de IH Cantabria de los recursos energéticos en una determinada zona en profundidades intermedias o reducidas Bases de datos de oleaje de reanálisis Bases de datos de oleaje Calibración de satélites Clasificación y selección Geometría: Propagación - Batimetría - Costa Reconstrucción de series temporales Bases de datos de oleaje Validación de boyas Recurso energético de las olas Fuente: IH Cantabria La metodología integral que se aplica comprende a nivel de la cantidad de potencia sino también a los siguientes pasos (ver Figura 4.4.15): su distribución direccional. • Fichas resumen en más de 1.000 puntos a lo largo a) Análisis de las bases de datos de oleaje disponibles. de la costa, a 20, 50, 100 m de calado y en profun- b) Calibración de los datos de reanálisis en profun- didades indefinidas. didades indefinidas utilizando datos de satélite. Figura 4.4.16. Atlas de potencia media del c) Clasificación de los estados de mar a propagar. oleaje en España (kW/m) Potencia Total (kW/m) d) Propagación de los estados de mar seleccionados. 46 80 e) Reconstrucción de la serie temporal en los pun- 44 70 tos objetivos. 42 60 f) Validación con boyas. 40 38 50 g) Caracterización del recurso energético mediante la aplicación de modelos estadísticos. 36 40 34 Los resultados se presentan en forma de: 30 32 • Mapas a lo largo de todo el litoral. 30 20 • Mapas por mallas de cálculo: los mapas a nivel de 28 10 malla permiten visualizar con un mayor detalle las características del recurso energético, no solo 26 0 -20 -15 -10 -5 0 5 Fuente: IH Cantabria 206 Análisis por tecnologías Figura 4.4.17. Potencia media (kW/m) estacional en el litoral español Potencia DEF Potencia MAM 46 46 44 44 42 42 40 40 38 38 36 36 34 34 32 32 30 30 28 28 26 26 -20 -15 -10 -5 0 5 -20 -15 -10 -5 0 5 Potencia JJA Potencia SON 46 46 80 44 44 70 42 42 60 40 40 38 38 50 36 36 40 34 34 30 32 32 30 30 20 28 28 10 26 26 0 -20 -15 -10 -5 0 5 -20 -15 -10 -5 0 5 Fuente: IH Cantabria Se ha obtenido la caracterización del recurso de energía a lo largo de la costa española con una resolución espacial de 0.1º x 0.1º a 20, 50, 100 m de calado y en profundidades indefinidas. Esta información se ha almacenado en una ficha para cada punto de interés como la que se muestra en la figura 4.4.18, correspondientes a la profundidad de 100 m. El recurso de energía del oleaje se carac- teriza mediante la potencia media y su distribución en sectores direccionales según la dirección media de la energía del oleaje, total y estacional, la función de distribución empírica de la potencia total y esta- cional, y la estacionalidad mensual de la potencia a partir de una serie de estadísticos. 207 PER 2011-2020 Figura 4.4.18. Ficha con la caracterización de la potencia del oleaje en distintas escalas temporales (total, estacional y climatología mensual) N N N Potencia media NW NE NW NE NW NE (probabilidad en escala logarítmica) Pw Total Pw DEF Pw MAM Recursos Energía Oleaje W E W 65 kW/m E W E 35 kW/m 33 kW/m SW SE SW SE SW SE S S S N N 103 Estacionalidad potencia NW NE NW NE Pw JJA Pw SON W E W E 10 kW/m 34 kW/m 102 SW SE SW SE Malla General (G03) S S Malla Mediana (M031) 103 Función distribución empírica Lon=8.09ºW 101 (papel probabilístico lognormal) Lat=43.73ºN h=100m Pw [kW/m] 102 100 101 Pw [kW/m] 100 GOW 1.0 Global / Iberia / Cantábrico (0.1ºx0.1º) 1% WW3 v2.17 10-1 5% NCEP/NCAR 1.9º (1948-2008) 20% Calibración Total Satélites (1992-2008) 50% 10-1 DEF Direccional+Cuantiles+Potencial (Arco 1.5º) 80% MAM DOW 1.0 G03 / M031 (0.005ºx0.004º) 95% JJA SWAN v4.57 99% SON Max-Diss 500x1+RBF 10-2 10-2 E F M A M J J A S O N D 0.1 1 5 20 50 80 95 99 99.9 Prob [%] Elaborado el 20 de abril del 2010 Fuente: IH Cantabria A continuación se presentan los resultados de po- tencia media por comunidades autónomas, tanto en profundidades indefinidas como a 100, 50 y 20 metros de profundidad. En la tabla 4.4.1 se presentan los valores de po- tencia media por comunidades autónomas, tanto el valor medio de todos los puntos situados en los bordes exteriores de las mallas de propagación (profundidades indefinidas), como su desviación típica, valor máximo y valor mínimo; de esta for- ma no solo es posible dar el valor promedio de la potencia por comunidad autónoma, sino también la variación del recurso a lo largo de las costas de cada zona. Así por ejemplo, en el País Vasco la potencia media no varía sustancialmente en profundidades indefinidas, en cambio en las Islas Canarias se obtienen grandes variaciones, debido fundamentalmente al marcado contraste entre el clima marítimo de las costas orientadas al Norte frente a las orientadas al Sur. 208 Análisis por tecnologías Tabla 4.4.1. Potencia media por comunidades autónomas en el exterior (valor medio, desviación típica, máximo y mínimo) Potencia media en el exterior, Pw (kW/m) Media Desviación típica Máximo Mínimo País Vasco 26,68 0,58 27,39 25,46 Cantabria 30,97 2,59 33,75 27,46 Asturias 35,14 1,15 37,3 33,47 Galicia 37,97 2,34 41,27 33,22 Andalucía 4,50 1,17 7,56 2,91 Murcia 3,08 0,85 4,25 2,14 Valencia 2,96 0,36 3,72 2,33 Cataluña 4,17 1,66 7,51 2,37 Baleares 5,11 1,69 8,74 2,68 Canarias 13,59 6,03 23,67 2,63 Melilla 5,40 0,64 6,03 4,17 Fuente: IH Cantabria En las tablas 4.4.2, 4.4.3 y 4.4.4 se presentan los valores de potencia media por comunidades autónomas a 100, 50 y 20 metros de profundidad respectivamente, en las que se puede comprobar como la potencia media disminuye con la profundidad. Tabla 4.4.2. Potencia media por comunidades autónomas a 100 m de profundidad (valor medio, desviación típica, máximo y mínimo) Potencia media a 100 m, Pw (kW/m) Media Desviación típica Máximo Mínimo País Vasco 19,89 1,91 22,15 16,26 Cantabria 22,94 1,69 25,91 19,69 Asturias 21,51 2,67 25,88 14,90 Galicia 30,26 6,15 37,01 11,99 Andalucía 3,42 1,41 7,81 1,57 209 PER 2011-2020 (Continuación) Potencia media a 100 m, Pw (kW/m) Media Desviación típica Máximo Mínimo Murcia 2,25 0,95 3,74 1,26 Valencia 2,86 0,46 3,67 2,00 Cataluña 3,13 1,11 5,62 1,59 Baleares 4,56 1,96 8,68 1,72 Canarias 9,70 6,99 22,58 0,30 Melilla 4,65 0,74 5,70 3,71 Fuente: IH Cantabria Tabla 4.4.3. Potencia media por comunidades autónomas a 50 m de profundidad (valor medio, desviación típica, máximo y mínimo) Potencia media a 50 m, Pw (kW/m) Media Desviación típica Máximo Mínimo País Vasco 15,18 3,76 20,46 7,55 Cantabria 18,96 4,44 24,26 9,65 Asturias 17,48 3,77 25,51 10,8 Galicia 25,21 8,64 36,6 8,58 Andalucía 3,06 1,60 7,31 0,90 Murcia 1,43 0,71 3,03 0,62 Valencia 2,30 0,38 3,04 1,47 Cataluña 2,26 0,79 4,59 1,28 Baleares 3,63 2,00 8,31 1,14 Canarias 8,94 6,97 20,99 0,23 Melilla 3,50 0,56 4,63 2,97 Fuente: IH Cantabria 210 Análisis por tecnologías Tabla 4.4.4. Potencia media por comunidades autónomas a 20 m de profundidad (valor medio, desviación típica, máximo y mínimo) Potencia media a 20 m, Pw (kW/m) Media Desviación típica Máximo Mínimo País Vasco 12,2 4,58 18,98 4,65 Cantabria 14,94 3,81 20,9 7,98 Asturias 13,55 4,58 23,14 7,56 Galicia 17,08 9,21 33,62 1,50 Andalucía 2,53 1,50 6,56 0,48 Murcia 1,07 0,73 2,41 0,35 Valencia 1,70 0,46 2,71 0,74 Cataluña 1,62 0,68 3,72 0,82 Baleares 2,01 0,88 4,09 0,83 Canarias 7,53 6,56 21,84 0,23 Melilla 3,20 0,51 4,24 2,71 Fuente: IH Cantabria A la vista de los resultados obtenidos, se pueden motivadas por la configuración de la costa y de extraer las siguientes conclusiones: la batimetría. 3) Existe una fuerte estacionalidad en la potencia 1) En cuanto al potencial: media, pudiendo presentarse en invierno poten- • Galicia presenta los valores de potencial de cias medias de 75 kW/m (Galicia), 50 kW/m (Can- energía más elevados, con potencias medias en tábrico) y 35 kW/m (Norte de Canarias). profundidades indefinidas entre 40-45 kW/m. • El Mar Cantábrico es, en segundo lugar, la si- guiente zona del litoral en cuanto a recurso 4.4.4 Análisis de costes (alrededor de 30 kW/m disminuyendo de Oeste a Este). Actualmente, los costes normalizados de energía • En tercer lugar, la fachada Norte de las Islas reales son altos, encontrándose fuera del rango Canarias (con 20 kW/m). comercial, y tampoco son fiables debido a la inma- • La fachada Sur de las Islas Canarias, junto con durez de la tecnología. el Mediterráneo español y el Golfo de Cádiz Los puntos críticos que influyen directamente en presentan valores medios anuales menores a los costes de esta tecnología son, entre otros: 10 kW/m. 2) Los resultados obtenidos en profundidades in- • Los sistemas o prototipos se enfrentan al reto definidas van disminuyendo progresivamente a de probar su eficiencia en el mar con resultados medida que el calado disminuye aunque en algu- contrastables en el tiempo. nas áreas se producen concentraciones locales • El coste de inversión final es mayor de lo previsto en muchos casos 211 PER 2011-2020 • Las horas de funcionamiento reales no se cumplen • Los dispositivos no sobreviven en el mar en con- por problemas de mantenimiento. Por ejemplo, la diciones reales. La planta de Wavegen en Osprey potencia esperada de la planta de Pico Power en (Reino Unido) fue destruida durante el proceso las Azores (Portugal) era de 400 KW, cuando en de instalación. la realidad sólo dio potencias en torno a 20-70 KW debido a problemas de resonancia mecánica. Figura 4.4.19. Coste teórico y real de electricidad en instalaciones de energías del mar 220 >200 >200 200 La inmadurez de la tecnología implica que: 1. El capex final es mayor que el previsto 180 2. Las horas de funcionamiento reales no se 160 cumplen ante problemas de mantenimiento 3. Los dispositivos no sobreviven en el mar 140 LEC (¢€/kWh) ante las condiciones reales 120 Pico Power, Osprey, 100 Azores, Portugal Wavegen, UK 80 60 Potencia Potencia 40 Teórico: 400 kW Teórico: 2 MW Real: 20-70 kW Real: destruido 20 durante instalación 0 Olas Corrientes Rango real de LEC Rango teórico de LEC Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables El camino para reducir los actuales costes, no asu- mibles a escala competitiva, reside en lograr una tasa de aprendizaje que permita su estimación al margen de los diseños, así como un sistema de apoyo adecuado que acelere el proceso. Los costes teóricos de una planta de olas se encon- trarían entre 3,9 y 6,7 M€2010/MW mientras que en la de corrientes serían de entre 4,9 y 5,6 M€2010/MW. 212 Análisis por tecnologías Figura 4.4.20. Distribución del capex de un sistema de olas y un sistema marino de corrientes Distribución del capex de un sistema de olas 7 6,74 6 0,22 0,20 0,29 0,20 0,15 5,30 5 0,38 0,18 0,09 1,40 1,30 (M€/MW) 4 2,07 1,20 3,85 3 1,41 2,17 2 0,75 1,57 Máximo 1 Medio 0,96 0 Mínimo Mecánica/ Estructura Diseño e Gestión eléctrica/ ingeniería proyecto sistemas Conexionado Logística Fondeos Total (cable, SE) (puerto/mar) CAPEX La inmadurez de la tecnología hace que los costes reportados puedan Distribución del capex de un sistema marino de corrientes elevarse hasta 10 M€ 7 6 5,59 0,27 0,23 0,30 0,22 5,41 0,26 0,20 5 0,39 0,27 0,29 0,23 1,45 0,38 4,91 0,35 (M€/MW) 1,40 4 1,27 1,46 3 1,41 1,28 2 1,49 1,44 1 1,31 0 Estructura Mecánica/ Diseño e Fondeos eléctrica/ ingeniería sistemas Conexionado Logística Gestión Total (Cable, SE) (puerto/mar) proyecto CAPEX Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables 213 PER 2011-2020 En cuanto a las horas de funcionamiento podría oscilar entre 2.200 y 3.100 horas anuales. En realidad, todos estos valores son teóricos, ya que el rendimiento real de los prototipos no ha alcanzado hasta la fecha los valores esperados. Los costes de inversión y operación son muy dependientes del dimensionado, capacidad, ubicación y en definitiva de la tecnología de aprovechamiento. Para su estimación se emplean complejas herramientas de simulación, cuya optimización es una de las prioridades de desarrollo para estas energías. Los resultados obtenidos estiman que el coste de operación estaría entre 30 y 52 M€2010/MW/año, de los cuales cerca de un 75% estaría asociado con costes de mantenimiento y reparaciones. Figura 4.4.21. Desglose del OPEX de un sistema marino. Rango de horas de funcionamiento de un sistema marino Desglose del OPEX de un sisema marino 60 51,8 MAX (M€/MW) 4,70 1,90 40,8 40 11,42 6,66 3,70 1,50 5,24 1,09 2,70 13,32 8,99 MIN 3,82 29,74 6,56 10,48 La inmadurez de la tecnología hace que 20 13,80 los costes reportados puedan elevarse 7,65 10,89 drásticamente 7,92 0 Mtº Mtº no Reparaciones Asegu- Adminis- Monito- Total OPEX planificados planificados radoras trativo rización Rango de horas de funcionamiento de un sistema marino Miles Las horas netas a menudo no suelen cumplirse debido a fallos de operación 4 o a la propia destrucción del prototipo 3.100 3 Horas netas 2.800 2.200 2 1 0 Oleaje Oleaje Oleaje intensidad intensidad intensidad baja media alta Ilustrativo de variaciones no predecibles La mayoría de los costes de O&M proceden del mantenimiento ordinario, los imprevistos y las reparaciones Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables 214 Análisis por tecnologías El desglose correspondiente a costes de O&M sería Evolución esperada de los costes el siguiente: 29% a mantenimiento predictivo, 28% normalizados de energía a mantenimiento correctivo, 24% a modernización y el restante a seguros (14%), licencias (1%) y mo- En la actualidad, no se espera la disponibilidad de nitorización (4%) (Carbon Trust–2006). plantas comerciales a corto-medio plazo debido a los problemas existentes entre los modelos y el Figura 4.4.22. Distribución de costes de O&M comportamiento real de las instalaciones en el 1% medio marino. En cambio, sí es factible la disponi- 14% bilidad de plantas de pequeña escala que aporten su energía a red en casos muy puntuales para de- 28% terminadas tecnologías más avanzadas, aunque necesitarán fuertes apoyos de financiación. La reducción de costes en la energía undimotriz es viable por varias vías de desarrollo. En el corto plazo mediante la mejora del diseño conceptual y la optimización de la ingeniería de detalle. En el largo plazo haciendo uso de economías de escala en la producción, construcción, instalación, operación y 24% gestión o con base en el aprendizaje. Gracias a este esfuerzo, algunas estimaciones con- sideran que la energía undimotriz podría ser com- petitiva aproximadamente en torno al 2020-2030. 4% 29% El despegue comercial real de las tecnologías no se estima que pueda llevarse a cabo hasta 2016- 2017, con el objetivo de instalación de al menos Mantenimiento correctivo 6 infraestructuras con capacidad 40 MW, según Mantenimiento predictivo y preventivo marca la Hoja de Ruta europea. Monitorización Para ello, se deberán impulsarán como acciones Modernización estratégicas: Seguro • Un programa intensivo de I+D enfocado a nuevos Licencias diseños y componentes que reduzcan el coste y mejoren la supervivencia de los equipos. Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y • Un programa de demostración dedicado al desa- prospectiva de costes de las energías renovables rrollo y prueba de prototipos a escala. El coste de capital de los prototipos es superior a • Una red de infraestructuras experimentales que los modelos de producción comerciales: one-offs permitan validar los convertidores e instalaciones frente a economías de escala, soluciones off-shelf, en todo su ciclo de vida. mejoras de diseño donde prevalece el criterio de • Una acción transversal de la Unión Europea para ingeniería frente a la economía. la mejora de la fiabilidad mediante nuevas y me- joradas técnicas de instalación. La reducción de costes es viable buscando la I+D a corto plazo (mejora de conceptos de diseño y En este sentido, el avance de la tecnología se con- optimización de la ingeniería), o bien aprendiendo sidera pasará por las siguientes fases o periodos: de la experiencia y exploración a más largo plazo • Confirmación de la fiabilidad (2010-2015): será (economías de escala y aprendizaje). clave lograr avances en la tecnología, los mode- La reducción de los costes en el tiempo alcanzará los de simulación y los prototipos que permitan en la madurez una paridad, que permita estimar desarrollar sistemas con capacidad comercial. la fecha en la que la energía de las olas será com- Durante este periodo las tecnologías no tendrán petitiva, con costes LEC estabilizados a niveles de costes viables comercialmente. 5 c€/kWh que serán realidad entre 2025 y 2030. • Despegue de la tecnología (2016-2020): de al- canzarse modelos viables, esperamos que éstos 215 PER 2011-2020 se desarrollen para su puesta en marcha en este • Fase de consolidación de la tecnología (2021- periodo. Si es así, podríamos encontrar en dicho 2030): el despliegue comercial permitirá a la periodo costes de generación de electricidad en tecnología recorrer la curva de experiencia. Se torno a 21 y 33 c€2010/kWh dependiendo de las podría alcanzar costes de generación del orden horas de funcionamiento de las plantas. de 7 a 15 c€2010/kWh dependiendo del grado de solidez de la curva de experiencia. Figura 4.4.23. Evolución y retos técnicos de las energías del mar Soluciones offshelf de otros Etapa pre-industrial Etapa industrial sectores Proyectos piloto a pequeña escala de nuevos conceptos Demostraciones a escala real de conceptos “maduros” Demostraciones a escala real de nuevos conceptos Arrays de pequeña escala: 10 MW/20 WECs Arrays de decenas de MW o 20-50 WECs Arrays a gran escala: cientos de MW con más de 50 WECs 2006 2010 2015 2020 Fuente: IH Cantabria En cualquier caso, para alcanzar la madurez tec- nológica entre los años 2020 y 2030, todo depen- derá de la tasa de aprendizaje que acelerará más o menos el proceso gracias al éxito de las primeras plantas, así como la apuesta de promotores y el apoyo de la Administración. 216 Análisis por tecnologías Figura 4.4.24. Fases en la evolución del coste normalizado de la energía mediante el aprovechamiento de las energías del mar Evoluión del LEC 2020-2030 para plantas de olas 200 LEC no representativo Rango de LEC propio Rango de LEC de tecnología en fase de maduración de tecnología en despegue 180 160 140 LEC (¢€2010/kWh) 120 100 80 68,0 60 60,0 40 29,1 20 12,7 18,9 0 5,8 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Año de puesta en marcha Fase de confirmación Fase de despegue Fase de consolidación de la fiabilidad de la tecnología de la tecnología La tecnología no permite La tecnología comienza a La vida útil y los rendimientos son acordes asegurar ni la vida útil aumentar su vida útil y a las previsiones de los diseñadores ni los rendimientos teóricos los rendimientos reales El LEC mantiene una senda de descenso El LEC no permiten El LEC de la tecnología marina que lo equipara al resto de las renovables conclusiones consistente se asemeja al de otras tecnologías conocidas en fase de despegue Escenario base Escenario optimista Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables Principales palancas de reducción del coste a) Reducción del coste de inversión normalizado de energía El coste de inversión podría alcanzar los 2-3 M€2010/MW en 2020 y 0,75-2 M€2010/MW en 2030, Una vez que los sistemas entren en la fase de con- frente a los más de 5 M€2010/MW en la actualidad. solidación de la tecnología, la principal palanca para disminuir los costes será la reducción de los Se espera una reducción de los costes de inversión costes de inversión (67% del impacto total) y, en por curva de experiencia en el entorno de 5-10% menor medida, la reducción de los costes de ope- cada vez que se dobla la capacidad instalada, si- ración de las plantas, que contribuirán a reducir en milar a la curva de experiencia de la energía eólica otro 33% el coste de generación. (4-6%). 217 PER 2011-2020 Entre las mejoras tecnológicas esperables en el – Hasta 2015 no se desarrollan modelos periodo se incluyen: comerciales. – Entre 2015 y2020, la potencial mundial insta- • Diseño e ingeniería: desarrollo de plantas más lada pasa de 261 MW a 3.600 MW. fiables y mejora en los modelos de simulación. – Despegue de las tecnologías del mar alcan- • Estructura: uso de nuevos materiales compues- zando los 54.000 MW en 2030. tos y mejor interacción de la estructura con otros materiales. Figura 4.4.25. Evolución del coste de • Sistemas mecánicos y eléctricos: mejora de los inversión en una planta de energía de las corrientes sistemas de fricción que alargarán la vida útil de las plantas . Evolución de los costes de inversión • Conexionado: mejoras en cables tipo HVDC y de una planta de corrientes desarrollo de clusters de plantas marinas que -12% abaratan el coste total. 5,5 5,30 -29% 0,29 • Desarrollo de técnicas de fondeo e instalación 5,0 4,67 de plantas. 4,5 0,25 1,41 Adicionalmente, algunos componentes clave verán 4,0 1,24 0,16 -26% reducidos significativamente los costes al desa- 0,14 3,31 3,5 (M€2010/MW) 0,12 rrollarse la industria y aumentar la escala de la 0,18 0,17 -18% plantas de producción. 3,0 1,38 0,10 0,13 0,10 0,88 2,44 0,14 2,5 1,21 0,08 b) Reducción del coste de operación y 0,11 1,99 0,22 mantenimiento 2,0 0,19 0,65 0,37 0,86 Los costes de operación y mantenimiento perma- 0,33 0,53 1,5 0,63 necerán como un coste elevado en el periodo ante 0,23 0,52 la dificultad de trabajar en el medio marino. Se 1,0 1,38 1,22 espera una reducción total del 25% del coste de 0,5 0,86 0,64 0,52 operación en función de: 0,0 0,25 0,22 • Desarrollo de componentes especializados y po- 2012 2015 2020 2025 2030 tenciales sinergias con eólica offshore. Año de puesta en marcha • Desarrollo de sistemas de seguimiento y mo- nitorización que facilitan el mantenimiento preventivo. Diseño e ingeniería • Incremento de la fiabilidad de las plantas. Estructura • Otros ahorros derivados de los menores costes de Mecánica/eléctrica/sistemas seguros al reducir el coste de inversión. Fondeos Logística (puerto/mar) Hipótesis de desarrollo del entorno y tecnológicas para la evolución de costes de Conexionado (cable,SE) generación esperada Gestión proyecto Para alcanzar la evolución de costes propuesta, se Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y requiere el cumplimiento de una serie de hipótesis prospectiva de costes de las energías renovables de trabajo, que se enumeran a continuación: La falta de apoyo privado y público a la I+D+i no • Inversión en I+D por parte de empresas y entida- permitirá el despegue de la tecnología, lo que im- des públicas durante el periodo 2010-2015 que plicará una ralentización en la reducción potencial permita alcanzar con éxito un modelo comercial- de costes al no alcanzarse el desarrollo comercial. mente viable. Dicha inversión se debe realizar no Aunque existen países que destinan diversos pro- sólo en España sino en otros países para asegu- gramas de apoyo e incentivos, tanto de mercado rar masa crítica. como I+D+i, la inmadurez de las tecnologías es tal • Despliegue de nueva capacidad de generación que demanda aún un fuerte impulso o no será ca- marina que impulse la curva de experiencia paz de lograr el despegue. 218 Análisis por tecnologías

4.4.5 — Barreras al desarrollo

4.4.5 Barreras al desarrollo del sector El aprovechamiento energético de las energías del mar y su integración en red, conllevan una serie de barreras, tanto de tipo tecnológico y de mercado como de aspectos sociales y administrativos. Siendo un área de ingeniería nueva y emergente, es preciso identificar y evaluar concienzudamente las posibles barreras al desarrollo del sector, para ser capaces de definir consecuentemente los retos que pueden retrasar o dinamizar el progreso de los sistemas como paso primero y esencial para mitigar las limitaciones al desarrollo. Barreras y retos tecnológicos Las lecciones aprendidas de tecnologías con mayor grado de madurez como la industria eólica, puede aportar luz en el camino a seguir para la evolución del desarrollo de la energía del mar, principalmente en aspectos comunes como la integración en red. • Necesidad de una red de evacuación robusta, mu- chas veces no existente en zonas de alto recurso. • Carencia de protocolos y estándares de diseño. • Falta de madurez: divergencia tecnológica. • Condiciones severas del mar: supervivencia. • Coste de la instalación y de mantenimiento. • Condiciones de operación severas: supervivencia. • Irregularidades en amplitud, fase y dirección de las olas. 219 PER 2011-2020 Figura 4.4.26. Esquema de barreras al desarrollo de la tecnología e impactos Barreras al desarrollo Impacto Ámbito de la tecnología • Escasez de estudios de • Dificulta la capacidad de Barreras de entorno impacto medioambiental de probar la inocuidad de las las distintas tecnologías plantas en los ecosistemas • Barreras administrativas marinos de impacto medioambiental • Eleva el número de licencias asociadas al desarrollo debido a la cantidad de del proyecto organismos con autoridad • Impacto visual de las en el entorno marino instalaciones • Potencial contestación • Competencia con los social a la implantación de diversos usos del mar las plantas de tecnolgías del mar • Compite con zonas destinadas a otros usos (pesca, navegación ) • Insuficiencia de programas • Frena la investigación Barreras de apoyo a la I+D de apoyo público a la necesaria: tecnología en Investigación y Desarrollo fase de desarrollo de la tecnología marina temprano, que puede • Escasez de experiencias frenarse de no incorporar con modelos a escala real programas públicos con evaluación de perfor- • Incapacita la programación mance de la propia planta de una potencial reducción de costes a través de sinergias • Dificultad para el estable- • Incapacita la programación Barreras industriales cimiento de cadenas de de una potencial reducción valor en las tecnologías de costes a través de • Insuficiencia de personal sinergias cualificado, especialmente • Dificulta la planificación para el mantenimiento y reducción de los costes de de las plantas off-shore operación y mantenimiento La escasez de una tecnología predominante condiciona el desarrollo comercial de los sistemas Fuente: European Ocean Association; Waveplam; análisis BCG Barreras de mercado • Falta de datos históricos para previsión de riesgos. • Dificultades financieras para proyectos de • Elevados costes de inversión y generación (insta- demostración de desarrollos tecnológicos lación y mantenimiento). Alto riesgo. innovadores. • Insuficiencia de programas de apoyo público a • Mercados de la electricidad convencionales, la I+D de tecnologías de aprovechamiento de las con profusión de plantas centralizadas de energías del mar. producción. • Retornos insuficientes. 220 Análisis por tecnologías • Manipulación de la libre competencia por compa- • Compatibilidad con diversos usos del mar. ñías eléctricas. Integración vertical con incentivos • Limitación a su implantación por temas que actúan de barrera de entrada a las energías medioambientales. renovables. • Falta de aceptación o compromiso público por una divulgación insuficiente. Barreras administrativas, • Inmadurez de procesos respecto a otras fuentes medioambientales y sociales ya competitivas. • Falta de personal cualificado. • Marcos administrativos poco adecuados y adaptados a las peculiaridades de las energías En el siguiente cuadro se recogen las principales renovables. barreras no tecnológicas al desarrollo del potencial • Dilatación y complejidad en la tramitación y ges- de energía de las olas: tión de autorizaciones, licencias, terrenos… de proyectos de energías del mar. Figura 4.4.27. Barreras no tecnológicas al desarrollo del potencial de energía de las olas Marco regulatorio Obtención licencias Tramitación de permisos Trasposición de objetos de uso del mar operación en medidas Incorrecta estimación Régimen tarifario Incentivos financieros Falta de fondos de capital de costes insuficiente Disponibilidad de red Carencia de equipos Carencia de capital humano Infraestructuras-logística limitada adaptados al medio marino cualificado Pesquerías Conflictos de uso Áreas reservadas Navegación Hábitat aves protegidas Aspectos ambientales Mamíferos marinos Impacto visual Bentos Desconfianza en el Consumo fuera del Aceptación social Factura eléctrica nuevo NYMBY mercado Push Legislación Mercado Pull Iniciativas sectoriales Fuente: Waveplam 221 PER 2011-2020

4.4.6 — Actuaciones propuestas • Programa de ayudas públicas a proyectos de

4.4.6 Actuaciones propuestas • Programa de ayudas públicas a proyectos de innovación y demostración para aplicaciones La energía de las olas presenta excelentes pers- térmicas, eléctricas y combustibles renovables pectivas de desarrollo, aunque su desarrollo futuro (Línea 3, HGL-010), dirigido a proyectos de inno- se verá condicionado por su evolución tecnológica vación y/o demostración de nuevas tecnologías y la superación de las barreras mencionadas en el de energías del mar. apartado anterior. En contraposición, sus principa- • Programa de IDAE de apoyo a la inversión para les fortalezas son el tratarse de una energía limpia, proyectos demostración tecnológica con genera- renovable y autóctona de alto potencial, con leve ción eléctrica, (Línea 4, HEL-016). Este programa impacto ambiental y visual, capacidad de predicción está dirigido a aquellos proyectos de innovación y buena correlación entre recurso y demanda. tecnológica, en fase de demostración tecnológica o pre-comercial en España como son los proyec- Las principales propuestas para superar las ba- tos de generación eléctrica mediante energías rreras mencionadas en el apartado anterior y que que requieren ayudas directas a la inversión, permitan alcanzar los objetivos establecidos para el complementarias al apoyo económico a la pro- año 2020 se describen a continuación clasificadas ducción vía Régimen Especial. en propuestas económicas, propuestas normativas y propuestas de formación y divulgación: Propuestas de financiación Propuestas normativas • Programa de financiación para investigación y de- sarrollo tecnológicos de nuevos prototipos e inno- • Adaptación del Marco Legal del RE a diversos vación (Línea A, HGL-002). Programa dirigido a la aspectos sectoriales (HEL-004). Desarrollo de un investigación y desarrollo tecnológico nacional de marco regulatorio específico para el desarrollo de nuevos prototipos, sistemas de gestionabilidad y proyectos de energías del mar (licencias y permi- equipamientos específicos relacionados con ener- sos simplificados, definidos y coordinados).Crea- gías renovables emergentes en fase no comercial. ción de un grupo propio específico para proyectos Las líneas del programa serían las siguientes: de energías del mar dentro del Régimen Especial. – Actividades de investigación, desarrollo tecno- • Simplificación de los trámites administrativos de lógico e innovación de tecnologías de aprove- las instalaciones renovables eléctricas, en par- chamiento de energías del mar e instalaciones ticular en energías del mar para generación de de conexión a red. energía eléctrica (HEL-011). – Otras infraestructuras y servicio: desarrollo • Reducción de barreras administrativas a los pro- en paralelo de la infraestructura y capacida- yectos de I+D+i relacionados con energías del mar des para dar soporte auxiliar a la tecnología (HEL-012). undimotriz. Este esfuerzo conlleva a su vez • Procedimientos administrativo simplificado para importantes beneficios para favorecer la ri- plataformas experimentales I+D de eólica ma- queza y oportunidades en regiones periféricas rina y energías del mar de alta especialización. con activos de sostenibilidad y protección del (HEL-010). clima. – Se precisa un importante esfuerzo en I+D en Propuestas de subvención todas las áreas de actividad que comprende la energía de las olas, para lograr a través • Programa de subvenciones a la investigación del desarrollo tecnológico hacer realidad su y desarrollo tecnológico de nuevos prototipos despegue definitivo. (Línea 1, HGL-011)). Las ayudas públicas de esta • Programa de financiación para proyectos de línea van dirigidas, entre otras, a programas de demostración de desarrollos tecnológicos in- investigación y desarrollo de tecnologías de novadores con energías renovables (Línea B, aprovechamiento de energías del mar e insta- HGL-013). Este programa englobaría aquellas laciones de conexión a red así como modelos actuaciones financieras propuestas en el PER de predicción del recurso energético marino, 2011-2020, dirigidas a la financiación –median- creación de plataformas experimentales de co- te la concesión de préstamos a la inversión– de nexión a red específica para prototipos de ener- proyectos en fase de demostración o comercial gía undimotriz. 222 Análisis por tecnologías muy incipiente (pre-comerciales), promovidos por aprovechamiento energético de las energías del entidades públicas y privadas de carácter nacio- mar. Formación y especialización de todos los nal, con posibilidad de participación de centros agentes de la cadena de valor. tecnológicos y de investigación. – Proyectos de demostración de aprovecha- Propuestas de planificación miento de energías del mar: instalaciones precomerciales para generación eléctrica. • Planificación de infraestructuras eléctricas y de • Programa de financiación para proyectos en fase gas (HGL-006). Planificación de infraestructuras comercial, pero con una cierta barrera que impi- de evacuación de energía eléctrica proveniente de de su desarrollo (Línea C, HGL-012). proyectos de energía de las olas. Es preciso un adecuado desarrollo de las redes eléctricas en las – Proyectos de aprovechamiento de energías del regiones marítimas periféricas sin dilación para mar, que por las características del proyecto asegurar la exportación de la energía de las olas tienen dificultades de financiación debido a la en los mercados. percepción del riego elevado por parte de las entidades financieras. Los objetivos a conseguir con estas actuaciones Propuetas de promoción en el sector de las energías del mar son, entre • Fomento de la implantación comercial de tecno- otros, los siguientes: logías innovadoras (HGL-015), en particular de – Incentivar el mercado apoyando la innovación las diferentes tecnologías de aprovechamiento para la reducción del riesgo inversor en ma- de energías del mar. nos del tecnólogo. – Promover alianzas más equitativas entre proyectos de investigación y demostradores

4.4.7 — Objetivos

4.4.7 Objetivos industriales. A nivel mundial, los objetivos previstos para las – Valorar otras tecnologías para establecer si- energías del mar en los horizontes 2020-2050 nergias y posibilidades de desarrollo de sis- es de 3,6 y 188 GW, respectivamente. En 2050, la temas híbridos. producción de electricidad proveniente del océano – Instrumentos de financiación acordes con los podría alcanzar el equivalente a 100 centrales nu- términos del mercado para lograr el salto de cleares. (Fuente: European Ocean Energy Roadmap la escala prototipo demostración a las plantas 2010-2050). comerciales. Propuestas de primas/tarifas a producción renovable • Establecimiento de un marco retributivo para la generación eléctrica incorporada a red (HEL-015). Establecimiento de un marco tarifario específi- co para el sector de las energías del mar, con la creación de un grupo propio dentro del Régimen Especial y un esquema de apoyo adecuado, que pudiera ser complementado en las fases iniciales por subvenciones a la inversión, que permita es- tablecer un incentivo atractivo y competitivo que active el mercado y desarrolle el sector. Propuestas de información/formación • Difusión de las Energías Renovables al conjunto de la sociedad (HGL-004). Campañas de divul- gación, imagen e información para la opinión pública que fomenten los beneficios medioam- bientales y socioeconómicos que conllevaría el 223 PER 2011-2020 Figura 4.4.28. Evolución prevista de la energía undimotriz frente a la evolución histórica de la energía eólica en Europa 500 2.500 450 400 Previsiones de The Carbon Trudt 2.000 estiman la potencia undimotriz instalada en Europa en el entorno 350 de 1-2,5 GW en 2020, confirmada Potencia anual instalada por otras fuentes como BWEA1 Potencia acumulada y el IEA-OES2 300 1.500 250 200 1.000 150 100 500 50 0 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 Eólica instalada Undimotriz instalada Eólica acumulada Undimotriz acumulada British Wind Energy Asociation 1 International Energy Agency-Ocea Energy Systems 2 Fuente: British Wind energy association, International Energy Agency–Ocean Energy Systems Según un reciente estudio realizado por los consul- costes de producción disminuyan (Chin Wai Loon, tores Frost & Sullivan, el recurso global de energía www.technicalinsights.frost.com). de las olas puede valorarse en 6.000 TWh/año, el Actualmente en España se están desarrollando los doble de la producción actual de las centrales nu- primeros proyectos pilotos de aprovechamiento de cleares, lo que supone un potencial de mercado energía de las olas, con diferentes prototipos. mundial cuantificable en 1 billón de dólares. Este estudio sostiene que la comercialización de la ener- El desarrollo de tecnología nacional para distintos gías de las olas y mareas será factible entre 5 y 10 tipos de prototipos y proyectos de desarrollo de años, a medida que la tecnología evolucione y los varios centros de pruebas, permite pensar en un 224 Análisis por tecnologías importante desarrollo industrial en el área de las estados de desarrollo, teniendo en cuenta la com- energías del mar. Actualmente, los proyectos están plejidad en la tramitación administrativa que llevan en fase de demostración y se espera que para el estos proyectos. año 2016 esté definida la mejor tecnología de cap- Se ha considerado que en el año 2016, una vez com- tación de energía del mar, que permita el desarrollo probada la fiabilidad de los equipos y dependiendo comercial del sector con la puesta en marcha de del marco legal que esté establecido, la potencia las primeras plantas comerciales de producción de instalada será de unos 10 MW. energía eléctrica proveniente del mar. Suponiendo que a partir del año 2016 y hasta 2020 El crecimiento anual de potencia instalada se ha el incremento de potencia anual instalada será de realizado en función del conocimiento de los distin- una media de 20-25 MW por año al año, tenemos tos grandes proyectos piloto de demostración que un objetivo a 2020 que alcanza los 100 MW. a día de hoy están definidos, así como de otras ini- ciativas de prototipos de menor alcance en diversos Figura 4.4.29. Potencia anual y potencia acumulada por años en MWe 120 100 100 80 75 60 50 40 30 25 25 20 10 20 20 10 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año Potencia acumulada (MW) Potencia anual (MW) Fuente: elaboración propia Considerando esta potencia instalada acumulada total por años y estableciendo unas horas equi- valentes media de 2.200, podemos estimar que la energía anual proveniente de la energía de las olas en el periodo 2010-2020 estaría en torno a 50 GWh/año. 225 PER 2011-2020 Figura 4.4.30. Potencia acumulada (MWe) y energía acumulada (GWh) por años 250 220 200 165 150 110 100 100 75 66 50 50 30 22 10 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año Potencia acumulada (MW) Energía acumulada (GWh) Fuente: elaboración propia En el gráfico anterior se puede observar cómo en nacional –la energía eólica ha superado en oca- 2020 se superan los 200 GWh de energía generada siones el 50% en términos de cobertura horaria. por toda la potencia acumulada instalada en Es- Entre las claves primordiales del espectacular de- paña de energía undimotriz, que se ha estimado sarrollo eólico alcanzado en España figuran la exis- en 100 MW. tencia de un marco normativo nacional favorable, que otorga confianza y certidumbre a los promoto- res, y el respaldo de los gobiernos autonómicos –a

4.5 — SECTOR EÓLICO través de sus planes energéticos y procedimientos

4.5 SECTOR EÓLICO través de sus planes energéticos y procedimientos administrativos. Por otra parte, la incorporación de La energía eólica es la fuente renovable que expe- continuas innovaciones tecnológicas en los aero- rimentó un mayor crecimiento en España durante generadores ha supuesto mejorar sensiblemen- el periodo de vigencia del anterior PER 2005-2010. te su comportamiento frente a red, permitiendo De hecho, en tan solo una decena de años, la apor- maximizar la integración de la generación eólica tación de la energía eólica ha pasado –de ser consi- en el sistema (nuevos procedimientos de operación, derada insignificante–, a jugar un papel sustancial adaptación de los aerogeneradores a los exigentes en el balance eléctrico. A 1 de enero de 2011, la requerimientos técnicos, mejora en sistemas de eólica acumulaba en España una potencia de unos predicción, etc.).

20.744 — MW, con una producción eléctrica superior En especial, cabe destacar dos infraestructuras

20.744 MW, con una producción eléctrica superior En especial, cabe destacar dos infraestructuras a los 43.700 GWh, y una contribución en torno al singulares desarrolladas en España en los últimos 16% a la cobertura total de la demanda eléctrica años, relacionadas con el conjunto de las energías 226 Análisis por tecnologías renovables, pero particularmente centradas en el sector eólico:

4.5.1 — Descripción del sector

4.5.1 Descripción del sector • El Centro de Control del Régimen Especial –CE- Desde el año 2001 la capacidad instalada mundial CRE–, de Red Eléctrica de España (REE) en Ma- de generación eólica ha crecido un promedio anual drid, es un centro pionero a escala mundial para del ~23%, hasta alcanzar los ~197 GW de potencia optimizar la gestión de la integración renovable instalada en 2010 (Fuente: GWEC), siendo Europa el –especialmente la eólica– en la red, que gestio- área con un mayor desarrollo, con el ~43% del total na y controla, en tiempo real, toda la generación mundial. El papel que ha jugado España en este eólica proveniente de parques mayores de 10 MW crecimiento ha sido fundamental, ya que representa (más del 98% de toda la producción eólica en Es- el ~11% de la capacidad instalada mundial en 2010 paña), que están conectados a centros de control con ~20,7 GW puestos en marcha, asociados todos de generación que canalizan las consignas de ellos a la tecnología de eólica en tierra. operación del operador del sistema. A pesar de la rápida expansión, actualmente la • El Laboratorio de Ensayos de Aerogeneradores energía eólica sólo aporta el ~1,6% del total de –LEA–, del Centro Nacional de Energías Re- electricidad generada en todo el mundo. Sin em- novables (CENER) en Navarra, representa una bargo, el resultado ha sido mucho más significativo infraestructura única en el mundo, que integra en España, donde un crecimiento acumulado en la seis centros de ensayo de última generación: generación eólica del 24% desde 2001 ha supuesto laboratorios de ensayos de palas y de tren de que el ~16% de la energía total generada en 2010 potencia, túnel de viento, laboratorio de mate- sea de origen eólico. riales compuestos y procesos, ensayos en campo de aerogeneradores y parque eólico experimental (sierra de Alaiz). En la actualidad, la energía eólica es una de las fuentes renovables donde la tecnología asociada ha alcanzado un mayor grado de madurez, espe- cialmente en lo relativo a los parques eólicos en tierra. Por ello, presenta unas importantes ex- pectativas de incrementar su contribución futura al abastecimiento energético interno –nacional y europeo–, para hacer frente a la demanda de ener- gía eléctrica. En este documento se describe, en primer lugar, la situación del sector eólico, las perspectivas de evolución tecnológica, la evaluación del potencial eólico y un análisis de los costes normalizados de energía asociados a la tecnología eólica. A conti- nuación, se presentan las barreras detectadas y las propuestas de actuación para superarlas. Por último, se indican los objetivos planteados para el conjunto de España. Dentro de cada apartado se realiza una exploración específica para cada uno de los subsectores eólicos con características claramente diferenciadas: “eó- lica terrestre”, “eólica marina” y “eólica de pequeña potencia”. 227 PER 2011-2020 Figura 4.5.1. Evolución de la potencia eólica en España y en el mundo Crecimiento de la capacidad de generación eólica mundial 400 Potencia instalada 60 66 64 67 67 61 56 52 47 42 39 35 278 300 231 189 de generación eólica (GW) 200 153 +23% 123 99 100 78 50 59 35 44 29 0 ‘01 ‘02 ‘03 ‘04 ‘05 ‘06 ‘07 ‘08 ‘09 ‘10e ‘11e ‘12e % sobre potencia mundial de 0 1 1 1 1 1 2 2 3 N.d. N.d. N.d. generación eléctrica Resto onshore UE onshore % Porcentaje de Europa sobre el total mundial Resto offshore UE offshore Crecimiento de la capacidad de generación eólica en España Potencia instalada de 40 12 14 14 16 17 15 15 14 12 11 10 9 30 24 22 20 generación eólica en España (GW) 19 20 +24% 17 15 12 10 10 8 5 6 3 0 ‘01 ‘02 ‘03 ‘04 ‘05 ‘06 ‘07 ‘08 ‘09 ‘10e ‘11e ‘12e % sobre potencia total en España 3 4 6 8 10 12 14 15 16 17 N.d. N.d. de generación eléctrica Onshore % Porcentaje de España sobre el total mundial Nota: datos estimativos de la potencia total instalada al cierre de cada año Fuente: BCG; mundial: GWEC y MAKE consult; España: Observatorio Eólico AAE, REE, planes CCAA, Acuerdo del Consejo de Ministros del 13 de Noviembre de 2009 sobre el prerregistro 228 Análisis por tecnologías Al finalizar el año 2010, España se situaba como la cuarta potencia eólica mundial –y segunda europea– en términos de potencia eólica instalada, tras China –con 44.735 MW–, Estados Unidos –con 40.180 MW–, y Ale- mania –con 27.215 MW: Figura 4.5.2. Potencia eólica instalada en el mundo a 31/12/2010 (MW)

84.345 — Total mundial: 197.105 MW

84.345 Total mundial: 197.105 MW UE-27: 42,8% 44.735 40.180

13.065 — España

13.065 España: 8.465 10,5% mundial 4.010 2.305 2010 UE-27 China EE.UU India Canadá Japón Resto Resto mundial Resto UE-27 España Fuente: EWEA y GWEC 229 PER 2011-2020 Figura 4.5.3. Potencia eólica instalada en la UE-27 a 31/12/2010 (MW) 28 27.215 Total UE-27: 84.345 MW España: 24,6% 26 24 22 20.745 20 18 16 14 12 9.840 10 8 5.795 5.660 6 5.205 3.900 3.750 4 2.235 2 0 España Francia Reino Unido Portugal Resto Dinamarca Alemia Italia Holanda Fuente: EWEA En lo que respecta a la Unión Europea en el hori- internacional, formado por promotores de parques zonte 2020, la Comisión Europea prevé un creci- eólicos, por fabricantes de aerogeneradores, y por miento espectacular para la energía eólica en la multitud de empresas relativas a la cadena de su- próxima década, asignándole el papel de la tecno- ministro de componentes (en España hay más de logía con mayor incremento de nueva potencia en 75 centros industriales relacionados con el sector funcionamiento en el período 2011-202032: 136 GW eólico, de los que 18 son fábricas de ensamblaje de hasta alcanzar los 222 GW eólicos en 2020. Estos aerogeneradores) y a las actividades de operación y 136 GW eólicos nuevos representarían más del 40% mantenimiento, nacidas y desarrolladas en parale- del incremento total previsto de potencia eléctri- lo al crecimiento del sector. Se estima que el sec- ca –aproximadamente 333 GW– en toda la Unión tor mantiene unos 35.000 puestos de trabajo, entre Europea durante el período 2011-2020. empleos directos e indirectos, a finales de 2010. Eólica terrestre Eólica marina La potencia eólica instalada en España durante el Las instalaciones eólicas marinas presentan carac- año 2010 rondó los 1.750 MW, todos ellos empla- terísticas diferenciadas frente a las instalaciones zados en tierra, la mayoría suministrada por fa- en tierra, principalmente: bricantes implantados en nuestro país, tanto con • El recurso eólico existente en el mar es superior tecnología nacional, como con tecnología foránea. que en las costas próximas. La industria eólica española ha creado un tejido • El impacto visual y acústico es menor que el de empresarial competitivo con una fuerte presencia los parques eólicos en tierra, lo que permite un Report “EU energy trends to 2030-Update 2009”, European Commission (Directorate-General for Energy & others), August 32 2010 230 Análisis por tecnologías mayor aprovechamiento del recurso eólico exis- tente, con máquinas más grandes, mayores velo- Eólica de pequeña potencia cidades de rotación y la utilización de geometrías Los parques eólicos de gran potencia son fun- más eficaces con cuerdas más finas. damentales para aumentar la contribución de la • Supone una mayor creación de empleo en las energía de origen renovable en el sistema eléctri- fases de construcción, montaje y mantenimiento, co nacional. Sin embargo, todavía no se ha apro- debido a la mayor complejidad durante la insta- vechado en España la capacidad de la tecnología lación y explotación. eólica para aportar energía renovable de forma • Posibilidad de integración en complejos marinos distribuida, mediante su integración en entornos mixtos. urbanos, semi-urbanos, industriales y agrícolas, En el mundo, a finales de 2010 se encontraban en especialmente asociada a puntos de consumo de operación 45 instalaciones eólicas marinas, to- la red de distribución. talizando unos 2.950 MW, todos ellos en el Norte Las instalaciones eólicas de pequeña potencia tie- de Europa. Comparándolo con el desarrollo de la nen una serie de ventajas adicionales respecto a la eólica terrestre, los parques eólicos marinos re- gran eólica, como una potencial mayor eficiencia presentan un 1,5% de la potencia eólica mundial. global por las pérdidas evitadas en las redes de La eólica marina sumó ~885 MW nuevos durante transporte y distribución, y que permiten la inte- 2010, con una tasa de crecimiento anual del 51%. gración de generación renovable sin necesidad de Tabla 4.5.1. Potencia eólica marina en el crear nuevas infraestructuras eléctricas. Además, mundo a 31/12/2010 pueden fomentar la implicación ciudadana en la mejora de la eficiencia energética y la lucha contra Potencia eólica el cambio climático. marina en Nº País Las características propias de las instalaciones el mundo a instalaciones 31/12/2010 (MW) eólicas de pequeña potencia las dotan de ventajas específicas que se suman a las de los parques eó- Reino Unido 1.341 15 licos de gran potencia: • Generación de energía próxima a los puntos de Dinamarca 854 11 consumo. • Versatilidad de aplicaciones y ubicaciones, ligado Holanda 249 4 al autoconsumo, con posibilidad de integración en sistemas híbridos. Bélgica 195 2 • Accesibilidad tecnológica al usuario final, facili- dad de transporte de equipamientos y montaje. Suecia 164 5 • Funcionamiento con vientos moderados, sin re- querir complejos estudios de viabilidad. Alemania 92 5 • Aprovechamiento de pequeños emplazamientos o de terrenos con orografías complejas. Irlanda 25 1 • Suministro de electricidad en lugares aislados y alejados de la red eléctrica. Finlandia 24 1 • Optimización del aprovechamiento de las infraes- tructuras eléctricas de distribución existentes. Noruega 2,3 1 • Bajo coste de operación y mantenimiento y ele- vada fiabilidad. Total 2.946 45 • Reducido impacto ambiental, por menor tamaño e impacto visual, y por su integración en entornos Fuente: EWEA humanizados. En la actualidad, todos los tecnólogos españoles Salvo contadas excepciones, las instalaciones eóli- están desarrollando modelos de aerogeneradores, cas de pequeña potencia no se están utilizando para de potencia unitaria superior a los 5 MW, para su aplicaciones de generación distribuida –cercanas al implantación específica en el mar. punto de energía–, y el vertido de los excedentes de energía eléctrica a la red, debido a estar sometidas 231 PER 2011-2020 a un régimen retributivo similar al de los parques imanes permanentes y un convertidor de potencia eólicos de gran potencia, mientras que los ratios total, que permita la mayor flexibilidad ante los cre- de inversión son muy superiores. cientes requerimientos de conexión a red. Por otra parte, el incremento de tamaño y peso, y la volati-

4.5.2 — Perspectivas de lidad del mercado de las materias primas requeri

4.5.2 Perspectivas de lidad del mercado de las materias primas requeri- rán revisiones continuas de los diseños básicos de evolución tecnológica componentes y los materiales empleados, con el objeto principal de reducir los costes tecnológicos. La tecnología más extendida de generación eólica se basa en la utilización de aerogeneradores tripala Finalmente, algunos centros de investigación de eje horizontal y rotor orientado a barlovento. Las trabajan en el desarrollo de nuevas tecnologías tecnologías de eje horizontal se han impuesto fren- de generación eólica en fase primigenia que, en te a las de eje vertical, debido a la mayor eficiencia cualquier caso, no podrán alcanzar su madurez co- eólica de las primeras. Los aerogeneradores en mercial en los próximos 10 años (Maglev, Cometas, España presentan básicamente tres tipos de tec- Globos y Giro-rotor). nologías de generación de energía eléctrica: • Generador asíncrono con rotor de jaula de ardilla Eólica terrestre (máquina de inducción, velocidad fija). Represen- En la primera década del siglo XXI se ha produ- ta aproximadamente una quinta parte de la po- cido un fuerte desarrollo de la tecnología eólica. tencia instalada. Los aerogeneradores han pasado de una potencia • Generador asíncrono con doble devanado (máqui- unitaria en el entorno de los 600 kW en 1999, a na de inducción doblemente alimentada, veloci- unos 2.000 kW de media en 2010, en su mayoría dad semi-variable). Este es el tipo de tecnología con diámetros de rotor entre 70 y 90 m, y altura de claramente mayoritario en la conexión al sistema buje entre 60 y 80 m. eléctrico español, representando en torno al 75% de toda la potencia eólica existente. En general, las máquinas eólicas han progresado • Generador síncrono (velocidad variable). Este es en todos los aspectos técnicos (materiales y peso, el tipo de tecnología que mejor se adapta a los control, disponibilidad, etc.) y en la actualidad se requerimientos de la red pues su funcionamiento están desarrollando aerogeneradores de elevada depende en gran medida de componentes elec- potencia –por encima de los 4 MW– que permiti- trónicos con alta capacidad de respuesta. Sin em- rán optimizar el aprovechamiento de los emplaza- bargo, su presencia es claramente minoritaria mientos, mejorar la calidad de la energía eléctrica en la red nacional (menor del 5%), debido a que vertida a la red con el objetivo de contribuir a la exigen la utilización de equipamientos que gene- estabilidad del sistema y maximizar la potencia ralmente suponen mayores costes de inversión. instalable. Con la tecnología actual los parques eólicos en Para la tecnología eólica en tierra, en el horizon- España –en emplazamiento en tierra– presentan te 2011-2020, a los fabricantes nacionales se les habitualmente un factor de capacidad entre 1.900 plantea como prioritario realizar esfuerzos enca- y 2.900 horas anuales equivalentes. Los parques minados hacia los siguientes objetivos: eólicos marinos disfrutan de una mayor intensidad • Desarrollo de aerogeneradores con potencia uni- de viento laminar a menores altitudes, lo que per- taria en el rango de los 5 a 10 MW. mite utilizar torres de menor altura y obtener más • Optimización de la fiabilidad técnica de aeroge- de 3.000 horas anuales equivalentes. neradores y parques eólicos, especialmente en En cuanto a las tendencias tecnológicas principa- terrenos complejos y condiciones climáticas ex- les durante la próxima década, no son previsibles tremas. Aumento de la vida útil de las máquinas. grandes cambios tecnológicos o disruptivos en la • Aplicación de nuevos materiales más resistentes generación eólica, de manera que las mejoras fu- y con menores costes asociados, en particular en turas vendrán determinadas por innovaciones in- la fabricación de palas, para optimizar el aprove- crementales sobre la base de la tecnología actual. chamiento del recurso. Se tiende cada vez más hacia una configuración sin • Sistemas avanzados de control de la calidad de multiplicadora o con multiplicadora simplificada la energía cedida a la red, en particular, para la (menos etapas, media velocidad), un generador de adaptación de los nuevos aerogeneradores a los 232 Análisis por tecnologías requisitos, cada vez más exigentes, de control de industria nacional realizar esfuerzos encaminados tensión y de respuesta ante perturbaciones de hacia los siguientes objetivos (ver apartado eólico la red –variaciones de frecuencia y otros–, per- del capítulo 10 de I+D+i, para más detalle): mitiendo a los parques eólicos una participación • Desarrollo de aerogeneradores con potencia uni- más activa en la operación del sistema eléctri- taria en el rango de los 10 a 20 MW, adaptados co. En este sentido, son reseñables los avances a los mayores requerimientos técnicos para su conseguidos hasta ahora gracias al esfuerzo implantación mar adentro y con una elevada fia- del sector eólico, sincronizados con los nuevos bilidad técnica. procedimientos de operación promovidos por el • Desarrollo de plataformas marinas experimen- operador del sistema. tales nacionales para la I+D de subestructuras En definitiva, el objetivo fundamental estará dirigido de cimentación para profundidades medias, de a la mejora de la competitividad de la tecnología diseños flotantes para aguas profundas, y de ae- eólica nacional frente a otros competidores interna- rogeneradores marinos. cionales y otras fuentes de generación, mediante la • Reducción de ratios de inversión y costes de ex- reducción de costes, el incremento de la fiabilidad plotación para conseguir la máxima competitivi- y disponibilidad de los aerogeneradores. dad internacional. Además de los parques experimentales, resultan Eólica marina de primordial importancia para la validación de los nuevos prototipos las infraestructuras de ensayo La potencia unitaria de los aerogeneradores en el –a nivel nacional– de los principales componentes mar es superior a la de las turbinas en tierra. Si de aerogeneradores, como las plantas de ensayo de bien no existe en la actualidad ninguna instalación palas y las plantas de ensayo del tren de potencia. eólica en el litoral español, es probable que los Estas infraestructuras que ya están funcionando en primeros aerogeneradores localizados en nues- las instalaciones del Centro Nacional de Energías tro litoral durante la próxima década superen los Renovables en Sangüesa, precisarán la adecua- 4 MW, permitiendo un mejor aprovechamiento de ción de sus capacidades a prototipos en el rango los emplazamientos. de 10-20 MW. La profundidad media de los parques eólicos mari- nos existentes en el mundo (en Europa, en el Mar Eólica de pequeña potencia del Norte) es inferior a los 50 m, encontrándose cerca del 60% en cotas batimétricas inferiores a Dentro de este segmento, pueden distinguirse los 20 m. Únicamente un parque comercial, el de dos rangos de potencia –umbral de 10 kW–, de Beatrice en Escocia, supera ligeramente las pro- necesaria consideración específica, tanto por sus fundidades de 50 m, que puede considerarse el aplicaciones diferenciadas, como por su potencial límite batimétrico para la tecnología actual, y para tratamiento regulatorio diferenciado en la conexión la práctica totalidad de los parques eólicos comer- de instalaciones, y por los distintos órdenes de ciales que se pongan en España hasta el año 2020. magnitud que presentan en los ratios técnico- económicos y de producción asociados, elementos Si bien existe una treintena de proyectos eólicos esenciales en la determinación de la retribución marinos en las costas españolas, Cádiz, Huelva, necesaria para dotar a estas instalaciones de una Castellón, Tarragona, La Coruña, Islas Canarias,… rentabilidad razonable: en España no existe ningún parque eólico marino en servicio. Como se presenta en el apartado 4.5.3.2, de evaluación del potencial eólico marino, a pesar de las vastas zonas disponibles aparentemente en el dominio público marítimo-terrestre español, las condiciones de la costa española dificultan el desa- rrollo de esta tecnología, debido a la escasez real de ubicaciones marinas aptas cercanas a la costa y de baja profundidad. Para la tecnología eólica marina, en el horizonte 2011-2020, se plantea como prioritario para la 233 PER 2011-2020 Tabla 4.5.2. Subdivisión de la eólica de pequeña potencia (datos estimados año 2011) P ≤ 10 kW 10 kW < P ≤ 100 kW Doméstico Industrial Aplicaciones Comercial Residencial colectivo Agrícola Terciario Procedimiento abreviado con menores requisitos Procedimiento abreviado, Potencial tratamiento normativo Mayor agilidad en la tramitación excluidas del régimen de en la conexión (con consumos administrativa autorización administrativa asociados) previa Posibilidad de conexión directa a la red interior Ratios de inversión (instalación Aprox. 3.500 €/kW (superior a Rango de 2.500 a 3.300 €/kW completa, incluyendo inversor) 4.000 €/kW para P < 3 kW) Producción (horas equivalentes) Aprox. 1.200 h Aprox. 1.750 h Costes de explotación Aprox. 18 €/kW Rango de 8 a 18 €/kW La investigación, desarrollo e innovación asociada al segmento de la eólica de pequeña potencia, ha estado muy activa durante los últimos años, con- centrada principalmente en el Proyecto Singular Estratégico (PSE) “Minieólica”, promovido por el Ministerio de Ciencia e Innovación y coordinado por CIEMAT. Este PSE ha aglutinado buena parte de la actividad investigadora en España en esta área, abarcando todos los aspectos relacionados con el impulso del sector, desde el diseño y fa- bricación de nuevos aerogeneradores hasta los aspectos legislativos y normativos que afectan, pasando por la caracterización del recurso eólico para la eólica de pequeña potencia y el desarrollo de componentes concretos. A pesar de ser una tecnología relativamente más sencilla que la asociada a la eólica de gran poten- cia, existen numerosos desafíos tecnológicos en este subsector: mejora de la fiabilidad, conexión a la red, emisiones sonoras e integración arquitec- tónica, estudio de recurso y mapas eólicos urba- nos, sin olvidar los retos tecnológicos de carácter estructural –al presentar velocidades de giro muy superiores a los aerogeneradores de gran poten- cia–, y la problemática asociada al mantenimiento en lugares remotos. 234 Análisis por tecnologías

4.5.3 — Evaluación del potencial Eólica terrestre

4.5.3 Evaluación del potencial Eólica terrestre La figura siguiente representa el recurso eólico Para la estimación del potencial de recurso eólico existente en el territorio nacional33, en términos de en tierra se ha utilizado la siguiente metodología, velocidad de viento media a 80 m de altura, tomada a partir de unos supuestos comunes para todas como representativa de las alturas de buje de los las regiones: aerogeneradores comerciales actuales: • Filtrado de zonas con recurso eólico aprovecha- Figura 4.5.4. Distribución de la velocidad de ble: en el horizonte 2020, se ha utilizado como hi- viento en España, a 80 m de altura pótesis de emplazamiento en tierra con potencial eólico suficiente, aquellas zonas que presentan una velocidad media anual de 6 m/s a la altura de 80 m sobre el nivel del suelo (menos de una cuarta parte del territorio). • Filtrado de zonas por motivos técnicos: si bien, en un estudio de microescala –a nivel de parque eólico– el número de estos impedimentos puede ser elevado y debe ser estudiado in situ, se indican los criterios generales utilizados34 para filtrar las ubicaciones en las que no es posible implantar una instalación eólica, a priori: – Altitud igual o superior a 2.000 m.s.n.m. – Distancia menor de 500 m de una población. – Distancia menor de 100 m, respecto del eje de una carretera autonómica, o a menos de 200 m respecto del eje de una autopista, autovía o Viento medio a 80 m/s carretera nacional. <4,0 5,5-6,0 7,5-8,0 9,5-10,0 – Lagos o embalses (hidrología). 4,0-4,5 6,0-6,5 8,0-8,5 >10,0 – Distancia menor de 250 m de una línea de transporte eléctrico. 4,5-5,0 6,5-7,0 8,5-9,0 5,0-5,5 7,0-7,5 9,0-9,5 Para desarrollar el “Atlas Eólico de España”, en el que se basa este apartado, se recurrió a un modelo de simulación me- 33 teorológica y de prospección del recurso eólico a largo plazo, estudiando su interacción con la caracterización topográfica de España, sin llevar a cabo una campaña de mediciones específica (si bien sí se utilizaron datos reales del recurso para la validación de los resultados de la herramienta de simulación adoptada). Este método presenta una especial utilidad para la prospección de las zonas con mayor recurso eólico, permitiendo, en términos generales, obtener una aproximación razonable sobre el potencial eólico de grandes extensiones. Para disponer de una estimación fina del recurso eólico para un emplazamiento concreto, deben realizarse campañas de prospección “in situ”, durante el tiempo suficiente, mediante la instalación de una o varias torres meteorológicas con la instrumentación precisa. Para la representación visual del recurso eólico disponible en cada zona, se ha utilizado la siguiente paleta de colores: • Bajo: velocidad de viento medio anual (v) < 5 m/s, en tonos azulados • Medio-bajo: 5 m/s ≤ v < 6,5 m/s, en tonos verdosos • Medio-alto: 6,5 m/s ≤ v < 8 m/s, en tonos amarillos y naranjas • Elevado: v ≥ 8 m/s, en tonos rosas y rojizos Además de estos criterios técnicos, existirían otros de carácter general que no pudieron ser valorados con la información 34 disponible: áreas restringidas para la seguridad nacional, servidumbres aeronáuticas, líneas eléctricas de distribución, fluviales, patrimonios culturales o arqueológicos, cotos y explotaciones mineras, etc. 235 PER 2011-2020 • Filtrado de zonas por motivos medio ambientales: Tabla 4.5.3. Resumen de la superficie se ha excluido la superficie ocupada por los Es- disponible tras la aplicación de los pacios Naturales Protegidos declarados por las filtrados comunidades autónomas35. Si bien para el cálculo del potencial eólico terrestre no se han excluido km2 % las áreas catalogadas como espacios protegidos Red Natura 2000, en éstas necesariamente ha- Superficie terrestre brán de acatarse las condiciones establecidas 506.215 100 total España por la reglamentación vigente, y en particular por la Ley 42/2007 del Patrimonio Natural y de Superficie con la Biodiversidad. A este respecto, igualmente es velocidad media reseñable la importancia del necesario respe- anual superior a 118.625 23,43 to a las “Directrices de conservación de la Red 6 m/s, a 80 m de Natura 2000” (en elaboración por el Ministerio altura de Medio Ambiente, con la participación de las Superficie tras comunidades autónomas, en el marco del “Plan filtrado técnico y Estratégico Estatal del Patrimonio Natural y la 95.808 18,93 velocidad superior Biodiversidad”), contemplada en la mencionada a 6 m/s Ley 42/2007, pues “constituirán el marco orien- tativo para la planificación y gestión de dichos Superficie tras espacios y serán aprobadas mediante acuerdo filtrado técnico, ENP 83.120 16,42 de la Conferencia Sectorial de Medio Ambiente”. y velocidad superior a 6 m/s Unos 166.000 km2 –el 33% del territorio español– se verían afectados por la aplicación de los filtrados de Ratio de aprovechamiento eólico terrestre por índole técnica y medioambiental (ENP) considera- unidad de superficie dos. De la superficie restante, el 25% –83.120 km2– Esta relación representa la hipótesis de mayor dispondría de un recurso eólico aprovechable en los relevancia en la estimación del potencial eólico términos estimados, lo que representa el 16,42% existente, pues permite cuantificar –en términos de la extensión terrestre total de España: de potencia de generación eléctrica– el nivel de capacidad de aprovechamiento eólico que podría obtenerse en cada km2 del territorio con un re- curso suficiente. Cabe resaltar que esta relación es sensible a la evolución tecnológica de los ae- rogeneradores, por lo que no se trata de un valor estable en el tiempo. Igualmente hay que tener en cuenta que el número de aerogeneradores que puedan implantarse en una superficie determi- nada depende de las condiciones orográficas de los emplazamientos disponibles con recurso eó- lico suficiente. En este sentido, se estimó que la potencia me- dia unitaria de 2 MW podría ser representativa del parque tecnológico existente en España en La determinación de estos enclaves tiene la finalidad fundamental de mantenerlos en condiciones especiales de preser- 35 vación de la naturaleza, con una reducida presencia de actividad humana. En general, los Espacios Naturales Protegidos están formados por Reservas Naturales Integrales, Parques Nacionales, Monumentos Naturales, Áreas de gestión de hábitat/especies, Paisajes Protegidos y Áreas protegidas con recursos gestionados 236 Análisis por tecnologías el horizonte 202036. Tras considerar un área de Figura 4.5.5. Potencial eólico estimado en afectación eólica para un parque eólico tipo en el España (GW) en función de la velocidad de horizonte 2020, se concluyó que podría utilizarse viento mínima una cifra en el entorno de los 4 MW por km2, como representativa del ratio de aprovechamiento eóli- 350 332 co terrestre por unidad de superficie en España, que coincidiría con el valor propuesto por la EEA 300 para orografías complejas, como sucede con bue- na parte del territorio nacional con recurso eólico 250 aprovechable, e igualmente estaría en línea con 200 los resultados de otros estudios de implantación (GW) eólica en terrenos complejos37. Las conclusiones 151 más significativas, tras la aplicación de dicho ratio, 150 son las siguientes: 100 70 • El potencial eólico total de España con velocidad media anual superior a los 6 m/s a 80 m de altura, 50 33 se sitúa alrededor de los 330 GW. • Si la velocidad media anual mínima considerada 0 fuera de 6,5 m/s, el potencial se reduciría hasta 6,0 6,5 7,0 7,5 unos 150 GW. Velocidad media anual a 80 m (m/s) La figura siguiente representa cómo evoluciona- ría el potencial eólico disponible en función de la Cabe resaltar que existen otras limitaciones o velocidad media anual –a 80 m de altura– mínima restricciones no consideradas, que afectan a las necesaria para que un parque eólico tipo se con- posibilidades de implantación de cada proyecto sidere técnico-económicamente viable, pudiendo eólico concreto en tierra y, por tanto, suponen una igualmente servir de referencia para analizar el reducción significativa del potencial eólico efectivo: recurso existente con criterios de eficiencia ener- • Consideraciones y limitaciones adicionales que gética en el sistema: contemplen los órganos competentes de cada Co- munidad autónoma en materia de planificación energética y ambiental. • Cumplimiento de requisitos municipales, necesa- rios para la obtención de la licencia de actividad y obra pertinente. • Viabilidad técnico-económica de las infraestruc- turas de evacuación necesarias hasta el punto de conexión al sistema eléctrico. • Otros condicionantes técnicos: servidumbres de seguridad nacional, aeronáuticas, eléctricas (líneas de distribución) y fluviales; existencia de patrimonio arqueológico o cultural en las inme- diaciones; existencia de áreas de aprovechamien- to cinegético, agrícola y ganadero exclusivos, 36 La Agencia Europea Medioambiental, EEA, utiliza máquinas de 2 MW de potencia unitaria media de los aerogeneradores en tierra en el horizonte 2030 (“Europe’s onshore and offshore wind energy potential”. EEA Technical report No 6/2009). A finales de 2009 en España se encontraban en marcha más de 18.000 aerogeneradores, con una potencia media unitaria ligeramente superior al megavatio, si bien la potencia media unitaria de las máquinas puestas en servicio durante 2009 ya alcanzó los 2 MW. Teniendo esto en cuenta, durante la próxima década necesariamente tendrá lugar una significativa repotenciación del parque tecnológico nacional 37 CESI, 2003. Valutazione delle prospettive esistenti in Italia, per la generaciones elettrica da fonte eolica in ambiente mon- tano d’alta quota. SFR-A3/023636 237 PER 2011-2020 cotos o explotaciones mineras; imposibilidad de parques eólicos marinos (mayores de 50 MW) y transporte y/o montaje de equipos por dificulta- los usos o actividades ya establecidos. des orográficas, etc. • Color amarillo: “zonas aptas con condicionantes”, • La percepción social sobre los parques eólicos, donde el desarrollo de parques eólicos marinos tanto para una única instalación, como para el está condicionado, a falta de mayor información incremento de la densidad de parques eólicos en de detalle. cada zona. • Color verde: “zonas aptas”, en las que no se de- tectó incompatibilidad, en términos de planifica- Teniendo presente las limitaciones y restricciones ción estratégica. indicadas, cuya detección y evaluación necesaria- mente deben derivarse a los procesos específicos de Cabe resaltar que la aptitud ambiental definitiva de tramitación administrativa, merece especial aten- la implantación eólica marina en las zonas clasifi- ción que, del análisis realizado del potencial eólico cadas como “aptas” y “aptas con condicionantes” disponible, se desprende que existiría un potencial se determinará para cada proyecto específico, tras eólico terrestre superior a los 35 GW en el horizonte los necesarios estudios de detalle. 2020 que sería posible aprovechar sin necesidad de afectación a las figuras ambientales catalogadas como espacios protegidos Red Natura 2000. Eólica marina Para evaluar la superficie útil disponible para la instalación de parques eólicos marinos, se han te- nido en cuenta tanto aspectos medioambientales como técnicos: • Consideraciones medioambientales: zonificación del “Estudio Estratégico Ambiental del Litoral Es- pañol” para la implantación de parques eólicos marinos. • Consideraciones técnicas: profundidades marinas (batimetría) adecuadas a la situación actual de la tecnología eólica marina. • Consideraciones económicas: disponibilidad de recurso eólico suficiente para que puedan im- plantarse parques eólicos marinos, considerando la mayor inversión y gastos de explotación asocia- dos frente a los parques eólicos en tierra. Filtrado medioambiental: zonificación del “Estudio Estratégico Ambiental del Litoral Español” (EEAL) El “Estudio Estratégico Ambiental del Litoral Es- pañol”, aprobado en abril de 2009 por los Minis- terios de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino e Industria, Turismo y Comercio incluye una zo- nificación marina, según el grado de afección de los potenciales parques eólicos marinos –mayo- res de 50 MW– en cada área del litoral, a escala general de planificación, con el siguiente código de colores: • Color rojo: “zonas de exclusión”, en las que se detectó incompatibilidad entre la existencia de 238 Análisis por tecnologías Figura 4.5.6. Zonificación “Estudio Estratégico Ambiental del Litoral” para parques eólicos marinos La siguiente tabla muestra la distribución de su- Tabla 4.5.4. Superficie desglosada según perficies, en el ámbito del estudio –franja litoral tipo de la zonificación EEAL de 24 millas náuticas desde la línea de base recta, más las aguas interiores– como resultado de la Zonificación EEAL zonificación que establece el “Estudio Estratégico Ambiental del Litoral” para la implantación de par- ques eólicos marinos: Superficie Superficie útil (km2) (%) Aptas 84.666 36,7 Condicionadas 89.759 39,0 Excluidas 55.889 24,3 Total 230.313 100 Se observa que el 75% del litoral español se encontraría disponible, a priori, para la implan- tación de parques eólicos marinos como resul- tado de la zonificación del “Estudio Estratégico 239 PER 2011-2020 Ambiental del Litoral”, siendo necesarios es- Tabla 4.5.6. Superficie desglosada según tudios de detalle que determinen la viabilidad tipo de la zonificación EEAL, filtrada con medioambiental definitiva. batimetría y recurso eólico Filtrado por razones técnicas: batimetría Zonificación EEAL + Las zonas útiles para la ubicación de parques batimetría por encima de eólicos marinos también se ven limitadas por -50 m + recurso eólico ≥7,5 razones técnicas, especialmente debido a la ne- m/s, a 80 m de altura cesidad de implantar un parque eólico marino a bajas profundidades –inferior a los 50 m–, has- Superficie Superficie ta que madure la incipiente tecnología actual de útil (km2) (%) anclaje de aerogeneradores en aguas profundas. Esta restricción técnica disminuye la superficie Aptas 31 0,9 útil de manera muy considerable, pues se redu- ce hasta un 8,15% de la extensión inicial, con la Condicionadas 1.381 39,1 siguiente distribución: Tabla 4.5.5. Superficie desglosada según Excluidas 2.116 60,0 tipo de la zonificación EEAL, filtrada con batimetría Total 3.528 100 Zonificación EEAL + filtrado batimetría (cotas por A escala general de planificación, se han detec- encima de -50 m) tado las siguientes zonas marinas como las más adecuadas en términos batimétricos y de recurso eólico disponible para la implantación de parques Superficie Superficie eólicos marinos a gran escala en España: útil (km2) (%) • En el litoral Cantábrico: costas de la provincia Aptas 512 2,7 de La Coruña, bajo la influencia de los frentes atlánticos. Condicionadas 6.110 32,5 • En el litoral Atlántico Sur: costas occidentales de la provincia de Cádiz (Bahía de Cádiz, Cabo Excluidas 12.159 64,7 de Trafalgar y Estrecho de Gibraltar hasta Punta Tarifa). Total 18.782 100 • En el litoral Mediterráneo: costas orientales de la provincia de Cádiz; costas de la provincia de Almería (Cabo de Gata y costas de Punta Entinas Filtrado por disponibilidad de recurso eólico y Punta de los Baños); costas septentrionales Se ha considerado que los emplazamientos mari- del Delta del Ebro en la provincia de Tarragona; nos con una velocidad de viento medio anual infe- costas de la provincia de Gerona (Cabo de Creus rior a 7,5 m/s a 80 m –altura de buje estimada para e Islas Medas); y costas nororientales de la Isla un aerogenerador marino– harán inviables técnico- de Menorca. económicamente un proyecto eólico marino en esa • En el litoral del archipiélago Canario: en general, zona. Se estima que dicha velocidad media podría en las costas sudorientales y noroccidentales de suponer del orden de 2.640 horas equivalentes de las Islas de Fuerteventura, Gran Canaria, Tene- funcionamiento neto, considerando la curva de po- rife, La Gomera, y zonas puntuales en Lanzarote tencia tipo descrita en la tabla 5 y unas pérdidas y La Palma. globales entre el 15 y el 20%. Tras este filtrado adi- cional, en total, quedaría útil menos del 1,6% de la A continuación, se incluyen todos los filtrados rea- extensión inicial del ámbito del estudio, distribuida lizados en una única tabla: de la siguiente manera: 240 Análisis por tecnologías Tabla 4.5.7. Resumen de la superficie disponible en el litoral español + Filtrado batimetría + Filtrado recurso Zonificación EEAL- (cotas por encima de eólico (v ≥ 7,5 m/s, a parques marinos - 50 m) 80 m de altura) Superficie Superficie Superficie litoral S (%) restante S (%) restante S (%) (km2) (km2) (km2) Zonas aptas 84.666 36,8 512 2,7 31 0,9 Zonas aptas con condicionantes 89.759 39,0 6.110 32,5 1.381 39,1 Zonas de exclusión 55.889 24,2 12.159 64,8 2.116 60,0 Total litoral español 230.313 Superficie apta tras filtrados 174.425 6.623 1.412 % apta resp. superficie total 75,73 2,88 0,61 • Superficie total de estudio (franja 24 millas) clasificadas como “aptas” y “aptas con condicio- ≈ 230.000 km2. nantes” por el “Estudio Estratégico Ambiental del • Superficie con cotas batimétricas técnicamen- Litoral” (para la implantación de parques eólicos te viables para proyectos a medio plazo (hasta marinos –con potencia superior a los 50 MW–), en 50 m de profundidad) ≈ 19.000 km2, de los que las mencionadas condiciones batimétricas y de dis- unos 6.600 km2 corresponderían a zonas “aptas” ponibilidad de recurso eólico suficiente, sería de y “aptas con condicionantes”. unos 8.500 MW. • Superficie con profundidades menores de 50 m Es importante resaltar que la superficie efectiva y recurso eólico suficiente (≥ 7,5 m/s, a 80 m de por consideraciones medioambientales será toda- altura) ≈ 3.500 km2, de los que unos 1.400 km2 vía menor pues, como se ha mencionado, la aptitud corresponderían a zonas “aptas” y “aptas con ambiental definitiva de la implantación eólica marina condicionantes”. en las zonas clasificadas como “aptas” y “aptas con Estos resultados limitan sobremanera el desarrollo condicionantes” se determinará para cada proyecto de la eólica marina en el litoral español, a pesar de específico, tras los necesarios estudios de detalle. las aparentemente extensas zonas disponibles en el Por último, en horizontes más alejados del 2020, dominio público marítimo-terrestre: alrededor de 23 la eólica marina en aguas profundas presenta un millones de ha en la franja de 24 millas, con unos potencial y previsiones de crecimiento muy eleva- 4.830 km de costa en la península y otros 3.049 km dos, que requiere un arduo esfuerzo de desarrollo de costa en los sistemas insulares y extra-peninsu- tecnológico durante esta década para permitir la lares (Fuente: “Atlas Nacional de España” del IGN). futura viabilidad e implantación de parques eólicos Ratio de aprovechamiento eólico marino por marinos comerciales. unidad de superficie Este ratio es altamente sensible a la evolución del Eólica de pequeña potencia nivel tecnológico de los aerogeneradores, por lo que no se trata de un valor estable en el tiempo. No Uno de los aspectos específicos importantes de la obstante, una buena estimación puede obtenerse generación eólica de pequeña potencia es la carac- del ratio medio de aprovechamiento marino del or- terización del recurso eólico. den de 6 MW/km2. Aplicando este ratio, el potencial eólico marino en el litoral español, en las zonas La práctica habitual durante los últimos años ha sido caracterizar el recurso eólico para la 241 PER 2011-2020 aplicación de grandes aerogeneradores instalados netas, ubicadas en emplazamientos con menor en parques eólicos, que difiere notablemente de las recurso que el de los primeros parques instalados aplicaciones típicas de la eólica de pequeña poten- en España. Por el contrario, las repotenciaciones cia. En los últimos años se han elaborado sendos que tengan lugar en el corto plazo podrán generar, mapas eólicos, por el IDAE y el CENER, para todo con la tecnología actual, un mínimo de 2.500 horas el territorio estatal susceptibles de ser usados en anuales equivalentes de electricidad de valor medio aplicaciones eólicas de pequeña potencia, si bien (ganancia de producción en torno al 20% respecto en una fase germinal de los proyectos. Dentro del a las instalaciones desmanteladas). PSE-Minieólica se está elaborando un tercer mapa Las instalaciones en tierra suponen una inversión eólico nacional, específicamente diseñado para su inicial de entre 1 y 1,3 M€2010/MW para instalacio- uso en aplicaciones de pequeña potencia. nes de 50 MW. El rango depende principalmente de En relación a la caracterización del recurso eólico cuatro factores: altura de la torre, potencia, con- para la eólica de pequeña potencia, hay que indicar figuración multiplicador/generador y distancia al la dificultad de la misma cuando se trata de apli- punto de evacuación a la red. caciones en zonas urbanas. En este sentido, son • El rango inferior quedaría determinado por insta- necesarios estudios más pormenorizados, con un laciones que utilizan aerogeneradores de menos nivel de detalle que depende de la ubicación del altura (~60 m) y potencia (~850 kW), con multipli- aerogenerador dentro del entorno urbano (el nivel cador de tres etapas y generador asíncrono DFIG de detalle puede llegar a edificio por edificio). A (Doubly-Fed Induction Generator) en ubicaciones modo de ejemplo, en Lanzarote se está llevando cercanas al punto de conexión a la red (~5 km). a cabo una caracterización del recurso eólico con • El rango superior corresponde a instalaciones con esta perspectiva, que resulta pionera en España y aerogeneradores de mayor altura (~100 metros) se une a otras iniciativas similares en otros países y potencia unitaria (~2,5 MW), sin multiplicador del mundo. pero con generador síncrono de imanes perma- nentes y en ubicaciones alejadas del punto de

4.5.4 — Análisis de costes conexión (~20 km)

4.5.4 Análisis de costes conexión (~20 km). El coste actual de la generación eléctrica a partir Cabe resaltar que el rango del ratio de inversión de la tecnología eólica en España se estima entre indicado no considera las inversiones adicionales 5,9 y 9,1 c€2010/kWh para instalaciones en tierra provenientes de compromisos empresariales que, (correspondiente a un rango entre 2.900 y 1.900 ho- en algunos casos, emanan de la adjudicación de ras anuales equivalentes respectivamente) y entre concursos eólicos de ámbito regional. 9,2 y 13,2 c€2010/kWh para instalaciones marinas Los costes de explotación se estiman en (correspondiente a un rango entre 2 y 50 km de ~45.000 €2010/MW/año, el cual se ha mantenido distancia a la costa respectivamente, y 3.300 horas prácticamente constante en términos reales du- anuales equivalentes, basado en los parques eóli- rante la última década38. Este valor no está con- cos marinos existentes en el mundo). siderando tributos de índole local o autonómica que no sean de aplicación general al conjunto de Eólica terrestre territorio nacional. Los costes normalizados de energía medios para los parques eólicos en tierra puestos en marcha en España durante 2010 se estiman alrededor de los 7,7 c€2010/kWh, correspondiente a instalaciones que rindan unas 2.200 horas anuales equivalentes Este coste se compone de entre 9 y 12 c€2010/MWh de mantenimiento de los aerogeneradores, de 1.200 €2010/MW de 38 mantenimiento de la instalación eléctrica, de unos seguros anuales equivalentes a ~0,75% de la inversión, de un coste de alquiler situado entre 4.000 y 6.000 €2010/MW (aunque existe una tendencia a contratar el alquiler como un porcentaje –2/3%– de los ingresos), de unas tasas cercanas a 3.000 €2010/MW y de unos costes adicionales de gestión y administración de 6.000 €2010/MW 242 Análisis por tecnologías Figura 4.5.7. Costes de inversión de un parque eólico en tierra Estimación de la inversión para generación eólica onshore de gran potencia en 2010 (50 MW) Miles Coste de la inversión de un parque 1,5 1.307 131 315 Máximo 980 26 6 31 1,0 105 65 20 25 16 99 236 50 eólico onshore (’000€/MW) 79 0,5 Mínimo 992 744 0 Aerogenerador1 Obra civil e Instalación Subestación Costes de Total ingeniería eléctrica y conexión promoción eléctrica Rangos de costes de inversión • ~75% de la inversión total Aerogenerador - Altura (+0,5% por metro adicional) - Configuración generador- multiplicador (+10% para generadores síncronos) - Potencia (+6% por MW para misma altura) Obra civil e ingeniería • ~8% de la inversión total Instalación eléctrica • ~5% de la inversión total Subestación y conexión • ~10% de la inversión total eléctrica - 100.000 €/km de línea eléctrica aérea y 700.000 €/km de línea eléctrica subterránea Promoción • ~2% de la inversión total 1 Precio incluyendo transporte, montaje y margen EPC Nota: el precio de un aerogenerador (incluyendo transporte e instalación) varía en función de la potencia del generador eléctrico y la altura de la torre. El valor de ~744.000 €/MW es para un aerogenerador de 850 kW y 55 metros de altura, mientras que el precio de ~980.000 €/MW es para un aerogenerador de 2 MW y 100 metros de altura. Para los cálculos sólo se han considerado aerogeneradores de 2 MW, con un precio de 840.000 €/MW para 66 metros de altura y 980.000 €/MW para 100 metros de altura Fuente: BCG; EWEA; WindDirections 2007; Intermoney; AEE; análisis BCG 243 PER 2011-2020 Evolución esperada de los costes normalizados funcionamiento equivalentes asociadas a emplaza- de energía mientos con la tecnología disponible en 2010. Las Durante la próxima década se prevé una signifi- mejoras tecnológicas harán viables localizaciones cativa reducción de los costes normalizados de la que con anterioridad no hubieran sido rentables energía eólica en tierra. Se han definido tres sendas porque el factor de capacidad resultaba excesiva- de evolución distintas en función de las horas de mente bajo. Tabla 4.5.8. Evolución prevista de los costes normalizados de energía de un parque en tierra Parque eólico Coste de generación (c€2010/kWh) terrestre Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Instalación de 50 MW en ubicación de 9,1 8,8 8,6 8,4 8,2 8,0 7,8 7,6 7,4 7,3 7,1 1.900 horas en 2010 Instalación de 50 MW en ubicación de 7,5 7,3 7,0 6,9 6,7 6,6 6,4 6,2 6,1 5,9 5,8 2.200 horas en 2010 Instalación de 50 MW en ubicación de 5,9 5,7 5,6 5,4 5,3 5,2 5,0 4,9 4,8 4,7 4,6 2.900 horas en 2010 Probablemente los parques nuevos tenderán a lo- Figura 4.5.8. Sensibilidad de los costes calizaciones de menor número de horas y mayores normalizados de energía de un parque costes de inversión mientras que las repotencia- eólico en tierra a la producción ciones disfrutarán de más horas de viento y de Eólica en tierra Coste de generación (c€/kWh)1 menores costes debido a que parte de las infraes- tructuras están construidas y los aerogeneradores 30 son de menor potencia y altura. Parques Parques nuevos repotenciados 20 8,9 7,7 10 7,2 5,9 0 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 Horas anuales equivalentes (Miles) 1 Parque de 50 MW situado a 10 km del punto de conexión eléctrica y compuesto por 25 aerogeneradores de 2 MW Nota: se asume un coste de capital del proyecto de 7,8% (nominal post-tax) y un coste de capital de los fondos propios de 12,5% (nominal post-tax) Fuente: BCG La principal palanca de reducción del coste de ge- neración eólica en tierra corresponde a la mejora esperable en el factor de capacidad, que hará viables localizaciones que antes no lo eran por la insuficiente 244 Análisis por tecnologías calidad del viento. Si tenemos este efecto para una Adicionalmente, la reducción prevista de los cos- misma localización, la mejora del factor de capacidad tes de inversión39 (por evolución tecnológica y alta permitiría reducir los costes normalizados de energía competencia internacional, fundamentalmente) ex- en torno a 1 c€2010/kWh para parques instalados en plicaría en torno a un 40% de la reducción de costes 2020. Ello representaría aproximadamente el 50% del normalizados de energía, mientras que el restante potencial de reducción en el coste de generación de 10% sería atribuible a reajustes esperables en los la eólica terrestre de gran potencia. costes de operación: Figura 4.5.9. Palancas de reducción de coste en los parques eólicos en tierra Evolución en el coste de generación onshore 21 18 15 12 de media y gran potencia (c€/kWh) 53 39 8 9 7,2 0,9 0,6 0,1 6 5,6 -22% 3 0 Total 2010 Factor de carga Coste de inversión Coste de operación Total 2020 % Porcentaje de reducción en el coste de generación Fuente: BCG Eólica marina Las dos palancas clave que determinan el coste de una instalación eólica marina de profundidad Para los parques eólicos marinos en España en el inferior a ~50 metros son la distancia a la costa y horizonte 2020 se han considerado localizaciones la potencia total de la instalación. La distancia a la de profundidad no superior a 50 metros, utilizando costa determina el coste de compra e instalación anclaje submarino mediante monopilotaje (hasta del cable submarino, que se estima entre 3 y 3,5 aprox. 30 m) y soluciones del tipo trípode y tripilo- M€2010/km para una potencia de hasta 400 MW. taje. Estas configuraciones se contemplan como El coste de operación se calcula en las únicas soluciones viables tecnológicas a corto ~110.000 €2010/MW40. y medio plazo, especialmente el monopilotaje. En este caso, el rango de costes de inversión se sitúa El factor de capacidad medio para parques puestos entre 1,8 y 3,9 M€2010/MW para instalaciones de en marcha en 2010 se ha estimado en ~3.300 horas 150 MWel. anuales equivalentes de acuerdo con datos públicos 39 Las previsiones de evolución de costes de generación están basadas en las siguientes hipótesis de desarrollo tecnológico y del entorno: – Potencia eólica en tierra total mundial: ~700 GWel en 2020 y ~1.400 GWel en 2030 – Mantenimiento de los factores de experiencia históricos en la tecnología eólica en tierra 40 Este coste se compone de ~42.000 €2010/MW de mantenimiento de los aerogeneradores, de 1.700 €2010/MW de manteni- miento de la instalación eléctrica, de unos seguros anuales equivalentes a ~1,5% de la inversión (~42.000 €2010/MW), de un coste de alquiler de un barco situado en ~18.000 €2010/MW y de unos costes adicionales de gestión y administración de 6.000 €2010/MW 245 PER 2011-2020 de parques eólicos marinos operativos en Europa. El valor tomado como referencia tiene en cuenta la mayor frecuencia, intensidad y laminaridad del recurso eólico marino así como la menor disponibilidad técnica de estas instalaciones, situada actualmente entre 80 y 90% frente al 98% de los parques eólicos en tierra. Figura 4.5.10. Costes de inversión y de operación en los parques eólicos marinos Coste de inversión de parques eólicos offshore en 2010 Miles 3,0 3,9 (100 km) Coste de la inversión (’000€/MW)1 210 2.845 2,8 (50 km) 1.140 2,0 (10 km) 85 300 1,8 (2 km) 300 1.110 1,0 810 0,5 0 Fabricación Total Instalación Ingeniería, y MP turbina eléctrica promoción turbina Transporte Cimentación interna Conexión y otros Total y montaje y pilotaje eléctrica a red Costes operativos de parques eólicos offshore en 2010 5 Costes operativos (c€/kWh)2 4,2 Se estiman ~3.300 horas anuales equivalentes para un 4 3,5 parque tipo offshore en 2010 3,0 3 2,6 2 1 0 Miles 2,5 3,0 3,5 4,0 Horas anuales (heq ) Generales Seguros Barco O&M instalación eléctrica O&M aerogeneradores 1 Se considera un parque eólico de ~150 MW compuesto por aerogeneradores de 3 MW, de 60 metros de altura de buje, situado a 50 km de la costa, en aguas de profundidad no superior a 40 metros y conectado a la red eléctrica mediante una red HVDC. 2 El coste de mantenimiento de parques offshore es más caro que onshore principalmente por los costes de alquiler del barco y por los seguros (estimados en 1,5% del coste de la inversión en 2010) Fuente: EWEA; AEE; ABB; entrevistas a agentes del sector; datos públicos de parques offshore; análisis BCG 246 Análisis por tecnologías La figura siguiente muestra la elevada sensibilidad parque. Esta viabilidad está determinada por la que presentan los costes normalizados de energía profundidad del emplazamiento, por los requisitos para la eólica marina, en función de la distancia a medioambientales y socioeconómicos y por la dis- la costa y del factor de capacidad obtenible: ponibilidad de barcos especialmente diseñados para Figura 4.5.11. Sensibilidad de los costes realizar las tareas de instalación y mantenimiento. normalizados de energía de un parque En España, en el horizonte 2020 la mayoría de los eólico marino a la producción parques se encontrarán a una distancia inferior a 20 km de la costa, asumiendo un caso base de 10 km. Coste de generación (c€/kWh) Parques nuevos Más allá de 2020, una vez las mejores localizacio- 30 nes se vayan ocupando y se avance tecnológica- 22,8 mente en soluciones comercialmente viables en 19,0 aguas profundas, se podría considerar el aprove- 20 17,4 16,3 14,5 14,3 chamiento eólico marino de localizaciones en el en- 13,1 12,4 100 km 10,9 10,9 50 km torno de los 20-30 km. En cualquier caso, no parece 10 12,2 9,3 10,1 8,2 10 km probable el desarrollo de parques en localizaciones 8,7 7,6 2 km que se encuentren a 100 km de la costa española. 0 Evolución esperada de los costes normalizados 2,5 3,0 3,5 4,0 de energía Horas anuales equivalentes (Miles) Durante la próxima década se prevé una reduc- ción sensible de los costes normalizados de ener- Fuente: BCG gía para la eólica marina, que la acercarán a la Estos valores son teóricos para parques situados competitividad con las tecnologías convencionales, en emplazamientos de profundidad inferior a ~50 especialmente en emplazamientos cercanos a la metros y dependen de que sea viable construir el costa y con escasas profundidades: Tabla 4.5.9. Evolución prevista de los costes normalizados de energía de un parque marino Parque eólico Coste de generación (c€2010/kWh) marino Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Instalación de 150 MW situada a 50 km 13,2 12,5 12,0 11,6 11,3 11,0 10,7 10,5 10,2 10,0 9,8 de la costa Instalación de 150 MW situada a 10 km 9,9 9,4 9,0 8,7 8,5 8,3 8,0 7,8 7,7 7,5 7,3 de la costa Cabe resaltar que estos costes presentan una muy La principal palanca para reducir los costes nor- elevada sensibilidad a la producción, y en especial, malizados de energía para la eólica marina41 es el a la disponibilidad efectiva de emplazamientos en coste de inversión (por evoluciones tecnológicas en el litoral español con ≈3.300 horas equivalentes de los aerogeneradores y en las técnicas de ejecución, funcionamiento neto. transporte y montaje) que explica en torno a un 50% 41 Estas previsiones de evolución de costes de generación están basadas en las siguientes hipótesis de desarrollo tecnoló- gico y del entorno: – Capacidad mundial instalada en parques marinos: 40 GWel en 2020 y 150 GWel en 2030 – Cimentaciones de los parques marinos basados en el anclaje mediante monopilotes, y hasta una profundidad máxima de ~40-50 metros 247 PER 2011-2020 de la disminución de costes normalizados de ener- en tierra, siguiendo una curva de aprendizaje tec- gía (~1,6 c€2010/kWh). Un 25% de reducción adicional nológico. Además, la mejora del factor de capaci- sería atribuible a ajustes esperables en los costes dad permitiría reducir los costes normalizados de de operación (0,85 c€2010/kWh), en los que hay ma- energía en torno a 0,85 c€2010/kWh para parques yor margen de reducción que en las instalaciones instalados en 2020: Figura 4.5.12. Palancas de reducción de coste en los parques eólicos marinos Evolución en el coste de generación 20 44 35 20 15 13,2 1,5 1,2 0,7 9,8 -26% offshore de gran potencia (c€/kWh) 10 5 0 Total 2010 Factor de carga Coste de inversión Coste de operación Total 2020 % Porcentaje de reducción en el coste de generación Fuente: BCG Eólica de pequeña potencia Estas hipótesis se basan en los modelos comercia- les cercanos al límite superior de cada uno de los Para las instalaciones eólicas de pequeña potencia rangos establecidos, lo que resulta especialmente previstas en España en el horizonte 2020, es nece- gravoso para las instalaciones en niveles de poten- sario realizar consideraciones diferenciadas en fun- cia menores de 3-5 kW de potencia. Por ello, en ción de la potencia, pues tanto los ratios de inversión este plan se contemplan actuaciones específicas como los niveles de aprovechamiento energético son para apoyar estas instalaciones, vía subvenciones extremadamente variables en función del tamaño y –complementarias a la retribución régimen espe- potencia de la máquina a conectar a red. cial–, permitiéndolas alcanzar ratios de rentabili- dad técnico-económica razonables. En este sentido, se estima la siguiente senda como referencia para la evolución anual prevista para los En cualquier caso, dado el dinamismo esperado ratios técnico-económicos (en moneda constante, para este segmento y la incertidumbre asociada a con año base 2010) y de producción, en el período la evolución real de los parámetros indicados en un 2011-2020: mercado incipiente (especialmente por los efectos de economías de escala tanto en los precios de las • Ratio de inversión: máquinas como en la explotación de instalaciones), – P ≤10 kW: reducción progresiva con pendien- será imprescindible su revisión durante el período de te media anual del -7% (curva de aprendizaje aplicación del plan. Ello permitirá su ajuste a la rea- tecnológica) desde los 3.500 €/kW en 2011, lidad del mercado español para la eólica de pequeña hasta los 1.820 €/kW en 2020. potencia conectada a red, en condiciones futuras de – 10 kW < P ≤100 kW: reducción progresiva con penetración creciente en las redes de distribución. pendiente media anual del -5% desde los 2.700 €/kW en 2011, hasta los 1.700 €/kW en 2020. • Nivel de aprovechamiento energético (horas

4.5.5 — Barreras al desarrollo

4.5.5 Barreras al desarrollo equivalentes): del sector – P ≤10 kW: incremento progresivo desde las 1.200 h en 2011, hasta las 1.550 h en 2020. En este epígrafe se exponen las barreras y ame- – 10 kW < P ≤100 kW: incremento progresivo desde nazas detectadas al desarrollo eólico en el hori- las 1.780 h en 2011, hasta las 1.980 h en 2020. zonte 2020, que se han agrupado en función de la 248 Análisis por tecnologías tipología: tecnológicas, en la infraestructura, regu- repercutiría sensiblemente en la rentabilidad latorias, ambientales, sociales y en el aprovecha- esperada de los mismos. miento del recurso. – Necesidad de instalar capacidad de generación de apoyo con otras tecnologías de mayor control En primera instancia, se refieren las barreras potencial de su producción, para permitir una detectadas de carácter transversal, que serían mayor gestionabilidad en eventuales momentos comunes para la totalidad del sector eólico, con de menor disponibilidad de recurso eólico. independencia de su potencia y de su ubicación en – Mayor uso de los sistemas de bombeo hidráu- tierra o mar adentro: lico reversibles, y la previsible creación de sis- temas de almacenamiento alternativos. Barreras técnicas • Infraestructuras eléctricas de transporte y dis- Barreras regulatorias tribución limitadas. • Adaptación del esquema de apoyo al Régimen La distancia existente entre los puntos de gene- Especial al desarrollo eólico previsto en el ho- ración y de consumo exige que la puesta en ser- rizonte 2020. vicio de nuevo contingente eólico necesariamente En el horizonte 2020 queda pendiente establecer esté acompañada de la creciente disponibilidad el marco de apoyo estable y predecible aplica- de infraestructuras eléctricas para el transporte ble para las instalaciones eólicas conectadas al y la distribución de la energía generada, más allá sistema eléctrico que se inscriban en el registro de las existentes, con una limitada capacidad de de preasignación para su entrada en servicio a integración eólica adicional. partir de 2013. • Mecanismos de gestión del sistema insuficientes • Dificultades administrativas para la autorización para una mayor integración eólica. de proyectos de I+D+i+d. La integración futura de la generación eólica en Es necesario considerar que la agilidad en los el sistema dependerá en gran medida de facto- trámites administrativos para las instalaciones res ajenos al propio sector eólico (que no a las experimentales promovidas por el tejido empre- características de estacionalidad e imposibili- sarial nacional resulta extremadamente esencial dad de control del propio recurso eólico), pues para que cualquier innovación tecnológica pueda las cifras de crecimiento eólico futuro se verán probarse con éxito y llegar al mercado a tiempo, limitadas por la capacidad de generar una res- previamente a los productos o procesos de otros puesta ágil ante la demanda de la nueva poten- competidores internacionales. cia eólica a conectarse a la red. En este sentido, En el caso de las instalaciones eólicas marinas destaca la necesidad de aumentar la capacidad cuya autorización es competencia de la Adminis- de interconexión con los sistemas eléctricos de tración Central, el Real Decreto 1028/2007 –en su Centroeuropa. disposición final segunda– habilita al Ministerio Las dificultades de gestión de la generación eólica de Industria, Turismo y Comercio para permitir en un entorno de creciente capacidad eólica y peso las autorizaciones administrativas de instalacio- en el mix de generación tendrán un doble impacto: nes eólicas marinas de potencia inferior o igual a – En las horas de baja demanda eléctrica, riesgo 10 MW, cuando tengan por finalidad la I+D+i+d de de que la potencia generada por los parques tecnología asociada. Para ellas, hay establecido eólicos no pueda ser vertida a la red en su un procedimiento simplificado que corresponde totalidad, lo que obligue a una desconexión con el RD 1955/2000, de 1 de diciembre. Este lí- parcial de parques eólicos. A este respecto, mite de 10 MW resulta excesivamente bajo para existen estudios preliminares de REE que ci- los proyectos experimentales existentes. fran entre 1,1 y 6,8 TWh (con esperanza pon- • Falta de armonización administrativa en el desa- derada de 2,8 TWh) la producción eólica y solar rrollo normativo de ámbito regional. que el sistema sería incapaz de integrar en el La normativa básica común para todo el territorio sistema –especialmente en “horas valle” de nacional permite un amplio margen de flexibilidad días de elevada eolicidad y horas llana de fines para el establecimiento de procedimientos admi- de semana y días festivos soleados– en el hori- nistrativos específicos para la tramitación adminis- zonte 2020, si no se potencian los mecanismos trativa de instalaciones eólicas en las comunidades de gestión actuales. La desconexión obligada autónomas, que se encuentran adaptados a las de parques eólicos por restricciones técnicas 249 PER 2011-2020 especificidades del desarrollo eólico alcanzado en Barreras ambientales cada una de ellas, y a los criterios de planificación • Limitaciones a la implantación de instalaciones regional que consideren procedentes. eólicas por razones medioambientales. No obstante, la heterogeneidad de procedimien- Para evitar potenciales impactos medioambien- tos administrativos supone una barrera regula- tales, especialmente sobre zonas catalogadas toria, especialmente debido a la dilatación de los con alguna figura ambiental y sobre el patrimo- períodos de tramitación de proyectos eólicos en nio cultural, existen limitaciones en las zonas de aquellos planteamientos basados en la convo- implantación de parques eólicos sobre el terri- catoria y resolución de concursos eólicos para torio nacional. la concesión de autorizaciones administrativas. Además, los impactos de carácter visual, sonoro En particular, los concursos eólicos condicionan y sobre aves y quirópteros, en algunas ocasiones la autorización administrativa de parques eólicos también limitan las dimensiones de los aeroge- al compromiso empresarial de ejecución de pla- neradores en cuanto a altura de torre y longitud nes industriales que reviertan sobre sus territo- de las palas. rios. En ocasiones, la ejecución de estos planes encarecen las inversiones eólicas, con el efecto indeseable de requerir una mayor retribución por Barreras económicas la generación eólica vertida a red, y por tanto, su- • Dificultades financieras para los proyectos de poniendo un incremento de la retribución necesa- demostración de desarrollos tecnológicos inno- ria en el Régimen Especial, y de los sobrecostes vadores con energía eólica. del sistema vía tarifa eléctrica. Estos proyectos de mayor riesgo tecnológico pre- • Tratamiento fiscal discriminatorio frente a otras sentan incertidumbres sobre su viabilidad técni- tecnologías renovables. co-económica para las entidades financieras, que En los últimos años se ha aumentado la presión demuestran sus reticencias a la financiación de fiscal efectiva a las instalaciones eólicas respecto estos proyectos, mediante la exigencia de unas a otro tipo de instalaciones renovables, por dos mayores garantías, e incluso endureciendo las con- motivos fundamentales relacionados con la apli- diciones de financiación, ofertando un diferencial cación de supuestos especiales a los parques eó- mayor al tipo de interés aplicable (prima de riesgo). licos en materia de tributación municipal: – Incremento de la Base Imponible en la apli- cación del Impuesto sobre Construcciones, Eólica terrestre Instalaciones y Obras (ICIO). Las siguientes barreras corresponden específi- – Modificación efectiva de la naturaleza jurídica camente al desarrollo de instalaciones eólicas en de los parques eólicos a efectos del Impuesto tierra: de Bienes Inmuebles (IBI), que ha supuesto su consideración como Bienes Inmuebles de Características Especiales (BICEs), y un incre- Barreras técnicas mento en la tributación. • Envejecimiento del parque tecnológico. Por otra parte, en algunas comunidades autóno- Los primeros parques eólicos a gran escala se mas se ha incrementado la presión extrafiscal a pusieron en marcha en 1992. Dado que la vida útil los parques eólicos mediante la imposición de de diseño de los aerogeneradores se encuentra en un canon eólico, que alcanza importes elevados el entorno de los 20 años, ello implica que en la para los parques eólicos nuevos y existentes, actualidad una cifra creciente de instalaciones eó- argumentado como compensatorio para las licas se encuentra próxima a finalizar su vida útil, o áreas territoriales por las cargas inevitables de con una tecnología que no permite obtener un ade- los parques eólicos para el entorno, el medio cuado rendimiento del recurso eólico existente en natural, el paisaje y el hábitat en el que se lo- el emplazamiento donde se ubican. Además, estas calizan. Este nuevo tributo, específico para las máquinas dificultan la integración en el sistema de instalaciones eólicas de territorios concretos, un mayor contingente eólico, debido a sus dificul- encarece significativamente los costes de ex- tades –y en ocasiones, imposibilidad tecnológica– plotación de los parques eólicos, que repercuten para adaptarse a los requerimientos técnicos en directamente sobre la retribución necesaria a los nuevos Procedimientos de Operación. percibir por la generación eólica. 250 Análisis por tecnologías Durante la próxima década se prevé que la re- demostrado. Ello permitiría al mismo tiempo con- potenciación del parque tecnológico existente solidar y mejorar la competitividad internacional tenga un especial protagonismo, generalizán- de la industria española. dose su desmantelamiento, y su sustitución por otros con tecnología renovada y mayor po- Barreras regulatorias tencia unitaria, que supongan un mejor apro- vechamiento del recurso. Esta repotenciación • Complejidad administrativa para los proyec- comenzará con los parques compuestos por tos de repotenciación de instalaciones eólicas aerogeneradores de potencia unitaria inferior existentes. a 500 kW (unos 400 MW en España en la actua- Salvo algunos procedimientos específicos dis- lidad), considerados de bajo aprovechamiento puestos en algunas Comunidades Autónomas, eólico por rozar la obsolescencia tecnológica, como Canarias y Galicia, enfocados a los proyec- máquinas asíncronas de paso y velocidad fija, tos de repotenciación, en general, este tipo de con capacidad nula de regulación de potencia, proyectos requieren los mismos trámites admi- con unas prestaciones muy alejadas de los re- nistrativos, tiempos y gastos de promoción que querimientos actuales. los parques eólicos a ubicar en nuevos emplaza- • Necesaria reducción de costes normalizados de mientos, sin considerar sus numerosos efectos energía hasta la plena competitividad comercial positivos de distinta índole: facilitar la gestión del con las tecnologías convencionales. sistema por la incorporación de mejoras tecnoló- La eólica terrestre de gran potencia es una de las gicas, potencial reducción de impactos medioam- áreas renovables tecnológicamente más maduras bientales por menor número de máquinas, mayor y “cuasi-competitivas” desde un punto de vista aprovechamiento del recurso, utilización de in- comercial. Presenta un alto grado de implan- fraestructuras eléctricas existentes, incremento tación y una reducida pendiente de aprendizaje de la actividad económica en la zona, etc. tecnológico, habiendo estabilizado sus costes Por otra parte, el marco actual no contempla con- normalizados de energía en valores próximos a vocatorias extraordinarias para la inscripción en los precios horarios del mercado eléctrico que el registro de preasignación de instalaciones eó- marcan las tecnologías de generación marginal licas repotenciadas, estableciendo cupos anuales muchas horas del año. diferenciados de los contemplados para los pro- Por otra parte, los crecientes requerimientos yectos eólicos en nuevos emplazamientos, que tecnológicos de las instalaciones eólicas con generalmente suponen un peor rendimiento por respecto a la potencia activa y reactiva, conteni- agotarse paulatinamente los emplazamientos de do de armónicos, estabilidad frente a huecos de mayor recurso eólico. tensión, control de tensión, etc. implican mayo- res costes de inversión, e igualmente requieren Eólica marina actuaciones de desarrollo tecnológico para su integración en los nuevos modelos de aerogene- Las siguientes barreras corresponden específi- radores comerciales durante la próxima década. camente al desarrollo de instalaciones eólicas Por lo tanto, todavía hay margen para la incor- marinas: poración de innovaciones tecnológicas en los aerogeneradores, dirigidas tanto a la mejora de Barreras técnicas la eficiencia y rendimiento de las instalaciones eólicas en su funcionamiento y operativa frente • Inexistencia de infraestructuras eléctricas de al sistema, como para la reducción de los costes transporte submarinas hasta las zonas de im- normalizados de energía asociados (el aumento plantación de parques marinos. de la vida útil de los parques eólicos, controlan- La implantación de parques eólicos en el mar, do los costes de explotación, supondría un efecto en general de gran tamaño, tiene asociada altas positivo al respecto). concentraciones de potencia eólica, que requie- Para la consecución de estos objetivos se requie- ren estudios detallados de la repercusión sobre ren esfuerzos técnicos y económicos adiciona- la red eléctrica peninsular. En la actualidad no les en inversiones de I+D+i de la industria eólica, existen infraestructuras eléctricas de transporte así como el apoyo económico público mediante hasta las zonas de desarrollo eólico marino, ni los mecanismos de apoyo existentes, de éxito tampoco previsiones de la evacuación necesaria 251 PER 2011-2020 de energía eléctrica proveniente de los proyectos • Inexistencia de tecnologías comerciales de apro- eólicos marinos consolidados. vechamiento eólico marino en aguas profundas. Por lo tanto, la integración de la futura energía En el litoral español escasean las áreas marinas generada por los parques marinos representará a profundidades adecuadas para la implantación un reto inédito para la próxima “Planificación de de parques eólicos marinos de grandes dimensio- redes para el sector eléctrico 2012-2020” iniciada nes. La falta de evolución de cimentaciones y pla- ya por Red Eléctrica de España, que debe estar taformas flotantes para profundidades superiores preparada para las necesidades de evacuación a 50 metros reduce el potencial de desarrollo de derivadas de la senda de crecimiento anual con- la tecnología eólica marina en España, donde las templada en este plan, y por ende, del objetivo principales zonas desarrollables se encuentran eólico marino en 2020. por debajo de esa cota batimétrica. • Elevados costes de generación de la tecnología • Inexistencia de parques eólicos marinos y de disponible para el aprovechamiento eólico marino. instalaciones experimentales y de demostración Una de las mayores dificultades para la implan- tecnológica. tación de los proyectos eólicos marinos en las En la actualidad, no existe ninguna instalación costas españolas son los mayores costes de ge- eólica en las costas españolas, ni de carácter neración -y por tanto, la necesidad de una mayor comercial ni experimental. El impulso de las retribución en el régimen especial- que suponen, instalaciones eólicas experimentales, así como frente a los parques eólicos en tierra. Las razo- la implantación de parques eólicos marinos pre- nes se encuentran, en su mayoría, asociadas a la comerciales, de demostración de tamaño redu- inmadurez existente de la tecnología disponible: cido, facilitaría el desarrollo racional y ordenado – Mayores costes de inversión (del orden del de la eólica marina en España. doble que las instalaciones eólicas en tierra), • Inexistencia de aerogeneradores nacionales para debido a la mayor complejidad de construc- su implantación en el mar. ción, montaje y mantenimiento. A pesar de La tecnología nacional para instalaciones eó- que el recurso eólico sea superior para los licas no se encuentra adaptada al funciona- parques eólicos marinos, la mayor inversión miento en el medio marino (oleaje, ambientes necesaria supone que, a igualdad de primas húmedos y salinos, dificultades de montaje y establecidas, la rentabilidad para los parques mantenimiento,…). eólicos marinos sea claramente inferior a los • Incertidumbre sobre el potencial energético eóli- parques en tierra. co en un emplazamiento marino específico. – La ubicación de los parques eólicos en el mar La evaluación del recurso en el dominio público exige una mayor complejidad constructiva y de marítimo-terrestre es más compleja y mucho montaje, sobre todo en lo que se refiere a la ci- más cara que en tierra. Entre los trámites ad- mentación y anclaje de las estructuras soporte ministrativos exigidos se encuentra no sólo la de los aerogeneradores en aguas profundas. concesión de “reserva de zona” por parte de la Estas dificultades y costes de construcción au- Dirección General de Política Energética y Minas, mentan según el proyecto se va alejando de la sino también la concesión de ocupación del domi- costa o según aumenta la profundidad marina. nio público marítimo-terrestre y la evaluación de – Por otra parte, los costes de operación y man- impacto ambiental positiva para las actividades tenimiento llegan a triplicar los valores alcan- de investigación, lo que imposibilita la instalación zados en los parques en tierra, debido –entre de torres de medición marinas. otros factores– a la necesidad de logística naval de elevado coste, a las limitaciones de acceso y Barreras regulatorias a las condiciones ambientales más agresivas. Por otra parte, la implantación de parques eó- • Elevados plazos de tramitación administrativa licos marinos requiere la elaboración previa para los proyectos eólicos marinos existentes. de Estudios de detalle (de Impacto Ambiental, En España no existe ningún parque eólico marino del fondo marino, del recurso eólico, etc.) más en servicio, mientras que en el mundo, a fina- complejos que para los parques en tierra y la les de 2010 se encontraban en operación unos utilización de técnicas de instalación y montaje 2.950 MW (un 1,5% de la potencia eólica mun- especiales, lo menos invasivas posibles al en- dial), la práctica totalidad ubicados en el Nor- torno marino. te de Europa. Existe una treintena de proyectos 252 Análisis por tecnologías eólicos marinos en las costas españolas, por una de entrega requeridas. Dilatación en los tiempos potencia total superior a los 7.300 MW, varios par- de tramitación y gestión de permisos. cialmente coincidentes en la poligonal marina Los requerimientos técnicos para la conexión solicitada, y algunos ubicados en zonas catalo- a red de las instalaciones de pequeña potencia gadas a nivel de planificación como de exclusión. son similares a los de los parques eólicos de media y gran potencia, sin considerar sus par- Barreras sociales ticularidades en la conexión a baja tensión y a redes interiores, el tipo de promotores –ligados • Contestación social a la implantación de parques generalmente a centros de consumo en el sec- eólicos en el mar. tor residencial y terciario– y el apoyo que puede La contestación social ante la implantación de suponer la generación distribuida para la gestión parques eólicos marinos, obliga al desarrollo de redes a pequeña escala por parte de las com- de proyectos en zonas alejadas de la costa y a pañías distribuidoras. mayores profundidades, lo que incrementa sig- • Falta de un marco específico de retribución nificativamente tanto la inversión necesaria en económica, que contemple sus características la propia instalación eólica como el coste de las propias. infraestructuras eléctricas para la evacuación de Las instalaciones eólicas de pequeña potencia la energía generada. implican unos ratios de inversión –inversamente Esta oposición local suele estar basada en la proporcionales a la potencia– muy superiores a creencia de que los parques eólicos marinos re- los asociados a los parques eólicos de gran poten- presentarían una amenaza potencial al mante- cia. Sin embargo, el marco retributivo aplicable es nimiento de las actividades propias de la zona, el mismo para ambas tipologías de instalaciones. fundamentalmente a la pesca y al turismo. Por otra parte, la eólica de pequeña potencia se encuentra en una situación de inferioridad en Eólica de pequeña potencia las condiciones técnicas frente a las instalacio- nes de pequeña potencia con otras tecnologías Las siguientes barreras corresponden específi- renovables. camente al desarrollo de instalaciones eólicas de • Procedimiento de liquidación de la electricidad pequeña potencia: vertida a red similar al de la gran eólica, sin dis- poner de un procedimiento simplificado que dis- Barreras técnicas minuya los costes de gestión. • No existencia de ordenanzas municipales que • Elevados ratios de inversión para las instalacio- regulen la implantación de aerogeneradores de nes de potencia ≤10 kW, tanto para aplicaciones pequeña potencia en entornos urbanos, que con- aisladas de red como de vertido a red con con- sideren especialmente los aspectos de seguridad. sumos asociados. • Certificación de equipos costosa para pequeñas Tanto el ahorro en la facturación –para instala- series (elevado coste), basada en la normativa ciones aisladas de red o para la reducción de la internacional IEC 61.400-2 e IEC 61.400-1. facturación eléctrica por autoconsumos–, como Los procedimientos actuales pueden resultar el apoyo económico contemplado en el Régimen excesivamente complejos, especialmente en los Especial –para la generación vertida a red–, pue- modelos de aerogeneradores de potencia inferior den resultar insuficientes para impulsar y hacer a los 10 kW, con unos requerimientos de ensayos viables aquellas instalaciones eólicas de pequeña muy exigentes para su certificación (estructura- potencia para su aplicación a escala doméstica. les, niveles de ruido y vibraciones, etc.). Esta circunstancia puede resultar crítica para el • Falta de regulación para la acreditación de insta- desarrollo de la generación distribuida a partir de ladores autorizados. energía eólica, en fase de implantación incipiente Este aspecto resulta esencial para garantizar la en nuestro país. correcta operación de las instalaciones en con- diciones de seguridad, pues la cadena de calidad Barreras regulatorias del aerogenerador de pequeña potencia termina • Dificultades en la aplicación de normativa exis- precisamente con la instalación que, igualmente, tente para su conexión a red en las condiciones requiere de unos conocimientos y una cualifica- ción específicos de esta tecnología. 253 PER 2011-2020

4.5.6 — Actuaciones propuestas Propuestas normativas

4.5.6 Actuaciones propuestas Propuestas normativas • Adaptación del Procedimiento de Operación Las propuestas que a continuación se plantean PO 12.2 de requisitos técnicos a las instalaciones están encaminadas a permitir una mayor capaci- de generación eléctrica, en particular de origen dad de integración eólica en el sistema eléctrico, eólico (ficha código HEL-013). de manera que la eólica incremente su contribu- En el horizonte 2020 se prevé el desplazamiento ción futura al abastecimiento energético interno paulatino de generadores síncronos (fundamen- nacional. En este sentido, estas propuestas pre- talmente en centrales convencionales) por otros tender eliminar aquellas barreras mencionadas en basados en electrónica de potencia (eólica y solar el apartado anterior que, de algún modo, puedan fotovoltaica, principalmente). Es necesario adap- impedir o dificultar la consecución de los nuevos tar los Procedimientos de Operación para que las objetivos eólicos señalados en este plan. nuevas instalaciones aporten similares prestacio- En primer lugar se citan las propuestas de carácter nes, capacidades y servicios esenciales, cuando general, desarrolladas en otros apartados, para técnicamente sea posible, a las de la generación permitir la mayor integración del conjunto de las síncrona a la que desplazan, con el fin último de energías renovables: garantizar la seguridad del sistema eléctrico. La modificación propuesta del Procedimiento de • Marco retributivo estable y predecible que incenti- Operación PO 12.2, afectaría principalmente a los ve la generación de electricidad mediante el apro- siguientes requisitos técnicos: vechamiento eólico, basado en la obtención de – Capacidad de funcionamiento permanente tasas de rentabilidad razonables a las inversiones y temporal en ciertos rangos de tensión y eólicas (ficha código HEL-015). frecuencia. • Revisión de la Planificación vigente para los Sec- – Control dinámico de la tensión durante per- tores de Gas y Electricidad (aprobada en mayo turbaciones en la red. de 2008 para el período 2008-2016), y adecuado – Control de la tensión en régimen permanente. desarrollo de las infraestructuras eléctricas de – Capacidad de regulación potencia-frecuencia transporte, en el período 2012-2020, teniendo en y ciertos requisitos de control de potencia. cuenta los objetivos derivados de este plan (ficha En este sentido, resulta esencial la colaboración código HGL-006). y coordinación de todo el sector para conseguir • Puesta en servicio de nuevas interconexiones un adecuado desarrollo tecnológico y normativo internacionales, que permitan una mayor capa- enfocado a una óptima y segura integración de cidad de integración de energías renovables en este tipo de energía. Fruto del trabajo previo con el sistema (ficha código HEL-003). el sector, Red Eléctrica de España, como operador • Aumento de la capacidad de almacenamiento del sistema, ya ha realizado una propuesta de mo- energético, mediante la puesta en servicio de dificación del Procedimiento de Operación PO 12.2 nuevas centrales de bombeo hidroeléctrico. Igual- que recoge los requisitos técnicos identificados. mente es necesario conseguir avances tecnoló- gicos en otras alternativas de almacenamiento en condiciones de viabilidad técnico-económica Propuestas de financiación (ficha código HEL-009). • Programa de financiación para desarrollos tecno- • Potenciación de la gestión de la demanda en lógicos innovadores, basados en la demostración tiempo real, facilitando la participación del usua- de prototipos de aerogeneradores (Línea B) (ficha rio eléctrico final mediante actuaciones encami- código HGL-013). nadas al aplanamiento de la curva de demanda Dentro de los programas de apoyo plurianuales (carga de baterías de vehículos eléctricos, figura para las iniciativas industriales prioritarias de de- del agregador de demanda, contadores inteligen- sarrollo tecnológico, se debe mantener el apoyo tes, etc.) (ficha código HEL-007). de los mecanismos de financiación nacionales A continuación, se indican las propuestas de carác- a aquellos proyectos que tengan como objeto ter transversal para el área eólica, especialmente la reducción de los costes de generación con la dirigidas a permitir un mayor desarrollo de la eólica tecnología eólica, y por tanto, dirigidos a la ple- terrestre de gran potencia y a la integración de la na competitividad de la eólica sin necesidad de generación proveniente de parques marinos: sistemas de apoyo retributivos específicos. 254 Análisis por tecnologías El programa de financiación estaría dirigido a Se propone el tratamiento administrativo dife- prototipos de aerogeneradores de alta potencia renciado para la repotenciación de parques eó- unitaria y elevada fiabilidad técnica, encaminada licos, mediante la sustitución parcial o total de a la reducción de costes de generación y el incre- sus aerogeneradores, que facilite las gestiones mento de la vida útil de las instalaciones. administrativas necesarias. En el caso de la eólica marina, el desarrollo de Para ello, se requiere la modificación del líneas de investigación e innovación científica pro- RD 1955/2000 (Capítulo II), RD 661/2007 y moverían el desarrollo tecnológico de prototipos RD-L 6/2009, dando un tratamiento particular a para aplicaciones marinas, con tecnología nacio- los proyectos de repotenciación de instalaciones nal adaptada a las severas condiciones atmos- eólicas en los siguientes aspectos: féricas en entornos de alta humedad, salinidad – Establecimiento de un cupo específico plu- y oleaje. rianual para instalaciones eólicas repo- Se propone publicar una línea de financiación en tenciadas en el Registro administrativo de condiciones preferentes, para desarrollos tec- Preasignación (art. 4 RD-L 6/2009). nológicos precomerciales, con la colaboración – Exención del trámite de utilidad pública y de de IDAE. declaración de bienes y derechos afectados, siempre que se utilice la misma poligonal Eólica terrestre (art. 125 RD 1955/2000). – Exención de la necesidad de presentar estudio Se plantean las siguientes propuestas específicas arqueológico si se utiliza la misma poligonal para mantener y consolidar el desarrollo actual que el parque existente. para las instalaciones eólicas en tierra en España: – Posibilidad de exención de la necesidad del trámite de evaluación de impacto ambiental (art. 124 RD 1955/2000), siempre que la ins- Propuestas normativas talación repotenciada suponga la disminución • Tratamiento administrativo diferenciado para la del número de aerogeneradores en la misma repotenciación de parques eólicos (ficha código poligonal. Podría aplicarse la figura jurídica SEO-001). asociada a la modificación no sustancial de Existen tres motivaciones fundamentales que la Declaración de Impacto Ambiental obtenida aconsejan fomentar la repotenciación de parques para el parque existente. eólicos en España: – Simplificación de los trámites de información – Incentivar en lo posible la renovación del par- a otras Administraciones Públicas, y de con- que tecnológico, de manera que se incorporen dicionados para la aprobación del proyecto innovaciones tecnológicas en las instalacio- (arts. 127 y 131 RD 1955/2000). nes eólicas existentes, que permitan el me- – Exención de la necesidad de presentación de jor comportamiento posible frente al sistema avales (DF2ª RD 661/2007 y art. 4 RD-L 6/2009), eléctrico y sus ventajas asociadas: aumento de salvo por el incremento de potencia. la calidad y seguridad del suministro, mayor – Simplificación de los requerimientos de capacidad de regulación y control, optimiza- acreditación de la capacidad del solicitante ción del grado de penetración eólica. (art. 121 RD 1955/2000). – Mejor aprovechamiento energético de zonas de • Reducción de barreras administrativas a los pro- elevado recurso eólico. yectos de Investigación, Desarrollo, innovación y – Menor impacto ambiental y visual por la sus- demostración, relacionados con la eólica en tierra titución de máquinas por un menor número (ficha código HEL-012). de aerogeneradores con mayor producción El Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, en asociada, incrementando al tiempo el apro- su disposición adicional segunda, fija los requeri- vechamiento del recurso eólico en el territorio mientos para la consideración de proyectos eólicos nacional. en tierra de carácter experimental, para el período – Mayor actividad industrial en el sector eólico 2010-2013, desglosadas en dos tipos: a) Instalacio- para una misma potencia eólica acumulada, nes constituidas por unidades experimentales par- con las ventajas asociadas a este efecto: ma- ticipadas por el tecnólogo; y b) infraestructuras de yor contribución al PIB e inversiones, mante- ensayo y validación de titularidad pública, abierta nimiento y generación de empleo, etc. a unidades experimentales de varios tecnólogos. 255 PER 2011-2020 Para el desarrollo de esta propuesta, son nece- Propuestas normativas sarias las siguientes acciones: • Consideración de las infraestructuras de evacua- – Establecimiento de un cupo específico para pro- ción de parques eólicos marinos en las planifica- yectos experimentales, en el registro de prea- ciones del sector eléctrico y del espacio marítimo signación (AGE), para el período 2014-2020. (ficha código HGL-006). – Priorización en la concesión del punto de co- Para acelerar el despliegue eólico marino en Es- nexión, frente a instalaciones no experimentales. paña, se considera conveniente que la próxima – Aplicación de procedimientos simplificados “Planificación de los sectores de electricidad y para la autorización y para el trámite medioam- gas” contemple la evacuación de la generación biental de proyectos eólicos de I+D+i+d en las eléctrica proveniente de la implantación de par- comunidades autónomas, incluyendo la exen- ques marinos con proyectos consolidados, facili- ción de presentación de avales. tando la ejecución de infraestructuras eléctricas submarinas en las zonas previstas. Propuestas de financiación Se proponen las siguientes actuaciones: • Programa de financiación para desarrollos tecno- – Inclusión en la “Planificación de los sectores lógicos innovadores basados en la incorporación de electricidad y gas 2012-2020” de la con- de dispositivos de almacenamiento de la gene- sideración específica de las infraestructuras ración eólica, para optimizar su gestionabilidad de transporte para la evacuación eléctrica y la participación de la eólica en los mecanis- asociada a los proyectos eólicos marinos, mos de ajuste del sistema (Línea A) (ficha código teniendo en cuenta el grado de avance en la HGL-002). tramitación administrativa de los mismos. Facilitando el acceso a la financiación de estos – Establecimiento de zonas de evacuación pre- proyectos, se busca: ferente y corredores eléctricos marinos de – Preparar la tecnología previamente a la fase transporte hasta las zonas de implantación de validación comercial. de los futuros parques eólicos marinos. – Facilitar la viabilidad técnico-económica de • Procedimiento administrativo simplificado para proyectos españoles de I+D. las instalaciones eólicas marinas de I+D+i+d has- – Desarrollo estratégico de las empresas espa- ta un límite de 30 MW y un máximo de 3 máquinas ñolas para desarrollar un producto competitivo (ficha código HEL-012). y alcanzar un desarrollo tecnológico equipara- Ello potenciaría y facilitaría la implantación de ble con el existente en otros países. parques eólicos marinos precomerciales y de – Reducción de costes de generación, mejoran- demostración de tamaño reducido. do su eficiencia y permitiendo una implan- En la actualidad, el RD 1028/2007, en su dis- tación y diversificación mayor y mejor, en la posición final segunda, habilita al MITyC para búsqueda de la plena competitividad frente permitir las autorizaciones administrativas de a la generación con otras fuentes de energía instalaciones eólicas marinas de potencia infe- convencionales. rior o igual a 10 MW, cuando tengan por finalidad En este sentido, se propone el lanzamiento de un la I+D+i+d de tecnología asociada. Para ellas, programa de financiación anual, sujeto a acuer- hay establecido un procedimiento simplificado dos y colaboración con el MICINN y en la línea de que se corresponde con el RD 1955/2000, de 1 SET PLAN, dirigido a la investigación y desarrollo de diciembre. tecnológico nacional de nuevos prototipos, sis- Este límite de potencia se considera insuficiente temas de gestionabilidad (incluyendo proyectos para algunos de los proyectos de I+D+i+d en eó- de hibridación) y equipamientos específicos re- lica marina previstos en el período 2011-2020. lacionados con energías renovables emergentes En la actualidad existen distintas iniciativas para en fase no comercial. la implantación de parques eólicos experimen- tales, incluso en aguas profundas. El impulso de estas instalaciones, así como la implantación de Eólica marina parques eólicos marinos precomerciales de de- mostración de tamaño reducido –a los que se les Se plantean las siguientes propuestas específicas aplique un procedimiento simplificado de trami- para conseguir un despliegue eólico marino orde- tación administrativa–, facilitaría igualmente el nado en España: 256 Análisis por tecnologías desarrollo racional y ordenado de la eólica marina Para que la industria eólica marina nacional ten- en España. ga un desarrollo sostenible a medio-largo plazo Con este fin, se propone la modificación modifi- es imprescindible disponer de infraestructuras cación del RD 1028/2007, de 20 de julio, “por el de investigación de primer nivel, que permitan que se establece el procedimiento administrativo competir con los tecnólogos internacionales en para la tramitación de las solicitudes de autori- igualdad de condiciones. Estas infraestructuras zación de instalaciones de generación eléctrica científico-tecnológicas estarían abiertas a todos en el mar territorial” –y en concreto de su dispo- los fabricantes de aerogeneradores y compo- sición final segunda–, elevando la potencia hasta nentes y a los Agentes Científico Tecnológicos los 30 MW (desde los 10 MW actuales) para las (Universidades, Organismos Públicos de Inves- instalaciones compuestas por un máximo de 3 tigación, etc.). máquinas, con fines de I+D+i+d de tecnologías Las plataformas tendrían las siguientes caracte- eólicas marinas a las que se les aplicaría un pro- rísticas, haciéndolas merecedoras de su conside- cedimiento simplificado de tramitación adminis- ración como Instalaciones Científicas y Técnicas trativa, que incluiría: Singulares (ICTS): – Exclusión del trámite de reserva de zona. – Única en España, y diferenciada por su diseño – Posibilidad de establecer zonas preferentes y aplicación específica eólica. con tramitación ambiental previa zonal, y tra- – Centro experimental de vanguardia en el sec- mitación de proyectos de I+D+i+d abreviada. tor eólico, esenciales para el desarrollo de una Estas instalaciones se incluirían en el necesario investigación científica/tecnológica competiti- cupo específico para proyectos experimentales va y de calidad. –terrestres y marinos–, en el Registro admi- La tramitación administrativa de estas instalacio- nistrativo de Preasignación (modificación del nes deberían estar excluidas del trámite de reser- RD-L 9/2006). va de zona, y por otra parte, deberían incluirse en • Supresión de barreras administrativas para la el necesario cupo específico para proyectos eóli- implantación de plataformas experimentales cos experimentales, en el Registro administrativo I+D para la eólica marina de alta especialización de Preasignación (modificación del RD-L 9/2006). (ficha código HEL-010). • Agilización de los trámites administrativos aso- Esta plataforma, con reconocimiento interna- ciados a los proyectos eólicos marinos (ficha có- cional, donde se investigue en nuevos compo- digo HEL-011). nentes y en innovaciones tecnológicas, para su Para iniciar el despliegue eólico marino en Es- certificación “in situ”, permitiría el desarrollo de paña (concesión de reservas de zona, autori- tecnologías marinas específicas, especialmente zaciones), se considera imprescindible que se dirigidas al despliegue en aguas profundas, dada coordinen y gestionen las iniciativas actuales, la escasez de áreas marinas en el litoral espa- con los recursos adecuados. ñol con profundidades similares a la totalidad de Para ello, se considera imprescindible la dismi- parques eólicos marinos comerciales en servicio nución de plazos durante la gestión y resolución actualmente en el mundo. administrativa de los proyectos eólicos marinos Esta plataforma experimental permitiría la cer- presentados en la Administración General del Es- tificación de componentes, prototipos e inno- tado, en virtud del procedimiento administrativo vaciones sin necesidad de acudir al extranjero. contemplado por el RD 1028/2007, de 20 de julio. Igualmente, reduciría los tiempos de desarrollo Si fuera necesaria alguna dotación económica de prototipos nacionales, hasta su comercializa- a esta propuesta, su financiación parcial podría ción, incrementando al tiempo la madurez de las realizarse mediante el cobro al promotor de una primeras series. tasa de tramitación de proyecto. Con este objetivo, se propone el establecimiento • Procedimiento administrativo abreviado para la de un procedimiento administrativo simplificado instalación de torres de medición en entornos específico para la autorización de instalaciones marinos (ficha código HEL-011). constituidas por infraestructuras de ensayos, Se propone el establecimiento de un procedi- pruebas y certificación de unidades experimen- miento abreviado para la obtención de los per- tales de uno o más tecnólogos relacionadas con misos necesarios para la fase de investigación la eólica marina, con un límite de potencia de del recurso eólico y condiciones ambientales en 50 MW. entorno marino: 257 PER 2011-2020 – Autorización administrativa eximida de instalaciones eólicas de baja potencia, conectadas la obtención de “reserva de zona” previa a la red, en España: (RD 1028/2007). – Concesión de ocupación del dominio público Propuestas normativas marítimo-terrestre. – Evaluación de impacto ambiental para las ac- • Establecimiento de un marco retributivo espe- tividades de investigación. cífico para las instalaciones eólicas de potencia inferior a los 100 kW (ficha código HEL-004). El segmento de la eólica de pequeña potencia Propuestas de subvención no se ha desarrollado en España de una forma • Línea de ayudas públicas directas a la inversión similar a la de alta potencia debido fundamental- a proyectos de I+D+i+d relacionados con la eólica mente a la inexistencia de una retribución eco- marina (Línea 1) (ficha código HGL-011). nómica adecuada para la energía generada, que La línea propuesta estaría dirigida a la siguiente en la actualidad es independiente de la potencia tipología de proyectos de I+D+i+d relacionados de la instalación eólica. con el sector eólico marino: Se propone y considera esencial el tratamiento – Creación de una plataforma experimental regulatorio específico, y el establecimiento de marina. un marco retributivo adecuado que incentive las – Creación de logística específica para las labores instalaciones eólicas de pequeña potencia (de po- de montaje, transporte, etc. relacionadas con la tencia inferior a 100 kW) en entornos urbanos, implementación de parques eólicos marinos. semi-urbanos, industriales y agrícolas, con ca- – Nuevos diseños e implementación de sistemas racterísticas diferenciadas en cuanto a su estado de anclaje al fondo marino y plataformas flo- de madurez tecnológica y desarrollo respecto a tantes en aguas profundas. la eólica de media y gran potencia: – Creación del subgrupo b.2.3. en el RAIPRE: Propuestas de información eólica de pequeña potencia, hasta 100 kW. – Establecimiento de dos escalones de retri- • Mayor difusión de los impactos positivos de la bución –hasta 10 kW, y entre 10 y 100 kW–, eólica marina (ficha código HGL-004). para la consideración de los mayores ratios Es necesario fomentar el cambio de actitud en de inversión necesarios para la adquisición la visión hacia la eólica marina, difundiendo las de aeroturbinas de muy baja potencia, es- ventajas socio-económicas asociadas, especial- pecialmente para aplicaciones el sector mente en las zonas costeras con mayor potencial residencial. de desarrollo eólico marino. Para garantizar la calidad de las máquinas que A este fin se propone la participación de IDAE y se implanten en España, la inclusión de una ins- otros organismos públicos en jornadas y foros de talación en el subgrupo b.2.3. –y la percepción de difusión sobre las ventajas socio-económicas y primas– podría estar condicionado a una de las medioambientales de los parques eólicos marinos. siguientes alternativas: – Que el titular acredite que los aerogenerado- Eólica de pequeña potencia res disponen de un “Certificado de Tipo” en base a la normativa internacional de aplica- Para permitir el despegue de las aplicaciones ción: IEC 61.400-22, IEC 61.400-1 según Edi- asociadas a la eólica de pequeña potencia, pri- ción 2 o posterior, e IEC 61.400-2. meramente se considera necesario diferenciarlas – Que esté inscrito en un Registro de modelos de de la generación masiva de electricidad mediante aerogeneradores acreditados/certificados de parques eólicos, facilitando su tramitación admi- nueva creación (relacionado con la propuesta nistrativa y su conexión a las redes de distribución. de estudios de “directrices para garantizar la Además, es imprescindible contar con un marco calidad de los equipamientos eólicos de pe- retributivo adecuado, que reconozca sus carac- queña potencia”). terísticas diferenciadas en cuanto al estado de la • Tratamiento regulatorio específico para la co- tecnología, costes y ventajas específicas. nexión y autorización administrativa de las ins- talaciones eólicas de pequeña potencia (fichas Se plantean las siguientes actuaciones priorita- código HEL-004 y HEL-005). rias específicas para fomentar la implantación de 258 Análisis por tecnologías En la actualidad, los requerimientos técnicos para Directiva 2009/28 relativas a los “Procedimientos la conexión y autorización administrativa de insta- administrativos, reglamentos y códigos” (art. 13), laciones eólicas de pequeña potencia son simila- a la “Información y formación” (art. 14) y al “Acce- res a los de los parques eólicos de mayor potencia. so a las redes y funcionamiento de las mismas” Se propone la entrada en vigor de una nueva regu- (art. 16). Especialmente sería de aplicación la lación que facilite la conexión de las instalaciones disposición de “Sistemas de certificación o de de generación eléctrica con energía eólica de pe- cualificación equivalentes”, antes del 31 de di- queña potencia, asociadas a centros de consumo ciembre de 2012, disponibles para los instalado- interconectados con la red eléctrica, especialmen- res de sistemas de energías renovables. te en baja tensión. Para estas instalaciones, en Para el reconocimiento de esta actividad profe- particular se propone: sional sería necesaria la expedición de “certifica- – Exención de autorización administrativa y de dos de profesionalidad” por el órgano competente aprobación del proyecto de ejecución. en materia de industria de las CCAA. Dentro de – Establecimiento de un cupo específico para las los requisitos, como propuesta de partida podría instalaciones eólicas de pequeña potencia en considerarse la siguiente: acreditación por par- el Registro administrativo de Preasignación te de los instaladores del Carnet de Instalador (art. 4 RD-L 6/2009). Posibilidad de exención Electricista Básico (IBTB) acompañado de las es- de la inscripción en el Registro de Preasigna- pecialidades en Líneas Aéreas o Subterráneas ción a las instalaciones de potencia menor o para distribución de energía (IBTE-5), así como igual a 10 kW. la especialidad en Instalaciones Generadoras de • Regulación de los “certificados de profesionali- Baja Tensión (IBTE-9). dad” para los instaladores de dispositivos eólicos de pequeña potencia. Adaptación del Reglamento Propuestas de subvención Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) (fichas có- digo HGL-007 y HEL-017). • Programa de ayudas directas a la inversión para En la actualidad persiste una situación de cierta proyectos de demostración tecnológica a partir de “alegalidad” en la acreditación de los instaladores instalaciones eólicas de potencia menor o igual de infraestructuras eólicas de pequeña poten- a 5 kW, conectadas a red –complementario al cia. Existen algunas referencias de regulaciones Régimen Especial– (Líneas 3 y 4) (fichas código similares para empresas instaladoras de otras HGL-010 y HEL-016). energías renovables: RD 249/2010 para instala- Los niveles de retribución propuestos en este ciones térmicas, y RD 560/2010 para instalacio- plan para la generación eólica de pequeña po- nes solares fotovoltaicas. tencia en el Régimen Especial pueden resultar Para las instalaciones eólicas de pequeña poten- insuficientes para conseguir la viabilidad técnico- cia, el ámbito de actuación profesional estaría re- económica de aquellas instalaciones de menor gulado, en lo que respecta a las consideraciones escala. Para esta tipología, con este programa de eléctricas, por el Reglamento Electrotécnico para subvenciones, cuyo período de aplicación sería Baja Tensión (REBT) y sus Instrucciones Técnicas, 2012-2020, se busca: aprobados por RD 842/2002, de 2 de agosto. No a. Permitir su viabilidad técnico-económica y obstante, las particularidades de esta tecnolo- el despegue comercial de tecnologías reno- gía y sus equipos –sometidos a cargas dinámi- vables destinadas a nuevas aplicaciones ac- cas– exigen tener en cuenta específicamente las tualmente poco empleadas en España. consideraciones mecánicas (estudio de cargas, b. Mejora de la competitividad internacional de cimentaciones, anclajes, etc.), para garantizar la industria española. la seguridad y la calidad en la ejecución de las c. Aumento del conocimiento y del desarrollo instalaciones eólicas de pequeña potencia. tecnológico. En este sentido, se propone la implantación de un d. Mejora de la eficiencia y del rendimiento de sistema de acreditación/cualificación profesional las instalaciones. para la figura de “empresa instaladora autoriza- e. Reducción de costes normalizados de energía. da” aplicable a instalaciones eólicas de pequeña Con estos objetivos, se propone el lanzamiento potencia, por sus conocimientos teórico-prácticos. de programas anuales basados en la concesión Igualmente se propone la modificación del REBT de ayudas públicas directas a la inversión hasta para dar cumplimiento a las disposiciones de la un importe máximo por instalación –porcentaje 259 PER 2011-2020 en función del ratio €/kW–, que se publicarían instalaciones eólicas de pequeña potencia –hasta mediante convocatorias anuales horizontales, con 10 kW–, con consumos asociados. indicación de los importes máximos financiables Con este tipo de medida se facilitaría la implan- para esta tipología de proyectos. tación de proyectos de carácter replicable, y en La periodicidad anual dotaría a este instrumento definitiva, la viabilidad de las instalaciones eólicas financiero de la flexibilidad necesaria para adap- de pequeña potencia en el corto plazo. tar las bases y requisitos de las convocatorias al desarrollo tecnológico que experimente este Propuestas de estudios segmento. • Programa de ayudas directas a la inversión a • Directrices para garantizar la calidad de los equi- instalaciones eólicas de potencia menor o igual pamientos eólicos de pequeña potencia (ficha có- a 10 kW que no reciban apoyo económico del ré- digo SEO-002). gimen especial (Línea 5) (ficha código HEL-001). La certificación de los equipamientos asociados Esta actuación persigue conseguir la viabilidad a la tecnología eólica de pequeña potencia es un técnico-económica y el despegue comercial de paso prioritario para dar confianza a los actores las siguientes tipologías de proyectos: implicados en la expansión de esta tecnología. a. Instalaciones eólicas de potencia La certificación de aerogeneradores aplicando menor o igual a 10 kW aisladas de red. la normativa internacional vigente exige un des- b. Instalaciones eólicas de potencia menor o embolso económico muy significativo para los igual a 10 kW para autoconsumo, acogidos equipos de baja potencia: la norma IEC 61.400-2 al esquema de “balance neto”. (en revisión) es de aplicación para los pequeños Para ellas, se propone el lanzamiento de progra- aerogeneradores hasta 200 m2 de área barrida mas anuales basados en la concesión de ayudas (no establece límite de potencia, pero en la prác- públicas directas a la inversión hasta un importe tica equivale a un límite de aprox. 70 kW). A partir máximo por instalación –porcentaje en función de esa superficie de captación, es de aplicación del ratio €/kW–, que se publicarían mediante la norma IEC 61.400-1, similar en su complejidad convocatorias anuales o plurianuales horizon- a la de los aerogeneradores de gran potencia. tales, con indicación de los importes máximos En este sentido, se propone la elaboración de una financiables para esta tipología de proyectos. guía de “Normas de buena praxis” que contemple La periodicidad anual dotaría a este instrumento directrices sobre los requerimientos mínimos de financiero de la flexibilidad necesaria para adap- ensayos sobre los aerogeneradores de pequeña tar las bases y requisitos de las convocatorias potencia a implantar en España (curva de poten- al desarrollo tecnológico que experimente este cia, durabilidad, ruido, cargas mecánicas), así segmento. como las certificaciones necesarias (ISO-9001, Marcado CE, Informe de entidad certificadora acreditada para ensayos IEC 61-400). Propuestas de financiación Esta guía se pondrá a disposición del sector y • Línea de ayudas para la generación distribui- de los entes públicos regionales y municipales, da con instalaciones eólicas de pequeña po- a cargo del otorgamiento de licencias y autoriza- tencia (Líneas C y E) (fichas código HGL-012 y ciones administrativas. HEL-008). Con ello se pretende dotar a los fabricantes de Las instalaciones eólicas de pequeña potencia aerogeneradores de pequeña potencia de unas pueden presentar ciertas dificultades para su instrucciones y procedimientos técnicos normali- implantación, debido al desconocimiento de la zados y de implementación rápida, homologados madurez de las tecnologías por parte de los pro- a nivel internacional, como vía paralela a la apli- pios promotores, y a las dificultades de acceso cación de las normas IEC-61.400-1 e IEC 61.400- a la financiación, en general asociadas a una 2, para garantizar la calidad de los equipos y la percepción del riesgo elevada por parte de las seguridad de la instalación durante su operación. entidades financieras. Para afrontar este obstáculo, se propone el es- Propuestas de promoción tablecimiento de un mecanismo de financiación, gestionado por IDAE, para acometer las inver- • Elaboración de modelos de ordenanzas mu- siones necesarias para la integración de las nicipales para favorecer la integración de 260 Análisis por tecnologías instalaciones eólicas de pequeña potencia (ficha código HGL-005).

4.5.7 — Objetivos

4.5.7 Objetivos Esta referencia para la elaboración de ordenan- A la vista del potencial eólico establecido en el zas municipales estaría dirigida a la integración análisis del recurso, así como de los condicionan- de instalaciones eólicas de pequeña potencia en tes técnico-económicos, el impacto esperado del entornos urbanos, semi-urbanos, industriales y paquete de propuestas en cada subsector eólico, agrícolas. el Plan de Energías Renovables establece los si- Se considera apropiada la colaboración de los guientes objetivos específicos para la potencia eó- ayuntamientos/FEMP y de los fabricantes de lica acumulada en el horizonte 2020: equipos en la elaboración del modelo de orde- nanzas municipales para la implantación de aero- • Eólica en tierra: 35.000 MW, desglosados en: generadores de pequeña potencia en municipios, – Media y gran potencia: 34.700 MW, incluyen- para lo que podrían utilizarse los mecanismos de do la repotenciación de los parques eólicos contratación de IDAE. obsoletos. Igualmente, se plantea la posibilidad de partici- – Pequeña potencia: 300 MW. pación de IDAE en un proyecto piloto de aplicación • Eólica Marina: 750 MW. de la normativa en un municipio, vía Convenio con Las gráficas siguientes muestran la evolución anual el Ayuntamiento y la Agencia de Energías Reno- de la potencia eólica acumulada, y de los incremen- vables de ámbito regional. tos anuales eólicos desglosados por subsectores eólicos, prevista en el período 2011-2020: Figura 4.5.13. Evolución prevista para la potencia eólica en España. Período 2011-2020 Eólica. Previsiones 2011-2020. Evolución potencia acumulada Miles 40 35.750 34.049 35 32.369 30.810 29.330 30 27.869 26.438 24.988 Potencia (MW) 25 23.555 21.855 20 15 10 5 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total eólica 21.855 23.555 24.988 26.438 27.869 29.330 30.810 32.369 34.049 35.750 Eólica “marina” 0 0 2 22 22 52 102 230 480 750 “Repotenciación” en tierra 189 228 314 477 738 1.163 1.835 2,719 3,925 5,328 Pequeña potencia 0 5 15 35 60 100 150 200 250 300 Eólica “en tierra”-“desmantelada” 21.666 23.322 24.657 25.904 27.049 28.014 28.723 29.220 29.395 29.372 261 PER 2011-2020 Figura 4.5.14. Previsiones de potencia eólica anual en España. Período 2011-2020 Eólica. Previsiones 2011-2020. Potencia anual instalada, por subsectores Miles 3,5 2.870 3,0 2.686 2,5 2.295 2.040 Potencia (MW) 2,0 1.815 1.733 1.587 1.648 1.504 1,5 1.207 1,0 0,5 0,0 -96 -33 -72 -136 -218 -0,5 -354 -560 -1,0 -737 -1.005 -1.169 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Incremento anual neto 1.111 1.700 1.433 1.451 1.431 1.461 1.481 1.559 1.651 1.701 Incremento anual instalada 1.207 1.733 1.504 1.587 1.648 1.815 2.040 2.295 2.686 2.870 Eólica “marina” 0 0 2 20 0 30 50 128 250 270 “Repotenciación” en tierra 115 39 86 163 261 425 671 884 1.206 1.403 Pequeña potencia 0 5 10 20 25 40 50 50 50 50 Desmantelamiento “en tierra” -96 -33 -72 -136 -218 -354 -560 -737 -1.005 -1.169 “En tierra” (nuevos emplazamientos) 1.092 1.689 1.406 1.383 1.362 1.320 1.269 1.233 1.180 1.147 En cuanto a las previsiones de producción eólica en el período 2011-2020, la gráfica siguiente permite apreciar el peso decreciente de las instalaciones eólicas en servicio a finales de 2010, a medida que se vayan desmantelando los parques eólicos de mayor obsolescencia tecnológica. De los aproxima- damente 73,5 TWh de producción eólica prevista en 2020, todavía el 45,6% correspondería a los parques ya en marcha. 262 Análisis por tecnologías Figura 4.5.15. Evolución prevista de generación eólica en España. Período 2011-2020 Eólica. Previsiones 2011-2020. Evolución producción anual, por subsectores Miles 80 73.485 69.317 70 65.515 62.064 58.861 60 55.769 52.709 Producción (Gwh) 49.666 50 46.377 43.550 40 30 20 10 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total eólica acumulada 43.550 46.377 49.666 52.709 55.769 58.861 62.064 65.515 69.317 73.485 Eólica “marina” 0 0 3 36 66 111 231 498 1.065 1.845 Eólica. Tierra PP. Nuevas 0 4 17 42 82 140 222 316 412 511 Eólica. Tierra M y GP. Nuevas 1.290 4.401 7.807 11.048 14.461 18.135 22.224 26.795 31.941 37.646 Eólica. Existentes a 31/12/2010 42.260 41.971 41.839 41.582 41.160 40.475 39.387 37.906 35.899 33.484 A continuación se detalla la evolución prevista para – Desmantelamiento –y posterior repotencia- cada subsector eólico: ción– anual del 10% de los parques eólicos con más de 15 años de vida útil, así como de la to- Eólica terrestre talidad de aquellos que alcancen los 20 años de servicio sin haberse repotenciado previamente. Durante la próxima década, se prevé que la repo- – Incremento de potencia medio del 20%, y ga- tenciación de instalaciones eólicas obsoletas ten- nancia en producción neta media de 400 horas ga una importancia creciente en España. equivalentes. – El desmantelamiento y la repotenciación se Los gráficos siguientes muestran cómo podría ser producen durante el mismo año (9 meses de la evolución de la potencia eólica instalada en tie- ejecución, y sin producción). rra, con las siguientes hipótesis de partida: Tanto la evolución real de la nueva potencia eólica 1. Cumplimiento del objetivo de 34.700 MW en ser- asociada a nuevos parques, como el desarrollo de la vicio, para la potencia eólica terrestre de gran repotenciación en España, dependerá de multitud de potencia, acumulada a finales de 2020. factores, entre los que serán claves tanto la eficacia 2. Mantenimiento de un sistema retributivo que de las propuestas planteadas en este plan para dotar proporcione tasas de rentabilidad razonables a de un tratamiento administrativo ágil a la repotencia- la inversión privada, con el mismo régimen eco- ción de parques eólicos, como también lo atractivo nómico de aplicación para los parques eólicos que resulte el nuevo sistema retributivo, pues si éste nuevos y los procedentes de la repotenciación presentara expectativas de ingresos muy inferiores a de parques existentes. las del parque sin repotenciar, los promotores podrían 3. Hipótesis de repotenciación: plantearse mantener el servicio del parque “antiguo” hasta el límite técnico del mismo que se establezca. 263 PER 2011-2020 Figura 4.5.16.Previsiones de potencia eólica terrestre anual en España, horizonte 2020 Eólica en tierra. Periodo 2007-2020. Potencia anual instalada Miles 3,0 1.403 74 1.206 2,5 884 671 2,0 39 425 Potencia (MW) 261 163 86 1,5 3.094 115 2.399 1,0 1.734 1.752 1.689 1.406 1.383 1.362 1.320 1.269 1.233 1.180 1.147 0,5 1.092 0,0 -30 -33 -72 -96 -136 -218 -0,5 -354 -560 -1,0 -737 -1.169 -1.005 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 “Repotenciación” en tierra 0 0 74 0 115 39 86 163 261 425 671 884 1.206 1.403 Pequeña potencia 0 0 0 0 0 5 10 20 25 40 50 50 50 50 Desmantelamiento “en tierra” 0 0 -30 0 -96 -33 -72 -136 -218 -354 -560 -737 -1.005 -1.169 “En tierra” (nuevos emplazamientos) 3.094 1.734 2.399 1.752 1.092 1.689 1.406 1.383 1.362 1.320 1.269 1.233 1.180 1.147 Desde mediados de la próxima década se espera potencia), con unas prestaciones muy alejadas de que la repotenciación de los parques eólicos supon- los requerimientos actuales. En general, se espe- ga una aportación muy significativa a la potencia ra que estos parques se repotencien entre 2009 y eólica anual instalada en España. 2015, debido a la aparición de problemas técnicos en estas instalaciones (reducción de producción, El parque tecnológico español es relativamente suministro de repuestos, aumento de costes de joven, pues el 99% de la potencia eólica en ser- operación y mantenimiento,…), y a las expectativas vicio se puso en marcha en los últimos 15 años (a de mayor generación eléctrica e ingresos con una finales de 1996 había únicamente unos 200 MW en nueva instalación en el mismo emplazamiento. No servicio, frente a los aproximadamente 19.200 MW obstante, no es previsible que los parques repoten- a finales de 2009), mientras que su vida útil media ciados alcancen una cuota de mercado significativa ronda los 20 años. Hasta la fecha únicamente se –mayor del 5% de toda la potencia eólica instalada han repotenciado instalaciones eólicas puntuales anual–, hasta el año 2015. en las Islas Canarias y en Cádiz. En cambio, en el período 2016-2020, se prevé que A finales de 2009, solamente unos 400 MW eólicos la repotenciación de los parques eólicos que se en España correspondían a aerogeneradores de po- pusieron en marcha a partir de 1998 suponga un tencia unitaria inferior a 500 kW, los considerados aumento progresivo de la cuota de mercado en de bajo aprovechamiento eólico, correspondientes términos de potencia anual instalada, pudiendo a parques eólicos puestos en marcha antes o du- incluso superar a los parques eólicos en nuevos rante 1998. Todos estos modelos rozan la obsoles- emplazamientos en tierra a partir de 2019. cencia tecnológica (máquinas asíncronas de paso y velocidad fija, con capacidad nula de regulación de 264 Análisis por tecnologías Eólica marina A partir de 2017, se estima que comiencen a entrar en servicio las primeras fases de parques eólicos En la actualidad hay distintas iniciativas para la im- marinos de gran potencia en el litoral español. plantación de instalaciones eólicas experimentales Todos ellos, en el horizonte 2020, previsiblemente (Asturias, Cantabria, Cataluña, Islas Canarias, País se implantarán a profundidades menores de 50 m. Vasco…), incluso en aguas profundas. Se espera que El incremento anual de la potencia eólica marina estos proyectos, así como potenciales parques eólicos instalada sería progresivo hasta los 270 MW en marinos de demostración de tamaño reducido, entren 2020, de manera que finalice ese año con unos en servicio a partir de 2013, iniciando el desarrollo 750 MW eólicos marinos. racional y ordenado de la eólica marina en España. Figura 4.5.17. Previsiones de potencia eólica marina anual en España, horizonte 2020 Eólica marina. Previsiones 2011-2020. Evolución de potencia anual y acumulada 300 270 800 250 700 250 Potencia acumulada (MW) 600 Potencia anual (MW) 200 500 150 128 400 300 100 50 200 50 30 20 100 0 0 2 0 0 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Potencia anual 0 0 2 20 0 30 50 128 250 270 E Marina (MW) Potencia acum. 0 0 2 22 22 52 102 230 480 750 E Marina (MW) El aspecto crítico del desarrollo eólico previsto se firmemente por la fabricación de buques específi- encuentra en el necesario impulso y apoyo a los cos para la instalación y explotación de parques eó- proyectos experimentales actuales, cuyo éxito re- licos marinos, así como para otra infraestructura sulta fundamental para que el sector industrial y logística específica (cimentaciones, plataformas, nacional –que participe en ellos– alcance niveles tendidos marinos, ingeniería…). En este sentido, la de competitividad internacional similares a los de toma de decisiones empresariales exigirá mayo- otros países con camino recorrido, e incluso para res expectativas de negocio –vía acuerdos y con- que España pueda ser líder en la tecnología espe- tratos de suministro, en horizontes más allá de cífica para parques eólicos en aguas profundas, no 2020– respecto el nivel de parques eólicos marinos basada en los conceptos tecnológicos más propios comerciales previstos hasta 2020 en el mercado de las plataformas petrolíferas. doméstico (entre 3 y 5 parques). Para ello necesa- riamente tendrán que apoyarse en otros mercados En relación con el impacto que tendría el desa- europeos con importantes expectativas de creci- rrollo eólico marino previsto sobre el sector ma- miento de la eólica marina hasta 2020 (Alemania, rítimo español, cabe resaltar el elevado volumen Reino Unido, Francia, etc.). de inversiones necesarias para que la industria naval nacional (armadores, astilleros,…) apueste 265 PER 2011-2020 Eólica de pequeña potencia progresivamente desde los 5 MW en 2012 hasta unos 50 MW/año durante 2017 y los siguientes años has- Con las actuaciones planteadas para el despliegue ta 2020. Ello totalizaría unos 300 MW en el período de las instalaciones eólicas de pequeña potencia, 2011-2020, referidos todos ellos a instalaciones eó- se espera que la potencia en servicio aumente licas conectadas a red. Figura 4.5.18. Eólica pequeña potencia. Previsiones de desarrollo en España, horizonte 2020 Eólica pequeña potencia. Previsiones 2011-2020. Evolución de potencia anual y acumulada 70 350 60 300 50 50 50 50 50 250 Potencia acumulada (MW) Potencia anual (MW) 40 40 200 30 25 150 20 20 100 10 10 50 5 0 0 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Potencia anual 0 5 10 20 25 40 50 50 50 50 E.P.P. (MW) Potencia acum. 0 5 15 35 60 100 150 200 250 300 E.P.P. (MW)

4.6 — SECTOR GEOTÉRMICO interior de la Tierra, que se alimenta, entre otras

4.6 SECTOR GEOTÉRMICO interior de la Tierra, que se alimenta, entre otras causas, de la desintegración de isótopos radiactivos Y OTRAS ENERGÍAS DEL y de movimientos diferenciales entre las distintas capas que constituyen la Tierra. AMBIENTE A medida que se profundiza hacia el interior de la corteza terrestre, la temperatura de la Tierra se va incrementando a un ritmo de 2,5 a 3º cada 100 m,

4.6.1 — Descripción del sector en la mayor parte del planeta

4.6.1 Descripción del sector en la mayor parte del planeta. La energía geotérmica es la energía almacenada en Se denomina recurso geotérmico a la proporción forma de calor bajo la superficie de la tierra sólida y del calor desprendido del interior de la tierra que supone el recurso energético más importante, des- en las condiciones de desarrollo tecnológico en pués del sol, que está a disposición de la humani- cada momento permitan su aprovechamiento en dad, para ser aprovechado bajo el cumplimiento de condiciones económicas adecuadas. los criterios de sostenibilidad demandados en estos Para ello se explotan los yacimientos geotérmicos, tiempos. Se trata de una de las fuentes de energía que son las zonas de la corteza terrestre en las que renovable menos conocidas y que, a diferencia del se localizan materiales permeables que retienen el resto de renovables, su origen proviene del calor agua y le transmiten su calor, es decir que albergan 266 Análisis por tecnologías un recurso geotérmico susceptible de ser aprove- Geotermia para generación de electricidad chado por el hombre. En función de la temperatura Después de la Segunda Guerra Mundial muchos del fluido geotermal, se pueden distinguir diferen- países fueron atraídos por la energía geotérmica, tes tipos de yacimientos: al considerarla económicamente competitiva res- • Los yacimientos de alta temperatura, con tempe- pecto de otras fuentes energéticas, pues no requie- raturas superiores a 150 ºC, son en los que se re ser importada y, en algunos casos, es la única puede utilizar el vapor de agua generado natu- fuente de energía local. ralmente para producir electricidad de una forma Muchas regiones tienen recursos geotérmicos ac- constante, fiable y económicamente rentable me- cesibles, especialmente aquellos países en la zona diante un ciclo similar al utilizado en las centrales del “Anillo de Fuego”, alrededor del océano Pací- termoeléctricas convencionales. fico, en zonas de expansión oceánica, de ruptura Cabe destacar que existen zonas geológicas for- cortical y puntos calientes. madas por rocas impermeables a altas tempe- raturas, pero sin fluido termal. Este calor interno En el siguiente gráfico se presenta la evolución, se puede aprovechar fracturando la roca caliente desde el año 1980, de la potencia mundial instalada e inyectando un fluido que vuelve a la superficie de origen geotérmico para producción de electri- con una temperatura elevada, para ser utilizado cidad y el incremento evolutivo a lo largo de estos en la producción de electricidad en una central. A años. Se puede observar que, durante el periodo este tipo de yacimientos se les denomina de “roca 2005-2010, la potencia ha seguido un incremento caliente seca” o “sistemas geotérmicos estimula- lineal anual del orden de unos 350 MWe, hasta su- dos” ya que en ellos se precisa la intervención perar los 10 GW en el año 2010, lo que significa un directa del hombre en la creación del yacimiento. 19,9% con respecto al año 2005. La explotación de este tipo de yacimientos esti- mulados añade un gran potencial de futuro para la geotermia de alta temperatura. • Los yacimientos de media temperatura son aque- llos en los que la temperatura varía entre 100 y 150ºC. A partir de ellos se puede generar elec- tricidad, pero necesitan un fluido intermedio de menor punto de ebullición (fluido orgánico) que al vaporizarse accione la turbina y genere electricidad. • Los yacimientos de baja temperatura son en los que el agua se encuentra por debajo de los 100ºC, destinados por el momento exclusivamente a usos térmicos, aunque ya existen ejemplos en Alaska de generación de energía eléctrica a partir de un fluido geotérmico de 84 ºC de temperatura. Estos yacimientos son mucho más frecuentes y se encuentran en amplias zonas de la corteza terrestre. • Finalmente, casi la totalidad de la corteza terres- tre del planeta constituye un extenso yacimiento de recursos geotérmicos de muy baja temperatura, menos de 30 ºC, debido a que el subsuelo es ca- paz de almacenar el calor que recibe del Sol en su parte más superficial y mantener una tempe- ratura constante, prácticamente durante todo el año, a partir de 10 m de profundidad, pudiéndose usar esta característica para la climatización de viviendas y edificios mediante bombas de calor geotérmicas. 267 PER 2011-2020 Figura 4.6.1. Evolución de potencia mundial instalada de energía geotérmica para producción de electricidad Miles 20 Potencia mundial instalada de energía geotérmica (MWe) 18.500 18 16 14 12 10.715 9.737 10 8.932 7.974 8 6.833 5.832 6 4.764 4 2.110 2 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2007 2010 2015 Año Fuente: Congreso Mundial Geotermia, Bali 2010 Figura 4.6.2. Distribución de la potencia mundial geotérmica por continentes 6% 17% Europa América África 34% Asia 41% Oceanía 2% Fuente: Congreso Mundial Geotermia, Bali 2010 Estados Unidos es el país líder en producción de electricidad a partir de energía geotérmica, con una potencia total instalada de 3.093 MWe en el año 2010, seguidos de Filipinas, Indonesia, México e Italia. Destacar que los últimos 2 años, el país más activo ha sido Islandia que ha doblado su potencia instalada en los últimos años. 268 Análisis por tecnologías Figura 4.6.3. Escenario mundial: potencia geotérmica instalada para producción de energía eléctrica Escenario mundial de energía geotérmica Costa Rica 166 El Salvador 204 Japón 536 Islandia 575 Nueva 628 Zelanda Italia 843 México 958 Indonesia 1.197 Filipinas 1.904 EE.UU. 3.093 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 Potencia instalada 2010 (MWe) Fuente: Congreso Mundial Geotermia, Bali 2010 Estados Unidos, Indonesia, Islandia, Nueva Zelanda y Turquía son los países que han construido plantas de capacidad superior a 100 MWe, aspecto desta- cable que revela su interés por seguir potenciando el uso de esta energía, respaldado por políticas de incentivos y otras medidas de apoyo que siguen manteniéndose pese a que han transcurrido ya más de 50 años desde que iniciaron su actividad geotérmica. La siguiente tabla refleja el número de unidades, la potencia total instalada y su valor medio, así como la producción media para cada categoría de tec- nología empleada (excluidas las de tipo híbrido). Como evidencian los datos, las plantas de vapor seco se encuentran a la cabeza, tanto en capacidad instalada como en producción eléctrica por unidad, aunque las de ciclo binario son las más numerosas, mientras que las de tipo flash son las que concen- tran el mayor valor de potencia instalada. 269 PER 2011-2020 Tabla 4.6.1. Distribución de plantas geotérmicas por tecnologías Potencia instalada Producción media Tipo Nº unidades (GWh/unidad) Total (MWe) Media (Mwe/unidad) Sin condensación 25 145 6 96 Ciclo binario 236 1.178 5 27 Flash 141 4.421 31 199 Doble flash 61 2.092 34 236 Vapor seco 62 2.878 46 260 Entre los cinco países con mayor capacidad insta- número de unidades, capacidad instalada y produc- lada, Estados Unidos, Filipinas, Indonesia, México ción eléctrica. Según estos datos, la mayor capaci- e Italia, las tecnologías que concentran el mayor dad instalada corresponde a la de tipo flash, con un porcentaje de dicha capacidad son la de vapor seco 41% del total (4.421 MWe), seguida de la de vapor en el caso de Estados Unidos e Italia, de tipo flash seco (27%), doble flash (20%), ciclo binario (11%) y en Filipinas e Indonesia y de doble flash en México. sin condensación (1%). Las de tipo híbrido aparecen en todos los diagramas aunque con un valor del 0%, En resumen, la siguiente figura reproduce los dia- debido, probablemente, a la supresión por parte del gramas que reflejan la aportación de cada tecnolo- autor de los decimales en estas representaciones. gía –incluyendo las de tipo híbrido– en términos de Figura 4.6.4. Distribución mundial de plantas de generación de energía eléctrica de origen geotérmico Nº unidades Capacidad (MWe) Producción (GWh/año) 5% 0% 1% 0% 4% 0% 11% 9% 12% 44% 41% 42% 20% 21% 12% 27% 27% 24% Flash Vapor seco Doble flash Ciclo binario Sin condensación Híbrido Fuente: Congreso Internacional de Geotermia, Bali 2010 270 Análisis por tecnologías Las regiones con mayor potencial geotérmico se nueva vía a los países que no cuentan con yaci- encuentran, generalmente, próximas a bordes de mientos de alta temperatura. En lo referente a la placa continental, si bien los avances en diversos tecnología EGS, si bien se encuentra aún en fase campos tecnológicos están permitiendo comenzar de desarrollo, no cabe duda de que su aplicación a a explotar recursos geotérmicos lejos de los bor- escala comercial generaría un enorme potencial de des de placa mediante la estimulación del almacén desarrollo de la geotermia en numerosos países. geotérmico (EGS o Sistemas Geotérmicos Estimu- A nivel europeo, los principales yacimientos de lados) y/o la posibilidad de aprovechar fluidos cada energía geotérmica se encuentran en Italia, Islan- vez de menor temperatura. dia, Francia, Austria, Hungría, Bulgaria y en menor La generación de electricidad de media y baja tem- grado en Alemania y Suiza. peratura mediante plantas de ciclo binario abre una Figura 4.6.5. Extrapolación de temperaturas a 5 km de profundidad <60º C 60-80º C 80-100º C 100-120º C 120-140º C 140-160º C 160-180º C 180-200º C 200-240º C >240ºC Fuente: Agencia Internacional de la Energía La potencia eléctrica instalada de energía geotér- segundo país europeo en producción de electrici- mica en Europa se estima que ha alcanzado los dad a partir de recursos geotérmicos, seguido de

1.500 — MWe en el 2010. Francia, Alemania y Austria

1.500 MWe en el 2010. Francia, Alemania y Austria. Italia es uno de los principales países del mundo en relación a los recursos geotérmicos, ocupan- do el quinto puesto a nivel mundial. Portugal es el 271 PER 2011-2020 Figura 4.6.6. Central geotérmica y Blue Figura 4.6.8. Tendencia actual y objetivos Lagoon en Islandia, Octubre 2010 del Libro Blanco para la producción de electricidad (MWe) Tendencia actual y objetivos del Libro Blanco para la producción de electricidad (MWe) 990,0 1.000,0 1.000 854,6 863,0 822,1 844,6 800 400 0 2004 2005 2006 2007 2010 Fuente: elaboración propia Fuente: elaboración propia Figura 4.6.7. Escenario europeo de energía Según datos de EGEC (European Geothermal Ener- geotérmica gy Council), la evolución prevista de la geotermia Escenario Europeo de energía geotérmica para generación eléctrica en Europa para el año 2030 es alcanzar los 6.000 MWe de capacidad to- Italia 843 tal instalada, de los cuales se estima que el 75% corresponderán al desarrollo de sistemas geotér- Islandia 575 micos estimulados. Portugal 29 Figura 4.6.9. Objetivos de la UE al 2030 de la Francia 16 geotermia para generación de electricidad Miles Alemania 7 Installed capacity electricity (MW) Austria 1 30 0 500 1.000 Fuente: International Energy Agencia IEA-GIA 20 Todos estos países que ya participan de la energía geotérmica están tratando de aumentar cada vez más su capacidad instalada. De esta forma Italia 10 tiene planificado poner en servicio 100 MWe adi- cionales, Portugal 17 MWe y Francia 35 MWe. Ba- 0 sándonos en esta hipótesis, las previsiones para el año 2010 alcanzarían las perspectivas del Libro 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Blanco e incluso podrían superarlas. Consevative, all Europe Ecologically driven, all Europe Consevative, UE 27 (EREC) Ecologically driven, UE 27 (EREC) Fuente: European Geothermal Energy Council EGEC 272 Análisis por tecnologías Tabla 4.6.2. Generación eléctrica con Existe un proyecto concreto de investigación para geotermia EU-27 desarrollar una planta de generación de electrici- dad de geotermia convencional en Tenerife (Islas Generación eléctrica Canarias) y hay varias iniciativas estudiando la posi- 2007 2010 2020 geotermia EU-27 bilidad de desarrollar proyectos de EGS en Madrid, Galicia y Cataluña. Geotermia El encuadre geológico español es especialmente 815 920 1.200 convencional (MWe) propicio al desarrollo de proyectos de EGS y de baja Ciclos binarios baja temperatura. 15 70 300 temperatura (MWe) Geotermia para usos térmicos EGS (MWe) – 10 4.500 La utilización directa como fuente de calor de la Capacidad instalada energía geotérmica constituye la forma más anti- 830 1000 6000 total (MWe) gua, versátil y también la más común de aprove- chamiento de esta forma renovable de energía. La Producción anual de contribución de la geotermia de baja temperatura 6,5 8 50 energía (TWh) es más difícil de cuantificar por la gran diversidad Fuente: European Geothermal Energy Council, de aplicaciones y por ser de menor entidad. EGEC Sus aplicaciones abarcan piscinas climatizadas y La energía geotérmica en España presenta todavía balneoterapia, calefacción y refrigeración –incluidos una escasa penetración, a pesar de su gran po- los sistemas energéticos de distrito–, producción de tencial de utilización, tanto para usos térmicos a agua caliente sanitaria (ACS), acuicultura y aplica- escala doméstica como a escala industrial para ciones agrícolas (invernaderos y calentamiento de generación de energía eléctrica. suelos) e industriales (extracción de minerales y se- cado de alimentos y maderas). El uso del calor geo- Su investigación comenzó tras la crisis energética térmico en aplicaciones distintas de la generación de 1973. La evaluación del potencial geotérmico de electricidad se ha realizado, tradicionalmente, a del subsuelo en España es acometida por el Ins- pequeña escala, pero los continuos avances tecno- tituto Geológico y Minero de España (IGME), que lógicos han permitido su aprovechamiento en pro- elaboró en 1975 el primer avance que constituye el yectos urbanos e industriales de gran envergadura. Inventario General de Manifestaciones Geotérmicas en el Territorio Nacional en el que se aborda la En el sector residencial y de servicios la energía evaluación del potencial geotérmico del subsuelo. geotérmica permite reducir el consumo de gasóleo, gas natural y butano, todos ellos de origen fósil y Actualmente en España no existen instalaciones no renovable, de una forma limpia y sencilla adap- geotérmicas de alta entalpía para generación de table a cualquier tipo de sistema de climatización electricidad, aunque sí existe un gran y creciente actual. Para ello se realizan instalaciones basadas interés por parte de la iniciativa empresarial en en un circuito que aprovecha el fluido geotérmico desarrollar proyectos de este tipo en el corto-medio para distribuirlo a las viviendas para climatización plazo, por lo que la geotermia presenta una opor- e incluso para agua caliente sanitaria. tunidad clara de desarrollo en nuestro país, dado el potencial existente. Aún así el desarrollo de la Los datos disponibles indican que, a finales del año geotermia profunda en nuestro país presenta un 2009, el número de países en el mundo que hacían importante retraso respecto a otros países de nues- uso de la misma era de 78, con una capacidad insta- tro entorno; España no ha estado presente en casi lada de 50.583 MWt. Esta última cifra representa un ninguna de las iniciativas de I+D relacionadas con crecimiento del 78,9% respecto a los datos de 2005, lo la geotermia en Europa en las últimas décadas y que significa un incremento anual medio del 12,33%, cuyos frutos están propiciando ya el desarrollo de con un factor de capacidad42 de 0,27 (equivalente a nuevas tecnologías como la geotermia estimulada 2.365 horas de operación a plena carga al año). (EGS) en Alemania y Francia. Factor de capacidad = Utilización anual (TJ/año)/Capacidad (MWt) x 0,03171 42 273 PER 2011-2020 La energía térmica utilizada fue de 121.696 GWh/año (438.071 TJ/año), lo que significa un 60,2% más que en 2005 (9,9% de incremento anual). Ello supuso un ahorro energético por año estimado de 307,8 millo- nes de barriles de petróleo (46,2 millones de tone- ladas), así como un ahorro de emisiones de 148,2 millones de toneladas de CO2 (comparado con el empleo de petróleo para generar electricidad). Figura 4.6.10. Capacidad instalada para usos directos (año 2010) 0,7% 0,1% 13,2% 1,1% 0,3% 69,7% 1,3% 3,1% 10,7% Bomba de calor geotérmica Calefacción de distrito Invernaderos Acuicultura Secado productos agrícolas Usos industriales Spas, balnearios y piscinas Refrigeración fusión nieve Otros Fuente: Eurobserver 274 Análisis por tecnologías Figura 4.6.11. Escenario mundialmundial Escenario usos directos de energía usos directos geotérmica de energía geotérmica 1.443,00 Islandia 1.469,00 1.823,00 140,00 Turquía 820,00 2.084,00 319,00 Japón 1.167,00 2.099,53 32,00 Alemania 397,00 2.485,40 1.915,00 China 2.282,00 8.898,00 1.874,00 EE.UU. 3.766,00 12.611,46 0 2.500 5.000 7.500 10.000 12.500 Energía térmica instalada (MWt) 1995 2000 2010 Fuente: Congreso Internacional Bali 2010 Los cinco países que cuentan con la mayor capa- de energía utilizada (TJ/año.superficie), serían Ho- cidad instalada son Estados Unidos, China, Suecia, landa, Suiza, Islandia, Noruega y Suecia. Noruega y Alemania que, en conjunto, representan Los mayores incrementos de capacidad instalada el 62,8% de la capacidad mundial. (MWt) de los últimos cinco años se registran en En lo que respecta a la energía utilizada, las cinco el Reino Unido, Corea, Irlanda, España y Holanda primeras posiciones están ocupadas por China, mientras que, en el caso de la energía utilizada (TJ/ Estados Unidos, Suecia, Turquía y Japón, en este año), las cinco primeras posiciones corresponden caso con un 54,7% del total mundial. España ocupa al Reino Unido, Holanda, Corea, Noruega e Irlanda. el puesto 31 en capacidad instalada (141 MWt) y el Ambos incrementos son consecuencia del empleo 38 en energía utilizada (684 TJ/año). No obstante, de bombas de calor geotérmicas. si se consideran la población y la superficie, son Las bombas de calor geotérmicas representan el los países pequeños –especialmente los del norte 69,7% (35.236 MWt) y el 49,0% (214.782 TJ/año), de Europa– los que se sitúan a la cabeza. En el respectivamente, de la capacidad instalada y de la primer caso (MWt/población) los cinco primeros energía utilizada a nivel mundial, con un factor de puestos corresponden a Islandia, Suecia, Noruega, capacidad medio de 0,19 (modo calor). La potencia Nueva Zelanda y Suiza mientras que, en términos 275 PER 2011-2020 individual de estas bombas oscila entre los 5,5 kW Las previsiones para la geotermia de muy baja de las destinadas a usos residenciales, y las de más entalpía, mediante la utilización de la bomba de de 150 kW empleadas en instalaciones comerciales calor, son mucho más favorables y se espera un e institucionales. Los países líderes en unidades importante despegue en los próximos años, pues instaladas son Estados Unidos, China, Suecia, No- existe una gran diversidad de bombas de calor ruega y Alemania. geotérmicas y la Unión Europea está apostando por este tipo de aplicación que ya es una realidad En Estados Unidos, la mayor parte de estos dis- consolidada en el mundo. Suecia es el país de la positivos están dimensionados para cubrir cargas UE con mayor capacidad instalada de bombas de pico de refrigeración, y se encuentran sobredi- calor geotérmicas, seguido de Alemania y Francia. mensionados para calefacción salvo en los estados del norte; sin embargo, en Europa la mayoría de las bombas de calor geotérmicas están dimen- sionadas para proporcionar la carga base de ca- lefacción, mientras que los picos se cubren con combustibles fósiles. Por otra parte, gracias a las redes de climatiza- ción geotérmicas, el agua caliente del subsuelo es conducida por tuberías a los edificios de una zona o incluso de una ciudad. En el Oeste de Estados Uni- dos más de 200 comunidades utilizan este sistema, así como en otros países, como Rusia, China, Fran- cia, Suecia, Hungría, Rumanía o Japón. La ciudad islandesa de Reykiavik cuenta con el sistema más grande del mundo. La potencia instalada y la energía utilizada para este tipo de aplicación en 2010 asciende, respec- tivamente, a 5.391 MWt y 62.984 TJ/año, cifras que representan sendos incrementos del 24% y del 14% respecto al año 2005. Los países líderes en la utilización de geotermia para aplicación de sistemas de calefacción centralizada son Islan- dia, China, Turquía, Francia y Rusia, mientras que entre los mayores usuarios de los sistemas indi- viduales figuran Turquía, Italia, Estados Unidos, Japón y Georgia. A nivel europeo, este continente en el año 2007 cuenta ya con mas de 15.000 MW de potencia tér- mica instalada y se espera alcanzar un objetivo de 80.000 en el año 2030. En la Unión Europea, las aplicaciones ligadas al uso directo del calor de la energía geotérmica se desarrollaron en 16 de los 25 países con un total de 2,5 Mtep producidas por los países miembros de la Unión Europea y 1 Mtep por otros países europeos. Hungría es el primer país en utilización directa del calor proveniente de energía geotérmica seguido de Italia y Francia. Los principales usos por orden de relevancia son baños termales y piscinas, se- guido de redes de climatización y calefacción para invernaderos. 276 Análisis por tecnologías Figura 4.6.12. Escenario europeo de Escenario energía europeo geotérmica de energía de uso geotérmica directo de uso directo 243,5 Resto UE (25) 79,1 97,2 Polonia 281,1 104,6 Alemania 2.485,4 186,3 Eslovaquia 132,0 291,9 Francia 1.345,0 486,6 Italia 867,0 715,0 Hungria 654,6 12.611,46 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 Capacidad instalada (MW) 2005 2010 Fuente: Congreso Internacional Bali 2010 Respecto a la geotermia de baja temperatura, en Por otro lado, la geotermia somera o de muy baja España la potencia actual instalada corresponde temperatura para climatización es ya una realidad a aplicaciones de usos directos del calor, princi- en España. Aunque históricamente los sistemas palmente a balnearios e invernaderos, realizadas abiertos con bomba de calor han sido los más utili- en los años ochenta. Las estimaciones futuras in- zados, los sistemas cerrados comienzan a aplicarse dican que este tipo de aplicaciones no va a crecer en España a partir del año 2000 y, actualmente, a lo largo del periodo del estudio, por lo que se cada vez se diseña y se construyen instalaciones mantiene constante su cuantía. Por otro lado, se de potencias crecientes aplicadas a agua caliente estima que a partir del año 2015 podrían ir entrando sanitaria y a climatización para edificios del sector en marcha varios proyectos de redes de climatiza- residencial y terciario. Aunque no se disponen de ción o comúnmente denominados district heating datos fiables sobre la potencia instalada de energía and cooling geotérmicos, por ejemplo en Madrid, geotérmica en España, existen estimaciones de que Burgos y Barcelona, que actualmente están en fa- la cifra supera los 100 MWt, lo que está permitiendo ses de exploración e investigación y tramitando las que, en paralelo, se desarrolle una nueva industria autorizaciones administrativas necesarias. para este sector. 277 PER 2011-2020 En la actualidad, a pesar de la contracción experi- El reparto por países y continentes lo encabezaría mentada por el sector de la construcción, las ex- China con cerca de 36 millones de unidades, segui- pectativas de evolución de los precios de la energía da por Estados Unidos con alrededor de 13 millones en los próximos años están impulsando un creci- y Japón con casi 9 millones. miento continuo de instalaciones geotérmicas de En un segundo escalón se encuentran el resto de muy baja temperatura tanto en el ámbito doméstico Asia con 7 millones, y Europa y América Latina con como en el institucional, así como la creación de un cerca de 6 millones de equipos respectivamente. mercado emergente de aplicación de la geotermia somera o de muy baja temperatura para climati- En España, el uso de la energía aerotérmica, en zación y ACS mediante bomba de calor. equipos de climatización, se inicia de forma con- tinuada a partir de los años 80, produciéndose el Otras energías del ambiente despegue definitivo a comienzos de la década de Según la Directiva 2009/28/CE, las energía aero- los 90. Esos años ven crecer de forma rápida las térmica, hidrotérmica y geotérmica capturadas por instalaciones con equipos que intercambian calor bombas de calor quedan consideradas como ener- con el aire ambiente, desplazando progresivamente gías procedentes de fuentes renovables, aunque a las máquinas condensadas por agua. debido a que necesitan electricidad u otra energía auxiliar para funcionar, solo se tendrán en cuenta En la actualidad se calcula que existen instaladas las bombas de calor cuya producción supere de en España más de 12 millones de bombas de calor forma significativa la energía primaria necesaria aerotérmicas, reversibles la gran mayoría de ellas, para impulsarlas. de las cuales el 12% aproximadamente lo están en el sector comercial y el 0,6% en el sector terciario. La Directiva define “aerotermia” como la energía almacenada en forma de calor en el aire ambiente La siguiente tabla muestra la evolución del por- y la “hidrotermia” como la energía almacenada en centaje de las unidades instaladas en España en forma de calor en las aguas superficiales. función de su potencia. Del análisis de los datos se puede concluir que nos encontramos, en líneas En la actualidad, aunque en la Directiva está de- generales, en un mercado estable en el que pre- finida la fórmula para determinar la cantidad de dominan las pequeñas instalaciones, es decir, las energía captada por bombas de calor que debe correspondientes mayoritariamente a los sectores considerarse energía procedente de fuentes reno- doméstico y comercial. vables, todavía no han sido fijados por la Comisión las directrices para que los Estados Miembros es- Tabla 4.6.3. Evolución del porcentaje timen los valores del calor útil total proporciona- de unidades instaladas en función de la potencia do por bombas de calor y el factor de rendimiento medio estacional para las diferentes tecnologías y aplicaciones de las bombas de calor, teniendo en Rango 2004 2009 cuenta las diferencias de las condiciones climáti- cas, especialmente en climas muy fríos. <100 kW 67 69 Según datos publicados por la Agencia Internacional de la Energía el número de bombas de calor instala- 100 kW - 500 kW 26 25 das y en funcionamiento en el mundo, en el sector residencial/comercial, alcanza los 800 millones de > 500 kW 7 6 unidades y se prevé que esa cifra pueda superar los 3.500 millones en el año 2050. Estimaciones más Fuente: AFEC (Asociación de Fabricantes de recientes evalúan el mercado mundial del año 2010 Equipos de Climatización) de acondicionadores de aire, en términos de uni- dades, en cerca de 90 millones. Si estimamos que A lo largo del periodo 2004-2009, elegido como la proporción de bombas de calor frente al número muestra de la evolución del sector, los porcentajes total de acondicionadores es superior al 80% y de de bombas de calor/equipos reversibles, respecto ese porcentaje prácticamente el 100% correspon- del total de unidades puestas en el mercado han dería a unidades condensadas por aire, el número evolucionado hasta alcanzar los valores que se total de bombas de calor instaladas en el 2010 daría muestran en el cuadro inmediatamente inferior. una cifra aproximada de 72 millones de unidades. 278 Análisis por tecnologías Tabla 4.6.4. Porcentaje de bombas de sector residencial y de servicios, de una forma in- calor respecto al número de unidades de agotable, que además reduce nuestra dependencia acondicionadores de aire energética del exterior, reduciendo el consumo de fuentes de energía no renovable, de origen fósil, y Rango 2004 2009 asegurando un suministro constante de energía sin dependencia de factores externos. <100 kW 70 82 Geotermia para generación eléctrica 100 kW - 500 kW 44 50 En geotermia convencional, existen tres tipos de plantas y tecnologías para generar energía eléc- > 500 kW <1 <1 trica procedente de los recursos geotérmicos, en función de las características y naturaleza Fuente: AFEC (Asociación de Fabricantes de del fluido geotermal disponible y la profundidad Equipos de Climatización) del mismo: En la tabla siguiente, que muestra los porcentajes • Plantas de vapor seco de unidades aire-aire respecto del total de unida- • Plantas flash des, se puede observar un incremento de los equi- • Plantas de ciclo binario pos aire-agua como consecuencia de la utilización Plantas de vapor seco: los campos de vapor seco de la bomba de calor para aplicaciones en cale- (tan sólo unos pocos casos en el globo) son los que facción –suelo radiante y radiadores de alta y baja permiten utilizar la tecnología más sencilla, ya que temperatura– y en instalaciones de agua caliente el fluido geotérmico se puede llevar directamente a sanitaria. la turbina para producir electricidad. La producción Tabla 4.6.5. Porcentaje de unidades aire- del vapor en los sondeos es por expansión al redu- aire respecto al número total de unidades cir la presión, de modo muy similar a la producción de los campos de gas natural. Rango 2004 2009 Están constituidas principalmente por una serie de sondeos o pozos de captación que permiten captar la mezcla agua-vapor, ya sobre el terreno, <100 kW 98 94 con un separador vapor-agua, y extraen el vapor que hace funcionar el grupo turbogenerador para 100 kW - 500 kW 97 95 la producción de electricidad. Después de este proceso, el vapor condensado y el fluido rema- > 500 kW 79 77 nente geotérmico se vuelve a reinyectar por un circuito cerrado a las profundidades para volver Fuente: AFEC (Asociación de Fabricantes de a reanudar el ciclo. Equipos de Climatización)

4.6.2 — Perspectiva de evolución

4.6.2 Perspectiva de evolución tecnológica En España existe un gran potencial de recursos geotérmicos que mediante un desarrollo adecua- do del sector nos puede acercar a los niveles de aprovechamiento de otros países europeos. Para ello, es fundamental e indispensable que ese de- sarrollo lleve asociado una importante evolución tecnológica del sector. Este potencial puede permitir usar esta fuente de energía renovable para la producción de electri- cidad, para usos industriales y agrícolas y en el 279 PER 2011-2020 Figura 4.6.13. Esquema de planta geotérmica de vapor seco Sistema de conversión Sistema de enfriamiento Turbina Generador Condensado Vapor Vapor Fluido Fluido condensado geotérmico reinyectado (agua) Fuente: Geoplat Plantas flash: mucho más frecuentes son, sin em- o salmuera rechazada se puede utilizar en otras bargo, los yacimientos geotérmicos en los que el aplicaciones como agricultura, acuicultura, y otros fluido se compone de una mezcla de agua y vapor procesos industriales que requieren un gran aporte (vapor húmedo). En este tipo de plantas es nece- de calor, haciendo uso en estos casos de la conocida sario primero separar el vapor de la fase líquida técnica de producción en cascada. antes de expandirse en la turbina. La fase líquida Figura 4.6.14. Esquema de planta geotérmica de ciclo flash Sistema de conversión Sistema de Vapor Separado enfriamiento Turbina Generador Depósito flash Condensado Vapor Fluido Fluido Agua Agua condensado geotérmico reinyectado caliente separada (agua) Fuente: Geoplat Plantas ciclo cinario: este tipo de plantas permiten fluido geotermal entrega el calor al fluido secun- extraer energía de forma más eficiente de yacimien- dario a través de un intercambiador de calor, que tos de media temperatura (>100 ºC) y de recursos se calienta, vaporiza y se expande a través de la geotérmicos con elevada salinidad. Se basan en turbina. Se condensa en un condensador de aire o evitar el uso directo del fluido termal y utilizar un agua y se bombea de nuevo al intercambiador de fluido secundario con un comportamiento termo- calor para ser revaporizado. Las turbinas binarias dinámico mejor que éste (bajo punto de ebullición pueden ser de tipo Kalina o de tipo Orgánico Ran- y alta presión de vapor a bajas temperaturas). El kine (ORC). 280 Análisis por tecnologías Figura 4.6.15. Esquema de planta geotérmica de ciclo binario Sistema de conversión Sistema de Vapor Evaporado enfriamiento binario Turbina Generador Condensado Fluido binario Intercambiador de calor Fluido Fluido reinyectado Agua Agua geotérmico caliente enfriada Fuente: Geoplat En cuanto a los sistemas geotérmicos estimulados (EGS), en fase de experimentación a escala de pro- yectos de demostración, hasta ahora la utilización de esta energía en el mundo ha estado limitada a áreas en las cuales las condiciones geológicas eran muy favorables, pero los avances tecnológicos actuales en equipos y las mejoras en la prospección y perforación, permiten a la geotermia disponer de tecnología para la producción de electricidad a partir de recursos geotérmicos de temperaturas notablemente inferiores a las que se precisaban años atrás y para la generación artificial de “yaci- mientos estimulados” (EGS) en los que es precisa la intervención directa del hombre para la creación del yacimiento, lo que añade un gran potencial de futuro para la geotermia de alta temperatura. La diferencia con las centrales geotérmicas ante- riormente descritas es que para esta tecnología es necesario primeramente perforar hasta alcanzar la roca caliente seca (profundidad aproximada entre 3.000-5.000 m) y después inyectar agua en el pozo para romper aún más las grietas creadas y para aumentar el tamaño de las fisuras. El agua, que se introduce a presión, se calienta en su viaje hacia las profundidades hasta llegar a los 200 ºC y a través de los pozos de producción se bombea el agua hasta la superficie. Ya sobre el terreno, el proceso es similar a las centrales geotérmicas convencionales. 281 PER 2011-2020 Figura 4.6.16. Esquema simplificado de un de permeabilidad del sistema debido a la precipi- aprovechamiento de roca caliente seca o tación natural o inducida de sustancias minerales. sistema geotérmico estimulado La selección de un ácido o de cualquier aditivo en una situación determinada depende de las caracte- rísticas del almacén y del propósito del tratamien- to. En el caso de un tratamiento ácido, el objetivo es aumentar la porosidad y la permeabilidad de la 7 formación. 5 6 8 El aprovechamiento de la energía geotérmica su- pone una estrategia de localización y definición de recursos que conlleva una inversión inicial muy alta con el consiguiente elevado riesgo económico asociado. La investigación y evaluación de yacimientos geotér- 00 m micos profundos requiere la aplicación de diversas 4.000-6.0 1 técnicas, gran parte de ellas adaptadas de la inves- 3 tigación de hidrocarburos, aunque también de la in- 4 4 vestigación hidrogeológica y de recursos minerales, para acotar y minimizar los riesgos de exploración. La fase de exploración es bastante costosa y arries- gada, por ello todos los agentes coinciden que la industria necesita todavía un gran avance en el 2 desarrollo de nuevas tecnologías de exploración, así como mejorar las técnicas de investigación indirecta capaces de definir con gran fiabilidad y exactitud los recursos geotérmicos existentes de forma previa a la etapa de perforación. 0m 1.00 500- Es necesario desarrollar herramientas que permi- tan optimizar la modelización de reservas de ma- nera que se conozca con más exactitud el potencial 1 - Sondeo de inyección real de energía geotérmica en cada emplazamiento. 2 - Reservorio rocoso fracturado 3 - Sondeo de producción Asimismo, es importante conocer, de forma pre- 4 - Sondeo de observación via, las características del yacimiento para saber 5 - Bomba de circulación dónde tenemos que perforar, por lo que actual- 6 - Intercambiador de calor mente esta fase se puede considerar básica para 7 - Central eléctrica la perforación. 8 - Red de calefacción a distancia A continuación se indican algunos avances a reali- Fuente: Guía de la energía geotérmica de la zar para mejorar las metodologías y sistemas de Comunidad de Madrid 2008 exploración para yacimientos geotérmicos: Líneas de investigación EGS: la tecnología aplicada • Recopilación y actualización de datos existentes para estimular el almacén geotermal incluye aná- relacionados con el recurso: centralizar los datos lisis de fallas y fracturas, fracturación hidráulica existentes, actualizarlos con lo nuevos avances y para aumentar la permeabilidad, perforación di- recopilar de las distintas fuentes la información reccional para cortar fracturas con orientación fa- (administración central, autonómica, empresas vorable e inyección de aguas subterráneas y aguas del sector, etc.). residuales en localizaciones estratégicas para re- • Avances en geoquímica: mejorar la fiabilidad y poner fluidos y revertir las bajadas de presión. Así funcionamiento de los geotermómetros y desa- mismo, se considera la aplicación de técnicas de rrollo de los mismos para detectar nuevos obje- estimulación química, inyección de inhibidores quí- tivos (minerales, isótopos, gases…). micos, para solucionar el problema del descenso 282 Análisis por tecnologías • Mejoras y avances en geofísica: resolución, fia- grandes diámetros de perforación, toneladas de bilidad, decremento del ruido de las fuentes revestimiento y otros materiales. geofísicas. El desarrollo de materiales y equipos de perfo- • El desarrollo de nuevas tecnologías que pue- ración a alta temperatura específicos para la in- dan identificar la permeabilidad en profundidad dustria geotérmica, puesto que las perforaciones y tengan la habilidad de identificar fluidos en realizadas en los yacimientos geotérmicos se ha- profundidad. cen a temperaturas elevadas, supondría un impacto • El desarrollo de técnicas y aplicaciones geológi- tecnológico muy significativo. cas (3D, etc.). • El desarrollo de técnicas para análisis de esta- Los sistemas de perforación avanzados presentan dos tensionales y estructurales en yacimientos ventajas significativas frente a los sistemas conven- profundos. cionales, incrementando la velocidad de perforación, • El desarrollo de tecnologías, herramientas la vida de la cabeza de perforación y resto de ma- y protocolos que permitan la reducción de teriales y equipos, mayor producción por pozo, etc. posibles impactos asociados tales como la El potencial de mejora de las técnicas de perfora- sismicidad inducida por la estimulación de ción está basado en tres líneas de actuación: yacimientos, la contaminación acústica en las fases de perforación y construcción de la planta • Incremento de la velocidad de perforación. geotérmica, y las potenciales emisiones líqui- • Mejora de las técnicas de guiado y control. das o gaseosas. • Investigación en nuevos materiales/técnicas. • Estudios de micro-sismicidad y líneas de investi- El objetivo final perseguido es disminuir los tiem- gación propias que tiendan a minimizar los efec- pos necesarios para perforar, alcanzar cotas más tos de la sismicidad inducida por la estimulación profundas con costes asumibles por el proyecto en de los yacimientos estimulados. resumen y el abaratamiento de los costes de perfo- • La aplicación de nuevas técnicas geofísicas para ración que constituyen, por regla general, hasta un recursos convencionales, geotermia de baja tem- 60% de los costes de inversión del proyecto. peratura y sistemas geotérmicos estimulados (EGS). Los aspectos fundamentales que condicionan la • Modelización de yacimientos: modelos de trans- viabilidad de un proyecto de geotermia profunda porte y flujo de calor adaptados al aprovechamien- son la temperatura, el caudal, la permeabilidad y la to geotérmico de acuíferos someros, subsuelo y profundidad del recurso. Las ubicaciones de poca almacenes profundos. profundidad y de alta temperatura y elevado caudal, • Desarrollo y mejora en las tecnologías de perfo- es decir, lo que se conoce con el nombre de geoter- ración, estimulación, modelización del reservorio mia convencional, son prácticamente inexistentes geotermal y reinyección de fluidos en los siste- en nuestro país, con la posible excepción de las mas geotérmicos estimulados. Islas Canarias. • Mejora de la eficiencia energética de los ciclos El reto tecnológico consiste por tanto en encon- termodinámicos que posibilite la generación de trar la forma de utilizar los recursos geotérmicos electricidad a partir de temperaturas cada vez existentes de manera técnica y económicamente más bajas. viable, lo cual solo será posible a partir del desa- • Hibridación de la Geotermia con otras tecnologías rrollo tecnológico de las áreas estratégicas que renovables. configuran un proyecto geotérmico y que se indican Entre los avances tecnológicos que supondrían un a continuación: impulso importante para el desarrollo de la geo- 1. Investigación básica. Definición y caracterización termia cabe destacar la I+D en técnicas y equipos de los recursos de manera indirecta. para la perforación geotérmica, que no han parado 2. Investigación del subsuelo y gestión de los re- de evolucionar en las últimas décadas impulsados cursos. Confirmación y desarrollo del almacén por la industria petrolera. El mayor obstáculo para geotérmico en profundidad incluyendo la reali- llegar a grandes profundidades no se debe solo a zación de sondeos geotérmicos que accedan al la disponibilidad de las herramientas existentes recurso y confirmen de manera directa el po- sino también al coste exponencial de la perfora- tencial inferido de manera indirecta. Esta fase ción con el incremento de la profanidad y el uso de incluye además el desarrollo de modelos de 283 PER 2011-2020 gestión de recursos que permitan su optimiza- primeros 100-200 metros, resulta un medio ción y sostenibilidad. adecuado para proporcionar y almacenar ener- 3. Investigación e innovación en los sistemas gía térmica. De hecho, a 10-20 m de profundi- de perforación, que a su vez presenta dos líneas dad, su temperatura se mantiene prácticamente diferenciadas: constante, incrementándose según el gradiente – La primera de ellas tiene carácter continuista geotérmico al aumentar la profundidad (3 ºC cada y parte de la tecnología comercial existente, 100 m). Las tecnologías para aprovechar esta haciendo hincapié en la mejora de sus puntos energía almacenada en los primeros metros de débiles: la corteza terrestre son básicamente dos: - Instrumentación para altas temperaturas. Mediante un sistema de captación adecuado y Elaboración de dispositivos electrónicos con una bomba de calor geotérmica se extrae que aguanten el calor y el ambiente co- calor del subsuelo a una temperatura relativa- rrosivo de los pozos geotérmicos de gran mente baja, aumentándola, mediante el consumo profundidad. de energía eléctrica (El consumo de electricidad - Recubrimientos basados en espuma de po- de la bomba de calor geotérmica se cifra en liuretano especial que permita aplicarse 0,25-0,30 kWh por cada kWh de calefacción pro- simultáneamente con la perforación, de tal ducido (MANDS, E.; SANNER, B. Shallow Geother- forma que se garantiza el no desprendi- mal Energy. UBeG GbR, Zum Boden 6, D-35580 miento de rocas, colapso de pozos, etc. Wetzlar), para posibilitar su uso posterior en sis- - Incremento de la capacidad de penetración temas de calefacción. Existe la opción de invertir en rocas fragmentadas y de materiales al- el proceso en verano, inyectando en la tierra el tamente abrasivos, así como la durabilidad calor absorbido en la refrigeración de la insta- de la cabeza dentada ante estos materiales. lación a climatizar. Esta tecnología representa, – La segunda presenta tecnologías revolucio- en la mayoría de los casos, la única posibilidad narias en fase de investigación, como son, de aprovechamiento de los recursos de muy baja fracturar las rocas mediante lanzamiento de entalpía (T < 30 ºC), asociados a la denominada bolas de acero, mediante plasma eléctrico, geotermia somera y presentes bajo cualquier aplicación de láser u utilizando ácidos poten- terreno en cualquier lugar del Planeta, que son tes para deshacer la roca. los que mejor se adaptan a las necesidades de 4. Optimización de la energía geotérmica en su- climatización de edificios. perficie. Consiste en la transformación, distri- La bomba de calor puede transferir el calor desde bución y suministro de la energía geotérmica en las fuentes naturales del entorno a baja tempera- superficie a los usuarios finales. tura (foco frío) hacia las dependencias interiores que se pretenden calefactar, o para emplearlo en Geotermia para usos térmicos procesos que precisan calor en la edificación o en la industria. Asimismo, ofrece la posibilidad de Los recursos geotérmicos de alta temperatura, aprovechar los calores residuales de procesos in- necesarios para la producción de electricidad, son dustriales como foco frío, circunstancia que permi- escasos en comparación con los recursos de media te disponer de una fuente a temperatura conocida y baja temperatura, por lo que los usos o aplicacio- y constante que mejora el rendimiento del sistema. nes térmicas son más abundantes para distintos También se pueden aprovechar otros tipos de calor sectores. Entre estos usos podemos distinguir en: de baja temperatura generado con otras energías • Usos directos de la energía geotérmica: el uso renovables como la solar térmica. directo del calor es una de las aplicaciones más Las bombas de calor geotérmicas funcionan del antiguas y comunes de la energía geotérmica mismo modo que las bombas de calor convencio- para balnearios, redes de climatización, agri- nales (aire-aire y aire-agua), de manera que pue- cultura, acuicultura y otros usos industriales, en den calentar, refrigerar y, si están adecuadamente los que se utiliza el fluido geotérmico de manera equipadas, proporcionar agua caliente sanitaria, directa, sin bomba de calor. pero con mayor eficacia que éstas. Según el De- • Bomba de calor geotérmica, o bomba para ca- partamento de Energía de Estados Unidos (DOE), lor de fuente terrestre (GHP: Geothermal Heat las GHP utilizan entre un 25 y un 50% menos de Pump). Dada su estabilidad térmica frente a electricidad que los sistemas convencionales de los cambios estacionales, el subsuelo, en sus calefacción y refrigeración, reduciendo el consumo 284 Análisis por tecnologías energético y las emisiones correspondientes de un Implican la instalación de un intercambiador en 45 a un 70%, si se comparan con éstos. el terreno para el aprovechamiento energético, Como ya se indicó anteriormente, los sistemas cuya pared separa el fluido termoportador de la que conectan la bomba de calor geotérmica con roca y del agua subterránea. el subsuelo y permiten la extracción del calor del terreno o su inyección en él son, básicamente, Figura 4.6.17. Sistemas geotérmicos horizontales y verticales abiertos o cerrados. Para seleccionar el sistema más adecuado para una instalación determina- da, deben considerarse los siguientes aspectos: geología e hidrogeología del terreno, dimensiones y uso de la superficie disponible, existencia de fuentes potenciales de calor y características de los edificios, en lo que a calefacción y refrigera- ción respecta. El objetivo es diseñar un sistema que permita obtener un óptimo rendimiento con los mínimos costes posibles. Otra aplicación, con un importante desarrollo futu- ro, es la integración en la cimentación de los edifi- cios de la conducción de la energía geotérmica para las aplicaciones térmicas, que aprovechan las es- tructuras de cimentación profunda de los edificios para captar y disipar la energía térmica del terreno. En este caso, los propios pilotes de la cimentación, piezas de hormigón armado, actúan como sondas Fuente: IDAE geotérmicas, convirtiendo a la estructura en un campo de ellas. Los pilotes utilizados pueden ser Habría que considerar una tercera categoría, prefabricados o montados in situ, con diámetros a la que pertenecen los sistemas que no pue- que varían entre 40 cm y más de 1 m. den incluirse, estrictamente, en ninguna de las • Almacenamiento subterráneo de energía térmica dos indicadas. Serían aquéllos en los que existe (UTES: Underground Thermal Energy Storage). cierta diferenciación entre el agua subterránea En estos sistemas se almacena calor, frío o am- y el fluido termoportador, pero no hay ninguna bos bajo tierra. Los métodos de conexión con el barrera entre ellos, como es el caso de los que subsuelo incluyen, como en el caso de la bomba aprovechan las temperaturas de las aguas de de calor geotérmica, sistemas abiertos o denomi- minas o de obras subterráneas (túneles, etc.), nados almacenamiento en acuíferos, en los que el con caudales suficientes para su explotación con agua subterránea es el medio de transporte del fines energéticos. calor, y sistemas cerrados mediante almacena- La tecnología del intercambio geotérmico se encuen- miento en perforaciones. tra en España en una fase incipiente, a diferencia de En ambos casos, las tecnologías desarrolladas para otros países de Europa donde es una tecnología ya aprovechar el calor del subsuelo son función de madura e implantada en muchos hogares y edificios la accesibilidad del recurso geotérmico, y pueden terciarios. La energía geotérmica de baja temperatu- clasificarse en dos tipologías principales que, a su ra permite prescindir de combustibles de origen fósil vez, incluyen diferentes subtipos: y no renovable, de una forma limpia y sencilla adap- table a cualquier sistema de agua caliente sanitaria • Circuitos abiertos, basados en el uso de aguas y climatización. Es por ello por lo que es necesario subterráneas, que suponen la captación de agua centrar el punto de atención en el desarrollo de pro- de un acuífero para su aprovechamiento. En este yectos tecnológicos que sean capaces de reducir los caso, el agua subterránea es el medio de trans- costes de implantación y de incrementar los ahorros porte del calor. proporcionados por estos sistemas. • Circuitos cerrados, cuyo fundamento es el em- pleo de un fluido –básicamente, agua con algún Los principales retos tecnológicos permitirán re- aditivo–, para extraer el calor de los materiales ducir el coste de generación térmico y están rela- existentes a poca profundidad en el subsuelo. cionados con los siguientes campos: 285 PER 2011-2020 • Desarrollo de técnicas y sistemas que permitan en la instalación de climatización de una escuela. reducir el coste de diseño y ejecución de los cir- (Véase la figura 4.6.18). cuitos de intercambio geotérmico asegurando su calidad y el mínimo impacto y riesgo. Figura 4.6.18. Funcionamiento de una bomba de calor geotérmica con agua de • Mejora de los métodos de evaluación e incre- mina mento de la productividad de los sistemas de intercambios con el terreno, con los sondeos y los campos de sondeos. • Aumento de la eficiencia de las bombas de calor Escuela y equipos auxiliares así como mejoras en el com- Capa freática esperada ± 580 m s.n.m. HP portamiento de los materiales de relleno. • Desarrollo de sistemas de perforación, materia- les y equipos adaptados a las condiciones geoló- Pozo de Pozo de gicas y de mercado de España. inyección producción • Desarrollo de sistemas emisores de baja tempe- Segundo nivel (510 m s.n.m.) ratura competitivos. • Desarrollo y estandarización de las metodolo- gías y sistemas que permitan la integración de Tapones de agua la energía geotérmica de baja temperatura en la Quinto nivel (415 m s.n.m.) cadena de edificación sostenible. • Integración de la geotermia en los elementos NW-Fleld constructivos de la edificación (pilotes geotér- Fuente: Mands, E.; Sanner, B. Geothermal Heat micos, pantallas…) Pumps. UBeG GbR, Zum Boden 6, D-35580 Wetzlar • Mejora continua de los sistemas geotérmicos en la edificación, especialmente los híbridos de calefacción y refrigeración con otras renovables, Otras energías del ambiente como solar y biomasa. El aprovechamiento de la energía aerotérmica se • Desarrollo de sistemas de climatización centra- realiza mayoritariamente mediante bombas de ca- lizada mediante geotermia. lor aerotérmicas, en aplicaciones de climatización, • Integración de la capacidad de almacenamiento calefacción y refrigeración, y en la producción de térmico del terreno con sistemas geotérmicos agua caliente sanitaria. someros con otras renovables y con sistemas de La evolución tecnológica de la bomba de calor se alta eficiencia, mejorando la regulación y gestio- orienta en la actualidad en cuatro direcciones bá- nabilidad del sistema. sicas: la mejora de los equipos y sus componentes, Tal y como indica la Directiva Europea 2009/28/CE, la integración de los equipos en las instalaciones, el se fomentará la instalación de sistemas urbanos de desarrollo de sistemas inteligentes y la hibridación calefacción o refrigeración, a la hora de planificar, de diferentes tecnologías. diseñar, construir y renovar zonas industriales o a) Equipos y componentes residenciales. La bomba de calor, cuyo esquema frigorífico bá- Las antiguas explotaciones mineras subterráneas sico se reproduce a continuación, incorpora como representan un caso particular de esta forma de elementos fundamentales: intercambiadores –con- uso del calor geotérmico. Sus galerías abandona- densador y evaporador–, compresor, válvula de ex- das proporcionan aguas subterráneas con un con- pansión, ventiladores y sistema de control. siderable potencial geotérmico. Cabe citar como ejemplo el Proyecto Barredo, en Asturias, que prevé concentrar las aguas de varios pozos cerrados o en vías de cierre, en un solo caudal, que se estima alcanzará los 10 hm3/año, a una temperatura de 20 ºC, para uso en una bomba geotérmica destina- da a la calefacción de instalaciones. Otro ejemplo es el de Ehrenfriedersdorf (Alemania), donde se apro- vecha el agua de una mina de estaño abandonada 286 Análisis por tecnologías Figura 4.6.19. Esquema básico de una bomba de calor Foco caliente Tc Tcondensación > Tc Qc Condensador Compresor Valv. Exp. W Refrigerante Evaporador Tevaporación < Tf Qf Tf Foco frío Fuente: En consecuencia, todo avance tecnológico y, por gama de sus aplicaciones, permitiendo su integra- consiguiente la mejora de la eficiencia de las bom- ción ventajosa en muy diferentes tipos de instala- bas de calor, pasa por la evolución de sus respecti- ciones, como por ejemplo la producción de ACS vos componentes. Entre las mejoras incorporadas a temperaturas de hasta 75 ºC, aplicaciones de en los últimos años cabe destacar: los sistemas suelo radiante/refrescante o techos fríos, equipos de control proporcional integral derivado (PID) que multitarea en los que con un solo equipo se puede ajustan la producción a la demanda y optimizan obtener la producción de ACS, y la calefacción y/o los consumos, tecnología INVERTER que mejora la refrigeración de la vivienda y posibilidad de uso con eficiencia gracias a la frecuencia variable del motor radiadores de alta y baja temperatura, lo que posi- de compresores, ventiladores, etc., incorporación bilita su uso en instalaciones existentes. masiva de válvulas, diseño optimizado de intercam- c) Desarrollos de sistemas inteligentes biadores, utilización de nuevos refrigerantes, etc. La evolución en los sistemas inteligentes está per- Como consecuencia de los mencionados avances, mitiendo desarrollar estrategias de control para considerados individualmente, o como una com- acomodar el funcionamiento de la bomba de calor binación de varios de ellos, se ha producido un aerotérmica a la carga variable de los edificios op- aumento de los COPs instantáneos y de los rendi- timizando consecuentemente el rendimiento anual mientos estacionales, una disminución de las emi- de los mismos. siones de CO2 por mayor eficiencia, disminución de Los modernos sistemas de control mejorarán la tamaño y reducción de niveles sonoros. comunicación con el sistema de gestión energética b) Integración de los equipos (sistemas y de los edificios y de los equipos auxiliares, inclu- aplicaciones) so utilizando herramientas de control específica- La evolución tecnológica de las bombas de calor mente diseñadas para gestionar averías y realizar aerotérmicas ha ampliado considerablemente la diagnósticos. 287 PER 2011-2020 d) Hibridación de diferentes tecnologías permitiría en una primera estimación aproximada La utilización de la bomba de calor aerotérmica, el diseño de instalaciones de extracción de energía en conjunción con otras tecnologías tales como la geotérmica del subsuelo mediante sondeos poco energía solar térmica y los sistemas de acumula- profundos y circuito cerrado. En segundo lugar se ha ción, permitirá optimizar los recursos energéticos, llevado a cabo una síntesis de los acuíferos presen- aprovechar al máximo las energías procedentes de tes en el subsuelo –en su versión de Unidades Hidro- fuentes renovables y reducir el tamaño y el coste geológicas definidas por el IGME– y las propiedades inicial y operativo de las instalaciones. de dichos acuíferos que permiten su explotación me- diante circuitos abiertos: profundidad, temperatura, Los equipos multitarea citados anteriormente son caudales extraíbles y salinidad del agua. otro ejemplo de hibridación de aplicaciones, per- mitiendo el abaratamiento de las instalaciones al La evaluación de recursos geotérmicos profundos eliminar la necesidad de otros equipos. mencionada anteriormente, ha permitido definir el siguiente potencial geotérmico en España:

4.6.3 — Evaluación del potencial • Recursos de baja temperatura. Para grandes

4.6.3 Evaluación del potencial • Recursos de baja temperatura. Para grandes cuencas sedimentarias el calor almacenado El IDAE ha llevado a cabo un importante estudio, ti- recuperable –reservas geotérmicas– en las for- tulado Evaluación del potencial de energía geotérmi- maciones permeables profundas alcanza los ca en España para la elaboración del PER 2011-2020, 15.126 x 105 GWh, de los cuales, 150,3 x 105 GWh con el objetivo de realizar un análisis del estado se encuentran en zonas con potenciales consu- actual de desarrollo y una evaluación del potencial midores. Para las Cordilleras Periféricas y Ma- de los distintos tipos de recursos geotérmicos. cizo Hercínico el calor almacenado recuperable Para dicha evaluación de los recursos geotérmicos en zonas de fracturación regional importante de España, se ha llevado a cabo una revisión exhaus- se ha estimado en 736 x 105 GWh de los cuales tiva de todos los informes de investigación geotér- 9,6 x 105 GWh se localizan en zonas con poten- mica realizados por el IGME desde la década de los ciales consumidores. setenta en todo el territorio español. Con la informa- • Recursos de media temperatura. Para áreas con ción extraída de dichos documentos se ha elaborado almacenes geotérmicos profundos deducidos de una evaluación de recursos siguiendo la metodología la información de hidrocarburos y geología re- propuesta por la Unión Europea en los sucesivos gional profunda se ha estimado el calor alma- Atlas de los Recursos Geotérmicos en Europa. Esta cenado recuperable potencial en 541 x 105 GWh, metodología se basa en el cálculo del calor almace- equivalentes a una potencia eléctrica instalable nado en la roca y en el fluido en ella contenido, en las de 17.000 MW€, mientras que para zonas re- diferentes formaciones geológicas permeables pro- conocidas o estudiadas en detalle por el IGME, fundas que constituyen los reservorios geotérmicos. el calor almacenado recuperable se eleva a Para ello se han tenido en cuenta las propiedades 54,23 x 105 GWh, equivalentes a una potencia petrofísicas y geométricas de dichos reservorios: ex- eléctrica instalable de 1.695 €(e). tensión, espesor, porosidad, densidad, temperatura • Recursos de alta temperatura. Este tipo de re- y capacidad calorífica. Se ha evaluado de esta forma cursos solo se presenta en las Islas Canarias. El los recursos geotérmicos profundos de baja, media potencial estimado como calor almacenado re- y alta temperatura así como los posibles sistemas cuperable se eleva a 1,82 x 105 GWh equivalentes geotérmicos estimulados (EGS). a una potencia eléctrica instalable de 227 MW(e) Por otra parte se ha realizado una puesta al día del en plantas de tipo flash. potencial geotérmico de muy baja entalpia –geo- • Recursos en posibles Sistemas Geotérmicos termia somera– existente en España, mediante dos Estimulados (EGS). A partir de los conocimien- líneas de actuación. En primer lugar se ha realizado tos del subsuelo y del estado de las tecnologías un Mapa de Potencia Térmica Superficial de los ma- EGS, se ha seleccionado una serie de áreas con teriales geológicos aflorantes en España, mediante posibilidades geológicas para futuro desarrollo de la transformación del Mapa Litológico de España a este tipo de sistemas. El calor almacenado recu- escala 1:200.000 realizado por el IGME en un mapa perable se ha estimado en 60 x 105 GWh, lo que de valores de la capacidad de cesión de calor –vatios permitirá la instalación de una potencia eléctrica por metro de perforación– de dichos materiales, que instalable equivalente a 745 MW(e). 288 Análisis por tecnologías En el siguiente cuadro se presente un resumen de los recursos geotérmicos evaluados en España. Tabla 4.6.6. Resumen de los recursos geotérmicos en España Calor almacenado Potencia equivalente Tipos de uso Tipos de yacimientos recuperable (105 GWh) (MW) Baja temperatura (bruta) 15.862 5.710.320 (t) Usos térmicos Baja temperatura (en zonas 159,9 57.563 (t) con consumidores) Media temperatura 541 17.000 (e) (potencial bruto) Media temperatura 54,23 1.695 (e) (reconocido o estudiado) Usos eléctricos Alta temperatura 1,82 227 (e) (reconocido o estudiado) Sistemas Geotérmicos Estimulados (en áreas 60 745 (e) conocidas) Fuente: Tecnología y Recursos de la Tierra, S.A., TRT 289 PER 2011-2020 Figura 4.6.20. Mapa de los recursos geotérmicos de media y alta temperatura y posibles sistemas geotérmicos estimulados P: 3.500-4.000 m T: 170-180 ºC P: 2.000-2.500 m T: 120-140 ºC P: 1.500-2.000 m T: 110-130 ºC P: 3.400-3.500 m T: 140 ºC P: 1.500-2.000 m T: 110-130 ºC P: 1.500-2.500 m T: 110-130 ºC P: 0-1.000 m T: 150-250 ºC P: 1.000-1.500 m T: 100-110 ºC P: 3.500 m T: 150 ºC P: 0-1.000 m T: 150-250 ºC P: 1.500-2.500 m T: 100-120 ºC P: 2.500-3.500 m T: 200-220 ºC P: 2.500-3.500 m T: 200-220 ºC Zonas con recursos geotérmicos Zonas con recursos geotérmicos de alta temperatura de media temperatura reconocidos o estimados Áreas con potencial recurso geotérmico Zonas con posibilidad de desarrollo de media temperatura. Formaciones de sistemas geotérmicos estimulados permeables 3.500-5.000 m Fuente: Tecnología y Recursos de la Tierra, S.A., TRT 290 Análisis por tecnologías Figura 4.6.21. Mapa de los recursos geotérmicos de baja temperatura y zonas de posibles aprovechamientos P: 500-2.000 m P: 500-3.000 m T: 50-90 ºC T: 40-90 ºC P: 1.300-2.500 m P: 1000-3.000 m T: 60-90 ºC T: 50-90 ºC P: 500-2.000 m T: 60-120 ºC P: 500-2.000 m T: 50-90 ºC P: 1.000-3.000 m T: 60-90 ºC P: 500-1.500 m T: 40-80 ºC P: 1.500-2.500 m P: 500-2.000 m T: 60-90 ºC P: 1.000-2.000 m T: 50-80 ºC T: 50-80 ºC P: 1.000-1.500 m T: 60-80 ºC P: 500-1.500 m T: 60-80 ºC P: 500-1.500 m T: 40-70 ºC P: 1.000-2.500 m T: 60-90 ºC Áreas con potencial recurso geotérmico de baja temperatura Zonas de posibles aprovechamientos por existencia de potenciales consumidores Fuente: Tecnología y Recursos de la Tierra, S.A., TRT

4.6.4 — Análisis de costes mix energético español como un importante agente

4.6.4 Análisis de costes mix energético español como un importante agente regulador de la red. La energía geotérmica, a diferencia del resto de Costes normalizados de energía: renovables, requiere de una fase previa de investi- producción de electricidad gación, exploración y localización del recurso que es La energía geotérmica puede generar energía eléctri- bastante larga costosa, lo que la confiere una com- ca de manera continua 24 horas al día los 365 días al ponente de riesgo elevada en los estadios iniciales. año, lo que la constituye como una energía renovable La perforación de pozos para el aprovechamiento que poco a poco va a ir adquiriendo mayor peso en el geotérmico a gran profundidad es una de las partes 291 PER 2011-2020 esenciales y más caras de una central geotérmica Indirectamente, mejoras en la fase de exploración para la producción de electricidad. se pueden asociar directamente con el descenso de los costes de perforación, así como el desarrollo En el desarrollo de un proyecto geotérmico los de la curva de experiencia, sin olvidar un constan- costes de perforación son el componente econó- te desarrollo y mejoras en nuevas herramientas y mico más significativo. Una instalación geotérmica mejores diseños de las instalaciones. está constituida por pozos geotermales, conductos para transportar el fluido a la planta y un sistema A continuación se realiza un análisis de plantas de pozos de reinyección. La combinación de todos de ciclo binario puesto que en España carecemos estos elementos influyen de modo sustancial en de yacimientos de alta temperatura y los ciclos los costes de inversión y, por lo tanto, deben ser binarios y los yacimientos de media temperatura, analizados y estudiados detenidamente. debido al encuadre geológico español, son los que cuentan con mayor potencial de desarrollo en nues- El mayor obstáculo para el desarrollo de un proyecto tro país. El futuro de la generación eléctrica con está basado en el coste y la dificultad de la perforación, geotermia en España se basará en el desarrollo por lo que el futuro de esta tecnología está basado en de plantas con este tipo de tecnología. el desarrollo de nuevos equipos y sistemas que permi- tan disminuir los costes de perforación de forma que el El coste de inversión de la tecnología de ciclo bi- aprovechamiento de la geotermia profunda sea viable. nario se sitúa en aproximadamente 4 M€2010/MW, que puede variar en un 30% debido a la variabilidad La estimación de los costes de perforación está ba- del coste de la perforación. En el caso de España, sada en la experiencia de la perforación industrial de se estaría en el rango alto del coste de inversión pozos petrolíferos y de gas. Hasta ahora la mayoría de puesto que en la mayor parte de los casos será ne- la tecnología de perforación geotérmica se ha tomado cesario que las perforaciones seán a profundidades prestada de la industria de la minería, petróleo y gas, mayores para alcanzar el recurso. pero es necesario desarrollar equipos específicos para geotérmica y sobre todo personal entrenado para ello. Figura 4.6.22. Coste de inversión de planta geotérmica para producción de electricidad con distintas tecnologías Generación convencional Cogeneración EGS 10 10 10 9,0 8,7 8,7 0,1 8 8 8 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 6,4 6,1 6,1 (M€/MW) (M€/MW) (M€/MW) 0,1 6 0,1 6 0,1 0,2 6 0,9 0,8 0,8 5,3 0,2 0,6 4,5 5,5 0,1 0,1 0,3 0,2 0,4 0,2 0,2 0,1 4,0 0,1 0,2 0,1 0,1 0,4 0,4 0,4 3,9 0,1 0,6 4,0 0,1 4,7 4 0,5 3,0 0,1 4 3,4 0,3 4 4,3 4,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 2,3 2,6 2,0 2,5 0,8 0,4 2,8 2,9 2 0,4 2,1 2 0,8 2,2 2 4,5 4,5 4,5 2,5 1,5 2,5 1,8 1,6 1,8 1,0 1,0 0 0 0 Ciclo Plantas Plantas Ciclo Plantas Plantas Ciclo Plantas Plantas binario flash de vapor binario flash de vapor binario flash de vapor seco seco seco Margen industrial Colectores + 50% de perforación Instalación Bloque de potencia Rango de inversión Exploración Perforación - 50% de perforación Fuente: EGEC; entrevistas en el sector; análisis BCG Nota: el margen industrial incluye el coste de realizar el proyecto (1,5% del total de la inversión). 292 Análisis por tecnologías Para calcular los costes normalizados de energía 7 M€2010/MW. Del mismo modo, los costes normali- se ha empleado una tasa de descuento para el pro- zados de energía y los de operación y mantenimien- yecto del 7,8%. to son superiores en este tipo de plantas debido al autoconsumo necesario para inyectar el agua y El coste medio normalizado de energía eléctrica estimular así el yacimiento, este valor oscila entre con energía geotérmica en España con ciclo binario 11,4 y 19,1 c€2010/kWh con tecnología de ciclo bina- con recurso de cuenca sedimentaria profunda varía rio. No obstante, estos sistemas están en fase de entre 7,3 y 19,1 c€2010/KWh. demostración, con varias iniciativas a nivel euro- En los sistemas EGS los costes de inversión son peo, por lo que es previsible que a medida que la muy superiores debido fundamentalmente a las tecnología superase esa fase, se pudieran reducir profundidades a las que hay que perforar, estiman- sus costes. do así un coste de inversión aproximadamente de Tabla 4.6.7. Evolución esperada de los costes de generación Coste normalizado de energía (c€2010/kWh) Tecnología 2010 2020 2030 Ciclo binario convencional 9,4 (7,3–11,5) 8,8 (7,0–10,7) 8,2 (6,6-9,9) Ciclo binario con cogeneración 8,5 (6,4-10,6) 7,9 (6,0-9,8) 7,3 (5,7-8,9) Ciclo binario (EGS) 15,3 (11,4–19,1) 14,3 (10,9–17,7) 13,3 (10,3–16,3) Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables Figura 4.6.23. Coste normalizado de energía eléctrica con geotermia mediante diferentes tecnologías Generación convencional Cogeneración EGS 20 20 20 19,1 18,6 18,6 15,3 14,8 14,8 15 15 15 (c€/kWh) (c€/kWh) (c€/kWh) 11,5 10,6 10 9,4 8,2 10 10 8,5 7,2 11,3 10,8 10,8 6,6 7,2 5,7 4,9 5,7 4,6 5 5 6,3 3,8 5 Alta variabilidad en 5,0 4,0 4,1 función de los 2,8 resultados del I+D+i 0 0 0 Ciclo Plantas Plantas Ciclo Plantas Plantas Ciclo Plantas Plantas binario flash de vapor binario flash de vapor binario flash de vapor seco seco seco + 50% del coste de perforación - 50% del coste de perforación Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables Se observa en la figura 4.6.23 cómo el coste normalizado de energía con geotermia convencional es menor que con los sistemas geotérmicos estimulados, debido en gran medida al consumo de agua necesario para estimular el yacimiento. 293 PER 2011-2020 Los costes de este análisis proceden del entorno de escala en el coste de la bomba de calor o del internacional, datos estadísticos de la industria sistema de intercambio, en el coste de la insta- mundial, principalmente de países con recurso lación y en el margen industrial. más accesible y, por lo tanto, su explotación es • Coste de la perforación: la perforación es la par- más barata. En España no existe ninguna de estas tida que requiere la mayor parte de la inversión instalaciones hasta el momento, por lo que según del proyecto, los costes de perforación pesan en el se vayan desarrollando proyectos los costes se irán entorno del 50% del coste total de inversión y tienen adecuando a la realidad. variabilidades muy grandes (~ 50%) en función de la tipología del terreno a perforar. En muchos casos Costes actuales normalizados de energía: es necesario realizar ensayos de respuesta térmi- usos térmicos ca que suponen un importante desembolso inicial previo al proyecto de ejecución. La integración de Los sistemas convencionales de climatización la geotermia como elemento constructivo mediante mediante combustibles fósiles o mediante otras el uso de pilotes geotérmicos o pantallas térmicas renovables no precisan de grandes inversiones ini- disminuye considerablemente la inversión referen- ciales para encontrar su fuente de alimentación. te a la partida de perforación, repercutiendo en la Sin embargo, en el caso de la geotermia, el campo inversión total del proyecto entre un 30-50%. de captación se encuentra debajo del terreno y por El coste de inversión de una instalación de ener- ello requiere una infraestructura adicional. gía geotérmica con bomba de calor varía de Los costes de inversión de las instalaciones para 1.000-2.200 €/kW dependiendo de la tipología del la producción de calor dependen de dos factores terreno, las características del recurso (sistema principales: abierto o cerrado) y las aplicaciones del mismo (solo calefacción, climatización o climatización y ACS). • Tamaño de la instalación: cuanto mayor es la potencia de la instalación se produce un efecto Figura 4.6.24. Costes de inversión para instalaciones con bomba de calor para producción de calor y para producción de calor y frío Coste de inversión de inversión para instalaciones Coste de inversión de inversión para instalaciones con bomba de calor para producción de calor con bomba de calor para producir calor y frío 2,5 2,5 2,19 0,07 2,04 0,06 0,29 2,0 0,27 2,0 1,74 0,05 0,04 0,15 0,12 1,64 0,12 0,23 0,03 0,02 1,50 (m€/kW) (m€/kW) 0,12 0,21 1,5 1,43 1,5 0,19 0,01 0,12 0,20 1,25 0,01 0,12 1,21 0,01 0,01 0,12 0,16 0,12 0,16 0,93 0,99 0,94 1,03 1,01 0,95 1,0 0,65 0,12 0,13 1,0 0,72 0,12 0,13 0,12 0,48 0,12 0,53 0,12 0,31 0,12 0,34 0,12 0,13 0,09 0,15 0,10 0,5 0,5 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,0 0,0 10 20 30 50 150 300 10 20 30 50 150 300 (kW) (kW) + 50% del coste de perforación Margen industrial Instalación Rango de variación de la inversión Colectores Bomba de calor - 80% del coste de perforación (pilotes geotérmicos) Perforación Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables 294 Análisis por tecnologías El cálculo de costes normalizados de energía se ha Figura 4.6.25. Costes normalizados de realizado sobre la hipótesis de que las instalaciones producción de calor de potencia igual o superior a 500 kW utilizarán Coste de producción de calor con directamente el recurso mediante redes de clima- bomba de calor en 2010 tización o district heating cooling y se ha empleado una tasa de descuento para el proyecto del 7,8%. 25 22,1 El coste normalizado de producción de calor me- diante bomba de calor geotérmica varía entre 5 y 20 19,0 17,4 22 c€/kWh en función de las distintas aplicaciones. 15,8 14,7 (c€/kWh) Cálculo de instalaciones de pequeña potencia 15 16,8 13,7 mediante bomba de calor 13,8 12,2 Tabla 4.6.8. Coste normalizado de 10 10,6 producción de calor 9,4 8,4 Coste normalizado de 5 producción de calor (c€2010/kWh) 0 10 20 30 50 150 300 Tamaño de la (kW) Calor Calor y frío instalación Coste de producción de calor y frío 10 kW 20,1 12,7 con bomba de calor en 2010 20 kW 17,0 10,6 25 30 kW 15,4 9,5 20 13,9 50 kW 13,8 8,5 11,8 (c€/kWh) 15 10,8 9,7 150 kW 12,7 7,7 10,7 8,9 8,2 10 8,7 300 kW 11,6 7,0 7,6 6,6 5,7 Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y 5 5,4 prospectiva de costes de las energías renovables Se observa que en el caso de utilizar geotermia 0 somera mediante bomba de calor para calefac- 10 20 30 50 150 300 ción y refrigeración los rendimientos, expresados (kW) en forma de COP, son superiores respecto al uso exclusivo de calor, siendo la energía obtenida del + 50% del coste de perforación terreno tres cuartas partes y el cuarto restante su- (arcilloso) pone el consumo eléctrico necesario para el funcio- Media namiento del compresor de la bomba de calor. Con esta mejora del rendimiento y con los bajos costes - 80% del coste de perforación (pilotes de mantenimiento, es donde estas instalaciones geotérmicos) permiten obtener grandes ahorros y, por tanto, Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y menores periodos de retorno de las inversiones, prospectiva de costes de las energías renovables lo que las hacen rentables. En las soluciones con bomba de calor, el principal coste de operación es el consumo eléctrico de la bomba de calor necesario para la generación de 295 PER 2011-2020 calor. En la actualidad con los Coefficient of Per- El resto del coste de operación y mantenimien- formance (COP) de 3-4, el coste de la electricidad to es pequeño comparado con el coste de in- consumida está en el entorno de 3-4 c€2010/KWh. versión y el coste eléctrico, siendo del orden de Se está trabajando en aumentar el COP de las bom- 0,2-1,0 c€2010/KWh. bas de calor al 7-8, con lo que reducir el coste de Como se observa en el gráfico siguiente, el coste de electricidad a 1,5-2 c€2010/kWh. inversión de una instalación de red de climatización varía entre 1.400 y 1.900 €/kW. Figura 4.6.26. Coste de inversión de una instalación de red de climatización Coste de inversión de “District Coste de inversión de “District Heating” Heating” para producción de calor para producción de calor y frío 2,0 2,0 1,86 1,75 1,69 1,80 1,63 0,14 1,73 0,13 0,12 1,58 0,13 1,68 0,11 0,11 1,5 0,11 1,5 0,11 (m€/kW) (m€/kW) 0,90 1,00 0,95 0,85 0,80 0,90 1,0 0,75 1,0 0,85 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,5 0,5 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0 0 500 1.000 5.000 10.000 500 1.000 5.000 10.000 (kW) (kW) + 50% del coste de perforación Margen EPC calor Instalación distric heating Rango de variación de la inversión Colectores Perforación - 50% del coste de perforación Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables El coste normalizado de producción de calor para Tabla 4.6.9. Coste normalizado de instalaciones de redes de climatización, conside- producción de calor rando 3.500 horas de funcionamiento al año de calor y frío, varía entre 6 y 9 c€/kWh, dependiendo Coste normalizado de de la tipología de la instalación y de las caracterís- producción de calor ticas del terreno a perforar. El coste normalizado (c€2010/kWh) de producción de calor para grandes instalaciones de climatización de distrito de más de 500 KW se Tamaño de la Calor Calor y frío sitúa cerca del umbral de costes normalizado de instalación producción de calor de instalaciones de gas natural. 500 kW 7,6 7,9 Instalaciones de media y gran potencia en redes de calefacción de distrito 1.000 kW 7,4 7,7 5.000 kW 7,0 7,3 10.000 kW 6,8 7,1 Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables 296 Análisis por tecnologías Figura 4.6.27. Coste normalizado de producción de calor y calor/frío en redes de distrito Coste de producción de calor con Coste de producción de calor y frío “District Heating” con “District Heating” 15 15 (c€/kWh) (c€/kWh) 10 8,5 8,3 7,8 10 8,8 8,6 8,1 8,0 7,7 6,7 6,6 7,0 6,9 5 6,1 6,0 5 6,4 6,3 0 0 500 1.000 5.000 10.000 500 1.000 5.000 10.000 (kW) (kW) + 50% del coste de perforación (arcilloso) Media - 50% del coste de perforación (rocoso) Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables Las principales palancas para la reducción de cos- 4.6.5.1 Barreras al desarrollo de la tes normalizados de producción de calor en el sec- geotermia para generación de electricidad tor de la energía geotérmica son: Barreras económicas • En el caso de producción de calor con bomba de • Falta de apoyo financiero a las fases iniciales del calor que es la tecnología con mayor cuota de proyecto (riesgo geológico inicial) previas a la mercado (aprox. 80%), reducción del coste de au- toma de decisión de acometer un proyecto. toconsumo por el aumento del COP de la bomba • Falta de apoyo financiero a los sondeos de explo- de calor que puede pasar de 4-5 en la actualidad ración, la prefactibilidad y la perforación. a niveles de 8-9 en 2020. La inversión en los proyectos de energía geotér- • Disminución del coste de perforación debido al mica es muy elevada en la fase inicial debido a desarrollo de la curva de experiencia y a un mejor los altos costes de sondeos y perforación, y ac- diseño de las instalaciones. tualmente no existes modalidades de financiación • Reducción del coste de las sondas de captación y adecuadas para este tipo de inversiones. del relleno por el desarrollo de la curva de expe- • Falta de apoyo al desarrollo del I+D+i. riencia y la disminución de los márgenes debido a un mayor desarrollo del mercado. Barreras operativas/administrativas • Dificultad para la obtención de permisos admi- nistrativos para sondeos y perforación, debido a

4.6.5 — Barreras al desarrollo que no existe un proceso claro y conciso para la

4.6.5 Barreras al desarrollo que no existe un proceso claro y conciso para la del sector obtención de las licencias. Como resultado, los procesos para la obtención En cuanto a las barreras que existen para el desa- de las licencias son largos, con trámites admi- rrollo de la tecnología geotérmica en España, han nistrativos de entre 3 y 5 años para la geotermia sido identificadas barreras económicas, operativas de media y alta temperatura. y de oferta que afectan en mayor o menor medida • En la actualidad, esta tecnología no está conside- tanto a la producción de calor como a la producción rada como gestionable dentro del marco legisla- de electricidad, aunque en distintos aspectos. tivo de las energías renovables. 297 PER 2011-2020 Barreras de oferta generarían grandes dudas e incertidumbres, afec- • El bajo desarrollo del sector de la energía geo- tando muy negativamente a la evolución del sector. térmica en España hace que en la actualidad no • Bajo desarrollo de proyectos de hibridación de la existan suficientes empresas especializadas ni energía geotérmica con otras energías renovables. cualificadas en nuestro país. • Existe un desconocimiento generalizado de la tec- • Existe un desconocimiento generalizado de la tec- nología por los agentes tanto profesionales como nología por los agentes tanto profesionales como usuarios, así como por las entidades financieras. usuarios, así como por las entidades financieras.

4.6.6 — Actuaciones propuestas

4.6.6 Actuaciones propuestas

4.6.5.2 — Barreras al desarrollo de la

4.6.5.2 Barreras al desarrollo de la geotermia para usos térmicos En cuanto a las actuaciones necesarias para el impulso de la geotermia se han clasificado según Barreras económicas sea para generación eléctrica o para producción de • Esta tecnología presenta una elevada inversión calor. inicial frente a los sistemas de climatización convencionales, lo que supone que el período de retorno de la inversión esté comprendido entre Geotermia para generación de electricidad los 5 y 15 años. Esta falta de rentabilidad a corto Para la geotermia de alta temperatura es necesa- plazo representa una clara barrera para muchos rio articular una serie de mecanismos en las fases usuarios. iniciales del proyecto que posibiliten la disminución Barreras operativas de riesgos y estimulen el desarrollo del sector. • No existe un marco normativo unificado, claro Los objetivos a alcanzar con las actuaciones a pro- y conciso para las instalaciones geotérmicas poner en el sector de la energía geotérmica son, para climatización, lo que genera inseguridad, entre otros, los siguientes: especialmente respecto a las perforaciones y a la legalización de instalaciones. • Mejora del estado de conocimiento del potencial Como resultado, el proceso para la obtención de de recursos geotérmicos en nuestro país y desa- las licencias es demasiado largo para este tipo de rrollo de bases de datos públicas que estimulen proyectos, con trámites de 3-8 meses en geotér- la iniciativa privada. mica de baja y muy baja temperatura. • Fomento a la investigación básica para la identi- • En la actualidad, esta tecnología no está integrada ficación de zonas de interés a partir de técnicas en programas de calificación energética ni códi- geofísicas y sondeos exploratorios de definición, gos de construcción. así como el fomento al desarrollo de estudios pre- Estos hechos provocan incertidumbre en el pro- liminares de viabilidad del yacimiento geotérmi- motor y no fomenta su confianza en la regulación, co, incluyendo modelos numéricos de evaluación además de proporcionar una ventaja comparativa de recursos y reservas así como los estudios de a las otras tecnologías que sí aparecen integradas. viabilidad técnico económicos. • Reducción del riesgo en la perforación de sondeos Barreras de oferta geotérmicos de exploración e investigación, de • Existe un bajo nivel de formación y cualificación forma que existiera una compensación sobre un de instaladores que puede ocasionar falta de porcentaje de los costes directos de perforación confianza en el sector por parte de los usuarios, si alguno de los pozos no lograse alcanzar los tanto reales como potenciales. En la actualidad, criterios acordados. no existen suficientes empresas especializadas • Contemplar programas de investigación de re- ni cualificadas en nuestro país. cursos geotérmicos, incluidos en los permisos • Proveedores de tecnologías y servicios poco espe- de explotación e investigación, en líneas de ayu- cializados en el sector geotérmico y, por lo tanto, das a la investigación de recursos minerales del poco desarrollados para suministrar productos y subsuelo para mitigar los importantes riesgos servicios adaptados al mismo, lo que puede im- inherentes (riesgo geológico), a los proyectos de pedir que el desarrollo del sector sea equilibrado geotermia profunda en su etapa inicial. y eficiente. • Incentivar el mercado para el desarrollo de proyec- Estos dos primeros aspectos indicados pueden tos de demostración y para reducir el elevado ries- dar lugar a instalaciones mal realizadas que go de la inversión en esta fase de demostración. 298 Análisis por tecnologías • Desarrollo tecnológico para avanzar en la fase – Proyectos de demostración orientados a la de I+D para Sistemas Geotérmicos Estimulados, implantación de sistemas de generación de EGS, y en sus componente, así como en la ejecu- energía eléctrica mediante geotermia. ción de proyectos centrados en el desarrollo de • Programa de IDAE de apoyo a la inversión para nuevas tecnologías de investigación, perforación, proyectos de demostración tecnológica con gene- estimulación de almacenes geotérmicos y con- ración eléctrica (Línea 4, HEL-016). Este programa versión de energía térmica en energía eléctrica. está dirigido a aquellos proyectos de innovación • Valorar otras tecnologías para establecer sinergias tecnológica, en fase de demostración tecnológica y posibilidades de desarrollo de sistemas híbridos. o pre-comercial en España como son los proyec- • Instrumentos de financiación acordes con los tos de generación eléctrica mediante energías que términos del mercado para lograr el desarrollo requieren ayudas directas a la inversión, comple- de la geotermia. mentarias al apoyo económico a la producción vía Régimen Especial. Las principales propuestas para superar las ba- • Programa de ayudas públicas a proyectos de inno- rreras mencionadas en el apartado anterior y que vación y demostración para aplicaciones térmicas, permitan alcanzar los objetivos establecidos para el eléctricas y combustibles renovables, dirigido a año 2020 se describen a continuación clasificadas proyectos de innovación y/o demostración tecno- en propuestas normativas, propuestas económicas lógica de geotermia de media y alta temperatura y propuestas de formación y divulgación: y sistemas geotérmicos estimulados (EGS) para Propuestas normativas producción de electricidad (Línea 6, HGL-010). • Adaptación del Marco Legal del Régimen Espe- Propuestas de financiación cial a diversos aspectos sectoriales (HEL-004). • Programa de financiación para investigación y Creación de un grupo propio específico para pro- desarrollo tecnológicos de nuevos prototipos e yectos de generación eléctrica con geotermia y innovación, dirigido a la investigación y desarrollo reconocimiento de la energía geotérmica de alta tecnológico nacional de nuevos prototipos y equi- y media temperatura como gestionable. pamientos específicos relacionados con energías • Simplificación de los trámites administrativos de renovables emergentes en fase no comercial (Lí- instalaciones renovables de producción de ener- nea A, HGL-002). gía eléctrica con geotermia (HEL-011). Las líneas del programa aplicables al sector de • Reducción de barreras administrativas a los pro- la energía geotérmica para producción de elec- yectos de I+D+i relacionados con las energías re- tricidad serían las siguientes: novables de generación eléctrica, en particular con – Desarrollos tecnológicos centrados en tecno- geotermia (HEL-012). logía de Sistemas Geotérmicos Estimulados. Propuestas de subvención • Programa de financiación para proyectos de de- • Programa de subvenciones a la investigación mostración de desarrollos tecnológicos innovado- y desarrollo tecnológico de nuevos prototipos res con energías renovables (Línea B, HGL-013). (Línea 1, HGL-011). Las ayudas públicas de esta Englobaría aquellas propuestas financieras di- línea van dirigidas, entre otras, a programas de rigidas a la financiación de proyectos en fase de investigación para la localización de estructu- demostración o comercial muy incipiente (pre- ras favorables para el desarrollo y explotación comerciales), promovidos por entidades privadas de yacimientos geotérmicos de media y alta de carácter nacional, con posibilidad de partici- temperatura. pación de centros tecnológicos y de investigación. • Programa de ayudas públicas a los estudios de Dentro de esta línea se incluirían los proyectos investigaciones previos a la ejecución de proyec- de demostración de geotermia convencional y de tos (Línea 2, SGT-001). La geotermia requiere de Sistemas Geotérmicos Estimulados (EGS) para una fase de investigación y localización previas al generación eléctrica. desarrollo del proyecto geotérmico que es muy • Programa de financiación para proyectos en fase costosa y arriesgada que hace que la financiación comercial, pero con una cierta barrera que impide de estos proyectos sea tan difícil. Este programa su desarrollo (Línea C, HGL-012). está dirigido a la financiación de la fases previas – Proyectos de instalaciones geotérmicas para para el desarrollo de los primeros: producción de electricidad, que por las carac- terísticas del proyecto tienen dificultades de 299 PER 2011-2020 financiación debido a la percepción del riego • Inclusion de las EERR térmicas y las redes de elevado por parte de las entidades financieras. calefacción en los sistemas de calificación ener- gética de los edificios (HTE-003): inclusión de la Propuestas de primas/tarifas a producción energía geotérmica dentro de los programas de renovable Calificación Energética de Edificios “CALENER”. • Establecimiento de un marco retributivo para la • Adaptación del Reglamento de Instalaciones Tér- generación eléctrica incorporada a red (HEL-015). micas en la Edificación (RITE) a las tecnologías de Establecimiento de un marco tarifario específi- energías renovables (HTE-005). Estandarización co para el sector de la energía geotérmica para de los sistemas geotérmicos en la edificación, producción de electricidad, con la creación de un e integración de la geotermia en los elementos grupo propio dentro del Régimen Especial y un es- constructivos. quema de apoyo adecuado, que pudiera ser com- plementado en las fases iniciales por subvenciones Propuestas de subvención a la inversión. • Programa de ayudas públicas a la inversión de energías renovables térmicas mediante conve- Propuestas de información/formación nios con las CCAA (Línea 6, HTE-002): programa • Difusión de las energías renovables al conjunto dirigido a proyectos de generación de energía de la sociedad (HGL-004). Campañas de divulga- térmica para usos en ACS, climatización y pro- ción, imagen e información a la opinión pública de cesos industriales en cualquier sector abastecido las posibilidades de la geotermia y sus recursos mediante energía geotérmica. así como el fomento de los beneficios medioam- • Programa de ayudas públicas a los estudios de in- bientales y socioeconómicos que conllevaría el vestigaciones previos a la ejecución de proyectos aprovechamiento de la energía geotérmica para (Línea 2, SGT-001). Este programa está dirigido a producción eléctrica. Formación de todos los la financiación de la fases previas para el desa- actores de la cadena de valor de los proyectos rrollo de los primeros proyectos de demostración geotérmicos. orientados al aprovechamiento térmico directo de Propuestas de promoción la geotermia profunda: redes de climatización de • Fomento de la implantación comercial de tec- distrito, procesos industriales, etc. nologías innovadoras, en particular para la ge- • Programa de ayudas públicas a proyectos de neración de energía eléctrica con geotermia innovación y demostración para aplicaciones (HGL-015). térmicas, eléctricas y combustibles renova- bles, dirigido a proyectos de demostración de Geotermia para usos térmicos redes de calefacción y refrigeración centralizada y proyectos de innovación y demostración me- Propuestas normativas diante geotermia para usos térmicos (Línea 3, • Desarrollo de un marco regulatorio específico: HGL-010). desarrollo de un procedimiento reglado sim- plificado y común para todas las CCAA para la Propuestas de financiación obtención de las autorizaciones administrativas • Programas piloto de financiación de proyectos para proyectos de geotermia para aplicaciones y promoción de ESEs de energías renovables térmicas (HTE-005). Procedimiento simplificado térmicas (Línea F, HTE-007). Programas pi- para la obtención de autorizaciones administra- loto de financiación de ESEs GEOTCASA, que tivas de proyectos de aplicaciones térmicas de utilicen geotermia para aplicaciones térmicas geotermia. y que puedan trasladarse a entidades finan- • Introducción de la geotermia y las redes de cli- cieras privadas en una segunda fase de expan- matización centralizada a través de ordenanzas sión. Se diseñarán líneas específicas para cada municipales (HGL-005). área renovable y aplicación térmica. • Mejoras y consideraciones a tener en cuenta en • Programa de entidades financieras privadas para el Código Técnico de la Edificación (CTE) para que financiación de ESEs de energías renovables la energía geotérmica de baja temperatura esté térmicas con apoyo de IDAE (Línea D, HTE-004). reconocida (HGL-014). Programa de financiación de ESEs que utilicen • Establecimiento de un sistema de certificación y geotermia en aplicaciones térmicas. Línea es- cualificación de instaladores (HGL-007). pecífica para cada área renovable y aplicación térmica. 300 Análisis por tecnologías Propuestas de primas/tarifas a producción entre 3-5 años antes del inicio del mismo y luego renovable otros 2-3 de período de ejecución. • Desarrollo de un Sistema de Incentivos para el Actualmente, existe una iniciativa para desarrollar Calor Renovable (ICAREN), para energías reno- un proyecto para producción de electricidad con vables térmicas y en particular para geotermia geotermia de alta temperatura en Tenerife, que ha (HTE-001). superado la fase de exploración y acaba de comen- Propuestas de información/formación zar su fase de investigación. • Difusión de las energías renovables al conjunto Las perspectivas futuras para España pasan fun- de la sociedad (HGL-004). Desarrollo de líneas de damentalmente por el desarrollo de dos tipos de trabajo que permitan la difusión de las posibili- proyectos de geotermia en función del recurso dades de esta fuente energética y dé a conocer geotérmico disponible: los proyectos de EGS o los recursos geotérmicos y sus posibilidades de geotermia estimulada, y los proyectos vinculados uso: organización de jornadas, folletos, páginas a acuíferos en cuencas sedimentarias profundas. web institucionales, inclusión en titulaciones uni- Además, nuestro país cuenta con potencial para el versitarias de ciclos de formación profesional y desarrollo de proyectos geotérmicos en los siste- posgrado…). Formación de todos los actores de mas volcánicos activos de Canarias. la cadena de valor, como vía a la consecución de la excelencia en la implantación de la tecnología. La tecnología de geotermia estimulada (EGS) se en- Formación de técnicos y profesionales con capa- cuentra en estos momentos en fase de demostración cidad y competencia suficiente. mediante la realización de varios proyectos piloto a nivel mundial. En España se espera que el avance Propuestas de planificación tecnológico permita, en los últimos años del hori- • Inclusión de las energías renovables en la plani- zonte temporal de este Plan de Energías Renovables, ficación de la infraestructura urbana de las ciu- la puesta en marcha de plantas de demostración en dades (HGL-016). áreas donde actualmente ya se están llevando a cabo Propuestas de promoción actividades de exploración. • Fomento de la implantación comercial de tecno- Además de la geotermia estimulada EGS, en la Pe- logías innovadoras para la generación térmica nínsula Ibérica el mayor potencial geotérmico está mediante sistemas geotérmicos (HGL-015). asociado a acuíferos calientes en cuencas sedimen- • Integración de las energías renovables en edificios tarias profundas y áreas de basamento fracturado públicos (HTE-006), en particular de geotermia. con gradientes geotérmicos anómalos. Este tipo de instalaciones cuenta con distintas referencias en

4.6.7 — Objetivos Europa, tanto en explotación como en desarrollo

4.6.7 Objetivos Europa, tanto en explotación como en desarrollo y, si se concreta la viabilidad de los proyectos ac- Geotermia para generación de electricidad tualmente en fase de exploración en nuestro país, La evolución prevista para la entrada en explotación podría esperarse la puesta en marcha de plantas de aprovechamientos geotérmicos de producción de demostración de este tipo a partir de 2018. de electricidad ha tenido en consideración los re- Teniendo en cuenta las consideraciones anterio- cursos existentes en España para estas aplicacio- res y suponiendo un incremento de potencial anual nes, derivados del estudio del potencial geotérmico instalada de 20 MWe/año de media, el objetivo pre- realizado dentro del marco del Plan de Energías visto para el año 2020 es alcanzar los 50 MWe de Renovables, las zonas que han sido solicitadas para potencia total instalada. exploración e investigación geotérmica, así como la complejidad administrativa que supone el apro- vechamiento de un recurso minero, energético y renovable. La tramitación de permisos y las fases de investiga- ción previas al desarrollo y ejecución del proyecto (reconocimiento, prefactibilidad y factibilidad del terreno) necesarios para abordar un proyecto de estas características requiere un plazo estimado de 301 PER 2011-2020 Figura 4.6.28. Potencia anual y potencia acumulada por años en MWe 40 120 110 100 30 90 80 70 (MWe) (MWe) 20 20 20 60 50 40 10 10 30 50 20 30 10 10 0 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Potencia acumulada Potencia instalada Fuente: elaboración propia Figura 4.6.29. Energía anual (GWh) y potencia acumulada (MWe) de energía geotérmica para el periodo 2010-2020 350 100 300 90 300 80 250 70 200 60 (GWh) (MWe) 180 50 150 40 100 30 50 60 20 50 30 10 10 0 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Potencia acumulada Producción acumulada Fuente: elaboración propia 302 Análisis por tecnologías Geotermia para usos térmicos realizadas en los años ochenta. Las estimaciones futuras indican que este tipo de aplicaciones no Para analizar la evolución de la geotermia para va a crecer a lo largo del periodo del estudio, por usos térmicos, se ha separado en dos tipos de lo que se mantiene constante su cuantía. Por otro aplicaciones: lado, se estima que a partir del año 2015 podrían Energía geotérmica, excluyendo el calor ir entrando en marcha varios proyectos de red de geotérmico de temperatura baja en aplicaciones climatización geotérmica, que actualmente están en de bomba de calor fases de exploración e investigación y tramitando En este caso, la potencia actual instalada de geo- las autorizaciones administrativas necesarias. Se termia se trata de aplicaciones de usos directos, estima que para el año 2020 la contribución térmica correspondientes a balnearios e invernaderos, de esta energía sea de 9,5 ktep. Figura 4.6.30. Contribución energía geotérmica anual acumulada (ktep) para el periodo 2010-2020 2 18 1,4 15 1,2 12 (ktep) (ktep) 0,9 1 0,9 0,7 0,7 9 6 0,9 9,5 7,0 8,0 6,0 3 5,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 0 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Energía usos directos Energía usos directos anual Fuente: elaboración propia Energía renovable a partir de bombas de calor geotérmicas Existe un mercado emergente de aplicación de la geotermia somera o de muy baja temperatura para climatización y ACS mediante bomba de calor. En estos últimos años, se ha producido un incremento notable en instalaciones geotérmicas con bomba de calor con un crecimiento superior al 30%, por lo que las previsiones futuras son que se estabilice la tendencia actual y durante los primeros 5 años este sector evolucione con una tasa de crecimiento de aproximadamente el 15% y a partir del 2015, una vez consolidado el mercado, se mantenga en tasas del 10-12%. Se estima que la contribución de la energía geotérmica procedente de bomba de calor será de 40,5 ktep al año 2020. 303 PER 2011-2020 Figura 4.6.31. Contribución energía geotérmica mediante bomba de calor geotérmica anual y acumulada (ktep) para el periodo 2010-2020 5 60 4,0 4,0 50 4 3,0 3,0 40 3,0 3 3,0 (ktep) 2,0 2,0 (ktep) 30 2,0 2,0 2,0 2 40,5 20 36,1 32,2 28,8 25,7 1 23,4 21,2 16,1 18,5 10 12,0 14,0 0 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Energía geotérmica BCG Energía geotérmica anual BC Fuente: elaboración propia En general, se estima que la media de todas las aplicaciones térmicas de geotermia tendrá un cre- cimiento anual constante de potencia instalada del 12%, por lo que la contribución total de la geotermia será de 50 ktep para el año 2020, con un crecimien- to medio anual de 3 ktep. 304 Análisis por tecnologías Figura 4.6.32. Contribución total y crecimiento anual de energía térmica geotérmica para el periodo 2010-2020 60 60 5,3 50 4,6 50 4,3 9,46 3,8 40 3,5 3,5 8,60 40 7,91 (ktep) (ktep) 3,0 2,8 7,05 30 6,36 30 2,4 5,16 1,9 2,1 3,78 3,78 41,00 20 20 3,78 32,24 36,00 3,78 3,78 28,78 22,00 25,70 10 18,00 21,24 10 12,04 13,97 16,06 0 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Energía usos directos Energía geotérmica BCG Incremento anual geotermia térmica Fuente: elaboración propia Otras energías del ambiente Se ha estimado que la potencia actual de bombas de calor aerotérmicas, que cumplan con los re- quisitos que establezca la Directiva, será de forma aproximada la mitad del parque total de bombas instaladas y la previsión de evolución al año 2020 se ha considerado un incremento anual del 6% hasta el año 2013 y a partir de este año un incremento anual mayor motivado por la promoción de los sis- temas de climatización a partir de fuentes de ener- gías renovables junto con las medidas de eficiencia energética en edificios. Dentro de estas previsiones, quedan incluidas las aportaciones que se pudieran incorporar de proyectos de hidrotermia, aunque no se espera que esta cifra sea muy significativa. 305 PER 2011-2020 Figura 4.6.33. Contribución total y crecimiento anual de energía aerotérmica para el periodo 2010-2020 1,0 20 0,7 0,6 15 0,6 (ktep) (ktep) 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 10,3 10 0,5 0,4 9,0 9,7 0,3 8,4 0,3 7,9 7,4 6,9 5,4 5,7 6,1 6,4 5 0 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Energía aerotérmica acumulada Energía aerotérmica anual Fuente: elaboración propia Estos valores deben ser tomados como estimacio- • “Centrales de agua fluyente”: son los aprove- nes, debido a lo que ya se indicó al final del apar- chamientos que, mediante una obra de toma, tado 4.6.1 de falta de definición de los parámetros captan una parte del caudal circulante por el río que servirán para contabilizar la energía captada y lo conducen hacia la central para ser turbinado por bombas de calor que será considerada renova- y posteriormente restituido al río. Este tipo de ble. Cuando la Comisión Europea fije esos valores, centrales se mueve en rangos de potencia bajos como establece la Directiva de Energías Renova- (normalmente inferiores a 5 MW) y tiene una cuo- bles, se revisarán los datos de la situación actual ta del 75% del mercado. de partida, así como su evolución. En este tipo se incluirían también las “centrales en canal de riego”, que utilizan el desnivel del agua en los canales de riego para producir elec-

4.7 — SECTOR tricidad. El rango de potencia de las centrales

4.7 SECTOR tricidad. El rango de potencia de las centrales utilizadas es de entre 1 y 5 MW y pueden suponer HIDROELÉCTRICO el 5% del mercado en España. • “Centrales de pie de presa”: son los aprovecha- mientos que, mediante la construcción de una

4.7.1 — Descripción del sector presa o utilización de una existente con posibilida

4.7.1 Descripción del sector presa o utilización de una existente con posibilida- des de almacenar las aportaciones del río, pueden La energía hidroeléctrica es aquella que se obtiene de regular los caudales a turbinar en el momento aprovechar la energía potencial de una masa de agua preciso. Estas centrales suelen tener unos nive- situada en el cauce del río para convertirla primero les de potencia superiores a los 5 MW y suponen en energía mecánica y posteriormente en energía aproximadamente el 20% del mercado en España. eléctrica. Por tanto, una central hidroeléctrica está Dentro de esta tipología, cabe destacar, por constituida por el conjunto de instalaciones y equipos las perspectivas futuras que pueden tener, las necesarios para transformar la energía potencial de “centrales de bombeo o reversibles”: son plan- un curso de agua en energía eléctrica disponible. tas que, además de funcionar como una central Existen dos tipologías básicas de aprovechamientos convencional generando energía (modo turbi- hidroeléctricos: nación), tienen la capacidad de elevar el agua a un embalse o depósito consumiendo energía eléctrica (modo bombeo). Se pueden clasificar 306 Análisis por tecnologías en dos tipos: las de bombeo puro, en las que el del uso de energías procedentes de fuentes re- embalse superior es un gran depósito cuya única novables, establece que la electricidad produci- aportación de agua es la que se bombea del em- da en unidades de acumulación por bombeo que balse inferior y las de bombeo mixto, en las que utilizan agua que se ha bombeado aguas arriba el embalse superior tiene aportaciones naturales. no debe considerarse electricidad producida a En este caso, la Directiva 2009/28/CE de fomento partir de fuentes renovables. Figura 4.7.1. Tipos de aprovechamientos hidroeléctricos y características Tipos de instalación Central de agua Central a pie Central en canal Central reversible fluyente de presa de riego 5-10 MW Diseño/esquema Central en canal de riego Central 1-5 MW Central en reversible Características de canal de • La central se • Se construye un • Uso del desnivel del • Bombeo de agua en riego instalación construye en una pequeño embalse agua en los canales las horas de valle derivación de un río para retener el agua de riego para y turbinación de a través de un canal • El agua retenida se producir electricidad agua en las 1-5 horasMW • El canal acaba en conduce a las punta Central una cámara de reversible turbinas a través de carga que mediante una tubería tubería forzada lleva • El agua turbinada el agua a la turbina se devuelve al río • El agua turbinada se devuelve al cauce del río Radio de potencia <5 5-10 1-5 1-5 (MW) % de instalación en ~75 ~20 ~5 ~1 España Madurez tecnológica Elementos clave en • Canal de derivación • Presa • Obra civil • Obra civil la inversión • Tubería forzada • Obra civil • Turbina • Turbina reversible • Cámara de carga • Tubería forzada • Generador • Generador • Turbina • Turbina • Generador • Generador Fuente: IDAE-BCG Hoy por hoy, la energía hidroeléctrica es uno de energía alcanza anualmente los 3.000 TWh, lo que los recursos cuantitativamente más importante representa el 20% de la producción mundial de dentro de la estructura de las energías renova- electricidad y en los países en desarrollo este por- bles y se caracteriza por ser una fuente energética centaje se eleva hasta el 33%, lo que la convierte limpia y autóctona. La producción mundial de esta en la renovable más utilizada en todo el mundo. 307 PER 2011-2020 El potencial eléctrico de origen hidráulico aún sin las emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera, aprovechar es enorme, ya que apenas se utiliza el reducir el consumo energético y aliviar la depen- 17% a escala mundial, cifra que se reduce al 8% dencia energética del exterior, especialmente en lo en el Tercer Mundo (según datos de la UNESCO). que se refiere a combustibles fósiles. Para alcanzar estos retos, la política energética se ha desarrolla- En la actualidad, Canadá, Estados Unidos y China do alrededor de tres ejes: el incremento de la segu- son los mayores productores del mundo. Durante ridad de suministro, la mejora de la competitividad el primer tercio del presente siglo, la energía hi- económica y la garantía de un desarrollo sostenible droeléctrica se mantendrá como una importante económica, social y medioambientalmente. fuente de producción hidroeléctrica. A pesar de que la mayor parte de los recursos hidroeléctricos en España ocupa un papel destacado en el área hi- los países de la OCDE ya están siendo explotados, droeléctrica a nivel europeo, situándose en tercer las posibilidades de crecimiento se estiman en el lugar respecto al resto de países de la Unión Euro- 1,8% hasta el año 2030. Los países en vías de de- pea en cuanto a potencia hidroeléctrica instalada sarrollo serán responsables de la mayor parte del con centrales menores de 10 MW y el cuarto lugar crecimiento. en cuanto a centrales de potencia mayor de 10 MW. Figura 4.7.2. Evolución de la producción de El parque hidroeléctrico español supone el 10% del energía hidráulica en el mundo parque de la UE-25. Evolución de la producción de energía Tabla 4.7.1. Potencia total instalada en la UE a finales del 2008 en centrales menores hidráulica en el mundo de 10 MW 22,3% 18,7% 17,9% Potencia Producción País TCMA00-06: 1,7% (MW) (GWh) Miles Italia 2.605 9.159 3.000 3 2.891 2.620 Francia 2.049 6.924 España 1.872 3.031 2 (TWh) Alemania 1.403 7.002 Austria 1.179 4.816 1 Suecia 916 5.033 585 540 537 Rumanía 353 508 0 2000 2005 2008e Portugal 335 520 Resto del mundo Finlandia 316 1.616 Europa República Checa 292 966 % Europa en el mundo Fuente: IDAE-BCG Polonia 247 895 A nivel europeo, la energía hidroeléctrica, al igual Bulgaria 225 688 que el resto de renovables, encuentra su marco de desarrollo en las políticas de promoción y fomento Reino Unido 173 576 de la electricidad generada a partir de fuentes de energías renovables desarrolladas por los distintos Grecia 158 325 países, y que persiguen un triple objetivo: reducir 308 Análisis por tecnologías (Continuación) (Continuación) Potencia Producción Potencia Producción País País (MW) (GWh) (MW) (GWh) Eslovenia 155 457 Bélgica 52 410 Bélgica 103 386 Eslovaquia 1.542 4.039 Eslovaquia 90 166 Resto UE 1.871 4.981 Resto UE 145 473 Total 89.682 327.352 Total 12.618 43.545 Fuente: EUROSTAT En la actualidad, la tendencia europea por lo que Fuente: EurObserv’ER 2009 respecta al desarrollo de la capacidad de las cen- Tabla 4.7.2. Potencia total instalada en la trales menores de 10 MW no es muy dinámica, UE a finales del 2008 en centrales mayores debido a los obstáculos administrativos y medioam- de 10 MW bientales existentes. No obstante, el sector tiene un potencial real que puede generar una actividad Potencia Producción económica constante y próspera. País (MW) (GWh) Figura 4.7.3. Evolución de la producción Evolución de energía de la producción minihidráulica de energía en España y en Italia 11.190 41.623 Europa hidráulica en España y en Europa 5% 3,3% 4,3% Francia 18.823 64.239 600 585 España 11.232 23.500 540 537 500 Alemania 2.104 20.942 400 Austria 7.040 37.946 (TWh) 300 Suecia 15.436 69.069 200 Rumanía 6.009 17.195 100 Portugal 3.634 6.798 29,2 17,7 23,1 0 Finlandia 2.786 17.112 2000 2005 2008e República Checa 753 2.024 Resto de Europa Polonia 672 2.152 España % España en Europa Bulgaria 1.890 2.824 Fuente: IDAE-BCG Reino Unido 1.456 5.168 España cuenta con un importante y consolidado sis- tema de generación hidroeléctrica, como resultado Grecia 2.319 3.312 de una larga tradición histórica en el desarrollo de aprovechamientos hidroeléctricos, debido a la oro- Eslovenia 873 4.018 grafía del país y a la existencia de un gran número de presas, con una capacidad total de embalses de 309 PER 2011-2020

55.000 — Hm3, de los cuales el 40% de esa capacidad No obstante, todavía continúa siendo una de las re

55.000 Hm3, de los cuales el 40% de esa capacidad No obstante, todavía continúa siendo una de las re- embalsable corresponde a embalses hidroeléctri- novables más productivas junto con la energía eólica, cos, que es una de las proporciones más altas de sobre todo por las grandes centrales hidroeléctricas, Europa y del mundo. que representan el 90% de la potencia hidroeléctrica total instalada. En el año 2010, la contribución de la Aunque la evolución de la energía hidroeléctrica en energía hidroeléctrica en la estructura de produc- España ha sido creciente, en los últimos años ha ción eléctrica nacional ha representado el 14,5%, experimentado una importante disminución en la muy superior a los años anteriores, como resultado aportación de esta energía a la producción total de la de una hidraulicidad muy por encima de la media electricidad, en favor de otras energías renovables. histórica de los últimos años. Tabla 4.7.3. Distribución de la potencia hidroeléctrica en España por tamaño de centrales Producción Tipo central Potencia (MW) % Potencia % Producción (GWh) Menor de 1 MW (sin bombeo) 242 1 802 2 Entre 1 y 10 MW (sin bombeo) 1.680 9 5.432 13 Mayor de 10 MW (sin bombeo) 11.304 61 35.981 85 Por bombeo 5.347 29 3.106 Total (sin bombeo) 13.226 100 42.215 100 Fuente: elaboración propia Dentro del período del Plan de Energías Renovables 2005-2010, a finales de 2010 se han instalado 365 nuevos MW en el sector hidroeléctrico, de los cuales 173 MW corresponden al área de centrales de potencia menor de 10 MW y 192 MW al grupo de centrales de potencia comprendida entre 10 y 50 MW. El grado de cumplimiento en esta área ha sido de casi el 50% frente a los objetivos previstos al 2010. Figura 4.7.4. Evolución de la potencia hidroeléctrica instalada menor de 50 MW en el marco del PER 2005-2010 Energía hidroeléctrica (P≤50MW): previsiones PER y evolución potenca instalada 5.456 5.186 (MW) 5.010 4.916 4.646 4.646 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Previsiones incremento PER 2005-2010 Potencia real instalada Fuente: elaboración propia 310 Análisis por tecnologías A finales de 2010, la potencia acumulada total en abierta o cerrada, un distribuidor fijo, un rodete España en el área hidroeléctrica de potencia inferior con 4 o 5 palas fijas en forma de hélice de barco y a 50 MW fue de 5.010 MW, distribuida en 1.915 MW un tubo de aspiración. Las Semikaplan y Kaplan para el grupo de centrales menores de 10 MW y son variantes de la hélice con diferentes grados

3.095 — MW para el área hidráulica de potencia entre de regulación: ambas poseen el rodete con palas

3.095 MW para el área hidráulica de potencia entre de regulación: ambas poseen el rodete con palas 10 y 50 MW. ajustables y en el caso de la Kaplan además el distribuidor es regulable, lo que le da un mayor Cataluña, Galicia y Castilla y León son las comunida- rango de funcionamiento con mejores rendimien- des autónomas que cuentan con la mayor potencia tos, a cambio de una mayor complejidad y un coste instalada en el sector hidroeléctrico de potencia infe- más elevado. rior a 50 MW, por ser los territorios que cuentan con mayores recursos hidroeléctricos dentro de España.

4.7.2 — Perspectivas de

4.7.2 Perspectivas de evaluación tecnológica Los avances tecnológicos en el equipamiento de una central hidroeléctrica, por tratarse de una tecnolo- gía madura y consolidada, van dirigidos a obtener la máxima eficiencia, mejora de rendimientos y reduc- ción de costes, sin olvidar la protección medioam- biental en cuanto a evitar cualquier tipo de fugas de aceite o grasas al medio acuático. La turbina hidráulica es el elemento clave de un aprovechamiento hidroeléctrico. Aprovecha la energía cinética y potencial que contiene el agua, transformándola en un movimiento de rotación, que transferido mediante un eje al generador produce energía eléctrica. Las tres tipologías básicas de tur- binas son las siguientes: • Turbina Pelton: se emplea en saltos elevados que tienen poco caudal. Está formada por un rodete móvil con álabes de doble cuenco. Su funciona- miento consiste en el chorro de agua entra en la turbina dirigido y regulado por uno o varios inyec- tores, incidiendo en los álabes y provocando el movimiento de giro de la turbina. Estos equipos tienen una alta disponibilidad, bajo coste de man- tenimiento y su rendimiento es muy alto, superior al 90% en condiciones de diseño, con una curva muy aplanada. • Turbina Francis: es la más implantada ya que se adapta muy bien a todo tipo de saltos y cauda- les, siendo su rango de utilización muy grande. Su rendimiento también es superior al 90% en condiciones óptimas de funcionamiento, si bien la variación de caudales y saltos que permite está más limitado. • Turbinas Helice, Semikaplan y Kaplan: estos ti- pos se utilizan en general en saltos pequeños con caudales variables y/o grandes. Las de hélice se componen básicamente de una cámara de entrada 311 PER 2011-2020 Figura 4.7.5. Tipología de turbinas y principales características técnicas Tecnología Turbinas de acción: Turbinas de reacción: aprovechan la velocidad aprovechan la velocidad y la presión del fluido del fluido Turbina Petron Francis Kaplan y Semi-kaplan Esquema producción Curva de ortamiento rendimiento y luz d s Salto Elevado (280-600 m) Alto rango (1-250 m) Pequeños (3-10 m) Caudal Bajo (0,1-0,5 m/seg) Alto rango (0,5-5,0 m/seg) Rango medio-alto (5-20 m/seg) Contenido en acero -0,5 Tn/MW ~0,5 Tn/MW ~0,5 Tn/MW Madurez tecnológica % de utilización 30-40% ~40-50% ~20-30% en España Fuente: IDAE-BCG En general, sus nuevos desarrollos se basan en los lubricantes pueden pasar al agua, provocando adaptar las mejoras de los grupos turbogene- graves daños en los ecosistemas fluviales. Las radores de la gran hidráulica para los equipos nuevas demandas medioambientales imponen minihidráulicos. A continuación se listan algu- que deban instalarse cojinetes sin engrases (au- nas tendencias en la ejecución de proyectos de tolubricados), que no sean perjudiciales para la generación: vida acuática. Asimismo, como material polímero, la elasticidad es significativa, no es tan rígido, y • Utilización de nuevos materiales, como políme- tiene un coeficiente de fricción dinámico muy bajo. ros reforzados de alta tecnología, en los cojinetes • Empleo de métodos numéricos de cálculo de flujo de turbinas: los cojinetes de bronce han sido la tridimensional, que permitirá la mejora del ren- solución tradicional en las turbinas hidráulicas, dimiento de las turbinas. pero requieren lubricación para vencer las fric- • Nuevos tipos de álabes, para la mejora de efi- ciones de trabajo. Durante su funcionamiento, ciencias y poder aumentar el rango de operación. 312 Análisis por tecnologías • Refrigeración de generadores con agua e hidró- En la actualidad, el desarrollo tecnológico y la ma- geno, para la mejora de la eficiencia. yor demanda por modernos requerimientos fun- • Frenado electromagnético, que elimina da- cionales y operacionales en el sector de la energía ños y recalentamientos al disminuir el tiempo actual, ha obligado a los fabricantes de equipos a de frenado, evitando costosas reparaciones e convertirse no solo en fabricantes sino en desarro- indisponibilidades. lladores e integradores de sistemas para proyectos • Rotores autoventilados, para reducir pérdidas hidroeléctricos. por fricción, aumentan eficiencia, pero costos La ingeniería eléctrica de potencia considera los elevados. servicios necesarios para implementar recursos • Generadores con bobinas de cable aislado, para hidroeléctricos dentro de un sistema de energía, la mejora de la eficiencia y reducción de costos. cumpliendo con los requerimientos y normas para • Equipos de control para monitoreos de eficiencia la interconexión respecto de estabilidad y fiabilidad y cavitación, para la mejora del mantenimiento del sistema, así como también de disponibilidad durante la operación. del recurso hidráulico cuando está conectado al Las tipologías Pelton y Francis tienen un grado de sistema de energía. madurez tecnológico pleno, en cambio las tipologías El aumento de la potencia de generación renova- de hélice (Kaplan o Semikaplan) aunque su madu- ble no gestionable, principalmente eólica y solar rez es alta, su evolución tecnológica pasa por poder fotovoltaica, requiere aumentar la capacidad de al- aprovechar ubicaciones de muy bajo salto, por deba- macenamiento energético en España para cubrir jo de los 2,5-3 m, que hasta la fecha no se han desa- las horas de baja producción y en este sentido la rrollado porque, aunque técnicamente realizables, energía hidráulica de bombeo puede ser una solu- los costes de inversión hacían inviable la instalación, ción que supla en parte la necesidad de almacena- ya que las turbinas convencionales necesitan una miento energético bombeando con los excedentes infraestructura enorme de obra civil aguas arriba y de producción y turbinando en los momentos de aguas abajo de la misma para minimizar las pérdi- pico de demanda eléctrica. das de carga y las pérdidas de producción. No obstante, en los últimos años, se han desarro- 4.7.3 Evaluación del potencial llado nuevas patentes de grupos turbogeneradores para centrales hidroeléctricas de muy bajo salto. España tiene un elevado potencial hidroeléctrico, Estos nuevos diseños están basados en grupos gran parte del cual ha sido ya desarrollado a lo compactos de simple regulación, totalmente su- largo de más de un siglo, dando como resultado un mergibles y de baja velocidad de paso, lo que hace importante y consolidado sistema de generación que sus afecciones medioambientales sean míni- hidroeléctrica altamente eficiente. mas y que requieran una infraestructura mínima en obra civil, lo que puede hacer viables económi- La última evaluación de los recursos hidráulicos camente el aprovechamiento energético de estos nacionales fue realizada en el año 1980 en un es- pequeños saltos. tudio sobre el aprovechamiento del potencial hi- droeléctrico con centrales de pequeña potencia. Asimismo, se están desarrollando microturbinas La metodología utilizada consistía en determinar hidráulicas con potencias inferiores a los 10 kW, el potencial bruto o energía que sería capaz de pensando en aprovechar la fuerza cinética de los generar el agua en su descenso por los ríos, al ríos y generar electricidad en zonas aisladas. La que se le descontaba la energía perdida por es- turbina produce electricidad directamente en co- correntías, rendimientos hidráulicos, mecánicos, rriente alterna y no necesita caídas de aguas, in- caudales ecológicos, etc., obteniendo el potencial fraestructuras adicionales ni elevados costes de técnicamente desarrollable y a partir de este el po- mantenimiento, lo que las convierte en una óptima tencial de futura utilización, una vez descontado el solución en sistemas aislados. potencial desarrollado hasta esas fechas. En las obras civiles, su desarrollo tecnológico se El siguiente cuadro recoge los valores obtenidos del basa en evitar en lo posible los daños medioam- estudio y la distribución geográfica del potencial bientales; en este sentido, la tendencia es el uso hidroeléctrico, clasificado por las antiguas cuencas de nuevos materiales y sistemas de construcción y, hidrográficas: sobre todo, el empleo de elementos prefabricados. 313 PER 2011-2020 Tabla 4.7.4. Distribución del potencial hidroeléctrico en España por cuencas Potencial hidroeléctrico en España (GWh/año) Potencial de futura utilización Potencial Total potencial Potencial Cuenca actualmente técnicamente fluvial Aprovecham. desarrollado Aprovecham. desarrollable bruto medianos y Total pequeños grandes Norte 10.600 9.300 2.700 12.000 22.600 34.280 Duero 6.700 4.200 600 4.800 11.500 29.400 Tajo 3.900 4.200 600 4.800 8.700 16.540 Guadiana 300 300 – 300 600 3.830 Guadalquivir 400 500 300 800 1.200 10.410 Sur de España 200 100 300 400 600 2.740 Segura 100 600 100 700 800 2.090 Júcar 1.200 1.000 400 1.400 2.600 7.490 Ebro 7.600 7.000 1.400 8.400 16.000 40.060 Pirineo Oriental 600 100 300 400 1.000 3.520 Total cuencas 31.600 27.300 6.700 34.000 65.600 150.360 Fuente: INTECSA-IDAE (1980) Del cuadro anterior se extraía que el potencial de con este fin resultan hoy inviables por temas futura utilización con pequeñas centrales (en los medioambientales y por otros factores no consi- años 80, se consideraban las centrales menores de derados en esos momentos como los efectos del 5.000 kW) era de 6.700 GWh y con aprovechamien- cambio climático. tos medianos y grandes era de 27.300 GWh/año. Un informe elaborado por IEEE Spectrum, medio Desde esa fecha hasta la actualidad se han de- especializado que pertenece al Institute of Electri- sarrollado parte de esos recursos, concreta- cal and Electronics Engineers (USA), que recoge el mente los proyectos de centrales hidroeléctricos trabajo de ingenieros y expertos en todo el planeta, puestos en marcha han supuesto un potencial de esboza un posible panorama sobre la realidad del

2.200 — GWh, por lo que teóricamente el potencial sector hidroeléctrico dentro de 40 años

2.200 GWh, por lo que teóricamente el potencial sector hidroeléctrico dentro de 40 años. hidroeléctrico pendiente de desarrollar sería de En el siguiente mapa se plasma el resultado de

4.500 — GWh

4.500 GWh. esta investigación, titulada Cambios previstos en la No obstante, calcular los volúmenes de energía producción hidroeléctrica al 2050, donde se mues- hidroeléctrica que estarán disponibles en el fu- tran las áreas críticas y los sectores con mayor turo es una tarea cada vez más compleja, ya que potencial en cuanto a generación hidroeléctrica gran parte de los antiguos métodos utilizados en todo el mundo. 314 Análisis por tecnologías Figura 4.7.6. Cambios previstos en la producción de energía hidroeléctrica al 2050 0 a 12.999 kW Países que cuentan con 13.000 a 62.000 kW un 50% o más de generación hidroeléctrica de su producción 0 a -2.999 kW total de energía -3.000 a -8.000 kW Fuente: Norwegian University of Science and Technology Entre las principales conclusiones destaca que las apuntan a una disminución general de los recursos zonas de latitudes medias en general experimenta- hídricos, que afectará a la producción de energía rán reducciones en el caudal de los ríos y, por consi- hidroeléctrica. Las principales conclusiones obte- guiente, en la producción de energía hidroeléctrica en nidas de la “Evaluación preliminar de los Impactos el horizonte del año 2050, mientras que otras áreas, en España por Efectos del Cambio Climático” (reali- como el norte de Europa, África Oriental y el Sudeste zado por la Oficina del Cambio Climático del MARM, Asiático, registrarán alzas en los caudales fluviales. 2005) sobre los recursos hídricos son: En el caso de España, el clima es enormemente • El cambio climático, con aumento de la tempera- variado debido a su compleja topografía y situación tura y, en España, una disminución de la precipi- geográfica. Durante el siglo XX, las temperaturas tación, causará una disminución de aportaciones en España han aumentado de forma general y en hídricas. magnitud superior a la media global. Las preci- • La sensibilidad de los recursos hídricos al au- pitaciones durante este período han tendido a la mento de la temperatura y disminución de preci- baja, sobre todo, en la parte meridional y Canarias, pitación es muy alta, sobre todo en las zonas con aunque con una alta variabilidad. temperaturas medias altas y con precipitaciones bajas (las zonas más críticas son las semiáridas). Todos los estudios y análisis científicos relativos • Los recursos hídricos sufrirán en España dismi- a los impactos del cambio climático en España nuciones importantes como consecuencia del 315 PER 2011-2020 cambio climático. Para el horizonte de 2030, si- Por lo que las iniciativas futuras a desarrollar de- mulaciones con aumentos de temperatura de 1 berán tener en cuenta estos factores a la hora de ºC y disminuciones medias de precipitación de un dimensionar los nuevos proyectos en cuanto a la de- 5% ocasionarían disminuciones medias de apor- finición de los caudales de equipamiento y cambiar taciones hídricas en régimen natural de entre un la filosofía de utilizar series hidrológicas muy largas 5 y un 14%. en el pasado, si se observa que la tendencia en las • Junto la disminución de los recursos se prevé un aportaciones hidrológicas de los ríos es decreciente aumento de la variabilidad interanual de los mis- en las últimas décadas, teniendo en cuenta en todo mos. El impacto se manifestará más severamente momento la compatibilidad con la planificación hi- en las cuencas del Guadiana, Canarias, Segura, drológica vigente y con la preservación de los valores Júcar, Guadalquivir, Sur y Baleares. ambientales. Esta futura disminución de las aportaciones hidroló- A continuación, se describen los dos tipos de esce- gicas de los ríos afectará a la producción hidroeléc- narios (actual y óptimo) utilizados para el análisis trica, sobre todo a la de tipo fluyente sin capacidad del potencial hidroeléctrico desarrollable al año de regulación, y se traducirá en una disminución en 2020, con las siguientes hipótesis y actuaciones las horas equivalentes de funcionamiento. posibles futuras: Tabla 4.7.5. Escenarios de desarrollo hidroeléctrico al 2020 Hipótesis Actuaciones Sin mejorar el procedimiento de tramitación concesional (sigue vigente): plazo promedio de resolución Ampliación de la capacidad de bombeo más de 5 años de las centrales existentes (no nuevas) por requerimientos del sistema Negativa al desarrollo del potencial Escenario actual Desarrollo del potencial hidroeléctrico fluyente en cauce de ríos, por principio de no deterioro de la Directiva Marco “solo” en infraestructuras existentes de Aguas (DMA) (CCHH pie de presa/canal de riego) y repotenciación de centrales existentes Eliminación de minicentrales en desuso Máximo desarrollo centrales de bombeo puro para permitir la mayor Que exista nueva reglamentación penetración de la renovable no de procedimiento de tramitación gestionable (ampliaciones y nuevas) concesional, armonizado con la Desarrollo del potencial hidroeléctrico regulación vigente en materia de de tipo sostenible: infraestructuras energías renovables existentes del estado, turbinación Escenario óptimo (Objetivo UE 20-20-20) caudales ecológicos o ambientales, Establecimiento de “ventanilla única” rehabilitación de centrales para las solicitudes, de forma que el abandonadas y nuevas centrales plazo de resolución máximo fuera de fluyentes de mínimas afecciones un (1) año medioambientales Ampliación y repotenciación de centrales existentes Fuente: elaboración propia 316 Análisis por tecnologías Los objetivos del potencial hidroeléctrico a desarrollar para el escenario óptimo, teniendo en cuenta las hipó- tesis y actuaciones antes consideradas serían los siguientes: Tabla 4.7.6. Potencial a desarrollar en escenario óptimo Potencia Incremento Previsión potencia desarrollada (MW) potencia (MW) 2020 (MW) Hidráulica > 50 MW (R.O.) 10.900 1.000 11.900 Bombeo puro 2.700 6.150 8.850 Hidráulica(10-50 MW) (R.O.+ R.E.) 3.100 500 3.600 Minihidráulica (<10 MW) (R.E.+ R.O.) 1.900 700 2.600 Total 18.600 8.350 26.950 Fuente: elaboración propia Los objetivos del potencial hidroeléctrico a desarrollar para el escenario actual, teniendo en cuenta las hipótesis y actuaciones antes consideradas serían los siguientes: Tabla 4.7.7. Potencial a desarrollar en escenario actual Potencia Incremento Previsión potencia desarrollada (MW) potencia (MW) 2020 (MW) Hidráulica > 50 MW (R.O.) 10.900 500 10.900 Bombeo puro 2.700 3.500 5.700 Hidráulica(10-50 MW) (R.O.+ R.E.) 3.100 300 3.300 Minihidráulica (<10 MW) (R.E.+ R.O.) 1.900 300 2.200 Total 18.600 4.600 22.100 Fuente: elaboración propia En resumen, en cualquiera de los dos escenarios los costes que implica cada una: primero está la estudiados se puede concluir que queda todavía fase de proyecto, después la fase de ejecución y, potencial hidroeléctrico con posibilidades de ser por último, la fase de funcionamiento. desarrollado, bajo criterios de sostenibilidad, cifra- En la primera fase se elaboran los proyectos de do en más de 1 GW, sin tener en cuenta el potencial obra civil, mecánico y eléctrico de la central hi- de bombeo. droeléctrica, donde se define el volumen de obra, el equipamiento, la potencia a instalar y la producción

4.7.4 — Análisis de costes eléctrica

4.7.4 Análisis de costes eléctrica. El coste de inversión e implantación de una central En la siguiente fase de ejecución del proyecto se hidroeléctrica depende de diversos factores como distinguen tres aspectos que influyen decisivamen- la orografía del terreno, el tipo de instalación, el te en el coste: obra civil, grupo/s turbogenerador, tamaño y el punto de conexión. Además, hay que sistema eléctrico y control y línea de conexión. tener en cuenta las distintas partes del proceso y Los porcentajes correspondientes a cada partida 317 PER 2011-2020 varían según el tipo de actuación, ya sea rehabi- primas por la gran demanda de los países de eco- litación o nueva construcción, y según el tipo de nomías emergentes. central, fluyente, pie de presa o canal de riego o En principio, las expectativas futuras de reducción abastecimiento. de los costes de producción del sector hidroeléctri- A continuación, se muestra de modo genérico la co son limitadas por distintos motivos, por un lado, distribución porcentual de la inversión en una cen- el potencial hidroeléctrico pendiente de desarrollar tral hidroeléctrica: requerirá mayores inversiones al haberse desarro- Figura 4.7.7. Distribución porcentual de la llado ya gran parte del potencial existente en los inversión en una central hidroeléctrica mejores emplazamientos y, por otro, el coste de los bienes de equipo están ya muy optimizados, al 8% tratarse de equipos difícilmente estandarizables (excluyendo la microhidráulica) y ser relativamente pequeño el número de unidades producidas. 30% 40% Costes normalizados de energía Aunque existen diversas tipologías de instalaciones de energía hidroeléctrica, el análisis de costes rea- lizado se centra en las centrales de agua fluyente y de pie de presa que suponen más del 90% del total de las instalaciones existentes en España. En el siguiente gráfico se observa el coste normali- zado de energía actual en función de la tipología de la instalación, tamaño y horas de funcionamiento para una actuación de nueva construcción: 22% Obra civil Sistema eléctrico, control y línea Grupo turbo-generador Ingeniería y dirección de obra Fuente: elaboración propia Los porcentajes correspondientes a cada partida pueden variar dependiendo de las características de la central. Por ejemplo, en una rehabilitación de una central existente, el porcentaje corres- pondiente a obra civil disminuye dependiendo de la infraestructura aprovechable, mientras que en una central de nueva construcción de tipo fluyente, la parte correspondiente de obra civil será mayor, debido a la necesidad de ejecutar todas las insta- laciones nuevas, incluyendo el azud o presa. En los últimos tiempos, la evolución del coste de in- versión de una central no ha decrecido debido a dos motivos fundamentales: uno, a que para poder de- sarrollar el potencial hidroeléctrico disponible, de una manera sostenible, ha sido necesario realizar mayores inversiones en los aspectos medioambien- tales y sociales y, otro, la elevación de las materias 318 Análisis por tecnologías Figura 4.7.8. Coste normalizado de energía actual en función tipo central, tamaño y horas de funcionamiento Coste de generación de centrales Coste de generación de centrales de agua fluyente de pie de presa Hidráulica <10 MW Hidráulica 25-50 MW Hidráulica <10 MW Hidráulica 25-50 MW 12 12 10,6 9,7 10 10 9,3 8,8 8,8 8,2 8,1 (c€/kWh) (c€/kWh) 7,5 8 8 7,1 6 6,5 6 6,7 6,0 5,5 5,9 5,6 5,2 4 4 2 2 1 10 25 50 1 10 25 50 (MW) (MW) 2.200 horas equivalentes 1.400 horas equivalentes 2.600 horas equivalentes 1.800 horas equivalentes 3.000 horas equivalentes 2.200 horas equivalentes Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables El coste normalizado de energía varía entre Las principales hipótesis de costes y parámetros de 6-8 c€2010/kWh siendo muy similares para centra- funcionamiento que definen las centrales tipo en el les de agua fluyente y centrales a pie de presa. A área hidroeléctrica son las siguientes: continuación, se resumen los costes normalizados • El coste de inversión de una central hidroeléc- actuales para los dos tipos de centrales estudiados, trica de nueva construcción varía entre 1,3 y teniendo en cuenta si se trata de la ejecución de una 1,6 M€2010/MW para una instalación de tipo fluyen- nueva instalación o la rehabilitación de una existente: te y entre 0,7 y 1,0 M€2010/MW para una instalación Tabla 4.7.8. Coste normalizado de energía de tipo pie de presa. para diferentes tipos de plantas Coste normalizado Centrales Centrales de energía 2010 de agua pie de (c€/kWh) fluyente presa < 10 MW (nueva) 7-8 7-8 25 MW (nueva) 6-7 6-7 <10 MW 5,5-7,5 5,5-7,5 (rehabilitación) <10 MW (aprovechamiento n.a 5-7 de presa) Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables 319 PER 2011-2020 Figura 4.7.9. Componentes principales del coste de la inversión Coste de inversión para centrales Coste de inversión para centrales de agua fluyente de pie de presa Miles Miles Hidráulica <10 MW Hidráulica 25-50 MW Hidráulica <10 MW Hidráulica 25-50 MW 2,0 2,0 105 1.620 90 1.485 70 1,5 200 1.357 1,5 50 120 180 1.260 35 (m€/kW) (m€/kW) 137 30 20 250 100 84 70 975 55 210 180 1,0 250 170 1,0 854 785 210 200 200 740 200 180 150 120 250 210 180 170 0,5 0,5 250 210 200 200 600 600 600 600 150 140 130 120 0,0 0,0 175 175 175 175 1 10 25 50 1 10 25 50 Tamaño de planta (MW) Tamaño de planta (MW) Margen industrial Turbina Margen industrial Turbina Instalación Resto de obra civil Instalación Resto de Generador Obra de toma, canal Generador obra civil y tubería forzada Presa Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables Cuando se trata de rehabilitación de centrales, el Figura 4.7.10. Componentes principales del coste de inversión oscila entre 0,9-1,1 M€2010/MW coste de operación y mantenimiento para las de tipo fluyente y entre 0,6-0,9 M€2010/MW Coste de O&M para centrales para las de tipo pie de presa. La inversión es infe- de agua fluyente y pie de presa rior por el menor gasto en la obra civil que suele tener un coste un 75% inferior a la construcción Hidráulica <10 MW Hidráulica 25-50 MW de una nueva obra de toma, canal o azud. 100 • El rango medio del coste de operación y mante- nimiento es de 40-50 €2010/kW. Los principales 80 componentes del coste de operación y mante- nimiento son el coste de la concesión, el man- (€/kW) 60 50 tenimiento, los seguros y la operación y gestión 45 44 39 de la planta. 40 15 15 15 5 15 5 4 10 4 20 10 10 10 20 15 15 0 10 1 10 25 50 Coste de concesión Mantenimiento Seguros Operación y gestión Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables 320 Análisis por tecnologías • El promedio de horas de funcionamiento de una Tabla 4.7.10. Evolución coste normalizado central de agua fluyente se estima en 2.600 horas de energía para centrales en rehabilitación y para una central de pie de presa se estima en 1.800 horas. Coste medio de la producción (c€2010/kWh) Los costes de la energía hidroeléctrica son difícil- mente estandarizables pues dependen de muchos factores y son muy variables de una instalación a Tipo de instalación 2010 2020 2030 otra. En la actualidad, los costes actuales de las in- de rehabilitación versiones se encuentran en la parte alta de los ran- gos indicados e incluso en algunos casos pueden Fluyente ~5,5 ~5,4 ~5,3 llegar a superar los valores máximos estimados. Pie de presa ~6,8 ~6,6 ~6,5 Evolución esperada de los costes normalizados de energía Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables Por tratarse de una tecnología con un alto grado de madurez tecnológica, se espera una reducción muy Las principales palancas para la reducción de cos- limitada del coste normalizado de energía entre el tes en el sector hidroeléctrico serían: 1 y 7% en el período 2010-2030. • El aumento del número de proyectos de rehabi- En el caso de la hidráulica fluyente de nueva cons- litación y de nueva construcción, junto con el ta- trucción se espera que el coste normalizado de maño de los mismos; por el efecto escala conlleva energía se sitúe en 7 c€/kWh en 2030 respecto a la consiguiente reducción del coste de inversión. los 7,4 c€/kWh en 2010. Para las rehabilitaciones, En los siguientes gráficos se puede ver cómo el se estima que el coste normalizado de energía varíe coste de inversión en centrales hidroeléctricas de 5,5 c€/kWh en 2010 a los 5,3 c€/kWh. decrece con el tamaño de la planta. En el caso de centrales de pie de presa de nueva construcción, se espera que el coste normalizado de energía se sitúe en 6,9 c€/kWh en 2030 respecto a los 7,2 c€/kWh en 2010. En el caso de rehabilita- ción, se espera que el coste se sitúe en 6,5 c€/kWh en 2030 respecto a los 6,8 c€/kWh en 2010. Tabla 4.7.9. Evolución coste normalizado de energía para centrales de nueva construcción Coste medio de la producción (c€2010/kWh) Tipo de instalación de nueva 2010 2020 2030 construcción Fluyente ~7,4 ~7,2 ~7,2 Pie de presa ~7,2 ~7,0 ~6,9 Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables 321 PER 2011-2020 Figura 4.7.11. Evolución del coste de inversión en función tamaño de la planta Coste de inversión para centrales Coste de inversión para centrales de agua fluyente de pie de presa Miles Miles Hidráulica Hidráulica Hidráulica Hidráulica 2,5 <10 MW 25-50 MW 2,5 <10 MW 25-50 MW -22% 2,0 2,0 1.485 (m€/MW) (m€/MW) 1,5 1.357 1,5 -24% 1.260 975 1,0 1,0 954 785 740 0,5 0,5 0 0 1 10 25 50 1 10 25 50 Tamaño de la planta (MW) Tamaño de la planta (MW) Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables • La reducción del coste de inversión en la cons- Figura 4.7.12. Evolución del coste de trucción de las instalaciones de obra civil y los inversión de una central fluyente < 10 MW equipos será función de los avances tecnológi- Evolución del coste de inversión cos, la estandarización de componentes, la me- de una central de agua fluyente jora de ingeniería y diseño de plantas, la escala de 10 MW de nueva construcción de las plantas de producción el uso de equipos de países de bajo coste y por la reducción de -1% -6% márgenes al desarrollarse proyectos en Europa -2% -2% -2% del Este y China. 1,6 1,49 1,46 1,44 1,42 1,40 1,2 40% 40% 40% 40% 40% (M€2010/MW) 0,8 12% 12% 12% 12% 12% 14% 14% 14% 14% 14% 0,4 14% 14% 14% 14% 14% 7% 7% 7% 7% 7% 12% 12% 12% 12% 12% 0,0 2010 2015 2020 2025 2030 Año de puesta en marcha Canal de derivación Resto de obra civil Turbina Generador Instalación Margen EPC Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables 322 Análisis por tecnologías Figura 4.7.13. Evolución del coste de Figura 4.7.14. Evolución del coste de inversión de una central de pie de presa operación y mantenimiento de CH < 10 MW Coste de O&M para centrales de agua Evolución del coste de inversión de una central fluyente y pie de presa en 2010-2030 de pie de presa de 10 MW de nueva construcción 100 -1% -6% Hidráulica Hidráulica -2% -2% 80 <10 MW 25-50 MW 1,0 -2% 0,85 0,84 (€2010/kW) 0,83 0,82 0,80 60 0,8 20% 20% 20% 50 20% 20% 45 44 (M€2010/MW) 15 39 0,6 16% 16% 16% 16% 40 15 15 16% 15 5 5 4 10 4 0,4 25% 25% 25% 25% 25% 20 10 10 10 20 15 15 25% 25% 25% 25% 0 10 0,2 25% 4% 4% 4% 4%4% 1 10 25 50 4% 0,0 10% 10% 10% 10% 10% Coste de concesión 2010 2015 2020 2025 2030 Mantenimiento Año de puesta en marcha Seguros Presa Operación y gestión Resto de obra civil Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables Turbina Generador • Nuevos conceptos tecnológicos y desarrollo de plantas alternativas: las centrales hidroeléctricas Instalación con bombeo podrían ser parte de la solución a Margen EPC la necesidad de almacenamiento energético del sistema eléctrico español, debido al gran aumen- Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables to de generación renovable no gestionable, prin- cipalmente eólica y solar. La energía hidráulica • La mejora de la operación y mantenimiento y de reversible puede bombear con los excedentes de la eficiencia, por los avances tecnológicos y el producción renovable y turbinar en los momen- efecto aprendizaje en la gestión de las plantas. tos de pico de demanda. En este sentido, el PA- No obstante, se espera que el coste de operación NER 2011-2020 prevé un incremento de más de y mantenimiento permanezca estable en el pe- 3.000 MW de nuevos bombeos para el año 2016. ríodo 2010-2030, como se puede observar en el siguiente gráfico. 323 PER 2011-2020 Figura 4.7.15. Evolución prevista de la autorización medioambiental previa necesaria. potencia instalada en centrales de bombeo Para el otorgamiento de la concesión de aguas Miles para uso hidroeléctrico es condición necesaria que el proyecto haya obtenido la Declaración de

5.700 — Impacto Ambiental favorable por parte del Orga

5.700 Impacto Ambiental favorable por parte del Orga- 6 (MW de bombeo) nismo ambiental.

3.700 — Fundamentalmente, dentro del proceso de trami

3.700 Fundamentalmente, dentro del proceso de trami- 4 2.727 tación concesional, largo y complicado, la mayor dificultad se encuentra en la obtención de la De- 2 claración de Impacto Ambiental por parte del Or- ganismo ambiental competente, ya que se vienen 0 produciendo demoras de casi 2 años, lo que hace que el proceso global pueda llegar a durar hasta 2006 2011 2016 10 años, desanimando a los inversores potencia- Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y les que preferirán otros proyectos más atractivos. prospectiva de costes de las energías renovables También son comunes las dificultades en lograr conexiones a la red asequibles y no existen proce-

4.7.5 — Barreras al desarrollo dimientos rápidos para proyectos más pequeños

4.7.5 Barreras al desarrollo dimientos rápidos para proyectos más pequeños. • Oposición al otorgamiento de nuevas concesiones del sector de agua de tipo fluyente por parte de determina- dos Organismos de Cuenca. Para el desarrollo de nuevo potencial hidroeléctrico, Actualmente, la interpretación de la Directiva Mar- las principales barreras detectadas son de recurso co del Agua (DMA) está provocando sensibilidades hidráulico y de tipo administrativo-medioambiental. en algún Organismo de Cuenca contrarias a la explotación de aprovechamientos hidroeléctricos Barreras de recurso hidráulico existentes y al futuro desarrollo de los mismos. • La falta de conocimiento en detalle del potencial El objetivo de esta Directiva es establecer un de recurso hidráulico por emplazamientos, difi- marco para la protección de las aguas continen- culta o ralentiza la realización de proyectos. tales, costeras y subterráneas, que promueve Existen todavía muchos emplazamientos en in- un uso sostenible del agua, contribuye a paliar fraestructuras existentes (por ejemplo, en el Con- los efectos de inundaciones y sequías, mejora el venio entre el MARM y el IDAE de diciembre de 2007 medio acuático reduciendo vertidos y emisiones se identificaron 41 presas de titularidad estatal) o y previene todo deterioro adicional, mejorando el en zonas de mínima afección medioambiental, que estado de los ecosistemas acuáticos y terrestres. pueden ser susceptibles de aprovechar hidroeléc- En este sentido, la implantación de la DMA pue- tricamente, de forma compatible con otros usos y de impedir el desarrollo del potencial fluyente desarrollables con criterios de sostenibilidad. disponible en cauce de ríos y la eliminación de • Disminución de los recursos hídricos, por efecto minicentrales en desuso. del cambio climático, que afectará a la producción Por otro lado, el establecimiento de los caudales hidroeléctrica. de mantenimiento que se fijen en los instrumen- Como ya se ha comentado en el apartado de eva- tos de planificación hidrológica puede afectar, en luación del potencial, esta futura disminución de mayor o menor medida, a nuevos proyectos y a las aportaciones hidrológicas afectará sobre todo centrales en funcionamiento si los valores fijados a las centrales hidroeléctricas de tipo fluyente, son muy altos. que no tienen capacidad de regulación y se tradu- • Dificultades para la renovación del período de cirá en una disminución en las horas equivalentes concesión de aguas en las centrales hidroeléc- de funcionamiento. tricas existentes. La no renovación de las concesiones puede de- rivar en abandono y sub-inversión de las plantas Barreras administrativas existentes durante los últimos años de explota- • Largas demoras para la obtención de las conce- ción de las mismas. siones necesarias para el uso del agua, debido, • Procedimiento de tramitación concesional com- entre otros motivos, a la dificultad para obtener plejo, incluso para proyectos pequeños. 324 Análisis por tecnologías • Dificultades para la obtención de las autoriza- potencial hidroeléctrico aún sin explotar, cuyo de- ciones necesarias de los Organismos regionales sarrollo y aportación futura debe ser importante y locales. por sus indudables características como energía • Dificultades en lograr conexiones a red asequibles. renovable, limpia y exenta de emisiones y, sobre todo, por tratarse de una energía de calidad, ya

4.7.6 — Actuaciones propuestas que contribuye a la seguridad y calidad del siste

4.7.6 Actuaciones propuestas que contribuye a la seguridad y calidad del siste- ma eléctrico, como energía regulada rápidamente Como resultado de muchos años de experiencia, disponible para el seguimiento de variaciones de la energía hidroeléctrica es una tecnología reno- la demanda y de la oferta, flexibilidad para control vable de alta eficiencia. España cuenta todavía con de frecuencia y tensión de la red, etc. Figura 4.7.16. Contribución a la regulación del sistema eléctrico de las diferentes tecnologías energéticas La energía hidráulica es de una alta gestionabilidad y es clave para la regulación del sistema eléctrico Carbón CCGT Hidráulica Nuclear Cogeneración MW en regulación secundaria % de la capacidad 25 20 42 0,0 0,0 instalada Disponibilidad para la regulación secundaria Comentarios Las plantas de Limitaciones en Cobertura de Riesgos de El tamaño medio carbón no son rendimiento y picos de demanda variación de carga de las plantas de capaces de emisiones de CO2 en plantas cogeneración es regular en menos al regulador por nucleares de -7 MW de 100 segundos debajo del 60% de la carga Fuente: BCG, Estudio de evolución tecnológica y prospectiva de costes de las energías renovables Sus perspectivas futuras de desarrollo pasan por el Propuestas horizontales para las EERR cumplimiento de los criterios de sostenibilidad que eléctricas demandan nuestros tiempos, es decir, los secto- res implicados (agua y energía) deberán planificar, Propuestas económicas construir y gestionar teniendo en cuenta una mayor • Marco retributivo para la generación eléctri- preocupación por los aspectos medioambientales, ca renovable incorporada a red (HEL-015). sociales y económicos. Se propone establecer un marco retributivo para la energía procedente de fuentes renovables ba- A continuación se indican una serie de propuestas sado en el establecimiento de un suelo y techo que sería necesario poner en marcha para faci- retributivo, los cuales garantizan una rentabilidad litar un mayor ritmo de implantación de nuevas razonable a los promotores. instalaciones, de forma que se incrementase los aprovechamientos hidroeléctricos de los recursos Propuestas normativas de forma compatible con la preservación de los • Simplificación de los trámites administrativos de valores ambientales y acordes con la planificación instalaciones renovables eléctricas (HEL-011). hidrológica y energética en el territorio nacional: Se propone la simplificación de los procedimientos 325 PER 2011-2020 de autorización para aquellas instalaciones reno- (presas, canales o depósitos), de forma compati- vables eléctricas en la que la AGE sea compe- ble con la planificación hidrológica vigente y pre- tente, y para las instalaciones donde la AGE no servando los valores medioambientales. sea competente, se propone la elaboración por parte del MITyC de un catálogo de procedimientos Propuestas específicas sectoriales y trámites a seguir para la implantación de estas instalaciones, de acuerdo con las directrices del • Fomento de la rehabilitación de centrales hi- artículo 84 de la Ley de Economía Sostenible. droeléctricas (SHI-003). • Tratamiento regulatorio específico para la co- En España existe un gran potencial de rehabilita- nexión a red y autorización de las instalaciones ción y modernización de centrales hidroeléctricas, renovables de pequeña potencia (HEL-005). que ya han superado su vida útil y siguen funcio- Se propone desarrollar una nueva reglamenta- nando muy por debajo de su nivel óptimo con unos ción para la conexión a la red de media y baja rendimientos muy bajos. Con la renovación de tensión de instalaciones renovables de genera- maquinaria e instalaciones se podrían conseguir ción de energía eléctrica de baja potencia, hasta mejoras en la producción eléctrica superiores a 100 kW, fijando condiciones especiales técnicas un 20%, sin modificación de las condiciones con- y de tramitación para instalaciones de menos cesionales, o bien adaptar esas condiciones a las de 10 kW asociadas a puntos de consumo. Esta posibles variaciones o disminución en los recur- medida se encuentra en elaboración y existe una sos hídricos, de forma que el nuevo equipamiento Propuesta de Real Decreto. sea el óptimo para las aportaciones hidrológicas • Adaptación del Reglamento Electrotécnico de existentes y recoja las condiciones previstas en los Baja Tensión (REBT) a las tecnologías de ener- nuevos planes hidrológicos de cuenca, prestando gías renovables (HEL-017). especial atención a las políticas de implantación Se propone la modificación del REBT, mediante de caudales de mantenimiento. la creación de las Instrucciones Técnicas necesa- Se propone promover la rehabilitación, moderni- rias para cada tecnología de EERR que permitan zación y/o ampliación de centrales hidroeléctricas regular las características técnicas que deben existentes, mediante la renovación de instalacio- cumplir las instalaciones de pequeña potencia nes deterioradas, sustitución de antiguos equi- que se conecten en baja tensión. pos por nuevos de alta eficiencia, implantación de • Establecimiento de un mecanismo de balance nuevos sistemas de automatización y telegestión, neto para instalaciones eléctricas renovables conexión a la red eléctrica en el caso de centra- destinadas a autoconsumo (HEL-006). les aisladas, etc., con el objetivo de mantener y/o Se propone establecer un sistema de compensa- aumentar la capacidad de producción de energía ción de saldos de energía, denominado “balance hidroeléctrica, de forma compatible con la pre- neto”, que permita a un consumidor que auto- servación de los valores ambientales y acordes produce parte de su consumo eléctrico, compa- con la planificación hidrológica. tibilizando su curva de producción con su curva • Fomento de concursos para aprovechamientos de demanda, mediante la cesión de excedentes hidroeléctricos en infraestructuras públicas exis- puntuales al sistema y su posterior recuperación. tentes (SHI-002). • Fomento de Empresas de Servicios Energéticos Se propone fomentar, por parte de la Administra- (ESE o ESCOS por sus siglas en inglés) para apli- ción competente, la convocatoria de concursos caciones eléctricas renovables (HEL-002). públicos para el aprovechamiento hidroeléctrico Se propone el fomento de las ESEs para un es- de infraestructuras existentes de titularidad pú- cenario futuro evolucionando hacia un esque- blica (presas, canales de riego, etc.) para otorgar ma de generación distribuida de las energías concesiones de agua para producción eléctrica, renovables. de manera compatible con otros usos del agua y • Tratamiento regulatorio específico para el desa- con los valores medioambientales. rrollo de centrales hidroeléctricas reversibles en En este sentido, existe una actuación ya en eje- infraestructuras existentes (HEL-009). cución que es un Convenio de Colaboración entre Se propone desarrollar un marco normativo para el Ministerio de Medio Ambiente y el IDAE, de fe- promover el desarrollo de nuevas centrales hi- cha 10/12/2007, para promover el incremento del droeléctricas reversibles o ampliación de existen- potencial hidroeléctrico en las presas de titulari- tes, aprovechando las infraestructuras existentes dad estatal en el ámbito de las Confederaciones 326 Análisis por tecnologías Hidrográficas, dentro del marco del Plan de Cho- que para las Actuaciones del Programa AGUA en

4.7.7 — Objetivos

4.7.7 Objetivos materia de Energías Renovables. Posteriormente, Para la evolución prevista al 2020, se ha tenido en se han formalizado dos adendas al Convenio de cuenta la evaluación de potencial analizada en el prórroga del plazo para la finalización de todas apartado 4.7.3, el conocimiento de los proyectos en las actuaciones iniciadas. fase de tramitación administrativa, el potencial re- El objetivo del Convenio es promover el incre- sultante de los estudios realizados para implantar mento del potencial hidroeléctrico disponible aprovechamientos hidroeléctricos en infraestruc- en el ámbito territorial de las Confederaciones turas de titularidad estatal (Convenio IDAE-MARM Hidrográficas mediante la realización de los es- de fecha 10/12/2007), así como la potencia que se tudios específicos que tengan por objeto analizar viene instalando actualmente desde los últimos 10 la viabilidad técnica, económica y ambiental de años, con una media anual entre 40-60 MW en el los aprovechamientos hidroeléctricos de un total área de centrales hidroeléctricas de potencia me- de 41 presas de titularidad estatal y la redacción nor de 50 MW. de los pliegos que sirvan de base para sacar a concurso aquellos que se concluyan finalmente El crecimiento anual previsto se estima siga la como viables. Los estudios han sido realizados tendencia actual, si no hay ningún cambio en la agrupados en las siguientes cuencas: Duero, legislación vigente actual, con incrementos de po- Ebro, Guadiana, Júcar, Segura y Tajo. tencia anuales de 40 MW en los primeros años del • Nueva reglamentación para tramitación de con- período, llegando a alcanzar al final del mismo los cesiones de agua o modificación del existente 70 W anuales. (SHI-004). Para el actual Plan de Energías Renovables, se ha • Se propone reglamentar un nuevo procedimiento revisado el escenario energético en el horizonte del administrativo para la tramitación de concesiones año 2020, actualizando los datos a cierre del 2010 de agua o modificación del existente que resolvie- y de forma que las energías renovables cubran en ra distintos aspectos del marco legislativo actual, el año 2020 como mínimo el 20% del consumo final entre otros, los siguientes temas: bruto de energía en línea con los objetivos marca- – Caducidad de concesiones. dos por la Directiva 2009/28/CE. Por tanto, los ob- – Procedimiento más ágil de forma que los trá- jetivos globales del presente plan propuestos para mites internos de los organismos de cuenca se el área hidroeléctrica, en términos de incremento simplificasen en un único informe conjunto de de potencia instalada durante el período 2011-2020, las distintas áreas. son los siguientes: – Posibilidad de modificación de las concesiones ya otorgadas, por la Autoridad que las concedió, sin necesidad de iniciar el trámite de compe- tencia, cuando la modificación no produzca un incremento o decremento del caudal máximo ni de la potencia superior al 50% de los valores concedidos y sea compatible con el Plan hidro- lógico de la cuenca vigente. • Fomento de proyectos de microcentrales hi- droeléctricas en redes de abastecimiento u otras infraestructuras hidráulicas (SHI-001). Se propone fomentar la instalación de microturbi- nas hidroeléctricas en sistemas de abastecimien- to a poblaciones u otros sistemas hidráulicos, que transformarán la energía en presión no utiliza- da en energía eléctrica, compatibilizando el uso principal de la infraestructura existente con la producción de energía. 327 PER 2011-2020 Tabla 4.7.11. Trayectoria de la capacidad a instalar en el sector hidroeléctrico al 2020 en el marco del PER 2011-2020 2010 2011 2012 2013 2014 MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh Energía hidroeléctrica 13.226 42.215 13.368 37.149 13.408 32.966 13.448 32.547 13.498 32.543 (sin bombeo) <1MW (sin bombeo) 242 802 244 804 247 748 249 791 251 779 1-10 MW (sin bombeo) 1.680 5.432 1.687 5.118 1.695 6.197 1.703 5.075 1.731 5.007 >10 MW (sin bombeo) 11.304 35.981 11.437 31.227 11.466 26.021 11.496 26.681 11.516 26.757 por bombeo 5.347 3.106 5.347 2.485 5.358 5.146 5.358 6.592 5.998 6.592 2015 2016 2017 2018 2019 2020 MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh Energía hidroeléctrica 13.548 32.538 13.608 32.626 13.668 32.754 13.728 32.882 13.788 33.012 13.861 33.140 (sin bombeo) <1MW (sin 253 772 256 839 259 821 262 803 265 887 268 843 bombeo) 1-10 MW (sin 1.764 4.982 1.796 4.857 1.828 5.058 1.855 5.249 1.882 5.441 1.917 5.749 bombeo) >10 MW (sin 11.531 26.784 11.556 26.930 11.581 26.875 11.611 26.830 11.641 26.684 11.676 26.548 bombeo) por bombeo 6.312 6.592 7.011 8.457 7.011 8.457 8.311 8.457 8.511 8.457 8.811 8.457 Fuente: elaboración propia En resumen, el objetivo propuesto para el Tabla 4.7.12. Distribución del incremento de sector hidroeléctrico es un incremento de potencia al 2020 por tamaño de instalación potencia de 635 MW al año 2020, con la dis- tribución que muestra la siguiente tabla. Incremento de potencia (MW) Hidráulica menor de 10 MW 263 Hidráulica mayor de 10 MW 372 Total 635 Fuente: elaboración propia 328 Análisis por tecnologías

4.8 — SECTOR DE LOS objetivos de este plan, será esta fracción de los

4.8 SECTOR DE LOS objetivos de este plan, será esta fracción de los residuos la que será tenida en cuenta. RESIDUOS A la hora de analizar la valorización energética de residuos, es conveniente distinguir entre dos flujos de residuos: los residuos de competencia municipal

4.8.1 — Descripción del sector (residuos domésticos y similares) y los residuos

4.8.1 Descripción del sector (residuos domésticos y similares) y los residuos industriales. La gestión de residuos en Europa se rige por la Directiva 2008/98 sobre los residuos, transpuesta La principal vía en Europa para valorizar energéti- a la legislación española a través de la Ley 22/2011 camente los residuos de competencia municipal de residuos y suelos contaminados. En ambas se es la incineración, estando las instalaciones de establece la siguiente jerarquía de residuos, que ha incineración obligadas a cumplir con la Directiva de servir de orden de prioridades en la legislación 2000/76/CE relativa a la incineración de residuos y la política sobre la prevención y la gestión de los (transpuesta a la legislación nacional mediante residuos: el Real Decreto 653/2003 sobre incineración de residuos), que establece unos valores límites de a) Prevención; emisión muy exigentes y una alta periodicidad de b) Preparación para la reutilización; la medición de emisiones al aire (en continuo para c) Reciclado; muchos parámetros). El desarrollo de las tecnolo- d) Otro tipo de valorización, por ejemplo, la valori- gías, tanto de combustión como de depuración de zación energética; y gases (adición de C activo, lechada de cal, SNCR o e) Eliminación. SCR, filtros de mangas o precipitadores electrostá- Es decir, la incineración energéticamente eficien- ticos, etc.), así como una correcta gestión y mante- te (cumplidos unos rendimientos recogidos en la nimiento de las instalaciones, permiten cumplir con propia Ley 22/2011) y la co-incineración en hornos garantías con dichos valores de emisión. Además industriales, son opciones de gestión que, según del cumplimiento de esta Directiva, este tipo de ins- lo establecido en la legislación relativa a la gestión talaciones también están incluidas en el Anexo I de de los residuos, han de anteponerse a la opción la Directiva 96/61 de prevención y control integrado de eliminación, pero deben estar condicionadas de la contaminación (transpuesta a la legislación al cumplimiento de los objetivos de prevención y nacional mediante la Ley 16/2002), lo que les obli- reciclado de la nueva política de gestión orientada ga a obtener la autorización ambiental integrada a la prevención y a maximizar el aprovechamiento (AAI) para poder operar. Los requisitos medioam- material de los residuos. bientales recogidos en estas AAI son, al menos, tan exigentes como los establecidos en el Real Decreto Aparte del respaldo que la legislación medioam- 653/2003 sobre incineración de residuos pues todo biental da a las operaciones de valorización ener- lo establecido en este Real Decreto se ha de incor- gética frente a las de eliminación, desde el punto porar en la AAI, y en muchas ocasiones se exige de vista puramente energético, los residuos a los que las emisiones medidas sean transmitidas en que no ha sido posible aplicar una opción previa tiempo real al órgano competente ambiental, de de gestión, pueden suponer un recurso energéti- forma que éste pueda realizar un control en conti- co que es necesario considerar. En la medida que nuo de la instalación. A nivel de residuos industria- contribuyan a usos finales de la energía, su utiliza- les, también existen instalaciones de incineración, ción energética es una opción mejor que la simple principalmente asociadas a los residuos generados eliminación en vertedero. Hay que tener en cuenta por sectores como el papelero, si bien en España, que no solo contribuyen a diversificar las fuentes de momento, existe actualmente una única planta de energía y a reducir la dependencia energética de este tipo en operación. exterior, sino que también pueden tener un com- ponente renovable significativo. En este sentido, En cuanto al uso de combustibles procedentes de la Directiva 2009/28 relativa al fomento del uso de residuos de competencia municipal o residuos in- energía procedente de fuentes renovables, incluye dustriales en hornos industriales, la valorización en la definición de biomasa “la fracción biodegra- energética suele producirse mediante la sustitu- dable de los residuos industriales y municipales”. ción de combustibles fósiles en el sector cemen- A efectos de la contribución de los residuos a los tero, aunque hay otros sectores (como el papelero, 329 PER 2011-2020 cerámico, centrales térmicas, etc.) que presentan combustible y el usuario. En cambio, los CSR son, un alto potencial. según definición del Comité Europeo de Normaliza- ción (CEN), combustibles sólidos preparados a partir Tanto los residuos de competencia municipal como de residuos no peligrosos para ser utilizados para los residuos industriales pueden procesarse para recuperación energética en plantas de incineración o obtener combustibles derivados de residuos (CDR) coincineración y que cumplen los requisitos de clasi- y combustibles sólidos recuperados (CSR). Un CDR ficación y especificaciones establecidos en la Norma es un combustible que se ha obtenido a partir de CEN 15359. La clasificación de combustibles sólidos cualquier tipo de residuo (peligroso o no peligroso, recuperados, basada en tres parámetros (PCI, Cl2, líquido o sólido) y que habitualmente solo cumple las Hg), es la siguiente: especificaciones establecidas entre el proveedor del Tabla 4.8.1. Clasificación de CSR Clase Medida Parámetro Unidad estadística 1 2 3 4 5 PCI Media MJ/kg ≥ 25 ≥ 20 ≥ 15 ≥ 10 ≥3 Cloro (Cl) Media % s/MS ≤ 0,2 ≤ 0,6 ≤ 1,0 ≤ 1,5 ≤ 3,0 Mediana mg/MJ ≤ 0,02 ≤ 0,03 ≤ 0,08 ≤ 0,15 ≤ 0,50 Mercurio (Hg) Percentil 80 mg/MJ ≤ 0,04 ≤ 0,06 ≤ 0,16 ≤ 0,30 ≤1,0 Fuente: CEN El productor, aparte de clasificar al combustible con arreglo a estos parámetros, deberá también notificar toda una serie de características que apa- recen en el Anexo A de la citada norma. Este trabajo realizado por el CEN a instancias de la Comisión Europea puede suponer un primer paso para el desarrollo de un mercado, hoy incipiente, de com- bustibles sólidos recuperados. En la actualidad, tanto los CSR como los CDR tie- nen la consideración de residuos bajo la legisla- ción existente. Sólo dejarán de serlo si verifican los criterios de fin de la condición de residuo que puedan establecerse conforme a lo establecido en el artículo 5 de la Ley 22/2011. Así pues, las instalaciones que los empleen como combustibles deberán cumplir tanto con lo establecido en la Ley 22/2011 como con lo establecido en el Real Decreto 653/2003. Situación actual en el mundo Según datos de la OCDE, la previsión de evolución de la generación de residuos domésticos en los países OCDE es la siguiente: 330 Análisis por tecnologías Figura 4.8.1. Estimación generación residuos domésticos y similares en países OCDE 400 350 300 250 1980 = 100 200 150 100 50 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año PIB OECD Población OECD Generación total residuos municipales Generación per capita residuos municipales Fuente: OCDE La gestión de los residuos municipales varía am- En cuanto a los países no OCDE, este organismo pliamente a través de los países OCDE. A mediados estima que en el año 2030 podrían producir alrede- de los años 90, aproximadamente el 64% de estos dor del 70% de todos los residuos generados en el residuos se enviaban a vertedero, el 18% a incine- mundo, principalmente debido a una previsión del ración y el 18% restante a reciclado y compostaje. incremento de los ingresos y a las expectativas de En el año 2005, el reciclado y compostaje habían desarrollo técnico y económico. Países como China aumentado hasta el 30% y la incineración hasta el ya tienen en la actualidad, en sus zonas urbanas, 21%, en detrimento del vertedero, que disminuía tasas de generación per capita de 1,2 kg/día. hasta el 49%. Estos valores medios “camuflan” rea- En este escenario creciente de generación de re- lidades encontradas entre los modelos de gestión siduos a nivel mundial, se estima que el número de residuos de los distintos países OCDE: así, mien- de incineradoras en los países OCDE asciende a tras nueve países aún enviaban a vertedero más del unas 2.500 plantas, de las cuales aproximadamente 80% de los residuos municipales generados, seis 1.800 se encuentra en Japón, con creciente interés países trataban mediante esta opción menos del por este tipo de instalaciones por parte de países 10% de los residuos que generaban. como China. En el siguiente listado se recogen las Estimaciones de la OCDE apuntan a que en 2020 incineradoras de mayor tamaño puestas en marcha en el área OCDE la media de envío a vertedero en los últimos 5 años o en construcción: podría estar alrededor del 45%, la de incineración en torno al 25% y el reciclado+compostaje en el 30% restante. 331 PER 2011-2020 Tabla 4.8.2. Ejemplos de incineradoras recientes Capacidad Capacidad Puesta en País Planta Líneas unitaria (t/h) anual (t/a) servicio Taiwan Taichung-Wujih 2 18,75 300.000 2004 Hungría SWIP Budapest 4 16,5 528.000 2004/2005 China Tongxing 2 27,5 440.000 2005 Bélgica Sleco-Centrale 3 23,8 571.200 2006 Japón Kagoshima 2 22,08 353.280 2006 China Fuzhou 2 27,5 440.000 2007 China Chengdu Luodai 3 16,67 400.080 2007 Issy-les- Francia 2 30,5 488.000 2007 Moulineaux Holanda Amsterdam 2 33,58 537.280 2007 Reino Unido EfW Allington 3 24 576.000 2007 Italia Nápoles 3 27 648.000 2009 China Baoding 2 25 400.000 2010 Francia Marsella 2 19 300.000 2010 Ampliación España 2 30 400.000 2010 Mallorca China Foshan Nanhai 3 20,83 499.920 2011 Chengdu, China 3 25 600.000 2011 Phase ll Reino Unido Riverside 3 31,79 762.960 2011 Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos 332 Análisis por tecnologías Situación actual en UE Según Eurostat, la generación de residuos municipales desde el año 1995 en los países de la Unión Europea ha sido la siguiente: Figura 4.8.2. Estimación generación residuos municipales en la Unión Europea Residuos municipales generales, población y PIB en la EU-27 de 1995 a 2009 150 140 130 (1995=100) 120 110 100 90 80 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 MW generado Población MW generado per capita PIB MW generado por EUR (PIB) Fuente: Eurostat La gestión de residuos en la UE-27 en el año 2009 fue la siguiente: Tabla 4.8.3. Gestión de residuos municipales en la UE en 2009 RSU tratado (%) kg RSU gene- rados/pax Vertedero Incineración Reciclado Compostaje UE-27 513 38 20 24 18 Bélgica 491 5 35 36 24 Bulgaria 468 100 0 0 0 República Checa 316 83 12 2 2 Dinamarca 833 4 48 34 14 Alemania 587 0 34 48 18 333 PER 2011-2020 (Continuación) RSU tratado (%) kg RSU gene- rados/pax Vertedero Incineración Reciclado Compostaje Estonia 346 75 0 14 11 Irlanda 742 62 3 32 4 Grecia 478 82 0 17 2 España 547 52 9 15 24 Francia 536 32 34 18 16 Italia 541 45 12 11 32 Chipre 778 86 0 14 0 Letonia 333 92 0 7 0 Lituania 360 95 0 3 1 Luxemburgo 707 17 36 27 20 Hungría 430 75 10 13 2 Malta 647 96 0 4 0 Holanda 616 1 39 32 28 Austria 591 1 29 30 40 Polonia 316 78 1 14 7 Portugal 488 62 19 8 12 Rumanía 396 99 0 1 0 Eslovenia 449 62 1 34 2 Eslovaquia 339 82 10 2 6 Finlandia 481 46 18 24 12 Suecia 485 1 49 36 14 Reino Unido 529 48 11 26 14 Fuente: Eurostat 334 Análisis por tecnologías Para interpretar correctamente estos datos, hay Tabla 4.8.4. Producción de energía primaria que tener en cuenta que puede haber diferencias procedente de residuos municipales de criterio entre los EEMM en la realización de las renovables en la UE en ktep estadísticas de residuos. 2008 2009* La tendencia promovida por la legislación comuni- taria a reducir el depósito de residuos en vertedero, no se ve reflejada en toda su magnitud en el valor Alemania 2.110,5 2.045,5 medio de gestión en vertedero (38%) para la UE-27. Esto se debe a la influencia de los países del Este, los Francia 1.169,6 1.207,7 cuales, debido a su reciente incorporación a la UE, aún no han podido desarrollar plenamente las políti- Holanda 729,7 774,8 cas comunitarias en materia de gestión de residuos. Así, se puede observar que países como Bulgaria, Reino Unido 595,1 702,6 Rumanía, República Checa o Polonia tienen tasas de vertedero del 100, 99, 83 y 78% respectivamente, Italia 639,1 686,0 mientras que países de la antigua UE-15 como Ale- mania, Holanda, Suecia, Austria o Dinamarca tienen Suecia 633,4 645,6 tasas de vertido del 0, 1, 1,1 y 4% respectivamente. Estos datos contrastan con el valor en España. Dinamarca 573,0 542,3 Además, del análisis de la situación a nivel europeo España43 328,1 319,2 en materia de gestión de residuos pueden extraerse dos conclusiones más: Bélgica 207,1 236,8 • Aquellos países que presentan mayores tasas de reciclado (Alemania, Bélgica, Suecia, Dinamarca Austria 129,6 172,4 y Holanda), son también los que mayores tasas de incineración tienen. Finlandia 141,3 157,7 • Los países que combinan altas tasas de reciclado y altas tasas de incineración son los que tienen Portugal 91,4 99,0 los menores porcentaje de depósito de residuos en vertedero sin tratamiento. Rep.Checa 57,4 53,6 Es decir, la incineración juega un papel importante Hungría 47,3 46,1 en los modelos de gestión de residuos más avan- zados donde se han alcanzado tasas de reciclado Eslovaquia 24,9 30,0 muy elevadas. En términos energéticos y teniendo en cuenta úni- Luxemburgo 13,9 12,8 camente el contenido renovable de los residuos de competencia municipal (su fracción biodegradable), Irlanda 0,0 5,4 según datos de EurObserv’ER, en Europa en 2008 y 2009 la producción de energía primaria a partir Polonia 0,2 0,7 de residuos municipales renovables sobrepasó los 7.000 ktep, repartidos por países de la siguiente Total UE 7.491,6 7.738,4 forma: *Dato estimado. Fuente: EurObserv´ER En los valores de producción de energía primaria y electricidad dados por EurObserv´ER no está excluida la parte corres- 43 pondiente al consumo de gas natural de la incineradora de Zabalgarbi 335 PER 2011-2020 En cuanto a la producción de electricidad, en 2008 y 2009 se superaron los 15.000 GWh, con Alemania contri- buyendo casi con un 30% de la producción total europea: Tabla 4.8.5. Producción de electricidad a partir de residuos municipales renovables en la UE en GWh 2008 2009* Centrales Electricidad Centrales Electricidad Cogeneración Cogeneración eléctricas total eléctricas total Alemania 3.360,0 1.146,0 4.506,0 3.083,0 1.083,0 4.166,0 Francia 1.205,0 676,0 1.881,0 1.277,0 703,0 1.980,0 Italia 634,8 921,4 1.556,2 799,7 816,5 1.616,2 Holanda 357,0 1.051,0 1.408,0 404,0 1.169,0 1.573,0 Suecia 0,0 1.268,7 1.268,7 0,0 1.241,0 1.241,0 Reino Unido 952,1 273,8 1.225,9 1.240,7 269,9 1.510,6 Dinamarca 0,0 1.117,0 1.117,0 0,0 1.019,9 1.019,9 España 782,0 0,0 782,0 761,0 0,0 761,0 Bélgica 359,0 11,0 370,0 309,6 147,0 456,6 Austria 314,0 16,0 330,0 253,0 48,0 301,0 Finlandia 93,0 200,0 293,0 65,0 226,0 291,0 Portugal 276,0 0,0 276,0 290,0 0,0 290,0 Hungría 24,0 85,0 109,0 29,0 84,0 113,0 Luxemburgo 24,3 0,0 24,3 24,3 0,0 24,3 Eslovaquia 0,0 22,0 22,0 0,0 22,0 22,0 Rep.Checa 0,0 11,7 11,7 0,0 10,9 10,9 Total UE 8.381,2 6.799,5 15.180,7 8.536,3 6.840,2 15.376,6 *Dato estimado. Fuente: EurObserv´ER Puede observarse, que el número de plantas de incineración instaladas en Europa en los últimos años ha continuado incrementándose: 336 Análisis por tecnologías Figura 4.8.3. Número de plantas de Tabla 4.8.6. Cantidad de residuos domésticos y incineración instaladas en Europa similares recogidos en España en 2009 430 t Número de plantas 410 Residuos mezclados 17.770.790 Residuos recogidos selectiva- 390 mente (papel, vidrio, envases 3.148.523 ligeros y biorresiduos) 370 Otros residuos recogidos se- 2001 2003 2005 2009 lectivamente (madera, ropa 85.175 y pilas) Año Residuos depositados en Fuente: BCG 1.018.207 puntos limpios En cuanto al uso de CDR y CSR, el principal con- Residuos recogidos por otras sumidor a nivel europeo es el sector cementero, 1.552.740 vías aunque otros sectores, como el de las centrales térmicas de carbón o el papelero, también tienen Residuos de limpieza munici- experiencia en materia de valorización energética pal (limpieza viaria, parques 541.249 de residuos. En el año 2008, la sustitución en tér- y jardines y otros) minos energéticos de combustibles fósiles por CDR y/o CSR en el sector cementero europeo alcanzó el Residuos de otros flujos 21%. De igual forma que ocurría con la incinera- (mercados, comercios, volu- 1.011.491 ción, el porcentaje de sustitución varía mucho de minosos y otros) un país a otro: así, mientras España, Italia o Polonia Total 23.575.435 tienen porcentaje de sustitución inferiores al 10%, países como Alemania, Bélgica, Suecia, Finlandia Fuente: “El medio ambiente y el medio rural y o Austria tienen valores superiores al 50%, siendo marino en España 2010” (MARM) particular el caso holandés, con más de un 80% de sustitución. Una vez generados estos residuos han de gestio- narse adecuadamente, promoviéndose en primer lugar la valorización material, seguida de la valori- Situación actual en España zación energética, antes que su eliminación. En los últimos años, se vienen generando en Espa- Tabla 4.8.7. Composición de los residuos ña en torno a 23-24 millones de toneladas anuales domésticos generados en España en 2006 de residuos domésticos y similares. Concretamente en el año 2009, según el Informe “El medio am- % biente y el medio rural y marino en España 2010”: Materia orgánica 44,0 Papel-cartón 21,0 Plástico 10,6 Vidrio 7,0 Metales férricos 3,4 Metales no férricos 0,7 337 PER 2011-2020 (Continuación) % Maderas 1,0 Otros 12,3 Fuente: Plan Nacional Integrado de Residuos 2008-2015 (PNIR) Respecto a las opciones de gestión a las que se destinan estos residuos, en 2009 según datos de este mismo informe fueron: Figura 4.8.4. % de residuos que entran a las distintas opciones de gestión de los residuos urbanos en España en el año 2009 14,63% 52,10% 24,50% 8,78% Reciclado Otras formas de reciclado (incluye compostaje) Incineración Vertedero Fuente: “El medio ambiente y el medio rural y marino en España 2010” (MARM) 338 Análisis por tecnologías Tabla 4.8.8. Entrada a instalaciones de tratamiento de residuos y sus correspondientes rechazos t/año Rechazos % rechazo Instalaciones clasificación de envases 578.392 196.437 33,96 Instalaciones compostaje fracción orgánica recogida 525.039 59.767 11,38 selectivamente Instalaciones triaje y compostaje 9.108.845 5.068.418 55,64 Instalaciones triaje, compostaje y biometanización 3.393.374 2.414.706 71,16 Instalaciones de incineración 2.240.224 Vertido 17.437.656 Fuente: “El medio ambiente y el medio rural y marino en España 2010” (MARM) A la hora de analizar la información anterior, es la incineración genera una serie de residuos (es- necesario aclarar que en las instalaciones de in- corias y cenizas) que es necesario gestionar con- cineración y de vertido se tratan tanto residuos forme a sus características. Por lo que en último mezclados como los rechazos procedentes de término solo el vertido ofrece una solución finalista otras plantas de tratamiento (instalaciones de (nótese que en 2009 la producción de CDR o CSR clasificación de envases, triaje, compostaje y bio- a partir de residuos municipales apenas se había metanización). Es necesario recordar que también desarrollado): Figura 4.8.5. Desfase entre las cantidades de residuos domésticos generadas y los inputs a las distintas opciones de gestión Vertedero 17.437.656 t (74%) Productos recuperados Reciclado envases 578.392 t Rechazos 196.437 t Generación RSU 23.575.435 t Rechazos 7.542.891 t Tratamientos biológicos 13.027.258 t Productos recuperados Incineración 2.240.224 t (9,5%) Fuente: elaboración propia a partir de “El medio ambiente y el medio rural y marino en España 2010” (MARM) 339 PER 2011-2020 Así, para poder conseguir reducir el significativo el desarrollo del resto de opciones, valorando tanto uso del vertedero como opción de gestión de los re- la jerarquía de gestión como las limitaciones como siduos municipales en España y llevarlo a las cotas tratamiento final que presentan algunas opciones. ya existentes en los países de la UE más avanzados En la actualidad existen en España 10 incineradoras en materia de gestión de residuos, será necesario de residuos municipales: Tabla 4.8.9. Incineradoras en España Ubicación Cantabria Melilla Tarragona Cerceda Barcelona Madrid Mallorca Gerona Mataró Bilbao Operador Urbaser Remesa Sirusa Sogama Tersa Tirmadrid Tirme Trargisa TRM Zabalgarbi Año puesta 2006 1996 1991 2002 1975 1997 1997 1984 1994 2005 en marcha Potencia 9,9 2 7,4 50 23,8 29,8 34,1 2 11,3 99,5 (MW) Residuos 46.618 incinerados 113.338 139.176 533.742 321.728 313.065 319.144 28.390 168.913 238.084 (en 2005) en 2008 (t) Fuente: BCG, CNE La potencia total instalada, incluyendo la reciente ganando peso recientemente combustibles pro- ampliación de la planta de Mallorca (40 MW), as- cesados a partir de la fracción rechazo de las ciende a 310 MW, aunque hay que tener en cuenta plantas de tratamiento de envases, de las plantas que la planta de Zabalgarbi emplea una tecnología de tratamiento mecánico-biológico de residuos particular que combina turbinas de gas y de vapor, domésticos o de lodos de EDAR. frente a las turbinas de vapor empleadas en el resto Este sector, desde el momento en que opta por usar de instalaciones (la potencia instalada en Zabal- combustibles derivados de residuos o combustibles garbi correspondiente a residuos domésticos sería sólidos recuperados, también se ve afectado por el de 20 MW, estando el resto de potencia asociada al Real Decreto 653/2003, viéndose obligado a cumplir consumo de gas natural). con requisitos medioambientales más exigentes Así, excluida la turbina de gas de Zabalgarbi y te- que si tan solo emplease combustibles fósiles como niendo en cuenta que aproximadamente un 50% del el coque de petróleo. contenido energético de los residuos domésticos y similares sería renovable, la capacidad instalada Marco de desarrollo a día de hoy de residuos domésticos renovables sería de 115 MW. Aparte de la Ley 22/2011 de residuos y suelos contaminados, el marco legal que han de cumplir En cuanto a los residuos industriales, su proceden- este tipo de instalaciones es el ya comentado (Ley cia y composición es muy diversa, dependiendo de 16/2002 de prevención y control integrados de la la actividad industrial que se lleve a cabo (se verá contaminación y Real Decreto 653/2003 sobre in- con detalle en el apartado 4.8.3). cineración de residuos). Es importante reseñar que La aplicación energética dominante de estos re- recientemente se ha aprobado la Directiva 2010/75, siduos es su uso como combustibles en hornos sobre las emisiones industriales, que integra en industriales, siendo el sector cementero el princi- un único documento, entre otras, las directivas de pal consumidor. El combustible mayoritariamente prevención y control integrado de la contaminación usado por este sector en España es el coque de y de incineración de residuos. petróleo, que en 2010 fue sustituido en un 15,6% Además, las instalaciones de incineración de resi- por residuos. De este porcentaje, alrededor del duos domésticos y similares están recogidas en el 54% es biodegradable, según Oficemen. Los prin- grupo c.1 del Real Decreto 661/2007. El límite de cipales combustibles empleados son neumáticos potencia de 350 MW definido para este grupo aún usados, aceites y disolventes, harinas cárnicas, no ha sido alcanzado. 340 Análisis por tecnologías Sector industrial • Gases de combustión, compuestos principalmen- te por CO2, H2O, N2 y O2, junto con toda una serie de En las diez incineradoras de residuos domésticos compuestos minoritarios que variarán en función que operan actualmente en España intervienen de la composición de los residuos alimentados. desde grandes grupos empresariales (Urbaser, • Residuos sólidos, consistentes en escorias iner- Endesa, FCC, Sener, etc.) a Mancomunidades de tes, cenizas y residuos procedentes de los siste- Ayuntamientos y empresas públicas. Estas inci- mas de depuración de los gases de combustión. neradoras están agrupadas bajo la Asociación de Empresas para la Valorización Energética de los El conjunto del proceso permite convertir prácti- RSU (AEVERSU), que a su vez también forma parte camente toda la energía química contenida en el de la Confederation of European Waste-to-Energy combustible en energía térmica. El aprovecha- Plants (CEWEP). miento del calor del proceso se realiza mediante la generación de vapor de agua recalentado, con En cuanto a los sectores industriales, el sector cemen- rendimientos térmicos en torno al 80% (se produ- tero español es uno de los más competitivos a nivel cen pérdidas tanto en el horno como en la caldera). europeo, y está representado por OFICEMEN, que a su vez es miembro de la patronal europea CEMBUREAU. Según el tipo de horno empleado, se puede distinguir entre incineración en horno de parrilla, incineración El sector del papel, representado por ASPAPEL, en horno rotativo o incineración en lecho fluidizado. también aúna a un número importante de empre- sas con un alto potencial tanto de generación de El horno de parrilla se caracteriza por permitir el residuos como de valorización energética de esos avance de los residuos, facilitar su mezcla y permi- mismos residuos. ASPAPEL es miembro de la pa- tir, por su diseño, la aceleración de la combustión. tronal europea CEPI. A su vez, los diferentes sistemas de parrillas se diferencian unos de otros por el modo de transpor- Además, otras asociaciones como CICLOPLAST, tar el residuo a través de la cámara de combustión, HYSPALIT, ASERMA, REPACAR, SIGRAUTO, FER o cumpliendo en todo caso con los requerimientos de entidades gestoras como SIGNUS han mostrado su alimentación primaria del aire, velocidad de trans- interés en las posibilidades que ofrece la valoriza- porte y mezcla. ción energética de residuos. Otro aspecto clave es garantizar una buena dis- Existe también un amplio abanico de gestores de tribución del aire de combustión en el interior del residuos (FCC, CESPA, Sufi, Urbaser, grupo HERA, horno. Se inyecta aire primario (a través de la pa- etc.) que están avanzando en la adecuación de rrilla, para que ejerza como aire de combustión) y procesos existentes o la incorporación de nuevas aire secundario (por encima del lecho de residuos, líneas de procesado para obtener combustibles para completar la combustión). También se emplea a partir de distintos flujos de residuos. Varias de el aire primario para refrigerar las parillas (salvo estas empresas están asociadas a la Asociación en los casos en que el PCI del residuo es mayor, en Europea de Combustibles Recuperados (ERFO). los que se emplea agua como fluido refrigerante).

4.8.2 — Perspectivas de El tiempo de residencia no suele superar la hora,

4.8.2 Perspectivas de El tiempo de residencia no suele superar la hora, extrayéndose las escorias por el extremo opuesto evolución tecnológica de la parrilla. En cuanto a los finos, caen a través de la parrilla, recuperándose en el colector de cenizas. Las dos vías de valorización energética de residuos El 90% de las incineradoras europeas de residuos consolidadas en Europa son la incineración con re- municipales emplean hornos de parrilla, debido a la cuperación energética y la valorización en insta- alta flexibilidad de operación que presentan frente laciones industriales (principalmente en el sector a combustibles heterogéneos. También se emplea cementero, aunque también con amplio potencial para la valorización de residuos industriales, lodos para otros sectores como el de la cerámica, las de depuradora o residuos hospitalarios. centrales térmicas, papelero, etc.). El único tratamiento previo, cuando existe, para La incineración consiste en una oxidación térmica los residuos municipales, suele consistir en una total con exceso de oxígeno y a unas temperaturas trituración que homogeneice su tamaño, antes de comprendidas entre 850 y 1.100 ºC. Como resultado la entrada al horno. del proceso de incineración se obtienen: 341 PER 2011-2020 El diagrama de una planta de incineración en horno de parrilla sería el que se indica en la figura siguiente: Figura 4.8.6. Planta de incineración en horno de parrilla Turboalternador Producción Vapor a de energía turbina Depuración de gases eléctrica Sistema de Carbón Filtro de alimentación Caldera Separación activo mangas Entrada de partículas C Foso Chimenea Cenizas y Parrilla de metales combustión Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos El horno rotativo consiste en un cuerpo cilíndrico Figura 4.8.7. Horno rotativo ligeramente inclinado en su eje horizontal. El ci- Cámara lindro está normalmente ubicado sobre rodillos, de combustión permitiendo que el horno rote u oscile alrededor secundaria de su eje en un movimiento recíproco, de manera que el residuo se mueve a través del horno impul- Sólidos y fangos sado tanto por la gravedad como por la rotación. A Dispositivo fin de alargar la vida del material de las paredes de control de del horno, algunos disponen también de una ca- contaminación misa refrigerada. atmosférica Horno Para conseguir una completa combustión de los rotativo Residuo residuos en este tipo de hornos, el tiempo de re- bombeable sidencia suele oscilar entre 30 y 90 minutos, de- pendiendo este tiempo del ángulo horizontal del Residuo Cenizas cuerpo cilíndrico y de la velocidad de rotación. Tambores bombeable En este tipo de hornos se puede valorizar prác- Fuente: BREF incineración de residuos ticamente cualquier tipo de residuo, si bien sus Los hornos de lecho fluidizado consisten en una mayores costes de explotación y la dificultad de cámara cilíndrica y vertical, cuya parte inferior escalarlos para grandes capacidades, hacen que contiene un material inerte, de pequeño tamaño y en la práctica se usen actualmente para residuos esférico (suele ser arena o caliza), que constituye peligrosos. el lecho: El diagrama de un horno de este tipo es: 342 Análisis por tecnologías Figura 4.8.8. Horno de lecho fluidizado en el que la velocidad del aire a través del lecho aumenta, arrastrando así parte del lecho con los gases de combustión. • Lecho fluidizado “revolving type”: usando un lecho fluidizado burbujeante, se añaden deflectores en la zona inferior del lecho, a fin de mejorar el con- tacto de las partícula. El secado, la volatilización, la ignición y la combus- tión de los residuos tienen lugar en el interior del lecho fluidizado, a través del cual se establece un gradiente de temperaturas (850-950 ºC en la parte superior, 650 ºC en el interior del lecho). El poder mantener una buena distribución de temperaturas contribuye a hacer más estable la operación de este tipo de hornos. Los requisitos previos para los residuos que entren a este tipo de hornos son un poco más estrictos que para los otros tipos de hornos comentados, precisando una selección previa (que garantice un determinado tamaño de partícula y la ausencia o una pequeña cantidad de materiales inertes y me- tales) que permita obtener unas especificaciones de calidad concretas. Esto hace que a menudo sea aplicado para lodos de depuradora, CDR y CSR. Teniendo en cuenta las especificidades de cada tipo de horno, puede considerarse que los hornos de parrilla, rotativo y lecho fluidizado son tecnologías plenamente maduras y demostradas. Asimismo, presentan unos valores muy altos de disponibilidad. Otros procesos con potencial para valorizar resi- duos son la gasificación, la pirólisis y el plasma. Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de La gasificación es un proceso de oxidación par- valorización energética directa de residuos cial, con menos oxígeno del estequiométrico. En su aplicación a los residuos, la temperatura de traba- También en esta tecnología se emplea aire primario jo suele ser superior a los 750 ºC, produciéndose (el empleado en la fluidización) y secundario (el reacciones de cracking molecular y de reformado empleado para garantizar la combustión completa de gases, que conducen a los siguiente productos: de los gases). Según el movimiento del lecho, se diferencia en: • Gas de síntesis, compuesto principalmente por CO, H2, CO2 y N2. • Lecho fluidizado burbujeante: el aire se hace pa- • Residuo sólido, compuesto por materiales no sar por la parte inferior del horno a través de una combustibles e inertes presentes en el residuo placa de distribución, manteniendo en suspen- alimentado. sión el lecho. En este tipo de lechos, el residuo supone aproximadamente un 2-3% en peso del El diagrama de un proceso de gasificación de resi- lecho. Las cenizas volantes se arrastran con los duos sería el siguiente: gases de combustión y las escorias se recogen por la parte inferior del horno. • Lecho fluidizado circulante: para lograr un mayor control de la temperatura y mejorar la combus- tión, el anterior tipo de lecho evolucionó a éste, 343 PER 2011-2020 Figura 4.8.9. Proceso de gasificación de residuos Aire Aire/O2 Chimenea Depuración Combustión gas Residuos sólidos Gasificador Electricidad/Calor de gases de síntesis C + ½ O2 CO -H2S 2H2 + O2 2H2O C + O2 CO2 -Partículas 2CO + O2 2CO2 C + CO2 2CO -NH3 CH4 + 2O2 CO2 + 2H2O C + H2O CO + H2 C + 2H2 CH4 Cenizas/escorias Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos El principal inconveniente de la gasificación, en su recogida separada (o, en su defecto, deben some- aplicación a los residuos, es que requiere que éstos terse a un sistema de clasificación previo a la planta lleguen con unas especificaciones de calidad con- de pirólisis), no siendo admisibles residuos como cretas, que exigen pretratamientos que reduzcan el los voluminosos, metales, materiales de construc- contenido de inertes y humedad y lleven el tamaño de ción y algunos plásticos (como el PVC). Tampoco partícula a 80-300 mm. Además, deberán tener una puede considerarse aún una tecnología probada cantidad de carbono suficiente para poder llevarse a para la valorización de grandes flujos de residuos cabo las reacciones de gasificación. Esto hace que, como los municipales. a día de hoy, tenga limitaciones en su aplicación a El plasma es la tecnología de tratamiento de re- flujos de residuos como los residuos municipales. siduos más novedosa de entre las descritas. El La pirólisis, consistente en una degradación tér- plasma es un estado de la materia en el cual prác- mica en ausencia de oxígeno añadido, es aún más ticamente todos los átomos han sido ionizados. Un restrictiva en cuanto a los residuos que puede diagrama de un proceso de gasificación por plasma valorizar. Estos residuos deben proceder de una sería el siguiente: Figura 4.8.10. Diagrama de proceso de una planta de plasma Residuos sólidos Trituración/ Metales recuperación metales reciclables Gases Cámara escorias Cámara de conversión Cámara limpieza gases Calor Calor Vitrificado Depuración/ Caldera de recuperación enfriamiento de gas + turbina de vapor Calor Almacenamiento gas de síntesis Calor Motores de gas Electricidad Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos 344 Análisis por tecnologías Existen únicamente dos referencias a escala mundial de esta tecnología. Dado que aún están en fase de pruebas, apenas se dispone de datos para valorar su eficiencia energética y rentabilidad económica. Por todo ello, no es una tecnología que, a día de hoy, pueda considerarse probada en su aplicación a la valorización de residuos urbanos. A modo de resumen, se presentan las principales aplicaciones de las distintas tecnologías de tratamiento térmico: Tabla 4.8.10. Tecnologías de valorización energética Tecnología RSU sin tratar RSU y CDR/CSR pretratado Parrilla de movimiento Ampliamente utilizada Ampliamente utilizada alternativo Travelling grates Aplicable Aplicable Parrilla oscilante Aplicable Aplicable Parrilla de rodillos Aplicable Ampliamente utilizada Parrilla refrigerada por Aplicable Aplicable agua Grate plus rotary kiln Aplicable No se aplica habitualmente Incineración Horno rotativo Aplicable Aplicable Horno rotativo refrigerado No se aplica habitualmente Aplicable por agua Horno de lecho fijo No se aplica habitualmente No se aplica habitualmente Horno estático No se aplica habitualmente No se aplica habitualmente Lecho fluidizado No se aplica habitualmente Aplicable burbujeante Lecho fluidizado circulante Aplicado muy limitadamente Aplicable Lecho fluidizado revolving Aplicable Aplicable type Pirólisis Aplicado muy limitadamente Aplicado muy limitadamente Gasificación Aplicado muy limitadamente Aplicado muy limitadamente Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos Aparte del diseño de modificaciones encaminadas desarrollo para superar sus actuales limitaciones a mejorar la eficiencia térmica y la calidad de la en cuanto a la valorización de residuos. combustión, no es de esperar que tecnologías ya En cuanto a la producción de CSR, los principa- consolidadas como la incineración en horno de les procesos de producción son por tratamiento parrillas, en horno rotativo o en lecho fluidizado mecánico-físico y por biosecado (seguido de una sufran cambios significativos en los próximos años. clasificación posterior). Los diagramas simplifica- En cambio, tecnologías como la gasificación, la dos de ambos procesos son: pirólisis o el plasma, aún presentan potencial de 345 PER 2011-2020 Figura 4.8.11. Producción de CSR por tratamiento mecánico-físico Resto/RSU Materiales recuperados Pretatamiento/ Fracción orgánica (metales férricos, preacondicionamiento no férricos, PVC…) Biometanización/compostaje/ Producción CDR/CSR estabilización Metales férricos Criba y afino Afino y no férricos Acondicionamiento final del combustible Compost/estabilizado Rechazos CDR/CSR (a vertedero) Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos Figura 4.8.12. Producción de CSR por biosecado Resto/RSU Trituración Pérdidas MO/ agua evaporada Proceso secado biológico Lixiviados Metales férricos Criba y afino CDR/CSR y no férricos Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos La flexibilidad de las instalaciones industriales para líquidos a partir de residuos, es preciso avanzar en utilizar como combustibles estos CDR y/o CSR, va- los proyectos actualmente en desarrollo para con- rían en función del tipo de proceso empleado. Así, seguir demostrar su viabilidad a escala industrial, las cementeras, por sus condiciones de operación por lo que la I+D+i deberá jugar un papel esencial (altos tiempos de residencia de los gases de com- durante los próximos años en esta área. bustión a altas temperaturas, interacción de dichos gases con la materia prima presente en el horno) 4.8.3 Evaluación del potencial presentan una mayor flexibilidad para utilizar un amplio rango de CDR y/o CSR, mientras que otros El uso de residuos con fines energéticos presenta hornos, como los de las centrales térmicas, son un gran potencial tanto para aplicaciones eléctricas más restrictivos en cuanto al tipo de CSR que po- como térmicas. A la hora de estudiar el potencial, drían utilizar como combustible. se ha continuado diferenciando entre residuos do- En cuanto a los procesos químicos y biológicos mésticos y similares y residuos industriales. encaminados a la producción de combustibles 346 Análisis por tecnologías Residuos domésticos y similares44 • Plantas de compostaje para Fracción Orgánica Recogida Separadamente (FORS). En cuanto a los residuos domésticos y similares, • Plantas de digestión anaerobia con FORS. se han determinado varios tipos de potenciales: Dado que solo la parte biodegradable de estos re- • Potencial total: es el derivado del conjunto de siduos puede considerarse fuente renovable de residuos domésticos y similares generado. energía según la Directiva 2009/28 y a falta de da- • Potencial accesible: se ha considerado igual al tos reales suficientemente representativos, ha sido potencial total, si bien debido a las distintas par- necesario estimar una cantidad. Se ha adoptado un ticularidades y facilidades que van a mostrar para valor del 50% por ser el valor recomendado por la los procesos de valorización energética, se han es- Agencia Internacional de la Energía para aquellos tudiado por separado las áreas de densidad demo- países que no han determinado empíricamente la gráfica alta y las de densidad demográfica baja. fracción renovable de los residuos domésticos. Otros • Potencial disponible: es la parte del potencial ac- países que sí han desarrollado una metodología pro- cesible una vez descontados los usos alternativos. pia, como Dinamarca y Holanda, consideran como Se trata de descartar aquellos residuos que pue- fracción renovable el 77,7 y el 47% respectivamente. den tener como opción de gestión alguna de las El valor estimado para España del 50% es además prioritarias dentro de la jerarquía de gestión de coherente con los resultados del estudio “Situación residuos (prevención, preparación para la reutili- y potencial de valorización energética de residuos”. zación y reciclado). Es decir, este potencial recoge aquellos residuos que irían o bien a valorización Para el cálculo del potencial total, el estudio ha te- energética o bien a vertedero. nido en cuenta tanto la actual tasa de generación de residuos domésticos y similares (alrededor de los Para analizar los residuos domésticos, se ha con- 1,5 kgs/hab*día) como la estimación hecha en las siderado que están compuestos por los siguientes distintas planificaciones territoriales. Así, la previ- grupos principales en las cantidades anteriormente sión de la evolución de la generación de residuos especificadas: domésticos y similares es: • Materia orgánica. • Papel/cartón. • Vidrio. • Envases. • Otros: se incluyen residuos voluminosos, residuos destinados a los puntos verdes (residuos de elec- trodomésticos, muebles, aparatos electrónicos, residuos peligrosos del hogar, metales, textiles, etc.) u otros residuos de recogidas específicas. A la hora de estimar los potenciales, en todo mo- mento se ha respetado la jerarquía de gestión de residuos comunitaria. Así, se ha partido de un es- cenario teórico que incluye: • Recogida selectiva de papel y cartón, envases de plástico, vidrio y fracción orgánica. • Plantas de tratamiento mecánico-biológico para la fracción resto. El aumento de la recogida se- lectiva tendrá como consecuencia, entre otros, que la cantidad recuperable de la fracción resto vaya disminuyendo, con porcentajes variables dependiendo del tipo de fracción de que se trate. En este apartado se recogen tanto los residuos domésticos como los residuos comerciales, tal y como se describen en la 44 Ley 22/2011 de Residuos y Suelos Contaminados 347 PER 2011-2020 Tabla 4.8.11. Evolución prevista generación residuos domésticos y similares 2010 2015 2020 Res. domésticos 19.485.699 20.737.013 21.922.796 Res. comerciales e industriales similables 6.576.328 7.105.321 7.551.542 a urbanos Total RSU 26.091.021 27.842.335 29.474.338 Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos Para considerar el potencial accesible, que en este Para la producción de CSR, se ha considerado que caso es igual al total, se ha tenido en cuenta que se obtiene del tratamiento mecánico de la fracción la generación de los residuos está asociada a la resto, por medio de una separación de las fracciones actividad humana y que la densidad de la pobla- seca y húmeda de los residuos entrantes en la planta ción española se caracteriza por tener una distri- de tratamiento mecánico-biológico y un procesado bución irregular. Por estos motivos se ha realizado de la fracción seca (trituración, separación de me- la distinción, dentro del potencial accesible, entre tales, etc.) hasta obtener el combustible con las ca- zonas de alta densidad geográfica y zonas de baja racterísticas demandadas por el usuario. La relación densidad, incluyéndose en la zona de alta densidad considerada de la cantidad de producción de este geográfica aquellas poblaciones de más de 300.000 material respecto al total de rechazos que producen habitantes. Así, el área geográfica de alta densidad las plantas de tratamiento mecánico-biológico es de población incluiría aproximadamente el 69% de del orden del 10-15%, según se vaya implantando la población y gestionará una cantidad de residuos y desarrollando esta técnica con el tiempo (se ha domésticos en 2020 de 20.330.889 t/año y el área de considerado un PCI promedio de 4.000 kcal/kg). baja densidad cubrirá el 31% restante de población Una vez agotadas todas las opciones anteriores, la y 9.143.449 t/año. cantidad total de residuos domésticos y similares A partir de estos potenciales accesibles, se han es- que reste precisará un tratamiento finalista (ya sea tudiado las distintas opciones de gestión, teniendo valorización energética o depósito en vertedero). en todo momento un escrupuloso respeto por la Las cantidades que se encontrarían en esta situa- jerarquía de gestión de residuos a la hora de hacer ción son 11.633.726 t/año en la zona de densidad el análisis de disponibilidad para opciones como la geográfica alta y 4.711.881 t/año en la zona de den- biometanización (cuyos resultados ya se descri- sidad geográfica baja. Es decir, el potencial dispo- bieron en el apartado 4.2), la producción de CSR, nible para incineración será de 16.345.607 t/año. la coincineración o la incineración. Es decir, se ha De acuerdo con todo esto, los potenciales dispo- otorgado siempre prioridad a las opciones previas nibles para producción de CSR e incineración a de gestión (la preparación para la reutilización y el partir de residuos domésticos y similares son los reciclado), dejando los rechazos para la valoriza- siguientes: ción energética. Tabla 4.8.12. Potenciales disponibles t ktep ktep renovables MW MW renovables CSR/CDR 1.217.031 487 243 ---- ---- Incineración 16.345.607 4.250 2.125 1.647 824 Total 17.562.638 4.737 2.368 1.647 824 Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos 348 Análisis por tecnologías Además de estos potenciales, la idiosincrasia ha escogido la de mayor valorización energética, particular de la gestión de residuos ha permiti- a este potencial se le ha denominado potencial do realizar un análisis de las distintas planifica- máximo previsto (en cualquier caso, se trata de ciones en materia de gestión de residuos a nivel un escenario conservador, ya que la mayor parte autonómico y de la capacidad de tratamiento de de las planificaciones actuales agotan su límite las instalaciones de valorización energética de temporal antes del año 2020, dando margen a que residuos que contemplan. Dado que dicho estu- se prevean en un futuro próximo nuevas instala- dio arroja un potencial que podría considerarse ciones de incineración). como previsto, y dado que, para aquellas plani- Los resultados de potencial máximo previsto son: ficaciones que contemplan varias opciones, se Tabla 4.8.13. Potenciales máximos previstos en las planificaciones autonómicas de gestión de residuos t ktep ktep renovables MW MW renovables Incineración 5.808.452 1.510 755 585 292 Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos No obstante, a la luz de los nuevos compromisos Residuos generados en la industria de fabricación incluidos en la Ley 22/2011 relativos a la prevención de papel, pasta y cartón (objetivo de reducción del 10%) y a la preparación El volumen total de residuos sólidos generados para la reutilización y el reciclado para los residuos en el sector en España alcanzó 1,5 millones de domésticos y similares (50%), y de la evaluación del toneladas en el año 2008. Dado que el 80% de la grado de cumplimiento de estos objetivos conforme materia prima en el sector es papel recuperado, a los métodos que se determinen comunitariamen- la generación de residuos se produjo en su mayor te, el MARM establecerá las orientaciones de la parte asociada a las operaciones de reciclaje de política de residuos necesarias para cumplir con papel (datos representativos del 88% del sector de las nuevas exigencias comunitarias. la producción de pasta y papel): Tabla 4.8.14. Residuos generados en el Residuos industriales sector papelero en 2008 La compleja y variada naturaleza de los distintos Cantidad residuos industriales contemplados en este apar- generada (t) tado ha hecho que para su elaboración haya sido imprescindible una intensa colaboración con los Residuos no peligrosos distintos sectores industriales generadores de los específicos de la actividad 1.506.533 residuos. Se han considerado los siguientes flujos papelera de residuos: • Residuos generados en la industria de fabricación Otros residuos no peligrosos 82.961 de papel, pasta y cartón. • Vehículos fuera de uso. Residuos peligrosos 9.026 • Neumáticos usados. • Residuos de madera. Total 1.598.520 • Lodos de EDAR. • Residuos de construcción y demolición. Fuente: ASPAPEL Los datos de potencial energético para los distintos La composición de los residuos en el año 2008, a tipos de residuos se presentan tanto en términos su vez, fue la siguiente: de energía primaria como final. 349 PER 2011-2020 Figura 4.8.13. Composición de residuos en generalmente con una humedad media alta, del el sector de papelero orden del 50%, y con un PCI de entre 15 y 22 MJ/kg. 0% 3% 3% Las distintas opciones de gestión aplicadas en el año 2008 a estos residuos fueron: 18% 22% Tabla 4.8.15. Vías de gestión residuos del sector de pasta y papel % Vertedero 37 Uso directo agrícola 33 18% Compostaje 7 Cerámica 13 30% 5% Cementera 6 1% Otras industrias 1 Lodos de lejías verdes (procedentes de la recuperación de lejías de cocción) Valorización energética en la 1 propia fábrica Lodos de destintado procedentes del reciclado de papel Valorización energética en 0 Desechos, separados mecánicamente, otras industrias de pasta elaborada a partir de residuos de papel y cartón Otros destinos 2 Residuos procedentes de la clasificación de papel y cartón destinados al reciclado Fuente: ASPAPEL Residuos de lodos calizos El 63% de los residuos se valorizan en distintas apli- caciones, sin embargo, el depositarlos en vertedero Desechos de fibras y lodos de fibras, de materiales de carga y de estucado, es la opción más utilizada, con un 37%, siguiéndole obtenidos por separación mecánica la aplicación directa agrícola y el uso en la industria cerámica, con un 33% y un 13% respectivamente. Lodos del tratamiento in situ de efluentes El compostaje supone un 7% de utilización, seguido distintos de los especificados en el código 030310 del uso en la industria cementera con un 6%. La valorización energética en las propias instalaciones Residuos no especificados en otra categoría apenas alcanza el 1% a día de hoy. Residuos de corteza y madera La previsión de la evolución de la generación de Fuente: ASPAPEL este tipo de residuos y la fracción considerada como En el epígrafe “03 03 Residuos de la producción y disponible para valorización energética (excluidos transformación de pasta, papel y cartón” del Listado otros usos) es: Europeo de Residuos (LER) (Orden MAM/304/2002) se recogen la mayor parte de los residuos sólidos generados. Los desechos separados mecánicamente (que se suelen denominar “rechazos”, y que tienen su origen en los pulpers, filtros de tambor, y en las distintas etapas de depuración) se presentan 350 Análisis por tecnologías Tabla 4.8.16. Evolución prevista generación residuos del sector 2010 2015 2020 Toneladas papel 5.971.713 6.835.738 7.924.493 Toneladas pasta 1.890.161 2.128.112 2.347.264 Total producción pasta+papel 7.861.874 8.963.850 10.271.757 Generación residuos (ratio 0,32 t/t pasta 1.910.948 2.187.436 2.535.838 y papel) Residuos valorizables energéticamente 1.681.634 1.924.944 2.231.537 Fuente: ASPAPEL Según estimaciones del propio sector, el contenido Si bien dentro del apartado de residuos industria- energético renovable para el total de los residuos les no puede realizarse un análisis de instalacio- del sector de pasta y papel es del 59%. nes previstas análogo al que se hizo para residuos domésticos y similares, en el caso concreto del A partir de los residuos valorizables energéticamen- sector papelero sí puede mencionarse una insta- te y considerando un PCI medio de 3.500 kcal/kg, el lación que ya ha recibido la autorización ambiental potencial energético sería el siguiente: integrada. Dicha instalación está dimensionada Tabla 4.8.17. Potencial disponible de los para tratar hasta 450.000 t/año. residuos del sector Vehículos al final de su vida útil (VFU) ktep GWhe Según SIGRAUTO y FER, en 2008 había 441 centros Año ktep GWhe autorizados de tratamiento y 27 fragmentadoras, renovables renovables siendo la generación de este tipo de residuos la siguiente: 2010 588 347 1.710 1.009 2015 673 397 1.958 1.155 2020 780 460 2269 1.339 Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos Tabla 4.8.18. Número de bajas definitivas de vehículos Año Turismos Industriales < 3.500 kg Todoterrenos Total 2006 827.780 111.057 15.788 954.715 2007 795.841 114.750 17.369 927.960 2008 628.619 101.792 17.660 748.071 Fuente: SIGRAUTO 351 PER 2011-2020 La composición de un vehículo al final de su vida La composición y PCI de la fracción ligera son las útil es la siguiente: siguientes: Figura 4.8.14. Composición de un VFU Figura 4.8.15. Composición de la fracción ligera 1% 2% 2% 1% 1% 13% 33% 47% 68% Metales férricos 100% Reutiliz-Recicl 1,2% Fluidos 100% Reutiliz-Recicl-Valoriz Finos 7% Metales no férricos Plásticos 100% Reutiliz-Recicl 4% Neumáticos Textil 100% Reutiliz-Recicl-Valoriz Papel (papel/cartón) 3% Vidrio 100% Reutiliz-Recicl Madera 1% Plásticos-Gomas Otros 100% Valoriz 1,3% Parte no metálica Metales componentes reutilizados Inertes 100% Reutilización Resto de materiales I+D para conseguir nuevas vías de recuperación Propiedad Kcal/Kg Fuente: SIGRAUTO PCS 5.154 A grandes rasgos, se puede hablar de una fracción metálica, una fracción ligera (que contiene plás- PCI 4.807 ticos, fibras, textiles, gomas, etc.) y una fracción pesada (fundamentalmente plásticos y gomas). Fuente: SIGRAUTO 352 Análisis por tecnologías La composición y PCI de la fracción pesada son las Las vías de gestión actuales son: siguientes: Tabla 4.8.19. Vías de gestión actuales de los Figura 4.8.16. Composición de la fracción VFU pesada 0% 1% 3% % 9% 71% Reutilización 4,6 Reciclado 78,5 10% Metales férricos y no férricos 75,0 0% Valorización energética 2,5 6% Total recuperación 85,6 Fuente: SIGRAUTO Si bien los niveles de recuperación ya son altos y a día de hoy se cumple con lo dispuesto en la Di- rectiva 2005/64/CE relativa a la homologación de tipo de vehículos de motor en lo que concierne a Plásticos su aptitud para la reutilización, el reciclado y la Textil valorización (un 85% de recuperación), es necesario conseguir nuevas vías de recuperación para el resto Papel (papel/cartón) de materiales, ya que dicha normativa exige que Madera en el año 2015 se alcance el 95%. Las fracciones Cableado (PVC+Cu) que actualmente no se recuperan son depositadas Adhesivo en vertedero. La estimación de la evolución de los Mezcla de materiales rechazos de las plantas fragmentadoras no valo- Otros rizables materialmente es la siguiente: Tabla 4.8.20. Evolución prevista rechazos plantas fragmentadoras Propiedad Kcal/Kg Residuo Residuo Año ligero pesado Total PCS 6.600,5 (t/año) (t/año) PCI 6.162,5 2010 377.500 49.500 427.000 Fuente: SIGRAUTO 2015 431.700 57.000 488.700 2020 490.000 64.000 554.000 Fuente: SIGRAUTO/FER En base a las composiciones citadas, se consi- dera un contenido medio biodegradable del 18%, estimándose en una primera aproximación en ese mismo porcentaje su contenido energético reno- vable. En términos energéticos, asumiendo un PCI de 4.800 kcal/kg: 353 PER 2011-2020 Tabla 4.8.21. Potencial disponible de los VFU Climático de la Oficina Española de Cambio Cli- mático (OECC), apoyado en muestreos realizados ktep GWhe por el sector cementero, ha considerado en varios Año ktep GWhe informes su contenido en caucho natural. En el renovables renovables último informe publicado hasta la fecha relativo a este asunto, la OECC cifra dicho contenido en un 2010 205 37 596 107 25,5%45. 2015 234 42 682 123 Aceptando como válidas las hipótesis realizadas en el PNIR, el valor estimado por la OECC y asumien- 2020 266 48 773 139 do un PCI de 7.000 kcal/kg, el potencial disponible procedente de este flujo de residuos sería: Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de Tabla 4.8.23. Potencial disponible de los valorización energética directa de residuos NFU Neumáticos fuera de uso (NFU) Su gestión está regulada por el Real Decreto ktep GWhe Año ktep GWhe 1619/2005 sobre la gestión de neumáticos fuera renovables renovables de uso, siendo las cantidades generadas a lo largo de los últimos años y la previsión de generación: 2010 45 11 131 33 Tabla 4.8.22. NFU generados 2015 49 13 144 37 Año t 2020 41 10 119 30 1998 241.081 Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos 2005 302.000 Residuos de madera En 2007 las empresas afiliadas a ASERMA gestio- 2007 341.000 naron casi 800.000 toneladas de madera, que supu- sieron aproximadamente el 70% de las cantidades 2010 300.000 gestionadas en España. Entre 2008 y 2009 estas cantidades han caído entre un 20 y un 50%. 2015 330.000 La gran variedad de residuos gestionados puede 2020 363.000 dividirse en los siguientes grupos, según su código LER: Fuente: PNIR, dato 2020 estimado • Residuos de la silvicultura (02 01 07). Además, el propio PNIR establece objetivos de re- • Residuos de la industria maderera (03 01 05). ciclaje y valorización energética específicos para • Restos de envases (15 01 03). este flujo de residuos. En lo relativo a la valorización • Restos de la construcción (17 02 01). energética, los objetivos son el 25% del total de • Restos municipales (20 01 38). NFU en el año 2012 y el 20% en el año 2015 (esa • Restos de parques y jardines (20 02 01). tendencia, asentada en la confianza del potencial Las principales vías de gestión actuales son la in- de la recuperación material, hace estimar un valor dustria del tablero, el uso térmico o eléctrico, el del 15% en el año 2020). compost y las camas de ganado. En cuanto al contenido renovable de estos residuos, La estimación de la generación de maderas recu- el Grupo Técnico de comercio de emisiones de la peradas es la siguiente: Comisión de Coordinación de Políticas de Cambio Este valor está siendo revisado en la actualidad, apuntando asociaciones como OFICEMEN o la entidad gestora del siste- 45 ma integrado de gestión de NFU (SIGNUS) que podría ser inferior al considerado 354 Análisis por tecnologías Tabla 4.8.24. Estimación generación Tabla 4.8.26. Estimación generación lodos maderas recuperadas EDAR Año t Año t 2010 750.000 2010 1.171.469 2015 825.000 2015 1.288.616 2020 907.500 2020 1.417.478 Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos valorización energética directa de residuos Teniendo en cuenta que, en este caso, el 100% de Para estos residuos, el PNIR establece para 2015 estos residuos supone una fuente renovable de el objetivo de que el 67% de los mismo sean desti- energía, con las cantidades de la Tabla 4.8.24, el nados a aplicación en suelos agrícolas, dejando el potencial energético sería: resto para valorización en otros suelos u otros tipos Tabla 4.8.25. Potencial disponible maderas de valorización, incineración y depósito en verte- recuperadas dero (matizando que los objetivos de eliminación, como el vertedero, deben entenderse como topes Año ktep renovables GWhe renovables máximos). Así pues, se ha considerado como dis- ponible el 33% de todo lo generado en 2015 (para 2020 se ha estimado el mismo valor): 2010 337 981 Tabla 4.8.27. Estimación lodos EDAR no valorizables mediante otras vías 2015 371 1.079 Año t 2020 408 1.187 Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de 2010 386.585 valorización energética directa de residuos Lodos de Estación Depuradora de Aguas Residuales 2015 425.243 (EDAR) Según el PNIR, en 2006 se generaron 1.064.972 t en 2020 467.768 materia seca de lodos. De estos lodos, aproxima- damente el 75% puede considerarse como fracción Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos combustible, y el 25% restante, cenizas. A la hora de estimar un PCI medio hay que tener Las principales aplicaciones de estos lodos son: en cuenta que este parámetro varía notablemente • Digestión anaerobia (con o sin aprovechamiento según la naturaleza del fango. Así: energético del biogás generado). • Deshidratación, seguida de compostaje y/o se- cado térmico. • Estabilización aerobia. • Estabilización química. • Secado térmico e incineración. • Secado térmico y coincineración en cementeras. Partiendo de la generación actual, se ha realizado la siguiente estimación de generación al año 2020: 355 PER 2011-2020 Tabla 4.8.28. Contenido energético de los lodos de EDAR Sequedad % 50 60 70 80 90 Lodos frecos kcal/kg 1.350 1.740 2.130 2.520 2.910 PCI Lodos digeridos kcal/kg 820 1.107 1.390 1.680 1.960 Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos En este caso, también el 100% de la fracción com- A partir de los datos del PNIR y conversaciones con bustible de los lodos puede considerarse como el sector, se ha estimado la siguiente evolución en fuente renovable de energía. Adoptando un valor la generación de RCD valorizables energéticamente medio de PCI de 1.900 kcal/kg y a partir de las canti- (excluidas otras opciones como el reciclado): dades de lodos de EDAR que se ha considerado en la Tabla 4.8.30. RCD susceptibles de tabla 4.8.27, su potencial energético disponible es: valorización energética Tabla 4.8.29. Potencial disponible lodos EDAR Año t Año ktep renovables GWhe renovables 2010 3.649.972 2010 73 213 2015 4.014.969 2015 81 235 2020 4.416.466 2020 89 258 Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de valorización energética directa de residuos Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de Estimando un contenido energético renovable del valorización energética directa de residuos 50% y un PCI de 3.000 kcal/kg: No obstante, para residuos con un alto contenido Tabla 4.8.31. Potencial disponible RCD en humedad, como sería el caso de los lodos, con- vendría hacer un balance energético que incluyera ktep GWhe el consumo de energía que se produce en la prepa- Año ktep GWhe renovables renovables ración del residuo para la valorización energética posterior. Se ha de intentar en la medida de lo po- sible reducir estos consumos de energía previos, 2010 1.094 547 3.182 1.591 aprovechando el calor generado en otra instalación para la reducción de la humedad y el aumento por 2015 1.204 602 3.500 1.750 tanto de su poder calorífico. 2020 1.324 662 3.850 1.925 Residuos de construcción y demolición (RCD) Los RCD son aquellos que se generan a través de la Fuente: RESA, Estudio Situación y potencial de construcción, demolición, reforma y rehabilitación valorización energética directa de residuos de edificios e infraestructuras y de la excavación. No obstante, a la luz de los nuevos compromi- Están recogidos en el Real Decreto 105/2008, por sos incluidos en la Ley 22/2011 relativos a la el que se regula la producción y gestión de los re- prevención (objetivo de reducción del 10%) y a la siduos de construcción y demolición. preparación para la reutilización, el reciclado y El PNIR estima que durante 2006 se superaron las 45 la valorización de materiales procedentes de los millones de t de este tipo de residuos, pero ya hace residuos de construcción y demolición (70%), y la salvedad de la dificultad de encontrar estadísticas de la evaluación del grado de cumplimiento de fiables acerca de la generación y gestión de RCD. estos objetivos conforme a los métodos que se 356 Análisis por tecnologías determinen comunitariamente, el MARM estable- que se corresponden con núcleos de población de cerá las orientaciones de la política de residuos un tamaño medio-grande y permiten aprovechar necesarias para cumplir con las nuevas exigencias mejor el impacto de las economías de escala. No comunitarias. obstante, esto no es impedimento para que cir- cunstancias específicas justifiquen plantas de A modo de resumen de este apartado de poten- menor tamaño. ciales, se muestran a continuación los potenciales disponibles, en términos de energía primaria, de Dados los altos costes de inversión de estas insta- los distintos flujos de residuos: laciones y su poca flexibilidad, es necesario tener Tabla 4.8.32. Potenciales disponibles en muy en cuenta a la hora de su adecuado dimen- 2020 sionamiento las políticas de gestión de residuos relativas a la prevención, la preparación para la ktep reutilización y el reciclado. Residuo % renovable renovables En cuanto a la tecnología, la incineración de resi- duos en hornos de parrillas y lecho fluidizado pue- CSR procedente den considerarse tecnologías plenamente maduras, de residuos 50 243 para las cuales no es previsible que se produzcan domésticos cambios significativos. En cambio, otros procesos Residuos domés- de tratamiento térmico como la gasificación, la pi- 50 2.125 rólisis o el plasma, aún tienen que demostrar su ticos y similares viabilidad técnica, ambiental y económica para el Residuos tratamiento de a gran escala y muy especialmente 59 460 indrustria papel para los residuos domésticos dada la variabilidad de su composición. Vehículos fuera 18 48 También se han desarrollado plantas de genera- de uso ción eléctrica a partir de residuos industriales, Neumáticos adyacentes habitualmente a la actividad industrial 25,5 10 usados generadora del residuo. El sector papelero es en Madera el que, por volumen de generación de residuos 100 408 y alto PCI de alguno de los flujos residuales (re- recuperada chazo del púlper), más instalaciones de este tipo Lodos EDAR 100 89 se han construido. Otros sectores, como el de la madera recuperada o los residuos de construcción Residuos y demolición, presentan también alto potencial construcción y 50 662 para el desarrollo de instalaciones dedicadas. demolición Al igual que las plantas de residuos domésticos, para la valorización energética de los residuos Total 4.045 industriales no peligrosos, es necesario alcanzar un umbral de capacidad mínimo, que dependien- do de la tecnología a emplear puede variar entre

4.8.4 — Análisis de costes 50.000 y 450.000 t/año. Para alcanzar estos rangos

4.8.4 Análisis de costes 50.000 y 450.000 t/año. Para alcanzar estos rangos de capacidad puede ser necesario sumar distintos Tipos de plantas tipos de residuos para la misma instalación de Durante las dos últimas décadas, el aprovecha- generación. miento de residuos domésticos y similares para Para las instalaciones de incineración de residuos producir electricidad en España se ha realizado municipales mezclados, los requisitos de la Ley en plantas con una capacidad que ha variado entre 22/2011 de residuos y suelos contaminados, rela- 120.000 y más de 500.000 t/año, cediendo el calor tivos a la eficiencia energética mínima a cumplir generado a un ciclo de vapor, que a su vez actúa de cara a poder ser consideradas operaciones sobre un grupo turbogenerador que produce elec- de valorización energética, pueden suponer un tricidad. Actualmente, la tendencia es construir impulso para el desarrollo de instalaciones de plantas de un tamaño superior a 300.000 t/año, cogeneración. 357 PER 2011-2020 En cuanto al aprovechamiento térmico de los resi- Generación eléctrica duos, las plantas tipo en las que se valorizan ener- Las tecnologías más implantadas de incineración géticamente los residuos son las cementeras, que se pueden considerar tecnologías plenamente ma- por las características de su proceso tienen gran duras, por lo que no es de esperar que se produzcan flexibilidad en cuanto a la cantidad y composición cambios significativos en los costes normalizados de los residuos a valorizar. El uso de determinado de energía. No obstante, se están consiguiendo pe- tipo de residuos en centrales térmicas, cerámicas, queñas mejoras en la eficiencia de los ciclos. Así, agroalimentarias y otros sectores industriales ya todos los escenarios considerados para incinera- cuenta con un cierto número de experiencias a ni- doras de residuos domésticos y similares apuntan vel europeo, y presenta también un amplio margen a una escasa reducción tanto de la inversión como de desarrollo en España. de los costes de operación: Figura 4.8.17. Inversión para incineradoras en función de su capacidad de tratamiento Coste de inversión en plantas Coste de inversión en plantas Coste de inversión en plantas de 150m Tm/año de 300m Tm/año de 450m Tm/año Coste de generación 150m Tm/año (M€2010) Coste de inversión 300m Tm/año (M€2010) Coste de inversión 450m Tm/año (M€2010) 300 300 300 248 248 248 248 248 223 234 200 200 200 221 209 165 165 165 165 165 198 156 149 148 140 98 98 98 98 98 132 100 100 100 92 87 82 78 0 0 0 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030 Conservador1 Base2 Optimista3 Fuente: BCG 358 Análisis por tecnologías Figura 4.8.18. Costes de operación para incineradoras en función de su capacidad de tratamiento Coste de operación en plantas Coste de operación en plantas Coste de operación en plantas de 150m Tm/año de 300m Tm/año de 450m Tm/año Coste de operación 150m Tm/año (c€2010/kWh) Coste de operación 300m Tm/año (c€2010/kWh) Coste de operación 450m Tm/año (c€2010/kWh) 15 15 15 -9% 10,8 10,2 9,8 10 9,4 9,0 10 -9% 10 -9% 6,6 6,3 6,0 5,7 5,5 4,8 4,6 5 5 5 4,4 4,2 4,0 0 0 0 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030 Fuente: BCG Por tanto, dado que para las plantas de incineración Plantas de cogeneración de residuos domésticos no se prevén aumentos ni Dentro de las posibilidades de cogeneración que en las inversiones ni en los costes de operación ofrecen los recursos energéticos tratados en este y existen ya a día de hoy iniciativas en marcha en apartado, merecen ser consideradas independien- un estado avanzado de maduración, no es preciso temente las cogeneraciones con CSR, como activi- que se aumente la retribución por kWh producido dad novedosa en España de relevante interés. que reciben. Para el caso de CSR con un PCI mayor, son ne- En el esquema retributivo actual no existe discri- cesarias cantidades inferiores para obtener una minación entre la amplia variedad de residuos po- capacidad térmica análoga a una planta de incine- tencialmente incinerables. Debido a sus diferentes ración de residuos domésticos. Así, una planta de componentes de fracción biodegradable y por tanto incineración de 100.000 t/año de residuos con un renovable, cabría la posibilidad de pequeñas oscila- PCI medio de 5.000 kcal/kg tendría una capacidad ciones en función de la variación del mismo. térmica similar a una planta de 250.000 t/año de residuos con un PCI de 2.000 kcal/kg. Para poder Salvo el caso de los residuos de madera recupe- hacer viables este tipo de plantas, que al tratar rada y especialmente en el de los residuos do- menores cantidades de residuos contarán con mésticos, el canon de tratamiento de residuos se menores ingresos por este concepto, es preciso fija en €/t y estas plantas tratan grandes cantida- buscar fuentes adicionales de ingresos. En este des de residuos, los ingresos por este concepto sentido, la posibilidad de desarrollar instalaciones (ajeno al PCI) en general son muy importantes de cogeneración, tal y como se está haciendo en (aproximadamente el 75% de los ingresos de una otros países europeos, permitiría añadir un nuevo incineradora de residuos domésticos proceden flujo de entrada a la cuenta de pérdidas y ganan- del canon de tratamiento, y un 25% de la retribu- cias. Además, por analogía con otros recursos re- ción eléctrica). Por este motivo, en este caso no novables recogidos en el Real Decreto 661/2007, se ha considerado relevante expresar los costes parece razonable incentivar, teniendo en cuenta normalizados de energía en términos de c€/kWh. el contenido biodegradable, es decir renovable, Los costes asociados a la gestión de los residuos también la cogeneración con combustibles como generados por el proceso de incineración han de los CSR. estar también internalizados. 359 PER 2011-2020 Usos térmicos El análisis de los costes de la valorización de la

4.8.5 — Barreras al desarrollo

4.8.5 Barreras al desarrollo energía térmica contenida en los residuos ha de del sector considerar como factores clave el precio y la can- tidad de los combustibles fósiles que sustituyen, la Para poder identificar adecuadamente las barreras reducción de gases de efecto invernadero que suele existentes en el sector de la valorización energéti- implicar y la inversión necesaria, en su caso, para ca de residuos, se han dividido las mismas en las adecuar las instalaciones existentes. distintas fases donde se pueden encontrar. Así, por ejemplo, para una instalación en un sector como el cerámico, en la que se pretenda sustituir Barreras para el uso de los recursos gas natural por una gasificación de madera recupe- • Escasa comunicación desde las Administra- rada con una potencia térmica instalada del orden ciones Públicas de las ventajas del uso de este de los 5 MW, se pueden obtener TIR del proyecto tipo de combustibles frente a los combustibles de aproximadamente el 9% (considerada una vida fósiles. útil de 15 años). Desde las Administraciones Públicas, a todos los Otros sectores intensivos en consumo energético niveles, se suele hacer poco hincapié en la con- y emisión de gases de efecto invernadero, como tribución positiva que puede tener este recurso el caso del sector cementero, presentan un alto energético de cara a diversificar fuentes de ener- potencial para sustituir el combustible tradicional- gía, reducir dependencia exterior y contribuir al mente empleado (coque de petróleo) por CSR y/o mix energético renovable nacional. CDR. En este caso, la inversión necesaria es muy • Políticas diferentes en relación con la valorización sensible al tipo de residuo usado como combustible: energética entre las distintas Administraciones. La diferencia entre las posibilidades de llevar a Figura 4.8.19. Inversión necesaria para usar cabo la valorización energética de residuos entre residuos como combustible en el sector cementero una CCAA y otra es notable. A pesar de compartir el mismo marco regulatorio básico (Ley 16/2002, Coste de inversión (M€2010) Real Decreto 653/2003) no existen criterios co- 15 munes a la hora de autorizar el uso de residuos 12,0 como fuente de energía. Asimismo, la diferencia 10 en la percepción del potencial de la valorización energética entre distintos órganos de la Admi- nistración General del Estado es también impor- 5 3,5 tante. En este sentido, la prioridad al depósito 0,5 en vertedero que se da en numerosos ámbitos 0 administrativos frente a la valorización ener- Harinas Neumáticos Líquidos gética, debería desaparecer en un ejercicio de cárnicas peligrosos coherencia con la legislación comunitaria, pero Fuente: BCG el fomento de dicha opción debe encuadrarse dentro de una política de prevención y gestión de Parece claro que, para que el sector cementero residuos destinadas a potenciar la prevención y en España pueda alcanzar cotas de sustitución al fomento de la preparación para la reutilización de combustibles fósiles similares a las que tie- y el reciclado. nen otros países europeos, será necesario que los • Oposición pública. productores de CSR y/o CDR puedan proporcionar La valorización energética de residuos en Espa- combustibles que cumplan con las especificaciones ña, ya sea mediante incineración o uso en hornos técnicas necesarias (granulometría, PCI y compo- industriales, sigue suscitando un rechazo tal que sición). Una vez cumplido esto, las estrategias de impide en muchas ocasiones la ejecución de los cada grupo empresarial y los análisis de rentabi- proyectos. Los argumentos varían desde la apues- lidad que tengan en cuenta los ahorros inducidos ta por ciertos modelos de gestión de residuos por el menor consumo de coque de petróleo y por (vertido cero) que resultan técnicamente inviables la reducción de emisiones de gases de efecto inver- sin el concurso de la valorización energética, al nadero, determinarán qué CSR/CDR y a qué precios miedo. Para evitar este rechazo las instalaciones resultan competitivos para este sector. 360 Análisis por tecnologías deben mantener la transparencia en el suministro • Desconocimiento de la madurez de ciertas de información que asegura el escrupuloso cum- tecnologías. plimiento de la normativa en vigor. En términos generales, existe un desconocimien- • Heterogeneidad de los residuos. to importante sobre la madurez de determinadas La gran variabilidad en cantidad y composición tecnologías de valorización (horno de parrillas, hace difícil la valorización energética de determi- lecho fluidizado, horno de clínker), así como de nados flujos de residuos en aplicaciones indus- los avanzados requisitos medioambientales que triales. Para solucionar esto, sería aconsejable han de cumplir estas instalaciones, no solo en desarrollar más la red de productores de CSR. cuanto a valores límites de emisión, sino tam- • Falta de vínculos entre el productor de CDR o CSR bién en lo relativo al control y a la periodicidad y el consumidor. de las medidas, muchas de las cuales se hacen Un potencial consumidor de CDR o CSR deberá en continuo. También hay un desconocimiento tratar de establecer una colaboración mantenida generalizado de lo exhaustivo y eficiente de los en el tiempo con el generador de los residuos, con tratamientos de depuración de gases implanta- las dificultades que esto conlleva. En ocasiones, dos en las instalaciones de incineración. puede darse el caso que el propio consumidor • Falta de alternativas tecnológicas. de la energía integre el proceso de producción A día de hoy, aparte de la incineración con las tec- de combustible en sus instalaciones. nologías mencionadas (horno de parrillas y lecho • Escaso desarrollo hasta la fecha de un mercado fluidizado, principalmente) y la co-incineración de CSR. en hornos cementeros (y, en menor medida, Salvo contadas excepciones, y probablemente centrales térmicas y sectores como el de la cal desincentivada por la propia política de gestión o el ladrillo), no existen alternativas tecnológi- de residuos a nivel nacional y autonómico, no cas consolidadas. La gasificación, la pirólisis, el existe un mercado consolidado para este tipo de plasma y la conversión en combustibles líquidos combustibles. son procesos que aún necesitan demostrar su viabilidad técnica, económica y energética para Barreras tecnológicas grandes flujos de residuos, en especial para flu- jos de gran variabilidad como son los residuos • Uso de vertederos. domésticos. Una opción que, con arreglo a la legislación comu- nitaria, debería ser minoritaria, como es el verte- Barreras en las aplicaciones dero, supone en nuestro país, contabilizando los rechazos de otras instalaciones de tratamiento, • Dificultad para combinar proyectos de generación alrededor del 70% de la gestión de los residuos. eléctrica y usos térmicos. Los costes inusualmente bajos que se pagan en Teniendo en cuenta las condiciones climáticas de determinadas zonas de España por tonelada ver- España, el aprovechamiento de la energía conte- tida suponen una desincentivación clara de la bús- nida en los residuos se ha producido en forma de queda de soluciones más eficientes tanto desde el electricidad al no existir una demanda de calor. punto de vista medioambiental como energético. Dado que una mayor eficiencia energética de las Además, estos costes no internalizan todos los incineradoras de residuos de competencia mu- costes futuros que conllevaría una correcta ges- nicipal pasa por la producción de calor y electri- tión de los mismos. cidad, en la decisión sobre la posible ubicación • Tecnologías comerciales para producción han de tenerse en cuenta la posible existencia de eléctrica. industrias u otras actividades que puedan apro- Las propiedades físico-químicas de los residuos vechar el calor. domésticos alimentados a las plantas de incine- A efectos de la legislación sobre expropiación ración impiden llevar el vapor generado hasta forzosa, la Ley 22/2011 declara de utilidad pú- unas condiciones de presión y temperatura si- blica e interés social el establecimiento o am- milares a las que se obtienen en las centrales pliación de instalaciones de almacenamiento, térmicas, por lo que el rendimiento es más bajo valorización y eliminación de residuos, entre que en un proceso convencional. Se ha de bus- las que podrían incluirse el establecimiento o car los residuos más aptos para su valorización ampliación de las instalaciones de valorización energética. energética. 361 PER 2011-2020 • Complejidad y demora de los trámites Propuestas de subvención administrativos. • Ayudas a proyectos de I+D+i (por ejemplo obten- Los trámites para la construcción y operación ción y valorización de CSR) (HGL-011). de plantas específicamente dedicadas a la va- lorización energética de residuos son múltiples, largos y complejos. Además, en muchos casos la Propuestas de financiación autorización de este tipo de instalaciones se ve • Promoción de proyectos de demostración de condicionada por motivos totalmente ajenos a las desarrollos tecnológicos innovadores (línea de necesidades reales de gestión de los residuos. financiación tipo B), tanto en lo relativo a la va- De forma análoga, aquellas empresas que quie- lorización energética de residuos y CSR como a ran emplear residuos, CDR o CSR como sustitutos la producción de CSR. De cara a la consecución de combustibles fósiles, suelen encontrar serias de los objetivos, será necesario implicar a agen- dificultades para recibir la autorización, variando tes que no han participado hasta la fecha en los notablemente éstas de una CCAA a otra. procesos de valorización energética de residuos, • Falta de experiencia en el uso de CSR en sectores y promover tanto la adaptación de las actuales industriales distintos al cementero. instalaciones de tratamiento como la creación Las experiencias en otros sectores que sí existen de nuevas destinadas a producir CSR. Dado que en otros países europeos, aún no se han produ- se trata de proyectos que pueden tener un fuerte cido en España. componente de ejemplo para los distintos secto- res, deberían ser especialmente apoyados desde

4.8.6 — Actuaciones propuestas las administraciones públicas, al objeto de valo

4.8.6 Actuaciones propuestas las administraciones públicas, al objeto de valo- rar su viabilidad técnica, económica y ambiental Propuestas normativas (HGL-013). • Adaptación del marco legal del Régimen Espe- cial, permitiendo las hibridaciones del grupo c.2 Propuestas de primas/tarifas a producción con los grupos b.6, b.7 y b.8, la co-combustión renovable del grupo c.2 y las cogeneraciones con CSR • Estudiar y analizar el actual marco retributivo (HEL-004). para las instalaciones de producción de energía • Simplificación en la medida de lo posible de los eléctrica abastecidas con residuos y adaptación trámites administrativos, incluyendo la reducción distinguiendo la misma en función de su conteni- de barreras administrativas a proyectos de I+D+i do renovable, de la existencia de aprovechamiento siempre que quede asegurado el mismo nivel de térmico simultáneo y de la naturaleza del com- control de estas instalaciones (HEL-011). bustible (CSR o no) (HEL-015). • Fomento en el marco de la política de gestión de residuos, de la valorización energética de los re- siduos más aptos para su uso como combustible Propuestas de información/formación (SRE-007). • Desarrollo de campañas de información y con- • Establecimiento de objetivos sectorizados de va- cienciación, destinadas a comunicar de forma lorización energética para determinados flujos transparente la información relativa a la gestión de residuos con contenido total o parcialmen- de los residuos y a las tecnologías de incineración y te renovable. En la línea ya abierta por el PNIR depuración de gases empleadas para incrementar para residuos como los neumáticos, puede con- la confianza de la sociedad en estos tratamientos. tribuir a la consecución de los objetivos fijados Aumento de la formación a personal de las distin- (SRE-003). tas administraciones públicas sobre procesos de • Creación de un registro de CSR e implantación valorización energética de residuos. Como agente de un sistema de aseguramiento de la calidad en involucrado en el proceso, tanto en la autorización los procesos de producción. El establecimiento de este tipo de instalaciones como interlocutor de de un registro de estas características permitiría otros agentes, es necesario que el personal de las aumentar la confianza tanto de los productores administraciones públicas cuente con información (que verían cómo se dan pasos para desarrollar actualizada, transparente y fiable (SRE-001). un mercado para este tipo de combustibles) como para los posibles consumidores (SRE-006). 362 Análisis por tecnologías Propuestas de planificación poder construir estas plantas son necesarios tanto unos largos plazos de tramitación administrativa • Mayor coordinación entre las distintas adminis- como de construcción y puesta en marcha. Estos traciones públicas, tanto a nivel nacional como largos plazos hacen que, a pesar de que las pla- autonómico, con miras a incluir en las planifica- nificaciones previstas y los estudios contratados ciones de gestión de residuos, objetivos que, tras apuntan a una mayor necesidad de instalaciones de fomentar la prevención, la preparación para la incineración, se haya sido conservador a la hora de reutilización y el reciclado promuevan la valoriza- estimar el potencial realizable durante el periodo ción energética frente al depósito de residuos en 2011-2020. vertedero. Los distintos enfoques posibles para aproximarse a la gestión de residuos pueden aca- Como ya se ha comentado, en términos de energía bar repercutiendo en una pérdida de eficiencia, renovable, la potencia instalada en España en inci- aumentando el valor añadido a la sociedad si neradoras es de 115 MW, previéndose alcanzar en desde todas las administraciones públicas se es 2020 una potencia renovable de 200 MW, equiva- capaz de impulsar unos objetivos consensuados lente a una producción de 1.500 GWh renovables. que sean coherentes con la normativa vigente La ya mencionada complejidad administrativa para (SRE-005). este tipo de plantas es la responsable de que el cre- cimiento de la potencia en funcionamiento a pleno Propuestas de estudios rendimiento se concentre en el periodo 2015-2020. • Desarrollo de las metodologías de cuantificación Hay que reseñar que este objetivo es extremada- de la fracción biodegradable y de la fracción com- mente conservador. El potencial disponible identi- bustible de las distintas corrientes de residuos. ficado y los ratios de incineración de otros países La Directiva 2009/28 despeja cualquier duda posi- europeos hacen pensar que, si se eliminaran las ble acerca de la idoneidad o no de incluir la frac- barreras no técnicas que suelen dificultar la eje- ción biodegradable de los residuos industriales cución de este tipo de instalaciones, la potencia y municipales como fuente renovable de energía. eléctrica a partir de residuos renovables instalada Dado que se trata de un recurso renovable a con- en 2020 podría ser sustancialmente mayor. siderar a partir de ahora, y que hasta la fecha no se han realizado trabajos para cuantificar ni su En lo que a usos térmicos se refiere, se considera contenido energético renovable (algo que sí se ha que la producción de CSR jugará un papel funda- realizado en países como Holanda o Dinamarca) mental en el desarrollo de las aplicaciones térmi- ni su contenido combustible, será necesario rea- cas de residuos, y que su producción aumentará lizar las campañas de muestreo y análisis nece- notablemente a lo largo del periodo. Estos tipos sarias para determinar con precisión el contenido de combustibles producidos a partir de residuos renovable y combustible de los principales flujos permitirán tanto que sectores como el cemente- de residuos (SRE-004). ro alcancen cotas de sustitución de combustibles • Realización de estudios sobre el análisis del ciclo fósiles similares a las de otros países europeos de vida de las distintas opciones de gestión de (Alemania, Suecia, Austria, Bélgica, etc.) como residuos para distintos flujos de residuos eva- que nuevos sectores (centrales térmicas de car- luando el balance económico, energético y social, bón, papel, etc.) puedan valorizar energéticamente y cuantificando las emisiones difusas de GEI que residuos. El objetivo de uso térmico de residuos implica la valorización energética respecto a otras renovables es de 350 ktep. opciones de gestión (SRE-002). Así, los objetivos para el año 2020 de consumo de energía final a partir de residuos renovables son:

4.8.7 — Objetivos

4.8.7 Objetivos Tomando como base el potencial disponible descri- to en el apartado 4.8.3, se ha estudiado qué canti- dades serían alcanzables en el año 2020. La evolución prevista para las instalaciones de ge- neración eléctrica a partir de residuos domésticos e industriales ha tenido en consideración que para 363 PER 2011-2020 Tabla 4.8.33. Objetivos de valorización energética de residuos domésticos y similares y residuos industriales renovables Potencia instalada Generación eléctrica Usos térmicos en 2020 acumulada a 2020 (MW) en 2020 (GWh/año) (ktep/año) Residuos domésticos y --- residuos industriales 200 1.500 CSR y/o CDR 350 Total 200 1.500 350 La evolución anual necesaria para conseguir el objetivo de potencia instalada, puesta en el contexto de la si- tuación del sector durante estos últimos años, es la siguiente: Figura 4.8.20. Objetivos potencia instalada (MW) 200 160 Potencia instalada (MW) 120 80 40 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año 364 Análisis por tecnologías Figura 4.8.21. Objetivos potencia instalada desglosados para residuos y CSR (MW) 200 160 Potencia instalada (MW) 120 80 40 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año CSR Residuos

4.9 — SECTOR SOLAR • Células multiunión de materiales de los grupos

4.9 SECTOR SOLAR • Células multiunión de materiales de los grupos III y V de la tabla periódica (arseniuros de indio FOTOVOLTAICO y galio). Células orgánicas • Células de diversos materiales (p.e. polímeros),

4.9.1 — Descripción del sector con un gran potencial pero aún por desarrollar

4.9.1 Descripción del sector con un gran potencial pero aún por desarrollar. Subsectores Situación actual en el mundo La energía solar fotovoltaica aprovecha la radia- ción solar para transformarla directamente en La energía solar fotovoltaica ha experimentado un energía eléctrica mediante el efecto fotovoltaico. crecimiento exponencial en los últimos años, im- Este efecto consiste en la emisión de electrones pulsada por la necesidad de asumir los retos que por un material cuando se le ilumina con radiación en materia de generación de energía se presentan. electromagnética. Este crecimiento se ha producido gracias a los Podríamos clasificar las tecnologías fotovoltai- mecanismos de fomento de algunos países que, cas atendiendo a la tipología del semiconductor como España, han propiciado un gran incremento utilizado: de la capacidad global de fabricación, distribución e instalación de esta tecnología. Silicio • Tecnología cristalina. A finales de 2010, la potencia acumulada en el mun- – Silicio monocristalino. do era de aproximadamente 40.000 MWp según da- – Silicio policristalino. tos de la European Photovoltaic Industry Association • Capa delgada de silicio amorfo, y con silicio (EPIA), de los cuales cerca de 29.000 MWp, un 72%, microcristalino. se localiza en la Unión Europea. Para los próximos años se espera que el continuo crecimiento de la Capa delgada de otros materiales última década a nivel mundial se mantenga. • Telururo de cadmio. • CIS y CIGS, diseleniuro de indio y cobre, con galio Las tres áreas de mayor interés en el mundo, se- en ocasiones. gún la potencia acumulada, son Europa (destacando 365 PER 2011-2020 Alemania y España, con más de un 52% del total que en el futuro el peso relativo de los países con mundial), Japón y EE.UU. Japón, con cerca de más potencia no será tan preponderante como en la

3.622 — MW acumulados y EE.UU., con aproximada- actualidad. Así, países como Italia, que se convierte

3.622 MW acumulados y EE.UU., con aproximada- actualidad. Así, países como Italia, que se convierte mente 2.727 MW representan el 9 y el 6,80% respec- en el año 2009 en el segundo mercado mundial, tivamente de la potencia total. En el gráfico siguiente con 711 MW instalados, y en el año 2010 se esti- se representa el histórico de la potencia acumulada man unos 2.321 MW más. En Europa, la Repúbli- a nivel mundial en los últimos años, apreciándose ca Checa, que instaló en 2009 411 MW y en 2010 claramente el crecimiento exponencial. aproximadamente unos 1.490 MW, y Bélgica, con 210 MW en 2010. Japón y Estados Unidos siguen A corto plazo es previsible que esta distribución del manteniéndose en sus posiciones con 990 y 980 MW mercado se mantenga, si bien hay países que em- instalados respectivamente. piezan a despuntar, lo cual hace suponer también Figura 4.9.1. Potencia acumulada en el mundo a 2010 45 39,529 40 35 30 25 22,900 (MW) 20 15,655 15 9,492 10 6,980 5,399 3,961 5 1,790 2,261 2,842 1,459 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 China Estados Unidos Región Asia-Pacífico Japón Resto del mundo Unión Europea Fuente: EPIA Los datos más relevantes de la industria solar fo- • El 79% de la potencia mundial instalada en 2010 tovoltaica en el mundo son: fue en la Unión Europea, con más de 13.240 MW. Dentro de la Unión Europea el mercado alemán • Los países principales por potencia instalada en fue claramente el preponderante representando 2010, por orden, fueron: Alemania (7.408 MW), el 59% de todo el mercado europeo. Italia (2.321 MW), República Checa (1.490 MW) • Japón ha instalado 990 MW en 2010, llegando a Japón (990 MW) y EE.UU. (980 MW). una potencia total instalada de 3,6 GW. • La potencia mundial instalada en el año 2010 • EE.UU. instaló 980 MW en 2010, alcanzando fue de 16.600 MW, lo que supuso un incremento aproximadamente los 2,7 GW. del 72% de la potencia mundial acumulada con • Italia, con una potencia total acumulada de 3,4 GW respecto al año 2009. se convierte en el segundo mercado mundial 366 Análisis por tecnologías en el año 2009 y 2010, habiendo instalado 711 y En el año 2010, aproximadamente el 87% de las

2.321

2.321 MW respectivamente. Aparecen nuevos ac- células se fabricaron con silicio, de las cuales con tores como China, con 520 MW acumulados, y la silicio monocristalino el 33,2%, con policristalino India con 30 MW. el 52,9%, y con amorfo el 5%; el 5,3% con teluru- ro de cadmio, el 1,2% con cobre, selenio e indio En 2010 se alcanzó una producción mundial de cé- (CIS), y el 2,4% restante con otras tecnologías, lulas fotovoltaicas de 27.213 MW. Los primeros fa- según datos de la revista especializada Photon bricantes de células fotovoltaicas en el mundo han International. sido Suntech Power (5,8% del mercado mundial), JA Solar (5,4%), First Solar (5,2%), Trina Solar (3,9%), La evolución mundial de la producción de células Q-Cells (3,7%), Yingli (3,6%), Motech (3,5%), Sharp solares en la última década, según las tecnologías (3,3%), Gintech (3,0%) y Kyocera (2,4%). usadas, se representa en la siguiente figura. Figura 4.9.2. Producción mundial de células fotovoltaicas por tecnologías en porcentaje 33,2 42,2 38,3 37,8 40,8 37,4 34,6 36,4 32,2 36,2 38,4 43,3 42,1 48,2 50,2 51,6 57,2 54,7 52,3 46,5 45,2 47,7 43,2 52,9 0,5 0,2 0,2 0,2 0,2 0,6 3,3 2,9 2,6 0,3 0,5 0,1 0,9 0,8 0,7 0,4 0,2 0,2 1,1 1,1 1,4 2,7 2,2 1,5 1,4 9,0 1,2 6,4 5,3 12,3 9,6 8,9 6,4 4,5 0,5 4,7 1,0 1,7 1,6 4,4 4,7 5,2 5,1 6,1 5,0 4,7 4,1 4,3 5,6 4,6 4,4 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Mono c-Si CIS Multi c-Si Ribbon c-Si CdTe Otros a-Si/µc-Si Fuente: Photon Internacional Situación actual en la UE En Europa, según datos de EurObserv’ER, la po- tencia instalada ascendía a finales de 2010 a

29.327 — MWp, repartidos entre 29.173 MWp de ins

29.327 MWp, repartidos entre 29.173 MWp de ins- talaciones conectadas a red y 154 MWp de instala- ciones aisladas de la red eléctrica. En la siguiente figura se muestra las potencias acumulada en 2010 en los principales países de la Unión Europea: 367 PER 2011-2020 Figura 4.9.3. Potencia acumulada en Europa al cierre de 2010 Portugal 130 Eslovaquia 143 Grecia 205 Bélgica 787 Francia 1.054 República Checa 1.953 Italia 3.478 España 3.787 Alemania 17.370 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000 Potencia acumulada (MW) Fuente: IDAE, EurObserv´ER Alemania es el país de la Unión Europea con mayor políticas, ha alcanzado unos 711 MW instalados en potencia fotovoltaica acumulada, con 17.370 MW el año 2009 y un total acumulado en el año 2010 instalados en 2010. Domina claramente el mercado de 3.478 MW. europeo, representando el 59% de éste. España, con 3.787 MW acumulados, es el segundo país por Situación actual en España potencia acumulada en 2010. España se sitúa como el segundo país a nivel mun- En el año 2008 España fue el primer país por dial, tras Alemania, en potencia instalada. La po- potencia instalada, con 2.705 MW, frente a los tencia total acumulada en el año 2010 alcanzó los

1.809 — MW de Alemania, que fue el segundo país 3.787 MW

1.809 MW de Alemania, que fue el segundo país 3.787 MW. del mundo. La potencia instalada en España en 2009 no obtuvo un incremento tan fuerte como en A continuación se muestra la evolución de poten- el año anterior debido al cambio de regulación del cia instalada anualmente y la total acumulada en sector. El cierre de 2010 muestra un incremento España conectada a red hasta 2010. con respecto a 2009. Entre el resto de países destacan Italia, República Checa, Bélgica y Francia, que estudian políticas de desarrollo a semejanza de Alemania y España. Es de destacar en este sentido al gobierno italiano, que mediante la aprobación del Nuevo Conto, fija una prima fija adicional al precio de mercado de la energía. Esta prima varía según el nivel de inte- gración de la instalación y es válida durante los 20 primeros años de explotación. El crecimiento del sector fotovoltaico en Italia, por tanto, se asienta bajo las premisas de incentivos y la simplificación de los trámites administrativos. Italia, con estas 368 Análisis por tecnologías Figura 4.9.4. Potencia instalada y acumulada por año en España Miles Miles 3,0 3.787 4,0 3.418 3.397 3,5 2,5 Potencia instalada (MW) Potencia acumulada (MW) 3,0 2,0 2,5 1,5 2,0 2.707 1,5 1,0 690 1,0 0,5 146 12 16 21 27 37 60 0,5 2 4 5 7 10 23 86 544 21 369 0,0 0,0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Potencia instalada Potencia acumulada Fuente: IDAE Marco de desarrollo incrementa en el mismo porcentaje que se reduzca la tarifa para cada tipología de instalación definida. En agosto de 2007 se superó el 85% del objetivo de incremento de 363 MW previsto para el periodo Los proyectos que concurran al PREFO deben 2005-2010 en el Plan de Energías Renovables 2005- aportar la autorización administrativa, la licencia 2010 (PER), por lo que se estableció un plazo de 12 de obras, el punto de conexión concedido por la meses durante el cual las instalaciones que fueran compañía eléctrica y el resguardo de la constitución inscritas en el Registro administrativo de Instala- de aval en la Caja General de Depósitos de 50 €/kW, ciones de Producción en Régimen Especial (RIPRE) en el caso de instalaciones en edificación menores tendrían derecho a la tarifa regulada establecida en de 20 kW, y de 500 €/kW en los demás casos. Al ad- el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. judicar los proyectos en cada convocatoria, se tiene en cuenta la fecha más reciente de esos documen- Pasados estos 12 meses, mediante el Real Decreto tos, para ordenar las solicitudes cronológicamente 1578/2008 se definió un nuevo régimen económico, y dar preferencia a las más antiguas. además de la creación de un Registro de reasigna- ción de retribución para la tecnología fotovoltaica Se establecen dos tipologías de instalaciones, una (PREFO), que afecta a las instalaciones que se ins- para aquellas sobre edificaciones y otra para el resto, criban definitivamente en el RIPRE a partir de sep- cada una con sus correspondientes cupos y tarifas. tiembre de 2008. Este nuevo marco se basa en un La tipología de instalaciones sobre edificios con- sistema de cupos crecientes y tarifas decrecientes, templa dos subgrupos de instalaciones: las meno- que potencia las instalaciones sobre edificaciones res de 20 kW y las que tienen entre 20 kW y 2 MW. y garantiza el cumplimiento, sin desviaciones, de La segunda tipología agrupa al resto de instala- la planificación energética. ciones no situadas sobre edificaciones urbanas, y Se establece para 2009 un cupo de potencia base permite instalaciones con un máximo de 10 MW. de 400 MW y un cupo extra de 100 MW. El cupo base Las tarifas descienden alrededor de un 10% anual, para 2010 es de 413 MW, y el extra de 60 MW. A par- dependiendo del modo en que se cubran los cupos tir de 2011 no existe cupo extra, y el cupo base se asignados. 369 PER 2011-2020 Tabla 4.9.1. Grupos definidos en el RD 1578/2008 Potencia Tipología de instalaciones I.1 P ≤ 20 kW Cubiertas o fachadas con usos: residencial, servicios, comercial, industrial, agropecuario. Tipo I Aparcamientos de esos usos. I.2 20 kW ≤ P ≤ 2 MW (Parcela con ref. catastral urbana) Tipo II II P ≤ 10 MW Resto, no incluidas en tipo I Fuente: IDAE El Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre I el Real Decreto 1011/2009, de 19 de junio, por de 2010, modifica la tipología tipo I especificando el que se regula la Oficina de Cambios de Sumi- que en el interior de las instalaciones debe haber nistrador, en su disposición final cuarta, amplía el un punto de suministro de potencia contratada límite de potencia máxima para instalaciones tipo por al menos un 25% de la potencia nominal de I hasta 10 MW, si bien a efectos de inscripción en la instalación. Se excluyen expresamente del tipo una convocatoria se mantiene el límite de 2 MW. I las instalaciones ubicadas sobre estructuras de El marco de tarifas y cupos se muestra en la si- invernaderos y cubiertas de balsas de riego y si- guiente tabla para el año 2009: milares. También con respecto a la tipología tipo Tabla 4.9.2. Tarifas y cupos para las convocatorias de 2009 2009 Tipo 1C 2C 3C 4C I.1 34,0000 34,0000 34,0000 34,0000 Tarifa I.2 32,0000 32,0000 32,0000 32,0000 (c€/kWh) II 32,0000 30,7189 29,9113 29,0857 Cupo Inscrito Cupo Inscrito Cupo Inscrito Cupo Inscrito I.1 6,675 1,669 6,675 3,631 6,675 2,786 6,675 4,670 Cupo I.2 60,075 20,916 60,075 31,691 60,075 35,601 60,075 60,104 (MW) II 58,250 66,113 94,552 94,718 89,512 90,411 85,620 89,955 Fuente: IDAE Durante el año 2010 se han cubierto los cupos de todas las tipologías, reduciéndose las tarifas aso- ciadas aproximadamente un 10%. 370 Análisis por tecnologías Tabla 4.9.3. Tarifas y cupos para las convocatorias de 2010 2010 Tipo 1C 10 2C 10 3C 10 4C 10 I.1 34,0000 33,4652 33,0597 32,1967 Tarifa I.2 31,1665 30,3099 29,5200 28,6844 (c€/kWh) II 28,1045 30,3099 26,5509 25,8602 Cupo Inscrito Cupo Inscrito Cupo Inscrito Cupo Inscrito I.1 6,675 6,016 6,653 5,760 6,675 6,682 6,537 6,548 Cupo I.2 61,640 62,522 61,439 61,480 61,640 63,090 60,401 61,434 (MW) II 50,033 50,894 51,339 52,380 52,105 52,114 52,288 52,609 Fuente: IDAE En el caso de que para cada tipo se inscriba menos Se define el número de horas equivalentes de del 75% de su cupo, la tarifa correspondiente se funcionamiento de una instalación como el co- mantiene para la siguiente convocatoria, lo que ha ciente entre la producción neta anual expresada ocurrido para los tipos I.1 y I.2 en 2009. Si se cumple en kWh y la potencia nominal de la instalación más del 75% la tarifa se reduce proporcionalmen- expresada en kW. te a la potencia inscrita, siendo la reducción cero En la siguiente tabla se muestran las horas equiva- si se inscribe exactamente el 75% del cupo, y del lentes establecidas por el Real Decreto-ley 14/2010. 2,6% si se inscribe exactamente el 100% del cupo. Esto es lo que ha sucedido en la tipología II desde la creación del PREFO, y en la tipología I desde 2010. Existe un mecanismo establecido que permite traspasar entre ambos grupos la potencia que no se asigne en uno de ellos. Adicionalmente a la reducción de tarifas estable- cida por el Real Decreto 1578/2008, a partir de la segunda convocatoria de 2011 se aplicará la reduc- ción de tarifas extraordinaria establecida en el Real Decreto 1565/2010, que reduce un 5% las tarifas de la tipología I.1, un 25% la tarifa de la tipología I.2, y un 45% la tarifa de la tipología II. En la actualidad el Real Decreto-Ley 14/2010, de 23 de diciembre, limita las horas equivalentes de fun- cionamiento de las instalaciones fotovoltaicas con derecho a percibir el régimen económico primado que tengan reconocido. Las horas equivalentes de referencia se definen en función de la zona solar climática según la radiación solar media en España establecidas en el Real Decreto 314/2006. 371 PER 2011-2020 Tabla 4.9.4. Horas equivalentes Real Decreto-Ley 14/2010 Horas equivalentes de referencia/año Tecnología Zona I Zona II Zona III Zona IV Zona V Instalación fija 1.232 1.362 1.492 1.632 1.753 Instalación con seguimiento a 1 eje 1.602 1.770 1.940 2.122 2.279 Instalación con seguimiento a 2 ejes 1.664 1.838 2.015 2.204 2.367 Fuente: IDAE Asimismo, el Real Decreto-Ley 14/2010 limita de for- y centros tecnológicos. Todas estas empresas se ma extraordinaria y temporal la retribución para las agrupan en distintas asociaciones, siendo las prin- instalaciones con inscripción definitiva en el RIPRE cipales la Asociación de la Industria Fotovoltaica anterior al 29 de septiembre de 2008 y acogidas al (ASIF), la Asociación Empresarial Fotovoltaica (AEF) Real Decreto 661/2007. La limitación se realiza hasta y la Asociación de Productores de Energías Reno- 2013 incluido, ampliándose como contrapartida has- vables (APPA) en su sección fotovoltaica, unidas ta 30 años el derecho a percibir las tarifas reguladas. a la fecha de edición de este documento en una Tabla 4.9.5. Horas equivalentes Real federación, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF). Decreto-Ley 14/2010 Según la ASIF, en total 41 empresas están afincadas en España fabricando células, módulos, inversores Horas equivalentes y seguidores. La producción está particularmente Tecnología de referencia/año concentrada para inversores y seguidores. Para in- versores tres empresas acapararon más del 80% Instalación fija 1.250 de la producción y, para seguidores, dos empresas produjeron el 50% del total. En cambio en módulos Instalación con hay menor concentración. En total 20 empresas 1.644 seguimiento a 1 eje produjeron células o módulos en España en 2008. Produjeron 195 MW en células y 498 MW en módu- Instalación con 1.707 los, el 7% de la producción mundial, la gran mayoría seguimiento a 2 ejes de silicio cristalino. Fuente: IDAE Las empresas más representativas como fabrican- tes de módulos, sin ser exhaustivos, son: Aleo Solar, Sector industrial Atersa, Cuantum Solar, Gadir Solar, Génesis Solar, Guascor Fotón, Isofotón, Pevafersa, Siliken, Solaria, El sector de la industria solar fotovoltaica en Es- T-Solar y Unisolar. paña estaba compuesto en 2009 por cerca de 500 empresas46 que abarcan todas las actividades re- Como fabricantes de silicio y obleas destacan Fe- lacionadas con la industria. Directamente, desde rroatlántica, Ferrosilicio Solar, Siliken, Pevafersa, empresas fabricantes de células, módulos, inver- Silicio Solar y DC Wafers. Finalmente, como fa- sores y seguidores, hasta indirectamente, empre- bricantes de células de silicio destacar Cell Celis, sas fabricantes de sistemas asociados (baterías, Isofotón y Pevafersa. protecciones, monitorización), distribuidores, in- La industria española es líder en distintos subsec- genierías, consultorías, formación, instaladores, tores como el de fabricación de seguidores, con mantenimiento, promoción, servicios financieros Estimación según número de asociados a la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF) en 2009 publicado en su página 46 web 372 Análisis por tecnologías desarrollos propios y patentes a nivel internacional, o en los sistemas de energía solar de concentración.

4.9.2 — Perspectivas de

4.9.2 Perspectivas de En cuanto a las actividades de investigación, exis- evolución tecnológica ten en España aproximadamente unos 30 centros Durante muchos años el efecto fotovoltaico no tuvo (universidades, centros privados y centros públicos) aplicación comercial, hasta que en 1954 los Labora- que se dedican a la actividad de I+D en el campo torios Bell descubrieron, de manera accidental, que de la energía fotovoltaica. Destacan el Instituto de los semiconductores de silicio dopados con ciertas Energía Solar (IES) de la Universidad Politécnica impurezas eran muy sensibles a la luz; comienza de de Madrid, el Instituto de Sistemas Fotovoltaicos esta manera la era moderna de la tecnología solar de Concentración (ISFOC) en Puertollano, CIEMAT, fotovoltaica. Desde entonces el desarrollo ha sido CENER, diferentes universidades como, por ejem- constante, reduciéndose los costes de los sistemas plo, la Universidad de Jaén, etc. de generación eléctrica solar fotovoltaica. Figura 4.9.5. Evolución de la eficiencia de células por tecnologías Best research-cell effciencies Boeing-Spectrolab 48 (lattice matched, 364x) Spire Fraunhofer ISE Semiconductor (metamorphic, 454x) (metamorphic, 44 Boeing-Spectrolab 406x) (metamorphic, 240x) 42,4% Boeing-Spectrolab 40 NREL (metamorphic, 179x) (inverted, metamorphic) NREL (inverted, Boeing- metamorphic, Spectrolab Boeing- 325.7x) 36 Spectrolab Spectrolab 35,8% NREL/ NREL (inverted, Sharp metamorphic, (IMM, Japan Spectrolab 32 NREL Energy 1-sun) IES-UPM 1-sun) 32,6% Efficiency (%) Varian Varian NREL Spectrolab Amonix (1026x) (4.0 cm2 28,8% (205x) (216x) SunPower (92x) Radboud 28 NREL (96x) Univ. Fraunhofer 27,6% Stanford ISE (232x) IBM (140x) Kopin FhG-ISE Radboud 25,0% 24 (T.J. Watson research center) Varian Spire UNSW Univ. 23,0% UNSW UNSW UNSW Sanyo Sanyo Sanyo Stanford UNSW UNSW/ Sanyo Sanyo Spire Georgia Eurosolare ZSW 20,4% 20 Sandia Westing-ARCO UNSW Georgia Georgia Tech Tech 20,3% UNSW Tech NREL ZSW National house NREL NREL NREL NREL NREL NREL Sharp Lab Univ. 16 RCA No. Carolina University Stuttgart (large-area) United Solar 16,7% So. Florida NREL AstroPower NREL (45 um thin- NREL Mobil State Univ. Euro-CIS (small-area) (aSi/ncSi/ncSi) Kodak Solarex ARCO Boeing film transfer) (CdTe/CIS) solar 12,5% 12 Boeing Boeing Photon Energy IBM 11,1% Matsushita Monosolar AMETEK United Solar Sharp (CTZSS) 9,7% EPFL Kaneka 8 Kodak Boeing ARCO United Solar EPFL (2 um NREL/Konarka Konarka 8,1% RCA Solarex on glass) Univ. Linz Boeing Solarmer University EPFL EPFL 4 of Maine RCA RCA Groningen Siemens Plextronics RCA RCA University Linz University RCA RCA Linz 0 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Multijunction concentrators Crystalline Si cells Thin-Film Technologies Energing PV Three-junction Single crystal Cul (In,Ga) Se2 Dye-sensitized cells (2-terminal, monolithic) Multicrystalline CdTe Organic cells Two-junction Thick Si film Amorphous Si:H (stabilized) (various technologies) (2-terminal, monolithic) Inorganic cells Silicon Nano-, micro-, poly-Si Single–Junction GaAs heterostructures Multijunction polycrystalline Single crystal (HIT) Concentrator Thin film Fuente: NREL 373 PER 2011-2020 Perspectivas de desarrollo comunes Se prevé una mejora de la eficiencia de los módulos en los próximos años. Para el caso de silicio cris- El principal objetivo de la investigación, el desa- talino, se espera una eficiencia de entre el 17 y el rrollo tecnológico, y la innovación de todo el sec- 22% en 2020, desde el 14% de media actual. Para tor se resume en desarrollar nuevos materiales, capa delgada, se puede alcanzar una eficiencia de equipos e instalaciones completas que permitan el entre el 16 y el 17% en 2020, desde el 10% actual. descenso de los costes de producción de energía En ambos casos, la evolución prevista supone con- eléctrica con la tecnología fotovoltaica y que po- tinuar la curva de experiencia histórica. sibiliten una integración en el sistema eléctrico a gran escala. Un incremento de la eficiencia de los módulos del 100% puede reducir el coste entre un 40-70% según Se han identificado una serie de acciones o “pa- las tecnologías. Analizando la repercusión del au- lancas” que pueden permitir la reducción de los mento de eficiencia de los módulos sobre el coste costes de inversión: de producción, podemos ver cómo con cada punto • Por una parte, la mejora de la eficiencia permite de eficiencia que se incremente se reduce el coste incrementar la potencia por m2 de módulo, lo que de producción entre un 3 y un 10%. limita el coste por MWp y los costes del resto de En la actualidad, la tecnología de capa delgada de equipos del sistema al ocupar menos espacio la silicio es la que presenta mayor recorrido de reduc- misma potencia. ción de costes debido al incremento de la eficiencia. • Por otra parte, la reducción de los costes de fa- No obstante, cualquier avance significativo en otra bricación propiamente dichos por m2 en el caso tecnología fotovoltaica permitirá nuevos desarro- de los módulos. llos que pueden variar estas perspectivas. Figura 4.9.6. Coste de producción frente a eficiencia de los módulos por tecnologías 2,0 1,5 1,4 1,3 1,0 1,0 0,7 0,5 0,0 % 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 a-Si CdTe CIGS C-Si Eficiencia y costes de producción actuales Fuente: BCG 374 Análisis por tecnologías La relación presentada entre eficiencia y costes Para obtener silicio con suficiente pureza se debe de producción representa los valores mínimos de separar primero del oxígeno no deseado del dióxido, y costes acordes a las eficiencias; por tanto, no se para ello se introduce la “arena de cuarzo” junto con descartan valores de costes mayores debido a fac- “polvo de carbono” en un crisol donde se funden. De tores coyunturales de mercado como, por ejemplo, esta manera se obtiene el denominado silicio meta- la escasez de polisilicio en 2007 y 2008. lúrgico con una pureza de aproximadamente el 98%. Este silicio no es de la suficiente pureza como para Tecnología basada en el silicio que pueda ser utilizado con fines electrónicos, ya Las células cristalinas están formadas fundamen- que para estas aplicaciones se exige una concen- talmente por silicio, siendo éste el material más tración de impurezas inferior a 0,2 ppm (partes por abundante en la Tierra después del oxígeno. No se millón). Con este motivo se purifica el silicio me- encuentra en estado puro, sino unido químicamen- talúrgico mediante procesos químicos. A partir de te al oxígeno en forma de dióxido de silicio (sílice). silicio purificado se produce el silicio cristalino en De manera industrial se obtiene mayoritariamente lingotes mediante diferentes métodos (Czochralsky del cuarzo. para obtención de silicio monocristalino, fusión en bloques para obtención de silicio policristalino, etc.). Figura 4.9.7. Cristalización por método Czochralsky Cristalización por el metodo “czochralsky” Semilla para el crecimiento Cristal de silicio crecido Crisol de cuarzo Cámara de agua refrigeradora Protector calorífico Calentador de carbón Crisol de grafito Soporte del crisol Bandeja de desramado Electrodo Fuente: SODEAN y CENTESIL A partir del lingote de silicio cristalino o policrista- del silicio para obtener una superficie que absorba lino se obtienen las obleas, mediante corte del mis- con más eficiencia la radiación solar incidente. mo. El espesor de las obleas ha ido descendiendo Posteriormente se procede a la formación del se- de manera continua, situándose actualmente entre miconductor, para lo cual es necesario dopar, o 150 y 200 µm. introducir impurezas, en la red cristalina estable Una vez obtenida la oblea es necesario mejorar su del silicio. Por un lado se forma el semiconductor superficie, que presenta irregularidades y defectos tipo p, dopando la oblea con un elemento que tiene debidos al corte, además de retirar de la misma los un electrón menos que el silicio, el boro. Por otro restos que puedan haber quedado (polvo, virutas), lado se forma el semiconductor tipo n, dopando mediante el proceso denominado decapado. la otra cara del silicio con fósforo, el cual tiene un electrón más que el silicio. De esta manera se Con la oblea limpia, se procede al texturizado de la forma una unión PN que permitirá que, gracias a la misma (solo para células monocristalinas, ya que energía de la luz, un electrón “salte” de una capa a las células policristalinas no admiten este tipo de otra formando una corriente eléctrica. procesos), aprovechando las propiedades cristalinas 375 PER 2011-2020 Figura 4.9 8. Estructura cristalina del silicio (izq.) y silicio dopado con boro y fósforo (dcha.) Semiconductor tipo p Semiconductor tipo n Electrón de valencia Enlace Hueco Electrón libre Átomo de Silicio Átomo de Boro Átomo de Silicio Átomo de Fósforo Fuente: IDAE El siguiente paso es la formación de los contactos • Incremento de la eficiencia de las células, gracias metálicos de la célula, en forma de rejilla en la a mejoras en diferentes pasos de la fabricación cara iluminada por el Sol, y de forma continua en de la célula, a la menor ocupación de superficie la cara posterior. La formación de los contactos en de los contactos eléctricos, y a la combinación, o la cara iluminada se realiza mediante técnicas se- a la eliminación de los mismos en la superficie rigráficas, empleando en ocasiones la tecnología expuesta al sol. láser para obtener contactos de mejor calidad y • Incrementos en la eficiencia de los módulos, a que ocupen menor espacio. Las últimas tecnologías través de mejoras en los conexionados de células, solo emplean contactos posteriores, alcanzando las en la selección más uniforme de las mismas, etc. máximas eficiencias al eliminar de la cara ilumina- da la sombra producida por los contactos. Tecnologías de capa delgada Finalmente, puede procederse a añadir una capa Los procesos de fabricación de células solares de antirreflexiva sobre la célula, con el fin de mejorar película delgada se han desarrollado fuertemente a las posibilidades de absorción de la radiación solar. partir de los años noventa. El método más desarro- Una vez fabricada la célula, se procede a su com- llado consiste en cubrir un sustrato (en la mayoría probación, clasificación, conexionado, encapsulado, de los casos vidrio) con una capa muy fina de un y montaje final de los módulos. semiconductor sensible a la radiación (fotoactivo). Aproximadamente el 90% de las células solares Se emplean procesos de deposición, como el méto- fotovoltaicas vendidas en 2009 son de células de do “Sputter” (pulverización catódica), o procesos de silicio (monocristalinos, policristalinas o de silicio baños electrolíticos. Como material semiconductor amorfo), lo que da una idea de su importancia co- se utiliza silicio amorfo, CuInSe2 (CIS), CdTe, Cu, In, mercial actual. Ga y Se (CIGS). Las principales evoluciones tecnológicas que se Capa delgada de silicio pueden dar son: Debido a la gran absorción de la radiación de estos materiales basta con espesores menores de 0,001 • Mejoras en la obtención de silicio purificado, de gra- mm para la transformación de la radiación solar en do solar o electrónico. En este sentido es importante electricidad. La temperatura que se alcanza en el destacar los desarrollos en este campo, en el cual proceso de fabricación de células de película del- hay empresas españolas, como Ferroatlántica, lide- gada de silicio es de unos 200-500ºC frente a los rando proyectos de fabricación, utilización y carac- 1.500 ºC que se necesitan en el caso de células de terización de silicio fotovoltaico por vía metalúrgica. silicio cristalino. • Mejoras en los métodos existentes y nuevos mé- todos para la cristalización del silicio purificado. El poco material y la baja energía consumida, junto • Mejoras en la fabricación de obleas, con espe- a la posibilidad de un alto grado de automatización sores cada vez menores y mejor y más uniforme del proceso, ofrecen un considerable potencial de dopado con boro. reducción de costes frente a la tecnología de silicio 376 Análisis por tecnologías cristalino, que se encuentra en una etapa de ma- conductora ventana tipo n de CdS y a continuación durez más avanzada. una capa conductora absorbente tipo p de CdTe. Una diferencia en la fabricación de paneles de sili- Los procedimientos de elaboración empleados son cio amorfo con respecto a la fabricación de paneles procedimientos sencillos como serigrafía, separación cristalinos afecta al proceso de fabricación, que en galvánica o spray. Para módulos de grandes dimen- el caso de paneles de silicio amorfo une, en una siones se emplean procedimientos de evaporación única etapa, un conjunto de etapas que en el pro- en los que se mantienen suficientemente alejados ceso de producción de módulo cristalino se separan la fuente de vapor y el sustrato. La separación de las en distintas etapas industriales. capas de CdS y de CdTe se lleva a cabo a unas tem- peraturas de unos 700 ºC mediante proceso de vacío. En los últimos años se han iniciado en España di- versas iniciativas industriales para la producción El principal inconveniente radica en la toxicidad del de módulos de silicio amorfo, destacando: cadmio. Sin embargo la unión CdTe no es tóxica y sí muy estable. Los riesgos medioambientales y • Grupo Unisolar: produce módulos fotovoltaicos de salud sólo aparecen en estado gaseoso, por lo en su planta de Béjar (Salamanca) con una ca- que es necesario un exhaustivo control durante la pacidad instalada en el año 2009 de 10 MWp/año, etapa de fabricación y reciclado, y además durante ampliando a 20 MWp/año en el año 2010. la explotación para prevenir incendios que puedan • Grupo T-Solar: produce módulos fotovoltaicos provocar combustión accidental de los módulos. en su planta de Orense con una capacidad de 45 MWp/año en 2010. Capa delgada multiunión (células III-V) • Gadir Solar: produce módulos fotovoltaicos en su Las células multiunión son las fabricadas con ma- planta de Puerto Real (Cádiz) con una capacidad teriales de los grupos III y V de la tabla periódica de producción de 45 MW/año. (arseniuros de indio y galio). Son células altamente eficientes que han sido concebidas para ser utili- Capa delgada de Cobre-Indio-Diselenio (CIS) zadas en aplicaciones especiales que requieren un El material semiconductor activo en las células so- alto rendimiento como los satélites, vehículos de lares CIS es el diseleniuro de cobre e indio (CuIn- exploración espacial, etc. Se2). En ocasiones se utiliza el CIS unido al galio (CIGS) obteniendo rendimientos superiores. Estas células multiunión constan de múltiples capas delgadas, cada una constituida por un semiconduc- Para la fabricación de células se toma el sustrato tor diferente. Una célula de triple unión, por ejem- de vidrio en primer lugar y mediante pulverización plo, podría estar compuesta por GaAs, Ge y GaInP2. catódica se coloca una capa delgada de molibdeno que actúa como electrodo posterior. La capa absor- Cada tipo de semiconductor se caracteriza por bente tipo p CIS se crea en una cámara de vacío a una banda de energía, que le hace más sensible una temperatura de 500 ºC al evaporarse simultá- a absorber radiación electromagnética de una de- neamente el cobre, el indio y el selenio. Otra posi- terminada región del espectro solar. Los semicon- bilidad sería colocando los elementos individuales ductores se escogen cuidadosamente para que se en capas sucesivas. complementen y logren absorber el mayor rango posible del espectro solar. De todas las células de película delgada, la tecno- logía CIS es una de las que mayor rendimiento ofre- Las células multiunión de GaAs son las células sola- cen hoy en día. Desde el punto de vista económico res más eficientes hasta la fecha, alcanzando valores actualmente no son una alternativa clara frente al superiores al 40% en laboratorio, aunque también silicio cristalino o a otras tecnologías de capa delga- son las más costosas de producir, por lo que son da, aunque se espera una reducción de costes en su habituales en tecnologías de alta concentración, producción. El rendimiento que se alcanza con esta donde la sustitución del elemento activo por ele- tecnología es del 10-12% (rendimiento del módulo). mentos ópticos de concentración es más rentable. Células telururo de cadmio (CdTe) Con carácter general para todas las tecnologías La elaboración de células solares de telururo de de capa delgada (salvo para las células de triple cadmio se consigue a partir de un sustrato con unión) las perspectivas tecnológicas pasan por el una capa conductora transparente, generalmente incremento de la eficiencia, ya que los menores de óxido de estaño. Se coloca sobre ésta una capa costes de producción de módulos de capa delgada 377 PER 2011-2020 se ven compensados con mayores costes de cablea- perspectivas de futuro. La concentración fotovol- dos, estructuras, terrenos, etc., debido a la menor taica se ha convertido en una herramienta que eficiencia de estas tecnologías con respecto a las permitirá utilizar células de muy alta eficiencia, de silicio cristalino. aunque sean muy sofisticadas, pues el coste uni- tario se podrá reducir mediante un alto factor de Las líneas de desarrollo se centran en mejorar los concentración. procesos de deposición/dopado de elementos en la fabricación de células solares (aumentando el Los elementos que constituyen estos sistemas son: ratio de deposición), y en el desarrollo avanzado del • Célula solar: se usan básicamente células mul- proceso industrial y de la producción a gran escala tiunión, que alcanzan eficiencias del 40%. de estas tecnologías. • Sistema óptico: los mecanismos de concentra- Así mismo, las mejoras en el control de la degra- ción solar pueden realizarse mediante lentes o dación inicial en los módulos de película delgada espejos, que refractan o reflejan la luz sobre el de silicio dotarán de mayores eficiencias a estas receptor que alberga la célula. El factor de con- tecnologías. centración puede ser de unas decenas, que se denomina baja o media concentración, a un mi- Tecnologías de concentración fotovoltaica llar (1.000x), reduciéndose en la misma medida el área de célula necesaria para entregar una Son tecnologías fotovoltaicas que usan sistemas determinada potencia. ópticos de concentración de la radiación solar so- • Seguidor solar: en los sistemas de concentra- bre células solares altamente eficientes. Utilizan ción es necesario hacer uso de un sistema que la radiación solar directa y necesitan sistemas de permita mantener a la célula enfocada al Sol, es seguimiento solar bastante precisos. decir, necesita seguir la trayectoria del mismo en España es el primer país del mundo por potencia todo momento. instalada de sistemas comerciales de concentra- El mercado mundial de concentración solar foto- ción fotovoltaica, existiendo una industria asociada voltaica se estima en 25 MW hasta 2009. En la ac- potente a nivel mundial. Las principales empresas tualidad España tiene la mayor cuota de mercado fabricantes en España son Guascor Fotón, Isofotón, mundial, cuenta con el 65% del total, seguida por Sol 3G (Abengoa Solar), Abengoa Solar, BSQ Solar, EE.UU. con el 10% y Australia con el 11%. Concentración Solar la Mancha, Soltec y Zytech Solar. Así mismo, en Puertollano se encuentra el Sin embargo, las tecnologías de concentración Instituto de Sistemas Fotovoltaicos de Concentra- fotovoltaica podrían tener dificultades para atraer ción (ISFOC), líder en el ensayo y caracterización capital inversor en proyectos en un escenario de de estos equipos. precios bajos de los módulos convencionales de silicio o capa delgada, sin una regulación específi- La tecnología de concentración fotovoltaica pre- ca que ayude a esta tecnología a alcanzar, en poco senta una serie de ventajas frente a otras energías tiempo, el reconocimiento de calidad y la confianza renovables, como son una mayor eficiencia y una en su fiabilidad que la tecnología convencional ha menor sensibilidad de costes respecto del precio obtenido en 20 años. del material semiconductor. También ofrecen un mínimo tiempo de retorno energético, plazo en el Así, para que esta tecnología pueda avanzar en su cual los módulos FV producen la energía necesaria curva de aprendizaje con el incremento de pro- para la fabricación de sus componentes, que se ducción y la consiguiente reducción de costes, es cifra inferior a un año para 2015. necesario un apoyo que le permita competir con otras tecnologías, ya que actualmente represen- Por otra parte destaca su agilidad para ampliar ta un mayor coste de inversión y un mayor nivel las escalas de producción, pues al utilizar muchos de riesgo tecnológico. En este momento España y materiales convencionales se cuenta con mucha EE.UU. podrían ofrecer políticas favorables y exce- capacidad de producción instalada, o sea que el lentes condiciones naturales para el desarrollo de arranque de la fabricación requiere un menor ca- la concentración solar fotovoltaica. pital que otras tecnologías FV. Las principales tendencias tecnológicas pasan Así pues, los sistemas de alta concentración (HCPV por reducir los altos costes actuales, aumentar la por sus siglas en inglés) cuentan con buenas eficiencia de los módulos, conseguir mejoras en 378 Análisis por tecnologías toda la cadena de producción, desarrollar sistemas ópticos duraderos en intemperie, y conseguir una

4.9.3 — Evaluación del potencial

4.9.3 Evaluación del potencial alta precisión en el ensamblaje de módulos (óptica El potencial para la energía solar fotovoltaica en y células, principalmente). España es inmenso, y viene determinado por el Figura 4.9.9. Instalación solar fotovoltaica nivel de irradiación solar. En España se recibe de de concentración media una irradiación global de 1.600 kWh/m2 al año sobre superficie horizontal, lo que nos sitúa a la cabeza de Europa. Si analizamos el recurso solar global existente en Europa observamos que es muy variado según las diferentes regiones, en la figura se aprecia como la ribera mediterránea es el área con más potencial para las tecnologías solares. Fuente: IDAE Tecnologías orgánicas Las células fotovoltaicas orgánicas son células so- lares, en las que al menos la capa activa se compo- ne de moléculas orgánicas. Existen principalmente tres tipos: • Las células fotovoltaicas orgánicas moleculares. • Las células fotovoltaicas de polímeros orgánicos. • Las células fotovoltaicas híbridas. Desarrollándose desde 1990, constituyen una apuesta por reducir el costo de la electricidad fotovoltaica de una manera drástica. Las células fotovoltaicas orgánicas se benefician del bajo cos- to de los semiconductores orgánicos, así como de muchas posibles simplificaciones en los proce- sos de fabricación. Ofrecen la perspectiva de una producción en continuo (roll-to-roll en inglés), que permite el acceso a módulos solares a un precio muy competitivo. Aún en investigación experimental, el mayor ren- dimiento en laboratorio apenas ha superado el 5%. Por último, cabe citar otras tecnologías actualmente en fase de investigación o desarrollo, como las tin- tas solares (basadas en silicio o CIGS), que podrían conseguir costes de producción de energía muy por debajo de los actuales, si bien actualmente la efi- ciencia de estas opciones apenas ha superado el 2%. 379 PER 2011-2020 Figura 4.9.10. Recurso solar en Europa Fuente: European Commission Así mismo, en España tenemos un recurso solar • Desarrollo del marco normativo y económico abundante, más intenso en el sur que en el norte. para implantar las medidas propuestas en la planificación. Sin embargo, no solo este recurso solar ha pro- • Impulso al desarrollo industrial: madurez tec- piciado que España se sitúe entre los principales nológica, centros I+D+i, etc. mercados mundiales en la actualidad. Este incre- • Gran interés social por las instalaciones conecta- mento de potencia tan espectacular se ha debido das a red con la considerable afluencia de capital a diferentes factores, además del elevado recurso económico. solar, destacando los siguientes: • Diversificación de actividades de sectores tra- • Planificación de objetivos, especialmente desde dicionales que conlleva la afluencia de capital el PFER 1999-2000, con identificación de barreras económico y humano. y propuesta de actuaciones para superarlas. 380 Análisis por tecnologías Otros factores como la mayor simplicidad de pro- Se han considerado para estos ratios la potencia cedimientos, la disponibilidad de suelo, la disponi- pico expresada en vatios pico (Wp), que es la po- bilidad de servicios auxiliares, las menores trabas tencia del campo generador (módulos fotovoltaicos) administrativas, etc., se han mostrado más pode- medido en unas condiciones concretas de irradian- rosos que la materia prima de estas instalaciones, cia (1.000 W/m2), temperatura de célula (25 ºC) y la radiación global incidente, que se muestra en la calidad de la masa de aire (AM 1,5). La potencia no- figura siguiente. minal es la potencia del inversor, y es la que se toma Figura 4.9.11. Distribución espacial de de referencia para la inscripción en registros, para radiación global horizontal anual en España el acceso a red, para la asignación de tarifas, etc. Mapa de radiación global anual (kWh/m2 año) El desglose por partidas de la inversión puede ser aproximadamente el mostrado en la siguiente fi- 160 1.800 gura. En la partida otros costes se incluyen prin- 1.750 cipalmente licencias, tasas y costes de conexión. 140

1.700 — Figura 4.9.12. Costes de inversión en 2010

1.700 Figura 4.9.12. Costes de inversión en 2010 120 para instalaciones FV en tejado 1.650 100 1.600 Tecnología cristalina 80 1.550 4% 60 1.500 10% 1.450 40 1.400 20 1.350 5% 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 Fuente: CENER La potencia fotovoltaica acumulada en España hasta diciembre de 2010, que alcanza la cifra de 16%

3.787 — MW y que nos sitúa como segundo merca

3.787 MW y que nos sitúa como segundo merca- do mundial por potencia acumulada, solo supone 65% alcanzar una pequeña parte del potencial teórico.

4.9.4 — Análisis de costes

4.9.4 Análisis de costes En el estudio de prospectiva tecnológica realiza- do se ha estimado la evolución de costes para las diferentes tecnologías renovables según la coyun- Módulo tura actual. Para el área solar fotovoltaica se ha Resto de equipos diferenciado entre las tipologías más comunes: Obra civil, diseño e ingeniería instalaciones sobre tejado y sobre suelo, con y sin seguimiento solar, con módulos de silicio cristalino. Otros costes Margen contratista llave en mano Instalación sobre tejado Fuente: BCG e IDAE Para una instalación sobre tejado, suministra- En cuanto a la evolución de los costes de inver- da bajo la modalidad de contrato llave en mano, sión de las instalaciones solares fotovoltaicas en se han estimado los costes de inversión para el tejado, se estima que en los próximos años van a año 2010 en una horquilla con límite inferior en experimentar una reducción de costes muy impor- 2,59 €2010/Wp y límite superior en 3,19 €2010/Wp. tante. La mejora del rendimiento de las células, la Otras fuentes del sector ofrecen una horquilla entre optimización de los procesos de producción y la 3,00 y 3,68 M€2010/Wp. experiencia comercial propiciarán la reducción del 381 PER 2011-2020 coste de generación eléctrica con esta tecnología. Figura 4.9.14. Costes de operación y Se prevé un descenso general hasta el año 2020 de mantenimiento para instalaciones en tejado aproximadamente el 50%, según se muestra en la siguiente figura. 50 Figura 4.9.13. Evolución de los costes de 6,4 inversión de una instalación de tecnología (Miles €2010/MWp/año) 40 cristalina en tejado 5,8 36,1 6,4 3,0 3,5 30 4,64 2,89 0,01 12,0 3,0 12,0 0,16 20 0,15 2,5 0,15 0,1 0,11 0,29 1,90 0,12 10 (€2010/W) 17,1 16,0 2,0 0,31 0,01 0,07 0,1 1,32 0,11 0 1,5 0,19 0,01 2010 2020 0,24 1,0 1,82 0,13 0,2 Seguro 0,5 1,12 Alquiler del tejado 0,7 Gestión 0,0 Mantenimiento 2010 2015 2020 Fuente: BCG e IDAE Cableado Otros costes La reducción de costes de operación, manteni- Estructura Inversores miento y explotación, no sufrirá una reducción tan intensa como se prevé para los costes de inversión, Obra civil Módulo estimándose en 2020 una reducción desde los cos- Margen tes de 2010 del 13,5%. contratista llave en mano Instalación en suelo Fuente: BCG e IDAE Los costes de inversión varían en función del pre- En cuanto a la operación y mantenimiento, el es- cio de los módulos, pero también en este caso del tudio de prospectiva tecnológica elaborado por el sistema de seguimiento que posea la instalación. IDAE muestra unos costes de 41.200 €/MWp en 2010. Otras fuentes del sector ofrecen un cos- Para una instalación fija (sin seguimiento solar) te anual de operación y mantenimiento de entre de tecnología cristalina los costes de inversión se 50.000 y 80.000 €/MWp. Los costes se han consi- estiman entre 2,27 y 2,77 €/Wp. Si el sistema de derado independientes de la tecnología del módulo. seguimiento es de un eje el coste estimado en 2010 Su desglose y evolución a 2020 se muestra en la aumenta aproximadamente 0,2 €/Wp, y si el segui- siguiente figura. dor es de doble eje el coste se podría incrementar en 0,25 M€/MWp. Otras fuentes del sector ofrecen un rango de costes de entre 2,80 y 3,35 €/Wp, con un incremento de 0,5 €/Wp si el seguimiento es con 1 eje, y 0,90 €/Wp si el seguimiento es a dos ejes. El desglose de este coste de inversión para un su- ministro llave en mano se muestra en la siguiente figura: 382 Análisis por tecnologías Figura 4.9.15. Costes de inversión para Figura 4.9.16. Evolución de los costes de instalaciones FV en suelo sin seguimiento inversión de una instalación de tecnología cristalina en suelo Tecnología cristalina 0,15 3,0 0,15 6% 0,13 2,53 0,01 11% 2,5 0,11 0,12 2,0 0,25 0,09 (€2010/W) 1,65 0,01 5% 0,1 0,29 0,11 1,5 0,06 1,15 0,01 0,19 1,0 0,19 1,54 0,16 0,13 0,5 0,94 0,59 16% 0,0 62% 2010 2015 2020 Cableado Inversores Margen Otros costes contratista Módulo llave en mano Módulo Estructura Resto de equipos Obra civil Obra civil, diseño e ingeniería Fuente: BCG Otros costes En el caso de instalaciones en suelo los gastos de Margen contratista llave en mano operación y mantenimiento son diferentes si la ins- talación cuenta con seguimiento o no. Se represen- Fuente: BCG ta en la siguiente figura el desglose de estos costes La evolución estimada por el IDAE, en su estudio según la tipología del seguimiento solar: de prospectiva tecnológica, para instalaciones en suelo de tecnología cristalina será de una reducción aproximadamente del 55% y el detalle se muestra en la siguiente gráfica: 383 PER 2011-2020 Figura 4.9.17. Costes de operación y manifiesto por numerosos expertos en todo el mun- mantenimiento para instalaciones en suelo do. No en vano las principales potencias del mundo (Alemania, Estados Unidos, Japón, etc.) han reali- 120 zado una apuesta decidida para apoyar el desarrollo e implantación de esta tecnología. 100,0 100 La tendencia del sistema energético futuro hacia un 20,0 modelo más descentralizado y diversificado, más racional y eficiente, con una proporción cada vez (Miles €2010/MWp/año) 80 72,0 12,0 mayor de energías renovables, se adapta perfecta- 15,0 8,0 mente a las cualidades que presenta la generación 60 2,8 de electricidad mediante la tecnología solar foto- 47,2 12,0 voltaica. La abundancia de recurso solar, su fiabi- 5,8 5,0 lidad, su modularidad y versatilidad, y el tremendo 40 12,0 potencial de reducción de costes, están haciendo 60,0 que la expansión comercial sea global. 20 40,0 26,7 Dos son los objetivos principales del sector solar fotovoltaico para conseguir su pleno desarrollo, la 0 reducción de costes de la energía producida y la Fijo Seguidor Seguidor integración en el sistema eléctrico a gran escala. 1 Eje 2 Ejes La segura reducción de costes que se seguirá Seguro produciendo en el sector permitirá competir a la Gestión energía solar fotovoltaica con otras tecnologías, convencionales o no, incluso sin que internalicen Alquiler del suelo los costes no recogidos completamente en el precio Mantenimiento actual de la energía, como ayudas indirectas, costes Fuente: BCG medioambientales, costes sociales, etc. La inclusión de un seguidor eleva el coste de man- Esta reducción de costes permitirá alcanzar en el tenimiento entre 15.000 y 20.000 €/MW al año. corto y medio plazo la “paridad de red”47 en el punto Análisis de Asociaciones del sector ofrecen un in- de consumo, lo que conlleva numerosas ventajas, cremento de entre 25.000 y 55.000 €/MWp cuan- tanto para los consumidores, para el propio sistema do se incorpora seguimiento en 1 eje o en 2 ejes, eléctrico, o para otros conceptos macroeconómicos respectivamente. como la dependencia energética y la balanza de pagos de nuestro país. Diversos estudios indican que la paridad de red se alcanzará en la Unión Eu-

4.9.5 — Barreras al desarrollo ropea en la presente década, teniendo este hecho

4.9.5 Barreras al desarrollo ropea en la presente década, teniendo este hecho del sector gran trascendencia para el desarrollo del mercado fotovoltaico. El sector solar fotovoltaico ha sido el primero en Alcanzar la “paridad de red” será un proceso pro- alcanzar los objetivos establecidos en el Plan de gresivo que comenzará por las zonas de alta radia- Energías Renovables 2005-2010, demostrando una ción, pero que no solo depende de condicionantes gran capacidad de adaptación y de reducción de económicos o de recurso solar. La simplificación costes tras el logro de estos objetivos. de los procedimientos administrativos de autori- Los retos que afronta ahora están intrínseca- zación, conexión y legalización; el establecimiento mente entrelazados con la evolución futura del de sistemas de compensación de saldos de ener- sector energético global. La energía solar fotovol- gía, realizando un “balance neto” entre la energía taica jugará un papel clave en el mix energético exportada y la importada; la integración en un fu- de las próximas décadas, como ha sido puesto de turo sistema eléctrico de generación distribuida, a 47 Paridad de red: momento en el cual para un consumidor resulta indiferente comprar energía o autoproducirla 384 Análisis por tecnologías través de “redes inteligentes”; el apoyo a nuevas factor de potencia, potencia reactiva y control de demandas eléctricas como el coche eléctrico; etc.; los niveles de tensión, mejoras de las calidad de son las claves que permitirán un desarrollo masivo red, estabilización y seguridad de suministro). de la energía solar fotovoltaica. Finalmente, las limitaciones para la integración arquitectónica de sistemas fotovoltaicos no favo- A continuación se identifican las principales barre- recen su incorporación masiva al sistema eléctri- ras a las que se enfrentan actualmente las tecno- co, hecho que facilitaría una mejor y más eficiente logías solares fotovoltaicas y que deben superarse adaptación de la curva de demanda. para que se desarrolle todo su potencial en España. Además de estas barreras técnicas específicas del Barreras técnicas sector, existen unas barreras generales que afec- tan a todas las energías renovables de producción La penetración masiva en el sistema eléctrico y la eléctrica y que están relacionadas con la estructu- reducción de costes de la energía producida con ra de la red eléctrica. Los mecanismos de gestión tecnologías fotovoltaicas son los objetivos priori- del sistema son insuficientes y las infraestructuras tarios para el sector. eléctricas de transporte y distribución son limitadas Las barreras técnicas relacionadas son: y no adaptadas plenamente a las energías renova- bles. No existe una óptima coordinación entre los • No existen datos en detalle del recurso solar dis- gestores de red y los propios generadores. ponible en España. Para determinar el recurso solar disponible para las instalaciones solares es esencial disponer de Barreras normativas una base de datos de referencia única, precisa, El marco regulatorio y administrativo es fun- contrastada y detallada de la radiación solar dis- damental para el desarrollo del sector y para el ponible de sus dos componentes, directa y difusa. cumplimiento de nuestras obligaciones y respon- • Limitaciones tecnológicas. sabilidades internacionales respecto a las ener- Debido a diferentes factores, se aprecia una ra- gías renovables y a la energía solar fotovoltaica. lentización en el desarrollo de la industria fo- Las barreras identificadas en este campo son las tovoltaica española, tanto en nuevas tecnologías siguientes: para la obtención de materias primas para los • Escasa adecuación administrativa para el esta- módulos fotovoltaicos (como el silicio), como en blecimiento de sistemas de generación distribui- la fabricación de células fotovoltaicas y de otros da en las redes eléctricas. sistemas asociados (inversores, seguimiento, La energía solar fotovoltaica permite un alto grado etc.). Es necesario seguir avanzando en el au- de generación distribuida de la energía, pero serán mento de la eficiencia de las células para con- necesarios cambios progresivos en las redes de seguir el máximo descenso del coste de energía distribución y transporte, evolucionando hacia “re- producida con esta tecnología. El resto de equipos des inteligentes” (smart grids en inglés) para que que componen una instalación solar (inversores, estas ventajas puedan aprovecharse y acoplarse seguidores, utillaje) deben avanzar igualmente a la demanda adecuadamente. en la reducción de sus costes y en el aumento de • C o m p l e j i d a d d e l o s p ro c e d i m i e n t o s su fiabilidad, dado que estas instalaciones tienen administrativos. una vida útil por encima de los 30 años. La tramitación de instalaciones fotovoltaicas son Existe también un escaso uso y desarrollo de po- complejas y heterogéneas, lo que tiene un gran sibilidades de almacenamiento de energía. La impacto sobre todo en instalaciones menores creciente penetración de energía fotovoltaica en domésticas. el sistema eléctrico hace necesario aumentar las Actualmente intervienen todos los niveles de la posibilidades de gestionabilidad de las instala- Administración, con procedimientos despropor- ciones. La no inclusión de elementos de acumu- cionados, faltando una armonización adminis- lación en instalaciones conectadas a red impide trativa, y además intervienen agentes privados la realización de instalaciones innovadoras que como los operadores de la red de distribución actualmente se permiten en otros países desti- (empresas distribuidoras de energía eléctrica). nadas a incentivar el autoconsumo y las “redes En relación a las Administraciones se destaca la inteligentes”, pudiendo proporcionar servicios de ausencia de procedimientos unificados, la falta valor añadido al sistema eléctrico (regulación del 385 PER 2011-2020 de homogeneidad, los elevados plazos de trami- nacionales, regionales y locales en materia de tación y las dificultades para el seguimiento de procedimientos de autorización, certificación y expedientes. Con lo que respecta a las empresas concesión de licencias. Las normas que regulan distribuidoras se constata también una falta de la autorización, la certificación y la concesión de homogeneidad entre las distintas compañías (que licencias tienen que ser objetivas, transparentes, incluyen exigencias de requisitos diferentes a las proporcionadas y sin discriminar entre solicitan es. instalaciones fotovoltaicas, en ocasiones excesi- Finalmente, de forma general como barrera regu- vos para la pequeña potencia) y retrasos asocia- latoria, falta una adaptación a la situación actual dos a la gestión de los expedientes, la verificación del esquema de apoyo al Régimen Especial. de las instalaciones y la firma de contratos. Especial mención, dentro de la complejidad de los procedimientos administrativos, a la tramitación Barreras económicas y autorización de proyectos de I+D+i+d. Las expectativas de futuro del mercado pasan por • El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión un incremento en los próximos años de la capa- (REBT) no define claramente las instruccio- cidad de fabricación industrial, lo que permitirá nes a aplicar para las instalaciones solares la progresiva reducción de costes del sector y el fotovoltaicas. alcance con la paridad de red. Las barreras que ra- Esta barrera afecta sobre todo a instalaciones lentizan esta tendencia natural son las siguientes: de pequeña potencia conectadas a redes de baja tensión. • Elevados costes normalizados de energía, tanto • Percepción de incertidumbre regulatoria. en instalaciones conectadas a red como en ins- Las señales arbitrarias sobre cambios en la talaciones aisladas. normativa existente, incluso con la posibilidad Los elevados costes son una importante barre- de cambios retroactivos, tienen un gran impacto ra para un desarrollo completo de la tecnología. sobre el desarrollo e implantación de la tecnolo- Los mecanismos de determinación de tarifas gía, necesitándose una regulación a largo plazo. reguladas poco flexibles respecto la evolución • Necesidad de considerar adecuadamente la ener- tecnológica han demostrado ser también un gía solar fotovoltaica en la revisión del Código impedimento, entre otros factores, para una Técnico de la Edificación. planificación satisfactoria de la tecnología de El Código Técnico de la Edificación ha supuesto instalaciones conectadas a red. un gran impulso a la integración arquitectónica • Los elevados costes de generación de energía de la tecnología fotovoltaica, sin embargo el rá- solar fotovoltaica dificultan el desarrollo integral pido avance de esta tecnología hace necesario de todo su potencial en aplicaciones fuera del revisar su contribución en las próximas revisiones ámbito del régimen especial de generación. del Código Técnico de la Edificación teniendo en • Dificultades de acceso a la financiación. cuenta las especiales características de la ener- El sector sufre las dificultades de acceso a la fi- gía solar fotovoltaica. nanciación comunes a otros sectores. En la actual • Dificultad para el autoconsumo de energía gene- situación económica el acceso a la financiación rada de manera distribuida. es difícil. Es importante destacar que la dificultad El autoconsumo de energía puede ser una de las de financiación actual no es producto del riesgo principales vías de desarrollo de la tecnología, apo- tecnológico, ya que las tecnologías fotovoltaicas yado con mecanismos de compensación de saldos presentan un riesgo tecnológico bajo al pertene- de energía o “balance neto”, pero actualmente la cer a una industria madura y probada. legislación en vigor no favorece este tipo de confi- • Escaso desarrollo de Empresas de Servicios guraciones cuando existen excedentes de energía. Energéticos en el área fotovoltaica. • Falta de sistemas de certificación homogéneos de Las Empresas de Servicios Energéticos jugarán un carácter nacional y europeo para instaladores de papel clave en la integración de la energía solar en sistemas de energía solar fotovoltaica. el ámbito doméstico e industrial. Grandes instala- La transposición de la Directiva 2009/28/CE exige la ciones solares que puedan abastecer de energía a coordinación, sin perjuicio de las diferencias entre urbanizaciones, polígonos o incluso pueblos pue- las estructuras administrativas y la organización den ser viables en el medio plazo, combinándo- de los Estados miembros, las responsabilidades se con conceptos de compensación de saldos de respectivas de los organismos administrativos energía con la red eléctrica (balance neto). 386 Análisis por tecnologías • Desconocimiento social del impacto y ventajas para la producción de energía procedente de fuen- socio-económicas que implica el desarrollo e tes renovables (HEL-011 y HEL-004). impulso de la energía solar fotovoltaica. Se pretende que las Administraciones Públicas En los últimos dos años la sociedad ha recibido logren la mejor coordinación en lo referente a los información poco precisa y confusa sobre el coste procedimientos administrativos de autorización, de apoyo a estas tecnologías, con datos fuera del certificación y concesión de licencias, compren- contexto general del sistema eléctrico, que han diendo la planificación espacial, con calendarios tenido un efecto negativo en la opinión pública. transparentes para la determinación de las soli- • Desconocimiento en los diferentes sectores citudes de planificación y construcción. Por ejem- productivos. plo, dentro de las múltiples medidas a adoptar Existe poca información de las posibilidades que en este campo, destacaría la homogeneización se presentan en un escenario tendente a la ge- de la cuantía del aval para la tramitación de la neración distribuida para los diferentes sectores solicitud de acceso a la red de distribución en las industriales, donde la energía solar fotovoltaica diferentes tecnologías renovables. puede jugar un papel clave. Con este tipo de medidas se reducirán consi- derablemente una serie de costes y plazos que

4.9.6 — Actuaciones propuestas acelerarán la aproximación de la energía solar

4.9.6 Actuaciones propuestas acelerarán la aproximación de la energía solar fotovoltaica a la paridad de red. Detectadas las principales dificultades a las que se • Reducción de barreras administrativas a los pro- enfrenta el sector solar fotovoltaico, se proponen yectos de I+D+i+d (HEL-012). una serie de acciones y líneas de actuación para La I+D+i+d es una prioridad que se enfoca al obje- superarlas. tivo de incrementar la competitividad y fomentar nuevos desarrollos más eficientes de sistemas El objetivo es lograr los objetivos definidos para fotovoltaicos. el sector, cumpliendo con el descenso de costes • Adaptación del Reglamento Electrotécnico de normalizados de energía estimados. Baja Tensión (REBT) a la tecnología solar foto- voltaica (HEL-017). Propuestas normativas La modificación del REBT se realizará mediante la creación de las Instrucciones Técnicas nece- • Cambiar progresivamente el actual sistema de sarias que permitan regular las características redes eléctricas, especialmente de distribución, técnicas que deben cumplir las instalaciones so- hacia un sistema de “redes inteligentes” (Smart lares fotovoltaicas de pequeña potencia que se grids en inglés) (HEL-007). conecten en baja tensión. De esta manera se podrá optimizar y acoplar me- Esta medida facilitará el aumento de la participa- jor la demanda y la generación de energía de las ción de la energía fotovoltaica en el abastecimien- instalaciones fotovoltaicas, por ejemplo, median- to del consumo de energía y mejorará la calidad te estrategias de “gestión activa de la demanda” en la ejecución de las instalaciones de energía en las que consumidores eléctricos que cuenten solar fotovoltaica de pequeña potencia. con instalaciones fotovoltaicas puedan optimizar Se establecerá un sistema de acreditación para sus consumos teniendo en cuenta las posibilida- la figura del “instalador autorizado”, aplicable a des de generación local, así como otras señales instalaciones de pequeña potencia. procedentes de la red eléctrica (precios horarios, • Mantener el marco regulatorio estable durante estado de la red, etc.), participando así de forma un periodo razonable (HEL-004). activa en el funcionamiento del sistema eléctrico. Con esta propuesta se fomenta estabilidad y se- • Simplificación, homogeneización y unificación de guridad en el sector, garantizando inversiones. los procedimientos administrativos. Los proce- Al mantener un marco claro y predecible, con dimientos administrativos se racionalizarán y se las necesarias correcciones para adaptarlo a las acelerarán en el nivel administrativo adecuado. mejoras tecnológicas, los inversores percibirán Se instaurarán procedimientos de autorización que es una actividad con una profunda seguridad simplificados y menos onerosos, incluida la simple jurídica dado su extenso periodo de recuperación notificación si está permitida en el marco regulador de la inversión. aplicable, en principio para los proyectos de menor • Modificación del Código Técnico de la Edificación envergadura y para los equipos descentralizados (CTE) (HGL-014). 387 PER 2011-2020 La sección HE5 del CTE sobre contribución so- instaladores de sistemas de energía solar foto- lar fotovoltaica mínima ha supuesto un hito que voltaica (HGL-007). debe mantenerse e incluso ampliarse en futuras El Estado o los Organismos Administrativos que revisiones, teniendo en cuenta las especiales ca- éste designe se deben encargar de la acreditación racterísticas de la energía solar fotovoltaica como del programa de formación o del proveedor de disponibilidad del recurso en el punto de consumo, formación. El organismo de acreditación garanti- generación eléctrica sin ruidos ni humos, perfecta zará que el programa de formación ofrecido por el integración en la envolvente del edificio, posibili- proveedor tenga continuidad y cobertura regional dad de cumplir funciones constructivas, etc. o nacional. Podrá ser proveedor de formación el Así mismo, se debe valorar su potencial contribu- fabricante de los equipos o sistemas, un instituto ción a la limitación de la demanda energética de o una asociación. los edificios, potenciando herramientas para su La formación para la certificación o la cualificación consideración que permitan cuantificar los benefi- como instalador incluirá teoría y práctica. La par- cios correspondientes. La experiencia acumulada te teórica de la formación de los instaladores de muestra que existen ya, pese a las barreras exis- sistemas solares fotovoltaicos debe proporcionar tentes, numerosos ejemplos que demuestran las una visión de conjunto de la situación del mercado posibilidades arquitectónicas de módulos y gene- de los productos relacionados con la energía solar radores fotovoltaicos como elementos y sistemas y establecer comparaciones relativas a costes y constructivos multifuncionales. En ellos la tecnolo- rentabilidad, además de abarcar los aspectos eco- gía fotovoltaica sustituye elementos de construcción lógicos, los componentes, las características y el convencionales, pudiendo realizar funciones de pro- dimensionamiento de los sistemas solares, la se- tección térmica, iluminación natural, sombreado, lección de sistemas precisos y el dimensionamien- barreras acústicas y electromagnéticas, entre otras. to de componentes, las subvenciones conexas, así • Potenciar el autoconsumo de la energía genera- como el diseño, la instalación y el mantenimiento da mediante mecanismos de compensación de de las instalaciones solares fotovoltaicas. La for- saldos de energía o balance neto. Esta medida mación también debería proporcionar buenos co- debe ir asociada a importantes simplificaciones nocimientos de cualquier norma europea relativa administrativas, en principio en instalaciones de a la tecnología y la certificación, y la legislación pequeña potencia (HEL-006). nacional y comunitaria pertinente. Se define el balance neto como aquel sistema de compensación de saldos de energía que permite a Propuestas de subvención un consumidor que autoproduce parte de su con- sumo utilizar el sistema eléctrico para “almace- • Programas de subvenciones para el consumo y nar” los excedentes puntuales de sus producción la producción de energías renovables. para recuperarlos posteriormente. Para la tec- – Programa de subvenciones a la investigación nología solar fotovoltaica, al igual que para otras y desarrollo tecnológicos de nuevos prototipos energías renovables no gestionables, es funda- (Línea 1) (HGL-011). Este programa tiene como mental disponer de estos mecanismos de fomento objeto el apoyo público en la modalidad de sub- del autoconsumo y la generación distribuida. vención a proyecto de investigación y desarrollo La simplificación de los procedimientos adminis- tecnológico de nuevos prototipos, promovidos trativos de autorización, conexión y legalización; por entidades privadas de carácter nacional, el establecimiento de sistemas de compensación centros tecnológicos y de investigación. de saldos de energía, realizando un “balance Las características de los proyectos tecnoló- neto” entre la energía exportada y la importada gicos a los que va dirigida esta línea de sub- a la red eléctrica; la integración en un futuro sis- venciones se centran en el desarrollo de la tema eléctrico de generación distribuida, a través industria de la materia prima; de células de de “redes inteligentes”; el apoyo a nuevas deman- cualquier tecnología; los sistemas de almace- das eléctricas como el coche eléctrico; etc.; son namiento; sistemas de “redes inteligentes” de las claves que permitirán un desarrollo masivo transporte y distribución; los sistemas nove- de la energía solar fotovoltaica. dosos para integración arquitectónica; y siste- • Disposición de sistemas de certificación o sis- mas de autoconsumo de la energía generada temas de cualificación equivalentes, antes del mediante mecanismos de compensación de 31 de diciembre de 2012, disponibles para los saldos de energía o balance neto. 388 Análisis por tecnologías – Programa de subvenciones a proyectos que no programas de formación con objeto de informar reciben apoyo económico del Régimen Especial a los ciudadanos y a otros agentes sociales y eco- (Línea 5) (HEL-001). Esta línea de subvención nómicos de las ventajas y la utilidad de emplear está diseñada para instalaciones de producción energía solar fotovoltaica (HGL-004). de energía eléctrica de pequeña potencia, con Se facilitarán directrices destinadas a todos los un estado de la tecnología madura, pero que agentes interesados, especialmente aquellos que necesita algún apoyo para su viabilidad econó- intervienen en el diseño de la planificación urbana, mica. Su objeto es, por tanto, permitir la via- a fin de que puedan considerar debidamente una bilidad económica de instalaciones renovables estructura de abastecimiento óptima con energía eléctricas aisladas de la red, y de instalaciones solar fotovoltaica al planificar, diseñar, construir y para autoconsumo de pequeña potencia. renovar zonas industriales o residenciales. Así mismo, con un programa de difusión dirigida Propuestas de financiación a los usuarios se darían a conocer las ventajas de contar en el sistema eléctrico con esta tecnología • Programas de acceso a la financiación. y los costes reales que esto implica. Desde las Administraciones Públicas y en co- laboración con el sector industrial y financiero, Propuestas de planificación/promoción se proponen una serie de actuaciones de apoyo financiero que pretenden permitir el acceso a la • Desarrollo de la industria de la materia prima, de financiación e incentivar instalaciones con dise- células, módulos y de componentes y sistemas ños alternativos y con gran potencial de futuro. fotovoltaicos (HGL-015). – Investigación y desarrollo tecnológico de nue- El desarrollo de la materia prima se puede aco- vos prototipos e innovación (Línea A) (HGL-002). meter bien con el desarrollo de nuevos procesos – Primeros proyectos de demostración (Línea B) más económicos de obtención del semiconduc- (HGL-013). tor (como por ejemplo la vía metalúrgica para – Proyectos singulares en fase comercial o obtención de silicio de grado solar), o bien con con alguna barrera de mercado (Línea C) el desarrollo de nuevos semiconductores más (HGL-012). eficientes, que compense su mayor coste. – Proyectos de pequeña potencia para genera- Así mismo, el desarrollo de nuevos procesos de ción eléctrica distribuida (P<10 kW) (Línea E) fabricación de células, así como el impulso en (HEL-008). nuevos materiales y sistemas ópticos para las tecnologías de capa delgada y concentración, per- Propuestas de primas/tarifas a producción mitirán alcanzar descensos en los costes de fabri- renovable cación y por otro lado incrementos en la eficiencia de las mismas. El desarrollo de la industria de • Continuación del sistema de tarifas reguladas, si semiconductores y de células es un paso clave bien ajustándose al proceso de madurez y des- para avanzar en el liderazgo tecnológico dentro censo de costes de la tecnología (HEL-015). del sector fotovoltaico mundial, por ser la etapa Es necesario continuar con el mecanismo de de mayor valor añadido dentro del sector, por lo apoyo vía tarifas reguladas, que sea flexible y que su impulso resulta necesario. ajustado a la curva de experiencia del sector, de En cuanto al desarrollo de la industria de fabrica- manera que se alcance una retribución razonable ción de módulos, avanzar en diseños y materiales para estas inversiones. específicos para integración arquitectónica, que sean económicos, durables y fiables, facilitará la Propuestas de información/formación implantación de estos equipos y sistemas en edi- ficios y permitirá que la energía solar fotovoltaica Buscando el mejor conocimiento de la energía solar pueda incluirse en la planificación de la infraes- fotovoltaica en la sociedad, se definen unas medi- tructura urbana de las ciudades. das de difusión que pretenden romper barreras y Igualmente el diseño y la innovación en otros ampliar su uso. componentes como inversores, sistemas de se- • Con la participación de todas las Administracio- guimiento (hardware y software), etc., que mejo- nes Públicas se elaborará información adecua- ren las prestaciones, son factores determinantes da, acciones de sensibilización, directrices y/o en el aumento de la eficiencia y en la mejora de 389 PER 2011-2020 la competitividad de todo el sector. Especial men- se incrementa cada año para cada tipología en la ción tienen los sistemas de almacenamiento por misma intensidad que se disminuyen las tarifas. su importancia en la gestionabilidad de suminis- El año 2009 ha sido el primer año de funcionamien- tro, y dado que en instalaciones aisladas de la red to del nuevo modelo de preasignación de tarifas re- el uso de estos sistemas de almacenamiento es guladas, realizándose en total 2.488 inscripciones un imperativo. con una potencia asociada de 502 MW. En 2010 se • Desarrollo de nuevos sistemas de apoyo basados han registrado un total de 4.325 inscripciones, con en el modelo Empresas de Servicios Energéticos una potencia asociada de 482 MW. (ESE, o ESCOS por sus siglas en inglés) (HEL-002). En un escenario futuro con una penetración pro- La potencia preasignada en cada año no coincide gresiva de instalaciones ubicadas dentro o en las con la potencia real que se instala ese año, ya que proximidades de los centros de consumo, se pre- hay un periodo máximo de un año para realizar las tende favorecer la introducción de la tecnología instalaciones. solar fotovoltaica en aplicaciones de servicios Para el análisis de la potencia instalada cada año, energéticos. que se muestra en las figuras siguientes, se consi- Además de estas medidas concretas serán nece- dera que el 25% de la potencia asignada en el año sarias otras medidas generales para adecuar el entre en dicho año, mientras que el 75% restan- sistema eléctrico actual a un nuevo esquema donde te se contabiliza en la potencia instalada del año las energías renovables tendrán una participación siguiente. muy relevante. Entre estas medidas generales, que De esta manera se ha estimado la potencia insta- afectan también a la energía solar fotovoltaica, se lada anualmente y la potencia acumulada cada año pueden citar las relativas a mejoras en los meca- hasta el año 2020, resultando la evolución que se nismos de gestión de la red, el desarrollo de las in- muestra en la siguiente figura. fraestructuras de redes de transporte y distribución considerando la generación distribuida. Propuestas de estudios • Realización de un atlas de radiación solar para España que sirva de referencia inequívoca que incorpore bases de datos contrastadas de radia- ción solar directa y difusa (HGL-017). El conocimiento detallado y contrastado de los datos de radiación directa y difusa será una he- rramienta que permitirá y facilitará la adecuada determinación del recurso disponible para cual- quier localización geográfica y permitirá mejorar la experiencia operativa y comercial del sector en general, eliminando parte de la incertidum- bre que actualmente existe al no haber fuentes únicas de referencia.

4.9.7 — Objetivos

4.9.7 Objetivos El marco regulatorio definido en el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, es el que en la actualidad define las tarifas reguladas y objetivos anuales de la energía solar fotovoltaica en España para los próximos años. Se establece un cupo base total de 400 MW para 2009, con cupos extra de 100 MW en 2009 y 60 MW en 2010. El cupo base se reparte por tipologías, y 390 Análisis por tecnologías Figura 4.9.18. Evolución estimada de la potencia anual y acumulada hasta 2020 Miles Miles 1,0 10,0 Potencia acumulada (MW) 0,8 8,0 Potencia anual (MW) 6.810 7.250 6.047 6.410 5.716 0,6 4.265 4.669 4.894 5.143 5.416 6,0 478 404 0,4 440 4,0 364 400 330 226 300 273 0,2 248 2,0 0,0 0,0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Potencia acumulada Potencia anual Fuente: IDAE Considerando esta potencia instalada acumulada total por años y estableciendo unas horas equiva- lentes medias crecientes en el periodo, podemos estimar la energía anual generada por el área solar fotovoltaica en el periodo 2010-2020. La energía producida en un año es igual al producto de la potencia instalada por las horas medias de funcionamiento estimadas en dicho año. A partir del segundo año de la puesta en marcha se esta- blecen unas pérdidas del 0,4% anual. Se considera una media ponderada de la energía producida para todas las instalaciones suponiendo que dos tercios de las instalaciones son fijas y una tercera parte dispone de sistemas de seguimiento. 391 PER 2011-2020 Figura 4.9.19. Energía anual (MWh) y potencia acumulada (MW) por años Miles Miles 15,0 15,0 Potencia acumulada (MW) 12.356 12,0 12,0 10.150 11.532 Energía (GWh) 9.573 10.800 9.060 9,0 7.667 9,0 6.916 8.202 8.605 7.250 6.810 6.047 6.410 4.669 4.894 5.143 5.416 5.716 6,0 6,0 4.265 3,0 3,0 0,0 0,0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Potencia acumulada Energía Fuente: IDAE Se observa cómo en 2020 se superan los 12.350 GWh de energía generada por toda la potencia acumu-

4.10 — SECTOR SOLAR

4.10 SECTOR SOLAR lada instalada en España de energía solar fotovol- taica, que se ha estimado en 7.250 MW. TÉRMICO Un aumento de la eficiencia de los módulos, pro- vocará una disminución de la superficie necesaria 4.10.1 Descripción del sector para las instalaciones y en un coste menor de la instalación, sin necesariamente aumentarse las Subsectores horas equivalentes medias de producción. La energía solar térmica consiste en el aprove- La introducción en el sistema eléctrico de concep- chamiento de la energía del sol para la obtención tos como la compensación de saldos de energía de energía térmica, a través del calentamiento de o balance neto, que favorezcan el despegue del un fluido. autoconsumo que no están ligados al sistema Distinguimos tres áreas con distinta madurez co- de tarifas y cupos puede generar un incremen- mercial y distintas perspectivas, que se describen to de potencia instalada sin asociar al régimen con mayor detalle en el apartado 4.10.2: especial. • Aplicaciones para agua caliente sanitaria (ACS), calefacción y piscinas. • Aplicaciones para usos industriales. • Sistemas de climatización solar. Las aplicaciones de ACS constituyen el uso más extendido de la energía solar térmica, y desde la entrada en vigor del Código Técnico de la Edifica- ción su instalación es obligatoria en los edificios de nueva construcción o rehabilitaciones, por lo que actualmente son instalaciones cada vez más habituales. 392 Análisis por tecnologías Situación actual en el mundo La superficie instalada en el mundo alcanzaba a finales de 2009 los 172,4 GWt48, que corresponden a 246 millones de m2, de los que 151,5 GWt corresponden a captadores vidriados planos y tubos de vacío mien- tras que 19,7 GWt a captadores no vidriados. Figura 4.10.1. Potencia total en operación en 2009 (captadores planos y tubos de vacío) Miles 110 101.500 100 90 80 Capacidad total (MWth) 70 60 50 40 30.209 30 20 10 4.613 4.004 3.454 3.402 1.880 1.869 524 0 China Europa Asia Japón Oriente America EE.UU. Australia África medio del sur Canadá y Nueva y central Zelanda Fuente: AIE “Solar Heat World wide, Markets and Contribution to the Energy Supply 2009” Como puede verse en la figura, China representa el mayor porcentaje, con casi un 58,9% del mercado mundial de captadores planos y tubos de vacío. Los datos reflejan que en el caso de China, Euro- pa y Asia, las instalaciones de captadores planos y tubos de vacío se destinan fundamentalmente a la preparación de agua caliente sanitaria (ACS) y calefacción, mientras que en Norte América (Es- tados Unidos y Canadá) y Australia la aplicación dominante es la climatización de piscinas mediante captadores no vidriados. 48 Wt: Vatios térmicos 393 PER 2011-2020 Figura 4.10.2. Distribución de capacidad Según se observa en el gráfico existe una importan- instalada mundial por tipo de colector te presencia de captadores de tubo de vacío en la 0,7% capacidad total instalada a nivel mundial, y es de- 11,4% bido a la preponderancia que este tipo de captador tiene en China, mientras que en EE.UU. y Australia el captador con mayor implantación es el captador no vidriado y en el resto de países el captador mas utilizado es el captador plano. Situación actual en la UE La Unión Europea ha adquirido el compromiso de aumentar la cuota global de energía procedente de fuentes renovables hasta un 20% en 2020 según se indica en la Directiva 2009/28/CE. Dado que la demanda de calor representa en torno al 49% de la demanda total de energía, el sector solar térmico 56,0% representará una gran contribución al cumplimien- 31,9% to de este objetivo. Tubo de vacío Captador plano Captador no vidriado Captador de aire Fuente: AIE “Solar Heat World wide, Markets and Contribution to the Energy Supply 2009” Figura 4.10.3. Crecimiento del mercado solar térmico (captadores vidriados) en EU27+Suiza Millones Millones 3,5 5,0 4,5 3,0 4,0 2,5 3,5 2,0 3,0 (kWth) (m2) 2,5 1,5 2,0 1,0 1,5 1,0 0,5 0,5 0,0 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Fuente: ESTIF “Solar Thermal Markets in Europe”, 2010 394 Análisis por tecnologías El mercado solar térmico creció significati- un 13% en 2010 debido a la recesión en el mercado vamente durante 2008, con un aumento de de la construcción. 4,75 millones de m2 de área de captadores insta- Aunque el mercado alemán fue el gran artífice de lados (planos y tubos de vacío), lo que significa un este crecimiento, doblando sus cifras respecto de 60% de incremento respecto de 2007. Posterior- 2007, también se produjeron grandes avances en mente el mercado disminuyó un 10% en 2009 con mercados más pequeños. valores todavía superiores a los 4 millones de m2 y Figura 4.10.4. Situación actual en la Unión Europea Superficie acumulada 2010 Total UE(27) + Suiza: 34.448.522 m2 Letonia Lituania Estonia Luxenburgo Finlandia Malta Rumanía Bulgaria Eslovaquia Irlanda Hungria Eslovenia Rep. Checa Suecia Bélgica Holanda Dinamarca Reino Unido Polonia Portugal Chipre Suiza Francia España Italia Austria Grecia Alemania Millones 0 5 10 15 Superficie instalada (m2) Fuente: ESTIF “Solar Thermal Barometer”, EurObserv’er, junio 2011 El mercado solar térmico europeo continúa siendo los precios energéticos fue una de las causas prin- muy sensible a la situación económica general y a cipales para el espectacular crecimiento de 2008. los precios energéticos. La caída del mercado solar Por el contrario, la caída global de la actividad en 2007 fue causada, entre otras razones, por las económica ha tenido un efecto muy adverso en las duras condiciones económicas que golpearon el cifras de 2009 y 2010. mercado de equipos. Por otro lado, la subida de 395 PER 2011-2020 Los sistemas de incentivos y las nuevas regula- en las perspectivas del mercado a medio y largo ciones en la normativa de nuevas construcciones plazo y las previsiones apuntan a una recuperación y rehabilitaciones (fundamentalmente en España, durante 2011. Portugal y Alemania) deberían compensar en parte estos descensos, pero no serán capaces de man- Situación actual en España tener los niveles de crecimiento de 2008. A pesar de ello, la industria solar térmica tiene confianza El mercado solar térmico viene experimentando un crecimiento constante en España desde el año 2000. Figura 4.10.5. Evolución de la energía solar térmica en España Miles Millones 2.366.534 600 2,4 2.018.534 500 1.668.479 2,0 400 1,6 1.199.916 300 949.228 468.564 350.054 348.000 1,2 795.319 200 688.534 153.909 0,8 522.951 602.056 405.534 460.987 100 106.785 0,4 86.478 61.963 79.106 79.106 41.549 55.453 0 0,0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010* Instalado anualmente en m2 * Datos provisionales Acumulado en m 2 * Datos provisionales Fuente: IDAE Durante los años 2008 y 2009 España ha pasado a El descenso de actividad desde 2007 sufrido por el ser el segundo mercado europeo más importante sector de la nueva edificación ha provocado una caí- de energía solar térmica, gracias al crecimiento da en torno al 25% en la instalación de nueva capa- experimentado en estos dos años. En 2008 se ins- cidad en 2009 respecto a 2008. Así mismo, los datos talaron 468.564 m2 (328 MWt), entre fabricantes provisionales muestran para 2010 una reducción nacionales y distribuidores e importadores inter- del mercado respecto a 2009, puesto que la nueva nacionales, con una facturación del sector cifrada edificación ha seguido su senda descendente49. en más de 375 millones de euros. El mayor desarrollo de la energía solar térmica En 2009 se instalaron 350.054 m2 (245,03 MWt) y el está actualmente asociado al sector de la edifica- dato provisional de 2010 se cifra en 348.000 m2 al- ción, derivada de las exigencias de la sección HE4 canzándose una capacidad total acumulada en ope- del Código Técnico de la Edificación (CTE). En este ración de 2,367 millones de m2, es decir 1.657 MWt. sentido cabe comentar: Datos extraídos del Estudio sobre la evolución de la tecnología y prospectiva de costes por tecnologías de energías renovables 49 a 2020-2030 396 Análisis por tecnologías • El mercado de energía solar térmica alcan- Marco de desarrollo zó en 2008 una superficie nueva instalada de El marco de desarrollo reciente ha estado ligado al 468.564 m2. Esta superficie instalada se enmarca apoyo público a la inversión, vía subvención, con un en un escenario de intensa actividad del sector modelo de gestión compartida de fondos públicos de la edificación, ya que corresponde a las obras de la Administración General del Estado (IDAE) y las iniciadas en 2005 y 2006. Volver a alcanzar esta comunidades autónomas, que se ha canalizado a cifra puede ser difícil en el corto plazo. través de la firma de convenios de las mismas con • La caída de actividad de la edificación que comenzó el IDAE para llevar a cabo las medidas prioritarias en 2007 se trasladará al sector de energía solar tér- identificadas en el Plan de Energías Renovables mica a partir de 2009, y probablemente continuará 2005-2010 (PER 2005-2010). en el corto plazo. La posible recuperación de la construcción residencial probablemente no tendrá De esta forma, la Administración General del Estado, efectos en el sector solar térmico antes de 2014. a través de IDAE, transfiere los fondos a las comuni- • Esta caída de demanda de sistemas solares tér- dades autónomas atendiendo a unos criterios técni- micos en vivienda de nueva construcción debe ser cos objetivos aplicables a cada región y a cada uno compensada en el sector de la edificación con una de los sectores a los que van dirigidas las medidas. mayor demanda en otras áreas, como en rehabili- Durante los años comprendidos entre 2006 y 2010 taciones de viviendas, para lo que puede ser nece- se han firmado Convenios de Colaboración con cada saria la adopción de nuevas medidas de estímulo. una de las 19 Comunidades y Ciudades Autónomas, Figura 4.10.6. Desglose de la facturación en para la ejecución de medidas del PER 2005-2010, el sector con los fondos transferidos por IDAE y en las con- 20% diciones señaladas en ellos. La financiación pública en concepto de ayudas a la inversión en energías renovables, llevada a cabo por esta vía, afecta entre otras a las áreas de solar térmica sola o hibridada con biomasa, y solar fo- tovoltaica o mixta eólica aislada. Figura 4.10.7. Ejecución de convenios CCAA-IDAE para solar térmica 60% % 20% 100 90 80 70 60 50 Producción 40 Distribución e instalación Operación y mantenimiento 30 20 Fuente: “The state of renewable energies”, 10th EurObserv’er Report, Edición 2010 10 0 En España la aplicación más extendida es la pro- ducción de agua caliente sanitaria con un 98% del 2006 2007 2008* 2009* 2010* total, y el captador más utilizado es el captador plano con recubrimiento con un porcentaje del 90% Fondos sin ejecutar sobre el total. Fondos ejecutados * Datos provisionales Fuente: IDAE 397 PER 2011-2020 Se prevé la continuación del apoyo a la inversión, caliente sanitaria (ACS) en viviendas unifamiliares y por su eficacia como medida de impulso para el multifamiliares, edificios del sector terciario hasta desarrollo del sector. grandes plantas para calefacción y refrigeración urbana o Solar district heating and cooling (SDHC) Más recientemente, y valorando las especiales carac- así como un número creciente de sistemas de cli- terísticas de la energía solar térmica, se ha estableci- matización solar y aplicaciones industriales. do la obligación de instalar sistemas solares térmicos para cubrir entre el 30 y el 70% de la demanda de En países como Austria, Alemania o Suiza, el por- agua caliente en nuevos edificios y rehabilitaciones, centaje de aplicaciones no dedicadas a ACS en vi- mediante el Código Técnico de la Edificación (CTE, viendas unifamiliares alcanza el 20%. aprobado por Real Decreto 314/2006), lo que ha pro- Además de los sistemas de ACS para viviendas, en porcionado un sólido marco de desarrollo. 2008 se contabilizaron 150 grandes plantas (por enci- El CTE es el marco normativo que fija las exigen- ma de 500 m2 de superficie de captación) instaladas en cias básicas de calidad de los edificios y sus ins- Europa que sumaron una capacidad total de 350 MWt. talaciones, y que permiten el cumplimiento de los Existe también un gran número de sistemas de ca- requisitos básicos de la edificación establecidos en lefacción urbana más pequeños que dan servicio a la Ley 38/1999, de 5 de noviembre, de Ordenación barrios o urbanizaciones en Holanda y Alemania. de la Edificación (LOE). Esta solución resulta especialmente interesante en Presenta un enfoque basado en prestaciones y no los países del sur de Europa donde el clima es más prescripciones, conforme a las recomendaciones propicio, como España, Italia, Grecia o Portugal. internacionales, de manera que se establecen ex- En España, la industria de la energía solar térmica plícitamente los objetivos y el modo de alcanzarlos, que ha soportado las dificultades económicas y fi- sin obligar al uso de un procedimiento o solución nancieras recientes se asienta sólidamente, como determinados. demuestran el gran número de fabricantes de cap- El CTE se divide en dos partes diferenciadas: tadores solares térmicos existentes en 2010, con una capacidad de fabricación superior al millón de 1. Disposiciones generales y disposiciones técnicas metros cuadrados. y administrativas que deben cumplir las obras de edificación; se desarrollan las partes de los Existen en España más de 40 empresas que manu- requisitos básicos. facturan equipos solares térmicos, mientras que la 2. Documentos básicos (DB) de carácter reglamen- venta y distribución de equipos está soportada por tario, que ofrecen métodos y soluciones para más de 100 empresas, que dan empleo directo a cumplir las exigencias del CTE, permitiéndose más de 6.000 personas según la Asociación de la la innovación. Industria Solar Térmica (ASIT). El documento de exigencias “HE4-Contribución so- Tabla 4.10.1. Principales empresas lar mínima de agua caliente sanitaria”, contiene fabricantes españolas en 2010 las exigencias para los edificios donde exista una demanda de agua caliente sanitaria o de clima- Fabricantes captadores solares planos tización de piscina cubierta, donde una parte de térmicos las necesidades energéticas térmicas derivadas de esta demanda se cubrirá mediante la utilización de 1 9REN (Almazán, Soria) energía solar de baja temperatura adecuada a la radiación solar global de su emplazamiento y a la ALTA EFICIENCIA SOLAR (Maliaño, 2 demanda de agua caliente del edificio. Cantabria) Esta exigencia es aplicable a edificios de nueva 3 ALWEC (Alacuas, Valencia) construcción y rehabilitación de edificios existentes. 4 ANDATER (Padul, Granada) Sector industrial 5 ASTERSA (Mieres, Asturias) Europa presenta un mercado muy diversificado res- pecto a las aplicaciones de energía solar térmica. 6 ATHES (León) Incluye desde sistemas para la producción de agua 398 Análisis por tecnologías (Continuación) (Continuación) Fabricantes captadores solares planos Fabricantes captadores solares semiesféricos térmicos con cubierta 7 ATRAPASOL (Benavente, Zamora) 30 IPEaguas (Tudela, Navarra) 8 AVANT SOLAR (La Vall D’Uixo, Castellón) Fabricantes captadores solares no vidriados 9 BAXI ROCA (Castellbisbal, Barcelona) 31 ROTH ESPAÑA (Tudela, Navarra) 10 CIDERSOL (Boecillo, Valladilid) THERMOSLATE (O Barco de Valdeorras, CONSTANTE SOLAR (Sta. Cruz de 32 11 Orense) Tenerife, Canarias) 12 DIUNSOLAR (Ribaforada, Navarra) Fabricantes captadores solares planos evacuados de alta temperatura 13 E.S.E. SOLAR (Tenerife, Canarias) 33 SRB-ENERGY (Almussafes, Valencia) SOLIKER - Grupo Unisolar (Béjar, 14 Salamanca) Fabricantes de máquinas de absorción 15 HUCU SOLAR (Antequera, Málaga) CLIMATEWELL IBÉRICA (Olvera, Soria): IMS CALEFACCIÓN (San Mateo de 34 16 F. Máquina absorción Gállego, Zaragoza) INGESOL CANARIAS (Las Palmas de 17 Fabricantes de componentes Gran Canaria) 18 ISOFOTON (Málaga) CARPEMAR SOLAR (Zaragoza): 35 Fabricante fluido anticongelante LKN (Les Franqueses del Vallés, 19 36 LAPESA (Zaragoza): F. depósitos Barcelona) NAGATERM (Motilla del Palancar, MECALIA (La Guardia, Pontevedra): F. 20 37 Cuenca) depósitos 21 OCV (Cambados, Pontevedra) 38 LASIAN (Zaragoza) OLIVA TORRAS SOLAR ENERGY 39 FAGOR: F. calderas y componentes. 22 (Manresa, Barcelona) SUICALSA (Illescas, Toledo): F. 23 PASANQUI (Elche, Alicante) 40 intercambiadores, depósitos 24 PROMASOL (Málaga) SYSTEMTRONIC (Castelldefells, 41 Barcelona): F. sistemas de control 25 SILVASOL (Javea, Alicante) ENERGÍA TÉRMICA AVANZADA (Paterna, 42 Valencia): F. sistemas de protección 26 SOLARIA (Puertollano, Ciudad Real) Fuente: IDAE (listado no exhaustivo) 27 SOLARIS (El Ejido, Almería) 28 SOLECO (Sant Joan Despí, Barcelona) 29 TERMICOL (Dos Hermanas, Sevilla) 399 PER 2011-2020

4.10.2 — Perspectivas de la única. Existen numerosas aplicaciones de media

4.10.2 Perspectivas de la única. Existen numerosas aplicaciones de media y alta temperatura fundamentalmente destinadas evolución tecnológica a usos industriales, a la vez que aparecen en el mercado las aplicaciones de refrigeración solar. Los sistemas solares térmicos tradicionalmente Las principales tecnologías existentes aparecen se han vinculado a la generación de ACS que, si resumidas en la siguiente figura: bien continúa siendo la principal aplicación, no es Figura 4.10.8. Tecnologías de energía solar térmica de baja y media temperatura Generación de calor Generación de frío Tipo de captador Captador Captador Captador de Captador de Máquina de Máquina de plano sin plano con tubo vacío tubo de absorción adsorción recubrimieto recubrimieto concentración Temperatura de salida 20-40 60-110 90-110 >150 80-110 80-110 del fluido (ºC) 80-110 Rendimiento del ~40-50 ~70-75 ~75-80 ~75-80 ~45-50 ~45-50 captador2 (%) Rendimiento de la ~40-50 ~65-70 ~70-75 ~70-75 ~40-45 ~40-45 instalación (%) ACS, cale- ACS, cale- Aplicaciones Piscinas ACS1 y ACS y Calefacción y facción, aire facción, aire calefacción calefacción district acondicionado acondicionado heating y frío industrial y frío industrial Clima adecuado Muy alta Muy alta y alta Alta y media Media Alta Alta irradiación irradiación irradiación irradiación irradiación irradiación Madurez tecnológica % de cuota de mercado ~5 ~90 ~5 ~0 ~0 ~0 en España Baja temperatura Media temperatura 1 Agua caliente sanitaria. 2 Rendimiento del captador = energía aprovechada en el captador sobre el total de la irradiación total solar Fuente: BCG A nivel internacional y europeo existen diferentes sistemas de almacenamiento térmico, grandes ins- programas en curso que promueven la investiga- talaciones solares, etc. ción y el desarrollo de la tecnología. La Agencia In- Por otro lado, la UE trabaja diversas líneas de in- ternacional de la Energía, AIE, dentro del programa vestigación en las que la energía solar térmica tie- SHC Solar Heating and Cooling, está actualmen- ne una parte activa y fundamental dada su amplia te desarrollando diferentes tareas encaminadas capacidad de desarrollo. entre otras cosas a la integración arquitectónica, 400 Análisis por tecnologías Para analizar la situación actual y las perspectivas en forma de radiación solar en energía térmica que tecnológicas del sector solar térmico, se distinguen calienta el fluido que circula por su interior (habi- los diferentes grupos de aplicaciones. tualmente mezclas de agua con anticongelante). Esta energía transferida en forma de agua caliente Aplicaciones de agua caliente sanitaria es cedida generalmente a otro circuito, donde se (ACS), calefacción y piscinas acumula en un depósito acumulador que actuará como depósito de inercia térmica hasta que se pro- La aplicación de energía solar térmica con mayor duzca el uso final de la energía en forma de agua implantación es la generación de ACS, que transfor- caliente sanitaria, apoyo a la calefacción por suelo ma la energía incidente que llega a los captadores radiante o para la climatización de piscinas. Figura 4.10.9. Esquema típico de instalación solar térmica para ACS Consumo Radiación solar Acumulador Intercambiador Colector Agua fría red Circuito primario Circuito secundario Fuente: IDAE Dentro de las mencionadas aplicaciones, la tecno- En el caso de instalaciones en viviendas unifami- logía más extendida a nivel comercial es la corres- liares, se utilizan los llamados equipos compac- pondiente a los captadores planos vidriados, que tos (termosifónicos) que incorporan en un único también permiten la calefacción mediante suelo equipo la superficie de captación y la acumulación, radiante. con una mínima ocupación de espacio en el teja- Figura 4.10.10. Esquema típico para do (típicamente entre 2 y 4 m2 de captadores) y viviendas unifamiliares destacan por su facilidad de montaje y el mínimo mantenimiento. Calefacción Se han implantado con fuerza soluciones de siste- mas solares de tipo vaciado automático o también llamado drain back que incorporan una tecnología de drenaje automático que evita los típicos proble- mas de las instalaciones convencionales, como las heladas o las temperaturas excesivas que pueden degradar el anticongelante. Este concepto de vaciado automático, tradicio- nalmente utilizado en instalaciones de ACS para vivienda unifamiliar, se está incorporando actual- Salida ACS mente de forma escalable y adaptable a grandes consumo ACS solar instalaciones. Así mismo, existen otras solucio- Fuente: IDAE nes en desarrollo que protegen a la instalación de sobrecalentamientos de forma automática, como nuevos conceptos de depósito de expansión. 401 PER 2011-2020 Los captadores flexibles no vidriados se destinan funcionales, absorbedores selectivos, mejora de principalmente a la climatización de piscinas, pues- espejos y reflectantes, acristalamientos con propie- to que resultan más sencillos y económicos, dado dades ópticas adaptativas y fluidos calo-portadores su uso a muy baja temperatura. estables a mayores temperaturas, etc. Por otro lado, existe actualmente una cierta tenden- Igualmente se trabaja en la mejora de los sistemas cia a la ejecución de grandes instalaciones con panel de control e instrumentación, en el desarrollo de de gran formato. Son captadores de entre 4 y 12 m2, nuevos procedimientos de prueba, incluyendo test de normalmente utilizados en grandes instalaciones envejecimiento de los captadores y componentes, así pero también cada vez más en instalaciones de me- como en pruebas de aplicaciones específicas, como nor tamaño en edificios de viviendas. Están teniendo los captadores de fachada e instalaciones marítimas. cada vez más presencia en el mercado, tanto por la rapidez de montaje que supone el eliminar conexio- Aplicaciones industriales nes hidráulicas a realizar, como por el menor coste unitario que supone al instalador. El sector industrial presenta un alto potencial por la importancia de su demanda térmica en el rango que Los avances tecnológicos en este tipo de aplica- pueden producir las instalaciones solares. Se estima ciones se dirigen fundamentalmente a la mejora que los sistemas solares podrían proporcionar entre del rendimiento de los captadores vidriados planos el 2 y el 7,5% del potencial de demanda total de ener- tratando de disminuir sus pérdidas y de aumentar gía a baja y media temperatura del sector industrial. la ganancia óptica. Aproximadamente el 41% de la demanda de calor in- En este sentido, existe un gran potencial de mejora dustrial requiere temperaturas por debajo de 250 ºC. de la eficiencia si el acristalamiento es sustituido En muchos sectores industriales como la industria por materiales anti-reflectantes que son indepen- papelera, bebidas, la fabricación de fertilizantes, ali- dientes de las temperaturas de operación, siendo mentación como la industria cárnica, bebidas como muy interesante el uso de doble acristalamiento vinos, industria láctea, etc., la demanda de calor a anti-reflectante para altas temperaturas. media y baja temperatura (por debajo de 250 ºC) se Las actuales líneas de investigación se centran en el sitúa en torno al 47,7% de la demanda total. desarrollo de nuevos materiales como superficies Figura 4.10.11. Distribución de la demanda de calor a baja temperatura y del potencial solar según categorías principales de clasificación CNAE Cárnica Colorantes Pescado Química inorgánica básica Frutas y hortalizas Química orgánica básica Grasas y aceites Fertilizantes Ind. lácteas Primeras materias plásticas Molinería Caucho Alim. animal Pinturas Pan Prod. farmacéuticos Azúcar Artículos limpieza Otros alimenticios Otros prod. químicos Bebidas Fibras sintéticas Acabados textiles Caucho y mat. plásticas Madera y corcho Revest. metales Pasta papelera Constr. maquinaria Papel cartón Fabr. máquinas y equipos varios Gases industriales Automóvil Fuente: Potencial de la energía solar térmica en la industria, EnergyXperts y Eclareon 402 Análisis por tecnologías Así pues, se trata de un mercado relevante y muy se ha realizado el vacío que evita las pérdidas por prometedor para la aplicación de sistemas solares conducción y convección. En su interior se alojan térmicos. dos tubos concéntricos sellados por un extremo por donde circulará el fluido caloportador. Sobre estos Por otro lado, se ha producido un notable incremento tubos se ubica la placa absorbedora que será la en- de la presencia en el mercado de los captadores de cargada de captar la radiación solar y convertirla en tubo de vacío que permiten alcanzar mayores tem- energía térmica. En el caso de los captadores de tubo peraturas y tienen un mayor rendimiento. Su uso de vacío directos, los tubos que conforman el cap- se enfoca mayoritariamente a aplicaciones de uso tador se conectan a un colector principal por donde industrial y para aplicaciones de refrigeración solar. circula el fluido caloportador de la instalación. En el Figura 4.10.12. Colectores planos vidriados, caso de los captadores tipo heat pipe, los tubos de tubo de vacío y no vidriados vacío disponen de un intercambiador ubicado en el extremo del tubo desde donde el fluido caloportador confinado en este cede el calor captado al fluido que circula por el colector principal. Por otro lado, se encuentra en el mercado cada vez más variedad de captadores solares térmicos de media y alta temperatura (> 250 ºC). Además de los captadores con seguimiento solar usados nor- malmente en aplicaciones solares termoeléctricas, como los concentradores cilindroparabólicos (CCP) y los concentradores lineales de Fresnel, existen algunos modelos estáticos que permiten alcanzar esas temperaturas. Dentro de estos modelos estáticos se encuentran los captadores de micro concentración (MCT) que incorporan sistemas de concentración de Fresnel a pequeña escala, o captadores que emplean sis- temas de ultra alto vacío (UHV). Fuente: ASIT Los sistemas captadores de tubos de vacío más habituales (directos y heat pipe) se basan princi- palmente en el uso de una ampolla de vidrio donde 403 PER 2011-2020 Figura 4.10.13. Colectores de ultra alto vacío (UHV) Fuente: SRB Energy Sistemas de refrigeración solar absorción de simple efecto, capaz de aprovechar la energía térmica generada por los captadores El aumento de aparatos de refrigeración median- solares para la producción de frío. te compresores ha sido significativo en los últimos años, provocando con ello un aumento importante de Las altas temperaturas necesarias para la uti- la demanda de energía eléctrica durante el verano. lización de ciclos de refrigeración térmicos con máquina de absorción obligan a la utilización de Como alternativa surgen los sistemas de refrigera- captadores solares de alto rendimiento. ción solar, que resultan especialmente interesantes dado que coincide la mayor disponibilidad del recurso En general, dado el carácter singular de este tipo solar con el aumento de la demanda de refrigeración. de instalaciones, el diseño y la instalación debe permitir que las máquinas trabajen siempre que Existen diferentes sistemas y tecnologías para sea posible en el rango superior de su intervalo de conseguir la climatización a partir de energía so- temperaturas de funcionamiento; de este modo, se lar térmica. Por un lado los sistemas cerrados que aprovechará al máximo el recurso disponible y las utilizan máquinas de absorción de simple y doble máquinas trabajarán a mejor rendimiento. efecto y máquinas de adsorción, y por otro los sis- temas abiertos como la desecación y refrigeración En el caso de máquinas de simple efecto se em- evaporativa. Se están desarrollando programas eu- plean captadores planos selectivos, captadores ropeos que tratan de integrar estos sistemas con los planos de concentración, tubos de vacío, etc., para sistemas de climatización convencionales y facilitar alcanzar temperaturas comprendidas entre los 80 la posible combinación de la energía solar térmica y los 120 ºC. En el caso de máquinas de doble efec- con las tecnologías e instalaciones existentes. to los captadores utilizados serán concentradores cilindro-parabólicos, concentradores que emplean No obstante, la tecnología más utilizada hasta la lentes de Fresnel, u otros que alcancen tempera- fecha con energía solar es la basada en ciclo de turas de 140 a 160 ºC. 404 Análisis por tecnologías Figura 4.10.14. Fabricación de equipos de refrigeración solar en España Fuente: CLIMATEWELL Las máquinas de absorción de doble efecto tienen como materiales adsorbentes y, como fuente de rendimientos más altos que las máquinas de sim- calor térmica, utilizan un sistema solar que permite ple efecto (COP de 0,9-1,2 frente a COP de 0,6-0,8) y regenerar el material absorbente para un próximo permite competir con los sistemas convencionales ciclo y adicionalmente dar apoyo a la batería de de compresión. Este tipo de sistemas existen en calor de la unidad en modo invierno. fase comercial en el mercado para su utilización Hasta ahora la mayor parte de las instalaciones con combustibles, pero no están completamente de refrigeración solar que empleaban máquina de desarrollados para su utilización con energía solar. absorción han utilizado máquinas de potencia rela- Para esta aplicación es necesario conseguir tem- tivamente altas, aunque en los últimos años están peraturas relativamente altas (> 140 ºC), que se teniendo cada vez más presencia en el mercado las pueden conseguir con los sistemas de concentra- máquinas de pequeña potencia dirigidas al uso en ción antes expuestos. viviendas unifamiliares. Los sistemas de refrigeración mediante deseca- Además, de forma paulatina, cada vez más edi- ción con refrigeración evaporativa son otra de las ficios, principalmente hoteles, están integrando aplicaciones interesantes para los sistemas solares este tipo de máquinas en las instalaciones solares térmicos. En general, se trata de sistemas de re- existentes para aprovechar el exceso de energía en frigeración en los que se combinan técnicas de en- los periodos de máxima radiación. De este modo, friamiento evaporativo con deshumectación del aire además de cubrir la demanda energética para la mediante un agente desecante (sólido o líquido). cual fue diseñada la instalación original se cubriría Como refrigerante se utiliza el agua presente en parte de la demanda de refrigeración del edificio. el aire húmedo, siendo sistemas válidos tanto para En otros casos es viable la ampliación de instala- enfriamiento como para calentamiento de aire. ciones existentes que permiten la incorporación de mayor potencia de máquinas de absorción, La tecnología más común de aplicación de la de- proporcionando éstas una mayor cobertura de la secación utiliza ruedas o tambores desecantes, demanda de refrigeración en los meses de mayor en los que se tiene gel de sílice o cloruro de litio radiación, y permitiendo que durante los meses de 405 PER 2011-2020 menor radiación la demanda original existente se de la eficiencia de las instalaciones para uso do- satisfaga con un mayor grado de cobertura. méstico, de baja potencia, necesitan también del desarrollo de torres de refrigeración y sistemas Los avances tecnológicos en refrigeración solar de disipación de baja potencia o combinación con deben encaminarse a lograr la integración de to- sistemas de disipación mediante sonda geotérmica. dos los equipos que componen el sistema evitan- do el actual desacoplamiento entre los fabricantes de sistemas de absorción, las instalaciones y los Calefacción urbana (District Heating en suministradores de captadores o de equipos con- inglés) vencionales de refrigeración, que han provocado La calefacción urbana o district heating es una de hasta ahora desajustes entre las características las aplicaciones para usos colectivos que requie- de funcionamiento de los sistemas de absorción y ren instalaciones de mayor superficie de captación el resto de la instalación hidráulica, incluidos los solar y que más facilita el uso conjunto de otras captadores. fuentes energéticas (fósiles o renovables) incluso La investigación básica precisa optimizar los ciclos en sistemas comunitarios ya existentes. de frío y alcanzar mayores coeficientes de rendi- En Europa actualmente se emplea un 14% de miento (EER), diseño de equipos más robustos y energías renovables como fuente de energía para compactos que operen a menores temperaturas. este tipo de sistemas. Suecia fue el primer país en Estos trabajos incluyen investigación en materia- instalar un sistema de district heating alimentado les de absorción, nuevos revestimientos para los con energía solar en la década de los 70. Hoy en intercambiadores de calor o diseño de nuevos ciclos día dispone de 22 complejos solares de este tipo, termodinámicos. pero es Dinamarca el país que dispone de la mayor Otra de las líneas de avance tecnológico se centra instalación (18.300 m2) que alimenta el sistema de en la reducción de tamaño, ruido y coste de los calefacción urbana de la ciudad de Marstal. equipos que permitan su adecuación al entorno Actualmente está en marcha el proyecto “Sunsto- doméstico. En esta área España cuenta con un fa- re 4”, que comenzó en agosto de 2010, que trata de bricante de equipos de absorción solar. ampliar la instalación solar existente en la población Es necesario que este tipo de máquinas se inte- de Marstal en 15.000 m2 más, para alcanzar una co- gren en los edificios de forma que se satisfaga con bertura del 55%. Se pretende extender la experiencia el mayor grado de cobertura todas las demandas adquirida promoviendo la instalación de proyectos si- energéticas del mismo de una manera integral milares en otros 10 países europeos, incluido España. (ACS, calefacción, refrigeración, climatización de Otro proyecto en el área de district heating, promo- piscina, etc.) por ejemplo aprovechando el calor vido por la Agencia Internacional de la Energía, es generado por la máquina en el circuito de conden- el denominado “SDH Take-off”, que comenzó en sación para climatizar piscinas, o precalentar el octubre de 2010. Trata de introducir en el mercado agua caliente sanitaria. este tipo de aplicaciones uniendo expertos en la tec- En este sentido el proyecto ARFRISOL, coordinado nología solar y en district heating, que analizarán los por el CIEMAT, está demostrando la viabilidad de condicionantes del mercado y contribuirán en los la incorporación de instalaciones de refrigeración planes normativos, ayudas, planes de difusión, etc. mediante energía solar térmica en edificios. En el marco de este proyecto se han realizado cinco Desalación solar térmica experiencias piloto en edificios con diferentes ca- racterísticas y ubicaciones. La monitorización de Una aplicación muy interesante para los sistemas estas iniciativas ofrece datos positivos y grandes solares es su incorporación a los procesos de de- expectativas para estas aplicaciones. salación de agua marina, al proporcionar la energía térmica necesaria para el proceso. Es habitual la A medida que aumente el número de instalaciones coincidencia de disponibilidad de recurso solar con de uso doméstico se incrementará la estandariza- la falta de disponibilidad de agua potable y proxi- ción de elementos y configuraciones de instalación midad al agua de mar. para lograr un óptimo rendimiento, una reducción del coste, tanto de equipos, como de ingeniería, Estos sistemas de desalación mediante energía so- puesta en marcha y mantenimiento. El incremento lar abarcarían desde los sistemas pasivos basados 406 Análisis por tecnologías en evaporación (Solar Still) hasta complejos siste- La destilación por membrana (MD) también repre- mas integrados en plantas termosolares de gene- senta un alto potencial en cuanto a la utilización de ración eléctrica. energía solar térmica de baja temperatura, donde Figura 4.10.15. Desalinización solar térmica además de precisar bajas temperaturas de opera- ción, de 60 a 80 ºC, las instalaciones se caracterizan Desalinización solar por su simplicidad técnica, escasa necesidad de mantenimiento y alta calidad del agua desalada. Actualmente se está desarrollando el proyecto europeo recogido dentro del 6º programa marco Directa Indirecta “MEDESOL”, en el cual se están elaborando tres plantas prototipo de de desalación por membrana El destilado se produce Captador solar y (MD) con captadores solares térmicos con objeto directamente en el destilador son sub- de demostrar su viabilidad. captador solar sistemas independientes

4.10.3 — Evaluación del

4.10.3 Evaluación del Solar Still Desalación solar súbita potencial multietapa y multiefecto (MSF/MED) Como ya se describe en el apartado 4.9.2, el re- curso solar es abundante en España, que dispone de condiciones climáticas muy adecuadas para la Humidificación- energía solar térmica, por lo que la disponibilidad deshumidificación del recurso solar no supone un elemento limitante del potencial solar español. Se ha estudiado el potencial en tres aplicaciones Destilación por clave: las aplicaciones derivadas del cumplimiento membranas del CTE, las aplicaciones industriales y las aplica- ciones para climatización. Ósmosis inversa (OI) Aplicaciones derivadas del cumplimiento del CTE Las aplicaciones derivadas del cumplimiento del Estanque solar de CTE en lo relativo a la energía solar térmica, tienen gradiente salino (Solar Pond) su origen en las obligaciones que se desprenden de la aplicación de la Sección HE4-Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria. Fuente: IDAE a partir de “García et. al., 2005” Esta Sección HE4, es aplicable a los edificios de El proceso de destilación multiefecto (MED) se nueva construcción y rehabilitación de edificios adapta muy bien al uso de energía solar térmica existentes de cualquier uso en los que exista una puesto que requiere menor consumo específico demanda de agua caliente sanitaria y/o de clima- de energía y menor temperatura de alimentación tización de piscina cubierta. (menos de 70 ºC). Para calcular el potencial total que se deriva de la La ósmosis inversa es actualmente la tecnología aplicación del CTE, se debe realizar una previsión más dominante y a ella se asocia perfectamente del crecimiento del parque inmobiliario hasta 2020, el uso de energía solar térmica. La investigación puesto que sobre esos edificios nuevos se ejecutará en este campo incluye el desarrollo de nuevos obligatoriamente una instalación solar térmica, con materiales (basados en polímeros) con buena unos porcentajes de contribución preestablecidos conductividad térmica que permitan alcanzar bue- por el CTE. nos porcentajes de recuperación de agua a coste moderado. Esta prospectiva de nueva edificación se ha obteni- do a partir de las estadísticas oficiales de licencias 407 PER 2011-2020 de obra concedidas a proyectos de edificación que Existen diversos factores que afectan al grado de incorporan instalaciones de energía solar. Esta es- penetración de cada tipo de tecnología, como lo son tadística se ha proyectado hasta 2020 utilizando el conocimiento de los diferentes agentes involu- las tasas de crecimiento poblacional publicadas crados en la ejecución del edificio sobre la existen- por el INE y la llamada “tasa cabeza de familia” cia de la posibilidad de realizar esta sustitución, de que refleja el crecimiento de las nuevas unidades las ayudas o subvenciones que estas tecnologías familiares. pueden disfrutar o de otras ventajas competitivas que estas puedan tener frente a la energía solar De esta manera, se establece que la creación de térmica. nuevas unidades familiares tendrá como conse- cuencia la construcción de nuevas viviendas para Con respecto al grado de incumplimiento, este se satisfacer sus necesidades, una vez absorbido centra sobre todo en incorrectos diseños y ejecu- el stock de viviendas construidas que existe ac- ción de instalaciones. Se estima que la producción tualmente, que se prevé en el estudio hacia el final se vería afectada en torno al 90% de la esti- año 2015. mada por este motivo. Para el cálculo del potencial accesible es necesario Teniendo en cuenta las mencionadas limitaciones introducir los elementos restrictivos del potencial tenemos que, de la evolución estimada para la ener- total que limitarán las instalaciones solares. Es- gía solar térmica derivada de la aplicación del CTE tas limitaciones no serán técnicas ni económicas hasta 2020, el sector residencial será el principal puesto que se trata de instalaciones obligatorias artífice del crecimiento y el crecimiento en el in- y el propio CTE ya establece los mecanismos de tervalo de 2010 a 2020 será de 3,4 millones de m2. justificación necesarios. Las limitaciones provienen por un lado del grado de penetración de cumplimiento del CTE y por otro de las exenciones y de los incumplimientos que puedan aparecer y de las razones que llevan a estos incumplimientos. El grado de penetración ha sido más lento de lo esperado, donde han coincidido los años de menor penetración con los de mayor actividad en el sector de la construcción. Con respecto a las exenciones técnicas o corres- pondientes a aplicación de normativa, el montante principal de estas se centra en causas debidas a la prohibición de instalar captadores por las normas de protección del patrimonio histórico- artístico. Este aspecto llega a ser importante en algunas regiones, principalmente en los cascos históricos, alcanzando una media de penetración por encima del 7%. Las causas de exención por sobreproducción no llegan al 1% y por sombras alcanzan el 3%. Por otro lado, existe otro tipo de exenciones que ha afectado en mayor medida al grado de penetra- ción, en este caso se trata de las exenciones por sustitución por otras tecnologías renovables como pueden ser calderas de biomasa, microcogenera- ción y bombas de calor geotérmicas. El grado de penetración de este tipo de exención se encuentra íntimamente ligado a la zona geográfica. 408 Análisis por tecnologías Figura 4.10.16. Estimación de la superficie de energía ST instalada por CTE 400 Total 2010-2020: 3,4 millones de m2 350 300 250 (Miles de m2) 200 150 100 50 0 2007 2008 2009 2010E 2011E 2012E 2013E 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E Viviendas multifamiliares Hoteles y hostales: oro Hospitales Viviendas unifamiliares Fábricas Hoteles y hostales: plata Lavanderías Residencias TCAC 2009-2020 3,8% Restaurantes y cafeterías Gimnasios Administrativos Escuelas Cuarteles Fuente: Potencial de la energía solar térmica derivada del CTE, Eclareon y Creara Aplicaciones industriales Para obtener estos datos en términos de consumo de calor y frío, se debe considerar: Para calcular el potencial total para aplicaciones de la energía solar térmica en la industria se han • Una parte del consumo de combustibles puede calculado las demandas energéticas de las indus- deberse a usos no térmicos, aunque el peso de trias españolas. En concreto se han estudiado 32 los consumos no térmicos resulta despreciable. sectores industriales, que significan el 48% de la • Una parte del consumo eléctrico se dedicará a la demanda de calor de la industria y, aproximada- producción de frío/calor; del estudio de los ma- mente, el 94% de la demanda de calor a baja y me- nuales sectoriales se estima que sólo el 5% del dia temperatura (< 250ºC). consumo tiene usos calor/frío. • El consumo de calor en procesos es inferior al Para los sectores analizados, el consumo energé- consumo de energía final debido a los rendimien- tico se calcula en 66.773 GWh en forma de com- tos de conversión y distribución (rendimientos de bustibles y 148.739 GWh en forma de electricidad. calderas, pérdidas en líneas de distribución etc.); este rendimiento se estima en el 80%. 409 PER 2011-2020 Con estas suposiciones, se obtiene el siguiente potencial total como sustitución de todo el consumo destinado a la generación de calor de procesos por generación solar térmica: Tabla 4.10.2. Demanda de energía para generación de calor en procesos industriales Calor a baja Consumo Consumo Calor para y media combustibles eléctrico procesos temperatura (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) Sectores estudiados 148.739 66.774 137.744 110.492 Otros sectores 160.898 59.435 150.945 7.547 Total industria 309.637 126.209 288.689 118.039 Fuente: Potencial de la energía solar térmica en la industria, Energy Experts y Eclareon Para el cálculo del potencial accesible es necesario Para determinar la viabilidad económica del poten- introducir los elementos restrictivos del potencial cial disponible se analiza la evolución estimada de las total que limitarán las instalaciones solares que tarifas energéticas para el año 2020, deduciéndose técnicamente sean viables. que el periodo de retorno medio para este tipo de instalaciones se situaría en torno a los 6 años y medio. Por un lado es necesario considerar la superficie de cubierta disponible válida para la instalación El potencial técnico-económico real del sector in- de sistemas solares térmicos. Serán superficies dustrial tendrá en cuenta además de los factores lo suficientemente amplias para la instalación de anteriormente mencionados el aumento de la pro- captadores y libres de sombras y obstáculos y con ducción industrial debido al crecimiento económico una inclinación máxima del 10%. y la reducción de la intensidad energética debido a mejoras de eficiencia energética. Por otro lado, las características constructivas del establecimiento industrial de ubicación deberán El potencial técnico-económico total según los garantizar que ésta es capaz de soportar las cargas criterios mencionados, resulta en un potencial to- y esfuerzos generados por el campo de captadores tal de 59,9 TWh de calor útil cubriendo un 36% de solares térmicos. la demanda de calor a baja y media temperatura, incluyendo las demandas de frío. A este respecto, se ha detectado que las carac- terísticas constructivas de las naves industriales El potencial técnico-económico total en térmi- españolas pueden ser un factor limitante de fuer- nos de potencia instalada correspondiente es de te repercusión en el potencial de la energía solar 68,2 GW (97,4 millones de m2). De este potencial térmica en la industria, puesto que en torno al 64% total 14,7 GW son para aplicaciones a baja tempe- de los establecimientos industriales precisarían de ratura, 36,8 GW para aplicaciones a media tempe- una revisión y/o adaptación de sus estructuras pre- ratura y 16,6 GW adicionales para aplicaciones a via, lo cual encarecería la instalación. media temperatura incluyendo frío solar. Las construcciones realizadas a partir de 2007 no pre- El potencial según el grado de implementación sentarían ya estas limitaciones constructivas, puesto previsto en un escenario favorable, donde se con- que las normativas de construcción y de seguridad y sideran políticas de medidas e incentivos suficien- protección contra incendios obligan a garantizar que tes, es de 10,1 GW, (14,4 millones de m2) de los se soportarían cargas y esfuerzos del orden de mag- cuales 2,9 GW son a baja temperatura (hasta 60 ºC) nitud de las causadas por la instalación solar térmica. y 7,2 GW a media temperatura (de 60 a 250 ºC), incluyendo la generación de frío. El estudio muestra que la superficie útil de cubierta alcanza los 243 millones de m2 y si se considera la El aporte solar medio supone el 7,5% de la deman- superficie de cubierta y la superficie adyacente la da total de calor a baja y media temperatura (5,4% superficie útil llega a los 319 millones de m2,por lo si se incluye la demanda de frío como base de re- que se deduce que el potencial técnico es muy alto. ferencia), llegando a casi un 20% en la industria 410 Análisis por tecnologías de bebidas y la industria cárnica. El potencial se Las tecnologías basadas en desecación evaporativa reduciría a 1,7 GW (2,4 millones de m2) según el o DEC y absorción de doble efecto, se encuentran grado de implementación previsto en un escena- actualmente evolucionando en un mercado todavía rio más desfavorable donde se garanticen meno- en desarrollo. Sin embargo, se trata de aplicaciones res porcentajes de realización sobre el potencial muy prometedoras, pues a pesar de encontrarse técnico-económico. aún en una fase de desarrollo tanto tecnológico como de mercado, demuestran su viabilidad eco- Sistemas de climatización solar nómica con apoyos a la inversión (subvenciones) relativamente bajos. Comparado con otros países europeos, España pre- senta una demanda muy significativa de climatiza- Se valora la implantación de este tipo de soluciones ción (frío/calor) debido a sus condiciones climáticas. a partir del año 2015, donde su aplicación tendrá cabida principalmente en el sector terciario, por Analizando los consumos energéticos de España, la necesidad de implementar estos sistemas de los sectores que más energía consumen correspon- forma integrada con los sistemas de ventilación y den a calor industrial y a calefacción de viviendas climatización centralizada. unifamiliares y edificios de viviendas multifamilia- res. El suministro de aire acondicionado, en su ma- Los sistemas de climatización solar en España para yoría con consumo eléctrico, representaba en 2006 el sector terciario y residencial, basados en máqui- el 11% del consumo final. Con estos datos, surge na de absorción de simple efecto tienen un extenso un gran potencial para las instalaciones que com- potencial, asociado a la demanda conjunta anual de binan sistemas solares térmicos para suministro calor (calefacción y agua caliente sanitaria) y frío de calefacción y refrigeración. (refrigeración). Para alcanzar este potencial será necesario dispo- En el caso de contar con un intenso apoyo público ner de soluciones suficientemente competitivas en se obtiene un gran volumen de mercado de instala- costes para las instalaciones solares destinadas a ciones que ofrecen un periodo de retorno de la in- climatización. versión inferior a 15 años. En el caso de captadores de tubo de vacío se obtienen valores sensiblemente Las aplicaciones más interesantes para la clima- superiores al caso de captadores planos. tización solar se prevén para sistemas de media y gran escala en el sector servicios (hoteles, oficinas, En el estudio realizado se deduce que para apro- etc.) y para frío industrial. vechar el enorme potencial base existente en los sectores residencial y terciario para el conjunto de En cualquier caso, si la energía solar térmica es tecnologías analizadas (140 millones de m2), es ne- capaz de cubrir una parte significativa de la de- cesario avanzar en el desarrollo tecnológico y en manda de climatización (frío/calor) en España, la mejora de la rentabilidad de estas instalaciones. entonces el objetivo debería dirigirse hacia las instalaciones combinadas capaces de proporcio- Este tipo de aplicaciones precisan por tanto de fuer- nar calefacción, ACS y climatización tanto para el tes actuaciones en todos los niveles (normativo, sector servicios como para el sector residencial. económico, tecnológico, etc.) que faciliten su pene- Las soluciones combinadas podrían ser válidas tración en el mercado. Su gran potencial, la coin- también para los procesos industriales de baja cidencia de la mayor demanda cuando mayor es el temperatura (frío/calor). recurso, y la existencia de una industria innovadora con grandes perspectivas de crecimiento, hace que Los resultados obtenidos en el estudio de potencial sus expectativas sean muy favorables en el periodo de climatización solar en España representan el de este plan. máximo potencial de aplicación de estos sistemas basados en máquina de absorción de simple efecto con captadores planos y de tubo de vacío, en má-

4.10.4 — Análisis de costes

4.10.4 Análisis de costes quina de absorción de doble efecto con captadores Los sistemas solares térmicos para producción de cilindro-parabólicos, y desecación con enfriamiento calor y frío, en general pueden dividirse en cuatro evaporativo con captadores planos selectivos, en los grandes bloques de elementos, que representan sectores residencial y terciario. Este máximo poten- las partidas más representativas del coste de la cial se basa en aquellas aplicaciones que producen instalación, y que se resumen en la siguiente figura: al menos un 20% de ahorro de energía primaria. 411 PER 2011-2020 Figura 4.10.17. Cuatro elementos clave en una instalación solar térmica para la producción de calor y frío Principales componentes de Peso coste Peso coste una instalación solar térmica instalación instalación por producir calor y frío calor (%) frío (%) Campo de • El captador que se implanta 30-50 20-30 captadores en España es el captador plano con recubrimiento (90%) • Los principales componentes son el captador y la estructura de los captadores y del campo • La mayor componente del Captadores coste del captador es el absorbedor ( 60%) por lo que su coste es poco sensible al precio de las materias primas y sensible al proceso de fabricación Sistema de • El sistema de acumulación se 20-25 15-20 acumulación compone del acumulador, bombas y tuberías • Las materias primas principales del sistema de acumulación son cobre y acero Sistema de regulación • El coste del sistema de acumulación es sensible a la Sistema de Sistema variación de los precios del acumulación de frío cobre y el acero Sistema de • La telegestión o gestión +7 -5 regulación energética a través del sistema de regulación es clave para la optimización del aprovechamiento energético de las instalaciones de energía solar térmica Sistema • Se compone de una máquina – 20-25 de frío de absorción o adsorción y de una torre de refrigeración Fuente: BCG Las materias primas más utilizadas en las ins- Se realiza a continuación el análisis económico talaciones solares térmicas son cobre, aluminio, para la tecnología de captador plano selectivo y acero y fibra de vidrio y representan entre un 7 y captador de tubo de vacío para producción de calor, un 18% del coste total de la inversión, por lo que la por ser la más extendida. evolución del coste de la materia prima tiene una influencia relativa en el coste total. 412 Análisis por tecnologías Figura 4.10.18. Coste estimado de inversión hasta en un 40% y en el caso de instalaciones de para producción de calor en 2010 tubo de vacío disminuir en un 24%cuando se llega Miles a instalaciones del orden de 1 MW. 0,06 0,04 Así mismo, los avances tecnológicos, la estandari- 1,2 zación de componentes, la mejora en el diseño de 0,06 0,04 0,19 instalaciones, la mejora en la cadena de suministro, 1,0 etc., propiciarán un descenso de coste de inversión 0,19 0,21 en esta tecnología. 0,8 El siguiente gráfico muestra el potencial de reduc- (€/kW) 0,20 0,20 ción de coste en el horizonte de 2020, que puede 0,6 0,20 alcanzar un 20% para la tecnología de tubo de vacío. 0,4 0,16 Figura 4.10.19. Coste de inversión para 0,10 producción de calor 2010-2020 0,2 0,32 Miles 0,21 0,0 1,2 0,96 M€/MW 0,86 M€/MW 0,77 M€/MW Captador plano Captador tubo 0,0384 10 kW de vacío 10 kW 1,0 0,048 0,043 0,0344 0,0385 0,0308 Obra civil y mano de obra 0,8 0,3168 0,2838 (€/kW) Sistema de acumulación 0,2541 0,6 Campo de captación 0,1536 0,1376 Margen EPC 0,1232 0,4 0,1632 0,1462 Regulación y control 0,0308 Sistema de bombeo e intercambio 0,2 0,1248 0,1118 0,1001 Captador 0,1152 0,1032 0,0924 0,0 Fuente: BCG 2010 2015 2020 El coste de inversión estimado para instalaciones de 10 kW varía entre 1.000 €/kW para las instala- Campo de captación ciones con captador plano selectivo y 1.180 €/kW Sistema de acumulación para las instalaciones con tubo de vacío. Obra civil y mano de obra Para instalaciones de 100 kW de potencia los costes Captador de inversión se estiman entre 790 €/kW de media Sistema de bombeo e intercambio en las instalaciones con captador plano con recubri- miento, y los 965 €/kW de captador de tubo de vacío. Sistema de regulación y control Comercialización y beneficio El estudio de prospectiva tecnológica realizado industrial ofrece otros datos de costes de inversión para di- ferentes aplicaciones de energía solar. Fuente: BCG Para el caso de instalaciones de producción de calor Según se refleja en el estudio sobre prospectiva y frío de 300 kW de potencia los costes estimados tecnológica realizado, la reducción de costes ven- se sitúan entre 1.300 €/kW para las instalaciones drá dada por: con captador plano selectivo y 1.460 €/kW para las • El aumento del tamaño de mercado hasta 1 GW instalaciones con tubo de vacío. anual, que propiciaría una mayor competitividad Lógicamente el coste de inversión por kW instala- con la consiguiente reducción en los costes de do decrece con el tamaño de las instalaciones, de los captadores. España tiene potencial solar y un manera que en el caso de instalaciones con capta- tejido empresarial que son adecuados para un dores planos con recubrimiento se podría disminuir mercado muy superior al actual. 413 PER 2011-2020 • El desarrollo de tecnologías de energía solar fia- desarrollen actividades de investigación y desarro- bles y competitivas para aplicaciones industriales llo de forma concluyente en los principales equipos y para aplicaciones de climatización propiciaría de los que consta una instalación solar. costes de inversión mucho más competitivos. El fuerte crecimiento inmobiliario de los últimos • La mayor profesionalización del sector, con el años ha ocasionado una excesiva focalización en desarrollo del modelo de empresas de servicios las aplicaciones para el sector residencial, dedicán- energéticos y de soluciones integrales de climati- dose menos esfuerzo al desarrollo de soluciones zación con proyectos de hibridación de diferentes para usos industriales. tecnologías renovables. • Mejoras en el diseño de las instalaciones, en las estandarización de los equipos de producción de Barreras técnicas calor y frío, y en las mejoras de los materiales de • Desconocimiento de la tecnología por parte de los las instalaciones. usuarios y de sus posibles aplicaciones. El coste de operación y mantenimiento en 2010 se El potencial promotor y usuario desconoce la estima entre 20 y 30 euros por kW al año según la existencia de la tecnología o de las prestaciones potencia de la instalación, según se muestra en la que ésta puede proporcionarle. Existe una fuerte siguiente figura: reticencia al cambio, sobre todo en los usos in- dustriales, a pesar del alto grado de desarrollo Figura 4.10.20. Coste de operación y para aplicaciones térmicas en baja temperatura. mantenimiento para producción de calor en 2010 Se desconoce las aplicaciones de climatiza- ción solar, calefacción y refrigeración urbana, 35 procesos industriales, desalación, integración arquitectónica, etc., y no se reconoce el poten- 30 cial técnico y económico frente a combustibles convencionales. 25 No existe un conocimiento suficiente de las ven- tajas económicas que presenta la energía solar (€/kW) 20 20 térmica a los usuarios, especialmente en aque- 15 llas derivadas de la aplicación del CTE. 15 10 10 • Falta de formación técnica suficiente de todos los niveles profesionales implicados y de las medidas 10 de apoyo económico existentes. Existe una falta de formación teórica y práctica 5 10 10 10 10 suficiente en promotores, constructores, organis- mos de control, diseñadores, arquitectos, insta- 0 ladores, mantenedores, etc. 10 20 300 1.000 Asimismo existe un gran desconocimiento en cuanto a las líneas de ayuda económicas Gestión existentes. Mantenimiento Barreras normativas Fuente: BCG • Incumplimientos del Código Técnico de Edifica- ción, CTE.

4.10.5 — Barreras al desarrollo Existe un porcentaje de incumplimiento del CTE

4.10.5 Barreras al desarrollo Existe un porcentaje de incumplimiento del CTE del sector que establece la obligatoriedad de incorporar energía solar térmica a los edificios de nueva Se han detectado tres tipos de barreras que difi- construcción y a las rehabilitaciones de edificios. cultan el desarrollo de la energía solar térmica, En ocasiones no se instala el sistema solar, se muchas de las cuales son comunes a todos los sustituye de forma indebida por otras tecnolo- subsectores y tecnologías del sector. gías acogiéndose a las exenciones previstas en la reglamentación, (cogeneración, bombas de calor El actual volumen de mercado de energía solar geotérmicas, etc.) o se produce un incumplimiento térmica y su evolución reciente dificulta que se 414 Análisis por tecnologías parcial (con un incorrecto dimensionado, instala- • Escasa utilización e implantación de equipos y ción y falta de garantía de funcionamiento). sistemas que aporten un valor añadido en cuanto • Incumplimientos del Reglamento de Instalacio- a la calidad de los equipos y sistemas y de de- nes Térmicas, RITE. sarrollo de sistemas innovadores y estándares La falta de filtros de control eficaces y de segui- tendentes a la reducción de costes. miento periódico de la contribución solar propicia Existen captadores solares (captadores de con- que no se detecten los posibles incumplimientos. centración, captadores planos de vacío, captado- • Complejos trámites administrativos de legaliza- res de aire, captadores concentradores lineales ción y vinculados a la instalación convencional. de Fresnel, etc.) cuyas posibilidades no han sido Actualmente las instalaciones solares térmicas demostradas y podrían permitir reducciones de han de legalizarse según dicta la reglamentación costes para aplicaciones con mucho potencial, vigente, en general, de forma asociada a las ins- como climatización o usos industriales. talaciones térmicas convencionales, lo que con- En el apartado de frío solar, es necesario avanzar lleva un trámite complejo y no diferenciado de en máquinas de absorción de pequeña potencia y la misma. adaptadas a las especiales características de la • Falta de mecanismos de certificación y cualifi- energía solar (rango de temperatura y fluctuación cación profesional específica de instaladores de de la misma). energía solar térmica. El mercado de materiales para la fabricación de Actualmente no existe formación oficial acredita- captadores y tuberías está dominado por el alu- da que certifique o cualifique la capacidad técnica minio y el cobre; este hecho supone un obstáculo de los instaladores que ejecutan instalaciones y es necesario avanzar en nuevos materiales que solares térmicas. cumplan las mismas exigencias a menor coste. • Complejos y heterogéneos trámites administra- • Escasa presencia de la energía solar en edificios tivos para la obtención de subvenciones. y sistemas de climatización centralizada. Las subvenciones a la energía solar térmica se No existen actualmente sistemas de climatización convocan por parte de las CCAA de una manera centralizada que incorporen instalaciones solares heterogénea, con diferentes plazos de solicitud y térmicas a pesar del gran potencial existente. liquidación, lo que dificulta su gestión por parte • Falta de ejemplos demostrativos de instalaciones de los agentes implicados. solares en edificios públicos. • Falta de concreción en las herramientas existen- La presencia en edificios públicos de instalacio- tes de calificación energética a la hora de imple- nes solares térmicas provoca un efecto demostra- mentar las instalaciones solares. tivo y ejemplarizante. Actualmente la existencia Dentro de las herramientas actualmente exis- de este tipo de instalaciones no es generalizada. tentes para obtener la calificación energética existen dificultades a la hora de implementar y Barreras económicas definir los sistemas que incorporan instalaciones solares, de manera que quede reflejado de forma • Escasa penetración de Empresas de Servicios coherente el impacto que estas producen sobre Energéticos (ESE). la calificación final del edificio. El potencial usuario tiene que afrontar largos • No existe una fuente única de referencia contras- periodos de amortización, asumiendo las incer- tada y en suficiente detalle que proporcione datos tidumbres sobre la rentabilidad del proyecto, sin del recurso solar disponible en España segregado ser necesariamente un especialista en instala- en sus dos componentes, directa y difusa. ciones de producción de energía. Por otro lado, Para determinar el recurso solar disponible encuentran dificultades a la hora de acometer para las instalaciones solares térmicas es esen- el alto coste de inversión asociado y la hora de cial disponer de una base de datos de referencia financiar las instalaciones. única, precisa, contrastada y detallada de la ra- • Elevado coste de inversión de las instalaciones diación solar disponible de sus dos componentes, solares térmicas. directa y difusa. La limitada rentabilidad actual de las instala- La existencia de este tipo de datos cobra especial ciones solares térmicas hace necesario la apli- importancia dentro de la actual tendencia que cación de incentivos en forma de subvenciones existe hacia modelos de negocio basados de venta que mejoren la rentabilidad de las instalaciones de energía. y favorezcan su implantación. 415 PER 2011-2020 • Dificultades de acceso a la financiación. control de funcionamiento por parte de las EICI El sector sufre las dificultades de acceso a la fi- y de los usuarios de las instalaciones a medio y nanciación comunes a otros sectores. En la actual largo plazo. situación económica el acceso a la financiación Considerar infracción en materia de protección es difícil. al consumidor, según determina la Ley 26/1984, el incumplimiento injustificado del alcance de la

4.10.6 — Actuaciones propuestas cobertura definida por la exigencia HE4 del CTE

4.10.6 Actuaciones propuestas cobertura definida por la exigencia HE4 del CTE. • Procedimiento simplificado para la obtención de Detectadas las principales dificultades a las que se autorizaciones administrativas para proyectos de enfrenta el sector solar térmico se proponen una energía solar térmica (HTE-005). serie de acciones y líneas de actuación. Elaboración de procedimientos simplificados y menos onerosos, incluida la simple notificación para los proyectos de menor envergadura y equi- Propuestas normativas pos descentralizados, aplicables a las instalacio- • Establecimiento de sistemas de inspección y nes solares térmicas, que permitan racionalizar control del cumplimiento del CTE en las distin- y acelerar los procedimientos para la obtención tas etapas de las instalaciones solares térmicas de autorizaciones administrativas, adecuándose (HGL-014). a cada tipología de proyecto. Control de cumplimiento íntegro del CTE en cuanto Las normas que regulan la autorización, certifi- a las exenciones previstas, y mediante el estable- cación y concesión de licencias serán objetivas, cimiento de sistemas de inspección y control de transparentes, proporcionadas, no discrimina- ejecución por parte de las EICI de las instalaciones. torias y tendrán en cuenta las peculiaridades de Control del cumplimiento del CTE en cuanto a la tecnología. dimensionado (programas de validación recono- Se velará porque las normas nacionales relativas cidos) y aplicación de exenciones. a los procedimientos de autorización, certifica- Obligación de incorporar sistemas de telemo- ción y concesión de licencias que se aplican a nitorización, telegestión y existencia de sinópti- las instalaciones e infraestructuras conexas de cos de visualización del funcionamiento de las transporte y distribución para la producción de instalaciones en lugares visibles para todos los calor y frío a partir de energía solar sean propor- usuarios. cionadas y necesarias. Adicionalmente se va a modificar el CTE, para • Sistemas de certificación o de cualificación de aumentar la participación de las energías reno- instaladores de energía solar térmica (HGL-007). vables y mantener la contribución solar mínima Se establecerán sistemas de certificación o en el abastecimiento del consumo de energía de cualificación de instaladores transparentes, los edificios. certificados por un programa de formación o De esta manera se dará cumplimiento a las dis- proveedor acreditado, la formación será teórica posiciones del artículo 13 de la Directiva 2009/28 y práctica, se realizará un examen sancionado relativas a la introducción de códigos de cons- por un certificado o cualificación, se reconoce- trucción apropiados para mantener una exigen- rá la certificación concedida por otros estados cia de contribución solar mínima e incluir una miembros. cuota para todos los tipos de energía proceden- Las listas de instaladores cualificados o certifica- tes de fuentes renovables para cubrir parte de dos estarán a disposición del público así como los la demanda de frío y de calor en el sector de la sistemas de certificación o cualificación. construcción. • Homogeneización de convocatorias de subven- • Adaptación del Reglamento de Instalaciones Tér- ciones (HTE-002, HGL-011 y HGL-010). micas en la Edificación (RITE) a la tecnología solar Se promoverá el establecimiento de plazos de térmica (HTE-005). presentación y liquidación homogéneos y sim- Modificar y ampliar los artículos e instrucciones plificados en todo el territorio nacional, que per- técnicas correspondientes a las ya incluidas como mita a las empresas planificar adecuadamente la solar térmica, adaptándolas a la situación tec- sus servicios a los potenciales usuarios. nológica actual. Se promoverá aceptar las solicitudes procedentes Control de cumplimiento íntegro del RITE median- de las Empresas de Servicios Energéticos (ESEs) te el establecimiento de sistemas de inspección y y que las líneas de ayudas sean notificadas de 416 Análisis por tecnologías manera que sea de aplicación el reglamento ge- – Programa de ayudas públicas a proyectos de neral de exenciones en lugar de la limitación de innovación y demostración para aplicaciones ayudas del “minimis” que supone un obstáculo térmicas y biocarburantes (Línea 3) (HGL-010). al desarrollo de las ESEs. Este programa tiene como objeto el apo- Asimismo, se promoverá permitir listas de espe- yo público en la modalidad de subvención a ra y plazos de presentación de solicitudes más proyectos de innovación y demostración en amplios. fase de desarrollo con objeto de comprobar • Inclusión de las instalaciones solares térmicas y el buen funcionamiento de diseños previos, la las redes de calefacción en los sistemas de cer- realización de ensayos específicos frente a la tificación energética de edificios (HTE-003). incorporación de innovaciones tecnológicas, e Incorporación a los procedimientos de cálculo de incluso la certificación de su funcionamiento, certificación energética de edificios la posibilidad previamente a su salida comercial. de evaluar y obtener la correspondiente califica- Las características de los proyectos que po- ción cuando los edificios son abastecidos, tanto drán presentarse a esta línea de subvenciones para calefacción como para ACS o para refrigera- se centran en proyectos en fase de desarro- ción, a través de sistemas de energías renovables llo de nuevas tecnologías de captación, desa- (incluyendo biomasa, geotermia y solar térmica) rrollo de nuevas aplicaciones, desarrollo de ya sea en aplicaciones individuales, centralizadas nuevos materiales, desarrollo de equipos de o redes de calefacción centralizadas. producción de frío específicos para energía solar y desarrollo de nuevos procedimientos Propuestas de subvención de ensayo. – Sistema de ayudas a la inversión de EERR • Sistema de ayudas a la inversión de instalaciones térmicas (Línea 6) (HTE-002). Mantenimiento solares térmicas. del sistema actual de ayudas a la inversión de- Crear nuevas líneas de subvención destinadas a biendo cumplirse los requisitos establecidos la investigación y desarrollo tecnológico. en las correspondientes publicaciones de cada Mantener el sistema actual de ayudas a la inver- comunidad autónoma y que tienen su base en sión de energía solar térmica para compensar los convenios establecidos entre el Gobierno las externalidades que incluye la tecnología y que del Estado y los Gobiernos Regionales, pero actualmente no se ven reflejadas en otras tecno- disminuyendo sus presupuestos que serán logías convencionales. complementados con sistemas de incentivos Incluir sistemas de monitorización, telegestión y a la producción térmica renovable no compa- visualización de instalaciones solares térmicas eje- tibles con estas ayudas. cutados por la aplicación de la exigencia HE-4 como • Desarrollo de un sistema de incentivos al calor concepto subvencionable así como la realización de renovable (ICAREN) para la producción de energía auditorías a instalaciones solares térmicas. térmica a partir de energía solar y otras fuentes – Programa de subvenciones a la investigación de energía renovable (HTE-001). y desarrollo tecnológicos de nuevos prototipos Desarrollo de un nuevo mecanismo de incentivos, (Línea 1) (HGL-011). Este programa tiene como incompatible con la percepción de otro tipo ayu- objeto el apoyo público en la modalidad de sub- das, que impulse el desarrollo de las Empresas vención a proyecto de investigación y desarrollo de Servicios Energéticos Renovables (ESE) en el tecnológico de nuevos prototipos, promovidos ámbito de la energía solar térmica que permita por entidades privadas de carácter nacional, solventar las barreras financieras o de acceso a centros tecnológicos y de investigación. las ayudas, todavía existentes a la hora de plan- Las características de los proyectos que po- tear proyectos de este tipo. drán presentarse a esta línea de subvenciones se centran en proyectos en fase de demos- Propuestas de financiación tración de nuevas tecnologías de captación, • Impulso a la implantación de Empresas de Servi- demostración de nuevas aplicaciones, demos- cios Energéticos dentro del ámbito de la energía tración de nuevos materiales, demostración solar térmica (HTE-004). de nuevos equipos de producción de frío es- La penetración de Empresas de Servicios pecíficos para energía solar y demostración Energéticos que utilicen sistemas solares para de nuevos procedimientos de ensayo. 417 PER 2011-2020 proporcionar energía térmica, permitirá a los La medida se realizará mediante campañas de usuarios eliminar incertidumbres sobre la ren- concienciación y difusión de las posibilidades y tabilidad del proyecto y sobre los periodos de ventajas de la energía solar térmica hacia los amortización del mismo. usuarios, así como de sus derechos y obligacio- • Programas de acceso a la financiación. nes con respecto a las instalaciones ejecutadas Desde las Administraciones Públicas, y en co- dentro del ámbito del CTE. laboración con el sector industrial y financiero, • Actuaciones de difusión de las instalaciones so- se lanzan una serie de propuestas de apoyo fi- lares térmicas para fomentar todas sus posibles nanciero que pretenden permitir el acceso a la aplicaciones en todos los sectores (HGL-004). financiación e incentivar instalaciones con dise- La medida se realizará mediante el impulso y ños alternativos y con gran potencial de futuro. difusión de proyectos que incorporen soluciones – Investigación y desarrollo tecnológico de integrales (ACS, calefacción y refrigeración) en nuevos prototipos e innovación (HGL-002 y los sectores de edificación, agropecuario, indus- HGL-011). trial y servicios. – Primeros proyectos de demostración (HGL-012). Se promocionarán guías técnicas y cursos espe- – Proyectos de Empresas de Servicios Ener- cíficos de aplicaciones de climatización mediante géticos, con una primera fase mediante fi- energía solar térmica dirigidas a profesionales nanciación íntegra de instalaciones, y con del sector (ingenierías, ESE, instaladores, mante- una segunda fase de prestación de garantías nedores, fabricantes, etc.) y agentes involucrados para facilitar el acceso a financiación privada en el proceso de control, supervisión y análisis de (HTE-004 y HTE-007). los proyectos e instalaciones. La medida se realizará mediante la difusión de Propuestas de información/formación las posibilidades de utilización de la energía solar térmica en todos los sectores. • Fomento del conocimiento de las posibilidades técnicas y medidas de apoyo disponibles de ins- Propuestas de planificación/promoción talaciones solares térmicas por parte de todos los agentes profesionales implicados (SST-002). • Introducción de las instalaciones solares térmi- Es necesario avanzar en el conocimiento técnico cas y los sistemas de calefacción centralizada a de la tecnología por parte de los profesionales través de ordenanzas municipales (HGL-005). que intervienen de alguna manera en el sector: Fomentar el establecimiento de ordenanzas mu- ingenierías, ESE, instaladores, mantenedores, nicipales que fomenten la generación de calor y fabricantes, promotores, ayuntamientos, cons- frío mediante energía solar térmica en edificios tructores, entidades de control, o comunidades y su inclusión en los sistemas urbanos de ca- autónomas, mediante la promoción de guías téc- lefacción y refrigeración a la hora de planificar nicas específicas, cursos, etc. la infraestructura urbana y diseñar, construir y La medida se realizará mediante la difusión, por renovar zonas industriales y residenciales. parte de las autoridades competentes o por los • Promover carácter ejemplarizante de los edificios proveedores de equipos y sistemas, de las posibi- públicos en la utilización de energías solar térmica lidades de utilización de la energía solar térmica (HTE-006). en cuanto a los beneficios netos, costes, eficiencia Se promoverá la utilización de energía solar tér- energética de los equipos y sistemas utilizados mica en edificios públicos y cuasi públicos a nivel para la producción de calor y frío. local, regional y nacional que sean objeto de una re- La difusión se efectuará en los sectores de edifi- novación importante, observando las normas rela- cación, agropecuario, industrial y servicios, me- tivas a las viviendas de energía cero o permitiendo diante estudios, proyectos de demostración, etc. que los tejados puedan ser utilizados por terceros. Asimismo, se difundirán las medidas de apoyo Se elaborará un plan similar al PEE-AGE que fa- existentes a todos los agentes interesados como vorezca el uso de la energía solar en los edificios los consumidores, constructores, instaladores, de la Administración General del Estado como un arquitectos y proveedores de sistemas y equipos. Plan Solar en la AGE. • Propuestas para fomentar la formación de los • Fomento de la estandarización de elementos y usuarios y provocar un cambio de percepción configuraciones de instalaciones solares térmi- de los mismos (HGL-004). cas (SST-001). 418 Análisis por tecnologías Se identificarán elementos y configuraciones de Esta hipótesis de evolución de la superficie instala- instalaciones solares térmicas estandarizadas da anual de energía solar térmica se considera al- para baja, media y alta temperatura. Se desa- canzable, si bien será necesario el mantenimiento rrollarán sistemas de ensayo normalizados que de las medidas ya puestas en marcha, la adopción permitan determinar el rendimiento y la durabi- de nuevas medidas específicas, un mayor desarro- lidad de captadores de media y alta temperatura. llo tecnológico y el impulso a nuevas aplicaciones Se impulsará la utilización de etiquetas energé- que permitan alcanzar los niveles de crecimiento ticas y otros sistemas de referencia técnica de necesarios de superficie instalada al año, los cua- los equipos y sistemas de energía solar térmica, les se estiman en aproximadamente un 15% anual. cuando estos existan establecidos por los orga- nismos europeos de normalización. Propuestas de estudios • Realización de un atlas de radiación solar para España que sirva de referencia inequívoca que incorpore bases de datos contrastadas de radia- ción solar directa y difusa (HGL-017). Esta actuación permitirá conocer la disponibilidad del recurso solar con suficiente detalle de todo el territorio nacional. El atlas se complementará con adecuadas herramientas informáticas que permitan una ágil visualización y obtención de los datos. El conocimiento detallado y contrastado de los datos de radiación directa y difusa será una he- rramienta que permitirá y facilitará la adecuada determinación del recurso disponible para cual- quier localización geográfica y permitirá mejorar la experiencia operativa y comercial del sector en general y del creciente sector ligado a la venta de energía térmica en particular, eliminando parte de la incertidumbre que actualmente existe al no haber fuentes únicas de referencia. • Incentivar el desarrollo de configuraciones, equi- pos y materiales innovadores que contribuyan a la reducción de costes (SST-001). Propiciar el desarrollo de aplicaciones, equipos y materiales innovadores a través de la realización de estudios, prototipos, proyectos demostrativos, etc., que contribuyan al descenso de costes de la tecnología.

4.10.7 — Objetivos

4.10.7 Objetivos Como se ha comentado en apartados anteriores, la superficie solar térmica instalada ha seguido una senda ascendente en los últimos años, y a pesar de la desaceleración sufrida como causa de la crisis inmobiliaria en los años 2009 y 2010, se espera que en los próximos diez años continúe esta tendencia ascendente. 419 PER 2011-2020 Figura 4.10.21. Evolución estimada de la superficie de captadores instalados (miles m2) 10.000 1.500 10.000 8.677 1.323 1.200 7.527 8.000 1.150 6.527 1.000 900 5.658 6.000 4.901 870 4.244 756 600 3.672 658 4.000 3.175 572 2.742 497 432 300 376 2.000 0 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Superficie acumulada en miles de m2 Superficie anual en miles de m2 Fuente: IDAE Para la consecución de estos objetivos será crucial el desarrollo de las aplicaciones en procesos in- dustriales para producción tanto de calor como de frío, integración en los sistemas de climatización de los edificios del sector terciario y residencial y el desarrollo de las aplicaciones para calefacción y refrigeración urbana. Se estima que esta potencia instalada genere en 2020 más de 640 ktep. Se ha estimado que la pro- ducción energética crecerá desde un 4% los pri- meros años hasta un 16% según se muestra en la siguiente figura: 420 Análisis por tecnologías Figura 4.10.22. Energía anual (ktep) y captadores instalados acumulados (miles m2) por años 10.000 1.000 10.000 8.677 800 7.527 8.000 6.527 600 5.658 644 6.000 4.901 555 4.244 479 400 3.672 413 4.000 3.175 2.742 356 308 266 200 229 2.000 190 198 0 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Superficie acumulada en miles de m2 Energía anual en miles de m2 Fuente: IDAE

4.11 — SECTOR SOLAR • Centrales disco-parabólicas o disco-fresnel (nor

4.11 SECTOR SOLAR • Centrales disco-parabólicas o disco-fresnel (nor- malmente asociadas a motor Stirling u otros mo- TERMOELÉCTRICO tores de combustión externa). • Centrales con concentradores lineales de Fresnel. En España, actualmente están en explotación,

4.11.1 — Descripción del sector construcción, o promoción numerosas centrales

4.11.1 Descripción del sector construcción, o promoción numerosas centrales de las cuatro tecnologías principales, si bien la mayoría son de tecnología cilindro-parabólica. Subsectores Podría considerarse una quinta área, las centrales La energía solar termoeléctrica consiste en el apro- de torre de aire o chimeneas solares, pero están vechamiento de la energía del sol para la obtención muy poco desarrolladas y no se suelen considerar de energía eléctrica, a través del calentamiento de entre las opciones tecnológicas actuales, aunque un fluido. en Manzanares (Ciudad Real) estuvo en operación un prototipo de esta tipología. Agrupa actualmente cuatro áreas tecnológicas con distinta madurez comercial y distintas perspectivas, que se describen con mayor detalle en el apartado Situación actual en el mundo

4.11.2 — El sector solar termoeléctrico se encuentra en la

4.11.2. El sector solar termoeléctrico se encuentra en la • Centrales de receptor central de torre. fase de despegue comercial, especialmente en • Centrales cilindro-parabólicas. España. Tras las primeras iniciativas en EE.UU. 421 PER 2011-2020 durante los años 80 y 90, el desarrollo del sec- En el año 2010 la potencia total en operación en tor ha estado prácticamente detenido hasta esta el mundo sin España era de 429 MW. En España a nueva etapa. finales de 2010 estaban finalizados 632 MW, que re- presentaban un 60% del total mundial en operación. Las tres áreas de mayor interés actualmente en el mundo son España, EE.UU., y países MENA (Oriente La potencia en construcción en el mundo (sin Es- Medio y Norte de África). Otros países como India, paña) es de 160 MW. En España a finales de 2010 China, y Australia, así como Chile en Sudamérica, estaban en construcción 1.000 MW, aproximada- podrían ser también mercados importantes. En el mente un 86% del total mundial en construcción. norte de África y Oriente Medio se ha comenzado La potencia en promoción en el mundo (sin Espa- por instalaciones de ciclo combinado de gas inte- ña) es de 5.025 MW. En España a finales de 2010 grado con energía solar (ISCC, por sus siglas en estaban en promoción avanzada 843 MW, y en fase inglés). En EE.UU. y España las centrales son bá- de proyecto 8.475 MW (según los datos del IDAE). sicamente solares. Figura 4.11.1. Centrales en operación en el mundo en 2010 Nevada Solar One (Nevada) CCP, 64 MW 2007 España 632 MW Sierra (California) Kimberlina (California) Multi Torre, 5 MW Fresnel, 5 MW 2006 2008 SEGS (Mojave) CCP. 354 MW 1984-1990 Saguaro (Arizona) CCP, 1 MW 2006 Operación: España (632 MW), resto del mundo (429 MW) Fuente: IDAE, NREL 422 Análisis por tecnologías Figura 4.11.2. Centrales en construcción en el mundo en 2010 Maricopa Archimedes Disco, 1,5 MW CCP, 5 MW Yazd ISCC California Italia 17 MW-ISCC 430 MW Irán España

1.000 — MW Kuraymat

1.000 MW Kuraymat 20 MW-ISCC 150 MW Egipto Martin Next Generation CCP, 75 MW-ISCC 150 MW Hassi-R mel 1 Florida 20 MW-ISCC 150 MW Argelia Holaniku Keahole Point CCP, 2 MW Ain Ben Mathar Hawai 20 MW-ISCC 470 MW Marruecos Construcción: España (1.000 MW), resto del mundo (160 MW) Fuente: IDAE, NREL, ESTELA Figura 4.11.3. Centrales en promoción en el mundo en 2010 Neguer Mojavo Solar Park 250 MW CCP-250 MW Israel Albiasa (Arizona) La India CCP-200 MW 500 MW Solana (Arizona) EE.UU. CCP-280 MW

3.500 — MW

3.500 MW Hassi-R mel 2 Shams 1 75 MW-ISCC 400 MW 100 MW Argelia Emiratos Árabes Unidos Megahier Solar ONE e Imperial Valley Solar 75 MW-ISCC 400 MW Discos 850 MW y 850 MW Argelia Naama 75 MW-ISCC 400 MW Australia Argelia programa de 450 MW Promoción: España (843 MW), resto del mundo (5.025 MW) Fuente: IDAE, NREL, ESTELA 423 PER 2011-2020 Situación actual en la UE Situación actual en España A comienzos de 2010 no existen en la Unión Euro- En octubre de 2009 contaban con solicitud de ac- pea (fuera de España) proyectos en operación, si ceso a la red de transporte y distribución, y por bien está previsto que a lo largo del año entre en tanto con aval depositado según Real Decreto funcionamiento la central “Archimedes”. 1955/2000, proyectos que suman una potencia total de 15.563 MW. A la red de transporte ha- El proyecto “Archimedes” es una central en cons- bían solicitado acceso 11.790 MW y a la red de trucción en Italia, cuya tecnología es de colectores distribución 3.773 MW. En 2010 estos datos apenas cilindro-parabólicos de 5 MW con sales fundidas presentan variación. Corresponden a la categoría como fluido caloportador y tecnología de alma- avales de la figura. De estos 15.563 MW con solici- cenamiento. Esta central contará con almacena- tud de acceso se puede considerar que, al finalizar miento para 8 horas a potencia nominal, y generará 2010, tenemos 2.471 MW en fase de operación, vapor sobrecalentado a 530 ºC. construcción o promoción avanzada, la mayoría En Creta (Grecia) está en construcción el proyecto de tecnología cilindro-parabólica con una potencia “Theseus”, central cilindro-parabólica de 50 MW de 50 MW y con puesta en marcha (PEM) prevista sin almacenamiento, con aceite térmico como flui- anterior a 2014. do caloportador. Figura 4.11.4. Distribución en MW del estado de las instalaciones identificadas50 a fin de 2010 Miles 18 15.563 12 (MW) 8.475 6 996 843 632 0 Operación Construcción Promoción Proyecto Avales Fuente: IDAE La evolución que ha tenido el sector desde que se construyó la primera planta comercial en el año 2006 se aprecia en la siguiente figura. 50 Se entiende por proyectos en operación aquellos que cuentan con inscripción definitiva en el RIPRE. Proyectos en cons- trucción son aquellos que se estima estarán en funcionamiento en 2011, y que por tanto deben haber comenzado la ejecución; también abarca esta categoría a los proyectos que aunque hayan finalizado los trabajos de construcción no cuentan con inscripción definitiva en el RIPRE. Proyectos en promoción son el resto de proyectos inscritos en el Registro de preasignación de retribución (RPR). La suma de operación, construcción y promoción coincide con los proyectos inscri- tos en el RIPRE y en el RPR (2.471 MW). La categoría “avales” engloba a todas las demás (identificadas o no) y representa el total de proyectos que ha solicitado acceso a red de transporte o distribución, depositando los avales correspondientes 424 Análisis por tecnologías Figura 4.11.5. Potencia instalada y acumulada por año en España 700 700 632 600 600 500 500 400 400 400 (MW) (MW) 300 300 232 200 200 61 171 100 100 0 50 11 11 11 0 0 2006 2007 2008 2009 2010 Potencia acumulada Potencia instalada anual Fuente: IDAE Marco de desarrollo noviembre de 2009 procedió a la ordenación de los proyectos o instalaciones presentados al regis- El marco de desarrollo de la tecnología solar ter- tro administrativo de preasignación de retribución moeléctrica viene marcado por el Real Decreto-Ley previsto en el RDL 6/2009. (RDL) 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se El Acuerdo del Consejo de Ministros de 13 de aprueba el bono social, el cual establece el registro noviembre de 2009 dispone la puesta en funcio- de preasignación para el régimen especial. namiento de las instalaciones solares termoeléc- tricas inscritas en el Registro de preasignación En los 30 días siguientes a la publicación del RDL, de instalaciones de régimen especial en 4 fases hasta el sábado 6 de junio de 2009 incluido, aque- sucesivas. Según el Registro de preasignación, llas instalaciones que acreditaron el cumplimien- las instalaciones se distribuyen de acuerdo con el to de los requisitos establecidos en el artículo 4 siguiente ritmo de implantación: del citado RDL han sido inscritas en el Registro de preasignación de retribución (RPR). • Fase 1: 880,4 MW, en operación antes del fin de 2012. En total se presentaron al RPR 104 solicitudes del • Fase 2: 566,4 MW, que deben estar en operación área solar termoeléctrica, con una potencia total entre 2011 y 2012. de 4.499 MW, y se resolvieron favorablemente 57 • Fase 3: 461,2 MW, que deben estar en operación solicitudes, con una potencia de 2.389,8 MW en el en 2012. área solar termoeléctrica. • Fase 4: 481,8 MW, que debe estar en operación La evolución y perspectivas de las centrales ter- en 2013. moeléctricas en España estará determinada por En el RPR se tienen 2.389,8 MW inscritos, que su- el nuevo marco legal que se establezca para los mados a los 81 MW con inscripción en el Regis- próximos años. A medio plazo, hasta el año 2013, tro administrativo de instalaciones de producción el Acuerdo del Consejo de Ministros de 13 de en régimen especial (RIPRE) previa a la entrada 425 PER 2011-2020 en vigor del RPR, ofrece un total acumulado de Turismo y Comercio en el Real Decreto 1565/2010, 2.470,8 MW hasta 2013. en su disposición adicional tercera, establece la posibilidad de conceder el derecho a una retri- El Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, bución adicional a la retribución del mercado de establece una limitación de las horas equiva- producción para proyectos de instalaciones de pro- lentes de funcionamiento con derecho a prima ducción de energía eléctrica de tecnología solar equivalente o prima, de las instalaciones solares termoeléctrica, de carácter innovador, mediante termoeléctricas. un procedimiento de concurso hasta un máximo Las instalaciones de tecnología solar termoeléc- de 80 MW. trica tendrán derecho, en su caso, a percibir la La Resolución de 24 de noviembre de 2010, de la Se- cuantía correspondiente a la prima equivalente o cretaría de Estado de Energía, desarrolla e instru- prima, dependiendo de la opción de venta elegida menta lo mencionado anteriormente, estableciendo del artículo 24.1.a) o b) del Real Decreto 661/2007, un reparto de los 80 MW en dos convocatorias: de 25 de mayo, respectivamente, en cada año, hasta alcanzar el número de horas equivalentes de refe- • Gran instalación: un solo proyecto de potencia rencia, tomando como punto de inicio las 0 horas mínima de 45 MW y máxima de 50 MW. del 1 de enero de cada año. • Pequeñas instalaciones: uno o varios proyectos de potencia menor o igual a 15 MW, sumando un Las horas equivalentes de referencia para las ins- total de potencia máxima de 30 MW. talaciones de tecnología solar termoeléctrica serán las siguientes: Sector industrial Tabla 4.11.1. Horas equivalentes de referencia según RD 1614/2010 Esta evolución de potencia instalada para los próxi- mos años no sería posible sin la presencia en Es- Horas paña de un sector industrial fuerte y competitivo. Tecnología equivalentes de Las principales empresas que están apostando en referencia/año España por estas tecnologías en 2010 y que han conseguido la inscripción en el RPR de algún pro- Cilindro-parabólico sin yecto son las siguientes: 2.855 almacenamiento Abantia, Abengoa, ACS-Cobra, Acciona, Aries, Elec- Cilindro-parabólico con nor, Enerstar, EON, FCC, Florida Power and Light, Fo- 4.000 almacenamiento de 9 h. towatio, Iberdrola, Ibereólica Solar, Magtel, Novatec, Renovalia, Sacyr, SAMCA, Siemens, Solar Millennium, Cilindro-parabólico con

3.950 — Torresol Energy, TSK y Valoriza

3.950 Torresol Energy, TSK y Valoriza. almacenamiento de 7 h. Otras empresas que han decidido involucrase en Cilindro-parabólico con 3.450 el desarrollo del sector son Albiasa, Agni, Capital almacenamiento de 4 h. Energy, Endesa, Enhol, Epuron, Eufer, Prosolar y Torre vapor saturado 2.750 URSSA Energy. Así mismo, se ha intensificado la implantación de Torre sales con empresas de componentes en España, como reflec- 6.450 almacenamiento de 15 h. tores parabólicos, helióstatos, receptores de torre, tubos absorbentes, estructuras, etc., entre los que Fresnel 2.450 destacan, sin ser los únicos: Disco "Stirling" 2.350 Abengoa, Asturfeito, Guardian, Rioglass Solar Aben- goa, Saint Gobain, Schott España, Sener, Siemens, etc. Fuente: RD 1614/2010 Como se ha comentado, existen 4 tecnologías di- Finalmente, para contribuir a facilitar medios que ferenciadas para el área solar termoeléctrica. Ac- permitan incrementar la contribución de las ener- tualmente existen proyectos comerciales de todas gías renovables de forma eficiente y competitiva de ellas (cilindro-parabólico, torre, discos Stirling para progresar en su integración en el sistema y lentes de Fresnel). energético nacional, el Ministerio de Industria, 426 Análisis por tecnologías En las siguientes tablas se muestra la distribución de las iniciativas por tecnologías para los próximos años. Tabla 4.11.2. Potencia (MW) de las diferentes tecnologías por años P Total (MW) 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Total Torre 11 20 17 48 Cilindro-parabólica 50 150 400 699 649 372 2.320 Fresnel 1,4 30 31,4 Disco 0 0 1 70 71 Total anual 11 50 171 400 746 650 443 2.471 Total acumulado 11 11 61 232 632 1.378 2.028 2.471 Fuente: IDAE Tabla 4.11.3. Porcentaje de potencia de las diferentes tecnologías por años % de potencia 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Total Torre 0,45 0,81 0,69 1,94 Cilindro-parabólica 2,02 6,07 16,18 28,30 26,27 15,06 93,89 Fresnel 0,06 1,21 1,27 Disco 0,00 0,00 0,04 2,85 2,89 Total 0,45 2,03 6,93 16,18 30,20 26,31 17,91 100,00 Fuente: IDAE La situación actual del sector muestra que el 94% En cuanto a la penetración de instalaciones con de las iniciativas son de tecnología cilindro-pará- algún sistema de almacenamiento de energía, te- bólica, calculado sobre los 2.471 MW de proyectos nemos que, de la potencia que podría entrar en con posibilidad de instalarse hasta 2013 incluido. El funcionamiento en los próximos años, casi el 60% 2% es de receptor central de torre, el 3% de discos- corresponde a proyectos con almacenamiento, y el Stirling y el restante 1% de lentes de Fresnel. 40% a proyectos sin almacenamiento. Tabla 4.11.4. Porcentaje de potencia con almacenamiento por años % Con almac. 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Total Torre 0,69 0,69 Cilindro-parabólica 2,02 2,02 6,06 14,14 24,25 10,11 58,60 Fresnel 427 PER 2011-2020 (Continuación) % Con almac. 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Total Disco Total 2,02 2,02 6,06 14,82 24,25 10,11 59,28 Fuente: IDAE Tabla 4.11.5. Porcentaje de potencia sin almacenamiento por años % Sin almac. 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Total Torre 0,45 0,81 1,25 Cilindro-parabólica 4,05 10,12 14,16 2,02 4,95 35,30 Fresnel 0,06 1,21 1,27 Disco 0,00 0,00 0,04 2,85 2,89 Total 0,45 0,00 4,91 10,12 15,37 2,06 7,80 40,72 Fuente: IDAE El almacenamiento incide en las horas de funcio- namiento de la instalación, permitiendo acumular

4.11.2 — Perspectivas de

4.11.2 Perspectivas de energía para la operación a potencia nominal entre evolución tecnológica 4 y 15 h, según la potencia y diseño de la central. Esto influye en la rentabilidad de la misma, au- Durante los años 80 se realizaron las primeras ins- mentando dicha rentabilidad, si bien asumiendo talaciones con concentradores cilindro-parabólicos más riesgo y más inversión con estas aplicaciones. en Estados Unidos, y durante los años 80 y parte de los 90 se realizaron las primeras instalaciones Así mismo, el almacenamiento está estrechamente experimentales de receptor central o torre en el relacionado con la declaración como gestionable mundo (Estados Unidos, Rusia, España, Francia, para la central por parte del operador del sistema Italia y Japón). (Red Eléctrica de España, REE). La declaración como gestionable conlleva una serie de ventajas, como la En España, durante las últimas décadas, se vie- posibilidad de acceder con más potencia nominal ne realizando un notable esfuerzo en proyectos a un mismo punto de la red (50% de la capacidad de innovación, llevados a cabo por empresas y por térmica de la línea o centro de transformación al ser entidades de investigación, y que han tenido como gestionable, frente a un 5% de la potencia de corto- elemento más relevante la Plataforma Solar de Al- circuito cuando no se es gestionable), o la posibilidad mería (PSA, CIEMAT), el Centro Nacional de Ener- de participar en los sistemas de ajuste del sistema. gías Renovables (CENER), el Centro Tecnológico Avanzado de Energías Renovables (CTAER), la Pla- Las normas vigentes a diciembre de 2009 para la taforma Solúcar (Grupo Abengoa), y más reciente- declaración de gestionabilidad por parte de REE, mente la plataforma tecnológica Solar Concentra. de fecha 31 de marzo de 2008, permiten compen- Esta situación ha posicionado a España en las me- sar la falta de almacenamiento con la posibilidad jores condiciones para afrontar nuevos objetivos en de incrementar un 30% la potencia de la central a el campo de la propia innovación y mantener una requerimiento del operador del sistema, utilizando posición ventajosa en cuanto a nuestra competiti- un combustible auxiliar. vidad internacional en esta tecnología. 428 Análisis por tecnologías A nivel mundial existen numerosas líneas de desa- las áreas, que de manera resumida se comentan rrollo e innovación en las cuatro tecnologías prin- a continuación: cipales: centrales de canales cilindro-parabólicos, Perfeccionamiento de las tecnologías de centrales de receptor central o de torre, instalacio- almacenamiento nes de colectores disco-parabólicos asociadas a La posibilidad de contar con un sistema de alma- motor Stirling, y centrales de colectores lineales de cenamiento térmico, al que derivar energía térmica Fresnel. Esto permitirá importantes mejoras tecno- producida en el campo solar durante las horas de lógicas a corto plazo, que posibiliten una reducción sol para su posterior utilización, es una de las ca- significativa de los costes. racterísticas diferenciales de las centrales eléctri- Los dos objetivos principales a los que se dirigen cas termosolares, lo que facilita su gestionabilidad las mejoras tecnológicas futuras son: en un sentido amplio. • Incremento de la eficiencia y reducción de costes. En las centrales actuales se dispone de sistemas • Mejora de la gestionabilidad. de almacenamiento térmico de distintas caracte- rísticas y capacidades, desde los sistemas de doble Las líneas de desarrollo para conseguir un incre- tanque con sales fundidas de más de 1 GWh de ca- mento de la eficiencia y una reducción de costes pacidad, en centrales de canal parabólico como An- se centran en el desarrollo de nuevos fluidos de dasol o de torre, como Gemasolar, hasta tanques de trabajo que sustituyan al aceite térmico por agua/ agua presurizada de unas decenas de MWh, como vapor, sales fundidas o gases a presión; y en una los utilizados en las centrales de torre PS10 o PS20. mejora industrial de componentes que tengan una mayor fiabilidad/durabilidad y conlleven por Las perspectivas, a medio plazo, indican que segui- tanto un menor coste. La mejora de componen- rán coexistiendo distintos medios y tecnologías de tes afecta prácticamente a todas las tecnologías almacenamiento, adaptadas a las características y termoeléctricas, hablamos de mejoras en espejos, condiciones de los fluidos de trabajo utilizados en tubos receptores, estructuras metálicas, motores el campo solar y a los ciclos termodinámicos de Stirling, helióstatos, nuevas turbinas, receptores conversión de calor en trabajo. de centrales de torre, etc. Los principales sistemas de almacenamiento cuen- La mejora de la gestionabilidad está estrechamen- tan actualmente con diferentes líneas de investiga- te asociada a la innovación en sistemas de alma- ción, entre ellos se pueden destacar los siguientes: cenamiento térmico y a sistemas de hibridación. • Almacenamiento térmico en forma de calor sen- Las principales líneas de actuación en este campo sible y/o calor latente (sales), o en reacciones re- se dirigen hacia un uso de nuevos materiales para versibles (hidruros e hidróxidos). almacenamiento térmico, nuevos procesos que pa- • Almacenamiento en hormigón. lien la baja conductivdad térmica de las sales de • Almacenamiento electroquímico en baterías. nitratos, desarrollo de sistemas de almacenamien- • Almacenamiento químico en hidrógeno. to térmico de gran capacidad (>100 MWh) mediante • Almacenamiento mecánico, en energía potencial tanques termoclinos, y desarrollo de sistemas de (bombeos de agua en embalses) o en energía ci- almacenamiento térmico mediante materiales de nética (volantes de inercia). cambio de fases (calor latente). • Almacenamiento magnético en superconductores. Por otro lado, la instalación de sistemas híbridos Actualmente se utilizan principalmente sistemas que permita asegurar una buena gestionabilidad de de almacenamiento en calor sensible, sin cambio la central mediante combustibles no fósiles (biogás, de fase, utilizando sales fundidas (nitratos y nitritos biomasa, etc.) constituiría también un importante de sodio y potasio). paso adelante en este campo porque permitiría desvincular la gestionabilidad de la central de la Disminución del consumo de agua disponibilidad de combustibles fósiles. En las tecnologías solares termoeléctricas donde se utilice un ciclo convencional de turbina de vapor Perspectivas de evolución tecnológica existe un consumo de agua asociado a refrigerar el ciclo para condensar el vapor de salida de la turbi- comunes na, con unos valores similares a los de las centrales La evolución de la tecnología solar termoeléctrica térmicas convencionales, del orden de 3,6 litros por presenta elementos comunes para la mayoría de 429 PER 2011-2020 kWh eléctrico. Estas tecnologías son actualmente la incorporación de tecnologías de desalación en las de colectores cilindro-parabólicos, las de torre, centrales solares de producción de energía eléc- o de colectores lineales de Fresnel. trica (rango de MW). Las soluciones actuales pasan por circuitos cerra- En el segundo caso se presenta la posibilidad de dos utilizando aerotermos, donde se pueden dar combinar centrales solares termoeléctricas con evoluciones tecnológicas que permitan a estas métodos de destilación, como los de evaporación tecnologías la independencia de otros recursos súbita multietapa (MSF) o los de destilación multi- escasos como es el agua. efecto (MED). Mejora del sistema de transferencia de calor Esta última tecnología puede resultar energética y La generación directa de vapor (GDV) se presenta económicamente ventajosa, por lo que avances en como uno de los más interesantes avances en las este sentido permitiría dar un valor añadido a las centrales de canales cilindro-parabólicos. La susti- centrales termosolares. tución del aceite térmico como fluido caloportador por agua simplificará significativamente el proceso, Centrales de canales cilindro-parabólicos con perspectivas de abaratamiento en los costes de inversión superiores al 20%. Estas centrales están formadas por concentrado- res de espejo que reflejan la radiación solar sobre El desarrollo a nivel comercial de este tipo de cen- un tubo situado en la línea focal del concentrador trales permitirá trabajar a mayores temperaturas y cilindro-parabólico, el cual contiene fluido calo- reducir el número de componentes y complejidad portador. Este fluido, una vez calentado, produce de los mismos. vapor que acciona una turbina convencional que Desarrollos similares de mejora del sistema de genera electricidad. transferencia de calor se estudian para otras tec- El sistema de captación y concentración de la radia- nologías, usando como fluido caloportador gases ción solar es modular. Está formado por filas de ca- a presión o sales fundidas. nales parabólicos que siguen al Sol en un solo eje, Búsqueda del tamaño óptimo de las centrales alineadas normalmente en dirección Norte-Sur. La limitación actual de la potencia a 50 MW resul- Concentran la componente directa de la radiación ta inferior al tamaño óptimo de las centrales de solar de 60 a 80 veces en un tubo receptor situado tecnología cilindro-parabólica, que podrían tener en su eje óptico. Las temperaturas que se alcanzan su tamaño óptimo en el entorno de los 150 o 200 son de 400 ºC y las potencias de 30 a 150 MW en MW, aunque esto es algo que se encuentra aun en centrales comerciales. debate. El sistema de control es más complejo que el de Desarrollo de centrales híbridas una central térmica convencional ya que además de La hibridación con otras tecnologías renovables, integrar los subsistemas solares el control se com- como la biomasa, es uno de los caminos más plica especialmente en los períodos de arranque, evidentes para asegurar la gestionabilidad de la paradas y transitorios, que son los más críticos. central eléctrica. Algunas configuraciones de hibri- dación entre energía solar termoeléctrica y bioma- En cuanto a sus requerimientos de agua y gas, son sa incorporan además sistemas de cogeneración. similares al resto de tecnologías, ya que están con- dicionadas por el ciclo convencional de la turbina. La tecnología híbrida constituye un uso mejorado de las turbinas y, por lo tanto, una operatividad óp- Las primeras centrales puestas en marcha en tima de todo el bloque energético, alcanzando de España de canales cilindro-parabólicos sin alma- esta manera precios de energía favorables basados cenamiento no superan normalmente las 2.400 en un cálculo combinado. horas anuales de operación equivalentes en plena carga. Para incrementar las horas de operación se Apoyo, a través de cogeneración, a plantas de implementan sistemas de almacenamiento térmi- desalinización de agua co. Gracias al almacenamiento se puede producir En el campo de sistemas y procesos de desalación energía tanto en perídos de baja radiación como solar, existen dos enfoques diferentes: pequeños y tras la puesta del Sol, a costa de campos solares medianos sistemas independientes de desalación de mayor tamaño. La tecnología actual de alma- mediante energía solar térmica (rango de kW), y cenamiento térmico más madura es la de tanques 430 Análisis por tecnologías de sales fundidas en los que el aumento de tem- • Todas las opciones anteriores requieren del desa- peratura implica una variación positiva de energía rrollo de nuevos tubos receptores de baja emisi- interna sin cambio de fase. vidad, alta absortancia y alta durabilidad, capaces de operar a temperaturas superiores a 500 ºC. En España la mayoría de las iniciativas tienen 50 MW de potencia, por ser el límite establecido La totalidad de las mejoras mencionadas pueden para el régimen especial de producción de ener- considerarse “incrementales” en el sentido de que gía eléctrica, si bien el óptimo se puede encontrar están orientadas a la obtención de mejoras de ren- entre 100 y 200 MW de potencia nominal. dimiento o reducción de costes de un concepto que Figura 4.11.6. Detalle de campo solar de está cercano a su madurez. una central cilindro-parabólica Centrales de receptor central o de torre Están formadas por un campo de helióstatos que siguen el sol en dos ejes, de manera que reflejan la radiación sobre un receptor central, normalmente sobre una torre o varias, donde se alcanzan tempe- raturas medias de entre 500 y 800 ºC. En el receptor central tiene lugar la transforma- ción de la radiación solar concentrada en energía térmica mediante el incremento de entalpía de un fluido de trabajo. Existen numerosas propuestas de receptores solares con diferentes configuracio- Fuente: Iberdrola Energía Solar de Puertollano nes y adaptados a distintos fluidos de transferencia (Iberdrola Energías Renovables, IDAE) térmica. El receptor solar representa la parte más crítica de una central de torre desde el punto de En la actualidad, las principales líneas de desarro- vista técnico, al centralizar todo el intercambio de llo en esta tecnología pasan por: energía de la central. • El desarrollo de la generación directa de vapor En lo que respecta al fluido de trabajo que circula (GDV), cuya principal ventaja es la sustitución del por el receptor central, en los diversos proyectos de aceite térmico (fluido caloportador) por agua, por demostración que se han llevado a cabo hasta la fe- ser el primero costoso, inflamable, con tempe- cha se han utilizado principalmente cuatro sistemas: ratura de operación limitada y potencialmente contaminante. El agua además sería el mismo • Agua-vapor. fluido de trabajo entre el campo solar y el ci- • Sodio líquido. clo de potencia lo que permite prescindir de los • Sales fundidas. intercambiadores aceite-agua y operar a tem- • Aire. peraturas más altas obteniendo un aumento de El tamaño de las centrales en construcción y pro- rendimiento. moción se sitúa entre los 20 a 150 MW, para tec- • En la misma línea que la generación directa de va- nologías de torre única. Para sistemas de multi por, se plantea el empleo de sales fundidas como torre, existen en el mercado tecnologías escalables fluido de trabajo en el campo solar. Las ventajas a partir de unidades de pequeña potencia (entre son operar a una temperatura mayor y el empleo 2 y 5 MW) que se agrupan en módulos de mayor del mismo fluido de trabajo en el campo solar y potencia. Está por demostrar que esta fórmula en el sistema de almacenamiento. Sin embargo, pueda competir con la de generación a partir de el inconveniente principal de este desarrollo que centrales con una sola torre y mayor potencia en debe ser superado es el garantizar que las sales el futuro, no obstante puede resultar interesante permanezcan en estado líquido. para generación distribuida. • Obtener concentradores con superficies reflec- tantes más económicas. Aumentar la apertura, Debido a los altos flujos de radiación solar que desarrollar estructuras más económicas y de fá- se alcanzan en el receptor éste puede trabajar a cil instalación y el empleo de nuevos materiales altas temperaturas sin excesivas pérdidas tér- constituyen otras vías de mejora de la tecnología. micas, lo que posibilita su integración en ciclos 431 PER 2011-2020 termodinámicos eficientes. La tecnología de torre El esquema general de estas centrales usa heliós- permite aspirar a rendimientos, de transformación tatos de gran superficie (aproximadamente 120 m2) de la energía solar a electricidad, elevados (supe- que concentran la radiación solar sobre el receptor riores al 25% anual). instalado en una torre de gran altura. Estas centrales tienen además el potencial de ge- A corto plazo, las principales líneas de desarro- nerar electricidad con altos factores de capacidad llo se orientan a la reducción de costes de los mediante el uso de almacenamiento térmico. Ac- componentes (especialmente de los helióstatos), tualmente la solución más utilizada son los tanques la mejora en los diseños de los distintos tipos de de almacenamiento de sales fundidas, que permi- receptores, la optimización de los sistemas de ten generar energía eléctrica en ocasiones hasta 24 gestión y control del campo de helióstatos, y la horas al día, o con almacenamiento en vapor que mejora del ciclo térmico utilizando nuevos fluidos permite operar durante pocas horas. de trabajo como vapor sobrecalentado, sales fun- didas o gases. Las primeras centrales comerciales que están abriendo el camino a esta tecnología están en Es- En paralelo se desarrollan proyectos y líneas de paña, y del éxito de estos primeros proyectos de- investigación que exploran alternativas muy diver- penderá en gran medida su futuro a corto plazo. sas, desde los receptores volumétricos presuri- zados, orientados a la integración de la energía Requiere una superficie de terreno equivalente a solar en el ciclo Brayton (turbina de gas) de un las centrales de canales parabólicos, si bien no es ciclo combinado, hasta los receptores de partí- tan exigente con la planimetría como las tecnolo- culas sólidas para la generación de hidrógeno en gías cilindro-parabólicas, por lo que en principio procesos de química solar o para ciclos de vapor podría resultar más facil encontrar emplazamien- super críticos. tos que reúnan los requisitos necesarios para eje- cutar los proyectos. Centrales de discos parabólicos A diferencia de la tecnológica cilindro-parabólica, los sistemas de torre o receptor central presentan Consisten en una superficie reflectora con forma una gran variedad de opciones tecnológicas con parabólica que, mediante el seguimiento solar en diferencias sustanciales entre ellas. dos ejes, concentran la radiación solar en el foco del mismo, alcanzando temperaturas de entre 600 Figura 4.11.7. Centrales de torre PS10 y PS20 del Grupo Abengoa en la Plataforma y 1.000 ºC. El fluido calentado en el foco se utiliza Solar Sanlúcar la Mayor (arriba) y la planta generalmente en motores STIRLING. Gemasolar propiedad de Torresol Energy (abajo) Es la tecnología menos desarrollada, si bien la que cuenta con mayores posibilidades, por su alta efi- ciencia en la conversión de energía solar en eléc- trica (hasta 35%), por su gran modularidad, pues cada disco puede tener una potencia de 3 a 30 kW, y por su bajo consumo de agua (exclusivamente para limpieza). Un sistema disco-Stirling consta de un espejo pa- rabólico de gran diámetro con un motor de com- bustión externa tipo ‘Stirling’ emplazado en su área focal. Otras tecnologías en desarrollo sustituyen el disco parabólico por lentes de Fresnel. El motor Stirling lleva acoplado un alternador, de manera que dentro de un mismo bloque situado en el foco del disco concentrador se realiza la trans- formación de la energía luminosa en electricidad que se puede inyectar en la red eléctrica o bien destinarla a consumo directo en alguna aplicación próxima al lugar de emplazamiento, de forma muy Fuente: Abengoa (arriba), ©Torresol Energy (abajo) modular. 432 Análisis por tecnologías Los sistemas concentradores de disco parabólico tienen un gran potencial por su capacidad de alcanzar las mayores relaciones de concentración y eficiencia y por su modularidad, que los hace fácilmente integrables en un concepto de sistema eléctrico basado en la generación distribuida. Figura 4.11.8. Instalaciones disco parabólicas en la Plataforma Solar de Almería (izquierda) y prototipos (centro y derecha) Fuente: Plataforma Solar de Almería (izqda.), Vinci (centro) e Infinia (dcha.) Hasta ahora, su desarrollo comercial ha estado A más largo plazo, el desarrollo de capacidades lastrado por el elevado coste de sus componentes de hibridación o almacenamiento energético se principales, concentrador y motor, por la relativa- presenta como un claro desafío para esta tecnolo- mente baja disponibilidad, consecuencia principal- gía, pues gran parte del atractivo de los sistemas mente de las necesidades de mantenimiento de termosolares de generación de electricidad reside los motores, y por las dudas del comportamiento en su carácter “gestionable” cuando incorporan y necesidades de mantenimiento de los motores sistemas de almacenamiento. con los años. A su vez, parte de estos problemas derivan del redu- Centrales de concentradores lineales de cido número de unidades producidas hasta la fecha, Fresnel siguiendo procedimientos casi artesanales. Con una La tecnología de concentradores lineales de Fres- progresiva implantación de la tecnología es previsible nel consiste en la utilización de una serie de espe- un desarrollo industrial de fabricación asociado, que jos lineales que pueden rotar alrededor de su eje permitirá la reducción de los costes de los motores. para dirigir los rayos reflejados hacia un receptor Por ello, los esfuerzos más inmediatos de las prin- lineal situado por encima de ellos, que puede ser cipales empresas implicadas en esta tecnología se único o doble. Los espejos suelen ser planos o con dirigen prioritariamente hacia el desarrollo de la una ligera curvatura. fabricación en serie, con la misma metodología que se ha ido desarrollando en el sector del automóvil, lo que permitiría reducir drásticamente los costes, aumentando, en paralelo, la fiabilidad. Empresas como SES, Tessera Solar o Infinia (EE. UU.) y Clean Energy (Suecia), actual propietaria de los derechos del motor SOLO V161, están avanzan- do en este proceso, tanto en lo que se refiere al motor como al concentrador. En España la empre- sa Vinci Energía está realizando innovaciones en el concentrador, sustituyendo el tradicional disco parabólico por lentes de Fresnel. 433 PER 2011-2020 Figura 4.11.9. Instalación de colectores termosolares. La característica principal es que el lineales de Fresnel en la Plataforma Solar absorbedor se encuentra separado de los concen- de Almería tradores, se mantiene fijo y no cuenta con partes móviles, y se produce la generación directa de va- por. Además las centrales en operación o construc- ción utilizan agua/vapor saturado como fluido de trabajo evitando los problemas medioambientales asociados al uso de aceites sintéticos. El principal atractivo de la tecnología de captadores lineales de Fresnel reside en su excelente apro- vechamiento del terreno y bajo coste potencial, por la utilización de estructuras más ligeras, re- flectores más económicos que otras tecnologías y tubos absorbedores más simples, siempre que las temperaturas de operación lo permitan. La capaci- Fuente: Plataforma Solar de Almería dad de concentración, sin embargo, debe aumentar Generalmente, estos sistemas se están propo- para obtener rendimientos altos en la conversión niendo para la generación directa de vapor de baja de la energía de la radiación solar a electricidad. temperatura, acoplados directamente a turbinas Por ello, las vías de desarrollo más probables de de vapor o para el precalentamiento de agua de esta tecnología discurren principalmente por el ca- alimentación a la caldera de centrales térmicas mino de una mayor reducción de costes de la ener- convencionales. La temperatura de operación de gía producida. Hay dos grandes líneas de desarrollo. los primeros proyectos ronda habitualmente los Una de ellas apuesta por un receptor sofisticado, en 300 ºC, lo que permite utilizar receptores efica- el que se incluye un espejo reconcentrador, con el ces y fiables, aunque, algunos promotores de esta propósito de aumentar la capacidad de concentra- tecnología trabajan a temperaturas próximas a los ción y obtener una mejora significativa en el rendi- 500 ºC, para poder acoplar estos sistemas a turbi- miento global de transformación de la energía solar nas de alto rendimiento. a electricidad al poder operar a mayores temperatu- Para aplicaciones de producción de electricidad ras, a pesar de la merma energética en la transfor- se distinguen, básicamente, dos grandes tipos de mación de la energía solar a térmica que suponen sistemas dentro de esta tecnología: los sistemas las pérdidas debidas a las reflexiones adicionales. de CLF clásicos y los Concentradores Compactos La otra línea de desarrollo apuesta por conceptos Lineales de Fresnel (CCLF). Aunque ambos com- de receptores sencillos, económicos y de fácil man- parten el mismo principio de funcionamiento y tan- tenimiento, de forma que la reducción de costes así to sus geometrías como los tamaños de captador obtenida compense un menor rendimiento. son muy similares, se diferencian principalmente A cierre del año 2010 existen varias centrales ope- en los siguientes puntos: rativas entre 1 y 5 MW cuya fiabilidad ha sido de- • Dimensiones de los espejos. mostrada, y se está construyendo la primera de • Tipo de seguimiento. 30 MW en España. La central de Puerto Errado I • Diseño de receptor (tubo único con concentrador (1,4 MW) en Murcia es la primera planta comercial secundario para los CLF y de múltiples tubos sin mundial que se realizó con esta tecnología, estando concentrador secundario para los CCLF). en funcionamiento desde el año 2009. Por el receptor fluye el fluido caloportador, nor- malmente agua, que se calienta a temperaturas 4.11.3 Evaluación del del orden de 300 ºC. De esta manera se genera potencial vapor, que (al igual que en las centrales eléctricas convencionales) se transforma en energía eléctrica En las centrales de energía solar termoeléctrica el mediante una turbina unida a un alternador. recurso que interesa es la radiación solar directa Los concentradores lineales de Fresnel presen- ya que se utilizan sistemas de concentración. Su tan algunas ventajas frente a otras tecnologías determinación puede realizarse a partir de medi- das de irradiancia directa, o en su defecto, de otras 434 Análisis por tecnologías medidas radiométricas como las de irradiancia • Potencial accesible: se define como la producción global y difusa o la heliofanía (número de horas anual de energía eléctrica neta económicamente de sol). accesible de las distintas tecnologías termosola- res, determinada a partir del coste normalizado La radiación global es la suma de la radiación que de la energía (LEC por sus siglas en ingés). Este procede directamente del disco solar (radiación di- potencial no es un único valor en sí mismo, sino recta) y de la radiación solar dispersada a su paso una relación que permite obtener dicho poten- por la atmósfera (radiación difusa). cial en función del LEC. Al igual que para el resto de tecnologías solares, La metodología que emplea el estudio para el cál- el potencial para la energía solar termoeléctrica culo de potencial solar termoeléctrico en la Espa- en España es inmenso, aunque presenta mayores ña peninsular es similar para los tres potenciales limitaciones por la imposibilidad actual de apro- descritos anteriormente. En todos los casos, la vechar edificaciones. Este potencial viene deter- metodología utilizada se basa en la simulación del minado por: comportamiento de centrales tipo de cada una de • Nivel de radiación solar directa. las tecnologías solares termoeléctricas para esti- • Disponibilidad de suelo y servicios auxiliares mar el potencial de generación eléctrica. (agua, gas, redes eléctricas). Utilizando como datos de partida los resultados de Por tanto, para determinar el potencial de produc- la radiación solar global esperada en un periodo de ción eléctrica termosolar en España, lo primero es largo plazo, derivados del tratamiento de imáge- conocer el recurso solar en el territorio y deter- nes del satélite Meteosat, el análisis de estos datos minar en qué parte de éste se pueden implantar tiene como resultado la estimación de 365 mapas centrales termosolares. diarios de radiación global en todo el territorio de la España peninsular. El estudio realizado para el análisis del potencial de aprovechamiento de la energía solar termoeléctrica Estos mapas pueden ser agrupados para propor- en España define tres niveles de potencial: cionar tanto un único mapa anual de radiación glo- bal como mapas mensuales que permiten trabajar • Potencial total: se define como la producción con la distribución temporal de radiación a lo largo anual bruta de energía eléctrica teórica máxi- del año. El mapa de la radiación global obtenido es ma, determinada en función del área total, sin el siguiente: imponer ninguna restricción a la implantación de las distintas tecnologías termosolares. Así, Figura 4.11.10. Distribución espacial de se tiene en cuenta todo el territorio español sea radiación global horizontal anual en España cual sea su uso actual o futuro, orografía, nivel Mapa de radiación global anual (kWh/m2 año) de radiación solar, etc. 1.800 • Potencial disponible: se define como la produc- ción anual de energía eléctrica disponible de- 160 1.750 terminada en función del área disponible, que 140 1.700 resulta de aplicar al área total una serie de res- 1.650 120 tricciones de carácter general que se consideran 1.600 comunes a todas las tecnologías termosolares. 100 1.550 Se ha tenido en cuenta la parte del territorio 80 1.500 español que en la actualidad es compatible con 60 1.450 la implantación de estas tecnologías y que se 1.400 encuentra libre de determinados condicionantes 40 1.350 físicos (determinados usos del suelo, núcleos de 20 población, etc.) o administrativos (espacios na- 1.300 turales protegidos, hidrografía, autovías, auto- 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 pistas y líneas ferroviarias, línea de costa). Este potencial determina la producción eléctrica bru- Fuente: Estudio de potencial de energía solar ta de centrales tipo optimizadas técnicamente, termoeléctrica es decir, que maximizan la energía producida por área de receptor. 435 PER 2011-2020 Para la generación del mapa de radiación direc- Aplicando al mapa anterior del potencial total los ta anual (DNI por sus siglas en inglés) en todo filtros relacionados con usos del suelo, espacios el territorio se parte del mapa anterior para a protegidos, carreteras y líneas de ferrocarril, nú- continuación: cleos de población, línea de costa e hidrografía, el resultado para el potencial disponible es el que se • Validar y corregir el mapa base en función de muestra en la siguiente tabla: datos reales medidos en determinadas ubicacio- nes y estimaciones precisas del recurso a largo Tabla 4.11.6. Resultados globales del plazo para dichas ubicaciones. Para ello, se uti- potencial disponible lizan datos de estaciones de medida en más de 30 emplazamientos en España, pertenecientes a Producción eléctrica anual promotores de centrales termosolares y gestio- bruta (sobre el territorio) nados por CENER/AICIA-GTER. Potencial • Creación del mapa de radiación directa normal a disponible Veces consumo partir del mapa global validado y corregido, uti- (TWh/año) eléctrico nacional lizando una fórmula matemática según detallan (2008 = 263 TWh) los numerosos estudios al respecto. Figura 4.11.11. Distribución espacial de la CP (SAT=0) 19.867 76 radiación directa anual en España CP (SAT=6) 20.750 79 Mapa de radiación directa anual (kWh/m2 año) 2.100 CLF 23.926 91 160 2.000 140 1.900 CRC 17.778 68 120 1.800 CRC (SAT=6) 16.627 63 100 1.700 80 1.600 DPS 12.670 48 60 1.500 Fuente: Estudio de potencial de energía solar 40 1.400 termoeléctrica 20

1.300 — De forma genérica se utiliza la siguiente

1.300 De forma genérica se utiliza la siguiente terminología: 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 • CP: centrales de canales parabólicos. • CF: captadores lineales Fresnel. • RC: centrales de receptor central. Recurso solar Valor Unidades • DP: discos parabólicos tipo SES. • SAT: sistema de almacenamiento térmico. Superficie total 494.100 Km2 • Valor 0 en la denominación: sin almacenamiento. • Valor 6 en la denominación: con 6 horas de IDN sobre total almacenamiento. 909.930 TWh/año territorio Por último, considerando el óptimo económico que IDN mínima anual 1.167 KWh/m /año 2 tiene en cuenta una estimación del LEC para cada una de las tecnologías solares termoeléctricas, IDN máxima anual 2.181 KWh/m2/año obtenemos el potencial accesible. IDN media anual 1.842 KWh/m2/año Fuente: Estudio de potencial de energía solar termoeléctrica 436 Análisis por tecnologías Tabla 4.11.7. Resultados globales del potencial accesible LEC Potencial Total Potencia Terreno Número (€/kWh) accesible terreno nominal por ocupado por de plantas Total Tecnología punto de (TWh) potencial planta de planta de para cubrir (GW) máximo (LEC< accesible referencia referencia el potencial gradiente m.g.) (km2) (MW) (km2) accesible CP (SAT=0) 0,18 6.199 94.134 50 1,41 66.732 3.336 CP (SAT=6) 0,17 4.037 57.827 50 2,26 25.621 1.281 CF 0,15 9.777 154.012 30 0,84 183.375 5.501 RC (SAT=0) 0,18 8.026 137.005 50 1,47 93.054 4.652 RC (SAT=6) 0,15 2.992 51.824 50 2,78 18.613 930 DP 0,29 4.453 95.521 10 0,32 295.149 2.951 Fuente: Estudio de potencial de energía solar termoeléctrica

4.11.4 — Análisis de costes diferencias en el menor o mayor almacenamiento

4.11.4 Análisis de costes diferencias en el menor o mayor almacenamiento y campo solar. En el estudio de prospectiva tecnológica realiza- El desglose por partidas de la inversión puede ser do para el IDAE se han estimado los costes y su aproximadamente el mostrado en la siguiente fi- evolución para el área solar termoeléctrica en la gura. En la partida otros costes se incluyen prin- actual coyuntura. En esta área se ha diferenciado cipalmente licencias, tasas y costes de conexión. entre la tecnología cilindro-parabólica, sin y con almacenamiento. El hecho de centrarse exclusiva- mente en esta tecnología es porque la mayoría de las centrales que se están desarrollando en España en la actualidad son cilindro-parabólicas (94%), el conocimiento de sus costes es mejor conocido y las centrales que existen del resto de tecnologías prácticamente son singulares y no puede ser signi- ficativo el análisis de costes que se pueda realizar de una manera general. Para una central CCP, sin almacenamiento, su- ministrada bajo la modalidad de contrato llave en mano, se han estimado los costes de inversión en aproximadamente 5,08 M€/MW, si bien existen iniciativas en 2010 con costes de inversión desde aproximadamente 4 M€/MW. Estas diferencias se deben principalmente al mayor o menor dimensio- nado del campo solar. De igual manera, para una central CCP con alma- cenamiento, suministrada bajo la modalidad de contrato llave en mano, los costes de inversión estimados para el año 2010 son de 6,93 M€/MW. En este caso también existen iniciativas en 2010 con costes por debajo de 6 M€/MW, estando las 437 PER 2011-2020 Figura 4.11.12. Costes de inversión (50 MW) supone un impacto significativo en cos- en 2010 para instalaciones de canales tes, que sería compensado si se aumenta la po- cilindro-parabólicos tencia de éstas al desarrollarse comercialmente la tecnología. 8,00 6,93 0,25 En la siguiente figura se representa el desglose de 0,31 7,00 los costes de operación y mantenimiento: 0,49 5,08 0,32 Figura 4.11.13. Costes de operación y 6,00 0,30 mantenimiento en 2010 para instalaciones 0,61 0,17 de canales cilindro-parabólicos 5,00 0,46 (M€/MW) 0,15 0,76 0,16 4,00 0,71 0,01 0,86 0,14 0,67 0,12 3,00 0,02 0,98 0,76 0,12 2,00 0,02 (M€/MW/año) 0,80 0,82 0,10 0,04 1,00 1,33 1,41 0,08 0,04 0,00 Sistema CP con Sistema CP sin 0,06 0,04 almacenamiento almacenamiento 0,02 0,04 Almacenamiento Sales 0,02 0,04 0,04 Otros 0,00 Ingeniería, gestión del proyecto Sistema CCP con Sistema CCP sin Margen del contratista llave almacenamiento almacenamiento en mano Conexión y costes de propiedad Seguros Receptor Personal Construcción Mantenimiento Bloque de potencia Otros Sistema colector Gas Fuente: BCG Fuente: BCG Se puede observar cómo los sistemas con almace- La tecnología termoeléctrica tiene mucho margen namiento incrementan significativamente los cos- para recorrer la curva de experiencia en los cos- tes de inversión con respecto a los sistemas sin tes de algunos de sus componentes principales, almacenamiento pero, como contrapartida, aumen- especialmente aquellos que son específicos de tan las horas netas de funcionamiento y por tanto la tecnología. En la torre, los seguidores (o trac- la rentabilidad del proyecto, y permiten gestionar kers) de los helióstatos, el receptor, el propio di- la generación eléctrica. Para el análisis realizado seño de los helióstatos, y los sistemas de control en este apartado se ha estimado para la tipología del campo solar, principalmente. En las centrales cilindro-parabólica una capacidad de almacena- cilindro-parabólicas, los espejos parabólicos y los miento de 7 horas. tubos colectores. Es importante destacar, así mismo, que la menor Adicionalmente algunos componentes no sólo re- potencia de las centrales de torre (20 MW en la ac- ducirán sus costes fruto de la curva de experiencia, tualidad) y de colectores lineales de Fresnel (30 MW) sino que además experimentarán una reducción en relación con las de canales cilindro-parabólicos en los márgenes de los proveedores una vez se 438 Análisis por tecnologías desarrolle la cadena de valor y aumente la com- prospectiva tecnológica realizado por BCG para el petencia entre proveedores. IDAE, se espera que las centrales cilindro-parabó- licas con almacenamiento disminuyan sus costes Por otra parte, existen otros componentes que, de inversión un 27% desde el 2012 hasta el 2020. aunque son tecnológicamente más maduros, sí Igualmente, para las centrales de colector central reducirán sus costes al estandarizar el diseño: con almacenamiento se prevé una disminución de bombas y tanques de sales, bombas de HTF (Heat los costes de inversión del 38% incluyendo ade- Transfer Fluid), intercambiadores de calor sales- más en los próximos años un desarrollo de estas HTF o sales-agua. centrales de 20 a 50 MW. Existen otros estudios Figura 4.11.14. Evolución de los costes realizados al respecto, destacando el encargado de inversión de una central de tecnología por ESTELA a ATKearney que señala que los costes cilindro-parabólica con almacenamiento en 2020 serán entre el 35 y el 50% inferiores a los 8 6,93 del 2010, dependiendo de las tecnologías. 0,25 7 0,31 6,02 0,23

4.11.5 — Barreras al desarrollo

4.11.5 Barreras al desarrollo 6 0,49 0,22 5,08 del sector 0,21 0,61 0,44 0,20 Todo cambio o proceso innovador ha de enfren- 5 0,46 0,58 tarse y superar una serie de barreras para poder (M€/MW) 0,37 0,76 0,45 introducirse en el mercado y la sociedad de una 4 0,52 0,86 0,65 0,43 manera efectiva. 3 0,80 0,38 En la actualidad deben resolverse algunas incógni- 0,98 0,68 tas para el sector, especialmente las que tienen que 0,77 2 0,66 ver con los mecanismos de apoyo apropiados que 0,80 0,68 0,59 faciliten el desarrollo continuado de las tecnologías 1 solares termoeléctricas. 1,41 1,20 1,04 0 Nuestro sistema energético futuro será probable- mente más descentralizado y diversificado, con una 2010 2015 2020 proporción cada vez mayor de energías renovables, y por tanto más racional y eficiente. La electrici- Almacenamiento dad termosolar, de carácter 100% renovable, puede Sales aportar, gracias a su capacidad de almacenar la energía térmica o de hibridarse con otras fuentes Otros energéticas, la estabilidad requerida por el sistema Ingeniería, gestión del proyecto eléctrico. Margen del contratista llave en mano A continuación se identifican las barreras a las que se enfrentan actualmente las tecnologías solares Conexión y costes de propiedad termoeléctricas y que han de irse superando para Receptor que dichas tecnologías desarrollen todo su poten- Construcción cial presente y futuro en España. Bloque de potencia A corto plazo, el principal reto de la tecnología so- Sistema colector lar termoeléctrica es la consecución de un coste de generación razonable comparable en términos Fuente: BCG equitativos con otras tecnologías basadas o no en La evolución de los costes de inversión para los fuentes energéticas renovables. próximos años se espera que sea descendente. El reto es claro: la reducción de costes para el Analizando las tecnologías más maduras (que afianzamiento del sector. Esta es la principal barre- permiten un estudio más fiable de sus expecta- ra existente en la actualidad y que afecta horizon- tivas futuras) y con sistemas de almacenamiento talmente a todos los tipos de barreras detectadas. (que es la tendencia general), según el estudio de 439 PER 2011-2020 Las barreras se han agrupado en tres grupos: téc- térmico de la energía, por lo que los factores nicas, administrativas y del mercado. de capacidad se ven seriamente limitados. A esto se añaden las mejoras necesarias en la Barreras técnicas durabilidad de los tubos absorbedores. II. Centrales de torre: se deben demostrar en La incertidumbre tecnológica asociada a cualquier las primeras centrales comerciales los fac- tecnología nueva se evalúa como un riesgo que tores de capacidad y eficiencias estimadas a tiene sus repercusiones al ser cuantificada en los partir de las experiencias en centrales piloto. costes. Esta incertidumbre tecnológica es más acu- Asimismo se deben verificar los objetivos de sada en el caso de la energía solar termoeléctrica, costes marcados por los componentes so- debido a la gran variedad de opciones tecnológicas lares, y sobre todo para los helióstatos, al disponibles y las constantes innovaciones y mejoras no existir hasta ahora experiencias de pro- que están teniendo lugar en la actualidad. ducción en serie. Para los receptores solares Teniendo en cuenta la importancia clave de la re- también se han de demostrar las eficiencias ducción de costes y la incertidumbre tecnológica estimadas en pequeños prototipos y la du- asociada al sector, las barreras técnicas más im- rabilidad del absorbedor. Las centrales de portantes son: torre presentan todavía niveles relativamen- te bajos de automatización y de integración • No existe en detalle datos del recurso solar (irra- de los sistemas de control, lo que penaliza diación normal directa) disponible en España. la operación de la central, siendo este otro Para las centrales solares termoeléctrica un aspecto que requiere mejoras tecnológicas. factor esencial, en la reducción de costes, es la III. Sistemas discos Stirling: en la actualidad calidad del recurso solar disponible, factor básico es la tecnología que permite mayores rendi- en la toma de decisiones a la hora de invertir en mientos, tiene la ventaja de su modularidad la tecnología solar termoeléctrica. Las regiones y de no requerir agua de refrigeración, ca- con una irradiación normal directa (IDN) prome- racterísticas que los hacen extraordinaria- dio de más de 1.750 kWh/m2 al año son las zonas mente atractivos desde el punto de vista de sobre las que se focalizan la construcción de las la planificación de la inversión. La limitación centrales. en cuanto a su potencia unitaria (por deba- En España no existe suficiente detalle de datos jo de 25 kW) es, no obstante, un obstáculo de radiación directa disponible, salvo excepcio- para muchas aplicaciones que pretenden nes. Las plantas termoeléctricas aprovechan la producción eléctrica a gran escala. Las radiación directa por lo que al no existir datos, experiencias de operación se restringen a se parte de estimaciones para elegir los posibles unas pocas unidades por lo que el riesgo emplazamientos, para posteriormente pasar por tecnológico es alto. También es limitada un período de medidas. la experiencia sobre fiabilidad a partir del • Necesidad de seguir avanzando en I+D+i. número de horas acumuladas de ensayo. Los desarrollos tecnológicos deben incidir por Se trata además de un sistema que preci- su parte en la mejora de las eficiencias de los sa establecer un sistema de producción en distintos sistemas, la búsqueda de esquemas masa para reducir costes de utillajes, sobre óptimos de integración con el ciclo termodiná- todo en los motores, por lo que los costes mico, la reducción de costes y el aumento de su de la inversión para las primeras centrales fiabilidad y durabilidad. son altos y la incertidumbre en su reducción I. Captadores cilindro-parabólicos: existe una también más elevada, resultando ineludible importante limitación tecnológica asociada a una estrategia industrial que contemple la la máxima temperatura de trabajo del aceite exportación hacia un mercado amplio para como fluido caloportador, que se sitúa en los garantizar su viabilidad. 400 ºC. A esto se añaden las ineficiencias y IV. Captadores lineales de Fresnel: su venta- costes asociados al uso de un aceite térmico ja es una baja utilización del suelo y una como fluido de transferencia entre el receptor relativa sencillez de sus componentes. Po- solar y el generador de vapor. Un segundo pro- sibles vías de desarrollo se encuentran en blema es la inexistencia de soluciones eficien- el receptor lineal, para conseguir mayores tes y de bajo coste para el almacenamiento temperaturas del fluido caloportador, en 440 Análisis por tecnologías abaratar los costes de sus componentes de una forma continua. Si bien esta situación va estructurales, o en mejorar los reflectores. cambiando, ya que el 24 de noviembre de 2010, la Secretaría de Estado de Energía, aprobó una Además de estas barreras técnicas específicas del convocatoria para proyectos de instalaciones de sector, existen unas barreras generales que afec- producción de energía eléctrica de tecnología so- tan a todas las energías renovables de producción lar termoeléctrica de carácter innovador, siendo eléctrica y que están relacionadas con la estructu- 80 MW los que se añaden al RPR. ra de la red eléctrica. Los mecanismos de gestión • Marco normativo rígido que no permite flexibi- del sistema son insuficientes y las infraestructuras lizar el diseño y ejecución de las centrales, im- eléctricas de transporte y distribución son limitadas pidiendo la optimización técnica y/o económica y no adaptadas plenamente a las energías renova- de algunos de los sistemas integrantes de ésta, bles. No existe una óptima coordinación entre los especialmente sistemas de hibridación. gestores de red y los propios generadores. • C o m p l e j i d a d d e l o s p ro c e d i m i e n t o s administrativos. Barreras normativas La tramitación de instalaciones termoeléctricas El marco regulatorio actual ha contribuido de ma- es compleja y heterogénea en las diferentes co- nera eficaz a que en España se desarrolle comer- munidades autónomas. Actualmente intervie- cialmente la energía solar termoeléctrica, con un nen todos los niveles de la Administración, con desarrollo tecnológico nacional muy importante. procedimientos largos y poco ágiles que influyen finalmente en el coste y duración de la definición No obstante, algunos aspectos de la legislación han y construcción de las centrales. tenido un fuerte impacto en la elección de la tec- Especial mención, dentro de la complejidad de los nología y en la promoción de proyectos, lo que ha procedimientos administrativos, a la tramitación provocado una especial concentración de proyectos y autorización de proyectos de I+D+i+d. de captadores cilindroparabólicos y un menor desa- • I n d e f i n i c i ó n d e o t ro s p ro ce d i m i e n t o s rrollo del resto de tecnologías que también tienen administrativos. un gran potencial. Relacionados con otras infraestructuras (agua, • Indefinición del marco regulatorio a partir de enero electricidad, gas, etc.) y con medio ambiente. El de 2014. consumo de recursos naturales en áreas rura- La Disposición transitoria quinta del Real Decre- les como el agua y el suelo podría generar un to-Ley 6/2009 establece que cuando se alcanzase potencial rechazo por parte de autoridades lo- el objetivo previsto en el Registro de preasigna- cales. Igualmente el uso de gas en una instala- ción de retribución, mediante real decreto se ción de generación eléctrica renovable debe ser aprobará un nuevo marco jurídico-económico. redefinido. Se debe tener en cuenta que el ciclo de cons- • Finalmente, de forma general, falta una adapta- trucción de las centrales termoeléctricas se ción a la situación actual del esquema de apoyo encuentra entre 1 y 2 años para una central al Régimen Especial. tipo de 50 MW, siendo necesario otro periodo similar para conseguir todas las autorizaciones Barreras económicas administrativas. Independientemente de la madurez tecnológica de Por tanto los proyectos que se vayan a poner en las diferentes tecnologías, aparecen barreras de marcha en 2014 deben iniciar su tramitación a mercado que impiden un correcto desarrollo del más tardar entre 2010 y 2011, comenzando la sector. Entre ellas se encuentran las referentes a la construcción entre 2011 y 2012. Sin un marco de- competitividad del sector y el acceso a financiación. finido y estable será difícil obtener financiación para estos proyectos. • Escasez de empresas especializadas dedicadas • Imposibilidad de avanzar en proyectos de a la fabricación de componentes. innovación. La falta de empresas especializadas hace que Actualmente el RPR está cerrado, por lo que la competitividad no sea óptima, dificultando la no se pueden realizar proyectos comerciales de reducción en costes prevista en la planificación. pequeña potencia para validar las innovaciones • Falta de incentivos para instalaciones con diseños fruto de la investigación y el desarrollo realizado alternativos y con gran potencial de futuro. por nuestras empresas y centros tecnológicos La dificultad de financiación, mencionada en el 441 PER 2011-2020 punto anterior, fuerza al sector a invertir en las instalaciones que garanticen un mejor retorno

4.11.6 — Actuaciones propuestas

4.11.6 Actuaciones propuestas de la inversión realizada. La razón de que ac- Detectadas las principales dificultades a las que se tualmente el 94% de los proyectos en operación, enfrenta el sector solar termoeléctrico se proponen construcción y promoción sean de tecnología una serie de acciones y líneas de actuación. cilindro-parabólica es causa de su carácter fi- nanciable debido a las experiencias existentes. El eje central es la reducción de costes que per- • Grandes dificultades de financiación. mitan en el futuro que las tecnologías solares ter- En la actual coyuntura de crisis económica el moeléctricas alcancen la paridad con los precios acceso a fuentes de financiación es difícil para de mercado y la mejora de la gestionabilidad a todos los sectores. Especialmente dentro de las través de mejores sistemas de almacenamiento, energías renovables, las tecnologías solares ter- que permitan su entrada a gran escala en el siste- moeléctricas sufren con mayor intensidad esta ma eléctrico. Para conseguir este objetivo se debe dificultad debido al alto coste de inversión inicial conseguir un sistema de desarrollo sustentando en necesario y al riesgo tecnológico. las siguientes claves: • Escasa penetración en generación distribui- • La reducción de la incertidumbre tecnológica. da. Mayor actividad de Empresas de Servicios • La simplificación desde las Administraciones Pú- Energéticos. blicas de todo el procedimiento administrativo de Actualmente las centrales solares termoeléc- tal manera que se facilite el desarrollo e implan- tricas se diseñan para la producción de energía tación de todas las tecnologías termoeléctricas. eléctrica a gran escala. Es necesario superar • La dinamización del sector de tal manera que se las barreras existentes para que tecnologías permita una aceleración de los ciclos de apren- solares termoeléctricas, como las basadas en dizaje y el desarrollo de la investigación, el de- discos-Stirling o en receptor central de pequeña sarrollo y la innovación. potencia, puedan contribuir a la producción de • El fomento de las innovaciones tecnológicas que energía eléctrica de forma distribuida, donde la presenten un buen potencial de reducción de metodología de Empresas de Servicios Energé- costes. ticos pueden jugar un papel clave. No sólo se deben analizar las actuales barreras del Propuestas normativas mercado, también se deben prever, puesto que el • Establecer un marco regulatorio estable a partir horizonte de este trabajo es hasta el año 2020, las de enero de 2014 (HEL-004). tendencias futuras del sector y del sistema eléc- Este real decreto debe tener como objetivo el trico para poder responder con eficacia y eficiencia establecimiento de un régimen económico sufi- a los retos futuros. ciente y adecuado para la puesta en servicio de En este escenario futuro se deberían considerar este tipo de instalaciones, promoviendo la inves- instalaciones pequeñas, ubicadas dentro, o en las tigación y desarrollo en el sector que permita proximidades, de los centros de consumo y con una reducir los costes de las instalaciones, mejorar potencia eléctrica nominal adaptada, en cada caso, su competitividad y contribuir al desarrollo de la a las necesidades del consumidor. competitividad de la industria. Aunque a corto plazo el mayor esfuerzo de las tec- • Reducción de barreras administrativas a los pro- nologías termoeléctricas se está centrando en una yectos de I+D+i+d facilitando la innovación me- reducción de costes, para el futuro se deben tener diante centrales precomerciales (HEL-012). en cuenta la configuración de un sistema eléctrico La investigación y desarrollo que realiza el sector donde la generación será más distribuida y con una debe ser validada en centrales precomerciales de diversidad mayor de fuentes de energía, fundamen- innovación. Es necesario posibilitar la puesta en talmente renovables. Las medidas que se decidan marcha de estas centrales de una manera conti- ahora, bajo este punto de vista, garantizarán la me- nua en todo el periodo del plan, permitiendo su jor adaptación y el éxito futuro de la energía solar acceso al sistema eléctrico en las mismas con- termoeléctrica. diciones que las instalaciones actuales, para que las innovaciones viables puedan ser incorporadas a las futuras centrales comerciales. 442 Análisis por tecnologías • Simplificación y homogeneización de procedi- térmicos, desarrollo de sistemas de almace- mientos administrativos (HEL-011). namiento y mejoras técnicas en el proceso de Es necesario abordar medidas de simplificación y fabricación de componentes. homogeneización en todos los niveles de la admi- nistración, para dar mayor seguridad, facilitar la Propuestas de financiación planificación, y disminuir los costes de inversión en el todo el sector. Especialmente importante • Programas de acceso a la financiación. es la simplificación en los procedimientos rela- Desde las Administraciones Públicas y en co- cionados con la autorización medioambiental y laboración con el sector industrial y financiero, el acceso al agua. se proponen una serie de actuaciones de apoyo Se instaurarán procedimientos de autorización financiero que pretenden permitir el acceso a la simplificados y menos onerosos, incluida la sim- financiación e incentivar instalaciones con dise- ple notificación si está permitida en el marco re- ños alternativos y con gran potencial de futuro. gulador aplicable, para los proyectos de menor – Investigación y desarrollo tecnológico de envergadura y para los equipos descentraliza- nuevos prototipos e innovación (Línea A) dos para la producción de energía procedente de (HGL-002). fuentes renovables, si procede. – Primeros proyectos de demostración (Línea B) • Flexibilizar el uso combinado de la energía so- (HGL-013). lar y un combustible fósil (por ejemplo el gas) o – Proyectos singulares en fase comercial o renovable (por ejemplo, la biomasa) (HEL-004). con alguna barrera de mercado (Línea C) Esta medida implica la regulación del uso de (HGL-012). gas en las centrales solares termoeléctricas. Se – Proyectos de pequeña potencia para genera- conseguirá así una mejor adaptación de la ge- ción eléctrica distribuida (P<10 kW) (Línea E) neración de la demanda, mayor estabilidad en (HEL-008). la operación frente a transitorios, y una mejora importante de la gestionabilidad. Propuestas de planificación/promoción Por otro lado, la instalación de sistemas híbridos • Fomento de la competitividad (HGL-015). que permitan asegurar una buena gestionabili- El impulso y apoyo a empresas especializadas en dad de la planta mediante combustibles no fósi- toda la cadena de valor del sector permitirá un au- les (biogás, biomasa, etc.) constituirán un paso mento de la competitividad y el retorno del esfuer- adelante importante en este campo ya que se zo dedicado al área para su despegue comercial en desvinculará la gestionabilidad de la planta de España. Esta propuesta contribuirá al logro de los la disponibilidad de combustibles fósiles. descensos de costes previstos en la planificación. Esta flexibilización debe ir acompañada de siste- • Fomentar la innovación en el campo de los fluidos mas de control adecuados para que la retribución térmicos de las centrales (HGL-015). de la energía generada sea según cada tecnología. El avance en fluidos térmicos que permita tra- bajar a mayores temperaturas tiene un impacto Propuestas de subvención decisivo en el incremento de la eficiencia total de • Programas de subvenciones para la producción las instalaciones. de energías renovables. Las limitaciones térmicas de los aceites usados – Programa de subvenciones a la investigación actualmente y su potencial riesgo medioambien- y desarrollo tecnológicos de nuevos prototipos tal son razones que hacen conveniente su sus- (Línea 1) (HGL-011). Este programa tiene como titución por otros fluidos que no tengan estos objeto el apoyo público en la modalidad de sub- inconvenientes. vención a proyecto de investigación y desarrollo La generación directa de vapor a alta presión y tecnológico de nuevos prototipos, promovidos temperatura en los propios captadores solares, por entidades privadas de carácter nacional, o el uso de gases a presión (aire, CO2 o N2) o sa- centros tecnológicos y de investigación. les fundidas como fluidos de trabajo en el campo Las características de los proyectos tecno- solar son las tres opciones que actualmente se lógicos que podrán presentarse a esta línea contemplan como posibles sustitutos del aceite de subvenciones se centran en proyectos de térmico actual. Debe fomentarse el mejor apro- I+D relacionados con la innovación en fluidos vechamiento de los fluidos térmicos actuales 443 PER 2011-2020 (agua-vapor, aceite térmico, sales fundidas o ga- • Fomentar las mejoras en la explotación, opera- ses a presión) en todas las tecnologías, así como ción y mantenimiento de las centrales (HGL-015). su evolución hacia nuevos fluidos más eficientes. Un parque instalado en el horizonte de 2013 de • Fomentar el desarrollo de sistemas de almace- casi 2.500 MW debe posicionar a las empresas namiento (HGL-015). promotoras a la cabeza del conocimiento de la El almacenamiento es una de las principales operación, mantenimiento y explotación de estas características diferenciadoras de las tecnolo- instalaciones. gías solares termoeléctricas. Por su importancia Este conocimiento debe fomentarse para que para la integración a gran escala en el sistema todas las partes implicadas, especialmente titu- eléctrico es necesario el desarrollo de sistemas lares, promotores y operadores de red, aprove- económicos y escalables, que se puedan adaptar chen el esfuerzo que supone el impulso a estas a las diferentes tecnologías. tecnologías. La innovación en sistemas de almacenamiento • Fomento de generación distribuida y penetración térmico mediante calor sensible que permita re- de Empresas de Servicios Energéticos (HGL-015). ducir el coste con respecto a los actuales siste- En un escenario futuro donde predomine un siste- mas de sales fundidas en dos tanques, así como ma eléctrico de generación distribuida, conceptos en sistemas de tamaño industrial para almacena- de suministro de energía eléctrica a grupos de miento mediante calor latente, son las líneas más consumo (urbanizaciones, polígonos industria- importantes que deben fomentarse en el campo les, etc.) pueden ser muy interesantes para el de los sistemas de almacenamiento. desarrollo del sector. Algunas de las líneas de desarrollo en este campo El fomento del autoconsumo con mecanismos de son el uso de nuevos materiales para el almace- compensación de saldos puede permitir la reali- namiento térmico, búsqueda de nuevos procesos zación de instalaciones solares termoeléctricas o dispositivos que palien la baja conductividad para suministro de energía de media potencia, en térmica de las sales de nitratos, desarrollo de el rango de unidades de megavatios, donde las sistemas de almacenamiento térmico de gran ca- empresas de servicios energéticos pueden jugar pacidad mediante tanques termoclinos o nuevos un papel clave. sistemas de almacenamiento térmico mediante Además de estas propuestas concretas serán nece- materiales de cambio de fases (calor latente). sarias otras propuestas generales para adecuar el • Fomentar mejoras técnicas en el proceso de fa- sistema eléctrico actual a un nuevo esquema donde bricación de componentes (HGL-015). las energías renovables tendrán una participación La innovación en los procesos de fabricación de muy relevante. componentes específicos permitirá mantener el conocimiento en las etapas de mayor valor añadi- do del sector, posicionando a nuestras empresas Propuestas de estudios en óptimas condiciones para liderar el mercado. • Realización de un mapa peninsular e insular de Un menor coste y una mayor fiabilidad y durabili- la radiación directa solar disponible (HGL-017). dad son las características principales de los nue- Esta propuesta permitirá conocer la disponi- vos componentes que reducirán la incertidumbre bilidad del recurso solar de todo el territorio que puede existir sobre el sector. nacional, facilitando la óptima elección de la lo- Algunos ejemplos de las innovaciones en este calización geográfica de las plantas, aumentando campo serían las que afectan al uso de espejos así su rendimiento y eficiencia. de primera superficie depositados sobre un sus- La mejora del recurso disponible para las insta- trato metálico y con un recubrimiento protector laciones, al conocer la localización geográfica óp- que garantice una buena durabilidad en intem- tima, permitirá mejorar la experiencia operativa perie, tubos receptores para captadores cilindro- y comercial del sector, facilitar la financiación e parabólicos sin soldadura vidrio/metal y con un incentivar instalaciones con diseños alternativos grado de vacío suficiente entre la cubierta de y con gran potencial de futuro. vidrio y el tubo metálico interior, helióstatos con un ajuste óptico más sencillo y económico que los actuales, estructuras metálicas que permitan un ensamblaje de alta precisión con bajo costo y requerimientos de mano de obra. 444 Análisis por tecnologías

4.11.7 — Objetivos el nuevo marco legal que se establezca para los

4.11.7 Objetivos el nuevo marco legal que se establezca para los próximos años. A corto plazo, hasta el año 2013, Existen iniciativas que han solicitado punto de co- el Acuerdo del Consejo de Ministros de 13 de no- nexión a la red de transporte o distribución que viembre de 2009 procedió a la ordenación de los suman más de 15.000 MW, según los datos de REE proyectos o instalaciones presentados al registro a cierre de 2010. administrativo de preasignación de retribución pre- visto en el RDL 6/2009. Por otro lado, en los 30 días siguientes a la publica- ción del Real Decreto-ley 6/2009, hasta el sábado El Acuerdo del Consejo de Ministros de 13 de no- 6 de junio de 2009 incluido, aquellas instalaciones viembre de 2009 dispone la puesta en funcionamien- que acreditaron el cumplimiento de los requisitos to de los proyectos inscritos en 4 fases sucesivas de establecidos en el artículo 4 del citado RDL han acuerdo con el siguiente ritmo implantación: sido inscritas en el Registro de Preasignación de • Fase 1: 880,4 MW que deben estar en operación Retribución (RPR). antes del fin de 2012. En total se presentaron al RPR 104 solicitudes, • Fase 2: 566,4 MW, que deben estar en operación con una potencia total de 4.499 MW, y hasta la fe- entre 2011 y 2012. cha se resolvieron favorablemente 57 solicitudes, • Fase 3: 461,2 MW, que deben estar en operación con una potencia de 2.389,8 MW en el área solar en 2012. termoeléctrica. • Fase 4: Resto, 481,8 MW, que debe estar en ope- ración en 2013. La evolución y perspectivas de las centrales ter- moeléctricas en el futuro estará determinada por Figura 4.11.15. Potencia anual y potencia acumulada por años en MW Miles Miles 1,0 4.800 5,0 4.351 Potencia acumulada (MW) 3.951 0,8 4,0 Potencia anual (MW) 3.601 650 3.301 746 3.001 0,6 2.721 3,0 2.471 2.028 449 400 0,4 443 350 2,0 1.378 300 300 250 280 0,2 1,0 0,0 0,0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Potencia acumulada Potencia anual Fuente: IDAE Más allá del año 2013, el marco legal que se es- A partir del año 2014 y hasta 2020 se instalará una tablezca debe permitir mantener el liderazgo tec- potencia creciente, con un objetivo a 2020 que al- nológico en el sector, con el fomento de aquellas canza los 4.800 MW. centrales que permitan avanzar en las innovaciones Considerando esta potencia instalada acumulada necesarias para el descenso de costes previsto. total por años, podemos estimar la energía anual 445 PER 2011-2020 generada por el área solar termoeléctrica en el año de la Puesta en Marcha establecemos unas periodo 2010-2020. En 2020 se alcanzarán los pérdidas del 0,4% anual. La energía considerada es

14.379 — GWh de energía generada por toda la po- la energía producida exclusivamente con energías

14.379 GWh de energía generada por toda la po- la energía producida exclusivamente con energías tencia acumulada instalada en España de energía renovables y no considera la aportación de hasta el solar termoeléctrica. 15% de gas que permite el Real Decreto 661/2007. La energía producida en un año es igual al producto Para la estimación de la potencia instalada, hasta de la potencia instalada por las horas medias de el 2013 se consideran las centrales inscritas en el funcionamiento en dicho año. A partir del segundo registro de preasignación. Figura 4.11.16. Energía anual (MWh) y potencia acumulada (MW) por años Miles Miles 14.379 15,0 10,0 Potencia acumulada total (MW) 12.817 12,0 8,0 Energía total (GWh) 10.316 11.465 9.276 9,0 6,0 7.400 4.800 6.375 8.287 4.351 3.601 3.951 6,0 4.711 3.301 4,0 3.001 2.471 2.721 2.648 2.028 3,0 1.378 2,0 0,0 0,0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Potencia acumulada total Energía anual Fuente: IDAE 446 5 Objetivos del plan hasta el año 2020 PER 2011-2020

5.1 — CRITERIOS PARA industriales y de servicios relacionados con las

5.1 CRITERIOS PARA industriales y de servicios relacionados con las energías renovables y la relación entre la promo- LA ASIGNACIÓN DE ción de estas fuentes y la política de reducción de las emisiones de gases precursores del efecto in- OBJETIVOS POR vernadero, son algunos de los argumentos para aumentar los objetivos, que podrían compensar TECNOLOGÍAS parcialmente los efectos económicos de la pro- moción de las energías renovables. España lleva un largo recorrido en el desarrollo e Haciendo un balance entre estos aspectos y con- introducción de las energías renovables en el mer- siderando que el sistema energético debe integrar cado energético. Esta estrategia, que se inició en de una manera económicamente sostenible las el año 1980 después de las crisis energéticas de energías renovables, el 21 de diciembre de 2010, la los años setenta, empezó a dar sus frutos a finales Subcomisión de análisis de la estrategia energética de la década y en los años 90, pero ha tenido una española para los próximos 25 años, constituida importante aceleración en la segunda mitad de la en el seno de la Comisión de Industria, Turismo y década 2000-2010. Comercio del Congreso de la Diputados, aprobó un El objetivo mínimo obligatorio del 20% para la par- documento con el apoyo de la mayoría de los grupos ticipación de las energías renovables en el consumo parlamentarios, en el que se recomendaba que la final bruto de energía en España, fijado en la Direc- participación de las energías renovables fuera del tiva 2009/28 CE de energías renovables y recogido 20,8% en el año 2020. Este es el objetivo que se en el ordenamiento jurídico español mediante la recoge en este plan. Ley de Economía Sostenible, es una condición de El siguiente paso, una vez adoptado un objetivo glo- contorno fundamental para el establecimiento del bal para la participación de las energías renovables objetivo que se propone en este Plan de Energías en el “mix” energético, es asignar los objetivos por Renovables 2011-2020. sectores de energías renovables partiendo de un Pero habría que reflexionar sobre cuál es el objetivo análisis multicriterio. A continuación se comentan idóneo, por encima de este objetivo mínimo, que las variables tenidas en cuenta en la fijación de cabría fijar para el futuro. Para ello, hay que tener estos objetivos sectoriales. en cuenta múltiples criterios, de tipo económico, ambiental, tecnológico y social. Costes de generación En la coyuntura actual que atraviesa la economía mundial y la española, los aspectos de tipo eco- Los costes de generación de las tecnologías asocia- nómico tendrán una relevancia muy importante. das al aprovechamiento de las energías renovables El hecho de que, a día de hoy, la mayoría de las es un parámetro muy importante a tener en cuenta energías renovables eléctricas necesiten de unas en la asignación de objetivos por sectores. retribuciones económicas adicionales a la de los Las tecnologías asociadas a cada uno de estos distintos mercados para estimular su desarrollo, sectores han iniciado su camino hacia la compe- obliga a considerar el impacto que los costes de titividad en distintos momentos y a velocidades estas políticas tienen sobre esos mercados –es- también distintas. Estos condicionantes, añadidos pecialmente sobre el mercado eléctrico– y, como a las características intrínsecas de cada una de las consecuencia, los efectos sobre la competitividad tecnologías y de las propias fuentes energéticas, de la economía española y sobre la evolución de son determinantes para explicar la actual clasi- los precios de la energía. ficación de las energías renovables atendiendo a Estas reflexiones son las que aconsejan fijar en este sus costes. Plan de Energías Renovables un objetivo ajustado a Pero para fijar los objetivos sectoriales en el año la contribución mínima de las energías renovables 2020 debemos tener en cuenta los costes de las que exige la Directiva de Energías Renovables para distintas tecnologías en el año 2020. Esto será de- España, del 20%. terminante para fijar los objetivos de tecnologías No obstante, los argumentos económicos no son los que puedan entrar en competencia y, el caso más únicos que hay que tener en cuenta aunque sean evidente, es el de las tecnologías eléctricas que los más importantes. El desarrollo de los sectores vierten su producción a la red. Un completo análisis 448 Objetivos del plan hasta el año 2020 de los costes actuales de generación eléctrica con energías renovables y su prospectiva al año 2020 se Efectos ambientales de las puede encontrar en el apartado 5.2 de este docu- energías renovables mento y en cada uno de los apartados sectoriales del capítulo 4. Las energías renovables ofrecen una mejora muy importante respecto a las energías fósiles en cuan- Según este análisis prospectivo, y en lo que se re- to a la reducción del impacto ambiental del ciclo fiere a la generación de electricidad, la tecnología energético y, por ello, su promoción representa que presenta una mayor competitividad con el mer- una de las herramientas más importantes para cado eléctrico en el horizonte del año 2020 y que luchar contra la degradación del medio ambien- aporta un potencial energético muy importante de te. En algunos impactos como el cambio climáti- desarrollo es la energía eólica terrestre. Esta es co, la contribución de las energías renovables es una de las razones principales por la que se fija el determinante. mayor objetivo de crecimiento en el horizonte del plan para esta tecnología. No obstante, el impacto ambiental de las energías renovables no es nulo y se deberán tener en cuenta Del análisis se desprende, también, que otras tec- las afectaciones ambientales de cada una de ellas nologías que pueden tener una participación muy en la definición del mix de las energías renovables. importante en el mix energético en el futuro, como las solares, podrían ofrecer una competitividad con Este punto está muy relacionado con el anterior, el mercado eléctrico en un horizonte no muy lejano, puesto que a un mayor rendimiento de las tecno- aunque se sitúen en la próxima década. Un análi- logías de aprovechamiento, menores serán las sis con mayor detalle de estas cuestiones, puede necesidades de generación de energía primaria encontrarse en el apartado 10.4. renovable y, por lo tanto, menores las afecciones ambientales que de ello se puedan derivar. “Mix” de energías renovables suficientemente diversificado Facilidad de integración de electricidad a la red eléctrica La necesidad de diversificar las fuentes energéti- cas utilizadas para mejorar la seguridad de sumi- Para las tecnologías eléctricas, es fundamental el nistro es un concepto que también se debe tener hecho de que una determinada tecnología pueda en cuenta con las energías renovables. Atendiendo contribuir, o no, a la gestión de un sistema eléctrico a sus características, y para asegurar la cober- ibérico que tiene una interconexión muy débil con tura de la demanda en todo momento, también el sistema eléctrico europeo y que va a continuar es conveniente tener una participación adecuada siendo débil en el período de aplicación del PER. de cada una ellas, combinándolas de la manera Este va a ser un aspecto relevante a tener en cuen- más eficiente. ta. Estas cuestiones se analizan en el apartado 7.1. Aprovechamiento eficiente de Potencial disponible las energías renovables El PER tiene un objetivo temporal fijado en el año 2020, pero también debe tener en cuenta un hori- A pesar de los elevados recursos de energías re- zonte temporal más largo en la toma de decisiones novables disponibles en España, es necesario que tienen períodos de maduración superiores a utilizarlos de una manera racional. Hay que pres- los 10 años. Este es el caso del desarrollo y la in- tar atención a qué tecnologías ofrecen un mejor troducción de nuevas tecnologías que, a pesar de aprovechamiento del potencial de las energías estar todavía alejadas de la competitividad, ofrecen renovables y tenerlo en cuenta a la hora de asig- unas posibilidades para el futuro que hay que tener nar objetivos a nivel sectorial. La aplicación a los en cuenta en el PER 2011-2020. distintos usos finales de la energía y el potencial de evolución de las tecnologías asociadas son aspec- El potencial de las distintas tecnologías se describe tos también muy importantes para determinar el en los correspondientes apartados del capítulo 4 y, mix de energías renovables más adecuado. de una manera comparada, en el punto 5.3. 449 PER 2011-2020 Este análisis de potenciales, junto al análisis pros- promoción de las energías renovables, en el sentido pectivo de evolución de costes, debe ser tenido muy de que hay que tener en cuenta las tecnologías que en cuenta en la definición de los objetivos de cada ofrecen unos costes –y unos precios– más competi- una de las tecnologías. tivos y que, por lo tanto, requieren de menos apoyos públicos para su desarrollo. En los puntos 8.8 y 9.2 Potencial de mejora de la se tratan estas cuestiones. tecnología Otros beneficios sociales La capacidad de evolución de las tecnologías tam- Se deberán tener en cuenta, también, otros as- bién debe ser tenida en cuenta en la fijación de obje- pectos como la contribución a la mejora y mante- tivos. Este es un tema que está muy relacionado con nimiento de las masas forestales, a la fijación de los costes, pero hay otros aspectos relevantes como población en ámbitos rurales, a la contribución al las dificultades de integración en la red eléctrica u desarrollo del sector agrícola y ganadero, al con- otros tipos de dificultades para su utilización como la sumo de territorio, a la afectación paisajística, etc. inadecuación de los motores de vehículos para utili- zar mezclas elevadas de etanol, la baja densidad de acumulación de las baterías, las dificultades para el limpiado del biogás, la indisponibilidad de sistemas

5.2 — COMPARATIVA

5.2 COMPARATIVA de anclaje para la eólica marina, etc. Si se prevén DE COSTES POR mejoras tecnológicas en estos campos en sectores que ofrecen potenciales elevados, deben ser tenidas TECNOLOGÍAS en cuenta al fijar los objetivos sectoriales. Empleo generado 5.2.1 Costes de generación El sector de las energías renovables es muy inten- eléctrica (costes sivo en la creación de puestos de trabajo, tal como normalizados de renovables se analiza en el punto 11.2. Pero la intensidad en las necesidades de empleo no es uniforme en to- y fósiles) dos los sectores, ni en la distribución territorial de Para el análisis de costes, en primer lugar se han esos empleos. Sectores como la biomasa presen- agrupado las tecnologías renovables con mayor tan una mayor intensidad de creación de empleo y capacidad instalada actual y en el prerregistro. más concentrada en zonas rurales mientras otros sectores crean menos empleo sin una territoria- lización distinta al conjunto del empleo existente. Tecnologías eólica (onshore y offshore) y Estas consideraciones deberán ser tenidas muy en solar (termoeléctrica y fotovoltaica) cuenta en la fijación de objetivos sectoriales. Para la tecnología fotovoltaica los rangos de variación de costes se han definido en función de las tipologías Apoyo público necesario establecidas en el Registro de preasignación de tari- fa para instalaciones fotovoltaicas (PREFO). De este Las energías renovables necesitan de apoyos pú- modo la banda superior lo constituye la tipología I de blicos para conseguir los objetivos marcados. Las instalaciones sobre edificaciones, y la banda inferior necesidades de apoyo se irán reduciendo, como ya la tipología II donde se incluyen el resto de instalacio- está pasando en los sectores más maduros, a lo nes, típicamente sobre suelo. Es importante destacar largo de período de aplicación del presente plan, que los valores representados resultan del análisis de pero irán apareciendo nuevas tecnologías que ofre- instalaciones medias en cada tipología. cerán mayores oportunidades y que necesitarán de Para la tecnología solar termoeléctrica el rango de nuevos apoyos, puesto que se encontrarán en una variación viene determinado en función de la tecno- fase más inicial de su curva de experiencia. logía empleada, según sea cilindro parabólico o torre. A pesar de esto, habrá que administrar con pruden- El límite superior corresponde a la tecnología de to- cia el esfuerzo del conjunto de la sociedad para la rre hasta aproximadamente el año 2015 y de cilindro 450 Objetivos del plan hasta el año 2020 parabólico en adelante. El límite inferior corresponde Para las plantas de tecnología eólica onshore, el a la tecnología de cilindro parabólico hasta alrededor rango de variación para instalaciones de 50 MW del año 2015 y de torre en adelante. Nótese que el se establece en función de la calidad del recurso escenario contempla que la torre alcance el liderazgo eólico. El límite superior corresponde a zonas de tecnológico a partir de 2015. Esto asume que se desa- viento moderado (~2.000 horas) y el límite inferior rrollan suficientes proyectos de la tecnología de torre a zonas de viento medio (~2.400 horas en 2010). La en los próximos años para poder recorrer la curva de raya punteada corresponde a zonas de viento inten- experiencia. Adicionalmente, es importante indicar so (~2.900 horas en 2010), que serían resultado de que para la torre se espera un aumento de la escala repotenciar los parques situados en las mejores de las centrales desde 20 a 40 MW en 2015 y a 50 MW51 localizaciones actuales. en 2018. Para las centrales cilindro-parabólicas, se Para las plantas de tecnología eólica offshore, el espera un incremento de 50 a 100 MW en 2016 y a rango de variación para instalaciones de 150 MW se 200 MW en 2020. Por último, se ha considerado la establece en función de la distancia a la costa, con entrada al final de la presente década de tecnologías el límite superior establecido a 50 km de distancia disruptivas, como la generación directa de vapor con a la costa y el límite inferior a 10 km. captadores cilindro parabólicos o las torres de gas. Figura 5.2.1. Rangos de variación de costes de generación eléctrica Coste de generación elécrica (c€2010/kWh) 35 30 25 20 LEC (c€/kWh) 15 10 5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Año de puesta en marcha FV tejado Solar termoeléctrica FV suelo Eólica terrestre con 2.900 h/año Eólica marina Eólica terrestre Fuente: BCG e IDAE 51 Torres de receptor central de sales fundentes con 15 horas de almacenamiento. Para otras configuraciones o para menor número de horas de funcionamiento se alcanzarían potencias de turbina de vapor superiores a 50 MW 451 PER 2011-2020 Tecnología de generación eléctrica con • Biomasa 10-20 MW (b.6.2, 6.3, 8.1), donde el lí- biomasa mite superior representa instalaciones de 10 MW y el inferior instalaciones de 20 MW. El segundo grupo de tecnologías integra la gene- • Biomasa 10-20 MW (b.8.2), donde el límite su- ración eléctrica con biomasa. La generación con perior representa instalaciones de 10 MW y el biomasa es muy relevante en España por capacidad inferior instalaciones de 20 MW. instalada y disponibilidad de recurso natural, si bien • Biomasa 2 MW (b.6.1), donde el límite superior es cierto que su desarrollo reciente se encuentra representa ciclos de vapor (caldera más turbina) por debajo de lo esperable dado su potencial. mientras que el límite inferior representa plantas Para la elaboración de los escenarios se ha distin- con tecnología de gasificación. guido entre plantas en función de la escala de las • Biomasa 2 MW (b.6.2, 6.3, 8.1, 8.2), donde el mismas (10-20 MW por un lado y 2 MW por otra), la límite superior representa ciclos de vapor materia prima empleada (b.6.1 o cultivo energético, (caldera más turbina) mientras que el límite b.8.2 o biomasa industrial forestal y b.6.2, b.6.3 y inferior representa plantas con tecnología de b.8.1 para otras biomasas), así como la tecnología gasificación. empleada (caldera y turbina vs. gasificación). De este modo, asumiendo 6.000 horas de fun- Los rangos han quedado por tanto divididos en: cionamiento, los costes de generación serían los siguientes: • Biomasa 10-20 MW (b.6.1), donde el límite su- perior representa instalaciones de 10 MW y el inferior instalaciones de 20 MW. Figura 5.2.2. Costes de generación eléctrica biomasa (6.000 horas de funcionamiento) Coste de generación elécrica (c€2010/kWh) 35 6.000 horas netas de funcionamiento 30 25 20 15 10 5 0 2010 2015 2020 2025 2030 Año de puesta en marcha Biomasa (10-20 MW; b.6.1) Biomasa (2 MW)-grupo b.6.1 Biomasa (10-20 MW; b.8.2) Biomasa (2 MW)-grupos b.6.2, b.6.3, b.8.1, b.8.2 Biomasa (10-20 MW; b.6.2, b.6.3, b.8.1) Fuente: BCG 452 Objetivos del plan hasta el año 2020 En un escenario algo menos conservador con 7.500 horas netas de funcionamiento, los costes de generación serían algo inferiores, tal y como se puede observar en la gráfica adjunta. Figura 5.2.3. Costes de generación eléctrica biomasa (7.500 horas de funcionamiento) Coste de generación elécrica (c€2010/kWh) 35 7.500 horas netas de funcionamiento 30 25 20 15 10 5 0 2010 2015 2020 2025 2030 Año de puesta en marcha Biomasa (10-20 MW; b.6.1) Biomasa (2 MW)-grupo b.6.1 Biomasa (10-20 MW; b.8.2) Biomasa (2 MW)-grupos b.6.2, b.6.3, b.8.1, b.8.2 Biomasa (10-20 MW; b.6.2, b.6.3, b.8.1) Fuente: BCG Los costes de generación para el caso de biomasa Los rangos han quedado por tanto divididos en: están íntimamente ligados a los costes del combus- • Biometanización (12 Nm3/m3): el límite supe- tible, es decir, de la biomasa como materia prima. rior en plantas con capacidad de proceso de La evolución de estos costes de biomasa, consi- 30.000 t anuales de residuo (~100 kW de po- derada para la representación de las figuras 5.2.2 tencia eléctrica) y el límite inferior para plan- y 5.2.3, es muy conservadora. Cabe esperar que tas de150.000 t anuales de residuo (~500 kW de un mayor desarrollo del mercado de la biomasa potencia eléctrica). implique una bajada de su precio, de forma que las • Biometanización (30 Nm3/m3): el límite supe- curvas representadas alcancen valores inferiores a rior en plantas con capacidad de proceso de los presentados en los últimos años, dotando a las 30.000 t anuales de residuo (~250 kW de poten- curvas de una pendiente más acusada. cia eléctrica) y el límite inferior para plantas de 150.000 t anuales de residuo (~1,3 MW de potencia Tecnología de generación de eléctrica). biometanización y residuos domésticos • Biometanización (50 Nm3/m3): el límite supe- El tercer grupo de tecnologías renovables integra rior en plantas con capacidad de proceso de a las plantas de biometanización y de residuos do- 30.000 t anuales de residuo (~500 kW de po- mésticos. Las primeras son asimismo divididas en tencia eléctrica) y el límite inferior para plan- función del contenido energético del residuo y de la tas de 150.000 t anuales de residuo (~2 MW de cantidad de residuo procesado (escala de la planta). potencia eléctrica). 453 PER 2011-2020 • Plantas de Residuos Domésticos: el límite supe- En el caso de plantas de biometanización, merece rior lo marcan plantas con capacidad de tratamien- la pena destacar la enorme dispersión de costes to de 300.000 t anuales de residuos domésticos, de generación, debido al diverso origen existente mientras que el límite inferior está definido por según el residuo tratado y la capacidad de proceso plantas con capacidad de tratamiento de 450.000 t de las plantas. anuales. Figura 5.2.4. Costes de generación eléctrica biometanización y residuos domésticos Coste de generación elécrica (c€2010/kWh) 35 30 25 20 15 10 5 0 2010 2015 2020 2025 2030 Año de puesta en marcha Biometanización (12 Nm3/m3) Residuos Biometanización (30 Nm3/m3) Biometanización (50 Nm3/m3) Fuente: BCG Tecnología de generación de energías del una combinación de antigüedad de la planta y tipo mar, hidráulica y geotérmica de instalación. Así, el límite superior viene dado por plantas de nueva construcción e instalaciones La energía hidroeléctrica es la tecnología más con- de agua fluyente y el límite inferior está determi- solidada y de mayor grado de madurez dentro de las nado por plantas rehabilitadas, y que por tanto energías renovables, como resultado de más de un requieren menor inversión, en instalaciones de siglo de desarrollo. Fruto de esa experiencia, la ener- agua fluyente. gía minihidráulica presenta unos costes próximos a alcanzar la competitividad dentro del mercado eléc- Dentro de este grupo de tecnologías de genera- trico, aunque estos son muy variables dependiendo ción eléctrica renovable se incluyen las energías del de la tipología de la planta y de la actuación a realizar. mar y la energía geotérmica, que a diferencia de la energía hidroeléctrica, son tecnologías incipientes En la figura 5.2.5., el rango de variación para la apenas desarrolladas en España. energía minihidráulica vendrá determinado por 454 Objetivos del plan hasta el año 2020 Las energías del mar tienen un enorme potencial tecnología madura, aunque no se haya desarrollado pero la tecnología se encuentra todavía en una en España hasta la fecha, sin embargo la duda reside fase muy inmadura, lejos del desarrollo a escala en la cantidad y calidad del recurso en España. comercial. Si se lograra en los próximos años el diseño específico capaz de extraer la energía del La energía geotérmica estimulada es una nueva mar podríamos tener una tecnología con amplio tecnología en fase de desarrollo y por tanto, más recurso en España y con un potencial significativo inmadura. El diferencial de costes vendrá determi- de alcanzar costes bajos. El amplio rango de costes nado por los costes de perforación asociados, del a futuro representa la incertidumbre que rodea a que se espera una amplia dispersión. El límite supe- la tecnología, dada su inmadurez, siendo el rango rior corresponde a costes de perforación un 50% por superior la hipótesis conservadora y el rango infe- encima de la media, mientras que el límite inferior rior la hipótesis agresiva en la reducción de costes. corresponde a un coste de perforación un 50% por Hasta la segunda mitad de la década que viene no debajo de los costes de perforación medios. se espera tener plantas comerciales. En cualquier caso, la evolución de las tecnologías de Respecto a la energía geotérmica convencional, los energía geotérmica necesitan el desarrollo de estu- rangos alto y bajo dependen de realizar plantas con dios sobre el potencial real del recurso en España. cogeneración (límite inferior) o sin ella (límite su- perior). La energía geotérmica convencional es una Figura 5.2.5. Costes de generación eléctrica energías del mar, hidráulica y geotérmica Coste de generación elécrica (c€2010/kWh) 35 La evolución de las tecnologías La evolución de las energías del mar de energía geotérmica necesita estará determinada por el desarrollo 30 el desarrollo de estudios sobre el de modelos que cumplan las potencial de recurso en España expectativas de fiabilidad necesarias 25 para el éxito comercial LEC (c€/kWh) 20 15 10 5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Año de puesta en marcha Energías del mar Geotérmica convencional Geotérmica estimulada (EGS) Hidráulica Fuente: BCG 455 PER 2011-2020

5.2.2 — Coste de energías (~160 €/t) mientras que para el límite inferior se

5.2.2 Coste de energías (~160 €/t) mientras que para el límite inferior se asume el empleo de cáscaras de almendra a gra- térmicas nel (~106 €/t). En ambos casos las plantas operan 1.500 horas equivalentes anuales. Para las tecnologías de generación térmica, hemos En las secciones correspondientes de cada tec- agrupado las plantas según tres potenciales con- nología se desarrolla en detalle la descripción figuraciones. Para cada configuración mostramos e implicaciones de las diferentes tecnologías y los rangos de costes para las tres tecnologías a configuraciones. tratar: solar térmica, geotérmica y biomasa. Las tres configuraciones corresponden a: 1) Generación de calor en el ámbito residencial. 2) Generación de calor y frío en el ámbito residen- cial. Se trata de plantas que requieren los ciclos de frío, pero se benefician generalmente de ma- yor escala y horas de utilización que las plantas de generación pura de calor. 3) Generación de calor en el ámbito industrial o district heating. Se trata de configuraciones que se benefician de mayor escala y por tanto de me- nores costes de generación. En cualquier caso se puede observar que el mayor potencial de reducción de costes se encuentra en la solar térmica, como consecuencia del empleo de una reducción de costes en el proceso productivo y una mejora de la cadena de suministro en España si se desarrolla el mercado local. Tecnología de generación térmica (calor) residencial Para las plantas de energía geotérmica (con bomba de calor) el rango de variación depende fundamen- talmente de la escala de las plantas. El límite supe- rior corresponde a una planta de 10 kW, mientras que el límite inferior corresponde a una planta de 300 kW. En cualquier caso se asume que las plantas funcionan 1.500 horas equivalentes anuales. Para las plantas con tecnología solar térmica el rango de variación dependerá tanto de la escala de las plantas como de la tecnología empleada. De esta manera el límite superior corresponde a plantas de tubo de vacío de 10 kW, mientras que el límite inferior corresponde a plantas con colector plano con recubrimiento con 300 kW de potencia. Se asume que las plantas tienen un funcionamiento de 1.000 horas equivalentes anuales. Para las plantas de biomasa el rango de costes co- rresponde en cualquier caso a calderas de 500 kW de potencia y el rango de variación viene determi- nado por el coste del combustible. Así, el límite superior corresponde a plantas de pellets a granel 456 Objetivos del plan hasta el año 2020 Figura 5.2.6. Costes de generación térmica (calor) residencial Coste de generación térmica (c€2010/kWh) 30 25 20 15 10 5 0 2010 2015 2020 2025 2030 Año de puesta en marcha Geotérmica con bomba de calor Solar térmica Biomasa Nota 1: se estiman 1.000 horas anuales equivalentes de solar térmica debido a la restricción en la insolación anual, especialmente durante los meses que requieren más calefacción Nota 2: la generación térmica residencial con biomasa puede alcanzar valores de hasta ~15 c€/kW en el caso calderas de 25 kW de potencia y pellets comprados en bolsas pequeñas (~15 kg) Fuente: BCG Tecnología de generación térmica (calor y de las plantas como de la tecnología empleada. frío) residencial De esta manera el límite superior corresponde a plantas de tubo de vacío de 10 kW, mientras que el Al tratarse igualmente de configuraciones de uso límite inferior corresponde a plantas con colector doméstico, se trata de plantas con potencia equiva- plano con recubrimiento con 300 kW de potencia. lente a la anterior. La única diferencia fundamental Se asume que las plantas tienen un funcionamiento se encuentra en la necesidad de la inversión en de 1.500 horas equivalentes anuales. el ciclo de frío y en el mayor número de horas de funcionamiento. Para las plantas de biomasa el rango de costes co- rresponde en cualquier caso a calderas de 500 kW Para las plantas de energía geotérmica (con bomba de potencia y el rango de variación viene determi- de calor) el rango de variación depende fundamen- nado por el coste del combustible. Así, el límite talmente de la escala de las plantas. El límite supe- superior corresponde a plantas de pellets a granel rior corresponde a una planta de 10 kW, mientras (~160 €/t) mientras que para el límite inferior se que el límite inferior corresponde a una planta de asume el empleo de cáscaras de almendra a gra- 300 kW. En cualquier caso se asume que las plantas nel (~106 €/t). En ambos casos las plantas operan funcionan 2.500 horas equivalentes anuales. 2.500 horas equivalentes anuales. Para las plantas con tecnología solar térmica el rango de variación dependerá tanto de la escala 457 PER 2011-2020 Figura 5.2.7. Costes de generación térmica (calor y frío) residencial Coste de generación térmica (c€2010/kWh) 30 25 20 15 10 5 0 2010 2015 2020 2025 2030 Año de puesta en marcha Geotérmica con bomba de calor Solar térmica Biomasa Fuente: BCG Tecnología de generación térmica industrial Finalmente para plantas de biomasa, los rangos y District Heating de costes propuestos corresponden a calderas de 1.000 kW que trabajan durante 4.500 heq, mientras Para la generación térmica industrial y district hea- que el rango de variación viene determinado por el ting nos encontramos con plantas de mayor po- coste del combustible, siendo el límite superior pe- tencia y que por tanto se benefician de una mayor llets a granel (~160 €/t) y el límite inferior cáscara escala. de almendra a granel (~106 €/t) Para las plantas de tecnología geotérmica (district heating) el rango de variación viene determinado por la potencia instalada para instalaciones que trabajan durante 3.500 horas anuales equivalentes. El límite superior corresponde a 500 kW, mientras que el límite inferior corresponde a plantas de 10.000 kW de potencia. Para las plantas de tecnología solar térmica (dis- trict heating) el rango de variación viene determina- do por la tecnología para instalaciones de 1.000 kW que trabajan durante 1.500 horas anuales equiva- lentes. El límite superior trata de plantas con tubo de concentración como colector, mientras que el límite inferior lo configuran plantas con colector plano con recubrimiento. 458 Objetivos del plan hasta el año 2020 Figura 5.2.8. Coste de generación térmica industrial y district heating Coste de generación térmica (c€2010/kWh) 30 25 20 15 10 5 0 2010 2015 2020 2025 2030 Año de puesta en marcha Geotérmica con bomba de calor Solar térmica Biomasa Fuente: BCG En el caso de biomasa los costes de generación es- de valor. Los costes de producción estimados para tán íntimamente ligados a los costes del combusti- los biocarburantes (precios de venta minorista ble, es decir de la biomasa como materia prima. La equivalentes) muestran significativas diferencias evolución de estos costes de biomasa, considerada dependiendo de factores como los costes de las para la representación de las figuras 5.2.6, 5.2.7 y materias primas y la escala y complejidad tecno- 5.2.8 es muy conservadora. Cabe esperar que un lógica de la planta. mayor desarrollo del mercado de la biomasa im- En lo que se refiere a los biocarburantes de segun- plique una bajada de su precio, de forma que las da generación, no se dispone de datos detallados, curvas representadas alcancen valores inferiores a lo que en buena parte se debe a que no existen los presentados en los últimos años, dotando a las plantas en fase comercial y a que la información curvas de biomasa de una pendiente más acusada. existente suele ser confidencial.

5.2.3 — Costes de Por lo que respecta a las estimaciones realizadas a

5.2.3 Costes de Por lo que respecta a las estimaciones realizadas a muy largo plazo (2020-2030), éstas se basan en los biocarburantes costes fijos y variables más bajos que podrían al- canzarse, confiando en el efecto combinado de ma- Sobre la base del ETP BLUE Map Scenario52, la Agen- yores producciones y de las curvas de aprendizaje. cia Internacional de la Energía (AIE) ha desarrollado El principal coste asociado a la producción de bio- estimaciones de costes de varios carburantes basa- carburantes mediante tecnologías convencionales das en el análisis de los componentes de su cadena ETP: Energy Technolgy Platform 52 459 PER 2011-2020 es la materia prima, que supone entre el 45 y el debajo del precio de referencia de los carburantes 70% de los costes de producción. En el caso de las fósiles). tecnologías de producción de biocarburantes de Que los biocarburantes de segunda generación segunda generación, el principal coste se atribuye alcancen o no los costes de producción de los car- a la inversión (entre el 35 y el 50%), seguido de los burantes convencionales es algo que depende de costes de la materia prima (entre el 25 y el 40%) muchos factores aún inciertos, si bien un escena- (AIE, 2009). A largo plazo, reducir la volatilidad de rio de precios de petróleo altos combinado con un los costes de la materia prima supondrá una gran precio elevado de la tonelada de CO2 contribuiría ventaja para los biocarburantes de segunda gene- enormemente a alcanzar la paridad de coste. ración que usen biomasa lignocelulósica proceden- te de cultivos energéticos, deshechos y residuos. Mediante el aprovechamiento de los coproductos, como DDGS, glicerina, bagazo, lignina o el calor residual se pueden reducir los costes de producción de biocarburantes hasta un 20%, dependiendo del tipo de biocarburante producido y del uso de los coproductos. En algunos casos, como en el de la producción de biodiésel a partir de aceite de soja, el biocarburante se podría considerar más un subpro- ducto que el producto principal. En la figura 5.2.9 se representan dos análisis de costes distintos con el objeto de tener en cuenta variables como la relación entre el incremento de los precios del petróleo y los costes de producción de biocarburantes. El escenario de bajo coste (low- cost scenario) considera un mínimo impacto del aumento del precio del petróleo en los costes de producción de biocarburantes. El coste de produc- ción de biocarburantes disminuye a medida que se incrementa el tamaño de la planta y la eficiencia del proceso. Los costes (precio de venta minorista equivalente, sin impuestos) de producción de bio- carburantes de segunda generación como etanol celulósico y BtL se asemejan a los de la gasolina y el diésel en el horizonte de 2030. El etanol proce- dente de la caña de azúcar mantiene el menor coste de producción de todos los analizados durante todo el periodo considerado. En el escenario de alto coste (high-cost scenario) los precios del petróleo tienen un mayor impacto sobre los costes de producción y la mayor parte de los biocarburantes son algo más caros que la gasolina o el gasóleo, con el petróleo a 120 USD/Bbl en 2050. Sin embargo, la diferencia de coste total en comparación con los carburantes fósiles es me- nor de 0,1 USD/l en 2050, a excepción del biodiésel convencional. De hecho, el gas sintético de origen biológico (bio-syngas) y el bioetanol de caña de azúcar podrían ser producidos a menor coste que aquellos. Así, la mayor parte de los biocarburan- tes convencionales estarían cerca de la paridad de coste (el bioetanol de caña estaría, de hecho, por 460 Objetivos del plan hasta el año 2020 Figura 5.2.9. Estimación de la evolución de los costes de diferentes biocarburantes, conforme al Escenario Blue Map Escenario de bajo coste 1,2 1,1 1,0 0,9 USD/Lge 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 2010 2020 2030 2040 2050 Escenario de alto coste 1,2 1,1 1,0 0,9 USD/Lge 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 2010 2020 2030 2040 2050 Biodiésel convencional Bio-syngas Gasolina Etanol convencional Etanol celulósico Etanol de caña de azúcar Biodiésel avanzado (BtL) Nota: Los costes reflejan el precio de venta al público sin impuestos. Podrían existir diferencias zonales de precios dependiendo del coste de la materia prima u otros factores Fuente: AIE. Technology Roadmap “Biofuels for Transport”; 2011 461 PER 2011-2020

5.3 — COMPARATIVA DE Tabla 5.3.1. Potencial disponible según

5.3 COMPARATIVA DE Tabla 5.3.1. Potencial disponible según fuente de energía POTENCIALES POR Potencial TECNOLOGÍAS Tecnología disponible (ktep) Biocarburantes 4.775

5.3.1 — Potencial de recursos

5.3.1 Potencial de recursos renovables Biogás 1.819 El PER tiene un objetivo temporal fijado en el año Biomasa 20.425 2020, pero también debe tener en cuenta un hori- zonte temporal más largo en la toma de decisiones Energías del mar 516 que tienen períodos de maduración superiores a los 10 años. Este es el caso del desarrollo y la in- Eólica > 66.000 troducción de nuevas tecnologías que, a pesar de estar todavía alejadas de la competitividad, ofrecen Geotermia 25.546 unas posibilidades para el futuro que hay que tener en cuenta en el PER 2011-2020. Hidroeléctrica 5.642 La evaluación del potencial total de cada fuente Residuos 4.045 de energía renovable es una labor compleja dada la naturaleza de estos recursos. En general, la Fotovoltaica > 260.000 mayoría de estas energías proceden de la energía solar, transformada de una u otra forma, pero sus Solar térmica >15.000 posibilidades de aprovechamiento están limitadas según las características de cada fuente de energía Solar termoeléctrica 257.000 renovable. En general podemos distinguir entre: • Potencial total: toda la energía existente de un Fuente: elaboración propia tipo concreto de fuente renovable. Es necesario realizar una serie de comentarios a • Potencial accesible: toda la energía que es posible esta tabla: aprovechar técnicamente de un tipo concreto de fuente renovable. • El valor en el sector de los biocarburantes es el po- • Potencial disponible: toda la energía que es posi- tencial de producción en el horizonte 2020 (entendi- ble aprovechar técnicamente de un tipo concreto do como la capacidad de fabricación instalada que de fuente renovable teniendo en cuenta consi- se estima para esa fecha) pero no considera todo lo deraciones económicas, sociales y de mercado. que podría realizarse si se utilizasen más recursos como los que aparecen en el área de biomasa. El potencial que va a considerarse para la plani- • El valor de biomasa se considera conservador pero ficación será el potencial disponible tal y como se parte de sus recursos podrían ser aprovechados ha definido en el párrafo anterior, pero este podría para producción de biocarburantes. Por otro lado, variar si las circunstancias socioeconómicas o de dependiendo de la distribución entre aplicaciones mercado cambiasen. térmicas y eléctricas de la biomasa, este potencial El potencial de las distintas tecnologías se describe de energía final podría variar ya que las aplica- en los correspondientes apartados del capítulo 4. ciones térmicas tienen un mayor rendimiento e implican un aprovechamiento más eficiente del A continuación se presenta una tabla resumen, recurso en cuanto a energía final generada. referido al potencial disponible según fuente de • El valor del área hidroeléctrica no incluye energía: bombeos. • El potencial para la energía solar en España es mucho mayor al planteado en la tabla ya que la media de irradiación global es 1.600 kWh/m2 al 462 Objetivos del plan hasta el año 2020 (Continuación) año sobre superficie horizontal, lo que nos sitúa a la cabeza de Europa. Se ha considerado un valor Tecnología Potencial (GW) conservador de energía final producida. • El potencial para fotovoltaica y para solar ter- Biomasa eléctrica 8 moeléctrica es el mismo pero la diferencia de rendimiento de las instalaciones implica valores Residuos domésticos 1,8 ligeramente distintos. Estos dos valores no pueden sumarse ya que la cantidad utilizada por una tec- Biogás 1,2 nología impedirá su aprovechamiento con la otra. Otras consideraciones a tener en cuenta en esta ta- Fuente: elaboración propia bla son las aplicaciones finales de cada tecnología. Mientras que las áreas de Energías del mar, eólica, Como puede observarse, además del gran poten- hidroeléctrica, fotovoltaica y solar termoeléctrica cial bruto que ofrece la energía eólica, evaluado en sólo se dedicarán a generación eléctrica, las áreas unos 340 GW, las tecnologías solares ofrecen un de biocarburantes y solar térmica lo harán exclu- potencial elevadísimo. También son muy relevantes sivamente a generación de energía térmica y las las aportaciones que pueden hacer fuentes como áreas de biogás, biomasa, geotermia y residuos la energía de las olas, la biomasa o la geotermia. dividirán su producción entre generación eléctrica La siguiente tabla presenta el potencial de aquellas y generación térmica. fuentes de energía renovable con participación en la generación de energía térmica:

5.3.2 — Potencial según Tabla 5.3.3. Potencial de fuentes de

5.3.2 Potencial según Tabla 5.3.3. Potencial de fuentes de energía renovable con participación en la aplicación generación de energía térmica Como se ha indicado, no todas las fuentes de Tecnología Potencial (ktep) energía renovable pueden abastecer todo tipo de aplicaciones, por ello deben tenerse en cuenta por separado los potenciales existentes según la capa- Biocarburantes 4.775 cidad de generación eléctrica o térmica. Biogás 1.819 A continuación se presenta una tabla resumen, re- ferido al potencial para generación eléctrica. Biomasa 20.425 Tabla 5.3.2. Potencial para generación eléctrica Geotermia 12.376 Tecnología Potencial (GW) Residuos 4.045 Solar > 1.000 Solar térmica >15.000 Eólica terrestre+marina 340 Fuente: elaboración propia Respecto a esta tabla deben considerarse las mis- Geotermia (zonas mas apreciaciones realizadas para la tabla de po- 2,7 estudiadas) tencial disponible de recursos renovables respecto Geotermia (zonas a biocarburantes y biomasa. 16,9 favorables, por evaluar) Debe considerarse que en el caso de biocarburantes, biogás, biomasa, residuos y solar térmica el poten- Energía de las olas 20 cial que se presenta es el mismo que el potencial del recurso. Por tanto, los casos de biogás, biomasa y re- Hidroeléctrica 33 siduos son alternativos con los potenciales eléctricos. Bombeo 13 De ello se deduce que el potencial para biogás, bio- masa y residuos deberá repartirse entre aquella 463 PER 2011-2020 energía que se destine a producción eléctrica y la y que representarán, según la metodología de la dedicada a usos térmicos, considerando que habrá Directiva 2009/28/CE, un consumo final bruto de instalaciones de cogeneración que produzcan tanto energías renovables del 20,8% sobre el consumo electricidad como calor. de energía final, así como un consumo final de las mismas del 11,3% sobre el consumo final bruto de En el caso de geotermia, el valor expuesto sólo in- energía en el transporte. cluye aquellas aplicaciones destinadas a produc- ción de calor mediante recursos geotérmicos de La Directiva 2009/28/CE es parte del llamado Pa- baja temperatura. La diferencia con el potencial quete Europeo de Energía y Cambio Climático, que total (13.170 ktep) corresponde al recurso desti- establece para 2020 el triple objetivo de 20% de nado a aplicaciones eléctricas utilizando recursos mejora de la eficiencia energética, 20% de energías geotérmicos de media y alta temperatura y EGS. renovables y 20% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Existe la posibilidad Los recursos de biocarburantes, aunque puedan de que este último objetivo se eleve hasta el 30%, dedicarse a otras aplicaciones térmicas, tendrán lo que llevaría asociada la necesidad de modificar como destino principal el sector transporte, mien- los objetivos nacionales de reducción de estos ga- tras que el resto de tecnologías cubrirán otras apli- ses y las políticas para conseguirlos, lo que podría caciones térmicas, como procesos industriales, suponer la revisión de los objetivos del PER. climatización y producción de ACS. Es importante observar que los anteriores por- Este análisis de potenciales, junto al análisis pros- centajes que definen los objetivos, tanto los de la pectivo de evolución de costes, debe ser tenido muy Directiva 2009/28/CE como los del PER 2011-2020, en cuenta en la definición de los objetivos de cada al igual que los que se encuentran en las tablas y una de las tecnologías. gráficos que se incluyen a continuación, se basan en el escenario de eficiencia energética adicional, el cual se analizó en el capítulo 3 y cuyo resumen

5.4 — OBJETIVOS GLOBALES y previsión de evolución se puede observar en la

5.4 OBJETIVOS GLOBALES y previsión de evolución se puede observar en la tabla 3.4.4 de dicho capítulo. La Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fo- 5.4.1 Cálculo del objetivo mento del uso de energía procedente de fuentes renovables, fija como objetivos generales conseguir energético una cuota mínima del 20% de energía procedente El método de cálculo que estipula la Directiva de fuentes renovables en el consumo final bruto de 2009/28/CE para medir el cumplimiento del objetivo energía de la Unión Europea (UE) y una cuota mínima global del 20% en 2020 y de su trayectoria indicativa del 10% de energía procedente de fuentes renovables consiste en la siguiente división: en el consumo de energía en el sector del transporte en cada Estado miembro para el año 2020. • En el numerador figura el consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables. Éste se Para ello, establece objetivos para cada uno de los calculará como la suma del consumo final bruto Estados miembros en el año 2020 y una trayectoria de electricidad procedente de fuentes renovables, mínima indicativa hasta ese año. En España, el obje- del consumo final bruto de energía procedente de tivo se traduce en que las fuentes renovables repre- fuentes renovables para calefacción y refrigera- senten al menos el 20% del consumo de energía final ción y del consumo final de energía procedente en el año 2020 —mismo objetivo que para la media de fuentes renovables en el sector del transporte. de la UE—, junto a una contribución mínima del 10% Es importante aclarar que la Directiva 2009/28/CE de fuentes de energía renovables en el transporte define el consumo final bruto de electricidad pro- para ese año. Objetivos que, a su vez, han quedado cedente de fuentes de energía renovables como la recogidos en la Ley 2/2011, de Economía Sostenible. cantidad de electricidad generada a partir de es- En esa línea, el Plan de Energías Renovables tas fuentes, excluyendo la electricidad producida 2011-2020 recoge una serie de propuestas, las en unidades de acumulación por bombeo a partir cuales, convenientemente combinadas, ejecuta- de agua que se ha bombeado previamente aguas das, coordinadas y supervisadas, pretenden cum- arriba. Igualmente, define el consumo final bru- plir con los requerimientos europeos, alcanzando to de energía procedente de fuentes renovables los objetivos nacionales en 2020 fijados en el plan para calefacción y refrigeración como la energía 464 Objetivos del plan hasta el año 2020 procedente de fuentes renovables producida en procedente de fuentes de energías renovables, las sistemas urbanos, más el consumo de otras cuales se basan en la aplicación de las diferentes energías procedentes de fuentes renovables en iniciativas propuestas en este plan. la industria, los hogares, los servicios, la agri- Respecto al cálculo del grado de cumplimiento del cultura, la silvicultura y la pesca, con fines de objetivo de energías renovables en el transporte, en calefacción, refrigeración y procesos. la fila C.3 de la tabla se incluye el método de cál- • El denominador consiste en el consumo final bruto culo para el numerador, el cual se comentó en el de energía de todas las fuentes energéticas. Así apartado anterior. La fila C.2 se refiere a los biocar- mismo, es conveniente explicar lo que la Directiva burantes del Artículo 21, apartado 2 de la Directiva 2009/28/CE entiende por consumo final bruto de 2009/28/CE, el cual alude a los biocarburantes ob- energía; a saber, todos los productos energéticos tenidos a partir de desechos, residuos, materias ce- suministrados con fines energéticos a la industria, lulósicas no alimentarias y material lignocelulósico. el transporte, los hogares, los servicios, incluidos los servicios públicos, la agricultura, la silvicultura La fila D representa la suma de la totalidad del y la pesca, incluido el consumo de electricidad y consumo final bruto de energía procedente de calor por la rama de energía para la producción energías renovables. A título aclaratorio se co- de electricidad y calor e incluidas las pérdidas de menta que el valor en cada año que se observa en electricidad y calor en la distribución y transporte. esta fila D no tiene porqué coincidir con la suma de las tres líneas precedentes del mismo año, ya Respecto al método de cálculo estipulado por la Di- que, por ejemplo, la misma electricidad producida rectiva 2009/28/CE para medir el cumplimiento del a partir de fuentes de energía renovables se puede objetivo del 10% de fuentes de energía renovables haber contabilizado tanto en el consumo final bru- en el transporte en 2020; numerador y denomina- to de electricidad procedente de fuentes renova- dor consisten en: bles en el sector eléctrico, como en el consumo de • En el numerador aparece el consumo final de todos electricidad procedente de fuentes renovables en los tipos de energía procedente de fuentes renova- el sector del transporte. Por lo tanto, para evitar la bles consumidas en todos los tipos de transporte. doble contabilización en el total, después de haber • Para el denominador se considera el consumo sumado las filas A, B y C, habría que sustraer, una en el sector del transporte de gasolina, gasóleo, sola vez, esa electricidad que aparece tanto en la biocarburantes utilizados en el transporte por línea A como en la línea C (esta electricidad se carretera y ferrocarril, y electricidad. puede encontrar para cada año más adelante en la tabla 5.5.6, la cual desglosa el objetivo en el sector Además, para el cálculo de electricidad procedente de transporte, bajo la denominación “Electricidad de fuentes de energía renovables y consumida por procedente de fuentes renovables”). los vehículos eléctricos de carretera, este consumo se multiplicará por 2,5. En la misma línea, la con- Respecto a la fila F, consumo final bruto de ener- tribución de los biocarburantes obtenidos a partir gía en todos los sectores de consumo energético, el de desechos, residuos, materias celulósicas no ali- cual se utiliza como denominador para el cálculo del mentarias y material lignocelulósico se considerará cumplimiento de la trayectoria indicativa y del objeti- que equivale al doble de la de otros biocarburantes. vo obligatorio del 20%, hay que destacar que en algu- nos años, este consumo ha sido corregido según el

5.4.2 — Evolución del objetivo Artículo 5, apartado 6 de la Directiva 2009/28/CE, el

5.4.2 Evolución del objetivo Artículo 5, apartado 6 de la Directiva 2009/28/CE, el cual estipula que la cantidad de energía consumida energético global en el en la aviación en un año determinado se considerará período 2010-2020 que no sobrepasa el 6,18% del consumo final bruto de energía de ese mismo año. A continuación se presenta una tabla resumen que En la parte inferior de la tabla se observan los recoge tanto los objetivos obligatorios como la sen- grados de cumplimiento de los objetivos obliga- da indicativa de las cuotas de energía procedente torios en 2020 de energías renovables en el sector de fuentes de energía renovables en el consumo del transporte y en el consumo final bruto, así final bruto, según marca la Directiva 2009/28/CE. como la trayectoria indicativa marcada por la Di- En la misma se muestra también el grado de cum- rectiva 2009/28/CE. Se constata que la previsión plimiento de dichos objetivos, teniendo en cuenta del cumplimiento de los objetivos europeos es las previsiones de consumo final bruto de energía satisfactoria. 465 PER 2011-2020 Tabla 5.4.1. Objetivos globales del Plan de Energías Renovables 2011-2020 y grado de cumplimiento de los objetivos obligatorios e indicativos de la Directiva 2009/28/CE ktep 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 A. Consumo final bruto de electricidad procedente de 4.624 7.323 7.860 8.340 8.791 9.212 9.586 9.982 10.547 11.064 11.669 12.455 fuentes renovables B. Consumo final bruto de fuentes renovables para calefacción y 3.541 3.933 3.992 4.034 4.109 4.181 4.404 4.651 4.834 5.013 5.152 5.357 refrigeración C. Consumo final de energía procedente de fuentes 245 1.538 2.174 2.331 2.363 2.418 2.500 2.586 2.702 2.826 2.965 3.216 renovables en el sector transporte C.1. Consumo de electricidad procedente de fuentes 0 0 0 0 5 11 21 34 49 67 90 122 renovables en el sector del transporte por carretera C.2. Consumo de biocarburantes del artículo 0 5 15 45 75 105 142 167 193 177 199 252 21.2 C.3. Subtotal Renovables para cumplimiento del objetivo 245 1.543 2.189 2.376 2.446 2.540 2.674 2.805 2.968 3.103 3.299 3.651 en transporte: (C)+(2,5-1) x(C.1)+(2-1)x(C.2) D. Consumo total de fuentes de energía renovables (evitando doble contabilización de la 8.302 12.698 13.901 14.533 15.081 15.613 16.261 16.953 17.776 18.547 19.366 20.525 electricidad renovable en el transporte) E. Consumo final bruto de energía 32.431 30.872 30.946 31.373 31.433 31.714 32.208 32.397 32.476 32.468 32.357 32.301 en transporte F. Consumo final bruto de energía en calefacción y refrigeración, 101.719 96.382 96.381 96.413 96.573 96.955 97.486 97.843 98.028 98.198 98.328 98.443 electricidad y transporte Objetivos en el transporte (%) Objetivo obligatorio mínimo en 10,0 2020 Grado de cumplimiento del 5,0 11,3 objetivo obligatorio en 2020 (C.3/E) Objetivos globales (%) Trayectoria indicativa (media para cada bienio) y objetivo obligatorio 11,0 12,1 13,8 16,0 20,0 mínimo en 2020 Grado de cumplimiento de la trayectoria indicativa y del objetivo 8,2 13,2 14,7 15,9 17,0 18,5 19,7 20,8 obligatorio mínimo en 2020 (D/F o [Daño1+Daño2]/[Faño1+Faño2]) Fuente: elaboración propia 466 Objetivos del plan hasta el año 2020 Figura 5.4.1. Energías renovables en el consumo final bruto (CFB) de energía 96.382 96.955 98.198 98.443 100.000 12.698 15.613 18.547 19,7% 20.525 18,5% 17,0% (ktep) 14,7% 15,9% 20,8% 16,0% 20,0% 50.000 13,2% 13,8% 11,0% 12,1% 83.684 81.342 79.651 77.918 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 CFB (corregido aviación según Directiva) sin renovables Total CFB renovables Grado de cumplimiento (cuota renovables en CFB) Trayectoria indicativa Directiva 2009/28/CE Fuente: elaboración propia En la figura 5.4.1 se observa la progresión de la contribución de las energías renovables al mix energético nacional de consumo final bruto de energía. También se pone de manifiesto que la aportación relativa de las energías renovables al consumo final bruto de energía es superior, durante todo el periodo, a la trayectoria indicativa marcada por la Directiva 2009/28/CE. Figura 5.4.2. Evolución consumo final bruto (CFB) de energías renovables por sector de consumo 12.698 15.613 18.547 20.525 21.000 2.713 2.470 2.220 5.357 14.000 5.013 (ktep) 1.442 4.181 3.933 12.455 11.064 9.212 7.000 7.323 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Consumo final biocarburantes en el transporte (sin electricidad) CFB calor/frío renovable CFB electricidad renovable (normalizada según Directiva) Fuente: elaboración propia La figura 5.4.2 muestra la evolución por sector de consumo de energía renovable durante el periodo 2010-2020. 467 PER 2011-2020 Es importante subrayar que, de cara a evitar dobles madura y muy cercana a la competitividad con la contabilizaciones, en el consumo final de energías generación eléctrica convencional, y cuyo creci- renovables en el transporte no se ha incluido el miento se atribuye tanto a la construcción de nue- consumo de electricidad renovable por los distintos vos parques eólicos como a la repotenciación de medios de transporte, como el transporte ferrovia- los obsoletos. Así mismo, se espera un incremen- rio o el coche eléctrico, puesto que dicho consumo to anual progresivo de la potencia eólica marina ya se encuentra englobado dentro del consumo instalada, la cual empezaría a entrar en servicio final bruto de electricidad renovable. alrededor de la mitad de la década. En cualquier caso, con el objetivo de conseguir un desarrollo proporcionado de toda la cesta de tec-

5.5 — OBJETIVOS POR nologías renovables, para obtener así el máximo

5.5 OBJETIVOS POR nologías renovables, para obtener así el máximo SECTORES DE CONSUMO beneficio de estas fuentes energéticas, ya en la se- gunda mitad de la década se empiezan a incorporar tecnologías como la geotermia o las energías del En los siguientes tres apartados se desglosan, has- mar, de cara a preparar su progresiva maduración ta el año 2020, los objetivos para cada tecnología de durante la década 2020-2030. energía renovable en España, agrupadas por cada uno de los sectores de consumo energético, a saber, La energía hidroeléctrica, a pesar de ser una tec- sector eléctrico, sector calefacción y refrigeración nología ya consolidada, presenta todavía suficiente y sector transporte. Los datos desglosados corres- potencial como para seguir instalando una media ponden a las filas A, B y C de la tabla 5.4.1. anual de entre 40 a 60 MW, teniendo en cuenta los proyectos en fase de tramitación administrativa y el potencial para aprovechar hidroeléctricamente in-

5.5.1 — Objetivos globales en el fraestructuras de titularidad estatal. Cabe subrayar

5.5.1 Objetivos globales en el fraestructuras de titularidad estatal. Cabe subrayar sector eléctrico el desarrollo de la potencia instalada de bombeo, cuyo incremento se considera será un factor sig- En la tabla 5.5.2 se recoge tanto la potencia insta- nificativo de cara a facilitar la integración en la red lada como la producción eléctrica para el año base de las energías renovables no gestionables. (2010), el 2015 y el 2020. Respecto a las tecnologías solar fotovoltaica y solar Hay que destacar que tanto para la energía hi- termoeléctrica se prevé un incremento modera- dráulica como para la energía eólica, la Directiva do, bastante equilibrado entre ambas en cuanto 2009/28/CE establece un método de normalización a producción energética y en línea con los cupos que suaviza la variabilidad anual potencial de am- de potencia establecidos en la legislación vigente. bas producciones; la cual se acentúa en años de En relación a la generación eléctrica con biomasa, alta/baja hidraulicidad o alto/bajo recurso eólico, teniendo en cuenta el número de plantas que se respectivamente. Las fórmulas de cálculo para prevé entrarán en funcionamiento en el periodo, llevar a cabo dicha normalización de producciones la abundancia del potencial disponible, y el mayor quedan especificadas en el Anexo II de la Direc- desarrollo de la cogeneración, se estima que la tiva 2009/28/CE y su objetivo principal es definir potencia instalada sea unas dos veces y media la unas horas medias de funcionamiento; sobre 15 existente a finales de 2010. años de producción en el caso de la hidráulica, y 5 años en el caso de la eólica. En la tabla se Finalmente, cabe señalar que la producción de muestran tanto los valores normalizados como electricidad renovable en el año 2020 superará el los no normalizados. 38% sobre la producción total de electricidad, res- pecto al aproximado 30% del año 2010. Estos por- Igualmente, para más detalle, en las tablas 5.5.3 centajes pueden variar ligeramente dependiendo y 5.5.4 se incluyen, desde 2010 hasta 2020, poten- de si la cuota se calcula sobre el consumo bruto cias y producciones, respectivamente, así como las de electricidad, como indica la Directiva (sumando contribuciones al consumo o producción de la elec- las importaciones y restando las exportaciones de tricidad proveniente de fuentes renovables. electricidad a la producción bruta) o sobre produc- Como se puede observar, se sigue apostando por ción bruta de electricidad. Estas contribuciones se la tecnología eólica terrestre, al ser una tecnología presentan en la siguiente tabla: 468 Objetivos del plan hasta el año 2020 Tabla 5.5.1. Contribución 2010, 2015 y 2020 de la electricidad renovable a la producción bruta de electricidad y al consumo bruto de electricidad 2010 2015 2020 Producción bruta de electricidad (GWh) (A) 300.241 338.016 383.634 Consumo bruto de electricidad (GWh) (A) + import. - export. 291.903 326.784 371.634 % EERR sobre prod. bruta 32,3 33,4 38,1 % EERR (eólica e hidráulica normalizadas) sobre consumo 29,2 34,1 39,0 bruto (método Directiva) Fuente: elaboración propia Tabla 5.5.2. Objetivos 2010, 2015 y 2020 del Plan de Energías Renovables 2011-2020 en el sector eléctrico (potencia instalada, generación bruta sin normalizar y generación bruta normalizada) 2010 2015 2020 GWh GWh GWh MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) (*) (*) (*) Hidroeléctrica 13.226 42.215 31.614 13.548 32.538 31.371 13.861 33.140 32.814 (sin bombeo) <1 MW 242 802 601 253 772 744 268 843 835 (sin bombeo) 1-10 MW 1.680 5.432 4.068 1.764 4.982 4.803 1.917 5.749 5.692 (sin bombeo) >10 MW 11.304 35.981 26.946 11.531 26.784 25.823 11.676 26.548 26.287 (sin bombeo) Por bombeo 5.347 3.106 (**) 6.312 6.592 (**) 8.811 8.457 (**) Geotérmica 0 0 (**) 0 0 (**) 50 300 (**) Solar 3.787 6.279 (**) 5.416 9.060 (**) 7.250 12.356 (**) fotovoltaica Solar 632 691 (**) 3.001 8.287 (**) 4.800 14.379 (**) termoeléctrica Energía hidrocinética, 0 0 (**) 0 0 (**) 100 220 (**) del oleaje, mareomotriz Eólica en tierra 20.744 43.708 42.337 27.847 55.703 55.538 35.000 71.640 70.734 Eólica marina 0 0 0 22 66 66 750 1.845 1.822 469 PER 2011-2020 (Continuación) 2010 2015 2020 GWh GWh GWh MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) (*) (*) (*) Biomasa, residuos, 825 4.228 (**) 1.162 7.142 (**) 1.950 12.200 (**) biogás Biomasa sólida 533 2.820 (**) 817 4.903 (**) 1.350 8.100 (**) Residuos 115 663 (**) 125 938 (**) 200 1.500 (**) Biogás 177 745 (**) 220 1.302 (**) 400 2.600 (**) Totales 39.214 97.121 85.149 50.996 112.797 111.464 63.761 146.080 144.825 (sin bombeo) (*) En esta columna aparecen los valores normalizados para la producción hidráulica y eólica según se recoge en el Artículo 5, Apartado 3 de la Directiva 2009/28/CE, utilizando las fórmulas de normalización contenidas en su Anexo II. (**) Estas producciones no se normalizan. Se consideran los mismos valores que la producción sin normalizar. Fuente: elaboración propia Tabla 5.5.3. Objetivos 2010-2020 del Plan de Energías Renovables 2011-2020 en el sector eléctrico (potencia instalada, generación bruta sin normalizar y generación bruta normalizada) 2005 2010 2011 GWh GWh GWh MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) (*) (*) (*) Hidroeléctrica 13.084 18.573 30.350 13.226 42.215 31.614 13.368 37.149 31.422 (sin bombeo) <1 MW 239 592 967 242 802 601 244 804 680 (sin bombeo) 1-10 MW 1.571 3.785 6.185 1.680 5.432 4.068 1.687 5.118 4.329 (sin bombeo) >10 MW 11.274 14.196 23.197 11.304 35.981 26.946 11.437 31.226 26.413 (sin bombeo) Por bombeo 5.347 4.452 (**) 5.347 3.106 (**) 5.347 2.485 (**) Geotérmica 0 0 (**) 0 0 (**) 0 0 (**) Solar 60 41 (**) 3.787 6.279 (**) 4.265 6.916 (**) fotovoltaica 470 Objetivos del plan hasta el año 2020 (Continuación) 2005 2010 2011 GWh GWh GWh MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) (*) (*) (*) Solar 0 0 (**) 632 691 (**) 1.379 2.648 (**) termoeléctrica Energía hidrocinética, 0 0 (**) 0 0 (**) 0 0 (**) del oleaje, mareomotriz Eólica en tierra 9.918 21.175 20.729 20.744 43.708 42.337 21.855 43.550 44.883 Eólica marina 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Biomasa, residuos, 601 2.652 (**) 825 4.228 (**) 924 5.528 (**) biogás Biomasa sólida 354 1.578 (**) 533 2.820 (**) 630 3.780 (**) Residuos 95 451 (**) 115 663 (**) 115 863 (**) Biogás 152 623 (**) 177 745 (**) 179 885 (**) Totales 23.663 42.441 53.772 39.214 97.121 85.149 41.791 95.791 91.398 (sin bombeo) 2012 2013 2014 GWh GWh GWh MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) (*) (*) (*) Hidroeléctrica 13.408 32.966 31.033 13.448 32.547 30.653 13.498 32.543 31.194 (sin bombeo) <1 MW 247 748 704 249 791 745 251 779 747 (sin bombeo) 1-10 MW 1.695 6.197 5.834 1.703 5.075 4.780 1.731 5.007 4.799 (sin bombeo) >10 MW 11.466 26.021 24.496 11.496 26.681 25.129 11.516 26.757 25.647 (sin bombeo) Por bombeo 5.358 5.146 (**) 5.358 6.592 (**) 5.998 6.592 (**) Geotérmica 0 0 (**) 0 0 (**) 0 0 (**) 471 PER 2011-2020 (Continuación) 2012 2013 2014 GWh GWh GWh MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) (*) (*) (*) Solar 4.669 7.667 (**) 4.894 8.202 (**) 5.143 8.605 (**) fotovoltaica Solar 2.028 4.711 (**) 2.471 6.375 (**) 2.721 7.400 (**) termoeléctrica Energía hidrocinética, 0 0 (**) 0 0 (**) 0 0 (**) del oleaje, mareomotriz Eólica en tierra 23.555 46.377 47.585 24.986 49.663 50.732 26.416 52.673 53.263 Eólica marina 0 0 0 2 3 3 22 36 36 Biomasa, residuos, 984 5.977 (**) 1.027 6.260 (**) 1.082 6.615 (**) biogás Biomasa sólida 689 4.136 (**) 721 4.324 (**) 762 4.573 (**) Residuos 115 863 (**) 115 863 (**) 115 863 (**) Biogás 180 978 (**) 191 1.073 (**) 205 1.180 (**) Totales 44.644 97.698 96.973 46.827 103.050 102.225 48.882 107.872 107.113 (sin bombeo) 2015 2016 2017 GWh GWh GWh MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) (*) (*) (*) Hidroeléctrica 13.548 32.538 31.371 13.608 32.626 30.764 13.668 32.754 31.740 (sin bombeo) <1 MW 253 772 744 256 839 791 259 821 796 (sin bombeo) 1-10 MW 1.764 4.982 4.803 1.796 4.857 4.580 1.828 5.058 4.901 (sin bombeo) >10 MW 11.531 26.784 25.823 11.556 26.930 25.393 11.581 26.875 26.043 (sin bombeo) 472 Objetivos del plan hasta el año 2020 (Continuación) 2015 2016 2017 GWh GWh GWh MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) (*) (*) (*) Por bombeo 6.312 6.592 (**) 7.011 8.457 (**) 7.011 8.457 (**) Geotérmica 0 0 (**) 0 0 (**) 0 0 (**) Solar 5.416 9.060 (**) 5.716 9.573 (**) 6.047 10.150 (**) fotovoltaica Solar 3.001 8.287 (**) 3.301 9.276 (**) 3.601 10.316 (**) termoeléctrica Energía hidrocinética, 0 0 (**) 10 22 (**) 30 66 (**) del oleaje, mareomotriz Eólica en tierra 27.847 55.703 55.538 29.278 58.750 58.535 30.708 61.833 61.560 Eólica marina 22 66 66 52 111 111 102 231 230 Biomasa, residuos, 1.162 7.142 (**) 1.261 7.789 (**) 1.382 8.572 (**) biogás Biomasa sólida 817 4.903 (**) 885 5.313 (**) 970 5.821 (**) Residuos 125 938 (**) 138 1.032 (**) 150 1.125 (**) Biogás 220 1.302 (**) 238 1.444 (**) 262 1.626 (**) Totales 50.996 112.797 111.464 53.226 118.147 116.069 55.538 123.922 122.635 (sin bombeo) 2018 2019 2020 GWh GWh GWh MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) (*) (*) (*) Hidroeléctrica 13.728 32.882 31.652 13.788 33.012 31.720 13.861 33.140 32.814 (sin bombeo) <1 MW 262 803 773 265 887 852 268 843 835 (sin bombeo) 1-10 MW 1.855 5.249 5.053 1.882 5.441 5.228 1.917 5.749 5.692 (sin bombeo) 473 PER 2011-2020 (Continuación) 2018 2019 2020 GWh GWh GWh MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) MW GWh (normaliz.) (*) (*) (*) >10 MW 11.611 26.830 25.826 11.641 26.684 25.639 11.676 26.548 26.287 (sin bombeo) Por bombeo 8.311 8.457 (**) 8.511 8.457 (**) 8.811 8.457 (**) Geotérmica 10 60 (**) 30 180 (**) 50 300 (**) Solar 6.410 10.800 (**) 6.810 11.532 (**) 7.250 12.356 (**) fotovoltaica Solar 3.951 11.465 (**) 4.351 12.817 (**) 4.800 14.379 (**) termoeléctrica Energía hidrocinética, 50 110 (**) 75 165 (**) 100 220 (**) del oleaje, mareomotriz Eólica en tierra 32.139 65.017 64.597 33.569 68.252 67.630 35.000 71.640 70.734 Eólica marina 230 498 495 480 1.065 1.055 750 1.845 1.822 Biomasa, residuos, 1.521 9.472 (**) 1.695 10.586 (**) 1.950 12.200 (**) biogás Biomasa sólida 1.066 6.399 (**) 1.184 7.104 (**) 1.350 8.100 (**) Residuos 162 1.215 (**) 174 1.305 (**) 200 1.500 (**) Biogás 293 1.858 (**) 337 2.177 (**) 400 2.600 (**) Totales 58.039 130.304 128.650 60.798 137.610 135.685 63.761 146.080 144.825 (sin bombeo) (*) En esta columna aparecen los valores normalizados para la producción hidráulica y eólica según se recoge en el Artículo 5, Apartado 3 de la Directiva 2009/28/CE, utilizando las fórmulas de normalización contenidas en su Anexo II. (**) Estas producciones no se normalizan. Se consideran los mismos valores que la producción sin normalizar. Fuente: elaboración propia 474 Objetivos del plan hasta el año 2020 Tabla 5.5.4. Contribución 2010-2020 de la electricidad renovable a la producción bruta de electricidad y al consumo bruto de electricidad 2005 2010 2011 2012 2013 2014 Producción bruta de electricidad (GWh) (A) 292.970 300.241 303.197 311.503 321.471 329.418 Consumo bruto de electricidad (GWh) 291.627 291.903 294.897 303.277 312.286 319.449 (A) + importaciones - exportaciones % EERR sobre prod. bruta 14,5 32,3 31,6 31,4 32,1 32,7 % EERR (eólica e hidráulica normalizadas) 18,4 29,2 31,0 32,0 32,7 33,5 sobre consumo bruto (método Directiva) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Producción bruta de electricidad (GWh) (A) 349.111 349.111 357.236 365.659 374.566 383.634 Consumo bruto de electricidad (GWh) 326.784 337.251 345.236 353.659 362.566 371.634 (A) + importaciones - exportaciones % EERR sobre prod. bruta 33,4 33,8 34,7 35,6 36,7 38,1 % EERR (eólica e hidráulica normalizadas) 34,1 34,4 35,5 36,4 37,4 39,0 sobre consumo bruto (método Directiva) Fuente: elaboración propia Figura 5.5.1. Consumo final bruto (CFB) de electricidad renovable en el consumo bruto de electricidad 371.634 400.000 353.659 319.449 144.825 291.903 128.650 107.113 39,0% 85.149 36,4% 266.667 (GWh) 33,5% 29,2% 133.333 206.754 212.336 225.008 226.809 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Consumo bruto de electricidad no renovable CFB electricidad renovable (normalizada según Directiva) % EERR sobre consumo bruto electricidad Fuente: elaboración propia 475 PER 2011-2020 En la figura 5.5.1 se observa gráficamente la evolución del consumo final bruto de electricidad renovable, habien- do normalizado las producciones eólicas e hidráulicas, según el método estipulado en la Directiva 2009/28/CE. Figura 5.5.2. Consumo final bruto (CFB) de electricidad renovable (desglose) 85.149 107.113 128.650 144.825 150.000 4.942 9.600 12.356 14.379 100.000 32.814 (GWh) 31.652 31.194 31.614 70.734 64.597 50.000 53.263 42.337 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Eólica marina (normalizada), geotérmica, e. del mar y biogás Biomasa sólida (incluye residuos) Solar fotovoltaica Solar termoeléctrica Hidroeléctrica (normalizada y sin bombeo) Eólica en tierra (normalizada) Fuente: elaboración propia En la figura 5.5.2 se observa la evolución individual incluyen la energía geotérmica (entre ellas la bom- del consumo final bruto de cada una de las fuen- ba de calor), la solar térmica, la biomasa (ya sea en tes de energía renovables de producción eléctrica. estado sólido o en forma de biogás) y la aerotermia. Destaca la generación de electricidad proveniente Respecto a la biomasa térmica, el consumo se dis- de parques eólicos, la cual goza del mayor peso re- tribuye principalmente entre el sector industrial y lativo en toda la cesta de generación de electricidad el sector doméstico y edificios (principal consumi- renovable durante toda la década. Asimismo, es dor dentro del sector de usos diversos). Se estima importante resaltar el incremento en la diversifica- que el consumo en el primero crecerá tres veces ción de la producción de electricidad renovable en más en términos relativos que el del sector domés- 2020, con el aumento en importancia de las solares tico para llegar, en 2020, a un consumo absoluto termoeléctricas, fotovoltaicas y biomasas sólidas. total distribuido de forma bastante equitativa entre Las tecnologías eólica marina, energías del mar ambos sectores. y geotérmica, consiguen un grado de desarrollo moderado, asentando las bases hacia su madurez A pesar de la desaceleración sufrida por el sec- a partir de la siguiente década. tor solar térmico debida a la crisis inmobiliaria, la superficie solar térmica instalada se ha seguido

5.5.2 — Objetivos globales en el desarrollando, y se estima que seguirá su senda

5.5.2 Objetivos globales en el desarrollando, y se estima que seguirá su senda ascendente. El crecimiento de superficie instalada sector calor/frío que se prevé es de un 15% anual, lo que dará lugar a una producción energética que pasa de un 4% La tabla siguiente recoge los objetivos para las de incremento en los dos primeros años a un 16% tecnologías de generación de calor/frío, las cuales anual hasta el 2020. 476 Objetivos del plan hasta el año 2020 La evolución de la geotermia para usos térmicos se 2. Energía renovable a partir de bombas de calor geo- desarrollará en dos tipos de aplicaciones: térmicas. La bomba de calor mediante geotermia somera o de muy baja temperatura para climati- 1. Energía geotérmica, excluyendo el calor geo- zación y ACS ha experimentado un crecimiento no- térmico de temperatura baja en aplicaciones de table en estos últimos años. Por ello, enviando las bomba de calor: se estima que su actual uso en correctas señales, se estima que se continuará con balnearios e invernaderos se mantendrá cons- crecimientos de un 15% en la primera mitad de la tante, de ahí el estancamiento aparente en la década para seguir con incrementos algo inferiores primera mitad de la década; el cual, dará lugar una vez el mercado vaya alcanzando su madurez. a más de dos veces y media la potencia instalada en 2010 una vez hayan entrado en marcha varios Finalmente, se observa cómo la bomba de calor proyectos de district heating o “sistemas urbanos aerotérmica experimentará crecimientos mode- de calefacción”. rados de un 6% hasta casi duplicar su producción energética en 2020. Tabla 5.5.5. Objetivos del Plan de Energías Renovables en el sector de la calefacción y refrigeración ktep 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Energía geotérmica (excluyendo el calor geotérmico 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 5,2 6,4 7,1 7,9 8,6 9,5 de temperatura baja en aplicaciones de bomba de calor) Energía solar 61 183 190 198 229 266 308 356 413 479 555 644 térmica Biomasa 3.468 3.729 3.779 3.810 3.851 3.884 4.060 4.255 4.377 4.485 4.542 4.653 Sólida (incluye 3.441 3.695 3.740 3.765 3.800 3.827 3.997 4.185 4.300 4.400 4.450 4.553 residuos) Biogás 27 34 39 45 51 57 63 70 77 85 92 100 Energía renovable a partir de 7,6 17,4 19,7 22,2 24,9 28,1 30,8 33,6 37,2 41,2 45,8 50,8 bombas de calor De la cual 4,1 5,4 5,7 6,1 6,4 6,9 7,4 7,9 8,4 9,0 9,7 10,3 aerotérmica De la cual 3,5 12,0 14,0 16,1 18,5 21,2 23,4 25,7 28,8 32,2 36,1 40,5 geotérmica Totales 3.541 3.933 3.992 4.034 4.109 4.181 4.404 4.651 4.834 5.013 5.152 5.357 Fuente: elaboración propia 477 PER 2011-2020 Figura 5.5.3. Consumo final bruto de energías renovables para calefacción/refrigeración 3.933 4.181 5.013 5.357 60 5.400 49 644 479 32 21 266 4.485 4.653 183 3.600 (ktep) 3.884 3.729 1.800 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Geotermia district heating y usos directos+bombas de calor Energía solar térmica Biomasa (sólida-incluye residuos- y biogás) Fuente: elaboración propia En la figura 5.5.3 resalta la excepcional contribución Biodiésel relativa de la biomasa, tanto sólida como en forma Se prevé que el ritmo de crecimiento se inten- de biogás, respecto a las otras dos tecnologías de sifique gracias a los objetivos de biocarburantes fuentes renovables de calor/frío. En cualquier caso, establecidos para el inicio de la década, en con- también se pone de manifiesto en la década el im- creto para los años 2011, 2012 y 2013, los cuales portante desarrollo de la energía solar térmica. Por forman parte de las medidas establecidas en el último, se debe comentar que la banda más estre- Plan de Ahorro Energético del Gobierno, de mar- cha incorpora la geotermia con uso en sistemas de zo de 2011. Asimismo, este consumo seguirá una district heating o sistemas de calefacción urbanos, la senda ascendente a lo largo de la década, apoyado de usos directos, así como las tecnologías de bom- por el desarrollo de especificaciones para mezclas bas de calor (geotermia, aerotermia, etc.). etiquetadas, junto con el previsible éxito de la nor- malización del B10.

5.5.3 — Objetivos globales en el

5.5.3 Objetivos globales en el En cuanto a las importaciones, se prevé, a partir de sector del transporte 2010, un descenso paulatino en términos relativos durante los próximos años, hasta estabilizarse en En la tabla 5.5.6 se desglosan todas las fuentes torno al 10% del consumo total durante la segunda de energías renovables utilizadas en el sector del mitad del periodo 2011-2020. transporte. Es importante destacar la aparición de objetivos para el vehículo eléctrico antes de la Por último, y en lo referente al consumo de biodié- mitad de la década. A título comparativo se incluye sel del artículo 21.2 de la Directiva 2009/28/CE, las también, en la tabla 5.5.7, la contribución de las cifras aportadas muestran la expectativa existente energías procedentes de fuentes de energías re- de que al final del periodo 2011-2020 se alcance novables en el transporte. un grado de utilización próximo a los dos tercios del potencial de aprovechamiento de aceites ve- Por otro lado, las hipótesis que explican la evolu- getales usados. ción prevista en la producción y uso de biocarbu- rantes en España durante el periodo 2011-2020 son las siguientes: 478 Objetivos del plan hasta el año 2020 Bioetanol y bio-ETBE desaparecer, al generalizarse la incorporación en las gasolinas de la mezcla directa de bioetanol jun- Se prevé que el consumo prácticamente se duplique, to con ETBE. desde 2011 hasta 2020. Su proyección ascendente será en parte motivada por la probable desaparición En lo que respecta al consumo de bioetanol y bio- de la gasolina de protección y la generalización de ETBE del artículo 21.2 de la Directiva 2009/28/CE, la especificación de la gasolina como E10. las cifras aportadas muestran la expectativa de que al final del periodo 2011-2020 se encuentren en Por otro lado, se estima que la importante con- fase comercial alguno de los proyectos existentes tribución de las importaciones de ETBE al consu- en España de producción de bioetanol a partir de mo nacional de etanol que se observan en 2010 materiales lignocelulósicos o residuales. se vaya reduciendo en los años siguientes hasta Tabla 5.5.6. Objetivos del Plan de Energías Renovables 2011-2020 en el sector del transporte ktep 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Bioetanol/bio- 113 226 232 281 281 290 301 300 325 350 375 400 ETBE De los cuales biocarburantes del 0 0 0 0 0 0 7 7 7 19 19 52 artículo 21.2 (*) Biodiésel 24 1.217 1.816 1.878 1.900 1.930 1.970 2.020 2.070 2.120 2.170 2.313 De los cuales biocarburantes del 0 5 15 45 75 105 135 160 186 158 180 200 artículo 21.2 (*) Electricidad procedente 107 96 126 172 182 198 229 266 307 356 420 503 de fuentes renovables De la cual transporte por 0 0 0 0 5 11 21 34 49 67 90 122 carretera De la cual transporte no por 107 96 126 172 176 187 207 232 258 289 330 381 carretera Total 137 1.442 2.048 2.159 2.181 2.220 2.271 2.320 2.395 2.470 2.545 2.713 biocarburantes Total EERR en el 245 1.538 2.174 2.331 2.363 2.418 2.500 2.586 2.702 2.826 2.965 3.216 transporte (*) Artículo 21, Apartado 2 de la Directiva 2009/28/CE: biocarburantes obtenidos a partir de desechos, resi- duos, materias celulósicas no alimentarias y material lignocelulósico. Fuente: elaboración propia 479 PER 2011-2020 Tabla 5.5.7. Contribución de los biocarburantes y otras fuentes renovables al consumo en el transporte 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Fuentes de EERR en el sector del transporte 0,8 5,0 7,1 7,6 7,8 8,0 8,3 8,7 9,1 9,6 10,2 11,3 (%) (método Directiva) Fuente: elaboración propia Figura 5.5.4. Consumo final de EERR en el transporte 1.538 2.418 2.826 3.216 356 11,3% 3.000 9,1% 503 10,0% 96 7,8% 198 226 400 290 350 5,0% (ktep) 2.120 2.313 1.930 1.500 1.217 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Electricidad procedente de fuentes renovables Bioetanol/bio-ETBE Biodiésel Evolución %EERR en el transporte Objetivo obligatorio a 2020 (Directiva 2009/28/CE) Fuente: elaboración propia En la figura 5.5.4 se observa la preponderancia del consumo de biodiésel respecto al de todas las

5.6 — OBJETIVOS EN EL

5.6 OBJETIVOS EN EL fuentes de energías renovables utilizadas en todos los tipos de transporte. La electricidad proceden- SECTOR DE LOS EDIFICIOS te de fuentes renovables utilizada en el transporte El desarrollo tecnológico de las distintas fuentes (carretera y no carretera) comienza a mostrar una de energías renovables en aplicaciones térmicas considerable importancia a partir de los últimos (biomasa, energía solar térmica, geotermia y ae- años de la década. Finalmente, en la figura se pue- rotermia) ha experimentado un gran impulso en de observar también tanto el objetivo a 2020 mar- los últimos años, pasando de instalaciones que cado por la Directiva 2009/28/CE, como la evolución contribuían de forma parcial al calentamiento del de la cuota del conjunto del consumo final de todas agua caliente sanitaria o a la calefacción de vivien- las fuentes renovables en el sector del transporte. das unifamiliares, a instalaciones muy eficientes y Es necesario aclarar que esta última ha sido calcu- fiables capaces de abastecer todas las necesidades lada de acuerdo a la metodología establecida en la de calefacción, refrigeración y producción de ACS de Directiva, la cual medirá el grado de cumplimiento edificios e incluso de barrios o pequeños municipios. del objetivo a 2020 que estipula una participación del 10% de renovables en el transporte. Así mismo, este desarrollo tecnológico abre un amplio abanico de posibilidades de aplicación e integración de estas tecnologías en el sector de la edificación, de 480 Objetivos del plan hasta el año 2020 manera independiente o hibridada. Muchas de estas de todos los tipos de energía procedente de fuen- posibilidades se encuentran en este momento en el tes renovables en el sector de la construcción. umbral del despegue comercial en España. • Las normas y códigos aplicados al sector de la construcción sean un instrumento para fomentar

5.6.1 — Edificios la utilización de sistemas y equipos de calefacción

5.6.1 Edificios la utilización de sistemas y equipos de calefacción y refrigeración a partir de fuentes de renovables Dentro de la Directiva 2009/28/CE, el sector de la que permitan reducir notablemente el consumo edificación representa un sector estratégico donde de energía. es vital establecer una serie de medidas que per- La contribución total de las energías renovables mitan fomentar la eficiencia energética y el uso de establecida en el Plan de Energías Renovables las energías renovables debido a que es un sector 2011-2020 para calefacción y refrigeración (tanto donde se registra un gran consumo. en el sector residencial y los servicios como el in- En este sentido, la Directiva establece una serie dustrial) se prevé que pasará de 4.138 ktep en 2010 de directrices encaminadas a que el sector de la a 5.296 ktep en el 2020. edificación juegue un papel importante dentro del Respecto al sector de la biomasa, se ha estudiado fomento de las energías renovables. Para ello, los de forma separada el consumo en el sector domés- Estados miembros deberán conseguir que: tico y el sector industrial. Para la obtención de la • Los organismos administrativos locales y regio- evolución del consumo en el sector doméstico se nales velen por que se instalen equipos y siste- ha tenido en cuenta la tendencia de crecimiento mas para la utilización de electricidad, calor y frío apuntada en los últimos años, así como la situación a partir de fuentes de energía renovables, y para y expectativas del sector. sistemas urbanos de calefacción o refrigeración, Las previsiones de consumo de biomasa para el sector a la hora de planificar, diseñar, construir y renovar doméstico y usos diversos en 2020 alcanzarán un total zonas industriales o residenciales. de 2.430 ktep, con un aumento relativo del consumo • Las normas y códigos de construcción contengan de un 12% respecto a 2010. En el gráfico siguiente, se las medidas apropiadas para aumentar la cuota muestra la previsión de evolución del sector al 2020: Figura 5.6.1. Previsión de evolución de la biomasa térmica en edificios Miles 2,45 2,40 2,35 2,30 (ktep) 2,25 2,20 2,15 2,10 2,05 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Año Biomasa doméstica y usos diversos total Biomasa doméstica total Fuente: elaboración propia 481 PER 2011-2020 La contribución de energía solar térmica al cum- sector de la edificación, derivada de las exigen- plimiento de los objetivos del 2020 se estima en cias del Código Técnico de la Edificación, si bien 644 ktep, producidos por los 10.000.000 m 2 pre- se espera una progresiva penetración en el sec- vistos para 2020, lo que supone un incremento en tor industrial y en el sector servicios en el periodo el período de aproximadamente 7.600.000 m2. Su 2011-2020. En el gráfico siguiente, se muestra la principal aplicación está actualmente asociada al previsión de evolución del sector hasta 2020: Figura 5.6.2. Contribución de la energía solar térmica en edificios 800 600 (ktep) 400 200 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Energía total anual Fuente: elaboración propia En cuanto a la geotermia para usos térmicos, su se encuentran varias iniciativas, y bombas de calor contribución al cumplimiento de los objetivos al geotérmicas (40,5 ktep), sector que ha experimen- año 2020 se estima en 50 ktep, distribuidos en dos tado un despegue importante en los últimos años y principales aplicaciones: usos directos de la ener- se estima tendrá un crecimiento importante dentro gía geotérmica para proyectos de calefacción de del período de vigencia del plan. En el gráfico si- distrito (9,5 ktep al 2020), que se estima se podrían guiente, se muestra la previsión de evolución del desarrollar a partir de la mitad del período del plan sector geotérmico al 2020: de acuerdo con el estado de desarrollo en el que Figura 5.6.3. Contribución de la geotermia para usos térmicos en edificios 60 50 40 (ktep) 30 20 10 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Energía total anual Fuente: elaboración propia 482 Objetivos del plan hasta el año 2020 La contribución de la aerotermia al cumplimiento al sector residencial no considerando el sector de los objetivos al año 2020 se estima en 10,3 ktep, terciario e industrial. Dentro de estas previsiones, considerando aquellas bombas de calor que cum- quedan incluidas las aportaciones que se pudieran plan con los requisitos de la Directiva Europea incorporar de proyectos de hidrotermia. En el grá- 2009/28/CE para considerarse como renovables. fico siguiente, se muestra la previsión de evolución Esta estimación se centra en la aplicación principal del sector aerotérmico al 2020: Figura 5.6.4. Contribución de la aerotermia para usos térmicos en edificios 14 12 10,3 9,7 10 9,0 8,4 7,4 7,9 (ktep) 8 6,9 6,1 6,4 5,4 5,7 6 4 2 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Energía total anual Fuente: elaboración propia

5.6.2 — Edificios públicos En línea con estas directrices, y de acuerdo con la

5.6.2 Edificios públicos En línea con estas directrices, y de acuerdo con la Directiva 2006/32/CE sobre eficiencia energética en La Directiva 2009/28/CE establece, en su apartado el uso final de la energía y los servicios energéticos, 5 del artículo 13, que los Estados miembros velarán el Consejo de Ministros del 16 de julio de 2010 apro- por que los nuevos edificios públicos y los edificios bó el Plan de Impulso a la Contratación de Servicios públicos ya existentes que sean objeto de una reno- Energéticos, incluyendo una propuesta específica vación importante, a nivel nacional, regional y local, para edificios de la Administración del Estado. En- cumplan un papel ejemplar en el contexto de esta tre las actuaciones contempladas en este plan está Directiva a partir del 1 de enero de 2012. Los Estados la introducción de energías renovables mediante la Miembros podrán permitir, entre otras cosas, que esta actuación de ESEs bajo la modalidad de contratos obligación se cumpla observando las normas relati- de servicios energéticos. Además esta aproba- vas a las viviendas de energía cero, o estipulando que ción ha incentivado un nuevo tipo contractual, el los tejados de los edificios públicos o cuasi públicos Contrato Público Privado que permite eliminar las sean utilizados por terceros para instalaciones que barreras para realizar contrataciones de servicios producen energía procedente de fuentes renovables. energéticos en edificios públicos a ESEs privadas, facilitando e incentivando la introducción de ener- El objetivo es que la Administración General del gías renovables en estos edificios. Estado, y el resto de Administraciones Públicas en el ámbito de sus competencias, velen por que los En este sentido, según la resolución de 28 de edificios públicos cumplan un papel ejemplar en la septiembre de 2010, de la Secretaría de Estado integración de las energías renovables en la edi- de Energía, el Instituto para la Diversificación y ficación, adoptando planes específicos para cubrir Ahorro de la Energía estableció las líneas de apo- el máximo posible de la demanda de energía del yo económico e incentivación a la participación de edificio con energías renovables. las empresas de servicios energéticos (ESEs) en el 483 PER 2011-2020 Plan de activación de la eficiencia energética en los Molins de Rei, y el proyecto de Mataró-Tub Verd, o edificios de la Administración General del Estado. el proyecto Cantoblanco de red de climatización con El objeto de este programa es incentivar la partici- energía geotérmica. En cualquier caso, a día de hoy pación de ESEs en el estudio e implementación de constituyen casos aislados y los proyectos impulsa- acciones de ahorro y eficiencia energética, incluido dos por algunas empresas de servicios energéticos el aprovechamiento de energías renovables, en los tropiezan con la gran barrera del desconocimiento edificios de la Administración General del Estado. de los usuarios. Todas estas acciones se verán incentivadas, en su A todo ello se une la situación del sector de la caso, cuando se apruebe la propuesta de Directiva construcción de viviendas en España, el cual tras relativa a la eficiencia energética, de 22 de junio de unos años de clara expansión de nuevos desarro- 2011, donde se estable que a partir del 1 de enero llos urbanísticos, se ha visto ralentizado debido a de 2014 se renueve, cada año, el 3% del total de un importante excedente de viviendas y que puede la superficie edificada, propiedad de organismos condicionar los desarrollos urbanísticos en el fu- públicos, de forma que se cumplan los requisitos turo próximo. mínimos de rendimiento energético establecidos Desde la Administración General del Estado y des- en cada Estado miembro. de diversas agencias regionales de la energía se ha iniciado una labor de difusión entre los responsa-

5.6.3 — Objetivos en bles municipales de información divulgativa y jus

5.6.3 Objetivos en bles municipales de información divulgativa y jus- climatización urbana tificativa de esta solución, incluyendo un modelo de ordenanza municipal que recoge el régimen jurídico (district heating and cooling) y de relaciones entre administración local, promo- tores del sistema y promotores de edificaciones. Hasta la fecha, en España, la presencia de redes Adicionalmente, desde la Administración General de calefacción utilizando cualquier combustible es del Estado se están poniendo en marcha progra- escasa y, por tanto, su participación en el abaste- mas de financiación de pequeñas redes de calor cimiento a edificios e industrias no es significativa. y frío llevadas a cabo por empresas de servicios Todavía no existen instalaciones de tamaño media- energéticos con un importe máximo por proyecto no o grande que suministren a un conjunto relati- de 3,5 millones de euros y que es aplicable para vamente numeroso de edificios. Algunos ejemplos proyectos de biomasa, solar y geotermia. de redes relativamente amplias establecidas hace algunas décadas han dejado de prestar servicio por Otras acciones de fomento aplicables a redes de diversos motivos. climatización se basan en aplicaciones que com- binan la generación de calor y frío, lo que abre un Por otro lado, hasta hace 30 o 40 años, el sistema importante potencial de desarrollo de proyectos de más habitual para cubrir el suministro de agua ca- pequeño y mediano tamaño, al complementar sus liente y calefacción era disponer de una instalación horas de operación en modo de calefacción con la térmica centralizada en los edificios de viviendas. producción de frío en verano. Estas aplicaciones Desde entonces lo más frecuente en bloques resi- podrían dar lugar a un incremento de 250 MW de denciales o urbanizaciones de viviendas unifamilia- potencia térmica en 2020. res, prácticamente el sistema exclusivo, es que se dispongan de equipos de generación individuales La contribución de las energías renovables térmi- por parte de cada uno de los usuarios. Las compa- cas para la calefacción y/o refrigeración urbana ñías de combustibles fósiles propician esta situa- establecida para el año 2020 se ha estimado en ción mediante estrategias comerciales y mensajes 38,6 ktep. sobre el control de gasto. Más recientemente, para facilitar el uso de la bio- masa se han instalado, de forma singular, algu- nas redes con potencia de hasta 5 MW, como por ejemplo el proyecto de Geolit en Jaén (la primera instalación europea de biomasa que suministra servicio de calor y frío a diversos usuarios), la red de calefacción de Cuéllar, la red de calefacción de 484 6 Propuestas para la consecución de los objetivos PER 2011-2020 El Plan de Energías Renovables 2011-2020 contempla Así, tecnologías ya maduras como la eólica terres- ochenta y siete propuestas, de las cuales casi la mitad tre o la hidroeléctrica, reciben la mayor parte del son propuestas horizontales y el resto sectoriales. apoyo a través de propuestas horizontales globales o eléctricas. Sin embargo, otras tecnologías con un El propósito de las mismas es aumentar de forma menor grado de implantación o desarrollo, como progresiva la contribución de las energías renova- los biocarburantes y la biomasa, tienen asignadas bles al mix energético español, de forma que se una mayor cantidad de propuestas sectoriales. alcancen los objetivos mínimos establecidos por la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y En este capítulo se muestra el conjunto de propues- del Consejo, y recogidos en el ordenamiento jurí- tas agrupadas por sectores, y posteriormente por dico español en la Ley de Economía Sostenible, de tipo de propuesta. alcanzar una cuota del 20% de energía procedente Según su tipología, las propuestas se clasifican en de energías renovables en el consumo final bruto ocho grandes grupos: normativas, ayudas públicas de energía en el 2020, y del 10% en el consumo a la inversión, financiación, primas/tarifas, informa- de energía procedente de fuentes renovables en el ción/formación, planificación, estudios y promoción. sector del transporte. En las fichas que figuran en el anexo I se encontrará Debido a la diferencia existente en el avance tec- una descripción más detallada de las propuestas, nológico y la penetración en el mercado de las dis- junto con una estimación de los resultados que se tintas tecnologías, además de incluir propuestas espera de cada una de ellas, el periodo estimado de carácter horizontal, aplicables al conjunto de de aplicación y otros datos de interés. todas las tecnologías, el plan también contempla propuestas sectoriales, que tienen por objeto pro- En la tabla siguiente, podemos ver la distribución mover áreas concretas y superar barreras especí- de estas propuestas: ficas que condicionan e impiden el desarrollo de determinados sectores o tecnologías. 486 Propuestas para la consecución de los objetivos Tabla 6.0.1. Distribución de propuestas PER 2011-2020 Nº de Primas/ Información/ Normativas Subvenc. Financiac. Planificación Estudios Promoción Total propuestas tarifas formación H. global 5 2 4 2 1 3 17 H. eléctricas 10 2 1 1 1 1 1 17 H. térmicas 2 1 2 1 1 7 Biocarburantes 10 1 1 2 14 Biogás 2 1 2 1 6 Biomasa 4 1 1 4 10 Eólica 1 1 2 Geotermia 1 1 Hidroeléctrica 1 3 4 Residuos 3 1 1 2 7 Solar térmica 1 1 2 Total 38 7 7 2 6 7 10 10 87 Fuente: elaboración propia Por grado de ejecución, se puede decir que más de La tabla siguiente recoge el resumen de propuestas las tres cuartas partes estas propuestas están en contenidas en el PER por sectores y subsectores fase de proyecto, el resto están en fase de elabora- de aplicación, con su correspondiente valoración ción y algunas de ellas ya están en fase de ejecución. económica: 487 PER 2011-2020 Tabla 6.0.2. Resumen de medidas por sectores/subsectores de aplicación Medidas (acumulado en millones de euros, periodo 2011-2020) Económicas Sectores y subsectores de aplicación Normativa Financiación (fondos públicos Ayudas públicas a la inversión y privados para préstamos) Línea 1(1) Línea 2 Línea 3(1) Línea 4 Línea 5 Línea 6 Línea 7 Línea A(1) Línea B Línea C Eléctricas x 83,0 187,8 78,4 34,0 210,6 26,0 277,3 44,4 Horizontal x Biogás x 210,6 Digestor x 210,6 General Biomasa x Energías del mar 26,0 92,7 49,8 16,0 75,0 30,0 Eólica x 48,0 24,8 13,1 4,7 3,0 127,3 2,4 General 4,7 127,3 Marina 48,0 Terrestre gran potencia x 3,0 Terrestre pequeña 24,8 13,1 2,4 potencia Fotovoltaica 4,5 29,3 2,0 40,0 12,0 Geotermia 40,9 General Geotermia 40,9 alta temperatura Hidroeléctrica x General x Hidroeléctrica pequeña potencia Residuos x Termoeléctrica 4,5 29,4 15,5 5,0 35,0 Térmicas x 4,5 20,0 115,4 2,0 16,0 Biom., Geo., S.Térmica x (Líneas D y F) Biogás x Biomasa x 23,0 Geotermia 31,6 Solar térmica 4,5 20,0 60,8 2,0 16,0 Cogeneración Horizontal Biocarburantes x General (Elect+Térm+BC) x 27,0 8,0 56,8 21,7 11,5 15,0 42,0 145,0 132,0 Horizontal x Biocarburantes 15,0 Biogás 10,0 15,0 15,0 10,0 15,0 34,0 Biomasa 10,0 15,0 11,5 10,0 50,0 88,0 Geotermia 2,0 8,0 12,0 21,7 2,0 50,0 10,0 General 2,0 8,0 21,7 2,0 50,0 10,0 Geotermia 12,0 temperatura somera Residuos 5,0 14,8 5,0 30,0 Prod. Combustible x 65,0 48,5 50,0 162,5 renovable Horizontal x Biocarburantes 65,0 45,0 Biomasa x 3,5 50,0 162,5 Forestal General x 3,5 50,0 162,5 Residuos x TOTAL x 179,5 8,0 313,1 100,0 45,5 180,4 210,6 70,0 438,3 338,9 Nota: si en la celda aparece una “x” quiere decir que existen medidas que se aplican a ese sector/subsector/instalación, pero sin coste asociado. Si aparece el montante, el mismo representa el acumulado en M€ entre 2011 y 2020. Una celda vacía significa que no hay medidas aplicadas a ese sector/subsector/instalación. Coste para adminstración financiación (líneas A, B, C, E, F): 8,0%. Coste para la administración financiación (línea D): 5,0%. Propuestas para la consecución de los objetivos Financiación Total coste Total ayudas para la Admi- Otras Total fondos públicas Total coste nistración y (información, préstamos Prima/tarifa a la inversión para la Admi- coste para el planificación, públicos ICAREN(2) a generación nistración(3) sector privado estudios) y privados Línea D Línea E Línea F eléctrica(2) 38,0 22.632,9 12,3 593,8 385,7 30,9 23.269,8 x 0 0 0 0 x 210,6 0 0 210,6 x 210,6 0 0 210,6 x 0 0 0 0 2.296,9 0 0 0 2.296,9 74,6 168,5 121,0 9,7 252,8 5,5 1.863,0 x 90,6 138,2 11,1 1.964,6 4,7 127,3 10,2 14,9 178,9 48,0 0 0 226,9 1.590,4 0 3,0 0,2 1.590,7 5,5 93,7 x 37,9 7,9 0,6 132,2 25,0 3.474,3 7,1 33,8 79,0 6,3 3.521,5 64,4 40,9 0 0 105,3 64,4 0 0 0 64,4 40,9 0 0 40,9 215,3 0 0 0 215,3 215,3 0 0 0 215,3 0 0 0 0 63,6 3,5 0 0 0 67,1 7,5 14.580,9 1,7 49,3 47,5 3,8 14.635,7 1.601,0 46,0 153,8 6,7 139,9 1.665,0 85,2 385,6 15,0 x 0 15,0 1,2 1,2 0 0 0 0 568,0 11,7 5,0 23,0 579,7 29,3 57,4 463,2 8,7 44,7 31,6 471,9 23,9 100,2 569,8 10,7 109,1 1,7 85,3 598,5 30,8 226,8 x 0 0 0 0 x 0 0 0 0 1,1 0 0 0 1,1 37,5 602,2 46,9 139,9 319,0 25,5 852,0 0,6 0 0 0 0,6 0 15,0 1,2 1,2 602,2 1,3 40,0 59,0 4,7 648,2 37,5 45,0 36,5 148,0 11,8 130,8 43,7 62,0 5,0 48,6 31,7 62,0 5,0 36,6 12,0 0 0 12,0 19,8 35,0 2,8 22,6 0,5 163,5 162,5 13,0 177,0 0 0 0 0 110,0 0 0 110,0 0,5 53,5 162,5 13,0 67,0 x 0 0 0 0 0,5 53,5 162,5 13,0 67,0 0 0 0 0 1.601,0 38,0 46,0 191,3 23.235,2 67,5 1.037,1 2.532,2 154,5 24.685,6 (1) Los fondos correspondientes a estas líneas podrían cambiar su modalidad de apoyo a lo largo del periodo. (2) El ICAREN y el sistema de primas y/o tarifas a la generación de electricidad son medidas que, en sentido estricto, se encuadran en los llamados marcos de apoyo (conjunto estructurado de instrumentos jurídicos, económicos, técnicos y de otro tipo, destinados al fomento de las energías renovables), en los que prevalecen tanto los instrumentos jurídicos como los económicos. (3) El coste para la Administración, en concepto de garantías y/o bonificación al tipo de interés, se ha estimado en el 8% de las cantidades destinadas a préstamos, excepto para la línea D, a la que, por estar dirigida a instalaciones de menor riesgo tecnológico, se le ha imputado un coste del 5%. PER 2011-2020

6.1 — PROPUESTAS POR Dentro de una visión más amplia y a otro nivel,

6.1 PROPUESTAS POR Dentro de una visión más amplia y a otro nivel, las propuestas de planificación integran a las re- SECTORES novables dentro de la planificación urbanística, para prever y optimizar la ubicación de posibles plantas de producción energética renovable tanto

6.1.1 — Propuestas horizontales eléctrica como térmica, que redunden en una re

6.1.1 Propuestas horizontales eléctrica como térmica, que redunden en una re- ducción de costes tanto en la instalación como en globales el mantenimiento. Las propuestas horizontales globales son diecisie- Las propuestas horizontales globales incluyen asi- te, las cuales a su vez se clasifican en normativas, mismo diversas líneas de financiación orientadas a ayudas públicas a la inversión, financiación, plani- promover proyectos de demostración de tecnolo- ficación, estudios y promoción. gías innovadoras, que permitan mejorar el rendi- miento de las instalaciones, reducir los costes de El objetivo final de este conjunto de propuestas, que generación de la energía renovable, y mejorar la afecta a varios sectores y tecnologías, es reducir competitividad de la industria española. También fi- los costes de generación, aumentar la diversifica- nancian la I+D para aquellas tecnologías emergen- ción, facilitar el acceso de la producción renovable tes que están en fase de desarrollo o precomercial. a las infraestructuras eléctricas y de gas, mejorar En el caso de tecnologías ya maduras, el objetivo la eficiencia y permitir una mayor implantación e de la financiación es consolidar su implantación integración de las energías renovables fomentan- en el mercado. do la competitividad de las mismas frente a otras opciones energéticas. Se contemplan igualmente ayudas públicas a la inversión para proyectos de innovación y demos- En la actualidad, parte de las materias primas in- tración y destinadas a la I+D+i. volucradas en la generación de energía renovable en España, es importada de terceros países. La de- Por último, las propuestas de promoción están finición de la EAPER (Explotación Agraria Produc- orientadas tanto a guiar a las administraciones en tora de Energías Renovables), y la regulación de la la elaboración de modelos de ordenanzas munici- misma, estableciendo los incentivos que recibirían pales para la introducción de renovables, de cara a este tipo de explotaciones, ayudarán a incrementar un mayor fomento e implantación de las mismas a la materia prima de origen nacional destinada a nivel local, como a simplificar los procedimientos la producción de energías renovables reduciendo burocráticos necesarios para el desarrollo de pro- nuestra dependencia de las importaciones. yectos de I+D+i, o promover la coordinación entre los distintos sectores implicados en el aumento del En la misma línea, la elaboración de un progra- conocimiento, el desarrollo tecnológico y la implan- ma Nacional de Desarrollo Agroenergético per- tación comercial de tecnologías innovadoras, para mitirá disponer de mayor cantidad de materias que la implantación comercial de las tecnologías primas nacionales destinadas a la producción de sea creciente, aumente la competitividad de las biocarburantes. empresas y se optimice la distribución de recur- Para incrementar la producción de energías reno- sos públicos que se destinan a la I+D+i energética. vables en los edificios hay diversas actuaciones de Las propuestas de promoción no están dirigidas úni- carácter normativo. Dentro del paquete de propues- camente al sector energético y las administraciones, tas globales, se modificará el CTE (Código Técnico sino que se dirigen de forma global a la sociedad, de la Edificación), para que se incluya la obliga- ya que también tienen el propósito de informar al toriedad de que una parte de la demanda, tanto público en general sobre las ventajas y el impacto térmica como eléctrica, proceda de instalaciones económico real que tienen la producción y uso de las que incluyan distintas soluciones renovables. energías renovables. El objetivo es que la sociedad Por otra parte, las propuestas de carácter norma- demande estas energías, y que comprenda de qué tivo también persiguen aumentar la calidad de las forma revierten en ella los recursos económicos instalaciones, con la implantación de un sistema que se destinan a las primas y tarifas reguladas. de certificación y cualificación de los instaladores. En la siguiente tabla se especifican estas propues- tas horizontales globales: 490 Propuestas para la consecución de los objetivos Tabla 6.1.1. Propuestas horizontales globales Horizontal global Código propuesta Nombre Tipo propuesta Creación y regulación de la Explotación Agraria Productora HGL-001 Normativa de Energías Renovables (EAPER) Línea de financiación A (Programa de financiación para HGL-002 investigación y desarrollo tecnológico de nuevos prototipos Financiación (préstamo) de innovación) Elaboración de un Programa Nacional de Desarrollo HGL-003 Normativa Agroenergético Difusión de las energías renovables al conjunto de la HGL-004 Información/ formación sociedad Elaboración de modelos de ordenanzas municipales para HGL-005 Promoción introducción de las energías renovables Planificación de infraestructuras eléctricas y de gas HGL-006 Planificación (2012-2020) Establecimiento de un sistema de certificación y HGL-007 Normativa cualificación de instaladores Desarrollo de normativa sobre límites de emisión para HGL-008 Normativa instalaciones de energías renovables Estudio sobre el impacto ambiental de las energías HGL-009 Estudios renovables Programa de ayudas públicas a proyectos de innovación Ayudas públicas a la HGL-010 y demostración para aplicaciones térmicas, eléctricas, inversión biocarburantes y comb. Renovables (línea 3) Línea 1- Programa de ayudas públicas a la investigación y Ayudas públicas a la HGL-011 desarrollo tecnológicos de nuevos prototipos inversión HGL-012 Línea de financiación C Financiación (préstamo) Línea de financiación Tipo B (Proyectos de demostración HGL-013 Financiación (préstamo) de desarrollos tecnológicos innovadores) HGL-014 Modificación del Código Técnico de la Edificación (CTE) Normativa Fomento de la implantación comercial de tecnologías HGL-015 Promoción innovadoras Consideración de las EERR en el desarrollo de la HGL-016 Planificación planificación urbanística HGL-017 Atlas de radiación solar Estudios Fuente: elaboración propia 491 PER 2011-2020

6.1.2 — Propuestas horizontales REBT (Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión)

6.1.2 Propuestas horizontales REBT (Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión). eléctricas Entre todas ellas, destaca la propuesta HEL-015, relativa a la adaptación del régimen especial de generación eléctrica con energías renovables, y a Las propuestas horizontales eléctricas son dieci- la adecuación de los niveles de retribución consi- siete, las cuales a su vez se clasifican en norma- derando las curvas de aprendizaje de las distintas tivas, ayudas públicas a la inversión, financiación, tecnologías, el comportamiento del mercado y el primas/tarifas, planificación, estudios y promoción. grado de cumplimiento de los objetivos de energías A través de este conjunto de propuestas horizon- renovables. tales eléctricas se pretende facilitar el acceso a la Otro mecanismo novedoso que se introduce a tra- red y optimizar la integración de la energía eléctri- vés de estas propuestas es el establecimiento de ca producida con fuentes de energía renovables, al un sistema de “Balance Neto” para instalaciones tiempo que se mejora la gestión de la demanda y eléctricas renovables destinadas al autoconsumo. se incrementa la seguridad de suministro. También Éste consiste en un sistema de compensación de se persigue potenciar la viabilidad económica de saldos de energía, de forma que los autoproduc- instalaciones aisladas que operan con renovables y tores puedan adecuar su producción de energía que aunque queden fuera del sistema de primas del renovable con su demanda real, vertiendo su ex- Régimen especial, son particularmente interesantes cedente de producción cuando no es consumida, desde una perspectiva tecnológica, así como mejorar y generando de esta forma un crédito de energía la calidad de las instalaciones. Se fomenta también que podrán descontar en su siguiente facturación la creación de empresas potenciando en particular eléctrica. las ESE o Empresas de Servicios Energéticos. Las propuestas contempladas en este apartado se Para ello se incluyen propuestas orientadas a orientan a los distintos agentes implicados, tanto simplificar los procedimientos y trámites admi- entidades públicas como privadas, incluyendo los nistrativos necesarios para la puesta en marcha y distintos Gobiernos (central y autonómicos), ope- conexión de instalaciones de energías renovables, a radores del sistema eléctrico, tecnólogos y agentes la adecuación del marco legal del Régimen Especial científico-tecnológicos, instaladores, arquitectos, a sectores concretos, se crean nuevas reglamen- constructores, promotores y usuarios finales. taciones para la conexión a red de instalaciones renovables de pequeña potencia que hasta ahora En la siguiente tabla se especifican estas propues- se regían por los mismos requerimientos técnicos tas horizontales eléctricas: y autorizaciones administrativas que las instalacio- nes de gran potencia, y se adaptan otras como el Tabla 6.1.2. Propuestas horizontales eléctricas Horizontales eléctricas Código propuesta Nombre Tipo propuesta Ayuda pública a la inversión a proyectos que no reciben Ayudas públicas a la HEL-001 apoyo económico del Régimen Especial (línea 5) inversión Fomento de Empresas de Servicios Energéticos (ESE, HEL-002 o ESCOS por sus siglas en inglés) para aplicaciones Promoción eléctricas renovables HEL-003 Mayor desarrollo de las interconexiones internacionales Planificación Adaptación del Marco Legal del Régimen Especial a HEL-004 Normativa diversos aspectos sectoriales 492 Propuestas para la consecución de los objetivos (Continuación) Horizontales eléctricas Código propuesta Nombre Tipo propuesta Tratamiento regulatorio específico para la conexión a red HEL-005 y autorización de las instalaciones renovables de pequeña Normativa potencia Establecimiento de un mecanismo de balance neto HEL-006 para instalaciones eléctricas renovables destinadas a Normativa autoconsumo Desarrollo de los sistemas de gestión de la demanda de HEL-007 Normativa electricidad y de las redes inteligentes en general Programa de financiación para generación eléctrica HEL-008 Financiación (préstamo) distribuida (P<10 kW) (línea de financiación E) Tratamiento regulatorio específico para el desarrollo de HEL-009 centrales hidroeléctricas reversibles en infraestructuras Normativa existentes Procedimiento administrativo simplificado para HEL-010 plataformas experimentales I+D de eólica marina y/o Normativa energías del mar Simplificación de los trámites administrativos de HEL-011 Normativa instalaciones renovables eléctricas Reducción de barreras administrativas a los proyectos HEL-012 de I+D+i+d relacionados con las energías renovables de Normativa generación eléctrica Requisitos técnicos a las instalaciones de generación HEL-013 eléctrica de origen renovable mediante la modificación del Normativa Procedimiento de Operación PO 12.2 Perfeccionamiento de la monitorización por parte del HEL-014 Estudios Centro de Control de Régimen Especial (CECRE) Marco retributivo para la generación eléctrica incorporada Prima/tarifa a producción HEL-015 a red renovable Programa IDAE de apoyo a la inversión para proyectos de Ayudas públicas a la HEL-016 demostración tecnológica, generación eléctrica (Línea 4) inversión Adaptación del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión HEL-017 Normativa (REBT) a las tecnologías de energías renovables Fuente: elaboración propia 493 PER 2011-2020

6.1.3 — Propuestas horizontales piloto están dando un resultado muy positivo en

6.1.3 Propuestas horizontales piloto están dando un resultado muy positivo en el fomento de proyectos térmicos y la creación de térmicas estas empresas. Además de las propuestas comentadas deben man- Las propuestas horizontales térmicas son siete, las tenerse y ampliarse los desarrollos que se están cuales a su vez se clasifican en normativas, ayudas llevando a cabo en temas normativos para la intro- públicas a la inversión, financiación, primas/tarifas ducción de las energías renovables en la legisla- y planificación. ción, reglamentos y normas relativos a edificación y Destaca por su carácter novedoso y su potencial planificación urbana. Todo ello, teniendo en cuenta de desarrollo el sistema de incentivos ICAREN las nuevas directivas sobre eficiencia energética y que permitirá introducir con seguridad y rapidez edificación. las aplicaciones térmicas de las energías en los En particular, la inclusión de ciertas energías reno- sectores de consumo térmico y, además, supondrá vables (biomasa, geotermia o solar térmica), tanto un impulso efectivo a las empresas de servicios en aplicaciones individuales como centralizadas, energéticos (ESEs). en los cálculos de certificación energética, ayuda- Como complemento a este sistema se mantendrán rá a los arquitectos y promotores de viviendas a las líneas de ayudas públicas a la inversión que familiarizarse con estas opciones y considerarlas cubrirán todas aquellas instalaciones que por sus de forma creciente dentro de sus desarrollos. Así características no puedan acogerse al ICAREN. mismo, la modificación y adaptación del RITE a las A fin de consolidar el desarrollo de las ESEs tam- tecnologías renovables permitirá un aumento del bién se plantea la ampliación y perfeccionamiento uso de las energías renovables en los edificios. de los programas de financiación como BIOMCA- En la siguiente tabla se especifican estas propues- SA, GEOCASA, SOLCASA y GIT. Estos programas tas horizontales térmicas: Tabla 6.1.3. Propuestas horizontales térmicas Horizontal térmica Código propuesta Nombre Tipo propuesta Sistema de Incentivos al Calor Renovable (ICAREN) para Prima/tarifa a producción HTE-001 EERR térmicas renovable Línea 6: Sistema de ayudas a la inversión de EERR Ayudas públicas a la HTE-002 térmicas inversión Inclusión de las EERR térmicas y las redes de calefacción HTE-003 y refrigeración en los sistemas de certificación energética Normativa de edificios Definición de un esquema financiero de proyectos a través HTE-004 de ESEs dentro del ámbito de las energías renovables Financiación (préstamo) térmicas (línea de financiación D) Adaptación del Reglamento de Instalaciones Térmicas HTE-005 en la Edificación (RITE) a las tecnologías de energías Normativa renovables Integración de las energías renovables en edificios HTE-006 Planificación públicos Programas piloto de financiación de proyectos y promoción HTE-007 de ESEs de energías renovables térmicas (línea de Financiación (préstamo) financiación F) Fuente: elaboración propia 494 Propuestas para la consecución de los objetivos

6.1.4 — Propuestas sector Sostenibilidad

6.1.4 Propuestas sector Sostenibilidad biocarburantes La propuesta incluida en este eje consiste en el diseño, elaboración y mantenimiento de un sistema Para alcanzar los objetivos, las propuestas plan- de control de la sostenibilidad en toda la cadena de teadas se dirigen, principalmente, a la introducción valor de los biocarburantes y biolíquidos, de acuer- de requisitos obligatorios de comercialización de do con los requisitos establecidos en la Directiva de mezclas etiquetadas, al avance en la normalización Energías Renovables. de éstas y al diseño y mejora continua del sistema nacional de verificación de sostenibilidad. Desarrollo armónico del mercado español de los biocarburantes Las propuestas planteadas se articulan en torno a seis ejes prioritarios para el desarrollo del sector de Con esta medida se espera desarrollar un meca- los biocarburantes, que se detallan a continuación. nismo que permita al mercado español un desa- rrollo armónico de las variables de capacidad de Conseguir que la producción se lleve a cabo producción, producción y consumo de biocarburan- con mayor presencia de materia prima tes. Para ello se propone realizar un análisis com- parativo en los principales mercados europeos del nacional impacto del comercio internacional en los mismos. Tal como se ha mencionado previamente, a este fin deben contribuir también las propuestas horizon- Diversificación de la oferta tales globales relativas a la creación de la Explo- tación Agraria Productora de Energías Renovables Las cinco propuestas que se plantean para conse- (EAPER) y a la elaboración de un Programa Nacio- guir una oferta de biocarburantes más diversificada nal de Desarrollo Agroenergético, ya presentadas son: unificación de los listados de productos con- en el apartado 6.1.1. Además, dentro de este eje siderados como biocarburantes en las diferentes se proponen una propuesta de Información y otra normativas que afectan al sector, establecimiento de Estudios. La primera consiste en el desarrollo de una obligación de proporcionar información so- de un mecanismo de seguimiento del mercado de bre las mezclas de biocarburantes garantizadas en grasas residuales con el que dotar de mayor for- vehículos nuevos, establecimiento de una obliga- malidad y transparencia a este sector. La segunda ción de comercialización de mezclas etiquetadas consiste en la realización de un estudio que permita de biocarburantes en estaciones de servicio, esta- la modelización y evaluación de las emisiones de blecimiento de una obligación de uso de biocarbu- N2O asociadas a la etapa de cultivo. rantes para concesiones de líneas de transporte y creación de un Programa Nacional de Desarrollo Tecnológico en Biocarburantes. Todas ellas tienen Impulso a la calidad carácter normativo. El aseguramiento de la calidad de los biocarburan- tes es un factor decisivo para generar confianza en Fomento de la demanda los diversos agentes del sector y particularmente en los consumidores. Para impulsarlo se plantean Con este objetivo se plantean dos propuestas de tres propuestas de carácter normativo. La primera promoción consistentes en la ejecución de actua- se refiere al desarrollo de especificaciones técnicas ciones ejemplarizantes por parte de las Adminis- para las mezclas etiquetadas que se considera que traciones Públicas. En primer lugar se propone la tendrán más desarrollo (B30 en el caso del bio- adquisición por las Administraciones de vehículos diésel y E85 en el caso del bioetanol). La segunda garantizados para el uso de mezclas etiquetadas consiste en una modificación de la legislación de de biocarburantes y en segundo lugar se promueve Impuestos Especiales destinada a detallar de for- un aumento de la utilización de biocarburantes en ma explícita los requisitos que deben cumplir los las Fuerzas Armadas. establecimientos autorizados a realizar mezclas En la siguiente tabla se muestran de forma resu- de biocarburantes. Por último, la tercera se trata mida las actuaciones propuestas. del diseño e implantación de un sistema AENOR de control de la calidad de los biocarburantes. 495 PER 2011-2020 Tabla 6.1.4. Propuestas sector biocarburantes Sectorial biocarburantes Código propuesta Nombre Tipo propuesta Diseño e implantación de un esquema de control de la SBC-001 Normativa sostenibilidad para los biocarburantes y biolíquidos Desarrollo de un mecanismo de seguimiento del mercado SBC-002 Información/formación de grasas residuales Realización de un estudio a escala nacional de evaluación SBC-003 de las emisiones de N2O ligadas al cultivo, y su influencia Estudios en los balances de GEI Elaboración e implantación de un sistema de SBC-004 Normativa aseguramiento de la calidad de los biocarburantes Desarrollo de especificaciones técnicas para mezclas SBC-005 Normativa etiquetadas de biocarburantes Desarrollo armónico del mercado español de los SBC-006 Normativa biocarburantes Unificación de los listados de productos considerados SBC-007 como biocarburantes en las diferentes normativas que Normativa afectan al sector Creación de un Programa Nacional de Desarrollo SBC-008 Normativa Tecnológico en Biocarburantes Establecimiento de una obligación de comercialización de SBC-009 mezclas etiquetadas de biocarburantes en estaciones de Normativa servicio Establecimiento de una obligación de proporcionar SBC-010 información sobre las mezclas de biocarburantes Normativa garantizadas en vehículos nuevos Adquisición por las administraciones de vehículos SBC-011 garantizados para el uso de mezclas etiquetadas de Promoción biocarburantes Aumento de la utilización de biocarburantes en las SBC-012 Promoción Fuerzas Armadas Definición explícita de los requisitos a cumplir por los SBC-013 establecimientos autorizados a realizar mezclas de Normativa biocarburantes Establecimiento de una obligación de uso de SBC-014 Normativa biocarburantes para concesiones de líneas de transporte Fuente: elaboración propia 496 Propuestas para la consecución de los objetivos

6.1.5 — Propuestas sector biogás invernadero (GEI). Por ello, en aras de esta integra

6.1.5 Propuestas sector biogás invernadero (GEI). Por ello, en aras de esta integra- ción de objetivos energéticos y medioambientales, Las propuestas específicas para el desarrollo del una de las propuestas se orienta al apoyo directo biogás se han centrado principalmente en conse- a las instalaciones de biogás agroindustrial que guir la integración de los objetivos energéticos y las reconozcan las emisiones GEI evitadas. políticas medioambientales. Para ello se presentan Además, se considera necesario impulsar nuevas una serie de propuestas normativas y de apoyo que aplicaciones del biogás, como la inyección en red, deberán ser desarrolladas por las respectivas ad- ya que pueden contribuir a un aprovechamiento ministraciones competentes. más eficiente de los potenciales existentes. La producción de biogás a partir de residuos ga- Las propuestas específicas expuestas en la siguien- naderos, no sólo aumenta la generación de biogás, te tabla se combinarán con las propuestas horizon- sino que reduce las emisiones de gases de efecto tales, anteriormente presentadas. Tabla 6.1.5. Propuestas sector biogás Sectorial biogás Código propuesta Nombre Tipo propuesta Ayuda pública a la inversión a instalaciones de biogás Ayudas públicas a la SBG-001 agroindustrial que reconozcan las emisiones GEI evitadas inversión (línea de subvenciones nº 7) Fomento del uso de digestatos de calidad en las prácticas SBG-002 Normativa de fertilización Impulso de la formación en biogás del personal de las SBG-003 Información/formación administraciones públicas Fomento de la creación de entidades de gestión de SBG-004 Información/formación digestatos Crear una comisión técnica para el desarrollo de políticas SBG-005 Planificación relacionadas con el biogás Creación del marco legal que permita la inyección de SBG-006 Normativa biometano en las redes de gas natural Fuente: elaboración propia

6.1.6 — Propuestas sector pretenden buscar los medios más adecuados para

6.1.6 Propuestas sector pretenden buscar los medios más adecuados para el establecimiento de nuevas masas forestales o biomasa cultivos energéticos en zonas improductivas, como las repoblaciones o las reforestaciones. Las propuestas específicas para el desarrollo de Además de estas actuaciones se pretende impulsar la biomasa se han centrado principalmente en el la creación de empresas de producción, transfor- estudio de sistemas de apoyo a la producción de mación y logística de biomasa a través de líneas biomasa, transformación y logística de abasteci- financieras incluidas dentro de la línea C corres- miento de biomasa. pondiente a las propuestas horizontales globales. Estos estudios se enfocan en la búsqueda de me- Estas propuestas, unidas a las modificaciones canismos que repartan los costes de la produc- normativas necesarias, permitirán conformar un ción de biomasa entre todos los sectores que se mercado totalmente maduro de la biomasa como verán favorecidos por su desarrollo. Además se 497 PER 2011-2020 materia prima para instalaciones de producción Las propuestas específicas expuestas en la siguien- de energía, ya sea eléctrica o térmica. Además se te tabla se combinarán con las propuestas hori- considera necesario impulsar la formación e infor- zontales, anteriormente presentadas, permitiendo mación a través de las correspondientes campañas las correspondientes sinergias entre producción que generen una imagen de confianza a los poten- del combustible y uso del mismo en plantas de ciales usuarios de biomasa. generación. Tabla 6.1.6. Propuestas sector biomasa Sectorial biomasa Código propuesta Nombre Tipo propuesta Análisis de instrumentos de fomento de los cultivos SBM-001 Estudios energéticos forestales Análisis del marco económico para el aprovechamiento de SBM-002 biomasa de masas forestales existentes y restos agrícolas Estudios para uso energético Análisis del marco económico para el aprovechamiento de SBM-003 biomasa procedente de masas forestales a implantar, o Estudios cultivos, con fines energéticos SBM-004 Redefinición de la Comisión Interministerial de la Biomasa Planificación Desarrollo de la regulación y normalización de los SBM-005 Normativa combustibles de biomasa Análisis de acciones de optimización técnico-económicas SBM-006 del transporte de biomasa, en colaboración con las CCAA y Normativa la administración local Establecer planes plurianuales de aprovechamientos SBM-007 Normativa forestales o agrícolas con uso energético SBM-008 Formación en biomasa para empleados públicos Información/formación Seguimiento de los mercados de biomasa a nivel SBM-009 Estudios internacional Establecimiento de un sistema de certificación de biomasa SBM-010 Normativa según lo establecido en el RD 661/2007 Fuente: elaboración propia 498 Propuestas para la consecución de los objetivos

6.1.7 — Propuestas energías del contempla proyectos de aprovechamiento de ener

6.1.7 Propuestas energías del contempla proyectos de aprovechamiento de ener- gías del mar. mar Y las propuestas de planificación por su parte, pre- vén estructuras de evacuación de energía eléctrica Las actuaciones propuestas para esta tecnología proveniente de energía de las olas. quedan integradas en las de carácter global y/o horizontal. No existen propuestas específicas del Como con el resto de renovables, las propuestas sector ya que las principales barreras detectadas, divulgativas y de promoción, tanto entre los agentes que son las que determinan las propuestas a tomar, implicados como entre la sociedad en general, se son todas relacionadas con la estructura general consideran importantes para cambiar las actitudes, del sistema y requieren de una solución global y ho- tanto de promotores como de usuarios finales, y rizontal, enfocadas a la adaptación y simplificación favorecer la implantación en el mercado de estas de los trámites administrativos, programas de ayu- tecnologías. das públicas y financiación a prototipos y proyectos de demostración, así como centros tecnológicos y 6.1.8 Propuestas sector eólico fomento y divulgación de dicha tecnología. Las tecnologías asociadas al aprovechamiento de Las propuestas más importantes que afectan al las energías del mar aún están en una fase inci- sector eólico son aquellas horizontales –globales piente de su desarrollo y, consecuentemente, los y eléctricas- que permitirán una mayor capacidad costes de inversión son muy elevados. Las instala- de integración renovable, y en particular eólica, en ciones han de soportar unas condiciones de opera- el sistema eléctrico, entre las que cabe citar la exis- ción severas en el mar que en más de una ocasión tencia de un marco retributivo estable y predeci- limitan su producción. Por estas y otras razones, ble, el adecuado desarrollo de las infraestructuras las instalaciones actuales no suelen generar los eléctricas, incluyendo las nuevas interconexiones rendimientos esperados. internacionales, el aumento de la capacidad de al- macenamiento energético, mediante la puesta en Aunque España posee un potencial energético ma- servicio de nuevas centrales de bombeo hidroeléc- rino importante, sobre todo en las costas gallegas trico y la potenciación de la gestión de la demanda y en la cornisa cantábrica, el desarrollo de este en tiempo real. sector está condicionado por barreras tecnológicas, de mercado, administrativas y sociales. La particularización de las propuestas horizontales globales y eléctricas que afectan al área eólica se Las propuestas orientadas a superar estas ba- detalla en el apartado 4.5.6. En este sentido, caben rreras, integradas en su totalidad dentro de las destacar los programas de apoyo público horizon- propuestas horizontales, incluyen entre otras: el tales previstos para instalaciones de I+D+i y para desarrollo de un marco regulatorio específico para la generación distribuida, las propuestas dirigidas el desarrollo de proyectos de energías del mar con a la simplificación de procedimientos administra- licencias y permisos simplificados, y la adaptación tivos y la reducción de barreras administrativas. del marco legal del Régimen Especial de forma que Particularizando en el desarrollo previsto para la haya un grupo específico para proyectos de ener- eólica de pequeña potencia, resultará esencial el gías marinas. establecimiento de un marco retributivo específico Otras propuestas de carácter horizontal, aplicables que reconozca sus características diferenciadas en también a otras tecnologías, como la simplificación cuanto a estado de la tecnología y costes. de los trámites administrativos, la reducción de A continuación se indican las propuestas sectoria- barreras administrativas a los proyectos de I+D+i, les que resultarían específicas para el área eólica, las ayudas públicas destinadas a la investigación entre las que destaca la de tipo normativo relativa al y desarrollo tecnológico de nuevos prototipos o el necesario tratamiento administrativo diferenciado desarrollo de proyectos de demostración tecnoló- para la repotenciación de parques eólicos. gica, facilitarán la evolución progresiva de estas tecnologías. También la financiación de proyectos en fase co- mercial, dentro de las propuestas horizontales, 499 PER 2011-2020 Tabla 6.1.7. Propuestas sector eólico Sectorial eólica Código propuesta Nombre Tipo propuesta Tratamiento administrativo diferenciado para la SEO-001 Normativa repotenciación de parques eólicos Directrices para garantizar la calidad de los equipamientos SEO-002 Estudios eólicos de pequeña potencia Fuente: elaboración propia

6.1.9 — Propuestas sector climatización. Esto también se ha considerado en

6.1.9 Propuestas sector climatización. Esto también se ha considerado en las propuestas horizontales globales y térmicas, a geotermia través de las cuales se incluirá este tipo de energía en los sistemas de certificación de edificios, y se Las principales barreras a superar por parte del adaptará el RITE de forma que se unifiquen crite- sector de la energía geotérmica son de tipo econó- rios a nivel nacional y se reduzcan los trámites y mico, puesto que es necesaria una inversión inicial plazos para la obtención de autorizaciones para los elevada en este tipo de sistemas, principalmente sondeos geotérmicos. para localizar y definir el recurso disponible. La realización de proyectos que den a conocer las En los sistemas de financiación para los sistemas tecnologías asociadas a esta energía, tanto entre térmicos, como el sistema de incentivos al calor los usuarios como en los agentes clave que pueden renovable ICAREN, se incluye al sector geotérmico, influir en un despegue del sector, es importante. y también se incentivará su desarrollo mediante los Por ello, las propuestas horizontales globales y tér- programas orientados a la promoción de las ESE micas, también incluyen a la energía geotérmica en (empresas de servicios energéticos) que suminis- lo relativo a la difusión y promoción de la misma. tren energía a los usuarios finales. La propuesta específica planteada para el sector Asimismo, los programas de ayudas a proyectos de la geotermia es de tipo económico, enfocada de innovación y demostración para aplicaciones al establecimiento de ayudas públicas a las fases térmicas incluyen proyectos de demostración de iniciales de exploración e investigación del recurso calefacción y refrigeración centralizada (district geotérmico, para atenuar el alto coste y riesgo de heating) que utilicen la geotermia. los trabajos y actividades asociadas a estas fases Otro gran obstáculo al desarrollo de la geotermia y que son necesarios para analizar la viabilidad de es la carencia de un marco normativo unifica- un proyecto de generación de energía eléctrica y de do y claro para las instalaciones geotérmicas de uso térmico mediante energía geotérmica. Tabla 6.1.8. Propuestas sector geotermia Sectorial geotérmica Código propuesta Nombre Tipo propuesta Línea 2 - Programa de ayudas públicas a los estudios e Ayudas públicas a la SGT-001 investigaciones previos a la ejecución de proyectos inversión Fuente: elaboración propia 500 Propuestas para la consecución de los objetivos

6.1.10 — Propuestas sector el desarrollo de un marco normativo específico que

6.1.10 Propuestas sector el desarrollo de un marco normativo específico que promueva las centrales hidráulicas reversibles. hidroeléctrico Las propuestas específicas planteadas para el sector hidroeléctrico son cuatro, de las cuales Por ser la hidroeléctrica una tecnología madura y tres son de promoción y otra es de tipo normativo. muy consolidada en España, el desarrollo del sector Estas propuestas están enfocadas fundamental- se orienta sobre todo a conseguir una mayor eficien- mente a la promoción de proyectos de centrales cia de las instalaciones, mejorando los rendimientos hidroeléctricas para contribuir a alcanzar los ob- de las centrales existentes. Las propuestas se di- jetivos de incremento de potencia propuesto en el rigen por tanto a la rehabilitación, modernización, período de vigencia del plan y, teniendo en cuenta mejora o ampliación de las centrales actuales. la compatibilidad con la planificación hidrológica Por otra parte, existen ciertas barreras impuestas y con la preservación de los valores ambientales, por la complejidad de los trámites administrativos, las propuestas van dirigidas a fomentar el apro- y la normativa que afecta al sector. En este sentido, vechamiento hidroeléctrico de infraestructuras las propuestas horizontales contemplan la simpli- hidráulicas existentes (presas, canales, sistemas ficación de los procedimientos de autorización para de abastecimiento, etc.), así como a la rehabilita- las instalaciones, y una regulación específica para ción y modernización de centrales hidroeléctricas la conexión a red y la autorización de las centrales existentes, con el objetivo de aumentar la capacidad de pequeña potencia. Se modifica el Reglamento de producción de energía hidroeléctrica con actua- Electrotécnico de Baja Tensión (REBT), y se propone ciones de mínimo impacto ambiental. Tabla 6.1.9. Propuestas sector hidroeléctrico Sectorial hidroeléctrica Código propuesta Nombre Tipo propuesta Fomento de proyectos de microcentrales hidroeléctricas SHI-001 en redes de abastecimiento u otras infraestructuras Promoción hidráulicas Fomento de concursos para aprovechamientos SHI-002 Promoción hidroeléctricos en infraestructuras públicas existentes SHI-003 Fomento de la rehabilitación de centrales hidroeléctricas Promoción Nueva reglamentación para tramitación de concesiones de SHI-004 Normativa agua Fuente: elaboración propia

6.1.11 — Propuestas sector hoy en día sobre opciones de gestión de residuos

6.1.11 Propuestas sector hoy en día sobre opciones de gestión de residuos que han de ser prioritarias al depósito en vertedero. residuos Además, también se adoptarán otras propuestas encaminadas a facilitar el uso como combustible La propuesta específica más importante para el de los residuos. desarrollo de los usos energéticos de los residuos es aumentar la formación e información tanto entre Las propuestas específicas expuestas en la siguien- las administraciones públicas como entre la socie- te tabla se combinarán con las propuestas horizon- dad, de forma que se eliminen barreras existentes tales, anteriormente presentadas. 501 PER 2011-2020 Tabla 6.1.10. Propuestas sector residuos Sectorial residuos Código propuesta Nombre Tipo propuesta Desarrollo de campañas de formación e información sobre SRE-001 las tecnologías de valorización energética y la gestión de Información/formación los residuos Análisis del ciclo de vida de las opciones de gestión SRE-002 de residuos para determinados flujos de residuos, Estudios comparándolas con la valorización energética Establecimiento de objetivos sectorizados de valorización SRE-003 energética para determinados flujos de residuos con Normativa contenido total o parcialmente renovable Desarrollo de las metodologías de cuantificación de la SRE-004 fracción biodegradable y combustible de las distintas Estudios corrientes de residuos Desarrollo de un grupo de trabajo sobre valorización SRE-005 energética en el seno de la Comisión de Coordinación en Planificación materia de residuos Implantación de un sistema de aseguramiento de la SRE-006 Normativa calidad en los procesos de producción de CSR Fomento, en el marco de la política de gestión de residuos, SRE-007 de la valorización energética de los residuos más aptos Normativa para su uso como combustible Fuente: elaboración propia

6.1.12 — Propuestas sector

6.1.12 Propuestas sector solar térmico Para el sector solar térmico se plantean dos pro- puestas específicas, ambas en el ámbito de la infor- mación y promoción de este tipo de energía. Por un lado, se fomentará la estandarización de elementos y configuraciones de las instalaciones, lo que faci- litará la optimización de los procesos productivos y la reducción de los costes, minimizando el impacto que pueda tener la inclusión de estas instalaciones en los edificios. Por otro lado, se propone la pro- moción de guías y cursos específicos de formación destinados a mejorar la profesionalización del sec- tor con una mayor preparación de los profesionales instaladores. 502 Propuestas para la consecución de los objetivos Tabla 6.1.11. Propuestas solar térmica Sectorial térmica Código propuesta Nombre Tipo propuesta Fomento de la estandarización de elementos y SST-001 Promoción configuraciones de instalaciones solares térmicas SST-002 Propuestas para fomentar la profesionalización del sector Información/ formación Fuente: elaboración propia Junto a estas propuestas específicas, existen otras Se promoverá el carácter ejemplarizante de los integradas en las de carácter estructural y/o hori- edificios públicos en cuanto al uso de la energía zontal, que en el caso del sector solar térmico se solar térmica y se introducirán en las ordenanzas articulan alrededor de tres puntos fundamentales: municipales las instalaciones solares térmicas y los sistemas de calefacción centralizada. • Modificaciones normativas. Se modificará el Código Técnico de la Edifica- ción (CTE) para aumentar la participación de las 6.1.13 Propuestas sector energías renovables manteniendo la exigencia de contribución solar mínima y se adaptará el solar fotovoltaico Reglamento de Instalaciones Térmicas en Edifi- Las actuaciones propuestas para el sector solar cios (RITE) para reflejar la situación tecnológica fotovoltaico quedan integradas en las de carácter actual. Los sistemas de certificación energética estructural y/o horizontal. No existen propuestas de edificios también serán adaptados para incluir específicas del sector ya que las principales ba- las instalaciones solares térmicas y las redes de rreras detectadas, que son las que determinan las calefacción. propuestas a tomar, son todas relacionadas con la Al igual que ocurre en otros sectores, se propone estructura general del sistema y requieren de una establecer un procedimiento simplificado para la solución global y horizontal. autorización de instalaciones y el establecimien- to de sistemas de certificación y cualificación de De esta manera, las actuaciones propuestas para instaladores que permitan a los instaladores dis- el sector giran en torno a cinco grandes ejes de poner de la formación y preparación adecuadas. actuación: • Financiación y ayudas públicas a la inversión. • Simplificación administrativa. Además de las ayudas a la inversión en insta- Se propone la simplificación, homogeneización y laciones solares térmicas se plantea introducir unificación de los procedimientos administrativos líneas de financiación a investigación y desarrollo especialmente para proyectos de menor enverga- de nuevos prototipos y a proyectos de demostra- dura, incluida la simple notificación si está per- ción para aplicaciones térmicas. mitida en el marco normativo aplicable. Se desarrollará un sistema de Incentivos al Calor Igualmente se proponen actuaciones que per- Renovable (ICAREN) como mecanismo para im- mitan reducir las barreras administrativas a los pulsar el desarrollo de las Empresas de Servicios proyectos de I+D+i. Energéticos (ESE) que incentivará la producción • Modificaciones normativas. de energía solar térmica, y se dará un impulso a Se propone la adaptación del Reglamento Elec- implantación de este tipo de empresas. trotécnico de Baja Tensión (REBT) a la tecnología • Formación y promoción. solar fotovoltaica mediante la creación de Instruc- Además de las propuestas específicas ya men- ciones Técnicas específicas, así como la modifica- cionadas, existen propuestas conjuntas con ción del Código Técnico de la Edificación (CTE) de otros sectores para fomentar la formación de los manera que que favorezca la contribución eléctri- usuarios y mejorar su percepción respecto de las ca mínima con renovables manteniendo al menos energías renovables. la contribución solar fotovoltaica actual. 503 PER 2011-2020 También se realizarán las adaptaciones necesarias servicio de estas instalaciones así como favorecer que permitan disponer antes del 31 de diciembre su reducción de costes. de 2012 de un sistema de certificación y cualifi- Será necesario también cambios normativos para cación para los instaladores de solar fotovoltaica. flexibilizar la hibridación modificando los lími- El marco regulatorio se mantendrá estable du- tes en el uso del gas en las centrales solares rante un periodo razonable si bien reflejará las termoeléctricas. progresivas mejoras tecnológicas. Se incluyen también las acciones de simplifica- • Fomento del autoconsumo. ción de procedimientos administrativos propuesta Mediante la creación de un sistema de compen- conjuntamente con otras tecnologías así como la sación de saldos de energía denominado “balance reducción de barreras administrativas a la I+D+i neto”, que permitirá a un consumidor autoprodu- que permitan la innovación mediante centrales cir parte de su consumo eléctrico almacenando precomerciales. sus excedentes puntuales en la red para recupe- • Financiación y ayudas públicas a la investigación. rarlos posteriormente, sin necesidad de introdu- Este grupo de actuaciones propuestas contem- cir sistemas de acumulación en la instalación. plan programas de ayudas públicas a la investi- • Financiación y ayudas públicas. gación y desarrollo de nuevos prototipos. Este grupo de actuaciones propuestas contemplan Igualmente engloban propuestas de financiación programas de ayudas públicas a la investigación y para la investigación y desarrollo de nuevos pro- desarrollo de nuevos prototipos y a proyectos que totipos, para proyectos de demostración y para no reciban la retribución del régimen especial. proyectos singulares y para proyectos de poten- Igualmente engloban propuestas de financiación cian inferior a 10 kW de generación distribuida. para la investigación y desarrollo de nuevos pro- • Promoción de la energía solar termoeléctrica. totipos, para proyectos de demostración y para Impulsando y apoyando a las empresas especiali- proyectos singulares y para proyectos de poten- zadas del sector para fomentar la competitividad cian inferior a 10 kW de generación distribuida. y el descenso de costes. • Promoción de la energía solar fotovoltaica: Fomentando la innovación en campos como los Mediante el desarrollo de la industria de la ma- fluidos térmicos en las centrales, desarrollo de teria prima, de células, módulos y componentes; sistemas de almacenamiento, mejoras en los pro- desarrollo del modelo de Empresas de Servicios cesos de fabricación de componentes y mejoras Energéticos (ESE); desarrollo de un altas de ra- en la operación y mantenimiento de las centrales. diación solar que sirva de referencia para la de- terminación del recurso disponible en España así como diferentes actuaciones de sensibilización e información a los usuarios y público en general.

6.2 — PROPUESTAS POR

6.2 PROPUESTAS POR TIPOLOGÍA

6.1.14 — Propuestas sector

6.1.14 Propuestas sector solar termoeléctrico 6.2.1 Propuestas normativas Las actuaciones propuestas para el sector solar Las propuestas normativas están orientadas a su- termoeléctrico quedan integradas en las de carác- perar las barreras impuestas por la complejidad de ter estructural y/o horizontal. No existen propues- los trámites administrativos, y la falta de adaptación tas específicas del sector ya que las principales de la normativa a los distintos sectores renovables. barreras detectadas, que son las que determinan Para ello, se simplifican trámites, autorizaciones y las propuestas a tomar, son todas relacionadas con ciertos plazos administrativos, necesarios para la la estructura general del sistema y requieren de puesta en marcha de las instalaciones, la concesión una solución global y horizontal. de autorizaciones y las conexiones a red. Se distinguen tres grandes grupos de propuestas Estas propuestas incluyen modificaciones del RITE, que afectan al sector solar termoeléctrico: del CTE, y del REBT, así como la adaptación del • Modificaciones normativas. marco legal del Régimen especial a diversos aspec- En este grupo destaca el establecimiento de un tos sectoriales, y un tratamiento regulatorio especí- marco regulatorio estable a partir de 2013, su- fico para el desarrollo de centrales hidroeléctricas ficiente y adecuado para permitir la puesta en reversibles. 504 Propuestas para la consecución de los objetivos También persiguen aumentar la calidad de las ins- • Régimen Especial de generación eléctrica con talaciones, con la implantación de un sistema de renovables, desde hace tres décadas el principal certificación y cualificación de los instaladores, y instrumento de apoyo al desarrollo de la electri- generan obligaciones en determinados sectores, cidad renovable. para promover su desarrollo. A modo de ejemplo, • ICAREN, un nuevo sistema diseñado para mejo- se establece la obligación de comercializar mez- rar el desarrollo de las energías renovables para clas etiquetadas de biocarburantes en estaciones usos térmicos. de servicio. • Balance neto de electricidad, nuevo sistema para el fomento de la generación distribuida y la com- Introducen mecanismos nuevos como el estableci- pensación de saldos entre consumidor y compa- miento del balance neto para instalaciones eléctri- ñía suministradora. cas renovables destinadas a autoconsumo. La mayor parte de las propuestas está distribuida entre el sector de los biocarburantes y las propues-

6.2.4 — Propuestas en

6.2.4 Propuestas en tas horizontales eléctricas. actuaciones en infraestructuras energéticas

6.2.2 — Propuestas económicas

6.2.2 Propuestas económicas Además de las propuestas concretas enunciadas Las propuestas de este grupo pueden ser, a su vez, en las páginas anteriores, el plan recomienda una de dos tipos: ayudas públicas a la inversión o pro- serie de actuaciones con el objetivo de favorecer la gramas o líneas de financiación. integración de las energías renovables dentro de las La financiación se distribuye en su totalidad entre infraestructuras energéticas. Por sectores, éstas las propuestas de carácter horizontal. serían las siguientes: Las ayudas públicas a la inversión se destinan en su mayor parte también a las propuestas horizontales, Actuaciones dentro del ámbito de las orientándose a programas de apoyo a la investiga- infraestructuras eléctricas ción y desarrollo tecnológicos de nuevos prototi- A continuación se recogen las líneas de actuación pos, y a proyectos de demostración tecnológica o más relevantes que se pretende llevar a cabo de de innovación. cara a conseguir una mayor y mejor integración Una parte de las ayudas se dirige a dos sectores de las energías renovables en el sistema eléctrico: concretos: el del biogás y el geotérmico, promocio- • Requisitos técnicos a las instalaciones de gene- nando en concreto instalaciones de biogás agroin- ración renovable, derivados del desplazamiento dustrial que reconozcan emisiones GEI evitadas en de los generadores síncronos por otros basados el primer caso, y estudios e investigaciones previos en electrónica de potencia, que podrían suponer a la ejecución de proyectos en el segundo. la desaparición en el sistema de ciertas presta- ciones, capacidades y servicios esenciales para

6.2.3 — Marcos de apoyo garantizar la seguridad del sistema

6.2.3 Marcos de apoyo garantizar la seguridad del sistema. • Gestión de la demanda. Actualmente los meca- Se entiende por marco de apoyo a las energías re- nismos existentes de gestión de la demanda se novables un conjunto estructurado de instrumen- centran en el desplazamiento del consumo de la tos jurídicos, económicos, técnicos y de otro tipo, punta al valle mediante la discriminación horaria, tendente al fomento de la utilización de fuentes en la reducción de puntas en situaciones críticas de energía renovables, favoreciendo su competi- por medio del servicio de gestión de la demanda tividad frente a las energías convencionales y su de interrumpibilidad y de la implantación de li- integración en el modelo productivo y en el sistema mitadores de potencia en los hogares. energético. En el plan se propone potenciar la modulación del consumo industrial, prestar atención al papel del Dentro de esta categoría se enmarcan tres siste- vehículo eléctrico, tanto a través de la introducción mas, los dos primeros basados en la retribución de una discriminación horaria supervalle como de de la energía producida con energías renovables: la introducción de la figura del gestor de cargas, 505 PER 2011-2020 impulsar el acceso a los contadores inteligentes Actuaciones relativas al aumento de la y la creación e impulso a las figuras de agrega- presencia de biocarburantes en la logística dor de oferta y agregador de demanda, capaz de de hidrocarburos gestionar la demanda de un número elevado de consumidores de forma que se ofrezca un servicio Cualquier propuesta en este punto deberá tener al sistema eléctrico a la vez que se cubren las siempre en cuenta las peculiaridades que el sis- necesidades energéticas de los consumidores. tema logístico español de hidrocarburos tiene, de- • Sistemas de acumulación. La energía hidráuli- rivadas sobre todo del papel de CLH en él. ca, a través de centrales en grandes embalses • Normalización. Es preciso concluir cuanto antes de regulación existentes y centrales de bombeo, el proceso de redacción de una norma europea puede ser un pilar muy importante para el cum- para las mezclas de B10. Asimismo, en el ámbi- plimiento de este PER, ya que constituye una to nacional deberían realizarse especificaciones solución idónea para compensar las variaciones técnicas para un número reducido de mezclas de de la generación con fuentes renovables no ges- biocarburantes con carburantes fósiles que re- tionables, así como para el almacenamiento de quieran de etiquetado específico. Sólo las mezclas los excedentes de éstas. Otra opción interesante etiquetadas que dispongan del respaldo de una sería el almacenamiento en hidrógeno. especificación técnica aprobada por el Gobierno • Las interconexiones. Claves para facilitar la in- deberían poder ser comercializadas en España. tegración de la producción renovable no gestio- • Introducción de biocarburantes en la red de oleo- nable, evitando vertidos que se pueden producir ductos. Deberían iniciarse los estudios pertinen- cuando la capacidad de producción exceda la ca- tes para evaluar las consecuencias del transporte pacidad de integración. Por ello es fundamental de B10 y de FAEE por oleoductos. el fomento del incremento de la capacidad co- • Debe integrarse el control de la sostenibilidad mercial de intercambio entre España y Francia. de los biocarburantes, y de la trazabilidad de su • Propuestas administrativas. En especial con cadena de custodia, con el sistema actualmente relación a la planificación específica de las in- vigente de certificación de la obligación de uso fraestructuras de evacuación eléctrica asociadas de biocarburantes. a los proyectos marinos, y en todo lo relativo a la integración de la generación distribuida.

6.2.5 — Propuestas de

6.2.5 Propuestas de Actuaciones relativas a la introducción del planificación, información, biogás en las redes de transporte de gas formación y otras natural Es necesario avanzar en propuestas de carácter Por último, el grupo de planificación, información normativo que permitan la inyección de biometano formación y otras, recoge alrededor de treinta pro- en las redes de gas, salvaguardando la seguridad puestas de diversos tipos, fundamentales para el del sistema y al mismo tiempo garantizando el ac- desarrollo del plan, aunque por motivos de espacio, ceso no discriminatorio a la red de un gas de origen no se reproducen aquí. renovable. Asimismo, es preciso desarrollar meca- Un último elemento que puede ayudar a nuestro nismos de apoyo eficientes, sabiendo que se trata país a alcanzar los objetivos energéticos del plan es de una aplicación en la que tienen gran importancia el uso de los mecanismos de cooperación a los que las economías de escala. se refieren los artículos del 6 al 11 de la Directiva Los actuales costes de depuración e inyección, así 2009/28/CE, que aportan la flexibilidad necesaria como el estado aún poco desarrollado del sector para el cumplimiento de los objetivos nacionales del biogás agroindustrial y de la normativa nece- mediante la cooperación con otros Estados miem- saria para facilitar la inyección a red, hacen pensar bros o con terceros países. Actualmente no existe que la implantación de esta aplicación del biogás un procedimiento establecido para el desarrollo sea lenta, reduciéndose a proyectos aislados du- de proyectos en el marco de los mecanismos de rante los primeros años del periodo 2011-2020 y cooperación, pero todos los Estados miembros han aumentando su uso a partir del año 2014. manifestado su interés en utilizar y explorar las posibilidades que ofrecen estos proyectos 506 Propuestas para la consecución de los objetivos De los mecanismos que recoge la Directiva, el ma- yor interés para España radica en las posibilidades que ofrecen las transferencias estadísticas y los proyectos conjuntos con países terceros (que ade- más son una oportunidad para impulsar las tan necesarias interconexiones eléctricas con el resto de Europa). Además de estos, la Directiva ofrece otras posibilidades: armonización de sistemas de apoyo (Art. 11) y proyectos con otros Estados miembros (Art. 7 y 8), que nos son prioritarias para nuestro país. 507 7 Infraestructuras energéticas Infraestructuras energéticas

7.1 — INTRODUCCIÓN DE y, como tal, su función principal es la de garantizar

7.1 INTRODUCCIÓN DE y, como tal, su función principal es la de garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico, LA ELECTRICIDAD DE y la correcta coordinación del sistema de genera- ción y transporte, todo ello bajo los principios de ORIGEN RENOVABLE EN transparencia, objetividad e independencia. En la figura 7.1.1 se recoge la evolución de las instalacio- EL SISTEMA ELÉCTRICO nes de transporte a nivel peninsular en el periodo 2006-2010 mientras que la tabla 7.1.1 correspon- de a la evolución de la red de transporte a nivel

7.1.1 — Descripción de las extrapeninsular

7.1.1 Descripción de las extrapeninsular. infraestructuras eléctricas en España En la actualidad, la práctica totalidad de la deman- da de electricidad en España se satisface mediante la generación en centrales ubicadas dentro de su territorio. Para ello, el sistema eléctrico español se ha dotado de un parque de generación que a 31 de diciembre de 2010 alcanzó casi los 105.000 MW y que cuenta con un importante grado de diversi- ficación, lo cual contribuye a una mayor seguridad de suministro. Por fuentes, destaca el gas natural, especialmente el destinado a la generación con ciclos combinados, y la energía eólica; estos dos últimos representando casi la mitad de la potencia total instalada en nuestro país. La energía generada en las centrales eléctricas es transportada hasta los puntos de consumo mediante las redes de transporte y distribución de electricidad. La red española de transporte de electricidad está integrada por aquellas instala- ciones necesarias para llevar a cabo la transmi- sión de energía a los distribuidores o, en su caso, a los consumidores finales. De conformidad con lo establecido en la Ley 54/1997, de 27 de noviem- bre, del Sector Eléctrico, la red de transporte está constituida por las líneas, parques, subestaciones y en general todos aquellos elementos eléctricos de tensión igual o superior a 220 kV (para los sistemas extrapeninsulares, mayor o igual a 66 kV), así como por las interconexiones y las conexiones con los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. La normativa actual nombra como transportista único a Red Eléctrica de España, S.A. (REE), quien a su vez desempeña la función de gestor de la red de transporte. Como gestor, REE es el responsable del desarrollo y ampliación de la red de transporte, así como de la gestión del tránsito de electricidad entre sistemas exteriores que se realice utilizando las redes del sistema eléctrico español. Asimismo, REE desempeña el papel de Operador del Sistema 509 PER 2011-2020 Figura 7.1.1. Evolución de las instalaciones de transporte. Sistema peninsular Evolución de la red de transporte Miles 19,0 35.875 18,5 35.036 18,0 34.589 (km) 17,5 33.903 33.733 17,0 16,5 16,0 2006 2007 2008 2009 2010 Evolución del sistema de transporte y transformación km de circuito a 400 kV Red Eléctrica 17.005 17.134 17.686 17.977 18.765 Otras empresas 38 38 38 38 0 Total 17.042 17.172 17.724 18.015 18.765 km de circuito a 220 kV Red Eléctrica 16.420 16.457 16.558 16.698 17.004 Otras empresas 271 275 307 322 107 Total 16.690 16.732 16.865 17.020 17.110 Capacidad de Red Eléctrica 56.072 58.522 62.922 66.322 69.122 transformación (MVA) Otras empresas 800 800 800 800 0 Total 56.872 59.322 63.722 67.122 69.122 Datos peninsulares Fuente: REE Tabla 7.1.1. Evolución de las instalaciones de transporte. Sistemas extrapeninsulares Evolución del sistema de transporte y transformación 2006 2007 2008 2009 2010 Canarias 163 163 163 163 163 km de circuito a 220 kV Baleares 177 177 177 185 185 Total 340 340 340 348 348 510 Infraestructuras energéticas (Continuación) Evolución del sistema de transporte y transformación 2006 2007 2008 2009 2010 Canarias 990 1.091 1.091 1.108 1.136 km de circuito ≤132 kV Baleares 1.003 1.026 1.047 1.056 1.067 Total 1.993 2.117 2.138 2.164 2.202 Capacidad de Canarias 1.000 1.250 1.250 1.375 1.375 transformación (MVA) Baleares 1.998 1.998 1.998 1.998 1.998 Total 2.998 3.248 3.248 3.373 3.373 Incluye enlaces submarinos. Fuente: REE En cuanto a la red de distribución, con carácter Tabla 7.1.2. Capacidad neta de intercambio general está formada por todas aquellas instala- en 2010 ciones eléctricas de tensión inferior a 220 kV, salvo aquéllas que se declaren integradas en la red de País Intercambio NTC (MW) transporte de conformidad con la normativa vi- gente. La gestión de la red de distribución, recae Importación 1.200-1.400 en las distribuidoras propietarias de las redes en Francia cada zona. Exportación 600-700 En lo que se refiere a interconexiones, hay que des- tacar la débil capacidad de intercambio de electri- Importación 1.600-1.900 cidad de la Península Ibérica, ya que la relación Portugal entre ésta y la potencia instalada es de aproxima- Exportación 1.600-1.700 damente un 1,9%, es decir, bastante por debajo del objetivo del 10% impulsado por la Unión Europea. Importación 700-900 Esta limitada capacidad hace que los intercambios Marruecos de energía alcancen tan solo un 3% del consumo Exportación 600 interno, el nivel más bajo de Europa, sólo compa- rable a los intercambios entre las Islas Británicas Fuente: REE y el Continente. Para un sistema eléctrico como el español, con un peso creciente de las energías renovables en el mix de generación eléctrica, las

7.1.2 — Planificación de

7.1.2 Planificación de conexiones internacionales adquieren una espe- infraestructuras eléctricas cial importancia de cara a favorecer la integración de estas fuentes de energía. Así, disponer de unas La planificación de la red de transporte es un ele- interconexiones adecuadas permitiría recurrir a la mento fundamental para asegurar el suministro capacidad de intercambio, exportando o importan- de la demanda; permitir la coordinación entre las do energía a países vecinos, en caso de exceso o diferentes políticas públicas en materia energéti- déficit de energía respectivamente. ca, ordenación del territorio y protección del medio ambiente; mantener y mejorar el sistema eléctrico En la tabla 7.1.2 se recoge la Capacidad Neta de mediante la vertebración racional de las redes, que Intercambio (NTC) de España con Francia, Portugal permita la realización de las distintas actividades y Marruecos. 511 PER 2011-2020 destinadas al suministro; integrar la producción de de generación y demanda de cada momento. En este energía renovable en línea con la política energética sentido, el Real Decreto 1955/2000 prevé la aproba- nacional y europea y, finalmente, informar a los ción de Programas Anuales cuya finalidad es intro- agentes sobre la evolución prevista del sistema. ducir en la planificación las variaciones puntuales y las actuaciones excepcionales que hayan podido De conformidad con lo establecido en la Ley surgir durante el año. A través de estos mecanis- 54/1997, la planificación eléctrica, que debe ser mos se puede garantizar la atención de las nece- realizada por el Gobierno con la participación de sidades de acceso de las centrales de generación. las comunidades autónomas, tendrá carácter indi- El último programa anual fue aprobado mediante cativo salvo en lo que se refiere a la red de trans- la Orden ITC/2906/2010, de 8 de noviembre, por la porte. La parte indicativa de la planificación realiza que se aprueba el programa anual de instalaciones previsiones sobre cómo evolucionará la demanda y actuaciones de carácter excepcional de las redes de energía eléctrica a medio plazo y el mix de ge- de transporte de energía eléctrica y gas natural. neración que habrá de cubrir esa demanda. Para hacer estas previsiones, la planificación utiliza, Cumpliendo con los horizontes temporales inclui- entre otras cosas, las solicitudes de acceso de los dos en el Real Decreto 1955/2000, se está trabajan- distintos agentes del sistema (productores, distri- do en un nuevo documento de planificación para el buidores, etc.) por lo que en este sentido se tienen periodo 2012-2020 cuyo procedimiento fue iniciado en cuenta las necesidades existentes. con la publicación de la Orden ITC/734/2010, de 24 de marzo, por la que se inicia el procedimiento En cuanto a la planificación vinculante, el procedi- para efectuar propuestas de desarrollo de la red miento para su elaboración se encuentra regulado de transporte de energía eléctrica, de la red de en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, transporte de gas natural y de las instalaciones por el que se regulan las actividades de transporte, de almacenamiento de reservas estratégicas de distribución, comercialización, suministro y procedi- productos petrolíferos. Esta planificación aborda- mientos de autorización de instalaciones de energía rá los cambios surgidos como consecuencia de la eléctrica. Este procedimiento garantiza la partici- crisis económica y que no pudieron preverse en pación de todos los sujetos del sistema eléctrico, la planificación en vigor. En líneas generales, la así como de las comunidades autónomas y de los nueva Planificación 2012-2020 seguirá apostando promotores de nuevos proyectos de generación, por la integración de nueva generación de origen quienes podrán presentar propuestas de desarrollo renovable, cuya contribución en términos de ener- durante los tres meses de consulta que se inician gía vendrá a cubrir una parte importante de los tras la publicación en el Boletín Oficial del Estado de incrementos de demanda eléctrica previstos hasta la Orden de inicio del proceso de planificación. Una 2020. Se da cumplimiento con ello a la actual Ley de vez finalizado el proceso de consultas, se establece Economía Sostenible que obliga, entre otras cosas, un periodo de seis meses para la elaboración de a que la planificación vinculante se realice teniendo los estudios necesarios para la planificación, cuyos en cuenta la obligación de maximizar la participa- responsables son REE y ENAGÁS, como operador ción de las energías renovables en la cesta de ge- y gestor del sistema eléctrico, el primero, y como neración energética y en particular en la eléctrica. gestor técnico del sistema gasista, el segundo. Esta fase es seguida por la audiencia a las comunidades Con el fin de coordinar los procesos administrativos autónomas en un plazo de un mes, la elaboración de autorización de infraestructuras con la planifi- del plan de desarrollo de la red de transporte, la con- cación, ésta última recoge una fecha de puesta en sulta a la CNE y finalmente en Consejo de Ministros. servicio prevista para cada una de las infraestruc- turas que incluye. El procedimiento de autorización Actualmente se encuentra en vigor la planificación de las infraestructuras de la red de transporte y de los sectores de electricidad y gas 2008-2016, distribución se encuentra actualmente regulado aprobada en mayo de 2008. Dado que la planificación en la Ley 54/1997 y en el Real Decreto 1955/2000, se realiza con un horizonte temporal de 10 años y que desarrolla la primera. que se revisa cada cuatro, es necesario contar con instrumentos que permitan dar flexibilidad, de ma- El futuro de las infraestructuras eléctricas se encuen- nera que puedan incorporarse a la misma las modifi- tra en las redes inteligentes, apoyadas éstas en las caciones necesarias que garanticen la adaptación de tecnologías de la información, un elemento de gran las infraestructuras de transporte a las necesidades importancia para conseguir una gestión activa de la 512 Infraestructuras energéticas demanda. Esta gestión permitirá adecuar las curvas corriente continua de 2.000 MW de capacidad, pre- de oferta y demanda, con la consiguiente reducción viéndose su entrada en funcionamiento en 2014. de gastos estructurales necesarios para cubrir la Esta interconexión permitirá alcanzar el objetivo demanda punta y del riesgo de vertido de energías gubernamental asumido por España y Francia de renovables en horas valle, fundamentalmente eólica. aumentar la capacidad de intercambio hasta los Esto último es de especial importancia en España, 2.600 MW en el medio plazo. La segunda actuación que cuenta en la actualidad con un parque eólico se corresponde con el objetivo de largo plazo, tam- conectado a la red de más de 20.000 MW y con una bién gubernamental, de alcanzar los 4.000 MW entre capacidad de intercambio con Europa muy reducida, España y Francia, cubierto por la planificación vi- tal y como se ha mencionado anteriormente. gente con una nueva línea por el Pirineo central. Sin embargo, los estudios de viabilidad llevados a cabo Al hilo de lo anterior, debe resaltarse la importancia recientemente llevarán a incluir en la futura pla- que tiene para España el desarrollo de las conexio- nificación 2012-2020 un nuevo enlace en corriente nes internacionales con Francia ya que, además de continua de 2.000 MW desde el País Vasco a Francia servir para incrementar la seguridad de suministro, por el Golfo de Bizkaia. Adicionalmente, se incluye permitiría integrar un mayor volumen de renova- la instalación de un desfasador en serie con la línea bles y aumentar los intercambios comerciales de Arkale-Argia 220 kV, para maximizar la utilización electricidad con el resto de Europa, eliminando el de esta línea evitando sobrecargas, y los refuerzos status de isla energética. La Planificación en vigor internos necesarios para aprovechar al máximo las recoge dos nuevas interconexiones con Francia, interconexiones mencionadas anteriormente. una por el Pirineo oriental y la otra por el Pirineo central. La primera de ellas corresponde a la lí- En la tabla 7.1.3 se recoge la Capacidad Neta de nea eléctrica Santa Llogaia-Baixas, cuya solución Intercambio (NTC) futura en el horizonte 2020. técnica definitiva consiste en un doble circuito en Tabla 7.1.3. Capacidad neta de intercambio futura, en MW País Intercambio 2011 2013 2015 2020 Importación 1.200-1.400 1.200-1.400 2.600-2.800 4.000 Francia Exportación 600-700 1.200-1.400 1.700-2.200 4.000 Importación 1.600-1.700 2.700-3.000 3.000-3.200 3.200 Portugal Exportación 1.600-1.900 2.000-2.800 3.000-3.200 3.200 Importación 700-900 700-900 700-900 700-900 Marruecos Exportación 600 600 600 600 Fuente: REE

7.1.3 — Gestión del sistema de transporte y de distribución de la energía ge

7.1.3 Gestión del sistema de transporte y de distribución de la energía ge- nerada por los mismos, siempre que se respete el eléctrico mantenimiento de la fiabilidad y seguridad de las redes, y el derecho a incorporar su producción de Introducción y contexto actual energía al sistema percibiendo por ello la retribu- Entre los derechos reconocidos por la Ley 54/1997 a ción que corresponda. Este último derecho podrá los productores en régimen especial, dentro de los ser limitado temporalmente por el Gobierno por un cuales se encuentran las centrales de producción periodo determinado, previo informe de las CCAA, de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, quienes determinarán la cantidad de energía que se encuentran la prioridad en el acceso a las redes podrá ser incorporada al sistema. 513 PER 2011-2020 Por otra parte, el Real Decreto 661/2007, de 25 realizar la adecuada gestión técnica del sistema, de mayo, por el que se regula la actividad de pro- quien resolverá previo informe de la Comisión Na- ducción de energía eléctrica en régimen especial cional de la Energía (CNE). En cumplimiento de desarrolla los derechos anteriores, reconociendo lo anterior, existen en la actualidad una serie de el derecho de los productores en régimen especial Procedimientos de Operación relacionados con la a transferir al sistema, a través de la compañía generación en régimen especial conectada a las eléctrica distribuidora o de transporte, según co- redes de transporte. Entre ellos se tratan temas rresponda, su producción neta de energía eléctrica como las solicitudes de acceso para la conexión o energía vendida, siempre que técnicamente sea de nuevas instalaciones a la red de transporte; posible su absorción por la red. los requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento, seguridad y puesta en servicio de Asimismo, el Anexo XI de dicho Decreto desarrolla instalaciones conectadas a la red de transporte; la el derecho de prioridad de acceso y conexión a la red respuesta frente a huecos de tensión, etc. estableciendo que siempre que se salvaguarden las condiciones de seguridad y calidad de suministro para el sistema eléctrico, y con las limitaciones que, Integración de las energías renovables no de acuerdo a la normativa vigente, se establezcan gestionables. Gestión técnica del sistema por el operador del sistema o en su caso por el ges- eléctrico español tor de la red de distribución, los generadores de ré- Es importante que se superen una serie de barreras gimen especial tendrán prioridad para la evacuación técnicas para facilitar la integración en el sistema de la energía producida frente a los generadores de eléctrico de la generación eléctrica no gestionable régimen ordinario, con particular preferencia para de origen renovable (fundamentalmente eólica y la generación de régimen especial no gestionable solar fotovoltaica) con los requisitos de seguridad a partir de fuentes renovables. Adicionalmente, se y fiabilidad exigidos. Esto supone una oportunidad establece que, con el objetivo de contribuir a una de realizar actuaciones que de llevarse a cabo de integración segura y máxima de la generación de forma adecuada maximizarán la integración y parti- régimen especial no gestionable, el operador del sis- cipación de la generación renovable no gestionable tema considerará preferentes aquellos generadores en el conjunto de tecnologías que son necesarias cuya adecuación tecnológica contribuya en mayor para atender las exigencias de un sistema eléctri- medida a garantizar las condiciones de seguridad co, cuyo diseño y gestión deben evolucionar para y calidad de suministro para el sistema eléctrico. adaptarse al nuevo mix de generación previsto. En el mencionado Real Decreto se define generación Los retos que este tipo de generación plantean de no gestionable como aquella cuya fuente primaria cara a su integración en el sistema, y a los que hay no es controlable ni almacenable y cuyas plantas que dar respuesta, son los siguientes: de producción asociadas carecen de la posibilidad de realizar un control de la producción siguiendo • Variabilidad de la fuente primaria renovable y de instrucciones del operador del sistema sin incurrir predictibilidad reducida, lo que la otorga la carac- en un vertido de energía primaria, o bien la firmeza terística de no gestionabilidad. En este sentido, de la previsión de producción futura no es suficiente este tipo de energía (fundamentalmente la ener- para que pueda considerarse como programa. gía eólica), presenta actualmente una garantía de potencia limitada, aunque sí puede contribuir de En caso de limitaciones en el punto de conexión forma importante en términos de energía anual derivadas de viabilidad física o técnica para expan- suministrada. Esta limitación de garantía de po- sión de la misma, o por la aplicación de los crite- tencia supone actualmente la necesidad de dis- rios de desarrollo de la red, este Decreto también poner de una reserva de potencia adicional para reconoce, a los generadores de régimen especial a hacer frente a cierto grado de incertidumbre en partir de fuentes de energía renovable, prioridad de la previsión de este tipo de energía. Este concepto conexión frente al resto de los generadores. se analiza con detalle más adelante. El artículo 31 del Real Decreto 2019/1997 obliga al • La mayor diversificación energética, con su con- Operador del Sistema a presentar para su aproba- siguiente aprovechamiento de los distintos re- ción por el Ministerio de Industria, Turismo y Co- cursos naturales, implica una descentralización mercio (MITyC) los procedimientos de operación de de las diversas tecnologías de aprovechamiento carácter técnico e instrumental necesarios para energético, lo que requiere una readaptación de 514 Infraestructuras energéticas la red eléctrica, ya que históricamente, las redes Así, además del aumento de potencia previsto de eléctricas se habían diseñado para transportar la algunas energías renovables que aportan potencia electricidad procedente de pocos puntos de gene- firme en parte, de las propuestas contempladas de ración, pero con elevada potencia instalada. Esto gestión de la demanda, del aumento de potencia en supondrá la propagación de las infraestructuras centrales hidroeléctricas existentes, del aumento eléctricas hacia ciertas zonas, así como el refuer- de la capacidad de bombeo y utilización de otros zo de ejes existentes en otros territorios, lo que sistemas de almacenamiento, del nivel previsto de redundará en una red mucho más fiable y mallada. interconexiones y, en general, de otras propuestas • Ciertas limitaciones en la adecuación tecnológica contempladas más adelante; se podría dar, si fuera actual, que afecta en el grado de participación de necesario, la instalación de potencia firme adicio- las renovables no gestionables en la contribución nal, para así alcanzar, de forma global, el índice de a los servicios de ajuste y a la estabilidad transi- cobertura que el operador del sistema considere toria del sistema. necesario (típicamente, el 1,1). Desde el punto de vista únicamente de la no ges- B. Funcionamiento más variable de las centrales tionabilidad actual de algunas energías renova- de régimen ordinario bles, como la eólica, a continuación se listan, y La introducción de las energías renovables supone más adelante se describen, algunas barreras a su que las horas de funcionamiento a plena carga de integración en el sistema eléctrico. Estas barreras la generación convencional disminuyan. Esta pene- se pretenden mitigar o eliminar mediante la im- tración de una mayor parte de generación eléctrica plementación de las actuaciones propuestas en el no gestionable podría dar lugar, en relación a esta subcapítulo 7.1.4, más adelante: generación, a la necesidad de un mayor número de arranques y paradas, así como posiblemente, un A. Posible necesidad de mayor potencia instalada funcionamiento más variable e inferior a la plena total. carga y por tanto con un menor rendimiento. Igual- B. Funcionamiento más variable de las centrales mente, es posible que sea necesario utilizar las de régimen ordinario. centrales de punta del sistema durante un mayor C. Mayor uso de los mecanismos de ajuste del número de horas. Este cambio de funcionamiento sistema. del sistema y de la generación convencional de- D. Vertidos de electricidad renovable. penderá asimismo de los resultados obtenidos con A. Posible necesidad de una mayor potencia las propuestas de gestión de la demanda y del nivel instalada total alcanzado de adaptación de las curvas de oferta y La potencia firme se determina de modo que per- demanda eléctrica; ya que la eficiencia de la ge- mita alcanzar un nivel de seguridad de suministro neración eléctrica en su globalidad aumentará en dado, típicamente, un índice de Cobertura (IC) de proporción al éxito de estas propuestas. 1,1 (reserva de capacidad firme del 10% sobre la C. Mayor uso de los mecanismos de ajuste del punta de demanda). sistema Las necesidades de nueva potencia firme pueden La mayor penetración de energía no gestionable en ser cubiertas por cualquier tecnología gestiona- el sistema eléctrico, fundamentalmente de energía ble y preferiblemente de características flexibles eólica53, hace prever un mayor uso de los mecanis- (hidráulicas, turbinas de gas, etc.). Consecuente- mos de ajuste del sistema (desvíos y regulación ter- mente, dependiendo del mix de potencia renovable ciaria) debido a los desvíos por errores de previsión instalada, la contribución de este mix a la potencia con respecto al programa de generación. firme necesaria para el correcto funcionamiento En los últimos años, los modelos de previsión de la del conjunto del sistema será diferente: por ejem- generación eólica han mejorado de forma sustan- plo, la tecnología solar termoeléctrica con almace- cial pero, sin embargo, siguen existiendo errores namiento gozará de un mayor índice de cobertura derivados de la dificultad inherente a la previsión que la eólica. Este efecto sería menor en las plantas solares, fundamentalmente en las termoeléctricas con almacenamiento, ya que 53 este último aumenta su gestionabilidad 515 PER 2011-2020 meteorológica. En un futuro se espera que estos errores disminuyan debido a los esfuerzos dedi-

7.1.4 — Propuestas de actuación

7.1.4 Propuestas de actuación cados a la mejora de estos modelos de previsión. para la integración de D. Vertidos de energía renovable energías renovables Con el objetivo de garantizar la seguridad del siste- ma en todo momento y debido a la flexibilidad téc- A continuación se recogen las líneas de actuación nica que ofrecen algunas tecnologías de energías más relevantes que se pretende llevar a cabo de renovables no gestionables respecto a sus cortos cara a conseguir una mayor y mejor integración tiempos de arranque y parada, sus disminucio- de las energías renovables en el sistema eléctri- nes rápidas de carga y su bajo coste, la solución co y superar las barreras descritas en el apartado adoptada para adecuar la generación eléctrica a la anterior: demanda en un momento dado, es la interrupción de producción de energía con dichas tecnologías, Adaptación del Centro de Control de como la eólica (a este desaprovechamiento de ener- Régimen Especial (CECRE) al nuevo mix de gía primaria, en el caso de la eólica, el viento, se le energías renovables planteado en el plan conoce como “vertido de energía renovable”). Esta situación se produjo por primera vez en 2008, se El CECRE, integrado en la estructura de control de repitió en algunas ocasiones al final del año 2009 y Red Eléctrica, fue creado en 2006 con el objetivo ha adquirido relevancia durante 2010, en el que se de maximizar la producción de Régimen Especial estima que ha sucedido durante aproximadamente preservando la seguridad del sistema eléctrico. 30 días y 200 horas (2,5% de las horas del año), El CECRE es el único interlocutor en tiempo real vertiéndose un 0,6% del producible eólico. de estos generadores, a través de los centros de Estos “vertidos” también pueden deberse en parte control regionales (CCRE) a los que se encuentran a la necesidad de los grupos térmicos de cubrir adscritos, frente al Centro de Control Eléctrico Na- huecos térmicos “no factibles” (los tiempos míni- cional (CECOEL) responsabilizándose de la gestión mos de funcionamiento y las rampas de subida y en tiempo real de esta generación, realizando: bajada de carga resultantes, pueden implicar que • Previsiones de producción (eólica). determinados grupos necesiten estar acoplados • Precisos análisis de seguridad en todos los ám- durante horas llanas, “quitando hueco” a la energía bitos temporales. eólica por ejemplo, y aumentando así los vertidos). • Control en tiempo real de la producción adscrita Los vertidos, principalmente de energía eólica, ten- al CECRE (fundamentalmente eólica). drán un efecto económico sobre los distintos suje- En este sentido se debe avanzar en la monitori- tos del sistema: a grandes rasgos, con la regulación zación del mayor número posible de generadores actual, los generadores (lado de la oferta) cobran renovables (sobre todo solar fotovoltaica), ya que el únicamente un 15% del valor de la energía vertida examen y control de la generación permite maxi- (cabe señalar que en situaciones de vertido, los mizar la producción para evitar restricciones pre- precios del mercado diario frecuentemente marcan ventivas y retrasarlas, en su caso, al tiempo real. 0 €/MWh) y del lado de la demanda, se imputará como coste este 15% y como ingreso la prima no pagada correspondiente a la energía vertida. Herramientas de monitorización continua y mejora de modelos de predicción Finalmente, para la reducción o eliminación de los vertidos de generación renovable existen varias so- El sistema eléctrico es operado con una reserva luciones, cada una de ellas con diferentes implica- rodante (centrales térmicas o hidráulicas funcio- ciones de carácter técnico y económico, y se pueden nando a cargas parciales para poder subir o bajar encontrar entre las propuestas contempladas el rápidamente su producción), que absorbe aquellas subcapítulo 7.1.4. incertidumbres en el equilibrio generación-deman- da que pueden producirse sin margen para acoplar nuevas centrales. En la medida en que se reduz- can los desvíos de previsión de ciertas tecnologías renovables no gestionables en dichos horizontes, típicamente de 4 horas, y por tanto se reduzcan 516 Infraestructuras energéticas las necesidades de reserva en el sistema, quedará de la generación síncrona a la que desplazan y mayor “hueco” para este tipo de tecnologías. en este sentido, resulta esencial la colaboración y coordinación de todo el sector para conseguir un Back-up térmico flexible adecuado desarrollo tecnológico y normativo en- focado a una óptima y segura integración de este La generación hidráulica es óptima para aumentar la tipo de energía. gestionabilidad de la cesta total de energías renova- bles; no obstante, es limitada tanto en potencia como Recientemente Red Eléctrica de España, como en energía, por lo que el resto del parque gestionable operador del sistema, ha realizado una propuesta también debe absorber gran parte de la variabilidad de modificación del Procedimiento de Operación del parque renovable no gestionable. En ocasiones, PO 12.2 que recoge los requisitos técnicos iden- el requerimiento de energía térmica resultante para tificados en línea con lo anterior, fruto del trabajo absorber su parte correspondiente de recurso reno- de más de dos años en colaboración con el sector: vable no gestionable se convierte en irrealizable para asociaciones eólicas, fabricantes, promotores, etc. el régimen permitido a las centrales térmicas, que Los requisitos técnicos necesarios de la modifica- no pueden acoplar/desacoplar al ritmo deseado, y la ción del PO 12.2 están relacionados con: solución adoptada es la interrupción de las fuentes renovables. En la medida en que la nueva generación • Capacidad de funcionamiento permanente y tem- térmica presente tiempos cortos de arranque, varia- poral en ciertos rangos de tensión y frecuencia. ciones de carga rápidas, y bajos tiempos mínimos de • Control dinámico de la tensión durante perturba- funcionamiento, será posible maximizar la integra- ciones en la red, al estilo de los AVR (Automatic ción de renovables en determinados días. Voltage Regulator) de los generadores conven- cionales, de manera que se inyecte cierta co- rriente reactiva durante los cortocircuitos. De Requisitos técnicos a las instalaciones de este modo se asegura su contribución activa en generación eléctrica de origen renovable el sostenimiento de las tensiones del sistema A lo largo de la década se producirá un desplaza- durante los cortocircuitos y la posterior recu- miento paulatino de generadores síncronos (funda- peración de los mismos, evitando una profun- mentalmente generación eléctrica convencional) dización y extensión temporal de los huecos de por otros basados en electrónica de potencia (eó- tensión y contribuyendo a la estabilidad transi- lica y solar fotovoltaica, principalmente). Resul- toria del sistema. ta apropiado en este contexto que estos nuevos • Control de la tensión en régimen permanente. actores aporten unas capacidades y prestaciones • Capacidad de regulación potencia-frecuencia y similares –cuando técnicamente sea posible– a las ciertos requisitos de control de potencia. Figura 7.1.2. Mejora en el control de la tensión como consecuencia de los nuevos requisitos técnicos propuestos (consigna de tensión frente al actual control a factor de potencia) Regulación a factor de potencia Regulación a consigna de tensión Tensión 400 kV Tensión 400 kV Fuente: REE 517 PER 2011-2020 Gestión de la demanda Sin embargo, por razones de eficiencia, por la dificul- tad creciente en acometer nuevas infraestructuras de La gestión de la demanda es la planificación e im- generación y red, así como por la voluntad de contri- plementación de aquellas acciones destinadas a buir a la integración de la producción renovable no actuar en el lado de consumo energético, en opo- gestionable en las condiciones de calidad, fiabilidad sición al de generación de energía, de manera que y eficiencia requeridas, se deben analizar las posibili- se produzcan los cambios deseados en la curva de dades de implementar acciones sobre la demanda en demanda. El objetivo fundamental es conseguir un los procesos de planificación y operación del sistema. consumo eléctrico más homogéneo a lo largo del tiempo (en relación a un horizonte temporal de 24 Los distintos mecanismos de gestión de la deman- horas) mediante un desplazamiento de consumos da que pueden contribuir a lograr el efecto deseado desde los periodos punta a los periodos valle así se pueden agrupar en cuatro grandes bloques (fi- como una participación activa de la demanda en la gura 7.1.3). El grupo reducción del consumo está operación del sistema eléctrico. Para ello se bus- encaminado a reducir de forma global la demanda ca modificar los patrones de consumo de energía de energía eléctrica, sin especificar en qué mo- eléctrica, obteniendo así una curva más plana que mentos se produce esta rebaja. Las iniciativas en- redunde en una mayor eficiencia para el conjunto cuadradas en desplazamiento del consumo de la del sistema y un cierto grado de flexibilidad que punta al valle buscan un desplazamiento perma- permita contribuir de forma activa a la estabilidad, nente de las cargas desde la punta al valle logrando seguridad y eficiencia del sistema eléctrico. así la adecuación de la curva de la demanda a la de la oferta. El llenado de valles tiene como objetivo La implementación de la gestión de la demanda ha que la incorporación de las nuevas demandas del supuesto un cambio en la visión de la operación del sistema se produzcan preferentemente durante los sistema que ha venido actuando tradicionalmente del momentos de menor demanda y finalmente los me- lado de la oferta y no sobre la demanda, la cual ha canismos de reducción de puntas están orientados sido concebida de manera habitual como un factor a obtener un recurso a disposición de la operación predeterminado en el contexto del sistema eléctrico. del sistema ante situaciones de emergencia. Figura 7.1.3. Mecanismos de gestión de la demanda Mecanismos de gestión de la demanda • Mejora de la eficiencia de los equipos y procesos Reducción del consumo • Concienciación sobre el ahorro energético 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:40 20:20 22:00 Desplazamiento del consumo • Discriminación horaria de la punta al valle • Participación activa de la demanda en los mercados 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:40 20:20 22:00 • Almacenamiento (bombeo, otras tecnologías, ) Llenado de valles • Vehículos eléctricos 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:40 20:20 22:00 • Servicio de interrumpibilidad Reducción de puntas • Gestión automática de cargas 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:40 20:20 22:00 Fuente: REE 518 Infraestructuras energéticas Actualmente los mecanismos existentes de gestión Potenciación de la modulación del consumo de la demanda se centran en el desplazamiento del industrial consumo de la punta al valle mediante la discrimi- Con más de dos años en el mercado liberalizado, nación horaria, y en la reducción de puntas en si- los consumos industriales no han abordado com- tuaciones críticas por medio del servicio de gestión pletamente la reorganización de su producción a de la demanda de interrumpibilidad y de la implan- la nueva situación de precios del mercado. Esta tación de limitadores de potencia en los hogares. nueva situación conlleva una pérdida de incentivo a la modulación por parte del sector industrial, al Sin embargo, de cara a superar las barreras co- verse reducida la diferencia del coste de la energía mentadas anteriormente para la integración de la entre horas punta y valle. El actual servicio de ges- electricidad renovable no gestionable, es importan- tión de la demanda de interrumpibilidad compensa te la participación activa de la demanda en la ope- parcialmente esta pérdida de incentivo al retribuir ración del sistema eléctrico. Con este objetivo, el en parte el mantenimiento de un perfil modular operador del sistema viene trabajando desde hace favorable a la operación del sistema, si bien sólo tiempo en la definición de un paquete de acciones una parte de los consumidores industriales pueden de gestión de la demanda adicionales a considerar constituirse en proveedores de dicho servicio. en el horizonte 2020 que permitan afrontar con éxito los retos planteados. Las nuevas acciones todavía En este sentido, cabe destacar la positiva apor- no implementadas se centran fundamentalmente tación de un potencial servicio de gestión de la en la potenciación de la modulación del consumo demanda de modulación definido como el mante- industrial y en el desarrollo de las funcionalidades nimiento de un perfil de consumo con un nivel de de gestión de la demanda de los nuevos contadores demanda superior en los periodos valle respecto inteligentes con funciones de telemedida y teleges- a los periodos de punta del sistema. tión, las cuales se describen más abajo. Desarrollo de las opciones de gestión de la Es importante también nombrar otras dos destaca- demanda de los contadores inteligentes das propuestas de gestión de la demanda que forman El Plan de Sustitución de Contadores contempla la parte de este paquete de acciones, pero que han sido sustitución de casi 26 millones de contadores en implementadas recientemente. Estas son: el “desa- un periodo de 10 años, finalizando en el año 2018, rrollo de la figura del gestor de cargas”, cuya actividad y representa uno de los principales vectores de mo- ha quedado regulada en el Real Decreto 647/2011, dernización de la gestión del sistema eléctrico en de 9 de mayo y la “discriminación horaria supervalle la próxima década, incluyéndose íntegramente en orientada al vehículo eléctrico”, medida creada en el horizonte de la planificación. Con las funcionali- el Plan de Acción 2010-2012, dentro del marco de dades extendidas, el contador eléctrico deja de ser la Estrategia Integral para el Impulso del Vehículo un equipo de facturación eléctrica para convertir- Eléctrico y regulada en el Real Decreto 647/2011, se en un nodo de comunicaciones entre el sistema de 9 de mayo. El desarrollo de la figura del gestor eléctrico (a través de las redes de distribución) y los de carga introduce un mecanismo que posibilita la hogares. Además de la realización a distancia de implantación de nuevas iniciativas de gestión de la las gestiones comerciales de medida y facturación, demanda asociadas a la carga del vehículo eléctri- permite la monitorización de los consumos casi en co. Esta figura permitirá revender electricidad para tiempo real, la agregación de medidas en centros de la recarga de vehículos. Por otro lado, en relación transformación y la incorporación de los mismos a a la discriminación horaria supervalle, y de forma los sistemas de gestión de las redes de distribución. general, la recarga lenta durante los periodos va- Se destaca sin embargo, que subsisten barreras lle del sistema (horas nocturnas) logrará aumentar para el desarrollo efectivo de estas disposiciones la adecuación de la curva de demanda del sistema normativas ya que no existe una visión única en el eléctrico español a la de la oferta, incrementando la sector sobre la manera efectiva de acometer dichos eficiencia en el uso de las infraestructuras y maxi- desarrollos. Las diferencias en estas visiones se mizando la integración de las energías renovables centran, entre otras, en la elección de los medios no gestionables y disminuyendo sus vertidos. físicos y protocolos de comunicación más adecua- A continuación se describen las nuevas ac- dos para el sistema de telegestión y telemedida. ciones contempladas que se han mencionado Con objeto de desarrollar al máximo las posibilida- anteriormente: des que ofrecen las nuevas funcionalidades de los 519 PER 2011-2020 contadores domésticos, algunas de las propuestas Actualmente, las tecnologías de almacenamiento que se contemplan para su desarrollo en el hori- se encuentran en distintas fases de maduración y zonte de 2020 son: cada una conlleva una serie de ventajas, desventa- jas y costes asociados. A continuación se describen • Establecimiento de una discriminación horaria brevemente las más relevantes y algunas de sus más flexible que la actual de sólo 2 periodos. ventajas y desventajas: • Obligatoriedad por parte de los comercializadores de facilitar a los consumidores una estimación Hidráulica de bombeo de su perfil horario de demanda en el periodo de Es una tecnología totalmente madura tanto técnica facturación, que permita a los consumidores fa- como comercialmente, que se viene utilizando en miliarizarse con sus propios modos de consumo y España desde mediados del siglo pasado, dando cambiar hábitos que contribuyan a la adecuación lugar a la mayor base global instalada dentro de de las curvas de oferta y demanda eléctricas. los sistemas de almacenamiento. • Establecimiento y puesta en marcha de funciones Su funcionamiento es muy simple, ya que se basa de telemedida y telegestión. en la utilización de bombas para transportar agua desde el nivel base hasta un depósito elevado. La Sistemas de acumulación del sistema energía almacenada como energía potencial de eléctrico agua se conserva en un depósito elevado, que se Para alcanzar los objetivos previstos en 2020, será recupera dejando que el torrente de agua vuel- preciso apoyar y facilitar la integración en la red va al nivel de base a través de generadores de de transporte y distribución de la energía pro- turbina. cedente de fuentes renovables, para lo cual una La energía hidráulica, a través de centrales en propuesta importante será el uso de sistemas de grandes embalses de regulación existentes y almacenamiento de energía para la integración de centrales de bombeo será un pilar importante la energía no gestionable procedente de fuentes para posibilitar la gestión técnica del sistema en renovables. Este sistema se basa en la idea de que relación a la incorporación en la red de la energía si la energía de origen renovable fluctuante no se renovable prevista en los objetivos de este PER. necesita en el momento de la generación eléctrica, Actualmente es, sin duda, el más importante de se almacena para su posterior consumo. Para ello los métodos de almacenamiento, ya que no sólo es se están desarrollando un conjunto de tecnologías la más competitiva y madura de entre las tecno- de almacenamiento que se basan en una serie de logías de almacenamiento potencialmente aptas principios mecánicos, térmicos, electroquímicos o para España, sino que constituye una solución idó- electromagnéticos, que determinan, a su vez, su nea para compensar las variaciones a gran escala clasificación en diez tipologías: de la generación con fuentes renovables no ges- • Tecnologías de almacenamiento en base a prin- tionables, así como para el almacenamiento de los cipios mecánicos excedentes de éstas. Se trata de una energía de – Aire comprimido (CAES) gran calidad que contribuye a la seguridad y fiabi- – Hidráulica de bombeo lidad del sistema eléctrico, como energía regulada – Volantes de inercia rápidamente disponible para el seguimiento de • Tecnologías de almacenamiento basadas en prin- variaciones de la demanda y de la oferta, flexibili- cipios térmicos dad para control de frecuencia y tensión de la red, – Sales fundidas reposición del servicio, etc. – Materiales de cambio de fase Ahora bien, sería conveniente que la energía hi- • Tecnologías de almacenamiento en base a prin- dráulica de bombeo tuviera las correctas señales cipios electromagnéticos económicas y un enfoque en la gestión de estos – Supercondensadores bombeos que priorice la integración en la red de – Imanes superconductores las energías renovables no gestionables y minimice • Tecnologías de almacenamiento basadas en prin- los vertidos de éstas. cipios electroquímicos Baterías de flujo – Hidrógeno Comprenden una gran variedad. Han llevado a cabo – Baterías de flujo su desarrollo principalmente en base a una apuesta – Baterías estáticas 520 Infraestructuras energéticas por dos tecnologías, las Baterías Redox54 de Va- combinada con el mayor coste de inversión del al- nadio (VRB) y las de sodio y azufre (NaS), que son macenamiento en hidrógeno y su más baja eficien- actualmente los sistemas de esta tipología con una cia respecto al A-CAES, revelan al almacenamiento mayor evolución tecnológica. en hidrógeno como el más adecuado para el alma- cenamiento de energía a largo plazo (almacena- El funcionamiento de la batería redox de vanadio se miento estacional). Sin embargo, en la actualidad, basa en el almacenamiento químico en diferentes se encuentra en una etapa conceptual sin plantas formas iónicas de vanadio en electrolitos de ácido a gran escala comercialmente probadas. sulfúrico. Los electrolitos son oxidados y reducidos creando una corriente, que se recoge a través de Algunos de los retos a los que se enfrenta son: electrodos en una reacción reversible que permite demostrar su funcionamiento eficiente a gran es- a la batería cargarse, descargarse y recargarse. El cala, la percepción de riesgo de cara a la seguri- funcionamiento de las baterías de NaS se basa en dad pública y la competencia con las tecnologías el almacenamiento químico en diferentes formas de almacenamiento de CO2 y CAES para obtener iónicas de sodio y azufre como electrodos líquidos, emplazamientos apropiados. formando reacciones reversibles que permiten que Por tanto, la conclusión general es la de una solución la batería se cargue, se descargue y se recargue, a largo plazo, tras su futura fase demostrativa; y para como en el caso de las VRB. utilización para almacenamiento de la energía pro- La batería redox de vanadio es considerada como veniente principalmente de grandes parques eólicos. una de las opciones con futuro para el almacena- Sales fundidas miento a gran escala. Las baterías de NaS es una Se basa en la utilización de la energía solar concen- tecnología que ya se ha instalado a gran escala con trada para calentar sales fundidas de forma indi- resultados aceptables. La evaluación general es recta (a través de aceite térmico en CSP de cilindro que se trata de tecnologías prometedoras a media parabólico) o directamente (en las configuraciones escala (ambas soluciones) y a gran escala (batería de torre de potencia). Para la descarga, el calor al- de NaS), aunque se debe seguir investigando ha- macenado se transfiere a electricidad a través de cia una mayor evolución tecnológica y reducción de una turbina de vapor. El sistema de dos tanques es costes. Actualmente, el mayor sistema de almace- la solución moderna más típica por la cual, para su namiento de NaS tiene una capacidad de 34 MW. almacenamiento, las sales fundidas son bombeadas Almacenamiento de hidrógeno del tanque “frío” al intercambiador de calor y des- Esta tecnología se basa en la descomposición de la pués hasta el tanque caliente. La principal ventaja de molécula de agua mediante electrolisis (descom- esta tecnología es que no hay conversión a energía posición por electricidad), para su separación en eléctrica antes del almacenamiento, lo que favorece H2 y O2. El H2 se almacenaría en emplazamientos o la eficiencia del ciclo de almacenamiento. A día de tanques. Posteriormente, cuando la energía se ne- hoy se limita principalmente a las plantas de ener- cesite, la recombinación del oxígeno del ambiente gía solar de concentración, con un potencial uso en con el hidrógeno almacenado, produciría agua de otras tecnologías que todavía está siendo evaluado. nuevo y devolvería parte de la energía absorbida Aire comprimido (CAES 55) y aire comprimido previamente durante la electrolisis. La generación mediante proceso adiabático (A-CAES56) eléctrica y/o térmica se lleva a cabo a través de Su funcionamiento se basa en el uso de compre- turbinas o a través de pilas de combustible. sores para el almacenamiento de aire comprimido La ventaja clave del almacenamiento de hidrógeno en tanques o emplazamientos. Es decir, la energía respecto al almacenamiento adiabático de energía se almacena como energía mecánica en forma de en aire comprimido (A-CAES en sus siglas en in- aire presurizado, en el caso del CAES, o de aire glés), es su mayor densidad energética (unas 65 presurizado y calor en el de A-CAES, que poste- veces mayor que el A-CAES). Esta característica, riormente se descarga sobre turbinas para generar 54 Procesos de reducción-oxidación 55 Compressed Air Energy Storage 56 Adiabatic Compressed Air Energy Storage 521 PER 2011-2020 electricidad. El almacenamiento de aire comprimi- pueden producir cuando la capacidad de producción do es una tecnología comercial con I+D en curso, exceda la capacidad de integración. En este sentido preferida en principio para la nivelación de carga a es fundamental el fomento del incremento de la gran escala, aunque con bajos niveles de eficiencia capacidad comercial de intercambio entre España y y una posible percepción de riesgo de seguridad por Francia. El aumento de la capacidad de intercambio parte de la opinión pública. entre España y Portugal no ayuda a exportar los ex- cedentes de producción en España ya que por cer- Volantes de inercia canía geográfica, cuando hay excedente en España En el modo de carga, un motor eléctrico impul- también lo hay en Portugal. Para poder exportar el sa un volante de acero o materiales compuestos, excedente de producción no integrable, además de normalmente soportado por rodamientos magné- una adecuada capacidad comercial de intercambio ticos, hasta una velocidad de 20.000 rpm (hasta se tienen que dar las condiciones que favorezcan la 100.000 rpm en vacío), el cual se mantiene rotando compra de esta energía en el país vecino. permanentemente. En el modo descarga, el volan- te de inercia impulsa un generador para producir energía eléctrica. Aunque el volante de inercia su- pone un método de recarga rápida y con potencia 7.2 INTRODUCCIÓN DEL eléctrica relativamente alta, su principal desventaja es que tiene tiempos de descarga muy cortos, lo BIOGÁS EN LAS REDES que implica almacenajes de poca energía. Actual- mente se utilizan principalmente como sistemas DE TRANSPORTE DE GAS de potencia ininterrumpida (UPS en sus siglas en NATURAL inglés) como sustituto para grandes baterías y en un futuro podría suponer una solución para equili- brar a corto plazo los picos de electricidad en la red. 7.2.1 Descripción de las Las propuestas de almacenamiento, algunas de las infraestructuras de gas cuales serán utilizadas por los propios productores de energía y otras estarán más adaptadas a mejorar natural la gestión del sistema eléctrico en su globalidad, El sistema gasista comprende las instalaciones in- jugarán un papel muy importante dentro del sec- cluidas en la denominada red básica de transporte, tor eléctrico de cara a facilitar la integración de la la red de transporte secundario, la red de distribu- energía no gestionable procedente de fuentes reno- ción y demás instalaciones complementarias. vables. Sin embargo, debido a su falta de madurez, la mayoría de ellas están pendientes del avance de La red básica de transporte está formada por: una I+D+i con mayores niveles de inversión y de la • Las plantas de licuefacción, que transforman posterior confirmación en su fase comercial. el gas natural al estado líquido para facilitar Entre las más importantes, será necesario promover su almacenamiento y transporte en buques el almacenamiento de la hidráulica de bombeo, como metaneros. medida para permitir la plena integración de la elec- • Las plantas de regasificación, que transforman tricidad de origen renovable, en especial, la eólica. el gas natural líquido de los buques metaneros al estado gaseoso mediante la aportación de calor Las previsiones al 2020 en potencia a instalar de para introducirlo en la red de gasoductos. bombeo se han establecido teniendo en cuenta las • Los gasoductos de transporte primario, que son previsiones de los agentes. Se trata principalmente aquellos cuya presión máxima de diseño es igual de la repotenciación de bombeos existentes, utili- o superior a 60 bares. zando fundamentalmente los mismos embalses. • Los almacenamientos subterráneos, que alma- La cifra rondará los 3.500 MW adicionales. cenan gas en el subsuelo para asegurar la conti- nuidad y suministro de gas en caso de fallo de los Interconexiones aprovisionamientos y para modular la demanda. Las interconexiones son una de las herramientas • Las conexiones internacionales, es decir, los ga- clave para facilitar la integración de la producción soductos que conectan el sistema gasista español renovable no gestionable, evitando vertidos que se con otros sistemas o con yacimientos en el exterior. 522 Infraestructuras energéticas Por su parte, la red de transporte secundario está en el aprovisionamiento de gas natural. Así, aproxi- formada por aquellos gasoductos cuya presión madamente el 75% de los aprovisionamientos de máxima de diseño es menor de 60 bares y mayor gas natural de España se realizan en forma de GNL. de 16 bares. Esta alta presencia del GNL en nuestra cesta de aprovisionamientos se debe, entre otros, a la es- Por último, la red de distribución está integrada casa producción nacional (en torno al 0,4%) y a las por los gasoductos cuya presión máxima de dise- limitadas conexiones internacionales. ño sea igual o inferior a 16 bares, y aquellos otros que, con independencia de su presión máxima de En relación con lo anterior, el incremento de la diseño, tengan por objeto conducir el gas a un único capacidad de interconexión entre España y Fran- consumidor partiendo de un gasoducto de la red cia se identifica como una prioridad dentro de las básica o de transporte secundario. Iniciativas Regionales del Sur del ERGEG (South Gas Regional Initiative), cuya finalidad es integrar El desarrollo de las infraestructuras gasistas los mercados de España, Portugal y Francia en un en España ha estado condicionado por la esca- único mercado; todo ello dentro del objetivo funda- sa producción de gas nacional y por la situación mental de la Unión Europea de crear un mercado geográfica de España. Ambos factores provocaron gasista europeo. La tabla 7.2.1 recoge las capaci- un desarrollo tardío del sistema de gas natural, el dades de intercambio a través de las conexiones cual comenzó a finales de los años sesenta con la internacionales existentes. construcción de la primera planta de regasifica- ción en Barcelona. Desde entonces y hasta ahora, se han construido un total de 6 plantas de rega- sificación las cuales contaban, a finales de 2010, con una capacidad total de almacenamiento de 2.937.000 m3 de GNL y una capacidad de regasi- ficación de 6.862.800 Nm3/h. La planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016, tras las modificaciones introducidas por el Programa anual de instalaciones de las redes de transporte aprobado en noviembre de 201057, prevé construir un total de 3 plantas de regasificación adicionales, una en el puerto de El Musel (Asturias) y dos en Canarias, además de aumentar las capacidades de algunas de las plantas existentes. Además de las plantas de regasificación, el sis- tema gasista español está formado por unos 74.000 km de gasoductos, de los cuales alrededor de 10.000 km pertenecen a la red de transpor- te primario, dos almacenamientos subterráneos (Gaviota y Serrablo), tres yacimientos y cinco co- nexiones internacionales (una con Marruecos, dos con Francia y dos con Portugal), además de otras instalaciones auxiliares, estaciones de compre- sión y plantas satélite de GNL. La peculiaridad del sistema gasista español, en comparación con el de otros países europeos, es la elevada dependencia de las importaciones y el ele- vado protagonismo de las plantas de regasificación Orden ITC/2906/2010, de 8 de noviembre, por la que se aprueba el programa anual de instalaciones y actuaciones de ca- 57 rácter excepcional de las redes de transporte de energía eléctrica y gas natural 523 PER 2011-2020 Tabla 7.2.1. Capacidades de conexiones internacionales de gas existentes Capacidad nominal Capacidad nominal Interconexión Sentido del flujo (GWh/día) (bcm/año) C.I. Marruecos-Tarifa - 354 11 C.I. Argelia Medgaz - 266 8 España → Francia 0 0 C.I. Francia-Larrau Francia → España 100 3,1 España → Francia 5 0,2 C.I. Francia-Irún Francia → España 10 0,3 España → Portugal 134 4,3 C.I. Portugal-Badajoz Portugal → España 105 3,4 España → Portugal 36 1,2 C.I. Portugal-Tuy Portugal → España 12 0,4 Fuente: CNE Los procesos de subasta de capacidad de inter- obstante, en el marco de elaboración de este plan conexión con Francia (Open Season) que tuvie- se están estudiando las distintas opciones existen- ron lugar en 2009 y 2010, dieron como resultado tes de valorización del biogás (inyección en la red el acuerdo de incrementar las capacidades de de transporte, inyección en la red de distribución, las conexiones por Larrau e Irún de manera que consumo en isla, transporte por carretera, etc.). estas alcancen en 2013 y 2015, respectivamente, En este sentido, se considera que las importantes 165 GWh/día en el caso de Larrau y de 65 GWh/día infraestructuras de transporte de gas natural exis- en el caso de Irún, en ambos sentidos de flujo. tentes en España y las previstas en la planificación, Asimismo, como resultado de los contactos en la deberían ser complementadas con redes de dis- cumbre hispano-portuguesa celebrada en enero tribución o con la construcción de pequeñas redes de 2009, se está barajando la posibilidad de au- locales, incluyendo la posibilidad de construcción mentar la capacidad de interconexión con Portugal de pequeñas redes locales de distribución de bio- mediante la construcción de una tercera conexión gás desarrolladas por las CCAA o por las entidades entre la zona Nordeste de Portugal y la Norte de locales. España. El objetivo que se baraja es de 144 GWh/día En cualquier caso, en la actualidad el objetivo más en ambos sentidos. inmediato de incorporación del biogás a la oferta energética ha de ser conseguir aumentar su gene-

7.2.2 — Planificación de ración, principalmente el de origen agroindustrial,

7.2.2 Planificación de ración, principalmente el de origen agroindustrial, infraestructuras de GN. orientando en esta primera fase esta generación hacia la producción eléctrica, que se verterá a la Aplicación al biogás red (apoyada mediante el correspondiente actual sistema de primas). Hasta la fecha, el escaso desarrollo del biogás en No obstante, simultáneamente se comenzarán, tal España no ha justificado su inclusión en la pla- y como se describen en el apartado 4.2.6, esfuerzos nificación de las infraestructuras gasistas. No 524 Infraestructuras energéticas adicionales en el desarrollo de la normativa ne- tipos de gas). En esta modificación se consideran cesaria y en la creación de un marco económico también los conceptos y procedimientos relaciona- que incentive estas aplicaciones, de forma que se dos con la medición del gas natural que pudieran posibilite el desarrollo de la inyección de biometano aplicarse también a fuentes no convencionales, en redes. como el biogás. Este enfoque parece coincidir con el de otros países Además, para abordar esta cuestión sería conve- europeos en los que la inyección de biometano ya está niente adaptar la Ley 34/1998 de 7 de octubre del más desarrollada, que han esperado a tener implan- sector de hidrocarburos, para extender la aplica- tada plenamente la tecnología de digestión anaerobia ción de las disposiciones de la Ley al biogás, siem- para emprender proyectos de inyección de biometano pre y cuando resulte técnicamente posible y seguro en red. Por ejemplo, Alemania no inauguró sus dos inyectarlo en la red. primeras plantas de inyección hasta finales del año Otros aspectos esenciales son el reparto de respon- 2006, y para entonces la potencia eléctrica instalada sabilidades entre productor y gestor del sistema con biogás en el país era de alrededor de 1.400 MW. y garantizar que todo el biometano inyectado sea En la actualidad ya cuentan con más de 40 instala- comprado. En países como Alemania, las responsa- ciones de este tipo, asociadas prácticamente en su bilidades en relación con la inyección son comparti- totalidad a plantas de biogás agroindustrial. das entre el productor del biometano y el operador de la red. Por ejemplo, el operador de la red es

7.2.3 — Acceso a las redes de responsable del ajuste del poder calorífico y la re

7.2.3 Acceso a las redes de responsable del ajuste del poder calorífico y la re- gas natural gulación de la presión del gas, compartiendo con el productor de biometano los costes de inyección El acceso de terceros a las redes de gas natural en al 50%. Todos estos aspectos deben considerarse España es un acceso regulado siendo el Real De- en próximos desarrollos normativos ya que afectan creto 949/2001, la disposición normativa que regula a los derechos y obligaciones de los agentes del el acceso de terceros a las instalaciones gasistas sistema gasista. y establece un sistema económico integrado del Es preciso reseñar también la posibilidad, ya exis- sector de gas natural. tente, de que productores y potenciales consumi- Aunque desde la Directiva 2003/55, relativa al mer- dores de biogás establezcan acuerdos bilaterales, cado interior de gas natural, se ha permitido, cuan- en los que no se produzca una conexión a las redes do sea posible técnicamente y bajo condiciones de de transporte o distribución. Este tipo de solución, seguridad, la inyección de gases procedentes de que puede ser muy interesante cuando productor y fuentes no convencionales en la red de transporte consumidor se encuentren muy próximos, ya cuen- de gas natural, hasta la fecha en España solo se ta con una experiencia a nivel nacional. ha producido alguno de los cambios normativos necesarios para facilitar dicha inyección. 7.2.4 Propuestas de actuación El primer paso para garantizar a los productores de Avanzar en la introducción de biometano en las biometano un acceso a estas redes no discrimina- redes de gas natural es un objetivo que se justifica torio y al mismo tiempo compatible con las normas en primer lugar desde el punto de vista de la efi- técnicas y los requisitos de seguridad permanen- ciencia energética conseguida en la aplicación del tes, tal y como establece la Directiva 2009/73 sobre mismo. Por un lado, es necesario avanzar en las ya normas comunes para el mercado interior del gas comentadas propuestas de carácter normativo que natural, es determinar los requisitos de calidad permitan la inyección de biometano en las redes de que ha de cumplir el biometano para permitir su gas, salvaguardando la seguridad del sistema y al inyección. En este sentido, mediante Resolución mismo tiempo garantizando el acceso no discri- de 22 de septiembre de 2011, la Dirección Gene- minatorio a la red de un gas de origen renovable. ral de Política Energética y Minas ha modificado Por otro, paralelamente es necesario sentar las el protocolo de detalle PD-01 “Medición, calidad y bases para el desarrollo de mecanismos de apoyo odorización del gas”, incluyendo, entre otros, las económico lo más eficientes posibles. especificaciones de calidad que han de cumplir los gases procedentes de fuentes no convencionales Los costes de inyección de biometano en red en (biogás, gas obtenido a partir de la biomasa u otros 2010 son los siguientes: 525 PER 2011-2020 Figura 7.2.1. Costes de inyección 30 Coste de inyección (c€2010/kWhprimario) 25 20 15 10 5 0 Energía primaria 0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150 (GWh/año) Producción de biogás sucio 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 (M Nm3/año) Fuente: BCG Es decir, si las economías de escala ya tienen un coste de generación de biometano, aplicado en fuerte impacto en las plantas de biogás agroindus- un ciclo combinado con un rendimiento del 55%, trial, este impacto se recrudece cuando la aplica- daría lugar a un coste del concepto combustible ción escogida es la inyección en red. de 9,3 c€/kWhe, que en relación a la repercusión del coste del gas natural sobre la unidad eléctrica Por ejemplo, plantas tipo de 500 y 1.500 kW consi- producida supone un sobrecoste inferior al que le deradas en el apartado 4.2 que, en vez de optar por correspondería a su generación a través del régi- la generación eléctrica optasen por la inyección, men especial eléctrico. tendrían una generación térmica aproximada de 12 y 36 GWh, lo cual se traduciría en unos costes Es necesario por tanto profundizar analizando en de generación en el año 2010 de 8,70 y 5,7 c€/kWh detalle el aspecto económico de ambas alternativas respectivamente, aún alejados de los actuales cos- ya que dependiendo de diferentes variables tales tes del gas natural. como la escala, costes de la conexión a la red de gas y eléctrica, etc. pueden existir eficiencias com- El fuerte impacto de las economías de escala hace parativas en la inyección del gas frente a la gene- que la tendencia lleve, como ya se comentó en el ración eléctrica, no solo en el aspecto energético apartado 4.2, a asociar esta tecnología a plantas sino también desde el punto de vista económico. de tamaño grande. Así, en las plantas realizadas hasta la fecha en otros países europeos, concre- En la actualidad, en España existe únicamente un tamente Alemania, el valor promedio de inyección proyecto de este tipo, realizado en el Parque Tec- de biometano es de 650 Nm3/h, lo cual, una vez nológico de Valdemingómez, y que ya ha solicitado consideradas las pérdidas que se producen en la a ENAGÁS la inyección de biometano en la red de inyección, equivale aproximadamente a una planta transporte. Además, una empresa española está de 2,5 MW eléctricos. liderando el desarrollo de un proyecto LIFE (Biogrid) cuyo objetivo es demostrar la viabilidad de producir Los actuales costes de generación mediante in- biometano a partir de biogás. yección a red para una planta de este tamaño que tenga una alimentación con una producción Los actuales costes de depuración e inyección, así de 30 m3 biogás/t, serían de 5,10 c€/kWht. Este como el estado aún poco desarrollado del sector 526 Infraestructuras energéticas del biogás agroindustrial y de la normativa necesa- propiedad se reparten Repsol YPF (358 km) y la ria para promover la inyección a red, hacen pensar Compañía Logística de Hidrocarburos (3.837 km). que la implantación de esta aplicación del biogás La red de oleoductos de CLH conecta las 8 refi- sea lenta, reduciéndose a proyectos aislados du- nerías que existen en España con las instalacio- rante los primeros años del periodo 2011-2020 y nes de almacenamiento situadas en las áreas de aumentando su uso a partir del año 2014. Es de mayor consumo, y constituye el principal medio de prever que la tipología de proyectos a realizar du- transporte de esta compañía. Esta red dispone de rante el primer periodo busque reducir al máximo un sofisticado sistema de control, desde el punto los costes de generación mediante caudales de in- de vista operativo y de seguridad, conectado vía yección elevados (equivalentes a plantas de biogás satélite que permite tiempos de actualización de eléctrico ≥2 MW), y que dichos caudales críticos la información de 1 a 5 segundos como máximo y puedan ir disminuyendo a medida que aumenta con una fiabilidad del 99,66%. la madurez de las tecnologías de depuración e in- yección y aumente el precio del gas natural. Se Desde un centro de control se operan y controlan estima que en el año 2020 la aportación en España a distancia los equipos y parámetros de estaciones del biometano inyectado en red podría alcanzar al de bombeo, terminales de recepción, válvulas de menos los 50 ktep, equivalentes al biogás nece- seccionamiento de las líneas, etc., lo que permite sario para suministrar proyectos eléctricos que realizar operaciones como el seguimiento de los totalicen aproximadamente 40-50 MWe (50% del paquetes de producto o la detección de fugas. objetivo total de usos térmicos para el biogás, y Figura 7.3.1. Oleoductos e instalaciones un 75% del incremento). de almacenamiento de hidrocarburos en España Coruña

7.3 — USO DEL SISTEMA

7.3 USO DEL SISTEMA Gijón Santander Bilbao San Sebastián León Rivabellosa LOGÍSTICO DE Pamplona Zaragoza Gerona Burgos Lérida Vigo Monzalbarba Barcelona HIDROCARBUROS PARA Valladolid La Muela Torrejón Tarragona Salamanca Barajas Castellón Mahón LA DISTRIBUCIÓN DE Loeches Villaverde Albuixech Alcázar Valencia Puertollano Palma BIOCARBURANTES Mérida Huelva Sevilla Córdoba Alicante Ibiza Cartagena Granada Almería

7.3.1 — La logística de productos Rota

7.3.1 La logística de productos Rota Málaga Motril Tenerife Algeciras petrolíferos en España Melilla Ceuta Oleoducto Repsol YPF (358 km) Oleoducto CLH (3.837 km) Refinería Para poder llegar hasta los consumidores finales, los productos petrolíferos deben transportarse Fuente: CNE y empresas del sector desde los centros de producción, las refinerías, En la logística primaria de hidrocarburos en Es- hasta las instalaciones de almacenamiento, o cen- paña participan un total de 31 empresas, que dis- tros de distribución, desde donde se trasladarán ponen de 121 instalaciones de almacenamiento, hasta los puntos de consumo. En esta primera con una capacidad total de 10,4 millones de m3. fase, denominada logística primaria, el sistema En el caso concreto de las instalaciones de CLH, logístico lleva los productos hasta instalaciones que suponen más del 60% del total, éstas se ope- de almacenamiento, utilizando fundamentalmen- ran desde una sala de control, y están equipadas te dos medios de gran capacidad y con un gasto con sistemas que permiten la carga automática energético reducido como son los oleoductos y, en de camiones cisterna. El centro de control apoya, menor medida, los buques petroleros. gestiona y supervisa los sistemas automáticos de Un elemento fundamental de este sistema lo cons- todas las instalaciones, y desde él se puede operar tituye la red de oleoductos, la más amplia de Euro- directamente sobre los sistemas de cualquiera de pa Occidental con sus 4.195 km de longitud, cuya ellas y resolver posibles incidencias. 527 PER 2011-2020 (Continuación) Tabla 7.3.1. Empresas ligadas a las actividades de logística básica de Compañía Inst. Miles m2 hidrocarburos en España a 31/12/2009 FORESA 1 32 Compañía Inst. Miles m2 TERQUISA 1 9 CLH 66 6.768 GOIL RENT PARK 1 8,6 DECAL 2 858 CEPSA AVIAC 3 4 T. PORTUARIAS 3 536 SLCA 8 3,1 EUROENERGO 1 333 MITRASA 1 0,2 FORESTAL ATL 1 255 LOG. JUNTDOS 1 0,2 SECICAR 1 241 BIOGAL 1 0,2 TERQUIMSA 1 227 BERCIANA 1 0,1 ESERGUI 1 220 GASTECO 1 0,1 T. CANARIOS 4 206 SIMONOIL 1 0,1 PETROCAN 2 193 34 Compañías 127 11.311 RELISA 1 192,2 Fuente: CNE DISA 7 189 Prestación de servicios logísticos de MEROIL 1 161 biocarburantes PTROVAL 1 139 En el mapa de las instalaciones logísticas que se muestra a continuación (figura 7.3.2) se ubican, ro- SARAS 1 133 deadas por círculos, las instalaciones acondicio- nadas para el almacenamiento de biocarburantes. DUCAR 3 120 Su número aumenta de forma constante y así, en los primeros meses de 2010, CLH ha abierto ya FELGUERA 1 110 sus primeras instalaciones acondicionadas para la mezcla directa de bioetanol con gasolina, que ATLAS 2 80 a finales de año podrán cubrir las necesidades de mezcla del 54% del consumo nacional de gasolinas. PETROLOGICS 1 73,4 SHELL 1 62 AGIP 1 56 CHEVRON 1 55 CMD 4 45 528 Infraestructuras energéticas (Continuación) Figura 7.3.2. Localización de las instalaciones de almacenamiento de Tipo de biocarburantes dentro de la red logística Comentario biocarburante de CLH Santander Bilbao No se prevé su transporte San Sebastián Bioetanol León Rivabellosa por oleoducto Pamplona Zaragoza Gerona Vigo Burgos Lérida Se está transportando desde Monzalbarba Valladolid La Muela Barcelona Tarragona hace dos años en porcentajes Torrejón Salamanca Castellón Mahón inferiores al 5%. Los Barajas Loeches Albuixech principales problemas son la Villaverde Alcázar Valencia Palma gestión de las interfases y la Puertollano Ibiza Mérida Alicante contaminación cruzada del Biodiésel– Huelva Sevilla Córdoba queroseno de aviación, que FAME Granada Cartagena impone algunas restricciones Almería (metiléster de Rota a la programación de Málaga Motril ácidos grasos) Algeciras Melilla Tenerife los oleoductos. Puede Ceuta transportarse en concentraciones del 7%, Fuente: CLH pero los efectos de la contaminación cruzada serán En el caso concreto de la prestación de este tipo mayores de servicios logísticos no existen tarifas reguladas, sino precios resultantes de la negociación entre Biodiésel–FAEE No se tiene experiencia de almacenista y operador. Así, no hay contratos regu- (etiléster de transporte de ésteres etílicos lados en este mercado, en el que priman la dispari- ácidos grasos) por oleoductos dad en la definición del objeto y en las condiciones de prestación de los servicios. BtL Desde el punto de vista del (biocarburantes transporte por oleoducto, Aspectos técnicos ligados a la introducción de obtenidos estos productos son biocarburantes en la red de oleoductos a través de hidrocarburos equivalentes De acuerdo con la información aportada por CLH, procesos a los derivados del petróleo, la introducción de los biocarburantes en la red lo- Fischer- por lo tanto se transportarían gística nacional de oleoductos presenta una amplia Tropsch) de forma indiferenciada diversidad: Control de calidad en la red de CLH Tipo de CLH realiza un control de calidad al 100% de todas Comentario las características especificadas a la entrada de biocarburante los paquetes de combustibles derivados del pe- Se está transportando en tróleo, así como cuando recibe biocarburantes en mezclas con gasolina desde grandes lotes (por ejemplo, biodiésel recibido por hace años (porcentaje58 buque tanque). inferior al 15%). Puede Cuando se reciben biocarburantes en pequeños transportarse mezclado con lotes (por ejemplo, en camión cisterna) no puede Bio-ETBE gasolina sin limitaciones, hacerse control de calidad al 100% por el tiempo siempre en un porcentaje necesario para el análisis y porque el tamaño del dentro de los límites lote no lo justifica. En este caso se hacen: establecidos por las especificaciones vigentes • Aseguramiento de la calidad por trazabilidad del producto, Todos los porcentajes en esta tabla se consideran expresados en términos de volumen 58 529 PER 2011-2020 • Tests sencillos a la recepción del camión cisterna, carga del camión cisterna. Es la opción actual- • Muestreo 100% y análisis aleatorio. mente implantada. • Almacenamiento independiente de FAME y etanol De cada paquete de producto se hacen análisis en y mezcla con el combustible mineral a la entrada laboratorio o en instalación de almacenamiento en los depósitos logísticos. Esta segunda opción para seguir la calidad a lo largo del proceso logís- presenta inconvenientes de menor flexibilidad de tico. Adicionalmente se hacen análisis estadísticos las mezclas y mayores inversiones necesarias. del 100% de las características de los productos almacenados en los tanques de CLH. De este modo, CLH puede garantizar la calidad del producto de El marco normativo de la logística todos y cada uno de los tanques de combustible o La legislación que afecta de forma más relevante biocarburantes que pone en servicio. a las actividades de logística de hidrocarburos en En el caso de las mezclas de biocarburantes con España son: carburantes fósiles, cuando éstas se producen en el Ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos brazo de carga de los camiones cisterna, no puede En su artículo 40 se refiere a las actividades de analizarse el 100% de los camiones expedidos. En transporte y almacenamiento, para las que exige este caso se garantiza la calidad de cada compo- un régimen de autorización administrativa previa, nente individual (gasolina, gasóleo, bioetanol y bio- autorización que en cada caso deberá otorgar la au- diésel) y la precisión en los porcentajes mezclados. toridad competente (bien la Administración General Métodos de operación posibles del Estado, bien las comunidades autónomas). En El escenario actualmente implantado en CLH es el la solicitud de autorización, se deberán acreditar: de manejar en el sistema gasóleos que cumplan la • Las condiciones técnicas y de seguridad de las EN-590 y gasolinas que cumplan la EN-228 (con instalaciones propuestas. éteres, pero sin bioetanol). • El adecuado cumplimiento de las condiciones de Estos combustibles pueden dirigirse directamente protección del medio ambiente. al usuario final o aumentar su proporción de bio- • La adecuación del emplazamiento de la instala- carburantes mediante mezcla en brazo de carga de ción al régimen de ordenación de territorio. FAME en el caso de los gasóleos o de alcohol en el Por otro lado, el artículo 41 regula el acceso de ter- caso de las gasolinas. ceros a las instalaciones de transporte y almacena- Se considera que este escenario es el que mejor miento, que deberá hacerse siempre mediante un cumple los requisitos de: procedimiento negociado, en condiciones técnicas y económicas no discriminatorias, transparentes • Eficiencia: mínimo coste en inversiones adiciona- y objetivas, y aplicando precios que deberán hacer les, al limitar el número de productos manejados públicos59. Es la Comisión Nacional de Energía la en la cadena logística. encargada de hacer pública esa información, que • Flexibilidad: capaz de satisfacer cualquier pro- está disponible en su página web. ducto demandado por los clientes. • Minimización de los potenciales efectos negativos Quién tiene derecho a ese acceso también es ma- en la calidad del producto derivados de mezclas teria de este artículo, que lo otorga a las insta- previas. laciones de transporte y almacenamiento de los operadores al por mayor, así como a los consu- No se prevé el transporte por oleoducto de gasó- midores y comercializadores de productos petro- leos conteniendo más FAME del permitido en la líferos que reglamentariamente se determinen EN-590 ni gasolinas conteniendo bioetanol. Para atendiendo a su nivel de consumo anual. No obs- estos productos las posibilidades son: tante, existen supuestos en los que los titulares • Almacenamiento independiente de FAME y bioe- de las instalaciones pueden denegar el acceso a tanol, y mezcla con el combustible mineral en la éstas de terceros: Sin embargo, y de acuerdo con el mismo artículo 41, el Gobierno podrá establecer peajes de acceso para territorios insu- 59 lares y para aquellas zonas del territorio nacional donde no existan infraestructuras alternativas de transporte y almace- namiento o éstas se consideren insuficientes 530 Infraestructuras energéticas • Por falta de capacidad disponible durante el Normalización período contractual propuesto por el potencial Es preciso concluir cuanto antes el proceso de re- usuario. dacción de una norma europea para las mezclas • Porque el solicitante no se encuentre al corriente de B10. Asimismo, en el ámbito nacional deberían en el pago de las obligaciones derivadas de uti- realizarse especificaciones técnicas para un nú- lizaciones anteriores. mero reducido de mezclas de biocarburantes con • Cuando la empresa solicitante o aquélla a la que carburantes fósiles que requieran de etiquetado adquiera el producto, directa o indirectamente, específico. Sólo las mezclas etiquetadas que dis- radique en un país en el que no estén recono- pongan del respaldo de una especificación técnica cidos derechos análogos y considere que pueda aprobada por el Gobierno deberían poder ser co- resultar una alteración del principio de recipro- mercializadas en España. cidad para las empresas a las que se requiere el acceso. Introducción de biocarburantes en la red de La resolución de los posibles conflictos que pudie- oleoductos ran surgir por el acceso a la red logística es com- petencia de la CNE. En el caso concreto de la introducción de FAME en los oleoductos, a corto y medio plazo deberían Por último, un aspecto importante ligado a la lo- realizarse los estudios pertinentes para evaluar las gística de los hidrocarburos es la regulación de los consecuencias del transporte de B10 en oleoduc- aspectos relativos a la seguridad de suministro, y tos. Por lo que respecta a la introducción en los en especial al mantenimiento de reservas estraté- oleoductos de FAEE, cuyo desarrollo comercial es gicas de seguridad gestionado por la Corporación mucho menor que el del FAME, sería preciso iniciar de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos las primeras pruebas piloto. (CORES), asunto que aborda la Ley de hidrocarbu- ros en los artículos 49 al 53. Trazabilidad y sostenibilidad Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de la Debe integrarse el control de la sostenibilidad Competencia en Mercados de Bienes y Servicios de los biocarburantes, y de la trazabilidad de su En él se informa de la necesidad de comunicar a cadena de custodia, con el sistema actualmente la CNE los precios y condiciones de acceso a las vigente de certificación de la obligación de uso de instalaciones de transporte y distribución. Es la biocarburantes, para lo que asegurar la colabora- Comisión la que se encarga de hacer pública esa ción de las empresas encargadas de la logística de información. hidrocarburos es fundamental. Real Decreto 1562/1998, de 17 de julio, por el que En todo ese proceso deberá atenderse siempre a se modifica la Instrucción Técnica Complementaria las peculiaridades que el sistema logístico español MI-IP02 “Parques de almacenamiento de líquidos tiene (derivadas sobre todo del papel de CLH) y a las petrolíferos” implicaciones de ello sobre el control de la cadena Es aquí donde se encuentra la última revisión so- de custodia de los productos. bre los requisitos técnicos y de seguridad de los parques de almacenamiento.

7.3.2 — Propuestas para la

7.3.2 Propuestas para la mejora de la logística de los biocarburantes A continuación se recogen algunas propuestas necesarias para mejorar a corto y medio plazo la eficiencia en la introducción de biocarburantes en la red logística española de hidrocarburos: 531 8 Marcos de apoyo a las energías renovables Marcos de apoyo a las energías renovables

8.1 — RÉGIMEN ESPECIAL de producción, y redes eléctricas de transporte y

8.1 RÉGIMEN ESPECIAL de producción, y redes eléctricas de transporte y distribución, cuando su aprovechamiento afecte DE GENERACIÓN a más de una comunidad autónoma, o cuando la potencia eléctrica a instalar supere los 50 MW, ELÉCTRICA o cuando el transporte o distribución salga del ámbito territorial de una de ellas. En este caso, El sistema de apoyo a la generación de electricidad el organismo competente es la Dirección General a partir de energías renovables, en instalaciones de Política Energética y Minas, del Ministerio de conectadas al sistema eléctrico, está fundamen- Industria, Turismo y Comercio. tado sobre dos pilares: Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el • Un marco jurídico que prioriza el aprovecha- que se aprueba el Reglamento electrotécnico miento de energía eléctrica a partir de fuentes para baja tensión junto a sus instrucciones téc- de energía renovables. nicas complementarias (ITC) BT 01 a BT 51, que • Un marco económico estable y predecible que in- resulta de aplicación a todas las instalaciones centiva la generación a partir de tales recursos, al generadoras de energías renovables conectadas tiempo que permite que las inversiones asociadas en baja tensión. obtengan unas tasas razonables de rentabilidad. Por su parte, el aprovechamiento de recursos En este contexto, las primas a la generación en geotérmicos encuentra su marco normativo en la régimen especial tienen la consideración de costes legislación minera, por su carácter de recursos de diversificación, seguridad de abastecimiento y mineros energéticos, concretamente, en la Ley beneficios medioambientales, y se incluyen en la 22/1973, de 21 de julio, de Minas (modificada por la estructura tarifaria junto con el resto de las activi- Ley 54/1980, de 5 de noviembre). La autorización de dades del sistema. los aprovechamientos geotérmicos de alta entalpía (generación de electricidad y/o usos directos) se rige por el régimen concesional de los recursos de

8.1.1 — Marco normativo la “sección D” establecido en la legislación mine

8.1.1 Marco normativo la “sección D” establecido en la legislación mine- ra. En este caso, la competencia en el desarrollo La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, de 27 de no- legislativo y la ejecución de la legislación básica viembre, cuyo objetivo principal es regular las activi- del Estado en materia de Régimen Minero es de dades destinadas al suministro de energía eléctrica, las comunidades autónomas. integró el Régimen Especial, anteriormente regula- do en el RD 2366/94, para la generación eléctrica con Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que energías renovables, de potencia inferior a 50 MW, se regula la actividad de producción de energía eléc- de carácter voluntario, otorgando competencias a trica en régimen especial, desarrolla la Ley 54/1997 las comunidades autónomas para su autorización. del Sector Eléctrico, y establece el régimen jurídico La Ley también garantizó el acceso a la red de las y económico de las instalaciones generadoras de instalaciones en el régimen especial, e introdujo energía eléctrica de cogeneración y aquellas que las bases en materia de régimen económico y de utilicen como materia prima energías renovables y producción que se desarrollaron posteriormente residuos, con el objetivo fundamental de establecer con sucesivos reales decretos (Reales Decretos un sistema estable y predecible que garantice una 2818/1998, de 23 de diciembre, 436/2004, de 12 de adecuada rentabilidad a la actividad de producción marzo y 661/2007, de 25 de mayo). Igualmente, la Ley de energía eléctrica en régimen especial. otorgó competencias a cada comunidad autónoma Real Decreto 1028/2007, de 20 de julio, que ra- en el desarrollo legislativo y reglamentario y en la cionaliza el procedimiento para la implantación de ejecución de la normativa básica del Estado en ma- instalaciones marinas de generación, de compe- teria eléctrica. En síntesis, con esta legislación, los tencia estatal, salvaguardando los espacios don- productores de electricidad procedente de energías de vayan a instalarse frente a posibles impactos renovables tienen garantizado el acceso a la red, y medioambientales, teniendo en cuenta la ausencia las condiciones técnicas y económicas entre produc- de experiencias en el mar. Igualmente, recoge la tores y distribuidores están claramente definidas. normativa nacional de aplicación, y la integra en Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, rige un solo procedimiento administrativo que oriente los procedimientos de autorización de instalaciones a la iniciativa privada. 533 PER 2011-2020 Con fecha 27 de septiembre del 2008 es publicado del mercado de producción para proyectos de insta- el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, el laciones de producción de energía eléctrica de tec- cual define un nuevo régimen económico para las nología solar termoeléctrica, de carácter innovador, instalaciones fotovoltaicas, además de la creación mediante un procedimiento de concurso hasta un de un Registro de preasignación de retribución para máximo de 80 MW. esta tecnología (PREFO), que afecta a las instalacio- Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, por el nes que se inscriban definitivamente en el Registro que se regulan y modifican determinados aspectos administrativo de instalaciones de producción en relativos a la actividad de producción de energía régimen especial (RIPRE) a partir de septiembre eléctrica a partir de tecnologías solar termoeléc- de 2008. Este nuevo marco se basa en un sistema trica y eólica. Este decreto establece un límite de de cupos crecientes y tarifas decrecientes, y se horas equivalentes de funcionamiento con derecho describe con mayor detalle en el apartado 4.9.1. a prima equivalente o prima, así como una dismi- Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, por el nución de la prima para instalaciones eólicas. que se establece el registro de preasignación de Real Decreto-Ley 14/2010, de 23 de diciembre, retribución para las instalaciones del régimen es- por el que se establecen medidas urgentes para la pecial, el cual fija las condiciones para el acceso a corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. dicho registro que es requisito necesario para ob- Esta reglamentación limita las horas equivalentes tener el derecho a la percepción del régimen eco- de funcionamiento de las instalaciones fotovoltai- nómico establecido en el Real Decreto 661/2007, cas con derecho al régimen económico primado. así mismo procede a la ordenación de los proyec- Se establecen dos limitaciones, una temporal hasta tos e instalaciones presentados al procedimiento el 31 de diciembre de 2013 para las instalaciones de preasignación considerando, en primer lugar, acogidas al régimen económico del Real Decreto aquellos cuya solicitud y aval fue presentado en 661/2007, y otra permanente para el resto de ins- los plazos previstos en la disposición transitoria talaciones acogidas al régimen económico del Real cuarta del Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, Decreto 1578/2008 y para las instalaciones en el y atendiendo a un criterio cronológico en función de ámbito del Real Decreto 661/2007 desde el 1 de la fecha en la que les fue otorgada la autorización enero de 2014. administrativa, Estableciendo los plazos de entra- da en funcionamiento de las plantas de tecnología Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sostenible, eólica y solar termoeléctrica. Como desarrollo del que incorpora algunos de los elementos de los mar- Real Decreto-Ley 6/2009, el 24 de noviembre del cos de apoyo a las energías renovables que deben 2009 se publicó la Resolución de 19 de noviembre estar presentes para garantizar la sostenibilidad de 2009, por la que se procede a la ordenación de de su crecimiento futuro, como son: estabilidad, los proyectos o instalaciones presentados al regis- flexibilidad, progresiva internalización de los cos- tro administrativo de preasignación de retribución tes y priorización en la incorporación de aquellas para las instalaciones de producción de energía instalaciones que incorporen innovaciones tecnoló- eléctrica, estableciéndose las fases de puesta en gicas que optimicen la eficiencia de la producción, funcionamiento de las plantas de tecnología eólica el transporte y la distribución, y que aporten una y solar termoeléctrica. mayor gestionabilidad reduciendo las emisiones de gases de efecto invernadero, garantizando la sufi- Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el ciencia y estabilidad en el suministro energético. que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Se establecen los 8.1.2 Descripción del sistema requisitos técnicos para determinar la considera- ción de modificación sustancial de instalaciones de El marco de apoyo a la generación de electricidad producción de energía eléctrica con cogeneración a partir de energías renovables, en instalaciones y con energía eólica. También modifica el régimen conectadas al sistema eléctrico, está basado en de retribución de la energía reactiva, así como fija un marco jurídico que permite priorizar el aprove- las condiciones para instalaciones experimentales chamiento de energía eléctrica a partir de fuentes de tecnología eólica y en su disposición adicional de energía renovables, y en un marco económico tercera, establece la posibilidad de conceder el de- estable y predecible que incentiva la generación a recho a una retribución adicional a la retribución partir de tales recursos. 534 Marcos de apoyo a las energías renovables La actividad de producción de energía eléctrica a decretos. Para garantizar la sostenibilidad y efica- partir de fuentes de energía renovables tiene la con- cia del marco de apoyo, la evolución de la retribu- sideración de producción en régimen especial, en ción, para cada tecnología, trata de converger en los términos establecidos en la Ley 54/1997 del Sec- el tiempo a la percibida por el régimen ordinario tor Eléctrico. Este régimen especial se basa en un (para el resto de tecnologías de generación conven- sistema de apoyo directo a la producción, que con- cionales), promoviendo así la mejora tecnológica y templa la percepción de retribuciones superiores al valorando, en todo caso, las inversiones y los costes régimen ordinario, mediante el establecimiento de reales de operación y mantenimiento en los que los un sistema de tarifas reguladas y primas específi- titulares de la instalación incurran. cas, que tienen la consideración de internalización El marco económico está actualmente desarrolla- de beneficios medioambientales, diversificación do por el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, y seguridad de abastecimiento. Este sistema ha por el que se regula la actividad de producción de demostrado un alto grado de eficacia en el desarro- energía eléctrica en régimen especial, la Orden llo de la generación de electricidad con renovables, ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, por la que se es- tanto en España como internacionalmente. tablecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero Las cuantías derivadas del marco de apoyo se in- de 2011 y las tarifas y primas de las instalaciones cluyen en la estructura tarifaria junto con el resto del régimen especial y el Real Decreto 1578/2008 de costes de las actividades del sistema. para la tecnología fotovoltaica. Se contemplan unos niveles de retribución a la generación eléctrica que La Ley 54/1997 también liberalizó los negocios persiguen la obtención de unas tasas razonables de de generación y comercialización de electricidad, rentabilidad de la inversión. Para su determinación creando las figuras del operador del mercado, para se tienen en cuenta los aspectos técnicos y econó- la gestión económica del sistema, el operador del micos específicos de cada tecnología, la potencia de sistema, para la gestión técnica del sistema, y los las instalaciones y su fecha de puesta en servicio, gestores de distribución eléctrica. Por su parte, la todo ello utilizando criterios de sostenibilidad y de Ley del Sector de Hidrocarburos creó la Comisión eficiencia económica en el sistema. Nacional de la Energía (CNE) a partir de la preexis- tente Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, Los titulares de instalaciones renovables pueden como entidad reguladora independiente. Entre sus escoger, por períodos no inferiores a un año, en- funciones se encuentra la emisión de informes, no tre dos alternativas de retribución para la energía vinculantes, sobre cualquier nueva normativa ener- evacuada: gética de ámbito estatal, y la liquidación de las pri- • Venta a tarifa regulada, diferente para cada mas a la generación eléctrica de origen renovable. tecnología. El mecanismo de apoyo tiene en cuenta la evolu- • Venta libre en el mercado de producción de ción de los precios en el mercado eléctrico, para energía eléctrica. Su retribución es el precio que compatibilizar la necesidad de garantizar niveles resulta en el mercado organizado (o el precio li- adecuados de retribución con el objetivo de que bremente negociado), complementado por una la generación eléctrica renovable alcance la ple- prima, específica para cada área tecnológica na competitividad con la generación convencional, renovable. incluidas sus externalidades, y al mismo tiempo, En esta alternativa, los niveles de las primas son contribuyendo en lo posible a una disminución de variables en función de los precios horarios del los costes para el sistema. mercado: – Para precios bajos del mercado, el esquema El régimen especial es aplicable a las instalaciones retributivo garantiza la obtención de un mí- renovables de producción eléctrica (salvo algunas nimo nivel de retribución, que ofrezca certi- excepciones, básicamente la gran hidráulica) en dumbre al titular de una instalación renovable todo el Estado español, con independencia de su sobre la mínima rentabilidad obtenible. ubicación. – Además, el esquema contempla un límite La determinación de la retribución para la gene- máximo de retribución a efectos de percepción ración de electricidad a partir de energías renova- de primas, de manera que los valores de las bles, valores de retribución específicos para cada primas son nulos para altos precios del merca- área renovable, son establecidos mediante reales do, limitando así los sobrecostes del sistema. 535 PER 2011-2020 Para el subgrupo b.1.1 (solar fotovoltaica) este régi- asegurando su eficiencia, y garantizando un merca- men económico será de aplicación únicamente para do mínimo para el desarrollo del sector fotovoltaico instalaciones inscritas en el registro administrativo y, al mismo tiempo, asegurando la continuidad del de instalaciones de producción en régimen especial sistema de apoyo, estableciendo un mecanismo de con anterioridad al 29 de septiembre de 2008. En asignación de retribución mediante la inscripción el caso b.1.2 (solar termoeléctrica) y b.2.1 (eólica en un registro de asignación de retribución dando terrestre) será de aplicación a aquellas instalacio- la necesaria seguridad jurídica a los promotores nes inscritas en el Registro de preasignación de respecto de la retribución que obtendrá la instala- retribución establecido por RD-L 6/2009. ción una vez puesta en funcionamiento. Para ambas modalidades de retribución, a tarifa El Real Decreto 1578/2008 establece un cupo de y sistema de primas, se establecen otros comple- potencia de aproximadamente 500 MW al año, que mentos para aquellas instalaciones que contribu- se incrementa anualmente en la misma medida que yan a la estabilidad técnica del sistema mediante disminuya la tarifa, aproximadamente un 10% si se la aplicación de innovaciones tecnológicas en sus asignan exactamente los cupos previstos. Así mis- instalaciones, en particular, el complemento por mo, se establecen dos tipologías de instalaciones, energía reactiva. una para instalaciones sobre cubiertas o fachadas y otra para el resto, cada una con sus correspon- Revisiones de los niveles de retribución dientes cupos y tarifas. Los niveles de retribución pueden ser modificados Tras comprobar la aplicación de este sistema de en función de la evolución tecnológica de los secto- preasignación de tarifa para la tecnología fotovol- res, del comportamiento del mercado, del grado de taica, el Real Decreto-Ley 6/2009 instaura el me- cumplimiento de los objetivos de energías renova- canismo de preregistro para todas las tecnologías bles, del grado de participación del régimen especial incluidas en el régimen especial. en la cobertura de la demanda y de su incidencia en El objetivo del Registro de preasignación de retri- la gestión técnica y económica del sistema, garanti- bución es hacer un mejor seguimiento de la evo- zando siempre las tasas de rentabilidad razonables. lución de la potencia instalada, y asegurar que se En cualquier caso, dichas revisiones atienden a la cumple el requisito de que el consumidor cuente evolución de los costes específicos asociados a cada con una energía a un coste razonable y que la evo- tecnología, con el triple objetivo final de que las tec- lución tecnológica de estas fuentes de generación nologías renovables alcancen el mayor nivel de com- permita una reducción gradual de sus costes y su petitividad posible con las del Régimen Ordinario, competencia con las tecnologías de producción que favorezcan un equilibrado desarrollo tecnológico eléctrica convencionales. Con ello, se pretende al- y de que el esquema retributivo evolucione hacia el canzar de forma ordenada los objetivos de energías mínimo coste socioeconómico y medioambiental. renovables establecidos en este Plan de Energías Renovables para el año 2020. Mecanismos de control Los requisitos principales para los proyectos para El marco de apoyo a la producción de electricidad su inscripción en el Registro de Pre-asignación son: a partir de fuentes renovables también dispone de tener concedido un punto de acceso y conexión fir- mecanismos para planificar y acotar el desarrollo me para toda la potencia, disponer de autorización de este tipo de instalaciones, de acuerdo con los administrativa y licencia de obras, garantizar la objetivos de esta ley y de los planes nacionales de disponibilidad de recursos económicos propios o energías renovables. financiación suficiente para el 50% de la inversión, y presentar un acuerdo de compra por el 50% de A raíz del cumplimiento del objetivo establecido en los equipos. el RD 661/2007 en la tecnología fotovoltaica, y al ob- jeto de dar continuidad a la expansión tecnológica Este Real Decreto-Ley se complementa con la Re- de la industria asociada a la generación de energía solución de 19 de noviembre por la que se publica eléctrica de origen fotovoltaico, el 27 de septiembre el Acuerdo de Consejo de Ministros de 13 de no- del 2008 fue publicado el Real Decreto 1578/2008 viembre del 2009, por el que se procede a la or- con el objetivo de adaptarse con rapidez suficien- denación de los proyectos de instalaciones eólicas te a la evolución de la tecnología en su momento, y solares termoeléctricas presentados al registro 536 Marcos de apoyo a las energías renovables de preasignación de retribución, ya que la poten- Asimismo, la tutela efectiva de la Administración cia inscrita asociada a estas tecnologías superó los debe asegurar la transferencia a la sociedad de la objetivos establecidos en el Real Decreto 661/2007. ganancia de la adecuada evolución de estas tec- nologías en cuanto a la competitividad en costes El calendario para la puesta en funcionamien- relativos, minimizando los riesgos especulativos, to de las instalaciones se realiza en fases suce- provocados en el pasado por rentabilidades exce- sivas de acuerdo con el siguiente acumulado de sivas que dañan no sólo a consumidores sino a la implantación: industria en la percepción que se tiene de ella. Por Para la tecnología eólica tanto, será necesario arbitrar sistemas suficiente- • Fase 1: 3.719 MW, año 2010. mente flexibles y transparentes que permitan dar • Fase 2: 5.419 MW, 1 de enero 2011. y obtener las señales económicas y de mercado • Fase 3: 5.419 MW, 1 de enero 2012. que minimicen los riesgos, tanto los asociados a • Fase 4: Resto de potencia inscrita al amparo de la inversión y su retribución, como los provocados lo previsto en la diposición transitoria quinta del por las fluctuaciones de los mercados energéticos. Real Decreto-Ley 6/2009, 1 de enero 2013. El esfuerzo en el fomento de la mejora tecnológica y Para la tecnología solar termoeléctrica la reducción de costes debe ir aparejado a una me- • Fase 1: 880,4 MW, en operación antes del 1 de jora en la integrabilidad y mayor gestionabilidad de enero de 2012. las instalaciones que permitan la gestión más efi- • Fase 2: 1.446,8 MW, que deben estar en operación ciente del sistema eléctrico en su conjunto, aprove- entre 2011 y 2012. chando para ello las características específicas de • Fase 3: 1.908 MW, que deben estar en operación las diversas tecnologías de generación de fuentes en 2012. renovables y sus posibles complementariedades. • Fase 4: 2.389,8 MW, que debe estar en operación Al objeto de garantizar la sostenibilidad y eficacia en 2013. del marco de apoyo, la evolución de los niveles de retribución para cada tecnología tratará de con-

8.1.3 — Propuestas de mejora verger en el tiempo con la percibida por el resto

8.1.3 Propuestas de mejora verger en el tiempo con la percibida por el resto de tecnologías de generación convencionales en La actividad de producción de energía eléctrica en el Régimen Ordinario, conforme a los resultados régimen especial se sustenta en tres principios bá- del Estudio de Prospectiva Tecnológica realizado por sicos como son la seguridad jurídica, viabilidad y IDAE para la elaboración de este plan. estabilidad regulatoria. El marco de apoyo a la producción de electricidad Cualquier sistema de retribución económica, pre- a partir de fuentes renovables deberá disponer de sente y futuro, de apoyo a la generación de elec- mecanismos suficientes para planificar y adecuar tricidad de fuentes renovables tendrá como base el crecimiento de las tecnologías a los objetivos los principios citados, arbitrando los mecanismos previstos en este plan de energías renovables. Asi- necesarios para conjugar las mejoras tecnológicas mismo los niveles de retribución podrán ser mo- y la evolución de los mercados con los incentivos dificados considerando las curvas de aprendizaje para la producción de electricidad procedente de de las distintas tecnologías, del comportamiento fuentes renovables, de forma que se alcancen las del mercado y del grado de cumplimiento de los metas y objetivos en los plazos establecidos. objetivos de energías renovables. Para la determinación de la retribución se tendrán en cuenta los parámetros técnicos y los costes de inversión en que se haya incurrido, al efecto de ga- 8.2 BALANCE NETO rantizar un retorno adecuado de las mismos, de acuerdo con lo previsto en la Ley del Sector Eléc- Tradicionalmente el sistema de generación de trico y con la Ley 2/2011 de Economía Sostenible; energía eléctrica se ha caracterizado por un es- estableciéndose un número máximo de horas, por quema de generación centralizada, unidireccional tecnología, con derecho a percepción de la retribu- y con escaso control sobre la demanda. ción prevista dentro del régimen especial, siendo el resto de la energía generada fuera de esas horas En los últimos años la aparición de nuevos con- retribuidas al precio de mercado. ceptos, desarrollos y sistemas pueden dar pie, 537 PER 2011-2020 gradualmente, a una evolución de este modelo hacia Para el sistema eléctrico, la llegada de la paridad otro donde la generación de electricidad distribui- de red de estas tecnologías no supondría coste adi- da (generalmente de pequeña potencia) comienza a cional (no incrementaría el coste por encima del integrarse de una manera eficaz en la red como un ya planteado o acordado en relación al desarrollo elemento de eficiencia, de producción y de gestión, del sector). y no tan sólo como una simple conexión para la en- En la actualidad, el titular de una instalación de trega de la energía eléctrica producida. producción en régimen especial puede vender la Así, relacionados con la generación distribuida apa- energía generada (a una tarifa regulada, directa- recen conceptos como el de las microrredes, for- mente al mercado más una prima, o bien con un madas por sistemas de distribución en baja tensión, contrato bilateral), o consumir total o parcialmen- fuentes de generación distribuida y dispositivos de te esta energía, vendiendo los excedentes si los almacenamiento, de manera que serán operados hubiera. y gestionados como un sistema único. La micro- La Directiva 2009/72/CE, de 13 de julio de 2009, rred podría funcionar tanto como fuente de energía sobre normas comunes para el mercado interior como un medio para proporcionar servicios auxilia- de la electricidad, abre la puerta al desarrollo de res. Si se consigue en su interior el equilibrio entre medidas de fomento de la eficiencia energética a generación y consumo, el impacto de la microrred través de fórmulas de precios innovadoras, siste- en la red de distribución es mínimo. mas de contadores inteligentes y redes inteligentes Estos conceptos de generación distribuida, micro- de energía. rredes, etc., presentan beneficios para el sistema En este contexto, la conexión en redes interiores como son la reducción de pérdidas de la red (si esta puede ser una de las principales vías de desarro- generación distribuida está correctamente diseñada), llo de las tecnologías renovables ya que posibilitan la reducción de necesidades de inversiones en nuevas el óptimo aprovechamiento de la electricidad en la redes, y en definitiva, una minimización del impacto medida en la que ésta abastece consumos eléctricos de las instalaciones eléctricas en su entorno. que se realizan en las proximidades de la instalación La evolución tecnológica y comercial de las ener- y resulta beneficiosa para el sistema eléctrico. gías renovables en la actualidad y la prevista para Se trata pues de avanzar hacia un sistema de ge- el futuro, está permitiendo la reducción de sus neración distribuida mediante un mecanismo de costes de inversión. Por otro lado, en un contex- compensación de saldos de energía o balance neto to de mercado eléctrico liberalizado, en el que los para potenciar el autoconsumo de la energía ge- precios finales de la electricidad, presumiblemente nerada localmente. crecientes, reflejan las fluctuaciones de los merca- dos diarios, las energías eléctricas renovables re- Por tanto, se define el balance neto como aquel presentan una opción de interés para los usuarios sistema de compensación de saldos de energía que tanto mayor cuanto más se asemejen sus perfiles permite a un consumidor que autoproduce parte de de consumo y generación. su consumo utilizar el sistema eléctrico para “al- macenar” los excedentes puntuales de su produc- Este escenario facilita la llegada de la paridad de ción y recuperarlos posteriormente. Este sistema red para las energías eléctricas renovables. Se en- es especialmente interesante para las instalacio- tiende paridad de red como el punto de indiferencia nes de generación eléctrica con fuentes renovables entre la compra de energía eléctrica al sistema y no gestionables, como eólica o solar, ya que evita la la autoproducción. necesidad de incorporar sistema de acumulación Cuando se alcanza este punto de paridad de red, en la propia instalación. para el productor/consumidor, el coste de produc- En un cierto periodo de tiempo habrá un consumo ción de energía es igual al precio de referencia de neto; la compensación de saldos permite entregar la electricidad consumida de la red, de manera que excedentes a la red para recuperarlos posterior- el coste de oportunidad del productor/consumidor mente, pero en ese periodo el balance no debe ser es nulo (es decir, el coste de generación es igual al excedentario. ahorro que se obtiene por consumir energía auto- producida en lugar de consumir energía eléctrica comprada a terceros). 538 Marcos de apoyo a las energías renovables Figura 8.2.1. Ejemplo de sistema de balance neto Autoconsumo Excedentes puntuales Entrega Balance de consumo neto La energía generada se Se entrega la energía generada que no consume cuando producción Demanda-producción se consume (vacaciones, momentos y demanda coinciden del día sin consumos, etc.) Fuente: IDAE Como se aprecia en la figura anterior, un ejemplo comercializador y otros agentes del sistema, sería una instalación fotovoltaica o eólica de peque- quienes cobrarán por el servicio prestado. Será ña potencia en una vivienda, que está producien- necesario disponer de equipos bidireccionales do energía que se consume en la misma vivienda que registren los tránsitos de energía en cada siempre que haya demanda. Si la demanda es su- periodo horario. perior a la producción, se importa energía de la red; • Los excedentes de energía no se pagan sino que cuando la demanda es inferior a la producción, se se compensan descontándose directamente de exporta energía a la red. Evidentemente el sistema la factura del abonado. de balance neto se podrá aplicar a cualquier tecno- • Los excedentes no compensados se acumulan logía renovable de generación eléctrica. para próximas facturaciones con un plazo máxi- mo para la compensación. Se contabilizaría el balance neto de estos tránsi- • El diseño debe ser tal que en un cierto periodo tos de energía de manera que, si ha habido más de tiempo no haya excedentes. Al final de este demanda existe un pago al suministrador; si ha periodo se anula el excedente. habido más exportación se genera un crédito de energía que se descuenta en posteriores facturas. El balance neto forma parte de un sistema global de gestión de la demanda que incluiría la progre- Este balance tendría una caducidad temporal, de siva implantación de redes inteligentes, sistemas manera que cada cierto periodo de tiempo se em- de generación distribuida y autoconsumo. pezaría de cero, perdiendo los posibles excedentes de energía que se hubieran entregado a la red, dado La introducción del balance neto supone la mo- que el concepto se basa en compensar la demanda dificación del marco regulatorio actual para que y no ser productor neto. se permita su actividad y desarrollo, con cambios encaminados hacia la simplificación de los procedi- Así pues, este concepto de balance neto tiene como mientos administrativos de autorización, conexión y puntos definitorios: legalización de instalaciones de pequeña potencia • Se trata de instalaciones interconectadas desti- destinadas al autoconsumo. nadas a producir para autoconsumo. • El autoproductor no es un generador neto, se apoya en la red para gestionar el desfase entre producción y demanda. • La red actúa como colchón para absorber exce- dentes de producción, con la participación del 539 PER 2011-2020

8.3 — SISTEMA DE una ESE que facture mayoritariamente por la pro

8.3 SISTEMA DE una ESE que facture mayoritariamente por la pro- ducción/consumo de la instalación. INCENTIVOS AL CALOR Cualquier actividad de suministro de energía tér- RENOVABLE (ICAREN) mica renovable, por parte de una ESE a usuarios finales, para cualquier aplicación y a través de cualquier fluido, podrá acogerse al sistema de in- El cumplimiento de los objetivos para las áreas centivos al calor renovable (ICAREN). Los suminis- térmicas renovables en el periodo 2005-2010, tradores acogidos a este sistema tendrán derecho a indica que todavía no se ha logrado el impulso percibir el incentivo que se determine por suminis- necesario para las mismas, a pesar de haber eli- trar la energía al usuario conforme a lo dispuesto minado un gran número de barreras reglamen- en la normativa correspondiente y en los términos tarias, contar con un sistema de subvenciones reglamentarios que se establezcan. A estos efectos, y disponer de programas específicos para su tendrá la consideración de energía suministrada fomento y divulgación. Entre las causas de este con derecho a la percepción del incentivo la que hecho se encuentran la competitividad de las em- sea facturada por la ESE al usuario. presas de combustibles fósiles, la falta de infor- mación, y por tanto de confianza, de los usuarios, El ICAREN es complementario al sistema mejorado la necesidad de un mayor desembolso inicial y las de ayudas a la inversión, expuesto en el punto 8.4, dificultades administrativas para la concesión de e incompatible con él, de forma que el sistema de ayudas a la inversión. ayudas permita el fomento de aquellos proyectos que, por sus características, no puedan acogerse Por otro lado, los sistemas basados en apoyos a la al sistema de incentivos a la producción. producción renovable, como el régimen especial para producción eléctrica, han demostrado ser El sistema se basa en establecer un incentivo que mecanismos efectivos capaces de dinamizar la variará según la fuente energética y que percibirá afluencia de promotores y entidades financieras, la ESE acogida al ICAREN de forma que, según un dando un marco sólido de desarrollo. modelo económico financiero, se haga viable su actividad y posibilite un cierto ahorro al usuario, Según establece la Ley de Economía Sostenible en independientemente del precio que en la práctica su artículo 79, la planificación energética se orien- ofrezca al consumidor de la energía útil. tará a optimizar la participación de las energías renovables en la cesta de generación, reducien- La determinación y futura actualización del incen- do la participación de las energías con mayor po- tivo es realizará considerando que dicho incentivo tencial de emisiones de CO2. Además, la Directiva más un precio energético de referencia darán lugar 2009/28/CE expone la necesidad de contemplar a una retribución que permita desarrollar la acti- mecanismos para fomentar sistemas de clima- vidad haciendo frente a los costes de amortización tización urbana a partir de fuentes renovables y y financiación, operación y mantenimiento, gastos la Directiva 2010/31/UE, de 19 de mayo de 2010, generales y beneficios industriales y, en su caso, relativa a la eficiencia energética de los edificios, de combustible. Tanto el incentivo como el precio considera el uso de fuentes renovables en el sector energético de referencia se establecerán y actua- de la edificación una medida necesaria para reducir lizarán mediante la correspondiente regulación. la dependencia energética y las emisiones de gases El incentivo está diseñado para ser percibido duran- de efecto invernadero. te los 10 primeros años, como máximo, con inde- Todo lo expuesto aconseja el planteamiento de pendencia de la vida útil de los equipos considerada un nuevo mecanismo de incentivos alternativo, de cara a la valoración económica. incompatible con la percepción de ayudas a la in- Será necesario determinar los requerimientos lega- versión y específico para proyectos desarrollados les y el desarrollo legislativo así como los recursos a través de Empresas de Servicios Energéticos operativos necesarios para instrumentar el nuevo Renovables (ESEs). sistema. Del mismo modo se definirán los organis- Este sistema de apoyo directo a la producción ne- mos de la Administración, tanto estatal como re- cesita que exista un productor que transmita la gional, que asumirán las competencias necesarias energía a un consumidor realizando una actividad para el funcionamiento del sistema de acuerdo con económica; es decir, que exista un suministro de sus estatutos, competencias y capacidad de gestión. 540 Marcos de apoyo a las energías renovables (Continuación) A fin de controlar y regular las cuantías que se des- tinarán a incentivos, durante la vida del ICAREN, se Total ICAREN dispondrá de mecanismos suficientes para planifi- (tep) (tep) car y acotar su desarrollo de acuerdo a los objetivos de potencia asignados por tecnología, limitando el Geotermia servicios y 16.659 8.446 número de proyectos/potencia que podrá inscribir- grandes edificios se y beneficiarse de este sistema durante periodos claramente diferenciados. CSR 100.000 0 Considerado el ICAREN en el conjunto de sistemas Otros residuos 250.000 0 posibles, la estimación de la distribución de los ob- jetivos de incremento acumulado para el periodo Solar en edificios 410.670 76.850 2011-2020, en el año 2020, según mecanismos de apoyo, es la siguiente: Solar en industria 80.170 66.637 Tabla 8.3.1. Estimación de la distribución de los objetivos térmicos de incremento Total 1.489.991 334.661 2011-2020 Fuente: elaboración propia Total ICAREN (tep) (tep) En el cuadro que aparece a continuación se es- timan las inversiones acumuladas en el periodo 2011-2020 asociadas al objetivo alcanzable median- Biogás 67.000 0 te ICAREN, el importe total de los incentivos nece- sarios en los años 2012 y 2020 una vez alcanzado Biomasa en edificios 228.000 83.580 el objetivo correspondiente y el acumulado durante el periodo de vigencia del Plan. Biomasa en industria 320.000 90.547 Geotermia doméstica 17.492 8.601 Tabla 8.3.2. Inversiones e incentivos. Estimaciones correspondientes al sistema de incentivos al calor renovable Inversiones periodo Incentivos en el Incentivos en el Incentivos en el 2011-2020 año 2012 (MM€) año 2020 (MM€) periodo Biomasa en edificios 273,9 0,6 5,8 35,4 Biomasa en industria 121,5 0,0 0,3 2,1 Geotermia doméstico 123,2 0,4 5,5 30,3 Geotermia servicios y 101,0 0,2 2,7 14,4 grandes edificios Solar en edificios 605,5 1,2 13,4 82,8 Solar en industria 554,2 0,0 7,8 26,3 Total ICAREN 1.779,3 2,4 35,6 191,3 Fuente: elaboración propia 541 PER 2011-2020

8.4 — SISTEMAS DE En relación con las subvenciones, tradicionalmente

8.4 SISTEMAS DE En relación con las subvenciones, tradicionalmente han constituido uno de los tipos de medidas eco- AYUDAS PÚBLICAS A LA nómicas más utilizados para el apoyo al desarrollo de las energías renovables en nuestro país y, junto INVERSIÓN al régimen especial de generación de electricidad con renovables, uno de los más antiguos. En este apartado se incluye una serie de líneas de Como cualquier sistema de apoyo, el diseño de la apoyo que, con carácter general, se corresponden propia medida a partir del conocimiento del sector con el concepto de subvención, con la excepción y de las barreras que encuentra para su desarro- de las líneas 1 y 3, relativas a la investigación y llo, bien como apoyo exclusivo para determinados desarrollo (I+D) y a la innovación y demostración tipos de instalaciones, bien de forma complemen- (i+d), para las que la inclusión en este grupo es de taria con otras propuestas, es fundamental para carácter instrumental y no debe prejuzgarse la for- alcanzar los fines perseguidos de forma eficaz y ma concreta de apoyo que adoptarán estas líneas eficiente. a lo largo del periodo del plan. Para el cumplimiento de los objetivos de este plan El dinamismo de las actividades de I+D+i+d en el en el horizonte del año 2020, se ha definido una ámbito de las energías renovables aconseja dispo- serie de ayudas públicas a la inversión, que respon- ner de herramientas flexibles que vayan adaptando den a otras tantas necesidades de apoyo a distintas su forma de apoyo a la evolución del sector. Por ese tipologías de proyectos en diferentes áreas. motivo, los fondos correspondientes a estas dos líneas —así como los de la línea A de financiación Las tablas siguientes recogen una síntesis de las que aparece en el siguiente apartado—, podrían dotaciones previstas para estas ayudas hasta el año adoptar diferentes formas de apoyo durante la vi- 2020. El volumen total asciende a 1.037 millones gencia del PER, y no necesariamente la del grupo de euros. en las que aquí se encuadran. Tabla 8.4.1. Ayudas públicas a la inversión por programas y años Ayudas públicas a la inversión (millones de €) Total 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020 1 I+D(1) 0,0 18,3 19,3 20,3 19,3 18,3 16,3 23,2 24,0 20,5 180 Estudios previos 2 0,5 0,5 0,5 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 8 geotermia i+d aplicaciones 3 térmicas y 0,0 15,1 24,5 33,3 42,0 51,1 51,5 44,3 31,4 20,1 313 biocarburantes (1) Demostración tecnológica 4 0,0 2,7 6,4 9,8 13,6 17,4 18,4 15,1 10,8 5,9 100 en generación eléctrica Aplicaciones eléctricas 5 2,3 2,6 3,5 3,8 3,8 4,9 5,3 5,8 6,5 7,0 46 aisladas de red y balance neto 542 Marcos de apoyo a las energías renovables (Continuación) Ayudas públicas a la inversión (millones de €) Total 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020 Aplicaciones térmicas 6 mediante 21,7 19,2 21,7 19,7 15,4 13,9 14,6 16,8 17,4 20,0 180 convenios con las CCAA Generación de 7 0,0 5,2 5,5 7,7 11,9 17,0 23,5 32,5 44,9 62,4 211 biogás industrial Total 24 64 81 95 107 123 131 139 136 137 1.037 (1) Los fondos correspondientes a estas líneas podrían cambiar su modalidad de apoyo a lo largo del periodo. Fuente: elaboración propia Tabla 8.4.2. Ayudas públicas a la inversión por programas y tipos de áreas Medidas (acumulado en millones de €, periodo 2011-2020) Ámbito de aplicación Ayudas públicas a la inversión Total (2011-2020) Línea Línea Línea 2 Línea 4 Línea 5 Línea 6 Línea 7 1(1) 3(1) Eléctricas 83 188 78 34 211 594 Térmicas 5 20 115 140 Uso compartido: eléctrico y/o térmico 27 8 57 22 12 15 140 y/o biocarburantes Producción 65 49 50 164 combustible renovable Total 180 8 313 100 46 180 211 1.037 (1) Los fondos correspondientes a estas líneas podrían cambiar su modalidad de apoyo a lo largo del periodo. Fuente: elaboración propia A continuación se presentan los seis programas definidos dentro de esta categoría de ayudas. 543 PER 2011-2020

8.4.1 — Programa de ayudas siguientes actividades: creación de una platafor

8.4.1 Programa de ayudas siguientes actividades: creación de una platafor- ma experimental marina, creación de una logísti- públicas a la investigación y ca específica para la implementación de parques eólicos marinos, nuevos diseños e implementa- desarrollo tecnológicos de ción de sistemas de anclaje al fondo marino y nuevos prototipos (Línea 1) plataformas flotantes en aguas profundas. • Sector solar térmica: desarrollo de sistemas Motivación de refrigeración solar; aplicaciones en procesos industriales a baja y media temperatura; apli- En el período de vigencia del PER 2011-2020, la inves- caciones de desalación de agua; mejoras en la tigación, desarrollo e innovación en el ámbito de las fabricación de captadores solares; desarrollo de energías renovables resulta de especial importancia nuevos materiales y de sistemas de almacena- para alcanzar los objetivos establecidos al 2020. miento de calor a alta temperatura, mejora de Los motivos fundamentales para el desarrollo de sistemas de control y medida, así como en el este programa son, por un lado, la existencia de desarrollo de nuevos procedimientos de prue- tecnologías emergentes en fase de I+D, con gran ba y test de envejecimiento de los captadores y potencial energético, cuya evolución futura está con- componentes. dicionada por su desarrollo tecnológico e implanta- • Sector solar termoeléctrica: proyectos de I+D ción para alcanzar la fase precomercial y, por otro relacionados con la innovación en fluidos térmi- lado, están las tecnologías ya maduras que deben cos, desarrollo de sistemas de almacenamiento, seguir evolucionando para conseguir la reducción de mejoras técnicas en el proceso de fabricación de costes y mejores eficiencias energéticas en el futuro. componentes. • Sector Solar Fotovoltaica: Desarrollo de la in- Objeto dustria de la materia prima; sistemas de alma- cenamiento; sistemas de “redes inteligentes” Este programa tiene como objeto el apoyo público a de transporte y distribución; autoconsumo de la proyectos de investigación y desarrollo tecnológico energía generada mediante mecanismos de com- de nuevos prototipos, promovidos por entidades pensación de saldos de energía o balance neto. privadas de carácter nacional, centros tecnológicos • Sector energías del mar: programas de inves- y de investigación. tigación y desarrollo de tecnologías de aprove- A continuación se indican las características de los chamiento de energías del mar e instalaciones proyectos tecnológicos que podrían presentarse a de conexión a red así como de modelos de pre- esta línea de ayudas: dicción del recurso energético marino; creación de plataformas experimentales de conexión a red • Sector biomasa: proyectos orientados al desarro- específica para prototipos de energía undimotriz. llo de prototipos de equipos térmicos de biomasa • Sector geotermia: programas de investigación con el objetivo de mejorar el rendimiento, facili- para la localización de estructuras favorables dad de operación y mantenimiento y reducción para el desarrollo y explotación de yacimientos del nivel de emisiones. geotérmicos de media y alta temperatura. • Sector biogás: proyectos encaminados a mejorar • Sector biocarburantes: producción de biocarbu- la productividad de biogás por tonelada alimen- rantes a partir de gasificación o pirólisis de bio- tada (bien a través de innovaciones en el pretra- masa; biocarburantes producidos directamente tamiento o en el propio proceso de digestión), a por microorganismos (bacterias, microalgas, etc.) la obtención de nuevos diseños de digestores y a partir de CO2 y la luz del sol. a la adecuación de las tecnologías a los sustra- tos disponibles en España. Se incluirán también aquellos proyectos que impulsen nuevas y más Características económicas vías de depuración del biogás. Programa de apoyos públicos sujeto a acuerdos y • Sector residuos: proyectos que impulsen vías colaboración con el MICINN, prioritariamente en la novedosas de obtención y valorización de com- línea del SET PLAN y dirigido a la investigación y bustibles sólidos recuperados. desarrollo tecnológico nacional de nuevos prototi- • Sector eólico: proyectos de I+D relacionados pos, sistemas de gestionabilidad y equipamientos con el sector eólico marino, encaminados a las específicos relacionados con energías renovables. 544 Marcos de apoyo a las energías renovables Tabla 8.4.3. Fondos necesarios. Línea 1 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total 0 18,3 19,3 20,3 19,3 18,3 16,3 23,2 24 20,5 179,5 Fuente: elaboración propia El origen de estos fondos parte de los Presupuestos profunda para generación de energía eléctrica y Generales del Estado (MICINN). uso térmico, contribuyendo con apoyos públicos en las fases de exploración e investigación previas,

8.4.2 — Programa de ayudas mitigando el riesgo de estas fases y compensando

8.4.2 Programa de ayudas mitigando el riesgo de estas fases y compensando la falta de instrumentos de financiación acordes públicas a la inversión en con los términos del mercado. las fases de exploración Objeto e investigación previas Este programa tiene como objeto el apoyo público, al desarrollo de un en la modalidad de ayudas directas a la inversión, a los trabajos, pruebas y ensayos incluidos en las aprovechamiento de fases de exploración e investigación para el desa- geotermia profunda (Línea 2) rrollo de la siguiente tipología de proyectos: • Proyectos de demostración orientados a la im- Motivación plantación de sistemas de generación de ener- La geotermia, a diferencia de otras energías reno- gía eléctrica mediante geotermia convencional y vables, requiere de una fase inicial de búsqueda estimulada. del recurso, muy costosa y extensa en el tiempo, • Proyectos de demostración orientados al aprove- pues la localización y evaluación de yacimientos chamiento térmico directo de la geotermia pro- geotérmicos necesita la aplicación de diversas y funda: red de climatización de distrito, procesos complejas técnicas, hidrogeológicas y de recursos industriales y otras aplicaciones. minerales, adaptadas gran parte de ellas de la in- vestigación de hidrocarburos. Características Los altos costes de las fases de exploración e in- Programas anuales basados en la concesión de vestigación, previas al desarrollo de un proyecto subvenciones hasta un importe máximo por pro- geotérmico, así como la percepción elevada del yecto, que se publicarían mediante convocatorias riesgo de estas fases, hacen que la financiación anuales en función de unas bases y requisitos apro- de estos proyectos sea muy difícil. bados previamente. La motivación fundamental de este programa es fomentar el desarrollo de proyectos de geotermia Tabla 8.4.4. Fondos necesarios. Línea 2 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total 0,5 0,5 0,5 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 8 Fuente: elaboración propia 545 PER 2011-2020 El origen de estos fondos parte de los Presupuestos • Proyectos innovadores orientados a la implan- Generales del Estado (MITyC). tación de sistemas de torrefacción de biomasa y otros sistemas de producción de combustibles

8.4.3 — Programa de ayudas renovables, con el objetivo de impulsar su fase

8.4.3 Programa de ayudas renovables, con el objetivo de impulsar su fase comercial. públicas a proyectos de • Proyectos de innovación y/o demostración para el innovación y demostración desarrollo de redes de climatización centralizada mediante geotermia, con el objetivo de impulsar para aplicaciones térmicas, su implantación en España. • Proyectos de innovación y/o demostración de los eléctricas, biocarburantes usos térmicos del biogás, con especial atención y combustibles renovables a aplicaciones industriales. • Proyectos de innovación y/o demostración de ga- (Línea 3) sificación de CSR. • Proyectos basados en la producción de alcoholes Motivación a partir de procesos biológicos y químicos, a partir Para alcanzar los objetivos establecidos para el año de materiales lignocelulósicos. 2020, el Plan de Energías Renovables 2011-2020 • Proyectos de innovación y/o demostración de contempla la necesidad de promover proyectos energía solar térmica para aplicaciones de cale- de aplicaciones térmicas y eléctricas renovables, facción y refrigeración centralizada, en entornos biocarburantes y de producción de combustibles residenciales e industriales. renovables. • Proyectos innovadores y/o demostrativos en el ám- bito de refrigeración solar (adsorción, absorción, La motivación fundamental de este programa es la desecación con enfriamiento evaporativo, etc.). incorporación de innovaciones tecnológicas en sec- • Proyectos de innovación y/o demostración de tores en fase de demostración tecnológica o pre- energía solar térmica en procesos industriales comercial y la aplicación de tecnologías existentes de baja y media temperatura. que supongan un uso innovador en España, por no • Proyectos de innovación y/o demostración de estar implantadas en nuestro país, de forma que energía solar térmica para desalación de agua. el desarrollo de estos proyectos permita recabar • Proyectos de innovación y/o demostración de nue- experiencia tecnológica, de gestión y explotación, vas tecnologías, como captadores solares de aire previamente al despliegue comercial. para, por ejemplo, secado de combustibles para uso doméstico o industrial, o secado de materias Objeto primas en procesos industriales. Este programa tiene como objeto el apoyo público • Proyectos de innovación y/o demostración de nue- a proyectos de aplicaciones térmicas renovables y vas tecnologías de energías del mar. de uso de biocarburantes. • Proyectos de innovación y/o demostración tecno- lógica de geotermia de media y alta temperatura A continuación, se indican las características de y sistemas geotérmicos estimulados (EGS) para los proyectos de innovación y demostración que producción de electricidad. podrían quedar incluidos dentro de este programa: • Proyectos de innovación y/o demostración de ins- • Proyectos innovadores orientados a la implanta- talaciones eólicas de pequeña potencia conec- ción de equipos térmicos de biomasa de alto ren- tadas a red, de potencia inferior o igual a 5 kW. dimiento, mejores prestaciones y con reducción • Proyectos de innovación y/o demostración de ins- del nivel de emisiones, con el objetivo de impulsar talaciones solares termoeléctricas. su fase comercial. • Proyectos innovadores orientados a la implan- Características tación de sistemas de gasificación de biomasa e Programa de apoyos públicos sujeto a acuerdos y inyección directa del gas de síntesis en procesos colaboración con el MICINN, dirigido a proyectos de de secado y cocción industrial (como por ejemplo, innovación y desarrollo en tecnologías renovables en el sector cerámico), con el objetivo de impulsar fase muy incipiente o precomercial y a actuaciones su fase comercial. orientadas a la competitividad empresarial nacional. 546 Marcos de apoyo a las energías renovables Tabla 8.4.5. Fondos necesarios. Línea 3 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total - 15 25 34 42 51 51 44 31 20 313 Fuente: elaboración propia El origen de estos fondos parte de los Presupuestos Objeto Generales del Estado (MICINN). Las tipologías de proyectos a partir de tecnologías renovables en fase de demostración o comercial muy

8.4.4 — Programa de IDAE incipiente (precomerciales), que podrían presentarse

8.4.4 Programa de IDAE incipiente (precomerciales), que podrían presentarse de ayudas públicas a la a esta línea de subvenciones serían las siguientes: inversión para proyectos de • Sector energías del mar: proyectos de demostra- ción tecnológica para generación eléctrica. demostración tecnológica con • Sector geotermia: proyectos de demostración tecnológica de geotermia convencional y EGS generación eléctrica (Línea 4) para producción de electricidad. • Sector eólico: instalaciones eólicas de pequeña Motivación potencia conectadas a red, de potencia inferior o En distintos sectores renovables de generación igual a 5 kW. eléctrica se contempla la necesidad de impulsar, • Sector solar termoeléctrico: instalaciones so- mediante ayudas directas a la inversión, aquellos lares termoeléctricas en fase de demostración. proyectos que: • Incorporen innovaciones tecnológicas, en fase Características de la línea de demostración tecnológica o precomerciales Este programa plurianual y multidisciplinar se basa en España. en la concesión de subvenciones hasta un importe • Suponen un uso innovador en España a tecnolo- máximo por instalación –porcentaje en función del gías preexistentes, en fase de implantación inci- ratio €/kW–, que se publicarían mediante convoca- piente en nuestro país. torias anuales horizontales, con indicación de los El esquema retributivo general, aplicable a instala- importes máximos financiables para cada actividad ciones comerciales, podría resultar insuficiente para sectorial. hacer viables determinados proyectos innovadores y La periodicidad anual dota a este instrumento de de demostración, que requerirían una mayor inten- la flexibilidad necesaria para adaptar las bases y sidad de ayudas para suavizar los riesgos técnicos requisitos de las convocatorias al desarrollo tecno- y financieros inherentes al uso de tecnologías inci- lógico que experimente cada sector en el período pientes. Estos proyectos, aparte de su contribución 2012-2020. energética, presentan otros beneficios asociados que los hacen merecedores de un apoyo adicional: En la tabla siguiente se muestra el volumen plu- rianual de los fondos necesarios para la implementa- • Permiten recabar experiencia en nuestro país – ción de esta línea de subvenciones, que provendrían tecnológica, de gestión y explotación, y también de los sucesivos Presupuestos Generales del Estado medioambiental y social–, previa al despliegue de para el período 2011-2020, mediante la consignación dicha tecnología en España a gran escala. y transferencia a IDAE para su gestión: • Orientados a la competitividad empresarial na- cional y a la resolución de trabas existentes al desarrollo de sectores tecnológicos renovables. 547 PER 2011-2020 Tabla 8.4.6. Fondos necesarios. Línea 4 Fondos (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total Total - 2,71 6,39 9,76 13,64 17,35 18,35 15,09 10,82 5,88 100 Fuente: elaboración propia

8.4.5 — Programa de ayudas a red que no reciben apoyo económico del régimen

8.4.5 Programa de ayudas a red que no reciben apoyo económico del régimen especial de producción de energía eléctrica, como públicas a la inversión para las que se puedan realizar en un esquema de “ba- lance neto”, mediante mecanismos de compensa- proyectos que no reciben ción de saldos de energía. apoyo económico del régimen Objeto especial (Línea 5) Esta línea de subvención está diseñada para ins- Motivación talaciones de producción de energía eléctrica de En el PER 2005-2010 se plantearon una serie de pequeña potencia, con un estado de la tecnología medidas económicas para permitir la viabilidad de madura, pero que necesita algún apoyo para su los proyectos de energías renovables. Entre ellas viabilidad económica. están los apoyos públicos a la inversión, vía subven- Su objeto es, por tanto, permitir la viabilidad eco- ción, los apoyos públicos a la explotación, vía tarifa nómica de instalaciones renovables eléctricas y primas reguladas, y las desgravaciones fiscales. aisladas de la red, y de instalaciones para auto- En el actual PER 2011-2020 se contempla mante- consumo de pequeña potencia. ner los apoyos a la inversión vía subvención, me- diante la colaboración entre el IDAE y las diferentes Características CCAA, que tienen su base en los convenios estable- • Programa anual de apoyos públicos a fondo perdi- cidos entre el Gobierno del Estado y los Gobiernos do sujeto a acuerdos y colaboración con las CCAA, Regionales. y dirigido al fomento de instalaciones de produc- Además de las instalaciones de producción de ener- ción eléctrica comerciales, pero que necesitan gía eléctrica aisladas de red, se plantea la necesi- apoyo económico para su implantación. dad de ayuda a aquellas instalaciones conectadas Tabla 8.4.7. Fondos necesarios. Línea 5 Coste (M€) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total 2,6 3,5 3,8 3,8 4,9 5,3 5,8 6,5 7,0 45,5 Fuente: elaboración propia El origen de estos fondos procede de los Presupuestos Generales del Estado. 548 Marcos de apoyo a las energías renovables

8.4.6 — Programas de ayudas Objeto

8.4.6 Programas de ayudas Objeto públicas a la inversión de • Programas de ayudas a inversiones relacionadas con el aprovechamiento térmico de las energías energías renovables térmicas renovables estructurados mediante convenios entre el IDAE y las distintas CCAA. mediante convenios con las CCAA (Línea 6) Características Motivación Mantenimiento del sistema actual de ayudas a la inversión debiendo cumplirse los requisitos estable- El desarrollo de usos térmicos es uno de los princi- cidos en las correspondientes publicaciones de cada pales objetivos del PER a 2020. Actualmente existe comunidad autónoma y que tienen su base en los una línea de ayudas a la inversión a través de los PGE convenios establecidos entre el Gobierno del Estado que son transferidos a las comunidades autónomas y éstas. Las ayudas se establecerán con intensidad mediante convenios entre estas y el IDAE. Estos con- decreciente en los distintos años de planificación. venios han evolucionado con el tiempo adaptándose a las necesidades de los distintos sectores de ener- En general, los sectores y aplicaciones incluidas gías renovables durante los últimos años. son instalaciones y equipos de generación térmica doméstica o industrial, abastecidos con cualquiera Esta línea de ayudas es complementaria con el de las siguientes fuentes de energía renovable: sistema de incentivos (ICAREN), descrito en el punto 8.3, siendo incompatible la concurrencia de • Biomasa. un proyecto a los dos sistemas de apoyo a la vez, • Energía geotérmica. dedicando cada sistema a ámbitos distintos y uti- • Energía solar térmica. lizando procedimientos diferentes. • Biogás. • Equipos para el tratamiento de biomasa tanto en Estos programas de ayudas están enfocados a cu- campo como en planta. brir todas las actividades del sector de las energías renovables térmicas no cubiertas por el sistema de incentivos a la producción. Tabla 8.4.8. Fondos necesarios. Línea 6 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total 21,7 19,2 21,7 19,7 15,4 13,9 14,6 16,8 17,4 20,0 180,4 Fuente: elaboración propia El origen de estos fondos procede de los Presupuestos Generales del Estado en colaboración con las comuni- dades autónomas. 549 PER 2011-2020

8.4.7 — Programa de ayudas Dada la evolución prevista de los costes de gene

8.4.7 Programa de ayudas Dada la evolución prevista de los costes de gene- ración de biogás agroindustrial, esta contribución públicas a la inversión para es esencial para la consecución de los objetivos descritos en el PER para este tipo de biogás. la generación de biogás agroindustrial (Línea 7) Objeto Motivación Este programa tiene como objeto el apoyo público en la modalidad de subvención a proyectos de bio- El PER defiende la necesidad de que el desarrollo gás agroindustrial. del biogás agroindustrial sea sustentado no solo por el régimen especial, sino también por la parte Los proyectos tipo serán aquellos con una co-diges- medioambiental. En concreto, parece imprescindi- tión de un 80% de deyecciones ganaderas con un ble cuantificar económicamente las emisiones de 20% de otros residuos (equivalentes a una producti- gases de efecto invernadero (GEI) que se evitarían vidad media de 30 m3/t residuo entrada al digestor). con el tratamiento mediante digestión anaerobia de deyecciones ganaderas. Características El Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Independientemente del mecanismo escogido (mo- Marino, consciente del potencial de reducción de delo de aplicación conjunta, modelo de incentivo o emisiones de GEI en este sector, ya ha emprendido modelo de mercado interno), se diferenciará entre acciones en este sentido (Real Decreto 949/2009 proyectos de biogás agroindustrial < 250 kW y pro- por el que se establecen las bases reguladoras yectos > 250 kW. Los proyectos de potencia instala- de las subvenciones estatales para fomentar la da inferior a 250 kW requerirán de un tratamiento aplicación de los procesos técnicos del Plan de diferenciado que les reconozca unos mayores in- biodigestión de purines, modificado mediante el gresos por t CO2_eq evitada. RD 1255/2010). Tabla 8.4.9. Fondos necesarios. Línea 7 Coste (M€) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total 5,2 5,5 7,7 11,9 17,0 23,5 32,5 44,9 62,4 210,6 Fuente: elaboración propia El origen de estos fondos procede de los Presupuestos Generales del Estado. 550 Marcos de apoyo a las energías renovables

8.5 — FINANCIACIÓN térmica para ACS, calefacción, refrigeración y otros

8.5 FINANCIACIÓN térmica para ACS, calefacción, refrigeración y otros usos en edificios, a través de Empresas de Servi- cios Energéticos (ESEs). Esta experiencia se inició Las propuestas de financiación, es decir, los prés- en 2009 con el programa BIOMCASA, destinado al tamos a proyectos, son otro importante instru- área de biomasa, y posteriormente se ha ampliado mento para el apoyo al desarrollo de las energías a geotermia (Programa GEOTCASA) y solar térmi- renovables. Hay que tener en cuenta que este tipo ca (Programa SOLCASA). Estos programas tienen de energías constituyen un moderno, dinámico y unas limitaciones en cuanto al importe máximo por cambiante sector económico, lo que dificulta en proyecto y se complementan con el programa de muchas ocasiones la obtención de fondos ajenos Grandes Instalaciones Térmicas (GIT) para las tres para invertir en algunas tipologías de estas áreas. Y fuentes de energía renovables antes mencionadas, ese es el motivo por el que se ha definido una serie aplicable a proyectos de mayor volumen de inver- de líneas de financiación que ha de contribuir a la sión pero que cuenta con un sistema de garantías consecución de los objetivos del PER 2011-2020. técnicas y financieras diferentes. En los últimos años se han desarrollado distintos El Plan de Energías Renovables 2011-2020 contem- programas de financiación de proyectos de ener- pla seis líneas de financiación, cuyo objeto es favo- gías renovables, siguiendo distintos conceptos: fi- recer el cumplimiento de los objetivos establecidos. nanciación incorporando subvención a través del Igual que ocurría con las líneas 1 y 3 del anterior ICO o financiaciones específicas por instalación a apartado de ayudas públicas a la inversión, los fon- través del IDAE bajo conceptos como la Financia- dos incluidos en la línea A de financiación podrían ción por Terceros (FPT) o préstamos con asesora- adoptar otra forma de apoyo durante la vigencia miento técnico. del PER, y no necesariamente la de este grupo en Como experiencia piloto y con presupuesto del el que se ha encuadrado. IDAE, recientemente se ha iniciado una nueva línea, Las tablas siguientes recogen la síntesis económica con objeto de financiar instalaciones de producción de estas líneas de financiación. Tabla 8.5.1. Dotación prevista de fondos públicos para financiación por líneas y años Dotación pública (millones de €)(1) Total 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020 Investigación y desarrollo A tecnológicos 5,4 5,9 7,1 8,5 9,3 7,7 6,7 6,6 6,4 6,4 70 de nuevos prototipos (2) Demostración de desarrollos tecnológicos B 9,5 20,5 25,5 38,1 43,1 51,3 56,3 58,5 63,5 72,0 438 innovadores con energías renovables Fase comercial, pero con una C cierta barrera 11,0 14,1 22,0 26,0 29,9 33,8 40,5 47,3 56,1 58,2 339 que impide su desarrollo 551 PER 2011-2020 (Continuación) Dotación pública (millones de €)(1) Total 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020 Entidades financieras privadas para financiación D de ESEs de 1,0 2,6 4,1 5,7 7,2 8,8 10,3 11,9 13,4 15,0 80 energías renovables térmicas con apoyo de IDAE Instalaciones de generación E eléctrica 0,0 0,0 5,0 6,5 6,5 7,2 7,3 2,7 1,2 1,6 38 distribuida de P < 10 kW Programas piloto de financiación de proyectos F y promoción 16,0 20,0 10,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 46 de ESEs de energías renovables térmicas Total 43 63 74 85 96 109 121 127 141 153 1.011 (1) Dado el carácter público de todas las líneas de financiación, salvo la D, la dotación pública prevista que aparece en esta tabla se corresponde con las cantidades totales a financiar, excepto para la mencionada línea D, para la que la dotación pública corresponde al coste para la Administración en concepto de garantías y/o de apoyo al tipo de interés; siendo la cantidad total a financiar por esta línea durante el periodo 2011-2020 de 1.600 millones de euros. Para el resto de líneas, se ha estimado un coste para la Administración del 8% de la cantidad financiada. (2) Los fondos correspondientes a esta línea podrían cambiar su modalidad de apoyo a lo largo del periodo. Fuente: elaboración propia Pero mientras en la tabla anterior, en la línea D —concebida para que sean las entidades financie- ras privadas las que concedan los préstamos—, la cantidad que figura es el coste estimado para la Administración pública, en el resto de líneas las cantidades que aparecen son los volúmenes esti- mados para la concesión de préstamos por parte de la Administración. Por ello, la información relativa a las líneas de fi- nanciación conviene completarla con la tabla que aparece a continuación: 552 Marcos de apoyo a las energías renovables Tabla 8.5.2. Volumen previsto de financiación y coste para la Administración Financiación (acumulado en millones de €, periodo 2011-2020) Financiación (fondos públicos y privados para Ámbito de aplicación Total fondos Total coste préstamos) préstamos para la públicos y Adminis- Línea Línea Línea Línea Línea Línea privados tración (2) A (1) B C D E F Eléctricas 26 277 44 38 386 31 Térmicas 2 16 1.601 46 1.665 85 Uso compartido: eléctrico y/o térmico 42 145 132 319 26 y/o biocarburantes Producción 163 163 13 combustible renovable Total 70 438 339 1.601 38 46 2.532 155 (1) Los fondos correspondientes a estas líneas podrían cambiar su modalidad de apoyo a lo largo del periodo. (2) El coste para la Administración, en concepto de garantías y/o bonificación al tipo de interés, se ha estimado en el 8% de las cantidades destinadas a préstamos, excepto para la línea D, a la que, por estar dirigida a instalaciones de menor riesgo tecnológico, se le ha imputado un coste del 5%. Fuente: elaboración propia De acuerdo con la tabla anterior, el volumen total de • Necesidad de incorporar innovaciones tecnoló- fondos privados y públicos previstos para la conce- gicas para alcanzar la madurez de determinadas sión de préstamos asciende a 2.532,2 millones de tecnologías renovables. euros a lo largo de los diez años del plan, mientras • Falta de experiencia operativa y comercial en el el coste para la Administración es de 154,5 millones. sector. • Necesidad de mayores incentivos para apoyar A continuación se presenta el detalle de las seis la I+D e innovación, para la reducción del riesgo líneas de financiación definidas dentro de esta ca- inversor en manos del tecnólogo. tegoría de ayudas. • Escasa rentabilidad económica en relación al riesgo para algunos inversores.

8.5.1 — Programa de • Falta de instrumentos de financiación acordes con

8.5.1 Programa de • Falta de instrumentos de financiación acordes con financiación para los términos del mercado debido principalmente a una percepción elevada del riesgo por parte de investigación y desarrollo las entidades financieras. tecnológicos de nuevos Esta propuesta financiera se aplicará a la siguiente tipología de proyectos: prototipos e innovación • Proyectos orientados al desarrollo de prototipos (Línea A) de equipos térmicos de biomasa con el objetivo de mejorar el rendimiento, facilidad de operación y Esta propuesta está dirigida hacia aquellas tecnolo- mantenimiento y reducción del nivel de emisiones. gías emergentes en fase de desarrollo, o precomer- • Desarrollos tecnológicos innovadores basados cial, cuyo desarrollo futuro se verá condicionado en la incorporación de dispositivos de almacena- por su evolución tecnológica y la superación de miento de la generación eólica, para optimizar su una serie de barreras tanto de mercado como de gestionabilidad y la participación de la eólica en aspectos sociales y administrativos: los mecanismos de ajuste del sistema eléctrico. 553 PER 2011-2020 • Actividades de investigación, desarrollo tecnoló- Características de la línea de financiación gico de tecnologías de aprovechamiento de ener- Programa de ayudas públicas sujeto a acuerdos y gías del mar e instalaciones de conexión a red. colaboración con el MICINN, dirigido a la investi- • Desarrollos tecnológicos y de nuevos materiales gación y desarrollo tecnológico nacional de nuevos para instalaciones solares fotovoltaicas. prototipos, sistemas de gestionabilidad y equipa- • Desarrollos tecnológicos centrados en tecnología mientos específicos relacionados con energías re- de Sistemas Geotérmicos Estimulados (EGS). novables emergentes en fase no comercial. • Proyectos de instalaciones solares térmicas para nuevas aplicaciones. El programa tendrá una estructura común para to- • Desarrollos tecnológicos innovadores para ins- dos los proyectos y será adaptado para cada caso en talaciones solares termoeléctricas. particular. Las líneas del programa están definidas • Hidrocarburos producidos a partir de procesos de más arriba, aunque cada año se indicarán las líneas síntesis química o biológica que utilicen biomasa preferentes. como materia prima. Los fondos necesarios para la implementación de esta línea de financiación provendrían del MICINN. El desglose previsto de fondos necesarios para el desarrollo de esta línea de financiación a lo largo de la vida del PER, año por año, es el siguiente: Tabla 8.5.3. Fondos necesarios. Línea de financiación A Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total Total 5,4 5,9 7,1 8,5 9,3 7,7 6,7 6,6 6,4 6,4 70,0 Fuente: elaboración propia

8.5.2 — Proyectos de • Mejora de la competitividad internacional de la

8.5.2 Proyectos de • Mejora de la competitividad internacional de la industria española. demostración de desarrollos • Aumento del conocimiento y del desarrollo tecnológico. tecnológicos innovadores con • Mejora de la eficiencia y del rendimiento de las energías renovables (Línea B) instalaciones. • Reducción de costes de generación. Este programa plurianual y multidisciplinar La motivación fundamental de estos proyectos es la engloba aquellas propuestas financieras dirigi- comprobación del buen funcionamiento de diseños das a la financiación –mediante la concesión de previos, la realización de ensayos específicos frente préstamos a la inversión– de proyectos en fase de a la incorporación de innovaciones tecnológicas, demostración o comercial muy incipiente (preco- e incluso la certificación de su funcionamiento, merciales), promovidos por entidades privadas de previamente a su salida comercial. Igualmente, carácter nacional, con posibilidad de participación estos proyectos permiten recabar experiencia en de centros tecnológicos y de investigación. nuestro país –tecnológica, de gestión y explotación, Los principales objetivos de esta línea de finan- y también medioambiental y social–, previamente ciación son: a acometer instalaciones comerciales de mayor envergadura. • Facilitar el acceso a la financiación, la viabili- dad técnico-económica y el despegue comercial Si bien esta tipología de proyectos supondría un de tecnologías renovables destinadas a nuevas menor riesgo tecnológico que los catalogados en aplicaciones actualmente poco empleadas en la tipología anterior (Línea A), las entidades fi- España. nancieras presentan determinadas reticencias a 554 Marcos de apoyo a las energías renovables su financiación, pues siguen manteniendo incer- • Desarrollos tecnológicos innovadores, basados tidumbres sobre su viabilidad técnico-económica. en la instalación de aerogeneradores singulares para la realización de ensayos y certificación de El objeto de los proyectos financiables debe ser la tipo, previo a su salida comercial. implantación de tecnologías novedosas que tengan • Instalaciones precomerciales para generación como resultado una planta piloto, una instalación eléctrica a partir de energía solar fotovoltaica. precomercial para la realización de ensayos y cer- • Instalaciones precomerciales demostrativas con tificación de tipo, o un demostrador de impacto tec- conceptos tecnológicos innovadores en el campo nológico e industrial. Se indican las características de la energía solar térmica. de los proyectos tecnológicos que podrían presen- • Instalaciones precomerciales demostrativas con tarse a esta línea de financiación: conceptos tecnológicos innovadores en el campo • Plantas precomerciales de valorización del de la energía solar termoeléctrica. biogás. • Plantas de gasificación y de otras tecnologías in- Características de la línea de financiación novadoras, como los ciclos ORC, dirigidas tanto a la generación eléctrica a pequeña escala como Instrumento de financiación basado en la concesión a la térmica de uso industrial con biomasa o a la de préstamos a tipo de interés bonificado, que se cogeneración, que permitan impulsar proyectos publicarían mediante convocatorias anuales hori- comerciales de uso de biomasa “in situ” y gene- zontales, con indicación de los importes máximos ración distribuida. financiables para cada actividad sectorial. • Plantas de producción y valorización energéti- La periodicidad anual dota a este instrumento fi- ca de Combustibles Sólidos Recuperados (CSR). nanciero de la flexibilidad necesaria para adaptar Plantas de gasificación de CSR. las bases y requisitos de las convocatorias al de- • Instalaciones precomerciales para generación sarrollo tecnológico experimentado en cada sector eléctrica a partir de energías del mar. en el período 2011-2020. • Instalaciones precomerciales para generación eléctrica a partir de energía geotérmica. En la tabla siguiente se muestra el coste anual de esta línea de financiación: Tabla 8.5.4. Fondos necesarios. Línea de financiación B Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total Total 9,5 20,5 25,5 38,1 43,1 51,3 56,3 58,5 63,5 72,0 438,3 Fuente: elaboración propia

8.5.3 — Proyectos en fase • Desconfianza en la madurez de las tecnologías

8.5.3 Proyectos en fase • Desconfianza en la madurez de las tecnologías por parte de potenciales promotores a pesar de comercial, pero con una la existencia de numerosas instalaciones en otros países UE. cierta barrera que impide su • Dificultades de acceso a la financiación, debidas desarrollo (Línea C) principalmente a una percepción del riesgo ele- vada por parte de las entidades financieras. Esta línea de financiación está dirigida a aquellas Además, la escasa implantación comercial de estas tecnologías ya maduras que, debido a una serie de tecnologías implica que las empresas de servicios barreras, no han podido desarrollar aún su potencial. energéticos, que podrían actuar como catalizado- Las principales barreras detectadas para este tipo res de numerosos proyectos, aún no contemplen de tecnologías son: siquiera su participación en estos sectores. 555 PER 2011-2020 Esta línea de financiación está dirigida a: • Creación de empresas de producción y logística de biomasa. • Proyectos representativos en el área de biomasa que • Tecnologías que vayan alcanzando el estado de debido a la falta de seguridad de suministro y alto madurez comercial durante el periodo 2011-2020. riesgo percibido por las entidades financieras da lugar a importantes barreras para su financiación. • Proyectos representativos del potencial de biogás. Características de la línea de financiación • Instalaciones solares fotovoltaicas con integra- Se trata de facilitar el desarrollo de una línea de ción arquitectónica. financiación gestionada por entidades financieras • Instalaciones eólicas de pequeña potencia –hasta que cubra de forma específica proyectos de tec- 10 kW– en los sectores residencial y terciario, con nologías maduras que no han conseguido aún, consumos asociados, ya que el desconocimiento por distintos motivos, su implantación comercial de su madurez tecnología por parte de potenciales o aquellas tecnologías que durante la vigencia del promotores y la ausencia de retribución eléctrica plan pasen a estado comercial. adecuada generan reticencias en las entidades financieras e impiden la obtención de financiación. Los fondos necesarios para el desarrollo de esta línea de financiación son: Tabla 8.5.5. Fondos necesarios. Línea de financiación C Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total 11,0 14,1 22,0 26,0 29,9 33,8 40,5 47,3 56,1 58,2 338,9 Fuente: elaboración propia Los fondos necesarios para la implementación esquema financiero para estas ESEs a través de de esta línea de financiación provendrán del entidades financieras privadas que, en un princi- MITyC/IDAE. pio, deberían tener la colaboración del IDAE como garante de las ESEs de energías renovables.

8.5.4 — Programas de entidades Esta línea de financiación está dirigida a

8.5.4 Programas de entidades Esta línea de financiación está dirigida a: financieras privadas para • Programas de financiación de ESEs que utilicen energías renovables en aplicaciones térmicas. financiación de ESEs de Se diseñarán líneas específicas para cada área energías renovables térmicas renovable y aplicación térmica. con apoyo del IDAE (Línea D) Características de la línea de financiación El desarrollo del sector de Empresas de Servicios El esquema de estos programas de financiación se Energéticos de energías renovables térmicas es un basa en los programas piloto desarrollados por el mercado inmaduro que está siendo impulsado a tra- IDAE para la financiación de ESEs de energías reno- vés de programas piloto de financiación del IDAE. vables. Este esquema en líneas básicas se define por: Dado que el mercado de energía térmica supone el • Habilitación inicial de las ESEs que pueden acce- principal consumo energético de España, es impo- der a la financiación a través de una evaluación sible dotar unos presupuestos estatales suficientes de sus capacidades técnicas y económicas. Esta para realizar la financiación de todas las instalacio- labor podría ser realizada por IDAE. nes, lo que, por otro lado, sería una injerencia en • Reducción de las garantías exigidas a cada pro- el libre comercio y competencia entre empresas. yecto incluyendo la pignoración de los derechos de cobro de la energía. Una de las contribuciones del Por ello, pasada la fase de programas piloto de IDAE a estos programas consistirá en el desarrollo financiación (Línea F) es necesario establecer un 556 Marcos de apoyo a las energías renovables de sistemas de garantía para los proyectos como, • Seguimiento de la calidad de las instalaciones y por ejemplo, inclusión de Sociedades de Garantía de los servicios prestados al cliente final. Reciproca, Líneas de Avales o Financiación de Ava- • Programas de publicidad específicos de las líneas les, Fondos de Cobertura de Riesgo, etc. de financiación para energías renovables. • Tipo de interés preferente. Según la tipología de Los fondos necesarios para el desarrollo de esta proyecto y de ESE, se establecerán tipos de interés línea de financiación son: del préstamo preferente, incluyendo la posibilidad de cobertura de parte de este interés por el IDAE. Tabla 8.5.6. Fondos necesarios. Línea de financiación D Coste a cargo de presupuestos públicos (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total 1,0 2,6 4,1 5,7 7,2 8,8 10,3 11,9 13,4 15,0 80,0 Presupuesto entidades privadas para financiación de proyectos (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total 20 51,1 82,2 113,3 144,4 175,6 206,7 237,8 268,9 300 1.600 Fuente: elaboración propia Contribución del IDAE al esfuerzo financiero: 5% Es conveniente disponer de herramientas eficaces que anual. faciliten el acceso a la financiación necesaria, dado que estas instalaciones para autoconsumo interconec- Los fondos necesarios para la implementación de tadas (según se definen en la ITC-BT-40 del REBT) con esta línea de financiación provendrían de los suce- la red no tienen asociada una tarifa regulada que pu- sivos Presupuestos Generales del Estado para el diera pignorarse y que fuera abonada por un tercero. período 2011-2020 o de recursos propios de IDAE. La línea de financiación E sería una línea de financia-

8.5.5 — Líneas de financiación ción de instalaciones destinadas a generar energía

8.5.5 Líneas de financiación ción de instalaciones destinadas a generar energía para ser consumida por su titular, compatible con para instalaciones de ayudas a la inversión para acelerar su implantación. generación eléctrica Los objetivos pretendidos son el de una mejor adaptación de la demanda y oferta de la energía distribuida de P<10 KW para eléctrica y una mayor capacidad de integración de autoconsumo (Línea E) las energías renovables en el sistema eléctrico. Así mismo se espera obtener una limitación de la El objeto de esta línea de financiación es permitir el demanda energética sobre el sistema y evolución acceso a una financiación razonable a promotores, hacia una mejor gestión de la demanda. en su mayoría personas físicas, para la realización de pequeñas instalaciones de potencia no supe- Una vez se consoliden las aplicaciones objeto de rior a 10 kW en el sector residencial y terciario, financiación se podría pasar a un sistema de garan- incluidos los equipos y sistemas de gestión y con- tías a los titulares frente a otros agentes financieros trol necesarios para el autoconsumo de la energía (bancos, cajas, etc.). producida y la compensación de saldos o balance Además de destinarse a las tecnologías más ma- neto de energía. duras como es el caso de la tecnología fotovoltaica, 557 PER 2011-2020 esta línea permitirá a aquellas tecnologías que in- Características de la línea de financiación corporen equipos novedosos (eólica de pequeña Dado el bajo coste relativo de cada instalación, el potencia, biomasa con motor Stirling, concentra- importe financiable podría variar entre el 80 y el dores solares disco-parabólicos con motor Stirling, 100% de la inversión, con condiciones preferentes. etc.) penetrar en el mercado, dado que a través del sector bancario privado podría no ser posible por El volumen de fondos necesarios en millones de su falta de experiencia. euros se refleja en la siguiente tabla: Tabla 8.5.7. Fondos necesarios. Línea de financiación E Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total 5,0 6,5 6,5 6,7 6,7 1,8 0,3 0,4 33,9 Fuente: elaboración propia El origen de los fondos puede provenir de los Pre- Además, estos programas pretenden demostrar supuestos Generales del Estado (PGE). al sector financiero la viabilidad y rentabilidad de estas instalaciones de forma que en una segunda En una segunda etapa puede abrirse esta finan- fase, de expansión, se desarrollen programas de ciación al sector bancario, aportando desde la ad- financiación desde entidades financieras privadas. ministración las garantías necesarias para que los interesados tengan un fácil acceso a la financiación. Esta línea de financiación está dirigida a: • Programas piloto de financiación de ESEs que

8.5.6 — Programas piloto de utilicen energías renovables en aplicaciones

8.5.6 Programas piloto de utilicen energías renovables en aplicaciones financiación de proyectos térmicas y que puedan trasladarse a entidades financieras privadas en una segunda fase de ex- y promoción de ESEs de pansión (Línea D). Se diseñan líneas específicas para cada área renovable y aplicación térmica. energías renovables térmicas (Línea F) Características de la línea de financiación El desarrollo del sector de Empresas de Servicios Estos programas piloto de financiación pretenden Energéticos de energías renovables térmicas es un impulsar la configuración de una oferta de calidad mercado inmaduro que necesita un impulso inicial y adaptada a las necesidades de los usuarios po- para alcanzar la madurez comercial. tenciales, todo ello a partir del aprovechamiento energético de energías renovables. Dicha oferta de Desde el año 2009 el IDAE está diseñando y ges- calidad se fundamenta, por un lado, en la seguri- tionando programas piloto de financiación de pro- dad de suministro de energía a los usuarios finales, yectos de energías renovables térmicas a través y por otro, en la realización de instalaciones con de ESEs, los programas BIOMCASA, GEOTCASA, avanzadas prestaciones operativas, con elevados SOLCASA y GIT. niveles de eficiencia energética y con buen com- Estos programas son una medida temporal que portamiento respecto al medio ambiente. pretende desarrollar una red de ESEs de energías Para alcanzar sus objetivos, los programas siguen renovables térmicas que diseñen, instalen y ges- tres líneas de trabajo paralelas, pero claramente tionen instalaciones térmicas asegurando el sumi- diferenciadas, a través de mecanismos de control nistro energético al usuario final en el tiempo y con de calidad, de divulgación y de financiación. la calidad necesaria. Así mismo, estos programas incluyen líneas de difusión e información a los sec- El esquema de estos programas piloto de financia- tores involucrados que permita obtener la máxima ción sigue las siguientes líneas básicas: penetración de estas tecnologías en el mercado. 558 Marcos de apoyo a las energías renovables • Habilitación inicial de las ESEs que pueden acce- • Tipo de interés preferente, que permite una amor- der a la financiación a través de una evaluación de tización de la instalación, a través de los ahorros sus capacidades técnicas y económicas. conseguidos, en un máximo de 10 años. • Evaluación y control de calidad y rentabilidad • Seguimiento de la calidad de las instalaciones y de los proyectos presentados para obtener la de los servicios prestados al cliente final. financiación. • Programas de difusión específicos de las líneas • Reducción de las garantías exigidas a cada pro- de financiación para energías renovables. yecto limitándose a la pignoración de los dere- El volumen de fondos necesarios en millones de chos de cobro de la energía. euros se refleja en la siguiente tabla: Tabla 8.5.8. Fondos necesarios. Línea de financiación F Coste a cargo de presupuestos públicos (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total 16 20 10 0 0 0 0 0 0 0 46 Fuente: elaboración propia Este presupuesto incluye los 17 M€ aprobados para el programa GIT, así como los existentes en los pro-

8.6 — MECANISMOS DE

8.6 MECANISMOS DE gramas GEOTCASA (3 M€) y SOLCASA (5 M€) y la ampliación del programa BIOMCASA (3 M€ nuevos, FOMENTO DEL USO DE al haberse agotado los fondos de la primera fase). LOS BIOCARBURANTES Se prevé que los programas existentes y aprobados agoten sus presupuestos de forma gradual. Se prevé que los programas GEOTCASA y SOLCASA agoten 8.6.1 Obligación de uso de sus fondos a finales de 2012. Podrían plantearse ampliaciones de presupuesto para estos programas biocarburantes hasta que las entidades financieras desarrollen sus correspondientes productos financieros. La disposición adicional decimosexta de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarbu- El origen de los fondos puede provenir de Presu- ros, establece objetivos anuales de biocarburantes puestos Generales del Estado o recursos patrimo- y otros combustibles renovables con fines de trans- niales propios de IDAE. porte, que son de cumplimiento obligatorio desde 2009. Además, habilita al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a dictar las disposiciones ne- cesarias para regular un mecanismo de fomento de la incorporación de los biocarburantes y otros combustibles renovables con fines de transporte. Para lograr estos objetivos de la manera más efi- ciente posible, la Orden ITC/2877/2008, de 9 de octubre, por la que se establece un mecanismo de fomento del uso de biocarburantes y otros com- bustibles renovables con fines de transporte, fijó objetivos mínimos por producto, mecanismos de flexibilidad temporal para la contabilización de las cantidades de biocarburantes vendidas o consumi- das y un sistema de certificación y pagos compen- satorios que gestiona desde entonces la Comisión 559 PER 2011-2020 Nacional de Energía y permite a los sujetos obliga- Para la consecución de los objetivos energéticos de dos la transferencia de certificados, al tiempo que introducción de energías renovables en el trans- sirve como mecanismo de control de la obligación. porte, fijados en la normativa comunitaria, el Real Decreto 459/2011, de 1 de abril, por el que se fijan Los sujetos obligados son: objetivos obligatorios de biocarburantes con fines • Los operadores autorizados para distribuir al de transporte para los años 2011, 2012 y 2013, por mayor productos petrolíferos, por sus ven- establece los objetivos obligatorios mínimos de tas anuales en el mercado nacional, excluidas las biocarburantes, tanto globales como por producto. ventas a otros operadores al por mayor. El citado Real Decreto recoge una de las propues- • Las empresas que desarrollan la actividad de dis- tas contempladas en el Plan de intensificación del tribución al por menor de productos petrolíferos, ahorro y la eficiencia energética aprobado el 4 de en la parte de sus ventas anuales en el mercado marzo de 2011 por el Consejo de Ministros. Este nacional no suministrado por los operadores al plan establece la necesidad de incrementar la obli- por mayor. gación de introducir biodiésel en carburantes hasta • Los consumidores de productos petrolíferos, en el 7% en contenido energético para los años 2011, la parte de su consumo anual no suministrado 2012 y 2013 con el objeto, entre otros, de reducir el por operadores al por mayor o por las empresas consumo de combustibles fósiles en el sector del que desarrollen la actividad de distribución al por transporte y de contribuir a diversificar las fuentes menor de productos petrolíferos. de energía primaria. La razón para que el objetivo Los sujetos obligados que no disponen de certifica- para 2011 sea más reducido que el de los otros dos suficientes para el cumplimiento de sus obli- dos años está en la fecha de aprobación del Real gaciones están obligados a la realización de pagos Decreto, transcurridos ya varios meses del año. compensatorios. Se considera que la realización de En el Real Decreto 459/2011, de 1 de abril, se es- los pagos compensatorios supone el cumplimien- tablecen los siguientes objetivos mínimos obliga- to de las obligaciones establecidas siempre que torios globales: el grado de incumplimiento sea leve (menor que un umbral fijado mediante una fórmula de cálculo Tabla 8.6.1. Objetivos obligatorios mínimos en la Orden ITC/2877/2008). En caso contrario, se de venta o consumo de biocarburantes para el periodo 2011-2013 produce un incumplimiento de las obligaciones es- tablecidas para el logro de los objetivos anuales de contenido mínimo de biocarburantes y otros com- Objetivos de biocarburantes (%) bustibles renovables, lo que constituye infracción muy grave según la Ley 34/1998, de 7 de octubre. La imposición de las sanciones administrativas que 2011 2012 2013 se pudieran derivar del citado incumplimiento se realiza sin perjuicio de los pagos compensatorios, 6,2 6,5 6,5 que se deben efectuar en cualquier caso. Fuente: RD 459/2011, de 1 de abril La Circular 2/2009, de 26 de febrero, de la Comisión Nacional de Energía, por la que se regula la puesta Además, se establecen los siguientes objetivos por en marcha y gestión del mecanismo de fomento producto: del uso de biocarburantes y otros combustibles renovables con fines de transporte, establece las normas de organización y funcionamiento de dicho mecanismo. En concreto, define los procedimien- tos, normas y reglas para la solicitud de la consti- tución de Cuentas de Certificación, para la solicitud de expedición de certificados de biocarburantes y para las transferencias y traspasos de certifica- dos, y establece los procedimientos de gestión del Sistema de Anotaciones en Cuenta por parte de la Comisión Nacional de Energía. 560 Marcos de apoyo a las energías renovables Tabla 8.6.2. Objetivos obligatorios mínimos diferentes, y se regula el régimen fiscal de las para el periodo 2011-2013, por producto aportaciones transfronterizas a fondos de pen- siones en el ámbito de la Unión Europea. Año 2011 2012 2013 La Ley 53/2002, que introduce la tributación de los biocarburantes al tipo especial de cero euros por Objetivos de cada 1.000 litros, entró en vigor el día 1 de enero biocarburantes 3,9 4,1 4,1 de 2003. en gasolinas (%) En ella se establece que con efectos hasta el día Objetivos de 31 de diciembre de 2012 se aplicará a los biocar- biocarburantes burantes un tipo especial de cero euros por cada 6,0 7,0 7,0 en gasóleos de 1.000 litros en el impuesto de hidrocarburos. El tipo automoción (%) especial se aplicará exclusivamente sobre el volu- men de biocarburante aun cuando éste se utilice Fuente: RD 459/2011, de 1 de abril mezclado con otros productos. Siempre que la evolución comparativa de los costes

8.6.2 — Incentivos fiscales al de producción de los productos petrolíferos y de los

8.6.2 Incentivos fiscales al de producción de los productos petrolíferos y de los consumo de biocarburantes, biocarburantes así lo aconseje, las Leyes de Pre- supuestos Generales del Estado podrán sustituir el vigentes hasta 2013 tipo cero por un tipo de gravamen de importe posi- tivo, que no excederá del importe del tipo impositivo La principal propuesta de apoyo económico enfo- aplicable al carburante convencional equivalente. cada al desarrollo del sector de los biocarburantes consiste en la aplicación de incentivos fiscales. Por otro lado, la Ley 38/1992 establece que quedan Actualmente existen dos propuestas de esta clase exentas del impuesto especial de hidrocarburos la en vigor: fabricación o importación de biocarburantes que se destinen a su uso como carburantes, directamente • Aplicación de un tipo impositivo especial para o mezclados con carburantes convencionales, en biocarburantes. el campo de los proyectos piloto para el desarrollo • Exención del impuesto especial de hidrocarburos tecnológico de productos menos contaminantes. para biocarburantes procedentes de proyectos piloto. Tendrán la consideración de “proyectos piloto para el desarrollo tecnológico de productos menos con- La legislación nacional vigente por la que se rigen taminantes” los proyectos de carácter experimental estas actuaciones se indica a continuación: y limitados en el tiempo, relativos a la producción • Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos o utilización de los productos indicados y dirigidos Especiales. a demostrar la viabilidad técnica o tecnológica de • Real Decreto 1165/1995, de 7 de julio, por el su producción o utilización, con exclusión de la ul- que se aprueba el Reglamento de los Impuestos terior explotación industrial de los resultados de Especiales. los mismos. • Ley 53/2002, de 30 de diciembre, de Medidas Fis- El Reglamento de los Impuestos Especiales, modi- cales, Administrativas y del Orden Social. ficado mediante el Real Decreto 1739/2003, indica • Real Decreto 1739/2003, de 19 de diciembre, que, una vez aprobada la solicitud de exención, el por el que se modifican el Reglamento de los centro gestor expedirá el correspondiente acuerdo Impuestos Especiales, aprobado por el Real De- de reconocimiento de la exención con la vigencia creto 1165/1995, de 7 de julio, y el Real Decreto solicitada por los interesados y que no podrá su- 3485/2000, de 29 de diciembre. perar los cinco años. • Ley 22/2005, de 18 de noviembre, por la que se incorporan al ordenamiento jurídico español Existe una dimensión máxima establecida en el diversas directivas comunitarias en materia de Reglamento de los Impuestos Especiales, relacio- fiscalidad de productos energéticos y electricidad nada con la acreditación del carácter experimental y del régimen fiscal común aplicable a las socie- del proyecto y de que éste se limita a demostrar la dades matrices y filiales de estados miembros viabilidad técnica o tecnológica de su producción o 561 PER 2011-2020 utilización. Esta condición se considerará acredita- la Comisión Europea y establecer directrices para da cuando la cantidad de biocarburante producida la incorporación de criterios ambientales en las no exceda de 5.000 litros por año. distintas fases de la contratación. Entre las medidas adoptadas, en el ámbito del

8.6.3 — Uso de biocarburantes transporte se incluye la siguiente

8.6.3 Uso de biocarburantes transporte se incluye la siguiente: en las flotas de vehículos de “Analizar y adaptar antes de 31 de diciembre de 2010 el parque de vehículos existente para que ad- las administraciones mitan el uso de biocombustibles. Se exceptúan los vehículos equipados con motor híbrido. Inclusión de La Revisión de la Estrategia de la Unión Europea la compatibilidad con biocombustibles como crite- para un Desarrollo Sostenible del año 2006, incor- rio obligatorio en todos los contratos de compra de pora como destacable novedad metas concretas vehículos nuevos en aquellos segmentos del sector en Contratación Pública. En el apartado dedicado donde exista oferta suficiente de automóviles que a Consumo y Producción Sostenible, fija como ob- ya dispongan de esta tecnología, de modo que el jetivo general fomentar patrones en tal dirección, 50% de la flota consuma antes del 31 de diciembre y marca como finalidad y objetivo operativo “aspi- de 2012 mezclas de alto contenido de biocombus- rar a alcanzar para 2010 en toda la Unión Europea tible (30% diésel y bioetanol al 85%). A partir del un nivel medio de contratación pública ecológica 1 de enero de 2008 se incorporará la compra de igual al que han alcanzado hasta ahora los Estados vehículos de motor híbrido, para su destino como miembros más sobresalientes”. coches de incidencias que realizan recorridos fun- En este contexto, y como parte de las estrategias damentalmente urbanos, siempre que existan en el en política medioambiental, el Consejo de Ministros mercado productos que permitan la concurrencia. creó, mediante Acuerdo de 22 de mayo de 2006, la Antes del 31 de diciembre de 2010, inclusión en la Comisión Interministerial para la Incorporación de adjudicación de todos los contratos de suministro Criterios Ambientales en la Contratación Pública. de combustible, de la disponibilidad de ofrecer y La Comisión tiene como cometido la elaboración de repostar biocombustibles.” un Plan de Contratación Pública Verde con la fina- Con la aplicación de esta propuesta se pretende lidad de articular la conexión entre la contratación alcanzar antes del 31 de diciembre de 2012, un pública y la implantación de prácticas respetuosas consumo de un 38% de biocarburantes respecto con el medio ambiente. del total de combustibles consumidos en el Parque Este objetivo queda plasmado en la Orden Móvil del Estado. PRE/116/2008, de 21 de enero, por la que se pu- El Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 2008-2011, blica el Acuerdo de Consejo de Ministros por el que aprobado por el Consejo de Ministros el 1 de agosto se aprueba el Plan de Contratación Pública Verde de 2008, contiene 31 medidas urgentes para inten- de la Administración General del Estado y sus Or- sificar el ahorro y la eficiencia energética de nuestro ganismos Públicos, y las Entidades Gestoras de la país. Muchas de ellas complementan a otras ya en Seguridad Social. marcha. Así, en el ámbito de la movilidad se refuerza El ámbito de aplicación de este Plan de Contrata- la acción ejemplarizante por parte de la Administra- ción Pública Verde comprende a la Administración ción General del Estado, iniciada con el Plan de Con- General del Estado y a sus Organismos Públicos, tratación Pública Verde, fijando en 2009 un objetivo y a las Entidades Gestoras de la Seguridad Social. de consumo mínimo del 20% de biocarburantes en Su objetivo general es articular la conexión entre las flotas de vehículos públicos. la contratación pública y la implantación de prácti- El objetivo general, como se ha señalado, consiste cas respetuosas con el medio ambiente, de forma en que el 50% de la flota consuma antes del 31 de que se alcance antes de 31 de diciembre de 2010 diciembre de 2012 mezclas de alto contenido de la meta establecida por la Comunidad Europea en biocarburantes. Por producto, se consideran mez- la Estrategia revisada para un Desarrollo Sosteni- clas altas las siguientes: 30% v/v en el caso de las ble. Tiene como objetivos específicos establecer mezclas de biodiésel con gasóleo de automoción metas cuantificadas para los grupos de productos, (B30) y 85% v/v en el caso de las mezclas de bioe- servicios y obras considerados como prioritarios tanol con gasolinas (E85). para la incorporación de criterios ambientales por 562 Marcos de apoyo a las energías renovables

8.6.4 — Supervisión del sistema entorno, se considera conveniente una decidida

8.6.4 Supervisión del sistema entorno, se considera conveniente una decidida elevación de los objetivos para los siguientes años Obligación de uso de biocarburantes de la década apoyada en el impulso especial de las mezclas etiquetadas con altos contenidos de En la Orden ITC/2877/2008 se designa a la Comisión biocarburante, en la inmediata posibilidad de al- Nacional de Energía como entidad responsable de canzar mayores volúmenes de fabricación y en la ya la expedición de certificados de biocarburantes, de existente viabilidad técnica del parque de vehículos la gestión del mecanismo de certificación y de la para utilizar estos productos. El establecimiento supervisión y control de la obligación de comercia- progresivo de una obligación de comercialización lización de biocarburantes. de biocarburantes puros o en mezclas etiquetadas La Comisión Nacional de Energía está habilitada para en las estaciones de servicio ayudaría a alcanzar efectuar las comprobaciones e inspecciones que con- esos mayores objetivos de una forma más sencilla. sidere necesarias para la supervisión y control de las obligaciones definidas, que podrán afectar tanto a su- Actuación ejemplarizante de las jetos obligados como a sujetos no obligados. administraciones Los sujetos que acrediten la venta o consumo Es necesaria una mayor implicación de las adminis- de biocarburantes deberán aportar la informa- traciones en el fomento de la demanda de biocar- ción que la CNE les requiera, así como permitir burantes, de conformidad con lo establecido en el el acceso a sus instalaciones y a sus registros y artículo 85 de la Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Eco- contabilidad, en condiciones adecuadas para fa- nomía Sostenible. Esto ha de alcanzar a aspectos cilitar la verificación y, en su caso, inspección del que van desde la elaboración de los planes de com- cumplimiento de las obligaciones establecidas por pra de vehículos y combustible al establecimiento la Orden ITC/2877/2008, la circular 2/2009 y cua- de los pliegos de condiciones para la concesión de lesquiera otras que se establezcan relacionadas líneas de transporte. con las mismas. Desarrollo armónico del mercado español Tipos impositivos especiales de los de los biocarburantes biocarburantes En el momento de redactar el presente Plan de El organismo responsable de gestionar la impo- Energías Renovables se halla en trámite de apro- sición a tipos reducidos y la exención aplicables a bación una norma de gran relevancia para la con- los biocarburantes es la Dependencia de Aduanas figuración del mercado de biocarburantes en los e Impuestos Especiales de la Agencia Tributaria. próximos años. En ella se establece un procedi- miento de asignación de cantidades de produc-

8.6.5 — Propuestas de futuro ción de biodiésel para el cómputo de los objetivos

8.6.5 Propuestas de futuro ción de biodiésel para el cómputo de los objetivos obligatorios de biocarburantes de los años 2011 y Objetivos de consumo de biocarburantes 2012. Con ello se pretende favorecer un desarrollo En el Real Decreto 459/2011, de 1 de abril, se fi- armónico de las variables de capacidad de produc- jan objetivos obligatorios de biocarburantes para ción, producción y consumo de biocarburantes en los años 2011, 2012 y 2013, tanto globales (6,2, 6,5 el mercado español. y 6,5% respectivamente) como particulares para biocarburantes en diésel (6,0, 7,0 y 7,0% respecti- vamente) y gasolina (3,9% para 2011 y 4,1% para 8.7 FOMENTO DE LAS 2012 y 2013). Estos objetivos representan un con- sumo total muy alejado tanto de la capacidad de ENERGÍAS RENOVABLES producción instalada como de las posibilidades de absorción del mercado de biocarburantes consi- EN LOS EDIFICIOS deradas en los escenarios de mayores niveles de utilización que fueron analizados en el capítulo 4. El sector de los edificios (residenciales o comercia- les) es el mayor consumidor de energía y el mayor En este sentido, y con el fin de no alejarnos del emisor de CO2 de la UE, responsable de un 40% camino que están siguiendo los países de nuestro aproximadamente del consumo de energía final 563 PER 2011-2020 total y de las emisiones de CO2. Se trata por tanto La Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y de un sector estratégico tanto desde el punto de del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento vista del cumplimiento de los objetivos de energías del uso de energía procedente de fuentes renovables renovables como del ahorro energético. y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE, establece en su artículo 13 La década de desarrollo del nuevo PER, parte de un que se recoja la obligatoriedad de utilizar energías grado de avance muy significativo en la introduc- renovables en los edificios a partir del 31 de diciem- ción de las energías renovables en el mercado, y se bre del 2014, comenzando por los edificios públicos enfrenta a grandes retos derivados de la previsible que en menos de un año, a partir del 1 de enero de rápida evolución, tanto técnica como económica, 2012 deberán empezar a jugar un papel ejemplar en de las energías renovables, que sin duda hay que el cumplimiento de la Directiva, contemplando entre preveer e integrar en nuestros sistemas energéti- otras cosas que esta obligación se cumpla observan- cos y en la edificación, tanto existente como la que do las normas relativas a las viviendas de energía comience a proyectarse. cero, o mediante el uso de sus tejados por terceros Nuevos combustibles renovables, equipos más efi- para instalaciones de energías renovables. cientes, próxima paridad de red con la energía solar Las energías renovables están también incluidas en fotovoltaica, refrigeración solar, sondeos más com- la Directiva 2010/31/UE, de 19 de mayo de 2010, petitivos económicamente, etc. son la base de una relativa a la eficiencia energética de los edificios, revolución energética en el sector de la construcción, por lo que van a ser un elemento clave a tener en que de acuerdo con la política energética nacional y cuenta en los edificios, de cara a conseguir alcanzar comunitaria debe empezar a plasmarse en realidad los requisitos mínimos de eficiencia energética y cotidiana. los edificios de consumo energético casi nulo que Para poder aprovechar este nuevo escenario es deben construirse a partir de 2020. necesario que se desarrolle un marco legislativo Adicionalmente, la Directiva 2002/91/CE del Parla- adecuado, con procedimientos más ágiles y que mento Europeo y del Consejo, de 16 de diciembre de contemplen esta nueva realidad. 2002, relativa a la eficiencia energética de los edificios Conceptualmente los edificios están empezando a establece la obligación de poner a disposición de los pasar de ser un consumidor de energía a un pro- compradores o usuarios de los edificios un certifi- ductor de energía, que puede ser autosuficiente e cado de eficiencia energética. Este certificado debe incluso excedentario. Pasa de ser un consumidor incluir información objetiva sobre las características de energía poco estudiado desde el punto de vista energéticas de los edificios de forma que se pueda energético a un edificio calificado energéticamente. valorar y comparar su eficiencia energética, con el fin de favorecer la promoción de edificios de alta eficien- Es más, los edificios pueden ser los suministrado- cia energética y las inversiones en ahorro de energía. res de energía de determinados vehículos eléctricos ya que la infraestructura de recarga del vehículo Esta Directiva se ha traspuesto mediante tres eléctrico se deberá ajustar a las prescripciones téc- reales decretos relativos al Código Técnico de la nicas que legalmente se determinen, en función de Edificación (RD 314/2006), a la calificación ener- su instalación que podrá realizarse por ejemplo en gética de edificios (RD 47/2007),y a la reglamenta- una vivienda unifamiliar, un aparcamiento o garaje ción de las instalaciones térmicas en los edificios colectivo de edificio o conjunto inmobiliario, o un (RD 1027/2007). aparcamiento o garaje colectivo de uso público y/o Por otro lado, sin entrar en particularidades, en privado. Es decir está lleno de sentido que exista la mayoría de los casos las energías renovables a corto plazo una obligación legal por la que todas presentan unos efectos en el suministro energéti- las viviendas y edificaciones de nueva construcción, co, medioambientales y económicos, al menos, tan así como las que sean objeto o resultado de obras favorables como las medidas de eficiencia energé- de ampliación o rehabilitación deban incorporar tica. Existe ya un consenso muy generalizado entre en sus instalaciones infraestructuras de recarga. los diversos agentes públicos y privados relaciona- Los edificios pasan a ser por tanto una pieza clave dos con la materia, estando incluidas las energías en el consumo y producción de energía, y por tanto renovables en la Directiva 2010/31/UE, de 19 de en la política energética que se implemente en los mayo de 2010, relativa a la eficiencia energética próximos años. de los edificios. 564 Marcos de apoyo a las energías renovables Por ello como criterio general, dentro de las com- básico para obtener la cédula de habitabilidad de petencias estatales, incluidas en los diversos ele- un edificio de nueva construcción y por tanto son de mentos de carácter reglamentario o promocional obligado cumplimiento en el sector de la edificación. de la eficiencia energética, es decir, dentro de todas Como requisito básico de habitabilidad frente a es- aquellas propuestas que no tengan una finalidad cenarios posibles de incertidumbre de suministro, económica directa (subvenciones a la inversión), se resulta necesario avanzar en la independencia y considerará plenamente la aplicación de sistemas autosuficiencia energética de los edificios. Para de las energías renovables de uso térmico. ello, el papel de las energías renovables resulta Consecuentemente, se considerará la aplicación de la máxima relevancia si no imprescindible. prioritaria de energías renovables en los diversos Adicionalmente, avanzar en el establecimiento planes de eficiencia en edificios actualmente en de mínimos de contribución de las energías re- vigor o que se pudieran establecer. novables en la edificación es necesario, teniendo Por otro lado, deben tenerse en cuenta, de manera en cuenta que las barreras con que actualmente prioritaria, las tecnologías que facilitan la introduc- tropieza su introducción como fuente de suminis- ción de las energías renovables en la edificación de tro en los edificios no tienen carácter económico. forma eficiente, como es el caso de las redes de La falta de conocimiento y confianza por parte de climatización y la cogeneración. Estos sistemas de los usuarios, la desigualdad de condiciones en la distribución, ampliamente extendidos en otros paí- competencia con las empresas de combustibles ses de la Unión Europea, todavía no son habituales convencionales y los problemas derivados de los en España. Por ello, es necesario un apoyo decidido sistemas de ayudas son algunas de las dificultades de los mismos, más aún si se tiene en cuenta la pro- en las que tropieza la aplicación de las energías puesta de Directiva relativa a la eficiencia energética renovables en los edificios de nueva construcción. y por la que se derogan las Directivas 2004/8/CE y Continuando con la línea de trabajo establecida en 2006/32/CE, de 22 de julio de 2011, donde se esta- el actual Código Técnico se avanzará en el uso de blece el 1 de enero de 2014 como fecha límite para las energías renovables a través de una revisión comunicar un plan nacional de calefacción y refri- de la exigencia para usos térmicos, derivada de geración con sistemas urbanos eficientes. la necesidad de cumplir la Directiva 2009/28 re- En este apartado se exponen las propuestas no lativa al fomento de energías renovables que en su económicas a realizar durante el periodo de plani- articulo 13 indica:“ ficación, ya que las propuestas de apoyo económico “…/… están recogidas en otros apartados de este capítulo. Los Estados miembros introducirán en sus normas

8.7.1 — Código Técnico de la y códigos de construcción las medidas apropiadas

8.7.1 Código Técnico de la y códigos de construcción las medidas apropiadas para aumentar la cuota de todos los tipos de ener- Edificación gías procedentes de fuentes renovables en el sector de la construcción. La Directiva 2002/91/CE fue considerada en la re- …./… dacción del Real Decreto 314/2006 que aprobó el Código Técnico de la Edificación, donde se estable- A más tardar el 31 de diciembre de 2014, los Esta- ce la obligatoriedad de uso de energías renovables dos miembros exigirán en estas normas y códigos de en su sección HE 4. Concretamente en esta sec- construcción o en cualquier forma con efectos equi- ción se establece una contribución solar mínima valentes, si procede, el uso de niveles mínimos de de agua caliente sanitaria según cada región de energía procedente de fuentes renovables en edificios España, que incluye la climatización de piscinas nuevos y en los ya existentes que sean objeto de una cubiertas, considerando sus características climá- renovación importante. Los Estados miembros per- ticas específicas, y volumen de consumo. Adicional- mitirán que dichos niveles mínimos se cumplan, entre mente, la sección HE 5 establece una contribución otras cosas, mediante la calefacción y la refrigeración solar fotovoltaica mínima para edificios destinados por sistema central producidas utilizando un porcen- a determinados usos y a partir de un cierto tamaño. taje importante de fuentes de energía renovables El cumplimiento de los puntos presentados en el …/…” Código Técnico de la Edificación es un requisito 565 PER 2011-2020 Por tanto se incluirá una obligatoriedad más am- permite la ampliación del estándar, actualmente se plia, mediante una contribución renovable mínima han finalizado los trabajos para facilitar o incluso para usos térmicos en los edificios de nueva cons- posibilitar, según los casos, la incorporación a los trucción con previsión de demanda de agua calien- procedimientos de cálculo de certificación energéti- te, climatización de piscina cubierta, de calefacción ca de edificios y evaluar y obtener la correspondiente o de climatización, de forma que una parte de las calificación teniendo en cuenta cuando los edificios necesidades energéticas derivadas de esas deman- son abastecidos, tanto para calefacción como para das se cubra mediante distintas soluciones reno- ACS o para refrigeración, a través de sistemas de vables. La cuantificación de la exigencia, además energías procedentes de biomasa y geotermia, es- de tener en cuenta los parámetros económicos, tando en elaboración los documentos de solar. Un podrá depender de la tipología del edificio, zona paso más en esta dirección será la inclusión de las climática, etc. Estas obligaciones podrán cumplirse energías renovables en los nuevos modelos de ca- utilizando redes de climatización u otros sistemas lificación energética para edificios existentes cuyo eficientes de producción y distribución de energía, desarrollo se está iniciando actualmente. abastecidos con energías renovables. En el caso de redes de climatización centralizada, Comprendida en dicha exigencia, se incluirá una abastecidas con energías renovables, se ha prepa- contribución solar mínima destinada a cubrir los rado con la Asociación de Empresas de Redes de consumos de ACS y piscina. Calor y Frío, “ADHAC”, una guía de obtención de Se están analizando las posibilidades y casos en calificación que permita la obtención de la califica- los que sería adecuado establecer propuestas se- ción energética como solución singular. En el perio- mejantes en edificios existentes. do 2010-2020, posiblemente esta y otras tipologías en sus diferentes alcances, en la medida en que se generalicen o se diversifique la oferta de equipos, se

8.7.2 — Calificación energética irán incorporando a los procedimientos

8.7.2 Calificación energética irán incorporando a los procedimientos. de edificios Aunque no existen o sería muy complicado asignar unos objetivos cuantitativos específicos para esta El Real Decreto 47/2007, de 19 de enero, traspuso acción, la finalidad de la misma consiste en motivar parcialmente la Directiva 2002/91/CE mediante la el cambio de comportamiento de los usuarios, los aprobación de un Procedimiento básico para la cer- promotores, las administraciones locales, de los tificación de eficiencia energética de los edificios de urbanistas y arquitectos para que tomen en con- nueva construcción. sideración las opciones relativas a las energías La obtención de la calificación energética de un edi- renovables dentro de los correspondientes desa- ficio puede realizarse mediante la utilización de un rrollos urbanísticos y promociones de vivienda a fin programa informático de Referencia (CALENER) o de conseguir calificaciones energéticas elevadas. de un programa informático Alternativo, que cons- Esta propuesta, sumada al resto de las expuestas tituyen la denominada opción general de calificación en este apartado, supondrá una serie de sinergias energética de un edificio, de acuerdo con el artículo que permitan motivar adecuadamente al sector. 4º del RD 47/2007. Por otra parte está finalizándose la elaboración de los procedimientos de certificación 8.7.3 Reglamento de energética de edificios existentes, los cuales además de calcular la calificación energética del edificio, Instalaciones Térmicas en la propondrán iniciativas de mejora para elevarla, tanto desde el punto de vista técnico como económico. Edificación Adicionalmente, se están dando los pasos legales Otra parte de la Directiva 2002/91/CE ha sido tras- necesarios para trasponer la obligación exigida a puesta mediante el Real Decreto 1027/2007, que los propietarios por el artículo 7.1 de la Directiva establece el Reglamento de Instalaciones Térmicas 2002/91/CE de poner a disposición del posible com- en la Edificación (RITE). prador o inquilino, según corresponda, un certifi- En este reglamento se establecen las prescripcio- cado de eficiencia energética. nes y procedimientos que deben cumplirse cuando En lo que se refiere a energías renovables, una se realiza una instalación térmica en la edificación. vez terminada la herramienta POSTCALENER que En los documentos reconocidos por la Comisión 566 Marcos de apoyo a las energías renovables Asesora del RITE se plantean soluciones válidas no Entre las propuestas a evaluar para el fomento de excluyentes. Para poder obtener el correspondiente la cogeneración con energías renovables se está permiso para la operación de la instalación deben considerando incluir modificaciones de la retri- cumplirse estos requisitos, que son supervisados bución existente para las cogeneraciones con por las correspondientes inspecciones llevadas a biomasa (grupo a.1.3) adecuándola a la situación cabo por los departamentos encargados dentro de actual. Por otro lado, como continuación de la in- cada comunidad autónoma. tegración de las energías renovables en la produc- En los últimos años se han realizado una serie de ción eléctrica se plantea la posibilidad de ampliar modificaciones al RITE dirigidas a regular especí- los grupos de cogeneración existentes añadiendo ficamente, y por consiguiente a eliminar las barre- aquellos específicos a la aplicación de esta tecno- ras existentes, a la hora de realizar instalaciones logía con residuos, energía solar termoeléctrica o térmicas en los edificios con energías renovables energía geotérmica. (biomasa, geotermia y solar térmica). A fin de dar cumplimiento al artículo 13 de la Di-

8.7.5 — Ordenanzas municipales

8.7.5 Ordenanzas municipales rectiva 2009/28 y ofrecer un marco prescriptivo Desde hace más de seis años existe un modelo de adecuadamente estructurado y completo, teniendo ordenanza solar municipal elaborado por el IDAE en cuenta que se trata de un trabajo dinámico, ac- que establece las prescripciones mínimas de uso, tualmente se está planteando una modificación del y las condiciones y aportaciones mínimas obligato- RITE que complete aquellos aspectos regulatorios rias de la energía solar en las edificaciones de un que permitan tanto mejorar la eficiencia energética municipio cuyo objetivo es facilitar la elaboración de las instalaciones térmicas con la introducción de ordenanzas por parte de los municipios que pu- de nuevas tecnologías más eficientes, como la in- dieran estar interesados. Este modelo es adaptado troducción de las energías renovables que todavía por parte de las autoridades locales sobre la base no están suficientemente desarrollados comercial de sus propias competencias y el objetivo de su or- o técnicamente. denanza, existiendo un gran número de municipios Por tanto, en el periodo 2011-2020, adicionalmente que han optado por su implementación. a las modificaciones que actualmente se encuen- Actualmente un porcentaje importante de la pobla- tran en curso, se irá adaptando el citado reglamen- ción española habita en municipios con ordenanzas to en la medida en que las necesidades de un sector solares, y entre estos municipios se encuentran las de actividad con tantas perspectivas de evolucionar principales ciudades. en el corto plazo, como son las renovables térmi- cas, así lo requiera. Dado el éxito de este modelo de ordenanza, se pre- vé elaborar modelos similares que incluyan otras

8.7.4 — Cogeneración con energías renovables como la biomasa, o como las

8.7.4 Cogeneración con energías renovables como la biomasa, o como las redes urbanas de climatización centralizada, regu- energías renovables en lando en este último caso la actividad de distribu- edificios ción y suministro de calor y frío renovables. Estas posibilidades de regulación mediante ordenanzas municipales pueden suponer un punto importante En muchos casos es posible combinar la produc- para su promoción, especialmente en municipios ción térmica de las renovables con la generación con importantes recursos. eléctrica. Desde la Administración General del Estado se El sistema de apoyo para fomentar la generación analizará e impulsará el establecimiento de me- eléctrica mediante el sistema de primas favorece canismos legales para que las redes de calor y frío específicamente la cogeneración a partir de fuentes tengan prioridad sobre otros sistemas de abaste- renovables. Una vez se alcanza el rendimiento eléc- cimiento, siempre que se verifique que sean técni- trico equivalente mínimo, se pasa a la categoría a) camente posibles y económicamente viables para de cogeneración, obteniendo una mayor retribución todos los agentes involucrados, en cuyo caso será en todos los subgrupos. A partir de ahí, avanzar en de recepción obligatoria para promotores de edifi- mejoras de rendimiento eléctrico equivalente supo- cios y para los usuarios. ne mejorar la retribución mediante el incremento de un complemento de eficiencia. 567 9 Balance económico del plan Balance económico del plan

9.1 — EVALUACIÓN 9.1.1 Inversión y apoyo

9.1 EVALUACIÓN 9.1.1 Inversión y apoyo ECONÓMICA DEL PLAN previsto De acuerdo con el desarrollo previsto en cada una El análisis económico, que es un elemento funda- de las áreas y con los trabajos realizados sobre mental en la definición de un plan, adquiere mayor prospectiva de costes, se ha estimado la inversión importancia en este plan, en el que se aborda el y las necesidades de apoyo a lo largo del periodo60. desarrollo de las energías renovables –que con- figuran ya un importante sector de actividad eco- La tabla siguiente recoge una síntesis de la evo- nómica– hasta el final de la década que acaba de lución prevista durante el periodo de aplicación comenzar, y contempla un importante crecimiento del PER, de la inversión asociada al plan, así como de diferentes áreas. Además, la actual coyuntura de los apoyos considerados para su desarrollo. económica otorga a este tipo de análisis un papel La inversión se presenta dividida en tres grandes aún más relevante, tal y como se recoge en el ca- grupos de áreas: eléctricas, térmicas y biocarbu- pítulo 5, cuando se tratan los criterios para la se- rantes, y los apoyos divididos en dos partes: los lección de objetivos. costes para la Administración y los costes para el sector privado. Ahora bien, si su importancia es un aspecto amplia- mente compartido, no siempre lo es tanto el alcan- ce y la forma en que se llevan a cabo estos análisis, y ello puede dar lugar a diferentes valoraciones. Lo más inmediato y obligado es llevar a cabo la evaluación económica más directa correspondiente a las nuevas instalaciones a poner en marcha en el marco del PER 2011-2020, es decir, la inversión asociada a esas instalaciones y los apoyos previstos para estimular tales inversiones. Por ello, se ha realizado un detallado análisis de los desarrollos previstos a lo largo del periodo para cada una de las áreas y tipos de instalaciones contempladas, de la inversión estimada y de los diferentes apoyos previstos para acometer esas inversiones. Un resumen de ese análisis se presenta a con- tinuación. Pero la sola evaluación de esas varia- bles dejaría fuera de consideración importantes elementos que deben tenerse en cuenta a la hora de hacer un balance económico, y más aún si se trata de hacer un balance socioeconómico del plan, ya que para ello se requiere tener en cuenta otra serie de variables, algunas de ellas de difícil pon- deración. Por ese motivo, tras la inversión y apoyo previsto se presenta la síntesis de otros análisis realizados para llevar a cabo un balance más equi- librado del plan. En el capítulo 5 se presenta un resumen de la evolución prevista de costes para las diferentes áreas y en este mismo ca- 60 pítulo se tratan de forma más detallada los relativos al sector eléctrico 569 PER 2011-2020 Tabla 9.1.1. PER 2011-2020: inversión y apoyo previsto Total (Millones de 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011- euros) 2020 Inversión Áreas 6.993 7.117 4.734 4.043 4.320 4.663 4.938 5.559 6.377 6.998 55.743 eléctricas Áreas térmicas 353 362 420 451 676 746 724 794 843 911 6.279 Biocarburantes 0 0 0 0 45 300 0 30 300 100 775 Inversión total 7.346 7.479 5.153 4.494 5.041 5.709 5.662 6.383 7.520 8.009 62.797 Coste para la Administración Ayudas públicas a la 24 64 81 95 107 123 131 139 136 137 1.037 inversión (1) Financiación (1) 4 7 10 12 14 17 19 21 24 26 155 Otras medidas 2 14 7 7 6 6 6 6 6 6 67 (información…) Subtotal 31 85 98 114 128 146 156 166 166 169 1.259 Administración Coste para el sector privado Primas electricidad renovable 489 1.325 1.954 2.283 2.502 2.671 2.790 2.923 3.078 3.218 23.235 (escenario base) Incentivos al - 2 8 13 18 23 27 31 34 36 191 calor renovable Subtotal 489 1.327 1.962 2.296 2.520 2.694 2.817 2.954 3.112 3.254 23.426 sector privado Total costes (escenario 520 1.413 2.060 2.410 2.648 2.841 2.973 3.120 3.278 3.423 24.686 base) (1) De acuerdo con lo especificado en el capítulo 8, parte de los fondos incluidos en estos dos conceptos (los correspondientes a las líneas de apoyo a la I+D+i+d), podrían modificar su ubicación concreta a lo largo del periodo. Fuente: elaboración propia 570 Balance económico del plan Como se puede observar, el PER prevé promover subastas al desarrollo de las energías renovables una inversión durante la década que supera los a fin de cumplir el compromiso de la Unión Europea 62.000 millones de euros, de los que más de 55.000 de alcanzar un mínimo del 20% de contribución de se corresponden con instalaciones de generación fuentes renovables en 2020. Por tanto, y sin pre- de electricidad y más de 6.000 millones con insta- tender que los recursos procedentes de la subasta laciones para usos térmicos. Por lo que se refiere a de derechos de emisión queden afectados a este los biocarburantes, la elevada capacidad existente plan, y previa aprobación presupuestaria teniendo actualmente en el sector hace prever una inversión en cuenta las limitaciones de la propia Ley Gene- muy moderada en nuestro país durante el periodo ral Presupuestaria de cada año, podrán preverse de aplicación del plan, y orientada a la producción recursos para la financiación de este plan dentro de biocarburantes de segunda generación. del marco general de la política contra el cambio climático. En cuanto a los apoyos necesarios, el PER con- templa un coste para la Administración del orden Y por lo que respecta al coste para el sector privado, de 1.260 millones y un coste para el sector privado hay dos partidas claramente diferenciadas: inferior a los 23.500 millones de euros. • Las cantidades a abonar en concepto de pri- El coste para la Administración está integrado por mas equivalentes a la generación de electrici- tres tipos diferentes de propuestas: las ayudas pú- dad con fuentes renovables que, para las nuevas blicas a la inversión que, con algo más de 1.000 instalaciones a desarrollar en el marco del millones de euros durante todo el periodo, repre- PER 2011-2020, ascienden a un total acumulado sentan el grueso de las partidas públicas; el coste durante la década cercano a 23.250 millones de imputado a la financiación, que se ha estimado en euros –con un máximo de unos 3.200 millones en torno a 155 millones —correspondiente, en la ma- el año 2020. El impacto de las energías renova- yoría de las líneas de financiación, a un 8% de las bles en los costes del sistema eléctrico se analiza cantidades totales destinadas a financiar proyectos con detalle más adelante en este capítulo. de energías renovables—, y ascendiendo la canti- • Los incentivos al calor renovable a través del nuevo dad total a financiar, tanto por la administración sistema, el ICAREN, que está previsto comenzar pública como por entidades financieras privadas, a a aplicar en el año 2012 y representan un apoyo 2.531 millones de euros; y una tercera partida, algo acumulado a lo largo de todo el periodo de apli- inferior a los 70 millones de euros, que integra un cación del plan inferior a 200 millones de euros. conjunto variado de propuestas, como son las de información, formación, planificación, promoción y 9.1.2 Balance socioeconómico: otras. En el capítulo 8 se presenta el detalle de las actuaciones previstas en materia de ayudas públi- síntesis cas a la inversión y financiación. Si bien en el epígrafe anterior se recoge la evalua- En cuanto al origen de fondos públicos proceden- ción económica de la inversión y apoyos contem- tes de los Presupuestos Generales del Estado, la plados en el PER, un plan de estas características exposición de motivos de la Ley 13/2010, de 5 de presenta múltiples ventajas de muy diversa índole, julio, por la que se modifica la Ley 1/2005, de 9 entre las que cabe destacar las económicas, socia- de marzo, por la que se regula el régimen de co- les y ambientales. mercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, recoge el compromiso, sin menos- Por ello, para hacer un balance mínimamente cabo del principio de no afectación de ingresos a equilibrado de los efectos del PER 2011-2020, es gastos, de destinar a políticas de cambio climático preciso tomar en consideración esas ventajas en una cantidad equivalente a la ingresada mediante la medida de lo posible. las subastas de derechos de emisión. En este sen- Para ello, hay una serie de efectos económicos, tido, la propia Directiva 29/2009/CE, por la que se que podemos denominar directos y que son cuan- modifica la Directiva 2003/87/CE para perfeccionar tificables y susceptibles de ser sumados y resta- y ampliar el régimen comunitario de comercio de dos como parte de un balance económico aunque, derechos de emisión de gases de efecto inverna- lógicamente, como todo lo que tiene que ver con dero, considera la conveniencia de destinar parte el futuro, esté sujeto a la formulación de hipótesis de los fondos procedentes de las mencionadas sobre posibles evoluciones. 571 PER 2011-2020 En este grupo se encuentran ventajas tan importantes Como se puede observar los beneficios superan para nuestro país como las importaciones de energía ampliamente a los costes, ya que sólo con los aho- que evitará el plan, especialmente importantes las rros derivados de la menor importación de combus- de gas natural y las de gasóleo, y los ahorros deriva- tibles fósiles superan la cifra de 25.500 millones de dos de las emisiones de CO2 evitadas por el PER. En euros, superior a los costes del plan, que se cifran la tabla siguiente se presentan estos efectos, con su en 24.784 millones de euros. A los beneficios deben valoración económica, y se comparan con los costes añadirse los ahorros derivados de la menor emisión anteriormente evaluados, a los que se ha añadido una de CO2, que se estiman en 3.567 millones de euros. partida que proviene del plan anterior y finaliza en Finalmente, existen otra serie de beneficios, igual- 2013, como es la menor recaudación en el impuesto de mente importantes pero de más difícil cuantifica- hidrocarburos correspondiente a los biocarburantes. ción, sobre los que se ha hecho un ejercicio de Tabla 9.1.2. PER 2011-2020: balance estimación que se presenta en la siguiente tabla: económico de efectos directos PER 2011-2020: balance económico de efectos directos Beneficios (millones de euros) Menor importación de gas 17.412 natural Menor importación de gasóleo 7.125 Ahorros por reducción de 981 consumo de gasolina Ahorros por reducción de 3.567 emisiones de CO2 Total 29.085 Costes (millones de euros) Ayudas públicas a la inversión 1.037 Costes de financiación 155 Otros gastos 67 Prima equivalente régimen 23.235 especial Sistema de incentivos al calor 191 renovable Menor recaudación IH (*) 99 Total 24.784 (*)Menor recaudación en impuesto de hidrocar- buros correspondiente a biocarburantes. Par- tida que proviene del PER anterior y finaliza en 2013. Fuente: elaboración propia 572 Balance económico del plan Tabla 9.1.3. PER 2011-2020: otros Lógicamente, para evaluar este impacto hay que beneficios a considerar situarse en el momento temporal en el que se plantean los objetivos. No se puede evaluar ade- PER 2011-2020: otros beneficios a considerar cuadamente la oportunidad de estrategias a largo plazo con los condicionantes del presente. Debemos, Creación acumulada de riqueza pues, situarnos en el entorno del año 2020 y tener en (incrementos de contribución cuenta la evolución de los aspectos más relevantes 33.607 hasta ese año para realizar el análisis en el futuro. al PIB) durante 2011-2020 (millones de €) En el apartado 3.2 ya se ha analizado la evolución de los precios de la energía y del CO2. En este análisis Estimación de empleo total se partirá de los resultados de la prospectiva de vinculado a las energías 302.865 precios del petróleo, del gas natural y del CO2 que renovables en 2020 se recogen en ese apartado. En este aspecto es Reequilibrio balanza de pagos: importante precisar que esta prospectiva ya tiene exportación de tecnología en cuenta los últimos acontecimientos acaecidos en Japón y en varios países árabes del norte de Fuente: elaboración propia África y de Oriente Medio, que pueden tener una influencia relevante sobre los precios del petróleo y del gas natural a largo plazo.

9.2 — IMPACTO DE LAS Otro aspecto fundamental en este análisis será la

9.2 IMPACTO DE LAS Otro aspecto fundamental en este análisis será la ENERGÍAS RENOVABLES propia evolución de las distintas tecnologías y la reducción de costes que se puedan conseguir en el EN LOS COSTES DEL futuro, gracias a las curvas de aprendizaje de cada una de las tecnologías renovables para generación SISTEMA ELÉCTRICO eléctrica. Este aspecto, que se analiza en profun- didad en cada uno de los apartados sectoriales del El objetivo de este apartado es realizar una evaluación capítulo 4 y en el apartado 5.2, donde se recogen del impacto económico de los objetivos fijados en este los resultados de manera comparada del conjunto PER 2011-2020 sobre el sistema eléctrico. Este aná- de tecnologías eléctricas, alimentará también los lisis representa sólo una parte del balance económi- análisis que se muestran a continuación. co de las energías renovables, que debe contemplar todos los efectos sobre la economía que suponen la consecución de los objetivos planteados. Los princi- pales impactos ajenos al propio sector eléctrico se analizan en otros apartados del presente documento. De los distintos aspectos relacionados con los cos- tes del sistema eléctrico este apartado se centrará en el análisis del balance económico de la tarifa eléctrica, ya que debido a la rápida evolución de las energías renovables orientadas a la producción de energía eléctrica, especialmente eólica y solar en los últimos años, es necesario verificar el impacto de los objetivos marcados en este sector sobre el equilibrio económico del sistema eléctrico. Los ob- jetivos en generación de electricidad representan casi un 60% del consumo final bruto de energías renovables previsto en 2020 y si el sistema eléc- trico no está equilibrado económicamente, éstos no se podrán alcanzar y se pondría en riesgo el cumplimiento de la obligación que fija la Directiva de Energías Renovables para España. 573 PER 2011-2020

9.2.1 — Previsión del precio tecnología que fuera la marginal en la misma y la

9.2.1 Previsión del precio tecnología que fuera la marginal en la misma y la energía demandada. del mercado eléctrico en el Como simplificación, se considerará para estimar horizonte del año 2020 el precio de mercado medio esperado, el coste de entrada del ciclo combinado de gas natural mar- De acuerdo con la teoría económica, el precio de ginal. La hipótesis que subyace en esta simplifica- mercado debería calcularse teniendo en cuenta ción es que el ciclo combinado será la tecnología los costes medios esperados de cada una de las de orden de mérito predominante, luego su coste tecnologías existentes y, a partir de la curva monó- de entrada será un estimador razonable del precio tona de demanda esperada, estimar el número de medio del mercado. horas que cada una de esas tecnologías marcaría En primer lugar, pues, se deben estimar los costes el precio en el mercado. Así, el precio de mercado de un CCGN el período considerado. En la tabla medio esperado se estimaría considerando para 9.2.1 se pueden observar estas estimaciones para cada hora del año el coste de oportunidad de la los años 2020 y 2030, a precios constantes de 2010. Tabla 9.2.1. Estimación de costes totales y variables de un ciclo combinado de gas natural Unidades 2020 2030 Precio del gas natural €/MWh 27,5 31,9 Rendimiento CC (PCI) % 53,3 53,3 Coste del combustible €/MWh 57,3 66,5 Precio del CO2 €/tn 25,0 30,0 Costes variables Coste del CO2 €/MWh 10,0 12,0 Coste O&M variable €/MWh 2,5 2,5 Coste ATR variable €/MWh 1,2 1,2 Peaje de generación €/MWh 0,5 0,5 Total costes variables €/MWh 71,5 82,7 Horas de funcionamiento horas 2.765 3.000 Amortización unitaria €/MWh 20,3 18,7 Costes fijos Coste O&M fijo €/MWh 4,7 4,3 Coste ATR fijo €/MWh 9,2 8,5 Total costes fijos €/MWh 34,2 31,5 Costes totales €/MWh 105,7 114,2 Para realizar esta estimación se han utilizado, además, las siguientes hipótesis: 574 Balance económico del plan (Continuación) • Coste de un CCGN de 750 $/kW. • Relación €/$: 1€ = 1,35$. Coste • Vida útil CCGN: 30 años. Concepto (€/MWh) • Rendimiento CCGN: 53,3% (PCI). Se considera Año 2020 inferior a los valores estándar por mayor funcio- namiento a mínimo técnico. Peaje de generación 0,5 • Se han considerado los costes actuales de los peajes por adquisición de GN. Total costes variables 71,5 • Factor de emisión central de ciclo combinado: 0,4 tCO2/MWh. Porcentaje de días en que hay • Se ha contabilizado el peaje de generación se- un ciclo combinado con ciclado 75% gún la propuesta de Real Decreto por el que se diario establecen los peajes de acceso a las redes de Sobrecoste central marginal que transporte y distribución que deben satisfacer los arranca para 16 horas (arranque 1,4-5,8 productores de energía eléctrica. caliente-arranque frío) A partir de estos valores se estimará el precio del mer- Ingresos adicionales para ciclos cado diario de electricidad como los costes variables por la existencia de un ciclo 1,7 de un ciclo combinado de gas natural pero, además, marginal de ciclado diario(1) hay que tener en cuenta que en las horas en que los propios ciclos marquen precio del mercado, el coste Estimación del precio del 73,2 marginal vendrá dado por aquellos ciclos que hayan mercado diario arrancado para funcionar sólo en ese día y que por tanto internalizarán en su oferta el coste de arranque Supuestos 1/7 de días de ciclado diario de arran- (1) que debe recuperar en un número de horas reducido. que en frío y 6/7 de arranque en caliente. A este efecto, se ha estimado que, en los escenarios A partir de esta estimación se ha construido una considerados, el 75% de los días presentan al menos senda de evolución del precio del mercado diario de un ciclo con ciclado diario y que en uno de cada siete electricidad, utilizando las estimaciones de OMIP el arranque es frío y en los seis restantes, es caliente. hasta el año 2013 y elaborando una evolución entre Teniendo en cuenta lo anterior, los ciclos combi- 2014 y 2020, con un crecimiento constante igual a nados percibirían un ingreso medio en el mercado la tasa de crecimiento medio anual entre esos dos diario en torno a 73,2 €2010/MWh, tal y como puede años. El resultado se puede observar en la figura apreciarse en la tabla 9.2.2, referencia que pue- 9.2.1. de considerarse un buen estimador del precio del mercado en 2020, bajo un análisis de corto plazo. Tabla 9.2.2. Estimación del precio del mercado diario de electricidad en 2020 Coste Concepto (€/MWh) Año 2020 Coste variable CCGN Coste combustible 57,3 Coste CO2 10,0 Coste O&M var 2,5 Coste ATR var 1,2 575 PER 2011-2020 Figura 9.2.1. Estimación del precio del mercado eléctrico en el periodo 2010-2030 100 90 85 80 73 70 60 (€/MWh) 51 52 48 50 38 40 30 20 10 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Dato real Datos OMIP Aproximaciones lineales Estimaciones costes variables CCGN

9.2.2 — Competitividad de las precios de las tecnologías y del mercado eléctrico,

9.2.2 Competitividad de las precios de las tecnologías y del mercado eléctrico, esta diferencia puede ser positiva, con lo que habla- tecnologías de generación mos de sobrecostes del sistema, o puede ser nula o negativa, con lo que se podría hablar de neutralidad eléctrica con energías o de ahorros para el sistema eléctrico. Actualmente renovables esta diferencia es positiva para todas las tecnolo- gías renovables y por eso se habla únicamente de Las tecnologías de generación eléctrica con energías sobrecostes, pero en el futuro la situación se podría renovables presentan una evolución a la baja en sus invertir y se podría hablar de ahorros. costes a lo largo del período. En el capítulo 4 y en el Estos sobrecostes o ahorros de la producción con apartado 5.2 se analiza en profundidad esta evolu- energías renovables respecto al precio del mercado ción y sus tendencias futuras, en base a la prospec- afectan a los costes del sistema y, en consecuencia, tiva tecnológica y de mercado de cada una de ellas. a los costes de acceso y al precio de la electricidad. Este aspecto es fundamental puesto que la diferen- A continuación se presenta una comparación entre cia entre las retribuciones requeridas para dar ren- la retribución necesaria para dar viabilidad con una tabilidad a las inversiones y el precio del mercado rentabilidad razonable a las tecnologías principales eléctrico es el esfuerzo que debe hacer el conjunto de generación eléctrica con energías renovables y de los consumidores eléctricos para fomentar las el precio previsto del mercado eléctrico en el hori- energías renovables para generación eléctrica. Se- zonte de los años 2020-2030. gún sea el sistema de apoyo y la evolución de los 576 Balance económico del plan Figura 9.2.2. Comparación de los costes levelizados y la estimación del precio del mercado eléctrico. Tecnologías eólicas y solares Coste de generación elécrica (c€2010/kWh) 35 30 25 20 LEC (c€/kWh) 15 10 5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Año de puesta en marcha FV tejado Solar termoeléctrica FV suelo Estimación del precio del mercado diario Eólica marina Eólica terrestre con 2.900 h/año Eólica terrestre Fuente: BCG e IDAE Se puede observar cómo la curva de retribución (2.900 horas equivalentes/año) se podría adelantar de algunas tecnologías corta a la curva de precios hasta el año 2014. del mercado eléctrico. Esto significa que a partir de Otra tecnología que entraría en competitividad en el un cierto momento ya se puede dar el caso de que período de aplicación del PER 2011-2020 es la eólica algunas tecnologías puedan empezar a ser com- marina. Según la prospectiva tecnológica realizada, petitivas con el mercado eléctrico, puesto que la el año de entrada en competitividad se podría situar retribución que recibirían vendiendo la electricidad en 2020, para emplazamientos marinos situados a en el mercado sería suficiente para que un inversor unos 10 km de la costa. Para emplazamientos más obtuviera una rentabilidad razonable. lejanos, hasta unos 50 km, se podría demorar mu- En el caso de la eólica terrestre, por ejemplo, se cho, hasta finales de la década siguiente. podría interpretar que en el año 2017 ya se po- El resto de tecnologías que aparecen en este grá- drían realizar inversiones en emplazamientos con fico no entrarían en competitividad con el mercado un buen recurso eólico (2.400 horas equivalentes/ eléctrico antes de 2020, horizonte temporal del PER año) sin ningún apoyo económico mediante el sis- 2011-2030, pero sí podrían hacerlo en la década tema de primas actual. Evidentemente, para em- 2021-2020. A pesar de esta falta de competitividad plazamientos con un menor recurso (2.000 horas con el mercado diario de electricidad antes de 2020, equivalentes/año) esta fecha se podría retrasar todas las tecnologías experimentan importantes hasta 2023 pero para emplazamientos aún mejores reducciones de sus costes. 577 PER 2011-2020 En las tecnologías más maduras como la eólica En el caso de una vivienda acogida a la tarifa de terrestre, y en menor grado la eólica marítima, aun- último recurso, se estima que la competitividad se que siguen reduciendo costes a lo largo del período, podría conseguir incluso antes del año 2015. la aproximación a la competitividad se produce, en En el siguiente gráfico se puede observar la compa- mayor medida, por el aumento previsto del precio ración de los costes levelizados de las tecnologías del mercado diario. En las tecnologías menos ma- del mar (undimotriz), hidroeléctrica y geotérmica duras, como las solares fotovoltaica y termosolar, con la estimación del precio del mercado diario rea- la reducción de sobrecostes se reparte más equi- lizada. Las instalaciones hidroeléctricas también tativamente entre ambos conceptos. pueden presentar una competitividad con el mer- Para analizar la competitividad de la solar fotovol- cado eléctrico en un período muy corto, hacia el año taica en edificios, habría que hacer la comparación 2015, en el caso de rehabilitaciones de centrales con la parte correspondiente al término variable de existentes. Para centrales de nueva construcción las tarifas a las que se acogen estos consumidores. esta situación no se daría hasta 2020. Figura 9.2.3. Comparación de los costes levelizados y la estimación del precio del mercado eléctrico. Tecnologías hidroeléctrica, geotérmica y energías del mar Coste de generación elécrica (c€2010/kWh) 35 La evolución de las tecnologías La evolución de las energías del mar de energía geotérmica necesita estará determinada por el desarrollo 30 el desarrollo de estudios sobre el de modelos que cumplan las potencial de recurso en España expectativas de fiabilidad necesarias 25 para el éxito comercial LEC (c€/kWh) 20 15 10 5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Año de puesta en marcha Energías del mar Geotérmica convencional Geotérmica estimulada (EGS) Estimación del precio del mercado diario Hidráulica Fuente: BCG e IDAE 578 Balance económico del plan Aunque la geotermia convencional no presenta una Hay un grupo de tecnologías que pueden tener buena competitividad con el mercado eléctrico du- competitividad con el mercado eléctrico en el pe- rante el período de aplicación del PER 2011-2020, ríodo de aplicación del PER 2011-2020. Éstas son su horizonte de competitividad se sitúa a mediados la minihidráulica y la eólica terrestre a partir de de la década siguiente, hacia 2024, en un período 2015 y 2017, respectivamente, y la eólica marina parecido al de las tecnologías solares. Otras barre- en 2020. Lo más significativo será, sin duda, la en- ras no económicas como la falta de conocimiento trada en competencia de la eólica terrestre, por del subsuelo o el riesgo de este tipo de inversiones, la potencia instalada actualmente (alrededor de van a dificultar su implantación en los próximos 21 GW) y por el objetivo fijado para 2020 (35 GW). años, por lo que se plantean unos objetivos muy Buena parte de los nuevos 15 GW que se deben modestos (50 MW) para esta tecnología en el hori- promover en el marco del PER 2011-2020 van a zonte del año 2020. tener una contribución muy pequeña a los costes del sistema eléctrico. En el caso del aprovechamiento de la energía del mar (undimotriz), las previsiones tienen un grado Un segundo grupo de tecnologías apuntan a una de incertidumbre muy elevado. El estado actual de entrada en competitividad con el mercado eléctrico la tecnología, muy incipiente, y los ensayos fallidos en la década 2020-2030. Este grupo de tecnologías de las primeras instalaciones a escala comercial es muy numeroso y relevante, puesto que inclu- que se han llevado a cabo en España y a nivel in- ye las energías solares fotovoltaica y termosolar, ternacional para el aprovechamiento de la energía la geotermia convencional, las energías marinas de las olas (la opción con más posibilidades para (básicamente energía de las olas), las plantas de España) aconsejan tomar con prudencia la pros- biomasa de aprovechamiento de residuos de la in- pectiva elaborada. En todo caso, estas tecnologías dustria forestal o asociada (grupo b.8.2) y el apro- sí presentan buenas perspectivas de reducción de vechamiento de la energías de los residuos. costes a largo plazo. Este grupo presenta un potencial energético muy Se puede observar en este gráfico cómo este grupo elevado, gracias sobre todo a las tecnologías sola- de tecnologías presenta unas perspectivas de re- res, pero también gracias a otras fuentes como la ducción de costes muy moderadas, a excepción de geotermia, los residuos de la biomasa o la energía las energías marinas. Este esquema se reproduce de las olas, que también aporta un potencial muy para las tecnologías de la biomasa, con reducciones significativo aunque en este último caso, la incer- de costes muy limitadas y con una única opción tidumbre tecnológica sea muy elevada. tecnológica que podría conseguir la competitividad El hecho de que exista este potencial energético tan con el mercado eléctrico en la próxima década: las importante, que pueda entrar en competitividad en plantas de biomasa de gran potencia que utilicen los próximos 10-15 años, confirma la conveniencia residuos de la industria forestal. de mantener la apuesta de España por el desarrollo En el grupo de las tecnologías del biogás la reduc- de las energías renovables iniciada hace ya 30 años. ción de costes que se puede prever es incluso menor, puesto que son tecnologías muy maduras descar- tándose su competitividad con el mercado diario de electricidad en un horizonte de tiempo razonable. En resumen, se pueden definir tres grupos de tec- nologías según el año en que pueden entrar en competitividad con el mercado eléctrico, teniendo en cuenta que la incertidumbre de la prospectiva realizada se incrementa notablemente al superar la barrera del año 2020. Hay que considerar los co- mentarios sobre períodos posteriores a 2020 como meras tendencias de futuro que pueden ser útiles para la realización de análisis de tipo cualitativo, aunque relevantes para la toma de decisiones en materia de desarrollo tecnológico. 579 PER 2011-2020 Tabla 9.2.3. Estimación de la entrada y prolongado para conseguir su rentabilidad, al me- en competitividad de las tecnologías nos en el marco en que se desarrollan actualmen- renovables eléctricas según la estimación te. Evidentemente, en el futuro irán apareciendo del precio del mercado nuevas tecnologías que se situarían, inicialmente, en este grupo. Hasta 2021- Después 2020 2030 2030 Otro análisis que resulta muy interesante es la comparación de los costes totales de las tecnolo- gías renovables con los del ciclo combinado de gas Minihidráulica 2015 natural. A partir de los valores de costes totales de un ciclo combinado mostrados en la tabla 9.2.1 Eólica terrestre 2017 y teniendo en cuenta la evolución prospectiva de precios del gas natural y del CO2 realizada, así como Eólica marina 2020 los horas anuales de funcionamiento consideradas para la estimación del precio del mercado diario, Fotovoltaica suelo 2023 la mayoría de las tecnologías renovables presentan Geotermia unos costes inferiores a los de un ciclo combinado 2024 de gas natural a lo largo de la presente década. convencional Solamente entrarían en competitividad con un ci- Fotovoltaica techo 2024 clo combinado después del año 2020 las energías Solar del mar, la geotermia estimulada, las biomasas no 2026 industriales y las plantas de biogás con un bajo ren- termoeléctrica dimiento de generación de biogás. Muchas de ellas Energías del mar 2026 como la hidráulica, la eólica (terrestre y marítima), la geotermia convencional o la biomasa industrial Biomasa b.8.2 2027 tienen ya, actualmente, unos costes totales infe- riores a los de un ciclo combinado. Residuos 2028 Incluso considerando 5.000 horas/año de funciona- miento para los ciclos combinados, la hidráulica y Biogás >50 Nm3/m3 >2030 la eólica terrestre ya presentan unos costes totales inferiores a día de hoy. Biomasa b.6.2, >2040 b.6.3, b.8.1

9.2.3 — Sobrecostes del sistema

9.2.3 Sobrecostes del sistema Geotermia estimulada (EGS) >2040 eléctrico generados por la Biogás >30 Nm3/m3 >2050 introducción de las energías renovables Biomasa b.6.1 >2050 En este apartado se van a evaluar los sobrecostes Biogás >12 Nm3/m3 >2050 previstos debido a la introducción de las energías renovables en la generación eléctrica, según los Finalmente, aparecen otras tecnologías que con objetivos fijados en el presente PER 2011-2020. el conocimiento y el desarrollo actual presentan Para realizar esta evaluación necesariamente se mucha incertidumbre respecto de su entrada en han considerado una serie de hipótesis de las que competitividad con el mercado eléctrico o, inclu- a continuación se detallan las más relevantes: so, confirman la poca probabilidad de que puedan llegar a esta situación en un futuro previsible. Este es el caso del conjunto de las instalaciones de bio- gás, del resto de instalaciones de aprovechamiento de la biomasa y de la geotermia estimulada (EGS). Estos sectores requerirán de un apoyo importante 580 Balance económico del plan Hipótesis utilizadas para la evaluación de sobrecostes en el sector eólica terrestre • Evolución de la potencia instalada hasta 2012 según el registro de preasignación establecido en el RDL 6/2009. • Desmantelamiento y posterior repotenciación del 10% de los parques existentes con 15 años o más de vida útil, más la totalidad de los que lleguen a los 20 años de vida útil. • La retribución considerada es la actualmente vigente, fijada en el RD 661/2007 hasta 2012. Para el período 2013-2020, se considera el mismo esquema de retribución, con distintos valores de referencia para los principales parámetros del modelo, en función de la senda de evolución de costes de generación prevista. • Para los parques repotenciados se estima una ganancia en valor medio tanto en potencia como en producción, considerando las mismas hipótesis de retribución que para los parques nuevos. • Para la eólica de pequeña potencia, se prevé la necesidad de una retribución superior a la generación eléctrica asociada, en dos escalones de tarifas en función de la potencia (hasta 10 kW y entre 10 y 100 kW). Hipótesis utilizadas para la evaluación de sobrecostes en el sector eólica marina • En 2012, se considera una tarifa un 80% superior a la eólica en tierra, aproximadamente. A partir de 2013, la actualización anual seguiría la senda de evolución de costes de generación estimada. • La generación eléctrica neta asociada a los parques eólicos marinos se ha considerado superior a los parques en tierra en más de un 40%. Hipótesis utilizadas para la evaluación de sobrecostes en el sector solar fotovoltaica • Hasta 2011 se ha considerado el cupo definido en el RD 1578/2008. • En 2012 se ha supuesto una reducción de este cupo del 53%, hasta los 220 MW anuales, desde los 465 MW del año 2011. Los cupos se incrementan un 10% anual desde 2013 hasta 2020. • La potencia instalada cada año es una cuarta parte del cupo preasignado ese año y tres cuartas partes del cupo del año anterior. • Se han considerado las horas equivalentes de funcionamiento a potencia nominal establecidas en el Real Decreto-Ley 14/2010 para el cálculo de la producción con derecho a tarifa regulada. • Para el año 2011 se han considerado las tarifas ponderadas según el RD 1578/2008 con la reducción establecida por RD 1565/2010. Para el periodo 2012-2020 se ha considerado una reducción del 10% anual. Hipótesis utilizadas para la evaluación de sobrecostes en el sector solar termoeléctrica • Para determinar la evolución de la potencia instalada hasta 2013, se han considerado las fases de puesta en marcha de las instalaciones inscritas en el registro de preasignación (RD-L 6/2009). • Se considera un cupo creciente desde 250 MW para 2014, hasta 450 MW para 2020. Se supone que se instala cada año el cupo preasignado, mayoritariamente en plantas con acumulación. • Se han considerado un ratio de producción medio ponderado de 2.100 MWh/MW para instalaciones sin acumulación y de 3.350 MWh/MW para instalaciones con acumulación. • Hasta 2013 se considera la tarifa establecida en el RD 661/2007. A partir de 2014 se ha considerado una tarifa equivalente al menor coste normalizado obtenido en el estudio de prospectiva tecnológica para los distintos tipos de instalación. 581 PER 2011-2020 Hipótesis utilizadas para la evaluación de sobrecostes en el sector biomasa • Se han considerado unos costes de inversión para generación pura equivalentes al coste medio de una central de ciclo Rankine con aerocondensadores y para cogeneración una central con tecnología de gasificación, el coste de esta última superior al de generación pura. • No se han considerado reducciones en los costes de operación y mantenimiento a lo largo del período. • Se han considerado los costes de la biomasa variando con el IPC, con fluctuaciones inferiores a las correspondientes a los precios de la energía. • Se ha calculado la retribución necesaria para obtener una rentabilidad razonable algo superior a otros sectores. Hipótesis utilizadas para la evaluación de sobrecostes en el sector biogás • Para el biogás agroindustrial, se han considerado unas inversiones y gastos de operación coherentes con el estudio de prospectiva tecnológica, considerando 3 tamaños de planta: menores de 250 kW, de 250 a 500 kW y mayores de 500 kW. Se ha considerado previsible un mayor desarrollo de plantas de menos de 500 kW. Se ha estimado un reconocimiento económico de las emisiones de CO2_eq evitadas. • Para las plantas de biogás de FORS y de EDAR se ha considerado una retribución equivalente a la del biogás agroindustrial, y en el caso de los vertederos se ha mantenido su retribución actual. • En todos los casos se han considerado aportaciones económicas significativas que reconozcan los beneficios ambientales de estas inversiones. Hipótesis utilizadas para la evaluación de sobrecostes en el sector residuos • Sólo se ha considerado la incineración de residuos domésticos y una pequeña contribución de los combustibles sólidos recuperados (CSR). • Se han considerado una primas análogas a las actuales, levemente superiores para el caso de CSR. • Se asume que el principal ingreso para estas plantas es el canon de tratamiento de residuos. Hipótesis utilizadas para la evaluación de sobrecostes en el sector hidroeléctrica (<50 MW) • Se mantienen las primas según lo establecido en el RD 661/2007, con los límites superior e inferior. Hipótesis utilizadas para la evaluación de sobrecostes en el sector geotermia • Para determinar la evolución de la potencia al año 2020, se ha tenido en cuenta los proyectos en fase de exploración e investigación, que si se concreta su viabilidad, podrían ponerse en marcha a partir del 2018. • Se considera un proyecto tipo EGS con ciclo binario. • Se evalúa en un 20% el consumo de electricidad producida para la estimulación y la inyección de agua. • Se ha considerado una rentabilidad ligeramente superior a tecnologías renovables más maduras y en fase ya comercial. 582 Balance económico del plan Hipótesis utilizadas para la evaluación de sobrecostes en el sector energías del mar • Para determinar la evolución de la potencia al año 2020, se ha considerado que a partir del 2016 se empezarían a implantar las primeras plantas comerciales, habiéndose definido la mejor tecnología de captación de energías del mar en años previos. • Se considera un sistema de producción tipo boya. • Se ha considerado una rentabilidad ligeramente superior a otras tecnologías renovables más maduras y en fase ya comercial. Dado el actual sistema de retribución del régimen con energías renovables, se ha tenido en cuenta una especial, para algunas tecnologías y en determina- tasa de pérdida de producción anual de las instala- das horas del día, ya se da el caso de que los límites ciones y se ha proyectado la producción prevista de superiores fijados en el RD 661/2007 son inferiores al todas ellas según su año de puesta en marcha. En precio del mercado eléctrico. En estas situaciones, la los análisis siguientes no se considera la gran hi- prima sería nula y las instalaciones pasarían a perci- dráulica ya que al ser retribuida a precio de mercado, bir el precio del mercado. En el futuro, dependiendo no aportaría ninguna contribución a los sobrecostes. de los precios horarios del mercado diario conside- Se estima que la retribución global que percibiría el rado y de la evolución de los límites de retribución, conjunto de instalaciones de generación eléctrica con la frecuencia con que se dan estas situaciones puede energías renovables, sin considerar la gran hidráu- aumentar mucho. En un escenario de precios de la lica, se elevaría a unos 15.300 M€ en el año 2020. electricidad más elevados que los considerados se podría dar el caso de que la prima equivalente de Esta retribución depende fuertemente del sistema algún sector fuera, en conjunto, casi nula. de apoyo para estas tecnologías en cada momento. El valor obtenido se basa en un esquema de retribu- Efectivamente, en el escenario denominado ácido ción similar al actual definido en el RD 661/2007, en alto, se estima que la prima equivalente global del el que algunas tecnologías tienen la posibilidad de sector eólico terrestre sería nula a partir de 2018. acogerse al esquema de mercado, percibiendo una Para el sector minihidráulico esta situación no se prima añadida al precio del mercado. Se considera, daría hasta 2020. pues, que las tecnologías que hayan entrado en Para la evaluación de los sobrecostes anuales del competitividad a lo largo del período verán reducida conjunto de las instalaciones de generación eléctrica su prima al actuar el límite superior de retribución. Figura 9.2.4. Retribución total de las energías renovables eléctricas en el período 2010-2020 16 15,3 14,4 13,6 14 13,0 12,4 11,9 12 11,3 10,1 9,5 10 Miles de M€ 8,2 7,5 8 6 4 2 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 583 PER 2011-2020 Para analizar los sobrecostes, también se ha hecho España, al precio medio de los sobrecostes de una hipótesis sobre el papel de los mecanismos de generación de electricidad con energías reno- cooperación previstos en la Directiva de energías vables que, según el análisis realizado, sería de renovables, que se abordan en el capítulo 12 de este 54 €/MWh en el año 2020. documento. Según los objetivos fijados para 2020, Considerando que los recursos así obtenidos pasa- España dispondrá de unos excedentes de 836 ktep rán a reducir los costes del sistema eléctrico, los en el año 2020 y hay países que han manifestado mecanismos de cooperación podrían representar su interés en llegar a acuerdos para disponer de una reducción de unos 245 M€ de los sobrecostes parte de estos excedentes para cumplir con sus generados por las energías renovables. compromisos. Y también se ha tenido en cuenta el interés de España en desarrollar proyectos en la Como se observa en el gráfico siguiente, y teniendo ribera sur de mediterráneo, en el marco del Plan en cuenta las hipótesis mencionadas, el volumen Solar Mediterráneo. económico que representarían los sobrecostes a la tarifa eléctrica originados por la promoción de Para la evaluación del papel de estos mecanismos las energías renovables en las cantidades estable- de cooperación se ha supuesto que estas plantas cidas en este PER 2011-2020, experimentaría un participan en el mercado de la electricidad y que aumento significativo hasta el año 2014 para lue- la prima equivalente que reciben es de origen ex- go estabilizarse y experimentar un leve descenso terno al mercado eléctrico español y que se llega a hasta un valor de unos 6.275 M€ en 2020, a precios acuerdos con distintos países de la UE para trans- constantes de 2010. mitirles un total de 0,4 Mtep de los excedentes de Figura 9.2.5. Estimación de los sobrecostes del sistema eléctrico debidos a las energías renovables en el período 2010-2020 Miles 12 60 52 49 10 44 47 50 42 40 38 8 36 40 33 Total 2020 30 6.275 M€ (M€) 28 (GW) 6 30 4 20 2 10 0 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Sobrecostes Potencia instalada Con un aumento medio del 1,8% anual de los sobre- producirá en nuevas inversiones acometidas en costes se conseguirá doblar la potencia eléctrica el período 2011-2020, excluyendo de nuevo la hi- instalada con energías renovables, exceptuando la droeléctrica en régimen ordinario. hidroeléctrica en régimen ordinario. En el escena- El máximo que experimentan los sobrecostes hacia rio planteado para 2020, el 57% de la electricidad el año 2014 se debe a los compromisos ya adqui- de origen renovable generada en el año 2020 se ridos sobre objetivos para las tecnologías eólica 584 Balance económico del plan terrestre, solar fotovoltaica y solar termoeléctrica, eléctrico por un lado y reducción de los costes de fundamentalmente. A partir de ese año confluyen las tecnologías por el otro, la retribución unitaria nuevos sistemas de retribución más adaptados a media del conjunto de las energías renovables aco- la rápida evolución tecnológica y unos precios de la gidas al régimen especial aumentaría al principio energía y del mercado eléctrico con una tendencia al del período de unos 124 €/MWh en 2010 hasta los alza que frenan el crecimiento de los sobrecostes. 138 €/MWh en 2014, para entrar después en una fase de reducción sostenida que le llevará hasta los Gracias a la confluencia de estas dos tendencias 128 €/MWh en el año 2020. contrapuestas, aumento del precio del mercado Figura 9.2.6. Retribución unitaria de las energías renovables eléctricas y contribución del precio del mercado en el período 2010-2020 160 134 138 140 133 124 128 120 43% 100 (€/MWh) 80 69% 73 60 63 52 57% 40 38 20 31% 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Retribución unitaria Precio del pool No obstante, cabe señalar que actualmente, la retri- fuentes de energía renovable para la generación bución del mercado eléctrico representa solamen- eléctrica, se podría concentrar el crecimiento de los te el 31% de la retribución media de las energías últimos años en tecnologías más maduras, como renovables, mientras que en el año 2020 se espera por ejemplo la eólica, y conseguir que la retribu- que los sistemas de apoyo, o sea, los sobrecostes, ción media acentuara su tendencia a la baja en los representen únicamente un 43% de la retribución. últimos años del período. Dicho de otra manera, el precio del mercado dará En el análisis realizado anteriormente no se ha te- cuenta de más de la mitad de la retribución de las nido en cuenta la participación de la hidroeléctrica energías renovables en el horizonte del año 2020. adscrita al régimen ordinario. Es importante preci- Por simple diferencia de las curvas anteriores, se sar esta cuestión, puesto que los ratios elaborados puede observar cómo la prima equivalente media como la retribución media de las energías renova- del conjunto de las energías renovables se mantie- bles o el porcentaje de esa retribución que proviene ne alrededor de los 80 €/MWh hasta el año 2014 de la prima equivalente, serían mucho más favo- para iniciar posteriormente un descenso mantenido rables (más reducidos) si tuviera en cuenta que la hasta los 54 €/MWh del año 2020. elevada producción energética de las instalaciones adscritas al régimen ordinario percibe sólo el pre- Huelga decir que en el caso de no mantener la cio del mercado diario. Así pues, el análisis anterior apuesta estratégica por el desarrollo de nuevas 585 PER 2011-2020 se refiere únicamente a las energías renovables estas instalaciones en 2010 se cubre con sistemas eléctricas adscritas al régimen especial. de apoyo, con sobrecostes para el sistema. Profundizando en el análisis del sector eólico, con- No obstante, este sector presenta una evolución muy siderando la evolución de su curva de aprendizaje favorable, en la que va reduciendo su prima equiva- y la evolución del precio del mercado eléctrico, la lente media hasta los 29 €/MWh en 2014 para des- retribución media que percibirían el conjunto de cender continuamente hasta los 7 €/MWh en 2020. instalaciones acogidas al régimen especial sería de Esto implica que el volumen de los sobrecostes para 83 €/MWh en el año 2010, con una prima equivalen- el conjunto del sector eólico se reduce a lo largo del te para este sector de 45 €/MWh. Esto implica que, período, pasando por los casi 1.700 M€ en 2012, para para ese año, más de la mitad de la retribución de descender después hasta los 482 M€ en 2020. Figura 9.2.7. Retribución unitaria de la energía eólica y contribución del precio del mercado en el período 2010-2020 Miles 10 100 88 9 90 83 83 81 80 8 80 7 70 6 60 (€/MWh) (M€) 92% 5 50 45 4 36 40 46% 29 3 30 23 2 20 14 54% 1 7 10 0 8% 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Retribución pool total eólica Prima equivalente total eólica Retribución unitaria Prima equivalente unitaria

9.2.4 — Impacto sobre los costes totales de acceso y sobre los costes totales del sis

9.2.4 Impacto sobre los costes totales de acceso y sobre los costes totales del sis- tema eléctrico que, en definitiva, nos indicará el totales del sistema eléctrico impacto de la política de fomento de las energías renovables sobre el precio de la electricidad. Una vez analizados los sobrecostes del sistema Para ello, se ha utilizado el análisis de sostenibi- eléctrico originados por la consecución de los ob- lidad económica del modelo energético propues- jetivos marcados, hay que valorar cuál puede ser to para el año 2020, incluido en el documento de el impacto de estos sobrecostes sobre los costes 586 Balance económico del plan Planificación energética indicativa, desarrollado O sea, se prevé un aumento de los costes totales según lo dispuesto en la Ley 2/2011, de 4 de marzo, medios del 29,3%, creciendo desde los 121,6 €/MWh de Economía Sostenible. en el año 2010 hasta los 157,3 €/MWh en 2020. El análisis realizado revela que los costes totales del Esta evolución implica un crecimiento medio de sistema eléctrico muestran una tendencia al alza a los costes medios del sistema eléctrico en un 2,6% lo largo del período 2010-2020, aumentando desde anual, expresado en moneda constante de 2010. los 30.287 M€ en 2010 hasta los 49.535 M€ en 2020. Figura 9.2.8. Evolución de los costes de energía y de acceso del sistema eléctrico en el período 2010-2020 180 152 155 157 160 150 144 147 140 143 137 140 133 122 120 (€/MWh) 100 80 67 69 69 69 68 67 72 72 72 71 71 60 40 20 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Costes medios totales Costes medios de acceso En lo que se refiere a los costes de acceso, que en el año 2010 han sido de unos 17.856 M€, se estima van a experimentar un descenso en los dos años siguientes para emprender después una senda as- cendente que les llevará a superar los 21.189 M€ en el año 2020. No obstante, debido al escenario de precios de la energía previsibles en el futuro, se va a dar un cam- bio importante en la estructura de costes totales del sistema eléctrico en el horizonte del año 2020. En el siguiente gráfico se puede ver cómo en el año 2010 los costes de acceso representaron la mayor parte de los costes totales del sistema, con un 59% de los costes totales. 587 PER 2011-2020 Figura 9.2.9. Evolución de los costes de energía y de acceso del sistema eléctrico en el período 2010-2020 Miles % 60 70 59,0% 50 60 49,1% 50,4% 50 40 42,8% 40 (M€) 30 30 20 20 10 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Costes de energía Costes de acceso (peajes) % costes de acceso Pero en el entorno del año 2020, la situación se Cabe destacar el incremento importante de la pri- puede invertir, representando el peso de los costes ma equivalente de la cogeneración a lo largo del de acceso alrededor de un 43% de los costes totales período (incremento de un 43,4% en términos cons- del sistema. Este hecho es significativo, puesto que tantes), aunque su peso relativo en la estructura indica que en los próximos años, el precio de la de costes de acceso continuará siendo modesto, electricidad va a depender en mucha mayor medida pasando del 9 al 11% entre 2010 y 2020, como se de los precios de la energía (gas natural, básica- puede observar en la figura 9.2.10. mente), que se fijan a nivel internacional. El elemento de costes de acceso que experimenta Esto muestra la necesidad de impulsar el uso de un descenso más pronunciado es el denominado fuentes energéticas autóctonas. Si nuestro siste- “otros costes”, que incluye los costes de diversifica- ma eléctrico no reduce su dependencia de fuentes ción y seguridad de abastecimiento, los ingresos de importadas de energía primaria, nuestra economía, los peajes por exportaciones, los costes por gestión nuestro país en definitiva, estará más expuesto a la de la demanda de los grandes consumidores y los volatilidad de los precios energéticos en el futuro, costes por compensaciones extrapeninsulares. La con pocas palancas para mantener nuestra com- desaparición de este último concepto en los próxi- petitividad y nuestro desarrollo. mos años es la principal razón de la reducción de este epígrafe. El peso de las primas equivalentes de las ener- gías renovables va a continuar siendo uno de los factores importantes de los costes de acceso a lo largo del período, con un ligero aumento del 29 al 31% a lo largo del período, pasando por un máximo superior al 35% en 2014. En este análisis no se han considerado posibles ingresos obtenidos median- te los mecanismos de cooperación previstos en la Directiva de energías renovables. 588 Balance económico del plan Figura 9.2.10. Evolución de la estructura de los costes medios de acceso en el período 2010-2020 Costes de acceso-año 2010 (en M€) Costes de acceso-año 2020 (en M€)

17.856 — M€ 21.189 M€

17.856 M€ 21.189 M€ 1.573 375 9% 2% 5.202 5.235 6.519 29% 29% 7.168 31% 34% 1.663 9% 2.385 11% 1.397 2.789 2.509 2.232 8% 16% 12% 10% Prima EERR(*) Costes de transporte Prima COGEN Costes de distribución Costes permanentes Otros costes (*) No se han tenido en cuenta ingresos producidos por los mecanismos de cooperación previstos en la Directiva 2008/28/CE de energías renovables. Los denominados costes permanentes (costes del En lo que se refiere a los costes de la energía, van Operador del Sistema, del Operador del Merca- a experimentar un importante aumento a lo largo do, de la CNE y los déficits acumulados de las del período, pasando de los 12.428 M€ en 2010 a los actividades reguladas) se estima que se sitúen 28.346 M€ en 2020, multiplicándose por 2,3. Obvia- en unos 2.200 M€ en 2011 y que queden estabi- mente, el factor que tiene un mayor peso es el co- lizados en esos valores hasta 2020 por lo que su rrespondiente a los costes de generación, entendido peso relativo se reduce de una manera importante como la generación eléctrica realizada, multiplicada del 16 al 10%. por el valor medio del mercado diario. En el año 2010, el 92% de los costes de energía correspon- Finalmente, los costes de transporte y de distribu- den a este concepto mientras que los pagos por ción, que en 2010 tenían un peso conjunto similar, capacidad representan el 4% y el resto de conceptos aunque inferior, al de la prima equivalente del ré- (saldo de intercambios, servicios complementarios gimen especial, experimentan unos incrementos y margen comercial) representan otro 4%. significativos tanto en términos absolutos como relativos. Así, de los 6.599 M€ de 2010 y un peso El cambio más relevante en los costes de genera- del 37% se pasa a unos costes de 9.677 M€ en 2020, ción es la reducción de los costes asociados a los que representan el 46% de los costes de acceso. En generadores en el Régimen Ordinario, que pasan este ámbito cabe destacar el importante aumento del 65% en 2010, al 50% en 2020, si bien los pagos de los costes de transporte, que pasan de 1.397 M€ por capacidad aumentan su peso hasta el 5% y el en 2010 a 2.509 M€ en 2020. resto de costes lo disminuye hasta el 1%. 589 PER 2011-2020 En el año 2010, el peso del conjunto de la prima las energías renovables y de la subida del precio equivalente que reciben las energías renovables del mercado eléctrico, el peso de los sobrecostes sobre los costes totales del sistema eléctrico fue tiene que reducirse porcentualmente. Este análisis del orden de un 17,3%. Como consecuencia de la se puede ver en la siguiente figura: confluencia de la reducción de costes prevista de Figura 9.2.11. Peso de la prima equivalente a las energías renovables sobre los costes totales del sistema en el período 2010-2020 % 25 20 17,8 17,5 17,3 17,2 16,8 16,3 15,7 15,3 14,8 14,0 15 13,2 10 5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Efectivamente, los sobrecostes del sistema eléctri- Uno de los factores que puede afectar de manera co originados por las energías renovables reducen más importante estos resultados es el precio de su peso hasta el 13,2%, después de experimen- la energía. En punto 3.2 se muestran los escena- tar un máximo relativo en 2014. Hay que tener en rios considerados, que además del escenario de cuenta que el comportamiento de este indicador referencia utilizado para realizar las previsiones en los últimos años del período, depende en gran del PER y fijar sus objetivos, incluye los escenarios medida de la decisión estratégica tomada en el denominados ácido alto y ácido bajo que configuran PER 2011-2020 de estimular tecnologías poco una banda de mayor probabilidad para los precios competitivas en esta década pero que pueden te- del petróleo y del gas natural en España. ner una aportación significativa al mix energético Para el análisis de sensibilidad se van a considerar de España en la próxima década, debido a su po- estos escenarios como casos de contraste. Cabe tencial y a la expectativa de reducción de costes señalar aquí, que el precio del gas natural en Es- que el conocimiento tecnológico actual permite paña va a mostrar una elevada correlación con el considerar. Una menor apuesta por estas tecnolo- precio del petróleo a nivel internacional y que los gías podría llevar el peso de la prima equivalente escenarios alto y bajo de precio del petróleo tienen de las energías renovables sobre los costes tota- características distintas. Así, el escenario ácido bajo les del sistema eléctrico a valores inferiores, pero se define en base a los precios breack-even de los el Plan no sentaría las bases para un desarrollo principales yacimientos en explotación. Por lo tanto, equilibrado de las distintas tecnologías renovables la probabilidad de que los precios del petróleo sean más allá de 2020. inferiores a los de ese escenario es muy reducida.

9.2.5 — Análisis de sensibilidad En cambio, en la situación contraria, con unos pre

9.2.5 Análisis de sensibilidad En cambio, en la situación contraria, con unos pre- cios elevados debidos fundamentalmente a un des- Los resultados de este análisis dependen, en gran equilibrio oferta-demanda, los precios del petróleo medida, de las hipótesis realizadas pero, también, de tendrán una gran incertidumbre y volatilidad que la realización de las acciones adecuadas para inte- les hará muy difíciles de predecir. Atendiendo a las grar a las energías renovables en el sistema eléctrico. perspectivas económicas mundiales y a los cono- cimientos actuales sobre el desarrollo de nuevos 590 Balance económico del plan yacimientos, hay una mayor probabilidad de que los comentados en el apartado 9.2.1 para la estima- precios del petróleo y del gas se sitúen en valores ción del precio de la electricidad en el mercado comprendidos en la banda escenario de referencia- eléctrico, basado en los costes variables de un ciclo escenario ácido alto que no en la banda formada por combinado de gas natural, se obtienen unos precios los escenarios de referencia y ácido bajo. medios para el mercado eléctrico diario en el año 2020 de 97,0 €/MWh en el escenario ácido alto y de Aplicando los valores para el precio del gas y del 56,2 €/MWh en el escenario ácido bajo. CO2 de estos escenarios y los mismos criterios Figura 9.2.12. Escenarios de precios del mercado eléctrico diario en el período 2010-2030 140 118,4 120 100 97,0 85,0 (€/MWh) 80 64,5 73,2 56,8 60 47,8 56,2 57,9 52,9 40 38,0 20 0 2010 2015 2020 2025 2030 Escenario ácido alto Escenario de referencia Escenario ácido bajo Como ya se ha repetido en otras ocasiones, hay que En un escenario de precios alto, todas las tecno- tener en cuenta que la prospectiva a un horizonte tan logías van a conseguir antes la competitividad con largo como 2030 está sometida a una fuerte incerti- el mercado eléctrico. Para las más maduras, mi- dumbre derivada de las propias estimaciones de los nihidráulica y eólica terrestre, podría implicar que, precios del petróleo y del gas e, incluso, en cuanto incluso, el montante global de prima equivalente a la configuración del propio mix eléctrico español. del conjunto de estos sectores se reduzca a cero, Por lo tanto, hay que considerar los datos posterio- puesto que los límites superiores establecidos para res a 2020 como meras indicaciones de tendencias. las primas del régimen especial actuarían cons- tantemente para un precio del mercado suficien- En la figura 9.2.13 se puede observar cómo afecta temente alto. esta variabilidad en los precios de la electricidad a la prima equivalente del conjunto de las energías Llegada esta situación se podría considerar el efec- renovables a lo largo del período. En el escenario to económico que tendría que el conjunto de las ácido bajo, la prima equivalente podría ascender instalaciones de estas tecnologías se acogieran a hasta los 7.872 M€. Se considera que este sería un sistema de tarifa, que mantiene la retribución un valor máximo que difícilmente se superaría al constante a pesar de que aumente el precio del considerar que los precios de la electricidad no van mercado. En la figura 9.2.13 se puede observar este a aumentar desde 2013, en precios constantes de efecto, representado con un escenario alternativo, 2010. En cambio, en el escenario ácido alto, la pri- con una línea de puntos. El impacto sería signifi- ma equivalente de las energías renovables tiene un cativo puesto que el valor global de la prima equi- comportamiento claramente a la baja a partir del valente de todas las renovables se reduciría hasta año 2014, con un valor de 4.938 M€ en 2020. los 3.830 M€, en el escenario ácido alto. 591 PER 2011-2020 Figura 9.2.13. Prima equivalente del conjunto de las energías renovables en los distintos escenarios Miles 9 7.872 8 7 6.275 6 5.235 4.938 5 (M€) 4 3.830 3 2 1 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Escenario ácido alto+sistema de mercado Escenario de referencia+sistema de mercado Escenario ácido alto+sistema tarifa Escenario ácido bajo+sistema de mercado En cuanto a los costes totales medios del sistema eléctrico, experimentan variaciones importantes según el escenario considerado. Analizando su sensibilidad a los precios de la energía, se puede observar como en el escenario ácido alto este indi- cador aumenta en un 15,9% en el año 2020 respecto del escenario de referencia, a causa de un aumento medio anual del 4,1%, mientras que en el escenario ácido bajo, el crecimiento anual medio sería sólo del 1,5%. 592 Balance económico del plan Figura 9.2.14. Evolución de los costes totales medios del sector eléctrico en los distintos escenarios considerados 220 200 182 180 157 160 143 133 142 140 122 146 (€/MWh) 120 100 80 60 40 20 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Escenario ácido alto Escenario de referencia Escenario ácido bajo El peso de los costes de acceso en la estructura reducidos, el impacto de la política de promoción de costes del sistema eléctrico también variará en de las energías renovables sobre los costes del sis- cada uno de estos escenarios. Ya se ha comentado tema eléctrico y, por lo tanto, sobre el precio de la que en el escenario de referencia los costes de ac- electricidad, se reduciría casi a la mitad. El objetivo ceso representan el 59% de los costes del sistema del PER 2011-2020 en el sector eléctrico de generar y que este valor se reduce hasta el 42,8% en 2020. el 38% de la electricidad mediante fuentes ener- En el escenario ácido alto la reducción de los costes géticas renovables es una meta alcanzable, que no de acceso es más acusada, representando sólo el debe crear desequilibrios en el balance económico 35,4% de los costes del sistema en 2020. del sistema y que ante escenarios alternativos fu- turos de precios más elevados, responde de una Esto implica, como cabía esperar, que en un esce- manera positiva, reduciendo aún más este impacto. nario de precios altos la dependencia del precio de la electricidad de los precios energéticos interna- cionales es más acusada. Casi dos terceras partes de los costes del sistema eléctrico dependerían de palancas fuera de nuestro alcance. Finalmente, el último análisis de sensibilidad rea- lizado se refiere al impacto de la prima equivalente de las energías renovables sobre los costes totales del sistema. Ya se ha visto que en el escenario de referencia este peso disminuía del 17,3 al 13,2% a lo largo del período. En el escenario ácido alto este impacto se reduce de manera significativa, hasta un 9%, mientras que en el escenario ácido bajo au- menta ligeramente respecto de los valores actuales. En un escenario de precios elevados de la energía, más probable que un escenario de precios más 593 PER 2011-2020 Figura 9.2.15. Evolución del peso de la prima equivalente de las energías renovables respecto de los costes totales del sistema eléctrico % 25 20 17,8 18,3 17,3 15,3 15 16,2 13,2 10 9,0 5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Escenario ácido alto Escenario de referencia Escenario ácido bajo

9.2.6 — Consideraciones finales • Los compromisos ya adquiridos a día de hoy (julio

9.2.6 Consideraciones finales • Los compromisos ya adquiridos a día de hoy (julio 2011) van a suponer un 76% de la prima equiva- En los puntos anteriores se ha podido ver cómo, a lente de la generación de electricidad con ener- pesar de doblar la potencia instalada en energías gías renovables que se producirá en 2020. Los renovables acogidas al régimen especial (sin con- compromisos futuros, que van a representar más siderar la hidroeléctrica adscrita al régimen ordi- de la mitad de la energía generada con energías nario) y la electricidad renovable que se verterá al renovables en 2020, sólo van a representar un sistema (un 38% de la generación), los sobrecostes sobrecoste de unos 1.500 M€, que representan sobre el sistema eléctrico aumentan de una mane- un 3% de los costes totales del sistema para ese ra más modesta, a un ritmo del 1,8% anual, situán- año (unos 49.500 M€). dose alrededor de los 6.275 M€, si se explotan las • En el grupo de tecnologías que pueden entrar en posibilidades de los mecanismos de cooperación competitividad con el mercado eléctrico en esta de una manera razonable. La incidencia que es- década, la que más destaca por su potencial y por tas políticas va a tener sobre los costes totales del la posibilidad de desarrollarlo de forma inmediata sistema eléctrico, se reduciría del 17,3 actual a un es la eólica terrestre. 13,2% en 2020. • Hay un grupo de tecnologías con un enorme po- tencial (solares, energías del mar, residuos de la Además, la apuesta por las energías renovables biomasa) que pueden entrar en competitividad para la generación eléctrica presenta un comporta- en la década siguiente y que serán la base para miento positivo ante situaciones adversas de futuro, aumentar la participación de las renovables en el con unos precios elevados de las energías conven- futuro. En el escenario ácido alto, la mayoría de cionales y de la electricidad, en las que mejoran su estas tecnologías podrían entrar en competitivi- competitividad y disminuyen su impacto económico dad antes de 2020. en el sistema eléctrico. • Un buen número de energías renovables presen- A modo de resumen, a continuación se muestran tan una competitividad positiva frente a un ciclo las consideraciones más relevantes que se des- combinado de gas natural, teniendo en cuenta prenden del análisis realizado: los costes totales de esta tecnología. Incluso con- siderando 5.000 h/año de utilización para esta 594 Balance económico del plan tecnología, actualmente la eólica terrestre y la rehabilitación de centrales minihidráulicas pre- sentan costes inferiores al de un ciclo combinado de gas natural. • Los mecanismos de cooperación previstos en la Directiva de energías renovables también pueden contribuir significativamente a la reducción de los costes. En el escenario considerado de transmitir 0,4 Mtep a otros EEMM (47,8% de los excedentes previstos), los ahorros se podrían valorar en unos 245 M€, si el precio de venta fuera el valor medio de la prima equivalente para el conjunto de las energías renovables. • En el entorno del año 2020, la componente prin- cipal del precio de la electricidad va a ser el coste de la energía, que va a representar un 57,2% de los costes totales del sistema. Los costes de ac- ceso van a reducir su peso del 59% del año 2010 a un 42,8% en 2020. • El impacto de la política de fomento de las ener- gías renovables sobre los costes totales del sis- tema eléctrico, y por lo tanto sobre el precio de la electricidad, se reduce a lo largo del período 2010-2020, a pesar del importante incremento en la generación. En el año 2020 la prima equivalente va a representar tan sólo el 13,2% de los costes totales del sistema. • En el escenario considerado, el precio de la elec- tricidad se estima que experimente un incremen- to medio en el período 2010-2020 del 2,6%. La prima equivalente a las energías renovables redu- ce su participación en la composición de los cos- tes totales del sistema por unidad energética, de manera que los haría disminuir ligeramente. Este incremento del precio de la electricidad se debe exclusivamente al incremento del 2,9% anual de los costes de energía (mercado diario, intercam- bios, pagos por capacidad, servicios complemen- tarios), que se ve compensado parcialmente por la reducción de los demás costes de acceso. • El análisis muestra una gran sensibilidad al pre- cio del pool. En el escenario ácido alto, que se considera más probable que el escenario ácido bajo, la prima equivalente de las energías re- novables podría ser de unos 4.938 M€, un 5,7% inferior al valor de 2010. Además, el impacto de la prima equivalente sobre los costes totales del sector eléctrico se podría reducir hasta el 9%. 595 10 I+D+i I+D+i En el ámbito temporal del presente PER, que abarca Científica, Desarrollo e Innovación Tecnológica 2008- desde 2011 hasta 2020, cobra especial importancia 2011 y la Estrategia Nacional de Ciencia y Tecnología. la investigación, desarrollo e innovación en el ám- La nueva Ley de la Ciencia, Tecnología e Innovación bito de las energías renovables. Para alcanzar los se articula a través de dos Planes Estratégicos, la objetivos establecidos para el año 2020, así como Estrategia Española de Ciencia y Tecnología (EECyT) para allanar el camino para que la cuota de energía y la Estrategia Española de Innovación (E2I). Am- renovable sea mucho más elevada de 2020 en ade- bos se complementan en su misión de construir lante, se hace necesario un cambio tecnológico. Es el eje motriz de una transformación sostenible e necesario seguir invirtiendo para permitir el desa- inteligente del tejido económico y social español a rrollo e implantación de tecnologías innovadoras. través de la generación, difusión y transferencia del A continuación se ofrece una visión general de la conocimiento y la innovación. La EECyT moviliza, estructura de apoyo a la I+D+i en España y de su desde una perspectiva de oportunidades científi- interrelación con las políticas en este campo de la co-técnicas, el potencial investigador del Sistema UE, centrándose principalmente en las líneas de Español de Ciencia, Tecnología e Innovación para actuación dedicadas al sector energético. crear nuevos conocimientos, tecnologías y procesos como un elemento clave en la innovación basada en el conocimiento. La E2I moviliza, desde una pers-

10.1 — SITUACIÓN DE pectiva de oportunidades de mercado, el potencial

10.1 SITUACIÓN DE pectiva de oportunidades de mercado, el potencial del tejido empresarial de absorber nuevos conoci- LOS INSTRUMENTOS mientos, tecnologías y procesos para incrementar su competitividad a través de la innovación. DE APOYO A LA I+D+i La Estrategia Española de Ciencia y Tecnología se ENERGÉTICA EN ESPAÑA concibe como el marco de referencia plurianual para alcanzar un conjunto de objetivos generales, Y EUROPA compartidos por la totalidad de las Administracio- nes Públicas con competencias en materia de fo- mento de la investigación científica y técnica. Con

10.1.1 — Programas nacionales ello, se dispone de un instrumento que servirá de

10.1.1 Programas nacionales ello, se dispone de un instrumento que servirá de referencia para la elaboración de los planes de in- Planes estratégicos de la Ley de la Ciencia, vestigación científica y técnica de las distintas Ad- Tecnología e Innovación ministraciones Públicas, y para su articulación con El Gobierno de España aprobó en diciembre de 2009 las políticas de investigación de la Unión Europea la Estrategia para la Economía Sostenible que con- y de Organismos Internacionales. templa una nueva Ley de la Ciencia, la Tecnología Por su parte, la Estrategia Española de Innovación y la Innovación. Esta ley establece el marco para se configura como el marco de referencia plu- el fomento de la investigación científica y técnica y rianual con el que, desde una concepción multi- sus instrumentos de coordinación general, con el sectorial, se pretende implicar a todos los agentes fin de contribuir a la generación, difusión y trans- políticos, sociales y económicos en la consecución ferencia del conocimiento y a la innovación como del objetivo común de favorecer la innovación y así elementos sobre los que ha de asentarse el desa- transformar la economía española en una econo- rrollo económico sostenible y el bienestar social, mía basada en el conocimiento. Esta estrategia se para dar respuesta a los grandes retos sociales y articula en cinco ejes de actuación: generación de económicos en beneficio del interés general. un entorno proclive a la innovación, fomento de la La Ley de la Ciencia, la Tecnología y la Innovación innovación desde la demanda pública, proyección (aprobada en el año 2011 y que sustituye a la Ley de internacional, fortalecimiento de la cooperación te- la Ciencia del año 1986) pretende adaptar la legis- rritorial y capital humano, colocando a la transfe- lación española en materia de I+D+i a los profundos rencia de conocimiento como elemento transversal cambios que ha experimentado el Sistema Español y central sobre el que pivotan todos los ejes. de Ciencia, Tecnología e Innovación a lo largo de los La formulación de la Estrategia Española de Inno- últimos 25 años. No obstante, son subsistentes has- vación está englobada dentro del marco planteado ta su finalización el Plan Nacional de Investigación por la Unión Europea en la Estrategia Europa 2020 597 PER 2011-2020 en la que, dentro de una visión conjunta y un cuadro Ministerio de Ciencia e Innovación, del Sistema de común de objetivos globales, se persigue alcanzar Información sobre Ciencia, Tecnología e Innovación, el 1% sobre el PIB de inversión pública y el 2% de como instrumento de captación de datos y análisis inversión privada en I+D+i, haciendo que la inversión para la elaboración y seguimiento de la Estrategia global de los países en I+D+i llegue al 3% de su PIB. Española de Ciencia y Tecnología, de la Estrategia Española de Innovación, y de sus planes de desarrollo. Para ello, los objetivos generales que la Estrategia Estatal de Innovación plantea están directamente relacionados con el incremento de una serie de pa- Instrumentos de apoyo a la I+D+i rámetros hasta sobrepasar la media europea actual Con el objeto de conseguir que el conocimiento se y acercarse a los países líderes en innovación. En transforme en riqueza y bienestar para nuestra so- términos cuantitativos eso se traduce en la nece- ciedad, las políticas públicas de I+D+i pretenden au- sidad de duplicar la economía de la innovación en mentar la capacidad tecnológica de nuestro sector España, o lo que es lo mismo, conseguir: productivo. En esta línea, las actuaciones de I+D+i • Que en el año 2015 la inversión privada anual en I+D promovidas desde el Ministerio de Ciencia e Inno- sea 6.000 millones de euros más que en el 2009. vación en tecnologías energéticas se basan, entre • Que en el periodo 2010-2015 se haya duplicado otros, en los siguientes instrumentos: el número de empresas que hacen innovación, 1. Programa de Plataformas Tecnológicas (Progra- incorporando 40.000 empresas más. ma INNFLUYE). • Que el número de empleos de media y alta tec- 2. Programas de Colaboración Público-Privada. nología aumente en medio millón en el periodo 2010-2015. 1. Programa de Plataformas Tecnológicas (Programa INNFLUYE) La Estrategia Estatal de Innovación se apoya en Las Plataformas Tecnológicas o Plataformas de diferentes estructuras entre las que destacan: Mercados Innovadores son estructuras públi- • Ayudas a las Plataformas Tecnológicas (incluidas co-privadas, lideradas por la industria y con la las de energías renovables y de eficiencia energé- participación de todos los agentes del sistema tica) que contribuyan al desarrollo e implemen- ciencia-tecnología-innovación (empresas, organis- tación de los objetivos generales de la Estrategia mos públicos de investigación, centros tecnológi- Estatal de Innovación, configurándose como un cos, universidades, centros de I+D+i, asociaciones, mecanismo de transmisión de la I+D+i hacia el fundaciones, etc.). Entre sus objetivos destacan fa- mercado, canalizando la generación de empleo y vorecer la competitividad, la sostenibilidad y el cre- la creación de empresas innovadoras mediante cimiento del tejido científico-tecnológico español proyectos y actuaciones. así como fortalecer el sector industrial, e identificar • Fomento de la colaboración público-privada me- y priorizar las necesidades de investigación, tecno- diante un mecanismo estable de cooperación entre lógicas y de innovación del sector a medio y largo el sector productivo y los agentes de I+D+i, a través plazo, estableciendo una ruta estratégica en I+D+i. de ayudas a proyectos sobre energías renovables Asimismo, las Plataformas Tecnológicas o Plata- y eficiencia energética realizados en cooperación formas de Mercados Innovadores deben contribuir entre organismos de investigación y empresas, de al desarrollo e implementación de la Estrategia forma que se potencie la actividad innovadora, se Estatal de Innovación en todos sus ejes, siendo movilice la inversión privada y se genere empleo. un mecanismo de transmisión de la I+D+i hacia el Además, en el eje de fomento de la innovación desde mercado, y deben canalizar la generación de em- la demanda pública se ha identificado el mercado pleo y la creación de empresas innovadoras me- de la “economía verde” como uno de los mercados diante proyectos y actuaciones. innovadores, que comprende la economía del medio Desde el Área de Energía se ha promovido la crea- ambiente y de las energías limpias. La E2I promo- ción de diversas plataformas, bien por su contenido verá el apoyo a la contratación pública innovadora estratégico o bien por la existencia de plataformas como medida de gran potencial movilizador desde europeas con la misma temática. Sin embargo, el la demanda generada en este mercado. objetivo de las plataformas nacionales no es imitar Por último, la Ley de la Ciencia, Tecnología e Innova- lo que se realiza en las europeas, sino adaptarlas ción contempla la creación, bajo la dependencia del a las características industriales y tecnológicas de 598 I+D+i nuestro entorno. Actualmente existen las siguien- Figura 10.1.1. Proyectos Singulares tes plataformas tecnológicas: Estratégicos 2005-2011/convocatoria INNPACTO 2010-2013 • Plataforma Tecnológica Española de Biomasa. BIOPLAT. • Plataforma Tecnológica Española de Geotermia. GEOPLAT. • Plataforma Tecnológica Eólica. REOLTEC. • Plataforma Tecnológica del H 2 y Pilas de Combustible. • Plataforma Tecnológica del CO2. • Plataforma Tecnológica de Redes Eléctricas del Futuro. FUTURED. • Plataforma Tecnológica de Eficiencia Energética. • Plataforma Tecnológica de la Energía Solar Tér- mica de Concentración. SOLAR CONCENTRA. 2. Programas de colaboración público-privada Los programas de colaboración público-privada se iniciaron con los Proyectos Singulares Estraté- gicos y con los Proyectos CENIT, impulsores am- bos de los Proyectos Demostradores de Energía, Bionenergía y han conducido a la aparición de los Proyectos Eficiencia energética edificación INNPACTO en el marco de la Estrategia Estatal Solar fotovoltaica de Innovación. Redes inteligentes El objetivo fundamental del Programa INNPACTO Energía marina es propiciar la creación de proyectos en coopera- ción entre organismos de investigación y empresas Hidrógeno y pilas de combustible para la realización conjunta de proyectos de I+D+i Captura CO2 que ayuden a potenciar la actividad innovadora, Hibridación EERR movilicen la inversión privada, generen empleo y Eólica mejoren la balanza tecnológica del país. Son pro- yectos de desarrollo experimental con los que se Solar térmica pretende, además, crear empresas innovadoras Fuente: Ministerio de Ciencia e Innovación y orientar la actividad de empresas ya existentes hacia la actividad innovadora. Este impulso de los proyectos de colaboración público-privada a la capacidad productora de ener- Los proyectos de colaboración público-privada en gías renovables y a la eficiencia energética, con curso del área de energía son de alto interés estra- tecnología completamente nacional, contribuye tégico nacional, impulsan un desarrollo energético a situar a España a la cabeza tecnológica de los sostenible y garantizan la explotación de los re- países productores de energías renovables, con sultados. Las áreas temáticas que cubren preten- especial relevancia de la bioenergía, energía solar den dar respuesta a los principales problemas de fotovoltaica, energía marina, eólica, etc., todo ello dependencia energética e impacto ambiental que sin olvidar la generación distribuida, la eficiencia existen actualmente en España. Como ejemplo, en energética en la edificación y los procesos avan- la Figura 10.1.1 pueden verse las líneas temáti- zados de captura de CO2. cas, y su porcentaje de financiación, apoyadas en energía dentro de las convocatorias de Proyectos Finalmente, cabe destacar la reciente creación de Singulares Estratégicos 2005-2011 (incluyendo los ALINNE, la Alianza para la Investigación e Innova- Proyectos Demostradores de Energía), y la convo- ción Energéticas, un gran pacto nacional público- catoria INNPACTO 2010-2013. privado que nace con el reto de reforzar el liderazgo internacional de España en energía. Este nuevo ins- trumento ofrecerá respuestas a los grandes retos de las actividades de I+D+i en el ámbito del sector 599 PER 2011-2020 energético, contribuirá a la definición de una estra- tegia nacional que ordene las políticas y programas

10.1.2 — Programas europeos

10.1.2 Programas europeos públicos con las prioridades y necesidades de Es- VII Programa Marco de Investigación y paña en la materia, y jugará un papel protagonista Desarrollo Tecnológico 2007-2013 en la fijación de una posición española común ante cada una de las situaciones que se planteen en ma- La principal iniciativa comunitaria de fomento y teria de ciencia e innovación energética. apoyo a la I+D+i en la Unión Europea es el Progra- ma Marco, teniendo como objetivo principal la me- Los objetivos concretos de la actividad de la Alianza jora de la competitividad mediante la financiación son: fundamentalmente de actividades de investigación, • Avanzar hacia una asignación más eficiente de los desarrollo tecnológico, demostración e innovación recursos públicos y privados dedicados a I+D+i en régimen de colaboración transnacional entre energética, siguiendo criterios de excelencia empresas e instituciones de investigación pertene- científica y de generación de masa crítica, a nivel cientes a los países de la Unión Europea, a Estados de grupos y centros de investigación, iniciativas Asociados y a terceros países. En la actualidad está empresariales, etc., para garantizar su viabilidad vigente el VII Programa Marco, aunque ya se está y competitividad. trabajando en la elaboración del Octavo PM. • Acelerar el desarrollo y la consolidación de nue- El sector de la energía es una de las prioridades vas tecnologías energéticas sostenibles mediante del Programa de Cooperación del VII Programa la integración de las capacidades existentes en Marco. El objetivo en este ámbito es adaptar el centros públicos y empresas. actual sistema energético a uno más sostenible, • Promover vínculos efectivos y estables de colabo- con menor dependencia de los combustibles im- ración entre el sector público y el privado a partir portados y basado en la diversificación de fuen- de una agenda compartida. tes energéticas, particularmente renovables y no • Identificar segmentos o nichos de futuro, tanto en contaminantes, otorgando especial importancia a el ámbito de la investigación fundamental como temas de eficiencia energética, incluido el uso ra- en el relacionado con el desarrollo tecnológico y cional y el almacenamiento de energía. Asimismo empresarial. se abordan retos como la seguridad de suministro • Favorecer la coordinación y participación en ini- y el cambio climático, a la vez que se incrementa la ciativas internacionales, especialmente a nivel competitividad de las industrias europeas. europeo, por ejemplo, los Programas Marco, las Iniciativas Industriales Europeas (EII), las Iniciati- Las acciones de I+D+i se estructurarán en torno a vas Tecnológicas Conjuntas (JTI), las Plataformas los siguientes temas: Tecnológicas Europeas (ETP) o las Knowledge and • Mejora de la eficiencia energética a lo largo de Innovation Communities (KIC). todo el sistema energético. • Estimular y coordinar la participación española • Aceleración de la introducción de las fuentes de en la Alianza Europea de Investigación en Energía energía renovables. (EERA), impulsada inicialmente por los centros • Descarbonización de la generación energética; públicos de I+D europeos más relevantes en este aplicación al transporte. campo. Esta iniciativa agrupa a gran parte del • Reducción de las emisiones de gases de efecto sector privado y público europeo y se ha conver- invernadero. tido en un instrumento esencial para la puesta • Diversificación de las fuentes de energía europeas. en marcha del Plan Estratégico en Tecnologías • Incremento de la competitividad de la industria Energéticas (SET-Plan). europea, incluyendo una mayor implicación de El marco nacional de apoyo a la I+D+i ha facilita- las PYMEs. do que España alcance una posición de liderazgo Se da prioridad a proyectos encuadrados dentro de en energías renovables, con grandes empresas y las siguientes actividades: centros tecnológicos de investigación y desarrollo de prestigio internacional, como el CIEMAT (Centro • Hidrógeno y pilas de combustible. de Investigaciones Energéticas, Medioambientales • Generación de electricidad con renovables. y Tecnológicas) y el CENER (Centro Nacional de • Producción de combustibles renovables. Energías Renovables). • Uso de renovables para calefacción y refrigeración. • Tecnologías de captura y almacenamiento de CO2. 600 I+D+i • Tecnologías limpias de carbono. • Redes de energía inteligentes. • Eficiencia energética y ahorro. • Generación de conocimientos destinados al dise- ño de la política energética . El órgano instructor del Programa Marco en España es el CDTI. El Programa Marco es una de las principales fuentes de financiación de los instrumentos que la Unión Europea ha puesto en marcha los últi- mos años para tratar de acelerar el desarrollo a gran escala de nuevas tecnologías energéticas, tales como las Plataformas Tecnológicas (PTE), el Programa Energético Europeo para la Recuperación (EEPR) y por último, pero como más relevante, el Plan Estratégico Europeo de Tecnología Energética (SET-Plan), que se detalla a continuación. Plan Estratégico Europeo de Tecnología Energética (SET-Plan) La Comisión Europea presentó en 2007 el SET-Plan en el marco de la Política Europea de Energía y Cam- bio Climático, con el objeto de constituir una hoja de ruta para una investigación coordinada que acelere el desarrollo de tecnologías de bajas emisiones de carbono, limpias, eficientes, a precios asequibles y su penetración en el mercado a gran escala. Este plan describe acciones concretas para trabajar de manera coordinada y aunar los esfuerzos del mundo científico e industrial. Establece una selec- ción de tecnologías con alto potencial, una planifi- cación común en actuaciones y unas estimaciones presupuestarias necesarias para la inversión. Así, las prioridades estratégicas que establece el SET-Plan son la base de todas las actividades de investigación, de la cooperación internacional, de los programas de financiación, etc. A continuación se representan las líneas tecnoló- gicas estratégicas propuestas por el SET-Plan en el horizonte temporal 2010-2020: 601 PER 2011-2020 Figura 10.1.2. Líneas tecnológicas estratégicas propuestas por el SET-Plan 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 10 Testing facilities and 10 demo on new components/turbines and manufacturing process Large scale turbine prototype Up to 20% of EU electricity Wind 4 prototypes of new off-shore structures 2 virtual power plant operational sites Results of the EU spatial planning Standardised harbours to public acceptance implemented publication of an service the next generation analysis EU 27 MS Wind Atlas of wind turbine Increased solar to electricity conversion efficiency Up to 3% of EU Solar CSP Reduced cost of installed products & OM electricity; imports from MENA Reduced water consumption Reduction in land use per Increased performance MW installed of storage and hybridization Increased PV module and system efficiency. Reduced PV system cost Solar PV Up to 12% of EU 1.000 electric vehicle charged electricity with solar energy Five centralised PV power 10 solar cities plant SFR prototype SFR prototype GFR or Consortium LFR demostrator Nuclear Fission Commercial Interested parties and host countries for the GFR/LFR construction deployment by 2040 Fuel manufacturing workshop & micro pilot for advanced Fuel cycle technology selection separation and minor actinide and result of design study bearing fuel manufacture 602 I+D+i 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Specification of secure offshore Meshed HVDC network HVDC validated Feasibility of RES for Tools for pan-European grid monitoring Smart grid qrid stability and control 35% RES in the grid Tools for architecture and long term grid scenario 50% L&MV networks and planning up-graded Proposal for market designs CCS plants with >40% efficiency Power plants with >50% efficiency CCS plants cost CCS UP to 12 CCS demonstration plants Demonstration of CCS chains competitive using existing technologies Atlas of storage sites Reference plants for most mature technologies Bioenergy Pilots for less mature 14% of EU Demonstrators for less mature technologies energy technologies Reference plants for less mature technologies 100 new residential, 5-10 development 10-20 testing 100 new & deployment programmes non-residential zero programmes on smart grids on sustainable mobility energy buildings Smart cities Testing programmes in 10-20 40% of CO2 Existing buildings refurbishment: cities of alternative fuel vehicles reduction through 5-10 ambitious cities: >50% (public buildings) sustainable 5-10 pioneer cities: >50% (all buildings) All new building net zero energy energy 5-10 programme strategies with 50% of H&C demand from RES, 5-10 programme strategies with 50% of H&C demand from RES in low energy buildings Fuente: Investing in the Development of Low Carbon Technologies (SET-Plan). A Technology Roadmap (07.10.2009) 603 PER 2011-2020 El SET-Plan se sustenta en dos pilares principa- europea en I+D a medio y largo plazo, y fortalece les: las Iniciativas Industriales Europeas (European la investigación en la Unión Europea a través de la Industrial Initiatives-EII) y la Alianza Europea de In- creación de programas de investigación conjuntos vestigación en Energía (European Energy Research (joint programmes), los cuales se abastecen con Alliance-EERA). recursos propios (no existe cofinanciación con la CE). Actualmente cuenta con programas en va- Iniciativas Industriales Europeas (EIIs) y Joint rios campos de investigación: bioenergía, captura Technology Initiatives (JTIs) y almacenamiento de CO2; generación eléctrica a Se trata de iniciativas con un marcado carácter de partir de tecnología solar de concentración; ener- liderazgo desde la industria que adoptan la forma gía geotérmica; energía marina; materiales para de consorcios público-privados (public-private part- aplicaciones nucleares; energía solar fotovoltaica; nerships) o programas conjuntos (joint programmes) redes inteligentes y energía eólica. entre distintos Estados miembro. Plataformas Tecnológicas Europeas (PTE) Actualmente existen 8 EIIs centradas en sectores Constituyen otro pilar del SET Plan, proporcio- estratégicos (captura, transporte y almacenamiento nando la visión de la industria para las líneas de de CO2; bioenergía; redes eléctricas; tecnologías del actuación a corto y medio plazo (complementario hidrógeno y las pilas de combustible; energía nuclear con el de la EERA) con perspectiva tecnológica y sostenible; eficiencia energética –ciudades inteligen- de mercado para conseguir los objetivos fijados tes–; energía solar y energía eólica), en los cuales el para 2020. trabajo cooperativo a nivel europeo posibilite afrontar con mayores garantías los retos del panorama ener- gético a través de la inversión para la participación de Otros esquemas europeos de financiación la industria en proyectos de investigación y demos- A continuación se exponen otros esquemas de fi- tración, el impulso de la innovación y la implantación nanciación europeos que se consideran relevantes comercial de tecnologías innovadoras. en materia energética. El trabajo de estas iniciativas se está dirigiendo al 1. NER 300 (New Entrants Reserve) desarrollo de grandes programas con proyectos de Se trata de un instrumento financiero gestionado demostración donde adquirir un mayor conocimien- conjuntamente por la CE, el Banco Europeo de to de las tecnologías, estudiar su factibilidad, opti- Inversiones y los Estados Miembro. Está desti- mizar sus prestaciones hacia la reducción de costes, nado a la financiación de proyectos innovadores ensayar soluciones innovadoras, etc. Además estas de energías renovables que requieran demos- actividades de demostración se complementan en tración a gran escala antes de su implantación la mayoría de los casos con amplios programas de industrial y de proyectos innovadores de captura I+D y otras acciones de apoyo como la formación. y almacenamiento de CO2. Más adelante se expondrán con más detalle las Los fondos procederán de la venta en el mercado iniciativas relativas a los sectores tecnológicos del de carbono de hasta 300 millones de derechos PER y sus planes de implementación: bioenergía, de emisión (por tonelada de CO2). El órgano energía solar y energía eólica. instructor de las convocatorias de NER 300 en España es el Ministerio de Medio Ambiente y Alianza Europea de Investigación en Energía (EERA) Medio Rural y Marino. Alianza fundada por varios institutos de investigación 2. IEE–Energía Inteligente-Europa (2007-2013) europeos con el objetivo de acelerar el desarrollo de Energía Inteligente para Europa es un programa nuevas tecnologías energéticas a través del fortaleci- de la Unión Europea administrado por la Agencia miento, expansión y optimización de las capacidades Ejecutiva de Competitividad e Innovación (AECI), de investigación. Se trata de armonizar los recursos en el ámbito del Programa Marco de Competitivi- nacionales y comunitarios a nivel de infraestructuras dad e Innovación (CIP). Se trata de un programa y financiación y de potenciar las sinergias existen- no tecnológico cuyos objetivos principales son tes y la coordinación de recursos (capital humano e apoyar las políticas y objetivos energéticos de la infraestructuras científico-tecnológicas). UE y la creación de medios e instrumentos que La EERA contribuye a la implementación del SET- promuevan el ahorro energético y las energías Plan, proporcionando la visión de la estrategia renovables. 604 I+D+i La tipología de proyectos a financiar en sus con- 1.2. Se necesita un mejor conocimiento de los vocatorias incluye: actividades encaminadas a aspectos de sostenibilidad relativos a la facilitar el despliegue comercial de productos, cadena completa de valor de los biocom- actividades de promoción y difusión, creación de bustibles frente a otras cadenas de valor agencias locales y regionales de energía, con- económicas, así como frente a los bienes no cienciación social, etc. comercializables, en especial para evaluar El órgano instructor de las convocatorias del pro- los impactos a corto y largo plazo. grama Energía Inteligente para Europa es el IDAE. 2. Mercado, marco regulatorio y concienciación Para ampliar información respecto a instrumentos de pública apoyo a la I+D+i tanto a nivel nacional como europeo, 2.1. Para las tecnologías innovadoras de produc- se recomienda consultar la Guía Práctica publicada ción de biocarburantes, debe asegurarse por Bioplat en 2011 “Instrumentos de financiación na- un apoyo continuado a la I+D mediante las cionales e internacionales para promoción de la I+D+i”. distintas herramientas existentes a escala europea y nacional, desarrollando progra- mas de ayuda (incentivos fiscales, créditos)

10.2 — ANÁLISIS SECTORIAL que permitan la financiación en tecnologías

10.2 ANÁLISIS SECTORIAL que permitan la financiación en tecnologías de demostración con cierto riesgo, y en uni- DE LAS LÍNEAS dades experimentales mediante consorcios público-privados. PRIORITARIAS DE I+D+i 2.2. Necesidad de aumentar la financiación pú- blica y fortalecer el apoyo a la I+D. A continuación se analizan las líneas prioritarias 3. Suministro y disponibilidad de biomasa de I+D+i por sectores:

3.1 — Necesidad de desarrollar nuevas varie

3.1. Necesidad de desarrollar nuevas varie- dades de cultivos, así como de mejorar

10.2.1 — Sector de los las prácticas de cultivo y de gestión de

10.2.1 Sector de los las prácticas de cultivo y de gestión de biocarburantes recursos, optimizando el consumo de re- cursos como el agua, buscando aumentar Ámbito europeo la productividad.

3.2 — Necesidad de mejorar los equipos auxiliares

3.2. Necesidad de mejorar los equipos auxiliares La Plataforma Tecnológica Europea de los Biocar- para reducir los costes de logística, tanto burantes (EBTP61, en sus siglas en inglés), recogió de las materias primas actuales como de en su Agenda Estratégica de Investigación, de julio las nuevas que puedan incorporarse a este de 2010, sus líneas prioritarias de actuación, que mercado. en lo que tiene que ver con la I+D+i se estructuran 3.3. Empleo de residuos: necesidad de mejorar en torno a estos ejes: el ciclo de vida de los mismos y ampliar la 1. Sostenibilidad utilización del concepto de biorrefinería.

1.1 — La implementación de los requerimientos 4. Biocombustibles de algas

1.1. La implementación de los requerimientos 4. Biocombustibles de algas de sostenibilidad en la legislación y en el 4.1. Los esfuerzos en I+D deberían centrarse en mercado debería basarse en datos rele- conseguir procesos de cultivo, cosechado, vantes, transparentes y con un trasfondo logística, conversión y utilización de co-pro- científico. Para ello es esencial acelerar el ductos de forma sostenible e integral, de desarrollo de: manera similar al enfoque de biorrefinería • Criterios, indicadores, metodología (ACV62 aplicado a otros tipos de biocombustibles. y otros) e información. 4.2. Necesidad de avanzar en la I+D relativa a • Herramientas de modelización, monitori- la identificación y optimización de las cepas zación y análisis. de algas. La optimización no debe centrarse www.biofuelstp.eu 61 Análisis de Ciclo de Vida 62 605 PER 2011-2020 únicamente en la obtención de altos ren- de la Iniciativa Industrial Europea en el ámbito de dimientos, sino también en aumentar la la Bioenergía (EIBI), iniciativa que se incluye en el tolerancia de las cepas a la contaminación. marco del Plan Estratégico Europeo en Tecnolo-

4.3 — Asimismo, debe avanzarse en la I+D aplicada gías Energéticas (SET-Plan). En origen, el Plan de

4.3. Asimismo, debe avanzarse en la I+D aplicada gías Energéticas (SET-Plan). En origen, el Plan de a los procesos de conversión, aprovechando Implementación de la EIBI está redactado para el en todo lo posible las sinergias existentes periodo 2010-2012 y en él se describen una serie con los biocombustibles tradicionales. de acciones que se consideran necesarias para

4.4 — Áreas en las que es preciso un avance sig- alcanzar los objetivos de esta iniciativa. El Plan de

4.4. Áreas en las que es preciso un avance sig- alcanzar los objetivos de esta iniciativa. El Plan de nificativo son: el estudio de ACV con un en- Implementación define siete cadenas de valor y dos foque que abarque toda la cadena de valor, medidas complementarias, que deberían marcar similar a otros biocombustibles, el estudio las pautas a seguir en cuanto a áreas temáticas de los efectos medioambientales indirectos sobre las que financiar proyectos de demostración, derivados del cultivo a gran escala de algas al menos durante los próximos años. y el análisis de los beneficios y riesgos de Cadenas de valor basadas en procesos termo- emplear modificación genética, incluyendo químicos de conversión de la materia prima la opinión popular así como el impacto po- 1. Hidrocarburos y combustibles sintéticos a tencial sobre la biodiversidad. partir de biomasa vía gasificación (mercados 5. Procesos de conversión principales: combustibles renovables para

5.1 — Objetivos en el ámbito de los biocarburantes el sector del transporte en motores de ciclo

5.1. Objetivos en el ámbito de los biocarburantes el sector del transporte en motores de ciclo disponibles comercialmente: mejorar los ba- diésel y a reacción). lances medioambientales (de GEI, energéti- 2. Biometano y otros combustibles gaseosos co, de consumo de agua, etc.) y económicos. a partir de biomasa vía gasificación (susti-

5.2 — Objetivos en el ámbito de los biocarburantes tuyendo al gas natural y otros combustibles

5.2. Objetivos en el ámbito de los biocarburantes tuyendo al gas natural y otros combustibles no disponibles comercialmente: gaseosos). • Capacidad para procesar un amplio rango 3. Generación de energía eléctrica de alta efi- de materias primas asegurando procesos ciencia mediante gasificación de biomasa. eficientes en cuanto a consumo energéti- 4. Vectores bioenergéticos63 a partir de bioma- co y emisiones de CO2 de cara a conseguir sa mediante otros procesos termoquímicos, productos con un mayor valor añadido. como la pirólisis, torrefacción, etc. (mercados • Alcanzar unos balances medioambienta- principales: combustibles para generación de les globales al menos tan buenos como energía térmica, eléctrica, o como productos los de los biocarburantes actualmente intermedios para ser aplicados en el sector comercializados. transporte gracias a tratamientos posteriores). • Compatibilidad total con los combustibles Cadenas de valor basadas en procesos tradicionales en cuanto a infraestructuras bioquímicos de conversión de la materia prima y composición. 5. Etanol y otros destilados procedentes de bio-

5.3 — Con la perspectiva centrada en el análisis de

5.3. Con la perspectiva centrada en el análisis de masas con alto contenido en carbohidratos cadenas de valor integrales, debería pres- (mercado principal: combustibles renovables tarse una especial atención a: en el sector transporte, gasolina E85). • Biología sintética para producir biocom- 6. Hidrocarburos renovables procedentes de bustibles drop in (de alto valor añadido biomasas con alto contenido en carbohidratos porque sus propiedades físicas y quími- mediante procesos biológicos y/o químicos cas son totalmente compatibles con las (mercado principal: combustibles renovables infraestructuras existentes para los com- en el sector transporte para motores diésel y bustibles convencionales). a reacción). • Conversión catalítica y química de la 7. Producción de bioenergy carriers a partir de biomasa. CO2 y luz solar mediante la producción de El trabajo de la EBTP constituye la base sobre la microorganismos (algas, bacterias, etc.) y que se ha articulado el Plan de Implementación Bioenergy carriers, en inglés 63 606 I+D+i su tratamiento posterior para convertirse en Ámbito nacional carburantes y bioproductos valiosos (mercado La Plataforma Tecnológica Española de la Bio- principal: combustibles renovables en el sector masa (BIOPLAT) presentó en 2008 el documento transporte para motores diésel y a reacción). de líneas estratégicas de investigación del sec- Propuestas complementarias tor. En 2011 esta plataforma elaboró el Plan de 1. Biomasa como materia prima para usos Implementación a 2015, en el que las anteriores energéticos. líneas de investigación han sido debidamente ac- 2. I+D+i a muy largo plazo, relacionado con ca- tualizadas y contextualizadas teniendo en cuenta denas de valor emergentes e innovadoras. el marco europeo de la I+D (actualización de la En noviembre de 2010 se presentó el programa Agenda Estratégica de Investigación de la Plata- de la EERA para Bioenergía (Joint Programme on forma Tecnológica Europea de Biocombustibles Bioenergy-EERA-JPB). En principio está centrado EBTP en 2010, resultados del 7º Programa Marco, en biocarburantes, pero está abierto a la inclusión SET-Plan, etc.). Las cadenas de valor de este plan de otros temas relacionados con la bioenergía. El definidas para el sector de los biocarburantes son programa se encuentra estructurado en los si- las siguientes: guientes subprogramas, con sus correspondientes IV Cadena de valor: conversión de azúcares y cadenas de valor: almidón en bioetanol 1. Procesos termoquímicos de conversión de bio- Retos tecnológicos masa en biocarburantes para el transporte: Dado que la tecnología está ya en un status co- – Hidrocarburos y combustibles sintéticos a par- mercial, los retos tecnológicos están centrados en tir de biomasa vía gasificación. la optimización de la tecnología para aumentar la – Sustitutos del gas natural y otros combus- eficiencia de producción y sostenibilidad. tibles gaseosos a partir de biomasa vía • Optimización del proceso-aumento eficiencia gasificación. energética: – Vectores bioenergéticos a partir de bioma- - La tecnología que se ha descrito tiene un con- sa mediante otros procesos termoquímicos, sumo energético elevado, debido a los aportes como la pirólisis, torrefacción, etc. térmicos necesarios en los procesos de cocción, 2. Plataforma de los azúcares: de destilación de la mezcla etanol-agua (15% – Etanol y otros destilados procedentes de bio- de etanol) y de secado del producto final. En la masas con contenido en azúcares (mercado industria se usa habitualmente gas natural para principal: combustibles renovables en el sec- suministrar esta energía. tor transporte, gasolina E85). - La optimización de estos consumos energéticos, – Hidrocarburos renovables procedentes de bio- y el uso de fuentes de energía térmica renova- masas con contenido en azúcares mediante bles, como la propia biomasa, repercutirá en procesos biológicos y/o químicos (merca- la mejora de las emisiones de ciclo de vida del do principal: combustibles renovables en el producto. sector transporte para motores diésel y a Retos no tecnológicos reacción). • Certificación sostenibilidad: 3. Producción de biocarburantes a partir de algas: - Puesto que la sostenibilidad es un aspecto que – Macroalgas: cultivo, recolección, conversión y se va a exigir a los productores, como cumpli- análisis de ciclo de vida. miento de la Directiva de Energía Renovable de – Microalgas: cultivo, recolección, producción la UE, en la que se establecen mínimos de re- de lípidos y/o almidón a partir de microalgas, ducción de emisiones de gases de efecto inver- concepto de biorrefinería. nadero para que el producto pueda considerarse 4. Temas transversales en bioenergía: alinear las biocarburante, será necesario el desarrollo de actividades de investigación de la EERA en el ám- procedimientos claros y herramientas accesi- bito de la producción de materia prima lignocelu- bles para que los productores puedan certificar lósica; actividades conjuntas de investigación en sus productos como sostenibles. sistemas de producción sostenible en el ámbito • Valorización de subproductos: del despliegue a gran escala de producción de - Se deben desarrollar aplicaciones que aumen- biocarburantes vía (i) ruta del azúcar, (ii) ruta ten el valor de las corrientes de subproductos, termoquímica, (iii) ruta de las algas. 607 PER 2011-2020 lo que repercutirá en la rentabilidad de las plan- Retos no tecnológicos tas. Estos subproductos se emplean actualmen- • Demostración preindustrial: te como alimentación animal o como energía. - Dado que la tecnología de producción de eta- • Aumento de porcentaje en mezclas con combus- nol a partir de biomasa lignocelulósica se ha tibles tradicionales: demostrado de forma exitosa, el próximo paso - Si bien el uso del bioetanol está permitido en importante es dar el salto a la escala preindus- mezclas con gasolina hasta un 10% en volumen trial, y poder producir de forma comercial el en gran parte de los motores convencionales bioetanol celulósico. de gasolina, se tiene que realizar un esfuerzo • Certificación sostenibilidad: para la mayor penetración del producto, y en - Sirve de aplicación lo explicado en la anterior la introducción de los denominados vehículos cadena de valor I. flexibles, que pueden funcionar con mezclas de VI Cadena de valor: gasificación de biomasa y con- hasta el 85% de bioetanol. versión catalítica o bioquímica en biocarburantes V Cadena de valor: conversión de biomasa Retos tecnológicos lignocelulósica por procesos bioquímicos en • Desarrollo de sistemas de purificación, limpieza alcoholes y acondicionamiento del gas de síntesis: Retos tecnológicos - Se tienen que desarrollar tecnologías para eli- • Desarrollo de nuevas enzimas, reducción de cos- minar los alquitranes, componentes inorgánicos tes de producción y optimización de las mezclas como alcalinos, amoniaco, cloro etc., de forma enzimáticas: eficiente, viable y duradera, y aprovechando el - Las enzimas son a día de hoy el factor que más calor sensible del gas efluente del gasificador. impacta en el coste de producción del bioetanol Se está investigando en todo tipo de tecnologías, lignocelulósico. Por esto se tiene que trabajar como lavado de gases con compuestos orgáni- en el desarrollo de microorganismos produc- cos, reformado catalítico de alquitranes o cra- tores de estas enzimas a menor coste, y en de- queo térmico. Estos requerimientos de limpieza sarrollo de cocteles enzimáticos más activos, son mucho más exigentes que los establecidos que reduzcan el consumo específico de éstas, para aplicaciones térmicas o eléctricas del gas y consecuentemente su impacto en el coste de de síntesis. producción. • Incorporación de la estrategia de intensificación de • Nuevas configuraciones de hidrólisis y procesos e integración de procesos unitarios para fermentación: mejora de eficiencia: concepto de biorrefinería: - El proceso se puede optimizar mediante la - La intensificación de procesos es una estrategia puesta en práctica de mejoras en la fermenta- tecnológica de diseño y aplicación de sistemas ción, haciendo más eficiente la conversión de de reacción altamente eficientes, que permite azúcares de cinco carbonos. reducir el tamaño y los costes de las plantas • Optimización sistemas de pretratamiento/frac- químicas. Estas tecnologías resultan muy ade- cionamiento de biomasa: cuadas para reacciones químicas muy rápidas y - El proceso inicial de pretratamiento tiene un exotérmicas. Así por ejemplo, se debería avanzar gran impacto en la eficiencia de los procesos en el desarrollo de nuevos reactores catalíticos bioquímicos aguas abajo, y tiene además un de alta eficacia (microrreactores). Por otra parte, importante impacto en la eficiencia energéti- ha de tenerse muy en cuenta en dicha estrategia ca de todo el proceso, por lo que es muy con- la integración/combinación de procesos unitarios veniente su optimización, y tratar de hacerlo que también mejoran la eficiencia energética y la menos agresivo para degradar lo mínimo po- productividad de la reacción mediante, por ejem- sible la materia prima. Asimismo, es posible plo, la aplicación de reactores de membranas llevar a cabo procesos de fraccionamiento en catalíticos que puedan mejorar las condiciones los que se separen las fracciones de la biomasa de reacción mediante la retirada de productos en tras el pretratamiento en corrientes de xilosa, el medio de reacción, etc., o por la incorporación celulosa y lignina puras que se procesan por del propio concepto de biorrefinería en el que se separado. Esto repercutirá positivamente en diseña el proceso global considerando el aprove- la calidad de la lignina y en la eficiencia de las chamiento de corrientes de productos y/o calores fermentaciones. residuales de diferentes procesos parciales. 608 I+D+i • Optimización diseño y operación catalizadores: • Estabilidad del aceite de pirólisis: - Las actividades deben ir en dos líneas, por una - Valorar las posibilidades de mejorar la esta- parte, desarrollar nuevos catalizadores más efi- bilidad de aceite de pirólisis para su almace- cientes para procesos que aún no son comercia- namiento y posterior empleo en aplicaciones les, como la síntesis de etanol, y por otra parte diversas: motores, turbinas, etc. el desarrollo de sistemas de reacción innova- • Upgrading para el procesado en unidades de dores que optimicen las reacciones de síntesis, refinería: como por ejemplo, la aplicación de reactores de - Evaluar las etapas necesarias para poder in- membranas catalíticos que puedan mejorar las cluir una línea de bioaceite de pirólisis en una condiciones de reacción mediante la retirada de refinería actual, y en las futuras biorefinerías. productos en el medio de reacción. • Pirólisis de residuos limitados para su combus- tión. Otras posibilidades de valorización de estos Retos no tecnológicos residuos: • Escalado demostración-preindustrial: - Investigación de las posibilidades de valo- - Dado que la tecnología se ha demostrado de rización de residuos complejos, o con alto forma exitosa, el próximo paso importante es contenido en metales y cenizas, susceptibles dar el salto a la escala preindustrial, y poder de sinterización a unos 500-600 ºC. Nuevas producir de forma comercial el diésel, quero- posibilidades de valorización de los residuos seno, dimetil éter, etc. domésticos. • Homologación del combustible: - Para que los nuevos combustibles puedan ser Retos no tecnológicos usados de forma masiva, evitando riesgos en • Proyectos piloto y demostración de hidrogenación los motores, y evitar rechazo por parte de los de aceites: fabricantes, tienen que ser homologados en es- - Proyectos piloto de viabilidad tecno-econó- tándares claros de usos en motores. mica del escalado de este tipo de instalacio- • Certificación sostenibilidad: nes en un funcionamiento en modo continuo/ - Sirve de aplicación lo explicado en la anterior pre-industrial. cadena de valor IV. • Homologación del combustible: • Ensayos en flotas: - Caracterización y upgrading necesarios para la - Demostrar la calidad de estos biocombustibles homologación del combustible, de forma similar mediante ensayos en flotas cautivas, en las que a otros tipos de combustibles estandarizados. se controle de cerca el combustible, y con visi- • Integración en otras unidades industriales (por bilidad suficiente para crear confianza en los ejemplo, refinerías). usuarios finales. IX Cadena de valor: conversión catalítica de • Desarrollo de infraestructuras de uso del producto: azúcares en combustibles y químicos - Se debe trabajar en la red de infraestructura Retos tecnológicos de distribución de los carburantes, para que • Investigación en catalizadores y procesos de con- puedan penetrar en el mercado y estar dispo- versión de azúcares: nible para los consumidores. Esto tiene especial - Desarrollo de catalizadores que conviertan los impacto en el caso de combustibles sintéticos azúcares en los productos identificados, y el gaseosos (como el gas natural sintético o el di- proceso asociado para llevar a cabo la reacción metil éter), pues la infraestructura actual está catalítica. Estos catalizadores deben ser hete- diseñada casi exclusivamente para carburantes rogéneos –para evitar complejos procesos de líquidos. separación–, basados en materiales baratos, VIII Cadena de valor: conversión pirolítica térmica y suficientemente robustos para soportar los y catalítica de biomasa lignocelulósica y upgrading componentes procedentes de la biomasa. Retos tecnológicos • Investigación en microorganismos para conver- • Nuevos catalizadores para aumentar el rendi- sión avanzada de azúcares: miento del proceso: - Se tienen que desarrollar, aplicando técnicas - Evaluar la posibilidad de empleo de cataliza- de biología molecular, microorganismos espe- dores para aumentar la eficiencia del proceso, cíficamente diseñados para llevar a cabo las mejorar el bioaceite del mismo reduciendo los conversiones deseadas de los azúcares en los compuestos oxigenados, etc. productos seleccionados. 609 PER 2011-2020 • Desarrollo de procesos asociados para extracción - El reto está en integrar el procesado de biolí- de componentes: quidos a escala industrial afrontando las mo- - Los productos generados en los procesos ante- dificaciones necesarias sin causar problemas riores no son de aplicación directa en la mayoría operativos en el funcionamiento conjunto de las de los casos, por lo que tienen que ser separa- unidades. dos y transformados en otros compuestos fina- • Desarrollo de procesos de trasformación a les. Los procesos empleados son habituales en biocarburantes: la industria petroleoquímica pero deben de ser - Involucran los aspectos del proceso además de adaptados para la nueva aplicación. los catalíticos dada la naturaleza de los biolí- • Procesos de purificación de las corrientes para quidos procesados y su necesidad de craqueo llevar a cabo las conversiones: –isomerización para el diseño del producto de- - Las corrientes de azúcares procedentes de seado–, según se ha explicado anteriormente. biomasa tienen muchas impurezas, de forma Retos no tecnológicos que en muchos casos deben ser eliminados • Homologación del combustible: componentes que inhiben los catalizadores o - Para que los nuevos combustibles puedan ser los microorganismos aguas abajo, o incluso los usados de forma masiva, evitando riesgos en azúcares han de ser extraídos de la corriente los motores, y evitar rechazo por parte de los para alcanzar elevados niveles de pureza. fabricantes, tienen que ser homologados en es- Retos no tecnológicos tándares claros de usos en motores. • Homologación del combustible: Por último, se destacan los principales centros - Los combustibles producidos mediante esta tecnológicos nacionales dedicados a la I+D en el cadena de valor son en muchos casos nuevas ámbito de los biocarburantes: CIEMAT (Centro de moléculas cuyo uso no está certificado actual- Investigaciones Energéticas, Medioambientales y mente. Por lo tanto, se tienen que llevar a cabo Tecnológicas), CENER (Centro Nacional de Energías las acciones para homologar los combustibles Renovables) y CEDER-CIEMAT (Centro de Desarro- correspondientes, tanto gasolina, diésel, como llo de Energías Renovables). combustible de aviación. • Homologación, para otras aplicaciones, de los productos no energéticos: 10.2.2 Sector del biogás - Para las otras aplicaciones señaladas, se ten- drán que llevar a cabo igualmente acciones de A pesar de que las tecnologías de captación de homologación para certificar la validez para biogás en vertederos y la producción de biogás en sustituir a los productos que actualmente se digestores anaerobios son tecnologías maduras, usen en las aplicaciones correspondientes. existe aún margen de mejora en determinadas áreas de los procesos de digestión anaerobia. X Cadena de valor: plataforma aceites (conversión convencional + hidrotratamiento + pirólisis + Ámbito europeo tratamiento en otras unidades de refinería solo o conjuntamente con el combustible fósil) Aunque en el marco del SET-Plan no existe una pla- Retos tecnológicos taforma tecnológica específica para biogás, ya en • Optimización del sistema catalítico para viabilidad la comunicación de la Comisión Europea “Plan Es- técnica del proceso: tratégico Europeo de Tecnología Energética (“Hacia - Dado que el sistema debe enfrentarse a alimen- un futuro con baja emisión de carbono”) se incluían taciones de diferente naturaleza siendo clave su varias referencias al biogás: contenido en metales, cloro, etc. Además estas 1. Uso del biogás como biocarburante alimentaciones pueden requerir del catalizador 2. Obtención de hidrógeno a partir de biogás actividad de hidrocraqueo o de hidroisomeri- zación que no requerirían las alimentaciones Además, la Plataforma Tecnológica Europea de exclusivamente fósiles. Climatización Renovable (RHC-Platform) apunta • Integración del proceso con procesos convencio- al potencial que presenta el biogás en su aplicación nales de producción de combustibles (refinería). a district heating, destacándolo como uno de los Escala demo-industrial: vectores energéticos cuyo potencial aún no ha sido suficientemente desarrollado. 610 I+D+i También otra Plataforma Tecnológica, la de Bio- importante destacar aquí las labores de pretra- combustibles, recoge el potencial del uso del tamiento que serían necesarias en cada caso, biogás como biocarburante, argumentando que a dependiendo de las materias primas empleadas. medida que ganen cuota de mercado los vehículos • Hibridación con otras tecnologías: adaptados para el uso de gas natural comprimido, - En aplicaciones termoeléctricas, el biogás pro- se facilitará el desarrollo de dicho potencial. ducido puede ser empleado con otras tecnolo- gías energéticas renovables y convencionales. Ámbito nacional Un ejemplo de ello sería la hibridación con la energía solar termoeléctrica, de tal forma que En el Plan de Implementación a 2015 elaborado permitiría a ésta ser gestionable, con las venta- por Bioplat se actualizan las Líneas Estratégicas de jas asociadas que esto tiene, cuando se utilice Investigación a nivel nacional teniendo en cuenta el para producción eléctrica, desde el punto de marco europeo de la I+D (actualización de la agen- vista de gestión del sistema eléctrico nacional. da estratégica de investigación de la Plataforma • Valorización del digestato: Tecnológica Europea de Biocombustibles EBTP en - Aprovechamiento del valor fertilizante de los 2010, publicación del documento de visión a 2020, nutrientes (N, P, K) y oligoelementos presentes, 2030 y 2050 de la Plataforma Tecnológica Europea así como su valor de enmienda orgánica, para de Climatización Renovable RHC-Platform en 2011, uso en agricultura. Desarrollo de métodos de resultados del 7º Programa Marco, SET-Plan, etc.). separación de contaminantes y eliminación de En este plan de Bioplat, la producción y uso del bio- patógenos. gás se incluye tanto para aplicaciones termoeléctri- - Evaluación de beneficios agronómicos de la uti- cas como para su uso en el sector transporte. Los lización de diferentes digestatos como sustituti- principales retos identificados son los siguientes: vos parciales de fertilizantes minerales. Retos tecnológicos Retos no tecnológicos • Optimización diseño y operación digestores: • Integración del uso de biomasa para generación - Para que la digestión anaerobia, en función de térmica y eléctrica en otras unidades industriales la/s materia/s prima/s, tenga lugar en las con- (refinerías, cementeras, etc.): diciones más eficientes, hay que controlar una - En la actualidad, y tal como se ha comenta- serie de parámetros ambientales, por ejemplo do anteriormente, el biogás es cautivo, lo que el pH, la alcalinidad, la presencia de inhibido- dificulta su empleo energético en lugares ale- res bacterianos, etc., y de tipo operacional tales jados de los centros de producción. En Espa- como la temperatura, la agitación, el tiempo de ña hay determinadas instalaciones que tienen retención, etc. consumos de energía destacados, y ejemplo • Acondicionamiento del biogás: de ellos podrían ser las azulejeras, ladrilleras, - Desarrollo de sistemas de acondicionamiento refinerías, cementeras, etc., en las cuales se del biogás para su inyección a red (biometano). puede emplear este biocombustible en mayor Sistemas de separación de gases y sistemas o menor medida, según el caso. Esto traería de limpiezas de otros contaminantes para con- ventajas desde el punto de vista medioambien- seguir un elevado porcentaje de metano en la tal por las emisiones que se dejarían de emitir corriente de gas. a la atmósfera al sustituir fuentes de energía - Desarrollo de sistemas de acondicionamiento convencionales. (eliminación de partículas y contaminantes) del • Homologación del combustible: biogás para su aprovechamiento energético. - Es preciso que se fijen unos parámetros míni- • Co-digestión: maximizar el rendimiento en la mos en cuanto a la composición que debe tener producción de biogás: el biogás para poder ser empleado éste de ma- - La co-digestión es el proceso mediante el cual nera directa en motores de gas. Dependiendo tiene lugar la degradación anaeróbica conjunta del modo de transporte de aquél (en tanques de materiales orgánicos fácilmente digeribles. cisternas licuado o a través de red), los pará- Con ello se consiguen sinergias por la comple- metros exigidos pueden variar. En todo caso, la mentariedad en cuanto a la disposición de recur- participación de los fabricantes de motores a sos, ya que algunos de ellos o son estacionales o gas es importante, dada la experiencia que ya disponen de una composición a partir de la cual se tiene en otros países de la Unión Europea. no se generaría biogás en cantidad y calidad. Es 611 PER 2011-2020 • Mejora en los parámetros de emisiones: PROBIOGAS ha detectado en el ámbito de investi- - Dependiendo de la aplicación del biogás, las gación otra serie de áreas, en las que será nece- emisiones resultantes del proceso de transfor- sario profundizar durante el periodo de vigencia mación energética se tienen que ajustar en todo de este plan: momento a través de la legislación publicada • Desarrollo de nuevas técnicas de co-digestión al efecto. anaerobia (incluidos pretratamientos) para aque- • Optimización de los sistemas de almacenamiento llos residuos agroindustriales más frecuentes y para transporte del biogás. con mayores posibilidades en España. • Inyección en red: • Determinación de la cantidad y disponibilidad de - Se necesita definir un marco al que se acojan materias primas, su potencial de producción y la los productores de biogás que posibilite la in- sostenibilidad de su utilización. yección de biogás a red, para luego ser emplea- • Profundizar en nuevas aplicaciones del biogás. do éste en lugares alejados de los centros de Aparte de las mencionadas por Bioplat (genera- producción, en aplicaciones como la genera- ción eléctrica y transporte), cabría destacar otras ción eléctrica (de manera individual o híbrida aplicaciones, como la inyección en redes de gas con otras tecnologías energéticas, renovables o natural, el uso en pilas de combustible o el uso convencionales), en aprovechamientos térmicos térmico directo. (individuales o industriales), como carburante • Estudio de las interrelaciones entre poblaciones en transporte, en pilas de combustible, como microbianas y los parámetros de operación de precursor de otros productos, etc. En todo caso digestores anaerobios. es preciso recoger la composición química que • Demostración de la viabilidad y sostenibilidad a debería tener dicho biogás para poder ser in- escala industrial de las plantas de co-digestión yectado en red, así como los requisitos legales anaerobia de diferentes residuos agroindustriales que se deberían cumplir por parte del productor generados en España. ante el sistema gasista y ante el propietario de la red de transporte y/o distribución de gas na- Por último, se destacan los principales centros tural. Asimismo, es necesario también definir tecnológicos nacionales dedicados a la I+D en el un marco de retribución económica por cada ámbito del biogás: GIRO (Gestión Integral de Resi- unidad inyectada, por similitud con lo realizado duos Orgánicos) y AINIA. en el sector eléctrico. • Aspectos legislativos - Tratamiento residuos: 10.2.3 Sector de la biomasa – La generación de biogás está incentivada a través de su uso directo para la generación de Ámbito europeo energía eléctrica. La falta de legislación dificul- La Plataforma Tecnológica Europea de Climatiza- ta otros posibles usos alternativos. Los aspec- ción Renovable expone en su resumen ejecutivo tos que deben desarrollarse son: del Documento de Visión del Panel de Biomasa, - Normativa y estandarización sobre los con- de julio de 2010, las actuaciones a realizar en los dicionantes técnicos y físicoquímicos para la siguientes aspectos: inyección del biogás a la red de distribución, de acuerdo con los estándares que se están 1. Aspectos técnicos y logísticos desarrollando en Europa. • Desarrollo de las prácticas agrícolas y foresta- - Marco retributivo para la inyección de biogás en les de la biomasa producida a partir de cultivos y la red de distribución o transporte, semejante otras fuentes biomásicas adicionales. al régimen especial de producción de energía • Estudios de potencial de producción y potencial eléctrica a partir de fuentes renovables. de mercado con criterios de sostenibilidad. - Normativa y estandarización del uso de bio- • Desarrollo de combustibles de coste competitivo, gás para el transporte. alta calidad y alta densidad energética, a partir - Normalización del digestato para su aplica- de diversas fuentes de biomasa, como la vía de ción en agricultura. pretratamiento (biochar,…), mezclas, compacta- ción, etc. Estas líneas de investigación mencionadas por Bio- • Desarrollo de cadenas de valor de valorización plat han sido desarrolladas en el marco de pro- energética de materias primas agrícolas y fores- yecto singular estratégico PROBIOGAS. Además, tales con criterios de sostenibilidad (mejora de 612 I+D+i la logística –maquinaria, métodos de recogida, todos los sectores y evitar la falta de aplicación transporte y almacenamiento– y sus procesos de estos conceptos de sostenibilidad. asociados para el abastecimiento de plantas de 1.2. Líneas de I+D: biomasa). – La implementación de los requerimientos • Desarrollo de soluciones para aumentar la efi- de sostenibilidad en la legislación y en el ciencia del sistema y reducir las emisiones (por mercado deberían estar basados en datos ejemplo, de partículas) procedentes de estufas relevantes, transparentes y con un trasfondo y calderas, mediante propuestas primarias y científico. secundarias. 1.3. Las herramientas orientadas a la sostenibi- • Desarrollo de plantas de cogeneración de peque- lidad y a la recogida de información deberían ño tamaño con alto nivel de fiabilidad y eficiencia. ser una prioridad para los programas de fi- • Alta fiabilidad, capacidad de carga y flexibilidad nanciación en I+D a nivel europeo y nacional. de combustible, junto con una alta eficiencia en 2. Mercado, marco regulatorio y concienciación plantas de cogeneración de gran tamaño. pública • Reducción de las emisiones de CO2 y desarrollo

2.1 — Necesidad de aumentar la financiación pública

2.1. Necesidad de aumentar la financiación pública de soluciones para obtener emisiones negativas y fortalecer el apoyo a la I+D. de carbono.

2.2 — Aumentar la financiación pública y fortalecer

2.2. Aumentar la financiación pública y fortalecer 2. Aspectos legislativos el apoyo a la I+D. • Estudio/análisis de un sistema de certificación 3. Suministro y disponibilidad de biomasa de materias primas, productos y co-productos.

3.1 — Criterios comunes de sostenibilidad entre dis

3.1. Criterios comunes de sostenibilidad entre dis- • Campañas de información para productores y tintos sectores. Las futuras estrategias políti- otros agentes de la cadena de suministro de la cas y de implementación deberían mejorar la biomasa. coordinación y aumentar las sinergias entre los • Formación específica para actores clave en el distintos sectores que emplean tierra cultivable sector de la construcción (arquitectos, ingenieros, y/o biomasa. Además de la disponibilidad sería constructores de edificios prefabricados, diseña- necesario analizar los tipos y tamaños de plan- dores, usuarios finales). tas posibles/requeridos en cada país. • Formación de fontaneros/instaladores de nue-

3.2 — Elaborar curvas de coste de suministro para

3.2. Elaborar curvas de coste de suministro para vos sistemas de biomasa y sistemas combinados las materias primas nuevas y para las existen- (con otras fuentes renovables, climatización de tes, aportando plazos, localización geográfica, edificios, etc.). demanda y tipo de plantas. • Percepción del sector en la sociedad.

3.3 — Desarrollo de nuevas variedades de plantas/

3.3. Desarrollo de nuevas variedades de plantas/ • Procedimientos administrativos más simples y árboles (cultivos/mejora genética); mejora de eficaces. las prácticas de cultivo y de gestión de recur- • Desarrollo de mecanismos efectivos y eficientes sos, optimizando el consumo de inputs como de apoyo al calor de origen bioenergético. el agua, buscando aumentar la productividad. Además, la Plataforma Tecnológica Europea de 3.4. Mejorar los equipos auxiliares para reducir Biocombustibles, según la actualización de la los costes de logística y los requisitos para la Agenda Estratégica de Investigación de julio de conversión (cosechado integral, sistemas de 2010, establece como prioridades de investigación recogida y transporte). y de actuación para cada uno de los apartados en 3.5. Desarrollar sistemas de logística a gran escala los que se estructura el informe, lo que se resume para nuevas materias primas, mejora de la a continuación: cadena de suministro.

3.6 — Competencia en la utilización de la biomasa

3.6. Competencia en la utilización de la biomasa: 1. Sostenibilidad la investigación debería centrarse en definir

1.1 — Aspectos legislativos

1.1. Aspectos legislativos: los criterios para evaluar qué biomasa puede – Es necesaria una mayor claridad y coherencia contribuir a impulsar un mercado de biocom- de la regulación entre los estados miembro de bustibles sostenible sin competir con otros la UE. sectores (como el alimentario). – Asegurar la aplicación de los criterios de sos-

3.7 — Empleo de residuos: conseguir mejorar el ciclo

3.7. Empleo de residuos: conseguir mejorar el ciclo tenibilidad en todos los usos de la biomasa de vida de los mismos y ampliar la utilización para contar con las mismas reglas de juego en del concepto biorrefinería. 613 PER 2011-2020 El trabajo de la EBTP constituye la base sobre la I Cadena de valor: utilización de biocombustibles que se ha articulado el Plan de Implementación sólidos mediante combustión directa de la Iniciativa Industrial Europea en el ámbito de Objetivos principales: la Bioenergía (EIBI), iniciativa que se incluye en el marco del Plan Estratégico Europeo en Tecnologías Retos tecnológicos Energéticas (SET-Plan). Ese Plan de Implementa- • Desarrollo de instalaciones de combustión para ción define siete cadenas de valor y dos propuestas multicombustibles biomásicos: complementarias, que deberían marcar las pau- - Constituye una estrategia para optimizar los tas a seguir en cuanto a áreas temáticas sobre las costes de la biomasa y asegurar el suministro, que financiar proyectos de demostración, al menos principalmente de grandes plantas de combus- durante los próximos años. Respecto al área de tión. El desarrollo de sistemas de preparación biomasa cabe destacar: y alimentación de las biomasas, en conjunción con las tecnologías de combustión y el diseño Cadenas de valor basadas en procesos termoquí- de los equipos de combustión, constituyen las lí- micos de conversión de la materia prima neas de acción más importantes en este campo. 1. Biometano y otros combustibles gaseosos a par- • Reducción de las emisiones de los pequeños equi- tir de biomasa vía gasificación (sustituyendo al pos de combustión: gas natural y otros combustibles gaseosos). - En este campo se requiere fundamentalmente 2. Generación de energía eléctrica de alta eficien- la reducción de partículas, mediante el empleo cia mediante gasificación de biomasa (mercados de medidas en el interior de los equipos y/o de principales: plantas de generación eléctrica a equipos de limpieza externos viables bajo un gran escala, plantas de cogeneración de tamaño punto de vista técnico y económico. menor que 20 MWe). • Reducción de la sinterización y corrosión de los 3. Vectores bioenergéticos a partir de biomasa equipos de combustión: mediante otros procesos termoquímicos, como - Este objetivo se puede lograr, entre otras posi- la pirólisis, torrefacción, etc. (mercados princi- bilidades, mediante el empleo de aditivos ade- pales: combustibles para generación de energía cuados y/o el uso de mezclas de biomasas en térmica, eléctrica, o como productos interme- la que al menos una de ellas presenta una baja dios para ser aplicados en el sector transporte tendencia a la sinterización y corrosión. gracias a tratamientos posteriores). • Desarrollo de calderas y equipos de combustión Propuestas complementarias para materiales herbáceos y biomasas leñosas 1. Biomasa como materia prima para usos con un contenido medio en cenizas: energéticos. -Este reto está, por una parte, relacionado con el 2. I+D+i a muy largo plazo, relacionado con cade- anterior en cuanto a que son los materiales con nas de valor emergentes e innovadoras. más alto contenido en cenizas los que suelen poseer una mayor tendencia a la sinterización y corrosión de los equipos. Además requiere Ámbito nacional de un desarrollo tecnológico en el diseño de los En el Plan de Implementación a 2015 elaborado por equipos, como la incorporación de sistemas efi- Bioplat se actualizan las líneas estratégicas de in- caces de evacuación de las cenizas. vestigación a nivel nacional teniendo en cuenta el • Hibridación con otras tecnologías: marco europeo de la I+D (actualización de la Agen- - Como por ejemplo la termosolar: la biomasa da Estratégica de Investigación de la Plataforma podría aportar la energía complementaria ne- Tecnológica Europea de Biocombustibles EBTP en cesaria para evitar el excesivo enfriamiento del 2010, publicación del documento de Visión a 2020, fluido térmico durante la noche o en situaciones 2030 y 2050 de la Plataforma Tecnológica Europea de baja irradiación solar. de Climatización Renovable RHC-Platform en 2011, • Mejora de la eficiencia en ciclos y equipos de resultados del 7º Programa Marco, SET-Plan, etc.). combustión: Las cadenas de valor de este plan para el sector de - A través de un manejo de la química de las ce- la biomasa para generación eléctrica y térmica son nizas en el interior de los equipos de combus- las siguientes: tión, incluyendo el ya citado uso de aditivos, se 614 I+D+i puede lograr incrementar la eficiencia de los • Hibridación con otras tecnologías. equipos de combustión. En los ciclos de vapor • Incremento de la fiabilidad de la tecnología de con la citada estrategia se puede lograr reducir gasificación para generación eléctrica: los costes de mantenimiento e, incluso, incre- - Aplicable a biomasas que producen altos nive- mentar la temperatura de vapor, mejorando así les de alquitrán. Consiste en la implantación de la eficiencia de generación. equipos y sistemas que puedan funcionar más • Valorización de cenizas y escorias. de 7.500 h/año con unos costes de mantenimien- to que permitan la sostenibilidad económica del Retos no tecnológicos proyecto. Organización del mantenimiento pre- • Integración del uso de biomasa para generación ventivo en las paradas programadas y manteni- térmica y eléctrica en otras unidades industriales miento preventivo en funcionamiento mediante (refinerías, cementeras, etc.). duplicidad de los equipos críticos. • Desarrollo del mercado de la refrigeración con • Valorización de cenizas y escorias. biomasa. • Reducción y tratamiento de lixiviados. II Cadena de valor: producción y utilización de Retos no tecnológicos biocombustibles sólidos para gasificación • Integración del uso de biomasa para generación Retos tecnológicos térmica y eléctrica en otras unidades industriales La tecnología de gasificación todavía no está ma- (refinerías, cementeras, etc.). dura, por ello su aplicación no se ha desarrollado • Mejora de la viabilidad del uso de la biomasa abundantemente de forma comercial. Por lo tanto, mediante gasificación y de los parámetros de sigue siendo necesario realizar esfuerzos de inves- emisiones. tigación en diferentes áreas. Los principales retos tecnológicos que han sido identificados por la pla- Por último, se destacan los principales centros taforma son los siguientes: tecnológicos nacionales dedicados a la I+D en el ámbito de la biomasa: CIEMAT (Centro de Inves- • Sistemas de limpieza del gas de gasificación: tigaciones Energéticas, Medioambientales y Tec- - La producción de alquitranes principalmente nológicas), CENER (Centro Nacional de Energías durante el proceso de transformación termo- Renovables) y CEDER-CIEMAT (Centro de Desarro- química y otros posibles compuestos sigue sien- llo de Energías Renovables). do un problema para conferir a la tecnología durabilidad y fiabilidad en su utilización. • Desarrollo de gasificadores multicombustibles 10.2.4 Sector de las energías biomásicos: - El dotar a los sistemas de gasificación de cierta del mar independencia o versatilidad con respecto a la El aprovechamiento de las energías del mar está especie de biomasa que se utiliza en su alimen- en una etapa relativamente temprana de desarro- tación permite la posibilidad de una mayor inte- llo tecnológico, en comparación con otras fuentes gración de la tecnología como aprovechamiento renovables, lo que unido a las características in- energético. La especificidad del comportamiento trínsecas del mar, hacen que este tipo de fuente de la tecnología de gasificación que se manifiesta de energía actualmente no se haya impuesto con actualmente debe ser abordada en todos los sis- una tecnología concreta y que exista una amplia y temas que forman parte del mismo para propor- diversa variedad de dispositivos. cionar además fiabilidad y durabilidad al sistema. • Desarrollo de sistemas de parrilla: A continuación se identifican las líneas estratégicos -La parrilla para los sistemas de gasificación de para la I+D+i en el ámbito del sector de las energías lecho fijo sigue siendo una característica funda- del mar, en el horizonte 2020. mental así como una debilidad para su imple- mentación comercial a gran escala. El desarrollo Ámbito europeo de sistemas de parrilla que permitan el control del proceso así como una fiabilidad del sistema La Asociación Europea de las Energías del Mar sigue siendo una carencia comercial. (European Ocean Energy Association) ha elabora- do una hoja de ruta para el período 2010-2050 con 615 PER 2011-2020 los pasos a seguir para facilitar el aprovechamiento de los importantes recursos energéticos existentes

10.2.5 — Sector eólico

10.2.5 Sector eólico en Europa y desarrollar el sector industrial de las Ámbito europeo energías del mar. Para el sector eólico, la Iniciativa Industrial Eólica El despegue comercial real de las tecnologías no se (European Wind Initiative, EWI) enmarcada en el estima que pueda llevarse a cabo hasta 2016-2017, SET-Plan –donde la Plataforma Tecnológica Eólica con el objetivo de instalación de al menos 6 infraes- Europea TPWind juega un papel destacado–, definió tructuras con capacidad 40 MW, según la hoja de la “hoja de ruta tecnológica” a 2020, conteniendo ruta europea. los grandes ejes de actuación prioritarios para el Para ello, se deberán impulsar como acciones sector, que se detallan a continuación: estratégicas: 1. Nuevas turbinas y componentes (inversiones • Un programa intensivo de I+D enfocado a nuevos estimadas público-privadas: 2.500 M€) diseños y componentes que reduzcan el coste y 1.1. Programas de I+D centrados en el diseño de mejoren la supervivencia de los equipos. nuevos aerogeneradores y la utilización de • Un programa de demostración dedicado al desa- nuevos materiales (2010-2020). rrollo y prueba de prototipos a escala. 1.2. Desarrollo y prueba de prototipos de aero- • Una red de infraestructuras experimentales que generadores de gran tamaño (10-20 MW) permitan validar los convertidores e instalaciones (2014-2017). en todo su ciclo de vida. 1.3. Puesta en marcha de instalaciones de pruebas • Una acción transversal de la Unión Europea para y demostración para nuevos aerogenerado- la mejora de la fiabilidad mediante nuevas y me- res, componentes y procesos de fabricación joradas técnicas de instalación. (2010-2015).

1.4 — Puesta en marcha de 5 instalaciones de prue

1.4. Puesta en marcha de 5 instalaciones de prue- bas y 5 de demostración (2015-2020). Ámbito nacional 1.5. Demostración de una estrategia de optimiza- Dentro de la Plataforma Tecnológica Marítima ción logística, encaminada a la estandarización Española, existe un grupo de trabajo interdis- de puestos adaptados a las nuevas generacio- ciplinar específico para las energías renovables nes de aerogeneradores (2010-2016). marinas. 2. Estructuras marinas (1.200 M€) El objetivo de este grupo de trabajo es constituir 2.1. Desarrollo y prueba de nuevas infraestructu- un foro que integra a empresas, instituciones, ras (al menos 4 prototipos con nuevos concep- organismos y universidades, para identificar las tos de plataformas) (2010-2015). necesidades en la investigación, el desarrollo 2.2. Demostración de nuevos procesos de fabri- tecnológico y la innovación, que conduzcan a la cación en serie para estructuras (2013-2018). industria Española a disponer de nuevos y com- 3. Integración en red (2.100 M€) petitivos productos para efectuar la explotación 3.1. Demostración con parques eólicos como plantas eficaz de estas fuentes energéticas marinas. Las eléctricas virtuales. Líneas de transmisión de líneas prioritarias I+D+i en energía de las olas y alta tensión en corriente continua (HVDC) para las corrientes que ha definido la plataforma se largas distancias. Flexibilidad de conexiones centran en los siguientes aspectos: marinas a varios países. Demostración de so- • Demostradores de dispositivos y sistemas. luciones marinas multi-terminal (2010-2015). • Subcomponentes. 4. Evaluación de recursos y planificación espacial • Guías y normativas. (200 M€) • Desarrollo de herramientas. 4.1. Evaluación del recurso de viento (5 a 10 cam- • Infraestructura y capacitación. pañas de medidas), encaminada a la publica- Los principales centros tecnológicos nacionales ción de un atlas de viento de la UE (2012-2015). de pruebas (BIMEP, PLOCAN, etc.) en el ámbito 4.2. Desarrollo de herramientas de planificación de las energías del mar se han descrito con an- espacial, encaminada a la puesta en mar- terioridad en el apartado correspondiente a este cha de una planificación espacial europea sector. (2010-2015). 616 I+D+i

4.3 — Predicción estadística de la distribución de trabajo conjunto y la propuesta de prioridades de

4.3. Predicción estadística de la distribución de trabajo conjunto y la propuesta de prioridades de velocidades de viento y de la producción de I+D+i en las distintas áreas de trabajo eólicas: eó- energía [2015-2020]. lica marina, redes eléctricas, aplicaciones y aero- generadores (aparte de en éstas, también actúan Los objetivos estratégicos fundamentales de esta en otros campos relacionados, como la eólica de hoja de ruta son: pequeña y media potencia, recurso eólico, empla- • Mejorar la competitividad de la tecnología eólica. zamientos y producción). • Conseguir la viabilidad técnico-económica de los parques eólicos marinos en aguas profundas. Área de trabajo 1: eólica marina • Optimizar la integración de la energía eólica en La implantación de parques eólicos marinos pre- el sistema. En este sentido, se pretende que la senta importantes desafíos para la incipiente energía eólica suponga un 20% de cuota en el tecnología específica disponible y para la indus- balance eléctrico de la Unión Europea en 2020. tria eólica española –también europea, si bien se encuentra más avanzada en algunos aspectos–, Para desarrollar la hoja de ruta, se establecen pla- que deben de superarse o encauzarse mediante nes de implementación plurianuales (Implementation iniciativas industriales y esfuerzos presupuestarios Plan, el primero de ellos cubre el período 2010-2012), privados y públicos en el horizonte 2020: y programas de trabajo anuales con carácter más operativo (EWI Work Programs), en los que se deta- • Adaptación de los aerogeneradores a las condi- llan los objetivos y acciones prioritarias a corto plazo, ciones extremas del entorno marino, alta fiabi- las intensidades presupuestarias y propuestas de uti- lidad de los componentes, y optimización de las lización de instrumentos de financiación existentes. disponibilidades operativas. • Desarrollo de nuevas estructuras de soporte y cimentación de aerogeneradores, especialmen- Ámbito nacional te para aguas profundas, mediante diseños de Como punto de encuentro para coordinar las ac- plataformas flotantes ancladas al fondo marino. tividades de Investigación, Desarrollo tecnológi- • Nuevas técnicas de transporte, montaje, y opera- co e innovación relacionadas con el sector eólico, ción y mantenimiento en alta mar, y disponibilidad en España se creó la Red Científico-Tecnológica de logística española, pues se requerirá el apoyo REOLTEC, que está compuesta por empresas, labo- de embarcaciones especializadas multipropósito ratorios, universidades y centros de investigación, (obra civil, tendido eléctrico, grúas, etc.). y está coordinada por la Asociación Empresarial • Logística e instalaciones portuarias adecuadas, Eólica. El principal objeto de REOLTEC es consoli- con la necesaria provisión de espacios y zonas dar el posicionamiento tecnológico de la industria de carga. nacional a través del reforzamiento y de la coordi- • Disponibilidad de plataformas experimentales y nación de las etapas científico-tecnológicas y de la áreas de demostración en entorno marino para la difusión selectiva de los resultados y experiencias realización de ensayos sobre nuevos componen- alcanzados. Entre los principales objetivos especí- tes de los aerogeneradores marinos, conceptos ficos de la Red se encuentran: innovadores de plataformas, anclaje, cimenta- ción, cableado eléctrico, medios de instalación y • Definir líneas y prioridades de actuación científi- montaje, procesos, incorporación de innovaciones co-tecnológicas de acuerdo al escenario interna- tecnológicas y su certificación “in situ”, etc. El cional y a la evolución previsible del sector. desarrollo de estas áreas de ensayos necesaria- • Impulsar la coordinación de toda la cadena desde mente ha de coordinarse con las administracio- la investigación hasta el uso de las tecnologías. nes regionales, siendo deseable su vinculación a • Coordinar la acción con otras estructuras de áni- centros públicos o publico/privados, y la creación mo similar. de clusters tecnológicos. • Avanzar en el conocimiento de la integración de la eólica en diferentes situaciones de red, geo- Fuera del ámbito propiamente tecnológico, en el gráfica, demanda y viento. área eólica marina sería conveniente igualmente • Difundir nacional e internacionalmente los resul- avanzar en los siguientes aspectos: tados alcanzados por la industria nacional. • Desarrollo de sistemas de monitorización Dentro de los objetivos esenciales de REOLTEC medioambiental y sistemas de captación de da- se encuentra la elaboración de nuevas líneas de tos físicos (fauna y condiciones del suelo marino, 617 PER 2011-2020 físicas y granulométricas), sistemas para la re- aerogeneradores, la incorporación de mejoras ducción de ruido o monitorización activa de continuas y la versatilidad de adaptación a las las emisiones sonoras. Caracterización de condiciones climáticas extremas. Los principales emplazamientos. objetivos son la reducción de costes tanto en in- • Programas de ayudas a acciones formativas es- versiones asociadas como en tareas de operación pecíficas y de capacitación de personal técnico. y mantenimiento –predictivo y correctivo. Área de trabajo 2: redes eléctricas Las principales líneas de actuación en esta área Para conseguir la máxima penetración de la gene- se centran en los modelos de diseño y los com- ración eólica en el sistema eléctrico, en el horizonte ponentes críticos de las máquinas (palas, multi- 2020 se considera conveniente impulsar iniciativas plicadoras, generadores, convertidores, etc.), en industriales encaminadas a las siguientes líneas las implicaciones del aumento de tamaño para el de actuación: transporte, y en la reducción de costes de cons- trucción y mantenimiento. • Adaptación del funcionamiento de los aerogene- radores y de la infraestructura eléctrica asociada La pala es un componente especialmente críti- ante los requisitos más exigentes de operación co con un diseño y una fabricación complejos. La de los parques eólicos. evolución de este componente está marcada sobre • Facilitar las actividades de gestión coordinada del todo por el aumento de tamaño que implica nue- sistema, incluyendo la gestión de la demanda con vos estudios sobre las cargas, los materiales y su uso de cargas controlables y reserva rodante, y resistencia. Merece una especial dedicación la me- el intercambio de información entre gestores de jora de las geometrías de los rotores y palas de las parques y el operador del sistema (capacidad de máquinas para mejorar el control de repartición de regulación de la generación, incorporación de sis- cargas y así asegurar una estabilidad estructural, temas de almacenamiento, simulación e impacto así como el desarrollo de modelos para mejorar la de incidencias, etc.). predicción de su duración de vida. • Fomentar un desarrollo de las infraestructuras de La incorporación de nuevos materiales para la transporte adecuado a la evacuación de la energía fabricación de componentes debería dirigirse al eólica producida, orientado hacia mejoras físicas cumplimiento de los requisitos mecánicos nece- mediante nuevos equipamientos: superconduc- sarios en condiciones de seguridad de operación y tores, subestaciones, uso de corriente continua de aprovisionamiento, de reducción de pesos y cos- para largas distancias,etc. tes, y también de facilidad de reciclaje y de menor Área de trabajo 3: aplicaciones impacto ambiental en su ciclo de vida. En esta área tienen cabida iniciativas industriales La disponibilidad de infraestructuras nacionales multi-propósito: de ensayo de los principales componentes de ae- • Soluciones óptimas para la repotenciación de los rogeneradores –especialmente las palas y el tren parques eólicos, y su integración en red. de potencia–, como la del CENER en Sangüesa (Na- • Proyectos de almacenamiento energético para su varra), resultan de primordial importancia para la aplicación en horas valle, mediante la utilización validación de los nuevos prototipos, precisando la de sistemas de baterías, producción de hidrógeno adecuación de sus capacidades a prototipos en el y pilas de combustible, bombeo de agua y com- rango de 10-20 MW (especialmente para su implan- presión de aire. tación en entorno marino). • Desarrollo de sistemas híbridos o de mejora del Por último, se destacan los principales centros aprovechamiento de la energía eólica. Especial tecnológicos nacionales dedicados a la I+D en el mención merece la utilización de los excedentes sector eólico: CENER (Centro Nacional de Energías de producción eólica en la carga nocturna de ve- Renovables), CIRCE (Centro de Investigación de hículos eléctricos. Recursos y Consumos Energéticos) en Zaragoza, Área de trabajo 4: aerogeneradores CEDER-CIEMAT (Centro de Desarrollo de Energías Para evitar la obsolescencia tecnológica y apo- Renovables) en Soria, IREC (Institut de Recerca en yar la competitividad a medio plazo de los aero- Energia de Catalunya) en Barcelona e ITER (Ins- generadores nacionales, resulta esencial apoyar tituto Tecnológico y de Energías Renovables) en las iniciativas de la I+D+i en el desarrollo de los Tenerife. 618 I+D+i

10.2.6 — Sector geotérmico se estructuran según se trate de geotermia profun

10.2.6 Sector geotérmico se estructuran según se trate de geotermia profun- da o geotermia somera, al resultar muy diferentes Ámbito europeo las necesidades de estas subáreas. En diciembre de 2009 se pone en marcha la Pla- Geotermia profunda taforma Tecnológica Europea para Generación El reto tecnológico consiste en encontrar la forma eléctrica con Geotermia–GEOELEC (Technology de utilizar los recursos geotérmicos existentes de Platform Geothermal Electricity), cuyo objetivo manera técnica y económicamente viable, lo cual fundamental es el impulso y desarrollo de las tec- solo será posible a partir del desarrollo tecnoló- nologías de generación eléctrica a partir de energía gico de las áreas estratégicas que configuran un geotérmica en Europa. proyecto geotérmico. Desde el punto de vista térmico, la Unión Europea En el área de investigación básica, las líneas es- tiene como una de sus principales prioridades la tratégicas de investigación son: introducción de políticas de fomento de la utiliza- Línea 1: desarrollo de una base de datos pública ción de fuentes renovables para el abastecimiento (disponibilidad y acceso a datos geotér- de las necesidades de calefacción y refrigeración micos, desarrollo de una base de datos en los países miembros. Con ello pretende crear un digital, georreferenciada, única y multi- sistema de abastecimiento sostenible para cubrir disciplinar del subsuelo español). esta demanda energética, que a día de hoy supone un tercio de la demanda global de energía de Euro- Línea 2: análisis geológico y estructural. pa. En este sentido, la Comisión Europea auspició la Línea 3: campañas globales de prospección creación en 2009 de la Plataforma Tecnológica Eu- geoquímica. ropea de Calefacción y Refrigeración Renovables (RHC-Plarform, European Technology Platform Línea 4: elaboración y propuesta de modelos geoló- on Renewable Heating and Cooling), a partir de gicos y termoestructurales para las áreas la Plataforma Tecnológica Europea de la Energía seleccionadas de mayor interés. Solar Térmica (ESTTP), con el objetivo de constituir Línea 5: campañas de prospección geofísica. el foro en el que los diferentes agentes de los sec- tores implicados en el ámbito de la climatización Línea 6: perforación de sondeos de gradiente y renovable (energía solar térmica, geotermia y bio- campañas de medidas de conductividad masa), se agrupen para señalar sus necesidades térmica y temperatura. en I+D+i, de forma que éstas sean transmitidas a El objetivo de todas estas líneas es mejorar el las instituciones competentes de la Unión Europea. conocimiento del recurso geotérmico, reducir el Las líneas de trabajo actuales de la Plataforma riesgo de la investigación, así como definir las RHC-ETC son las siguientes: estrategias y prioridades para la adquisición de nuevos datos y en consecuencia atraer la inversión • Documento de visión para la climatización privada. geotérmica. • Agenda de investigación estratégica para clima- En la fase de investigación del subsuelo y gestión tización geotérmica. de los recursos geotérmicos, las líneas prioritarias • Armonizar la agenda con los programas de I+D definidas son las siguientes: europeos y nacionales. Línea 1: tecnología y costes de métodos de • Estimular un aumento de las capacidades de I+D. perforación. • Fortalecer la cooperación de los institutos de I+D y la industria, etc. Línea 2: investigación del conocimiento del proceso de estimulación y mecanismos de gene- ración focal de microsismos. Ámbito nacional Línea 3: desarrollo de modelos numéricos tridi- Las líneas prioritarias de investigación y actuación mensionales que definan el funciona- a nivel nacional han sido identificadas por la Plata- miento del almacén geotérmico, permitan forma Tecnológica Española de la Geotermia (GEO- modelizar su comportamiento a medio- PLAT) y están recogidas en la Agencia Estratégica largo plazo y simulen la sostenibilidad del de Investigación de GEOPLAT, publicada en 2011, y proyecto. 619 PER 2011-2020 Línea 4: estudios de reinyección de fluidos, que • Fluidos caloportadores. Reducción de costes y permitan la viabilidad de desarrollo de mejora de eficiencia del intercambio calorífico. proyectos geotérmicos en zonas con es- Reducción de los riesgos asociados a la toxicidad tructura adversa. de los fluidos. Línea 5: proyectos de demostración EGS. Línea 2: mejora de los métodos de evaluación del te- rreno e incremento de la productividad de los En el área de optimización del recurso en super- sondeos y campos de sondeos, así como de ficie, las líneas prioritarias identificadas son las los sistemas de intercambio con el terreno. siguientes: • Creación de bases online de cartografía y datos Línea 1: estudios de mejora de eficiencia de ciclos de información relevante. termodinámicos a partir de recursos de • Registro y monitorización de instalaciones. baja temperatura. • Control geológico de la perforación. Línea 2: investigación para la mejora de procesos • Desarrollo de alternativas al TRT de menos coste. de refrigeración y por tanto de la eficiencia • Mejora de los métodos y sistemas de evaluación de sus ciclos termodinámicos, lo que re- de posibles afecciones en sistemas recargados dundará en el abaratamiento de los costes artificialmente. de generación de energía. • Desarrollo de aplicaciones informáticas para la simulación de aprovechamientos someros. Línea 3: investigación de la hibridación de flui- • Sistemas de contención para reducir pérdidas de dos geotérmicos con otras tecnologías calor en sistemas de almacenamiento térmico. renovables. • Desarrollo de sistemas de columna permanente. Línea 4: investigación de desalinización a partir de • Desarrollo de sistemas de recarga en circuitos recursos geotérmicos de baja tempera- abiertos que minimicen las modificaciones hi- tura en zonas insulares y costeras, con- droquímicas del recurso. siguiendo así la reducción del coste de la • Desarrollo de sistemas de correlación de propie- desalinización por ósmosis inversa. dades geofísicas y térmicas del terreno. Línea 5: investigación de la generación de frío por Línea 3: aumento de la eficiencia de los equipos absorción de calor a partir de recursos de generación. geotérmicos de baja temperatura. Línea 4: desarrollo de sistemas emisores de baja Línea 6: investigación de producción de energía tér- temperatura competitivos. mica en cascada, con el objeto de mejorar Línea 5: desarrollo de sistemas de rehabilitación la eficiencia energética y reducir el coste de viviendas que permitan la evolución de de la generación de energía. los conjuntos caldera individual-radiador Geotermia somera de alta temperatura a sistemas basados Las líneas prioritarias de investigación identifica- en la geotermia somera. das son las siguientes: Línea 6: estandarización de sistemas geotérmi- Línea 1: reducción de costes de ejecución de los cos en la edificación, especialmente los circuitos en las siguientes áreas: híbridos de calefacción geotérmica con • Perforación: reducción de costes de preparación regeneración solar y los que combinen y gestión de lodos, y consumos energéticos. Ges- calefacción y refrigeración. tión de detritus, lodos y caudales y reducción del Líneas de soporte al desarrollo impacto ambiental y de los costes derivados de • Análisis del marco regulatorio vigente: el marco este proceso. Técnicas de perforación para pro- que regula el sector de la geotermia tiene una yectos de rehabilitación y zonas urbanas conso- importancia capital en el desarrollo del mismo. lidadas. Cimentaciones termo-activas. En la Agenda Estratégica de GEOPLAT pueden • Tuberías de los intercambiadores: mejorando el consultarse las medidas y acciones que se con- proceso de transferencia de calor y adaptación de sidera que favorecerán los regímenes jurídico y las mismas a aplicaciones de mayor temperatura. económico que conforman el marco regulatorio • Rellenos. de la geotermia, y las normas necesarias para 620 I+D+i conseguir que el sector se desarrolle con éxito 1. Procesos termoquímicos. de forma que experimente un crecimiento sólido 2. Procesos bioquímicos. y bien estructurado. 3. Propuestas complementarias. • Formación: las principales áreas estratégicas que deben considerarse son: En concreto, la Iniciativa identifica la obtención de - Adaptación de perfiles profesionales a los re- etanol e hidrocarburos a partir de procesos quí- querimientos del sector de la geotermia y en micos y biológicos como el área de I+D en la que particular, a los requerimientos de la Directiva mejor podrían encajar los residuos urbanos y los Europea 2009/28/CE. residuos de la industria alimentaria. - Incorporación de la geotermia al sistema de Además, el VII Programa Marco, dentro del capítulo titulaciones universitario. de energía, incluye las siguientes áreas de desarro- - Incorporación de la geotermia al sistema de llo para la I+D en materia de residuos: titulaciones de formación profesional. - Potenciación y difusión de la geotermia • Aumento del rendimiento global de las instala- en ámbitos escolares, pre-universitarios y ciones de generación eléctrica y aumento de la consumidores. eficiencia en costes. • Producción mejorada de combustibles sólidos,

10.2.7 — Sector de los residuos líquidos y gaseosos a partir de biomasa (incluida

10.2.7 Sector de los residuos líquidos y gaseosos a partir de biomasa (incluida la fracción biodegradable de los residuos). Tal y como se describió en el apartado correspon- • Mejorar el rendimiento de las instalaciones de diente, las tecnologías mayoritariamente utilizadas cogeneración de tamaño pequeño-medio. para valorizar energéticamente residuos (incinera- doras de parrilla y de lecho fluido) son tecnologías Ámbito nacional maduras. Por tanto, más allá de pequeñas mejoras En el Plan de Implementación a 2015 elaborado en la eficiencia térmica y la calidad de la combus- por Bioplat se actualizan las líneas estratégicas tión, el margen de desarrollo de proyectos de I+D de investigación a nivel nacional teniendo en en estas tecnologías es escaso. cuenta el marco europeo de la I+D (actualización En cambio, sí hay un amplio margen de mejora en de la Agenda Estratégica de Investigación de la otras tecnologías de valorización energética y en la Plataforma Tecnológica Europea de Biocombus- producción y consumo en instalaciones industriales tibles EBTP en 2010, publicación del documento de combustibles sólidos recuperados (CSR). de Visión a 2020, 2030 y 2050 de la Plataforma Tecnológica Europea de Climatización Renovable Ámbito europeo RHC-Platform en 2011, resultados del 7º Progra- ma Marco, SET-Plan, etc.). Dicho plan establece Aunque en el marco del SET-Plan no existe una pla- los siguientes retos para el sector de los residuos: taforma tecnológica específica para residuos, ya en la comunicación de la Comisión Europea “Plan Es- Retos tecnológicos tratégico Europeo de Tecnología Energética (“Hacia • Mejora de los pretratamientos. un futuro con baja emisión de carbono”) se incluían • Determinación del contenido biomásico del varias referencias a la posibilidad de obtener etanol combustible. a partir de residuos domésticos. Retos no tecnológicos Además, dentro de la Iniciativa Industrial Europea • Legislación y normalización de la FORS. de Bioenergía, se incluye también dentro del con- Hay que reseñar también que tanto la produc- cepto de bioenergía el calor, la electricidad y los ción como el consumo de combustibles sólidos combustibles producidos a partir de residuos in- recuperados presentan un amplio margen de dustriales y municipales. Esta Iniciativa tiene como desarrollo en España, que requerirá de esfuer- objetivos conseguir la viabilidad comercial de pro- zos en I+D que permitan un uso seguro, técnica y yectos de bioenergía avanzada a gran escala en el medioambientalmente, en los distintos sectores año 2020 y reforzar el liderazgo tecnológico de la industriales con potencial para sustituir combus- Unión Europea. Distingue las siguientes áreas de tibles fósiles por este otro tipo de combustibles. desarrollo: 621 PER 2011-2020 Por último, se destacan los principales centros de vapor a alta temperatura y alta presión en los tecnológicos nacionales dedicados a la I+D en el tubos receptores de las centrales de colectores área de residuos: CIEMAT (Centro de Investigacio- cilindro parabólicos. nes Energéticas, Medioambientales y Energéticas) • Nuevos fluidos calotransportadores que operen y Alquimia Soluciones Ambientales. a mayores temperaturas. • Nuevas estructuras de colectores cilindro-para-

10.2.8 — Sector solar bólicos de mayor anchura y con nuevo receptor

10.2.8 Sector solar bólicos de mayor anchura y con nuevo receptor. • Nuevos diseños de colectores cilindro-parabólicos. (termoeléctrico, fotovoltaico y 2.2. Para plantas nuevas autorizadas: térmico) • Demostración de nuevos sistemas de disco (es- pejos, motor y estructura) en plantas comer- Ámbito europeo ciales de gran tamaño con tecnología de disco Stirling. El Plan Estratégico Europeo en Tecnologías Ener- • Mejoras en el control energético térmico en el géticas (SET-Plan) define las líneas prioritarias de campo solar mediante sistemas que permitan actuación en I+D+i en las tecnologías solar ter- un mejor funcionamiento en la turbina en cen- moeléctrica y fotovoltaica. trales sin almacenamiento. La Plataforma Tecnológica Europea para la Energía 3. Demostración en la innovación de configuraciones Solar Térmica (ESTTP) creada por ESTIF y EUREC de centrales (por ejemplo hibridación, combinación define el plan de ruta y la agenda de investigación de almacenamiento e hibridación, combinación de para esta tecnología. colectores cilindro-parabólicos y torre, etc.) a) Energía solar termoeléctrica 3.1. Para plantas nuevas autorizadas: 1. Demostración en componentes innovadores • Reducción del uso de agua en un 70% para plan- El objetivo es demostrar la fiabilidad y el correcto tas de 50 MW. funcionamiento de nuevos elementos que se dise- • Nuevos sistemas solares hibridados con bio- ñan para su aplicación comercial en centrales de masa: integración de una planta de biomasa generación solar termoeléctrica. en una central solar preexistente.

3.2 — Para proyectos sobre nuevas marcas, proto

3.2. Para proyectos sobre nuevas marcas, proto-

1.1 — Para plantas en operación o en construcción colos y estándares

1.1. Para plantas en operación o en construcción colos y estándares: las acciones se centran en: • 50 MW para centrales de ciclo combinado con • Cambio en el receptor en la tecnología de torre, hibridación de biomasa y campo solar con co- pasando del actual concepto de receptor exis- lectores cilindro-parabólicos. tente a uno nuevo basado en la tecnología de • 5-20 MW usando al mismo tiempo tecnología recirculación natural. de disco con ciclos Brayton y Stirling. • Nuevos enfoques para reducir el consumo de • 15 MW para centrales de tecnología Fresnel con agua. vapor sobrecalentado y acoplada a una unidad • Hibridación con biogás. de desalinización. • Integración del control entre el campo solar y el • Plantas duales de electricidad y de agua. bloque de potencia para optimizar la producción • 5-20 MW para centrales de torre con receptor de electricidad y los ciclos que se desarrollan de tecnología de cavidad, con almacenamiento en las centrales. y con enfriamiento seco.

1.2 — Para plantas nuevas autorizadas: • Centrales de torre de pequeña escala (4 MW)

1.2. Para plantas nuevas autorizadas: • Centrales de torre de pequeña escala (4 MW) • Nuevos colectores parabólicos de alto con almacenamiento en sales fundidas. rendimiento. 4. Demostración de conceptos innovadores 2. Demostración en sistemas innovadores (sistemas (generación directa, aire caliente para turbinas de almacenamiento, sistemas de transferencia de de gas, discos parabólicos con ciclos Stirling o calor, sistemas colectores, etc.) Brayton)

2.1 — Para plantas en operación o en construcción 4.1. Para proyectos sobre nuevas marcas, proto

2.1. Para plantas en operación o en construcción 4.1. Para proyectos sobre nuevas marcas, proto- las acciones se centran en: colos y estándares: • Sistemas de un solo tanque de almacenamiento • Planta de demostración pequeña: 45 módulos de calor sensible (a escala media). nuevos concentrando la radiación solar en una • Componentes fiables para la generación directa torre con receptor de grafito. 622 I+D+i • 3 MW de una central de generación directa de c) Energía solar térmica vapor precomercial con un sistema de enfria- 1. Reducción de costes. El desarrollo de nuevos miento seco. materiales para sistemas de energía solar • 10 MW con un sistema directo PT con almacena- • Se precisan nuevos materiales porque los usa- miento entre 10-12 horas, el almacenamiento y dos en la actualidad tienen limitaciones téc- el fluido calotransportador deben ser sales de nicas y podrían ser repuestos por alternativas nitrato. más económicas. • Nuevos modelos de colectores cilindro pa- 2. Investigación, desarrollo, demostración y difusión rabólicos que permitan alcanzar mayores de nuevas aplicaciones, integrar y mejorar temperaturas. los sistemas de refrigeración y desalinización • 1,5 MW de tecnología de disco Stirling, compro- solar, así como los colectores solares de altas bando nuevos motores Stirling. temperaturas • Demostración de plantas comerciales de discos • Integración en edificios, residenciales, comer- Stirling con una eficiencia de conversión supe- ciales e industriales. rior al 25% (1,5 a 50 MW). • Aplicaciones industriales hasta 250 ºC de tem- • Evolución de los sistemas estándar de disco peratura para producción de frío y calor. Stirling (nuevos conceptos). • Aplicaciones de calefacción y refrigeración • Desarrollo de la tecnología de torre a gran es- urbana. cala con receptores de grafito. • Aplicaciones de desalación de agua. • 30 MW de tecnología de torre con receptor de • Desarrollo y demostración de colectores para sales fundidas con una potencia de 250 MWte. media y alta temperaturas (colectores de con- • 250 MW para centrales con tecnología cilindro centración CPP, concentración Fresnel, Colec- parabólica resolviendo los problemas de es- tores de ultra alto vacío UHV, etc.). cala de campos solares de gran tamaño y de almacenamiento. 3. El desarrollo de eficientes y compactos sistemas • 5-20 MW para plantas de tecnología cilindro- de acumulación térmica a largo plazo parabólica que demuestren la viabilidad comer- • La tecnología de acumulación debería permitir cial de los sistemas de tamaño medio. acumular calor en verano para su uso en invier- no de forma rentable. b) Energía solar fotovoltaica 1. Reducción de costes • Desarrollo de procesos avanzados de fabri- Ámbito nacional cación de células y módulos (tecnologías de A nivel nacional, en el ámbito de la energía solar se obleas de silicio, tecnologías de capa delga- está trabajando en la línea marcada a nivel europeo. da, tecnologías de concentración y sinergias transversales). En el área solar termoeléctrica destaca la platafor- • Mejora del rendimiento y del periodo de vida ma Solar Concentra, que es un foro de participación de todos los componentes y sistemas de las activo que integra a todos los agentes que confor- distintas tecnologías fotovoltaicas. man el sector de la energía solar térmica de concen- • Desarrollo y sostenibilidad de materiales (ener- tración. Su estructura, dividida en grupos de trabajo gía y materiales, y fin de vida y reciclaje). cuyo objetivo es el de potenciar y desarrollar el sec- tor de la energía solar de concentración, muestra 2. Integración en el sistema las principales líneas de actuación, que son: • Despliegue a gran escala (interfaces de red, integración arquitectónica). • Prospectiva y planificación. • Plantas de generación de gran tamaño. • Normalización y estandarización de componentes. • Monitorización de los recursos solares. • Formación, difusión y percepción social. • Priorización de actividades de I+D+i. 3. Previsión para costes e integración más allá del 2020 Por último, se destacan los principales centros • Tecnologías con costes ultra bajos tecnológicos nacionales dedicados a la I+D en el • Enfoques de muy alta eficiencia. área solar: • Conceptos de integración para penetración ma- • Tecnología solar termoeléctrica: PSA-CIEMAT siva de la tecnología fotovoltaica (Plataforma Solar de Almería), CENER (Centro 623 PER 2011-2020 Nacional de Energías Renovables), CTAER (Centro madurez, del que ya se han realizado sistemas co- Tecnológico Avanzado de Energías Renovables) y merciales menores, y que promete ser una opción Plataforma Solúcar (Grupo Abengoa). consistente para dispositivos con escala media. No • Tecnología solar fotovoltaica: el Instituto de Ener- obstante, se debe seguir investigando en lo relativo gía Solar (IES) de la Universidad Politécnica de a la escalabilidad de sus celdas de combustible. Madrid, el Instituto de Sistemas Fotovoltaicos de Concentración (ISFOC) en Puertollano, CIEMAT Almacenamiento de hidrógeno y CENER. • Tecnología solar térmica: CENER, ITC (Instituto Tecnología de almacenamiento energético bas- Tecnológico de Canarias), INTA (Instituto Nacional tante prometedora en un futuro, aunque todavía de Técnica Aeroespacial) y CTAER. debe demostrarse a gran escala, ya que sólo se han probado soluciones parciales. La investigación debería centrarse en el aumento de la eficiencia,

10.2.9 — Sector horizontal: relativamente baja en la actualidad; en su aplica

10.2.9 Sector horizontal: relativamente baja en la actualidad; en su aplica- sistemas de acumulación del ción a gran escala; y en la búsqueda, adaptación o construcción de almacenamientos adecuados. sistema eléctrico Como se ha comentado en el capítulo 7, las pro- Sales fundidas puestas de almacenamiento dentro del sector eléc- Es una tecnología de almacenamiento madura trico jugarán un papel importante de cara a facilitar con I+D en curso, el cual se está centrando en su la integración de la energía no gestionable proce- utilización por otras tecnologías de generación dente de fuentes renovables. Sin embargo, debido de energía, y en particular, dentro del contex- a su falta de madurez, la mayoría de ellas están to de las tecnologías de almacenamiento de aire pendientes del avance de una I+D+i con mayores comprimido. niveles de inversión y de la posterior confirmación en su fase comercial. De entre las tecnologías analizadas en el capítulo 10.3 ACTUACIONES 7, a continuación se describen, de forma general, el estado actual y sus principales retos tecnológicos PROPUESTAS PARA dentro del marco de la investigación: FOMENTAR EL Aire comprimido (CAES64) y aire comprimido DESARROLLO DE LA mediante proceso adiabático (A-CAES65) I+D+i EN ESPAÑA Su estado actual es el de una tecnología comercial con I+D en curso. Los principales retos tecnológi- En los últimos años, España y Europa han apostado cos futuros se deberían centrar en la mejora de la fuertemente por la I+D+i para contribuir al desplie- compresión de calor y el almacenamiento de calor gue de las energías renovables. Sin embargo, la presurizado, lo que principalmente afecta al alma- implantación y el despegue generalizados de las cenamiento de aire comprimido mediante proceso tecnologías actuales de cara a la consecución de los adiabático. objetivos de la UE de 2020 en adelante, así como el desarrollo y la implantación de tecnologías avanza- Baterías de flujo das con miras a un sector de la energía descarbo- nizado en el horizonte de 2050, exigen un esfuerzo En particular, el estado actual de la batería redox de considerable e inversiones cuantiosas. Así pues, vanadio es la de un sistema con un grado medio de Compressed Air Energy Storage 64 Adiabatic Compressed Air Energy Storage 65 624 I+D+i la existencia de un entorno estable y predecible • Aprovechar el conocimiento generado y protegido reviste una importancia crucial para la financia- por las instituciones de investigación para crear ción de las actividades de I+D+i en el ámbito de las nuevo tejido productivo basado en resultados energías renovables. de la I+D (empresas spin-off de base científica y tecnológica). España es un país puntero en investigación y desa- • Simplificar los procedimientos burocráticos para rrollo, en concreto en sectores como la bioenergía, proporcionar un marco de financiación más ágil y existen numerosos centros (universidades y otros y flexible. Unificar la gestión de los recursos pú- organismos públicos de investigación) donde se ge- blicos destinados a la I+D+i. nera conocimiento. Sin embargo, la transferencia • Analizar periódicamente la situación actual de de ese conocimiento y tecnología de los grupos de las energías renovables en España en todos sus investigación a las empresas es una de las etapas aspectos y detectar la evolución y necesidades limitantes del progreso económico y social del país. en I+D+i. Urge pues instaurar medidas para que el conoci- miento generado contribuya a un nuevo modelo productivo. A continuación se proponen una serie de propues- tas para favorecer que la I+D+i energética en Es- paña siga una evolución continuada y contribuya a la consecución de los objetivos del PER 2011-2020: • Proporcionar un marco en el que todos los sec- tores implicados en las energías renovables, liderados por la industria, trabajen conjunta y coordinadamente para conseguir que la implan- tación comercial de las tecnologías innovadoras en España disfrute de un crecimiento continuo, de forma competitiva y sostenible. • Promover la coordinación entre los diferentes sectores implicados (empresas, centros tecno- lógicos, universidades y organismos públicos de investigación, etc.) para, entre otros, optimizar los recursos públicos destinados a la I+D. • Establecer marcos estables y adecuados para fomentar la inversión del sector privado. • Optimizar la alineación de los instrumentos na- cionales de apoyo a la I+D+i+d con las “agendas de estratégicas de investigación” y “hojas de ruta tecnológicas” a 2020 provenientes del SET Plan, así como con los mecanismos de financiación de ámbito europeo derivados de los sucesivos Programas Marco de Apoyo, especialmente del próximo VIII PM para el período 2014-2020. • Fomentar y articular mecanismos de apoyo para la participación de entidades españolas (públicas y privadas) dentro de los programas de investi- gación europeos. La participación, tanto en las actividades de las plataformas tecnológicas como en las actividades de la EERA, es fundamental para poder ejercer influencia sobre la definición de las estrategias a corto, medio y largo plazo que se adopten en Europa para el desarrollo de las energías renovables. 625 11 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables

11.1 — IMPACTO ECONÓMICO Figura 11.1.1. Contribución directa de

11.1 IMPACTO ECONÓMICO Figura 11.1.1. Contribución directa de las energías renovables al PIB de España DE LAS ENERGÍAS (millones de euros corrientes) Miles RENOVABLES EN ESPAÑA 8 7.338,5 Millones de € corrientes La importancia del sector de las energías renova- 6.438,2 bles en la economía nacional es cada vez mayor y 6 en los próximos años, su contribución continuará 4.798,2 4.693,3 en aumento. Por ello, se hace necesario conocer 4.238,6 los efectos económicos que se han producido, así 4 como las previsiones de crecimiento de las dife- rentes tecnologías, con el objeto de comprender 2 el desarrollo futuro del sector y su contribución a la economía nacional. 0

11.1.1 — Creación directa de 2005 2006 2007 2008 2009

11.1.1 Creación directa de 2005 2006 2007 2008 2009 riqueza. Aportación directa Fuente: Deloitte al PIB En términos constantes, con base 2010, la contri- bución directa del sector de las energías renova- La contribución directa del sector de las energías bles al PIB de España ha mostrado una evolución renovables al PIB de España, cuantifica el impacto positiva, acumulando un crecimiento en el periodo derivado de la actividad de las empresas identifica- 2005-2009 de aproximadamente el 56,7%. das como pertenecientes al sector de las energías La aportación directa del sector de las energías renovables y se ha calculado a partir de la infor- renovables al PIB de España acumulada para el mación contenida en los estados financieros de las periodo 2005-2009 supera los 28.000 millones de mismas. euros constantes (base 2010). Todos aquellos agentes que proveen bienes y/o La aportación directa del sector al PIB ha crecido, servicios al sector pero cuya actividad principal en términos reales, en los años 2006, 2008 y 2009 no se encuadra dentro del sector, se cuantifican al 8,7, 33,8 y 13,7% respectivamente; por el contra- como parte de la contribución indirecta al PIB en rio en 2007 se observa una caída en la aportación el apartado 11.1.2. directa al PIB de aproximadamente un 5,3%, véase Para el cálculo de la contribución directa al PIB se la tabla 11.1.1. ha utilizado la metodología utilizada por el Instituto Nacional de Estadística (INE) en la elaboración de las cuentas nacionales. La aportación del sector de las energías renovables al PIB se ha evaluado a partir de tres métodos equivalentes: • Método del valor añadido u oferta. • Método de la retribución de los factores. • Método del gasto final o demanda. La contribución directa del sector de las energías renovables al PIB en 2009 fue aproximadamente de 7.338,5 millones de euros corrientes, véase la figura 11.1.1. 627 PER 2011-2020 Tabla 11.1.1. Evolución de la contribución directa de las energías renovables al PIB de España (euros constantes, base 2010) 2005 2006 2007 2008 2009 PIB en millones de euros constantes (base 2010) 4.672,2 5.079,6 4.811,0 6.437.5 7.321,9 Crecimiento en términos reales (%) - 8,7 -5,3 33,8 13,7 Fuente: Deloitte El desglose por tecnologías, muestra que la energía eólica y la energía hidroeléctrica (régimen ordinario) son las tecnologías que más han contribuido en el período 2005-2009, véase la tabla 11.1.2. Tabla 11.1.2. Aportación directa al PIB por tecnologías (2005-2009), en millones de euros corrientes Aportación directa al PIB (M€ corrientes) 2005 2006 2007 2008 2009 Biocarburantes 71,4 81,7 87,5 90,2 223,4 Biogás 54,4 52,5 46,3 50,7 49,6 Biomasa eléctrica 520,2 529,1 558,0 570,7 559,1 Biomasa térmica 58,0 52,3 37,1 48,6 49,0 Residuos sólidos urbanos 44,0 44,1 44,6 46,6 45,7 Eólica 1.474,2 1.754,4 1.962,5 2.342,7 1.993,7 Geotermia y otras energías del ambiente 50,8 57,1 63,3 52,8 50,2 Hidroeléctrica (régimen especial) 351,2 403,4 328,6 375,4 365,9 Hidroeléctrica (régimen ordinario) 1.353,1 1.531,2 1.186,3 1.504,6 930,5 Marina 2,6 3,6 4,4 5,0 5,8 Solar fotovoltaica 252,1 267,9 307,8 1.216,4 2.789,9 Solar termoeléctrica 0,0 3,9 34,9 61,1 218,1 Solar térmica 6,6 16,8 32,0 73,3 57,6 Total 4.238,6 4.798,2 4.693,3 6.438,2 7.338,5 Fuente: Deloitte Con los datos estimados sobre potencia instalada y producción térmica y eléctrica de las diferentes tecnologías renovables, se obtiene que la aportación directa del sector de las energías renovables al PIB de España en el año 2015 superará los 9.903,9 millones de euros, y alcanzará los 13.064,9 millones de euros en 2020, en términos constantes (euros reales del año 2010), véase la Figura 11.1.2. 628 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables Figura 11.1.2. Contribución directa del sector de las energías renovables al PIB de España en millones de euros constantes (base 2010) Miles 14 13.064,9 12 Millones de € constantes 9.903,9 10 8 7.321,9 6.437,5 6 5.079,6 4.811,0 4.672,2 4 2 0 2005 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Fuente: Deloitte Considerando las previsiones que publica el Fon- Tabla 11.1.3. Aportación directa al PIB por do Monetario Internacional para el crecimiento del tecnologías (2015-2020), millones de euros Producto Interior Bruto de España en los próximos constantes (base 2010) años (hasta 2015) y suponiendo un crecimiento Aportación anual del 2,5% entre 2016 y 2020, la aportación directa al directa del sector de las energías renovables en 2009 2015 2020 PIB (M€ España supondrá el 0,88% del PIB en 2015 y el constantes-2010) 1,03% en 2020. A medio plazo, la energía eólica, la hidráulica de Biocarburantes 222,9 326,6 524,5 régimen ordinario y la energía solar fotovoltaica mantienen su porcentaje de aportación directa al Biogás 49,5 55,0 117,5 PIB, véase la tabla 11.1.3, suponiendo entre las tres un 76% de la contribución total en 2020. Biomasa 557,8 349,9 456,5 eléctrica Se esperan crecimientos significativos en la contri- bución directa al PIB de la energía solar termoeléc- Biomasa térmica 48,9 54,9 87,5 trica y la energía procedente del biogás. Residuos sólidos 45,6 32,0 46,0 urbanos Eólica 1.989,2 2.431,7 2.747,2 Geotermia y otras energías 50,1 94,2 148,1 del ambiente 629 PER 2011-2020 (Continuación) representando aproximadamente un 40,4% sobre Aportación el impacto directo. El impacto total del sector de directa al las energías renovables al PIB en España (impac- 2009 2015 2020 PIB (M€ to directo más impacto indirecto) fue en 2009 de constantes-2010) 10.306.5 millones de euros corrientes, véase la figura 11.1.3. Hidroeléctrica (régimen 365,0 265,6 267,4 Figura 11.1.3. Contribución total (directa + especial) indirecta) de las energías renovables al PIB de España (millones de euros corrientes) Hidroeléctrica Miles (régimen 928,4 2.400,1 3.419,3 12 Millones de € corrientes ordinario) 10.306,5 9.398,1 Marina 5,7 34,1 80,5 8 7.073,1 7.108,0 6.243,4 Solar fotovoltaica 2.783,6 3.152,2 3.784,3 4 Solar 217,6 573,9 1.208,3 termoeléctrica 0 Solar térmica 57,5 133,7 177,8 2005 2006 2007 2008 2009 Total 7.321,9 9.903,9 13.064,9 Contribución indirecta al PIB Fuente: Deloitte Contribución directa al PIB Fuente: Deloitte

11.1.2 — Creación indirecta de

11.1.2 Creación indirecta de En términos constantes, con base 2010, la contribu- riqueza. Aportación indirecta ción indirecta del sector de las energías renovables al PIB al PIB de España ha acumulado un crecimiento en el periodo 2005-2009 de aproximadamente el 34%. El impacto económico indirecto de un sector eco- La aportación total del sector de las energías reno- nómico en el resto de actividades se deriva de las vables al PIB ha crecido, en términos constantes, interrelaciones entre los agentes que integran ese un 49,4% en el periodo 2005-2009, véase la tabla sector y el resto de la economía. Aumentar la de- 11.1.4. manda de un sector determinado, produce un efecto multiplicador en la producción de toda la economía, y por consiguiente en la contribución al PIB. Se entiende por impacto directo las actividades realizadas por todas las empresas que dediquen la mayor parte de sus esfuerzos (inversiones, em- pleos, cifra de negocios) a la producción de bienes o servicios ligados a las energías renovables. Para cuantificar el impacto indirecto se utilizan las tablas input-output: matrices que representan to- dos los intercambios producidos entre las diferen- tes ramas de la economía, así como multiplicadores de producción y renta. La contribución indirecta por efecto arrastre en el resto de las ramas de la economía, ascendió en 2009 a 2.968,1 millones de euros corrientes, 630 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables Tabla 11.1.4. Evolución de la contribución total de las energías renovables al PIB de España en millones de euros constantes (base 2010) 2005 2006 2007 2008 2009 Contribución directa al PIB 4.672,2 5.079,6 4.811,0 6.437,5 7.321,9 Contribución indirecta al PIB 2.209,9 2.408,3 2.475,3 2.959,5 2.961,4 Contribución total al PIB 6.882,1 7.487,9 7.286,3 9.397,0 10.283,3 % que representa el sector sobre el PIB 0,69 0,72 0,67 0,86 0,98 de España Fuente: Deloitte Durante el periodo 2005-2009, el peso total del sector de las energías renovables, respecto al total de la eco- nomía, se ha incrementado de forma considerable, pasando de representar el 0,69% en 2005, al 0,98% en 2009, y representará el 1,22% en 2015 y el 1,42% en 2020. La aportación total al PIB de España de las diferentes tecnologías renovables durante el período 2005-2009, alcanza los 10.307 millones de euros corrientes, véase la tabla 11.1.5. Tabla 11.1.5. Aportación total al PIB por tecnologías (2005-2009), en millones de euros corrientes Aportación total al PIB (M€ corrientes) 2005 2006 2007 2008 2009 Total biocarburantes 119,6 136,9 146,5 151,1 273,6 Contribución directa 71,4 81,7 87,5 90,2 223,4 Contribución indirecta 48,2 55,1 59,0 60,9 50,2 Total biogás 85,9 82,9 73,1 80,0 78,3 Contribución directa 54,4 52,5 46,3 50,7 49,6 Contribución indirecta 31,5 30,4 26,8 29,3 28,7 Total biomasa eléctrica 821,1 835,2 880,8 900,9 882,5 Contribución directa 520,2 529,1 558,0 570,7 559,1 Contribución indirecta 300,9 306,1 322,8 330,2 323,4 Total biomasa térmica 91,6 82,5 58,6 76,7 77,4 Contribución directa 58,0 52,3 37,1 48,6 49,0 Contribución indirecta 33,6 30,3 21,5 28,1 28,4 Total residuos sólidos urbanos 69,4 69,6 70,4 73,5 72,2 631 PER 2011-2020 (Continuación) Aportación total al PIB (M€ corrientes) 2005 2006 2007 2008 2009 Contribución directa 44,0 44,1 44,6 46,6 45,7 Contribución indirecta 25,4 25,5 25,8 26,9 26,5 Total eólica 2.447,5 2.911,4 3.344,3 3.855,6 3.281,1 Contribución directa 1.474,2 1.754,4 1.962,5 2.342,7 1.993,7 Contribución indirecta 973,3 1.157,0 1.381,8 1.512,9 1.287,5 Total geotermia y otras energías del ambiente 64,8 72,4 79,8 65,0 59,8 Contribución directa 50,8 57,1 63,3 52,8 50,2 Contribución indirecta 14,1 15,2 16,5 12,2 9,6 Total hidroeléctrica (régimen especial) 493,2 566,5 461,5 527,3 513,8 Contribución directa 351,2 403,4 328,6 375,4 365,9 Contribución indirecta 142,0 163,1 132,9 151,8 148,0 Total hidroeléctrica (régimen ordinario) 1.709,7 1.934,8 1.499,0 1.901,2 1.175,7 Contribución directa 1.353,1 1.531,2 1.186,3 1.504,6 930,5 Contribución indirecta 356,6 403,6 312,7 396,6 245,3 Total marina 3,3 4,6 5,6 6,4 7,3 Contribución directa 2,6 3,6 4,4 5,0 5,8 Contribución indirecta 0,7 1,0 1,2 1,3 1,5 Total solar fotovoltaica 328,5 349,1 401,1 1.585,3 3.525,3 Contribución directa 252,1 267,9 307,8 1.216,4 2.789,9 Contribución indirecta 76,4 81,2 93,3 368,9 735,4 Total solar termoeléctrica 0,0 5,1 45,5 79,6 284,3 Contribución directa 0,0 3,9 34,9 61,1 218,1 Contribución indirecta - 1,2 10,6 18,5 66,2 Total solar térmica 8,6 21,9 41,7 95,5 75,1 632 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables (Continuación) Aportación total al PIB (M€ corrientes) 2005 2006 2007 2008 2009 Contribución directa 6,6 16,8 32,0 73,3 57,6 Contribución indirecta 2,0 5,1 9,7 22,2 17,5 Total 6.243,4 7.073,1 7.108,0 9.398,1 10.306,5 Fuente: Deloitte Igual que en la contribución directa al PIB, en la esti- sector de las energías renovables al PIB de España mación del impacto económico para los años 2015 y en el año 2015 superará los 3.769 millones de euros 2020 se ha considerado el cumplimiento de los objeti- (contribución total: 13.700 millones de euros), y alcan- vos de penetración de renovables del PER 2011-2020. zará los 4.933 millones de euros en 2020 (contribución total: 17.998 millones de euros), en términos constan- Partiendo de los datos estimados por el PER tes (euros reales del año 2010), véase la figura 11.1.4. 2011-2020, se estima que la contribución indirecta del Figura 11.1.4. Contribución total del sector de las energías renovables al PIB de España en millones de euros constantes (base 2010) Miles 17.998,1 18 16 13.700,4 14 Millones de € constantes 12 10.283,3 10 9.397,0 8 7.487,9 7.286,3 6.882,1 6 4 2 0 2005 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Contribución indirecta al PIB Contribución directa al PIB Fuente: Deloitte 633 PER 2011-2020

11.1.3 — Balanza fiscal renovables del régimen especial por la produc

11.1.3 Balanza fiscal renovables del régimen especial por la produc- ción de energía. En este apartado se detallan las cuantías satisfe- • Tributos: impuestos no contabilizados en con- chas en concepto de impuesto sobre sociedades, cepto de impuesto sobre sociedades u otros im- recogido de los estados financieros de las empre- puestos (impuestos locales, IBI, tasas). sas así como el resto de impuestos y subvenciones • Otros impuestos: retenciones e ingresos a cuen- a la explotación de las empresas del sector de las ta soportados por sociedades transparentes, los energías renovables. importes a cuenta no recuperables por agrupa- ciones de interés económico y el impuesto sobre Las variables incluidas en la balanza fiscal son: beneficios extranjero. • Subvenciones a la explotación: transferencias Se prevé un aumento en todas las variables que corrientes que las administraciones públicas conforman la balanza fiscal para las energías re- efectúan a las unidades residentes que produ- novables en 2015 y 2020, tal y como ha venido su- cen bienes y servicios destinados a la venta. No cediendo en el período 2005-2008, véase la figura incluyen las primas recibidas por las energías 11.1.5 y la tabla 11.1.6. Figura 11.1.5. Balanza fiscal del sector de las energías renovables (2005-2020) en millones de euros constantes (base 2010) 1.200 1.000 800 Millones de € constantes 600 400 200 0 -200 2005 2006 2007 2008 2015 2020 Subvenciones Tributos (impuestos locales, IBI, tasas) Impuesto sobre sociedades Otros impuestos Fuente: Deloitte 634 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables Tabla 11.1.6. Balanza fiscal del sector de las energías renovables en el periodo 2005-2020 en millones de euros constantes (base 2010) Balanza fiscal (M€ constantes-2010) 2005 2006 2007 2008 2015 2020 Subvenciones 23,3 25,1 24,5 23,6 41,4 56,9 Tributos (impuestos locales, IBI, tasas) 32,5 46,7 53,1 59,8 153,3 195,1 Impuesto sobre sociedades 482,1 572,9 553,7 548,2 868,6 1.094,4 Otros impuestos 0,9 1,7 3,3 4,7 12,6 16,9 Fuente: Deloitte

11.1.4 — Balanza comercial

11.1.4 Balanza comercial El sector presenta un saldo neto de exportaciones positivo durante todos los años estudiados (exportaciones superiores a importaciones). En 2008 este saldo fue de aproximadamente 699,3 millones de euros reales (base 2010). La previsión a 2015 y 2020 es una balanza comercial positiva aproximada de 1.394,0 y 1.893,1 millones de euros respectivamente, véase la figura 11.1.6. Figura 11.1.6. Exportaciones e importaciones del sector de las energías renovables Miles 6 4 Millones de € constantes 1.893,1 2 1.394,0 948,5 700,6 699,3 0 -2 -4 -6 2006 2007 2008 2015 2020 Exportaciones Importaciones Exportaciones netas Fuente: Deloitte A nivel global, se mantiene la tendencia ascendente del período 2005-2009, tanto en importaciones como en exportaciones, para los años 2015 y 2020, véase las tablas 11.1.7 y 11.1.8. 635 PER 2011-2020 Tabla 11.1.7. Exportaciones de las distintas tecnologías en el sector de las energías renovables Exportaciones (M€ constantes-2010) 2006 2007 2008 2015 2020 Biocarburantes 58,6 94,3 148,7 228,1 223,5 Biogás 9,1 10,0 8,8 5,3 25,2 Biomasa eléctrica 130,3 170,5 168,0 76,7 101,4 Biomasa térmica 18,2 18,2 19,4 11,3 11,3 Residuos sólidos urbanos 10,9 13,8 13,6 6,5 9,6 Eólica 2.055,2 2.623,6 2.905,7 3.701,0 4.417,9 Geotermia y otras energías del ambiente 49,3 51,7 36,4 41,9 59,5 Hidroeléctrica (régimen especial) 87,4 104,1 98,3 120,6 132,3 Marina 0,1 0,1 0,2 1,9 5,5 Solar fotovoltaica 93,8 75,0 35,2 71,7 85,4 Solar termoeléctrica 2,9 34,4 47,7 253,4 515,0 Solar térmica 17,3 36,5 47,5 119,6 157,7 Total 2.533,0 3.232,4 3.529,5 4.638,1 5.744,2 Fuente: Deloitte Tabla 11.1.8. Importaciones de las distintas tecnologías en el sector de las energías renovables Importaciones (M€ constantes-2010) 2006 2007 2008 2015 2020 Biocarburantes 246,7 314,1 466,4 513,1 587,1 Biogás 14,0 11,9 5,7 5,2 32,6 Biomasa eléctrica 294,6 268,5 158,6 97,7 131,9 Biomasa térmica 50,2 35,2 20,5 14,3 13,0 Residuos sólidos urbanos 24,9 21,9 12,8 8,1 12,3 Eólica 883,6 1.235,4 1.605,3 2.115,6 2.480,2 Geotermia y otras energías del ambiente 119,7 126,9 95,4 118,5 169,8 Hidroeléctrica (régimen especial) 20,4 16,4 11,4 5,7 3,7 636 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables (Continuación) Importaciones (M€ constantes-2010) 2006 2007 2008 2015 2020 Marina 0,1 0,1 0,1 16,9 48,0 Solar fotovoltaica 120,5 136,8 294,3 38,6 43,6 Solar termoeléctrica 1,8 14,4 16,4 53,7 82,4 Solar térmica 57,3 102,4 141,9 256,6 246,5 Total 1.833,7 2.283,9 2.828,9 3.244,1 3.851,1 Fuente: Deloitte De las tablas anteriores se puede deducir: La contribución al PIB de estas empresas se incluye principalmente dentro de la energía eólica y desde • El sector de los biocarburantes es importador 2008 en la solar fotovoltaica. De acuerdo a los cál- neto aunque sus exportaciones también son muy culos realizados, en la eólica, las empresas identi- relevantes. Debido a la imposibilidad de competir ficadas como extranjeras (empresas con su matriz en precios con productos extranjeros, las impor- localizada en el extranjero), la contribución al PIB fue taciones de biodiésel han aumentado de forma aproximadamente 11,4% del total de la tecnología. considerable en el periodo 2006-2008, duplicán- En la fotovoltaica, esta cifra alcanzó el 15,6%. dose sus cuantías. • El sector eólico es exportador neto, principal- mente derivado de la venta de equipos y com- 11.1.5 Investigación, ponentes. De acuerdo al desarrollo del sector, es previsible que ante la estandarización de la desarrollo e innovación tecnología las importaciones tiendan a aumentar (I+D+i) principalmente en los productos no diferencia- dos, mientras que se exportarán aquellos bie- En sectores nuevos y que no se encuentran en su nes y servicios en los que se consiga una ventaja madurez comercial, la inversión en investigación, competitiva. desarrollo e innovación supone un esfuerzo muy • En el año 2008 las importaciones de la fotovol- relevante en términos económicos, pero a la vez taica aumentaron de forma considerable, con el necesario para mantener la competitividad de sus objetivo de instalar los parques fotovoltaicos para productos. En este sentido, el sector de las ener- que entrasen dentro del régimen de incentivos gías renovables en su conjunto muestra niveles de establecidos. inversión en I+D+i superiores a los observados en • El desarrollo del sector termoeléctrico producirá otros sectores principalmente debido a: un aumento en las exportaciones, principalmente • La situación de desarrollo de las diferentes tec- a Estados Unidos, donde existen previsiones de nologías y el potencial: a medida que se avanza instalaciones nuevas de niveles de potencia muy sobre la curva de aprendizaje de una tecnología, elevados. las posibilidades de mejorar el producto tienden De manera adicional a las exportaciones, muchas a disminuir. En este caso, al tratarse de tecno- empresas del sector se han instalado directamente logías novedosas la mayor parte de ellas tiene en las regiones en las que se prevé un crecimiento todavía un gran potencial de desarrollo y mejora del mercado, principalmente en eólica y biocarbu- en utilización de diferentes materiales, ganancias rantes. Los activos de éstas en el extranjero supe- de eficiencia, mejor predicción del recurso, limi- ran los 29.000 millones de euros. Por otra parte, el tación de las pérdidas, nuevas aplicaciones, com- desarrollo del mercado nacional ha atraído muchas plementariedad de diferentes tecnologías, etc. empresas a instalarse en España. Los activos to- • La necesidad de obtener ventajas competitivas tales cuantificados representan un valor superior respecto de los competidores: en un mercado a los 11.000 millones de euros en 2008. globalizado, sujeto a la constante relocalización 637 PER 2011-2020 de la producción hacia las regiones donde resulta • En 2009, la inversión en investigación, desarrollo más barato producir, el I+D+i representa un factor e innovación alcanzó, expresado en euros reales diferenciador clave del producto. (base 2010) los 389,7 millones de euros; la pre- • La capacidad de atender los retos y caracte- visión a 2015 y 2020 es de 484,8 y 620,9 millones rísticas específicas del mercado español: cada de euros, respectivamente. territorio posee sus propias características de re- • Estas cifras representan un 5,32% de la contri- curso (radiación solar, profundidad para instalar bución al PIB del sector en 2009, un 4,90% en eólica offshore, regulación referente a estándares 2015 y un 4,75% en 2020. Como se ha menciona- de calidad,…) por lo que las características sin- do anteriormente, a medida que las tecnologías gulares en España tendrán que ser atendidas en maduran la inversión en I+D+i respecto al valor gran medida por empresas locales. añadido disminuye. • Las ayudas que se otorgan: tanto a nivel comuni- • Asimismo, es relevante señalar que en relación tario como nacional, regional y local, las energías al gasto medio para España respecto al PIB, el renovables representan una prioridad de la políti- sector de las energías renovables invierte más ca energética. En este sentido, existen múltiples que la media de la economía española: 1,35% programas de ayudas que incentivan a la inver- (INE, 2010). sión y desarrollo de tecnología. Se espera un aumento en el gasto en I+D+i de las A partir de la información recopilada de las em- empresas del sector de las energías renovables presas del sector de las energías renovables, se ha en España para 2015 y 2020, si bien disminuirá el realizado una estimación de las cuantías dedicadas porcentaje que representan sobre la contribución a I+D+i: total al PIB, véase la figura 11.1.7. Figura 11.1.7. Gasto en I+D+i de las empresas del sector de las energías renovables en España (2009, 2015 y 2020) en millones de euros constantes (base 2010) y porcentaje que representan sobre la contribución total al PIB % 1.000 5,4 5,32 900 5,3 Porcentaje que representa el esfuerzo en I+D Esfuerzo en I+D relacionado con energías 800 5,2 700 5,1 600 620,9 5,0 4,90 renovables en millones de € constantes respecto a la contribución del sector al PIB 500 4,9 389,7 484,8 400 4,75 4,8 300 4,7 200 4,6 100 4,5 0 4,4 2009 2015 2020 Fuente: Deloitte 638 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables Desglosado por tecnologías, las tecnologías que mayor porcentaje dedican a la inversión en I+D+i en España respecto a su propia contribución al PIB son aquellas de menor desarrollo en la actualidad: las energías del mar y geotérmica, véase la figura 11.1.8. Figura 11.1.8. Porcentaje que representa la inversión en I+D+i según tecnologías respecto a su propia contribución al PIB Solar térmica Solar termoeléctrica Solar fotovoltaica Marina Hidroeléctrica (régimen ordinario) Hidroeléctrica (régimen especial) Geotermia y otras energías del ambiente Eólica Residuos sólidos urbanos Biomasa térmica Biomasa eléctrica Biogás Biocarburantes % 0 20 40 60 80 100 120 2009 2015 2020 Fuente: Deloitte El gasto en I+D+i de cada una de las tecnologías renovables, en millones de euros constantes para 2009 y las previsiones para los años 2015 y 2020, muestran que la energía eólica se mantiene por encima del resto de tecnologías, véase la tabla 11.1.9. 639 PER 2011-2020 (Continuación) Tabla 11.1.9. Gasto en I+D+i de cada una de las tecnologías renovables, en millones de Gasto en I+D+i euros constantes (base 2010) (M€ constantes- 2009 2015 2020 base 2010) Gasto en I+D+i (M€ constantes- 2009 2015 2020 Solar termoeléctrica 32,6 57,4 108,7 base 2010) Solar térmica 3,5 12,0 18,7 Biocarburantes 4,5 9,8 21,0 Total 389,7 484,8 620,9 Biogás 5,9 6,9 15,3 Fuente: Deloitte Biomasa eléctrica 66,9 43,7 59,3 Biomasa térmica 5,9 6,9 11,4

11.1.6 — Evolución por

11.1.6 Evolución por tecnologías Residuos sólidos 5,5 4,0 6,0 urbanos A continuación se detalla la contribución total al PIB de cada tecnología de origen renovable, des- Eólica 159,1 194,5 192,3 glosada por áreas de actividad. El marco temporal Geotermia y otras incluye el período comprendido entre 2005-2009, energías del 19,5 26,9 27,9 así como las previsiones para 2015 y 2020. ambiente Biocombustibles Hidroeléctrica 15,5 5,3 2,7 La aportación directa del sector de biocarburantes (régimen especial) a la economía ha aumentado paulatinamente en Hidroeléctrica el período 2005-2009. Para 2015 y 2020 se espera 12,5 32,4 46,2 (régimen ordinario) un crecimiento del sector, con incrementos que representarían, en estos años, el 46,5 y el 135,4% Marina 5,7 25,6 40,3 respecto al valor de 2009 en términos reales, véase la tabla 11.1.10. Solar fotovoltaica 52,4 59,4 71,3 Tabla 11.1.10. Contribución total de los biocarburantes al PIB por actividades en millones de euros constantes (base 2010) 2005 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Producción/venta de energía 78,7 86,5 89,7 90,2 163,0 260,8 454,1 Fabricación/distribución de equipos y 8,0 8,8 9,1 9,2 16,5 26,5 46,1 componentes/construcción Operación y mantenimiento/ingeniería 3,7 4,1 4,2 4,2 7,6 12,2 21,3 y consultoría Otros 41,5 45,6 47,2 47,5 85,8 137,3 239,1 PIB total de la tecnología 131,9 144,9 150,2 151,1 273,0 436,8 760,5 Fuente: Deloitte 640 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables Biomasa La aportación de este sector al PIB ha crecido de forma muy lenta en el período 2005-2009 y no se En este sector se engloban las siguientes tecnolo- esperan crecimientos importantes en un futuro, gías: biomasa eléctrica, biomasa térmica, biogás y véase la tabla 11.1.11. residuos sólidos urbanos e industriales. Tabla 11.1.11.Contribución total del sector de la biomasa al PIB por actividades en millones de euros constantes (base 2010) 2005 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Producción de energía 513,4 541,2 621,8 603,7 590,6 414,3 596,1 Fabricación/distribución de equipos y 274,2 212,8 192,5 212,9 208,3 146,1 210,2 componentes/construcción Operación y mantenimiento/ingeniería 152,0 126,2 82,0 96,9 94,8 66,5 95,7 y consultoría Otros 237,8 252,8 213,8 217,4 212,7 149,2 214,6 PIB total de la tecnología 1.177,3 1.133,0 1.110,2 1.130,9 1.106,4 776,1 1.116,7 Fuente: Deloitte Eólica de equipos, componentes y servicios específicos a la industria muy importante. Además de con- La eólica es la tecnología renovable que más se ha tar con promotores y productores líderes a nivel desarrollado en España en los últimos años. En mundial, con inversiones en todos los mercados 2009, la potencia instalada en España superaba los relevantes, entre los principales fabricantes de

19.000 — MW y la generación de electricidad a partir del

19.000 MW y la generación de electricidad a partir del aerogeneradores y sus componentes, así como viento supuso un 14,39% del total de la cobertura de ingenierías y consultorías, se encuentran em- la demanda de energía eléctrica. Las previsiones para presas españolas. el año 2020 sugieren que la eólica seguirá teniendo un papel dominante respecto al resto de tecnologías La contribución al PIB de esta tecnología ha ex- renovables, con una contribución superior al 50%. perimentado un rápido crecimiento en el período 2005-2009 y se prevé que continúe en esta senda La instalación de potencia eólica ha venido acom- en el futuro, véase la tabla 11.1.12. pañada por la creación de un sector proveedor Tabla 11.1.12. Contribución total del sector eólico al PIB por actividades en millones de euros constantes (base 2010) 2005 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Producción de energía 590,8 686,8 900,8 1.244,2 1.056,5 1.291,6 1.459,2 Fabricación/distribución de equipos y 1.154,9 1.304,9 1.304,0 1.314,7 1.116,4 1.364,7 1.541,8 componentes/construcción Operación y mantenimiento/ingeniería 293,0 333,4 331,7 384,9 326,8 399,5 451,4 y consultoría Otros 659,2 757,1 891,6 911,5 774,0 946,2 1.068,9 PIB total de la tecnología 2.697,9 3.082,1 3.428,1 3.855,2 3.273,8 4.002,0 4.521,3 Fuente: Deloitte 641 PER 2011-2020 Geotermia y otras energías del ambiente todavía muy arriesgadas para los promotores. La utilización de la bomba de calor aerotérmica se La geotermia y otras energías del ambiente son encuentra más extendida. fuentes de energía que se encuentran entre las menos conocidas en España. La mayoría de los En el periodo 2005-2009 la contribución al PIB ha proyectos geotérmicos se encuentra aún en fase de sido discreta, si bien se espera un crecimiento sos- investigación y desarrollo ya que la falta de conoci- tenido en el futuro, véase la tabla 11.1.13. miento sobre este recurso, representa inversiones Tabla 11.1.13. Contribución total del sector de la geotérmica y otras energías del ambiente al PIB por actividades en millones de euros constantes (base 2010) 2005 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Producción de energía 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 13,1 Fabricación/distribución de equipos y 52,3 53,9 56,6 39,5 29,8 43,1 60,1 componentes/construcción Operación y mantenimiento/ingeniería 6,2 9,1 11,0 15,1 21,6 53,3 77,9 y consultoría Otros 13,0 13,6 14,3 10,3 8,2 25,5 40,5 PIB total de la tecnología 71,4 76,6 81,8 65,0 59,7 122,0 191,6 Fuente: Deloitte Hidroeléctrica. Régimen especial La contribución al PIB ha sido muy similar en el perio- do 2005-2009 debido a los factores mencionados ante- El sector mini hidráulico ha experimentado un cre- riormente (poco crecimiento de la potencia), quedando cimiento casi nulo respecto a la capacidad instalada sujetos los ingresos a las variaciones en el precio de en el período 2005-2009. La generación de este tipo la electricidad y los niveles de lluvia de los diferentes de energía se encuentra muy sujeta a la pluviosidad años. Por actividades, la producción de energía es la específica de cada año. Esta tecnología ha alcanza- actividad que más aportó al PIB en 2009 y seguirá ha- do un elevado desarrollo tecnológico, con equipos ciéndolo en 2015 y 2020, véase la tabla 11.1.14. con una eficiencia superior al 95%. Tabla 11.1.14. Contribución total del sector hidroeléctrico (régimen especial) al PIB por actividades en millones de euros constantes (base 2010) 2005 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Producción de energía 232,0 251,3 207,8 324,5 315,5 229,6 231,2 Fabricación/distribución de equipos y 111,1 124,8 94,1 60,8 59,1 43,0 43,3 componentes/construcción Operación y mantenimiento/ingeniería 109,9 123,8 92,3 54,1 52,6 38,3 38,6 y consultoría Otros 90,6 100,0 78,8 87,9 85,4 62,2 62,6 PIB total de la tecnología 543,6 599,8 473,0 527,2 512,7 373,1 375,6 Fuente: Deloitte 642 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables Hidroeléctrica. Régimen ordinario tecnología depende principalmente de dos fac- tores: la pluviosidad del año estimado y el precio A efectos de la cuantificación del impacto eco- de la energía en ese año. nómico que suponen estas centrales, su con- tribución al PIB se divide principalmente entre De acuerdo a las previsiones de precios y produc- el beneficio generado y el consumo de capital ción de energía para los años 2015 y 2020, la con- fijo (amortización del inmovilizado). Por lo que tribución directa al PIB crecerá de forma moderada la evolución de la contribución al PIB de esta en 2015 y 2020, véase la tabla 11.1.15. Tabla 11.1.15. Contribución total del sector hidroeléctrico (régimen ordinario) al PIB por actividades en millones de euros constantes (base 2010) 2005 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Producción de energía 1.491,5 1.621,0 1.216,1 1.504,5 928,4 2.400,1 3.419,3 Fabricación/distribución de equipos y 44,3 48,2 36,2 44,7 27,6 71,4 101,7 componentes/construcción Operación y mantenimiento/ingeniería 65,0 70,6 53,0 65,5 40,4 104,5 148,9 y consultoría Otros 283,8 308,5 231,4 286,3 176,7 456,7 650,7 PIB total de la tecnología 1.884,6 2.048,3 1.536,6 1.901,0 1.173,1 3.032,7 4.320,5 Fuente: Deloitte Energías del mar En términos agregados, en el periodo 2005-2009, el sector de la energía solar fotovoltaica ha contri- Debido de la complejidad tecnológica, la dificul- buido al PIB con más de 4.876,9 millones de euros tad del medio, la baja eficiencia de los dispositi- constantes (base 2010). Por áreas de actividad, la vos desarrollados hasta la fecha y al alto coste de promoción y los fabricantes de equipos suponen la su instalación y operación, las energías marinas, contribución más importante al PIB, véase la tabla principalmente mareomotriz (mareas) y undimo- 11.1.16. triz (olas) representan las tecnologías renovables menos conocidas en nuestro país. La contribución de este sector al PIB se deriva del conocimiento generado en los proyectos de I+D+i que pretenden investigar en diferentes campos como equipos de generación, posibilidades de ins- talación, mejoras en la eficiencia así como trans- porte y distribución de la electricidad a tierra. El crecimiento esperado de la aportación de esta tec- nología al PIB es muy importante, 1.302% en 2020. Solar fotovoltaica El sector de energía solar fotovoltaica aportó al PIB de España de manera directa aproximadamente 2.783,6 millones de euros en el año 2009 y apor- tará 3.152,2 millones de euros en 2015 y 3.784,3 millones de euros en 2020, expresado en términos constantes (base 2010). 643 PER 2011-2020 Tabla 11.1.16. Contribución total del sector solar fotovoltaico al PIB por actividades en millones de euros constantes (base 2010) 2005 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Promotores y fabricantes de equipos 270,0 273,1 300,7 1.179,0 2.862,0 3.240,9 3.890,8 particulares Ingeniería y consultoría 14,1 15,2 10,6 69,7 23,0 26,1 31,3 Otros 78,0 81,3 99,8 336,5 306,2 716,1 416,3 PIB total de la tecnología 362,1 369,6 411,1 1.585,2 3.517,3 3.983,1 4.781,8 Fuente: Deloitte Solar termoeléctrica La contribución total al PIB de España de la energía solar termoeléctrica creció de forma considerable en el período 2005-2009 y continuará haciéndolo en el futuro, véase la tabla 11.1.17. Tabla 11.1.17. Contribución total del sector solar termoeléctrico al PIB por actividades en millones de euros constantes (base 2010) 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Producción de energía/promotores de 2,1 22,3 39,5 140,6 370,8 780,7 instalaciones Fabricación/distribución de equipos y 1,8 14,8 23,0 81,9 216,0 454,8 componentes Operación y mantenimiento/ingeniería y 0,2 2,2 5,3 18,8 49,5 104,1 consultoría Otros 1,3 7,3 11,9 42,4 111,8 235,4 PIB total de la tecnología 5,4 45,5 79,6 283,7 748,1 1.575,1 Fuente: Deloitte Solar térmica La contribución al PIB por parte de esta tecnología se ha incrementado de manera muy relevante en el periodo 2005-2009. De cumplirse los objetivos establecidos para 2020, la contribución al PIB se incrementaría en 2015 y 2020 en un 136,3 y un 214,3% respectivamente, véase la tabla 11.1.18. 644 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables Tabla 11.1.18. Contribución total del sector solar térmico al PIB por actividades en millones de euros constantes (base 2010) 2005 2006 2007 2008 2009 2015 2020 Producción de energía 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Fabricación/distribución de equipos y 7,5 18,6 34,8 70,3 55,2 128,3 170,6 componentes/construcción Operación y mantenimiento/ingeniería 0,8 1,7 2,5 12,9 10,1 23,6 31,4 y consultoría Otros 1,2 3,0 5,5 12,3 9,7 22,4 29,9 PIB total de la tecnología 9,5 23,2 42,8 95,5 75,0 174,3 231,8 Fuente: Deloitte

11.2 — EL EMPLEO Y LAS El estudio realiza una caracterización del sector

11.2 EL EMPLEO Y LAS El estudio realiza una caracterización del sector (número y tamaño de las empresas, antigüedad, ENERGÍAS RENOVABLES tipos de empresa, mercados de referencia) y un análisis de las características del empleo generado en términos de cualificación profesional, género, Las energías renovables se muestran como un edad, tipo de contrato y actividad. Así mismo, el importante motor económico para España. Es de estudio ofrece datos sobre previsiones de empleo vital importancia disponer de un conocimiento de futuras para los años 2015 y 2020, basado en los esta realidad y determinar el empleo generado por objetivos del Plan de Acción Nacional de Energías estas fuentes de energía, propósito que adquiere Renovables (PANER). especial relevancia ante el reto que supone cambiar el actual modelo económico por un nuevo modelo Para llevar a cabo el estudio, ISTAS tuvo en cuenta productivo y energético bajo en carbono. la información empresarial, mediante la realización de encuestas y otras consultas específicas. En total,

11.2.1 — Situación actual del 925 empresas participaron en el trabajo, que fue

11.2.1 Situación actual del 925 empresas participaron en el trabajo, que fue contrastado y ampliado analizando diversas fuentes empleo en el sector de las secundarias y la bibliografía existente, así como las memorias de las empresas más importantes del energías renovables. Año 2010 sector. Además, se realizaron estudios de casos en empresas significativas de los distintos subsecto- Dentro del conjunto de estudios realizados como res, entrevistas en profundidad con empresarios, base para la realización del PER 2011-2020 se trabajadores y expertos del sector y se analizaron encuentra el “Estudio sobre el empleo asociado al los convenios colectivos de numerosas empresas impulso de las energías renovables en España” rea- del sector. lizado por Instituto Sindical de Trabajo, Ambiente y Salud (ISTAS), que ya había realizado un estudio de similares características en 2007. Este estu- Situación empresarial del sector dio calcula el empleo asociado al impulso de las El “Estudio sobre el empleo asociado al impulso de fuentes de energía renovables en España en 2010, las energías renovables en España” de ISTAS de- analizando los puestos de trabajo tanto directos muestra que las empresas analizadas mantienen como indirectos asociados a las energías renova- niveles de productividad muy elevados y muy supe- bles, desagregando los resultados por tecnologías riores al promedio de la economía. También existe y por áreas de actividad. una actividad exportadora muy elevada, y un mayor 645 PER 2011-2020 esfuerzo en investigación, desarrollo e innovación • Distribución de los empleos por tamaño de em- que el promedio de la economía. presa. El mayor volumen de empleo se concentra en las empresas mayores de 1.000 empleados La participación de las empresas sobre el total (38,7% del total de empleo). Las empresas de en- nacional en términos de empleo (0,16%) es muy tre 11-50 y 251-1.000 empleados también aportan inferior a su participación en términos de produc- un número importante al sector, alrededor del ción y valor añadido, lo que confirma que el sector 19,0%. mantiene un nivel de productividad superior al pro- Las empresas más pequeñas, a pesar de tener medio de la economía. una presencia numérica superior al 68,8% so- De acuerdo con el estudio, la mayor parte de las bre el conjunto, sólo representan un 9,8% de los empresas encuadradas en el sector de energías empleos. renovables se adscriben a cuatro sectores: • Empleos por tipo de empresa. El 70% de los em- pleos se concentra en empresas multinacionales • Solar Fotovoltaico: 54,6% de distinto origen, lo que muestra el grado de • Solar Térmico: 41,8% internacionalización del sector. Las multinacio- • Eólico: 24,4% nales españolas son las de mayor volumen de • Biomasa: 22,1% empleo, con el 34,1% sobre el total; las empresas Las empresas de mayor tamaño se ubican princi- independientes agrupan el 30,9% del empleo. palmente en los subsectores eólico y solar foto- • Investigación, desarrollo e innovación. El 13% voltaico; también, en menor medida, en biomasa. de las empresas tiene un departamento de I+D+i Respecto a la situación en el año 2007, el grueso de y el 20% dedica a parte de su personal a estas las actividades de mayor peso se mantienen cons- tareas. Los porcentajes son mayores al aumentar tantes. Las que experimentan mayor crecimiento el tamaño de la empresa. La presencia de las son: mujeres en estas divisiones es algo más elevada que la media general. Se percibe un incremento • Desarrollo de proyectos. continuo de la presencia de los departamentos de • Construcción. I+D+i en las empresas a medida que aumenta su • I+D+i (se triplica el número de empresas que de- tamaño. Al menos tres de cada cuatro empresas claran realizar investigación). mayores de 1.000 trabajadores disponen de un El progresivo aumento de la potencia instalada in- departamento de estas características. crementa consecuentemente el empleo asociado • Evolución del empleo. Casi un 43% de las empre- a la operación y mantenimiento; este empleo es sas indican que han experimentado un crecimien- independiente respecto de las variaciones en los to continuo de sus plantillas en los últimos años. ritmos de implementación de nuevas instalaciones, Un 25% de las empresas ha sufrido los efectos de y se define cada vez de una manera más precisa. la crisis sectorial, resultante tanto de la situación Gran parte del mismo está compuesto de ocupa- económica como de los cambios en la normativa, ciones especializadas y cualificadas. y han reducido el número de empleados. Este he- cho ha tenido especial incidencia en los subsecto- El 94% de las empresas observadas tiene menos de res: solar térmico, solar fotovoltaico, geotermia, 50 trabajadores, concentrando el 9,8% del empleo. y las actividades comunes a todos los sectores. En el otro extremo, el 1,5% de las empresas tienen más de 250 trabajadores y sin embargo, represen- En cuanto a las características del empleo gene- tan un importantísimo porcentaje del volumen total rado, el Estudio de ISTAS, concluye en lo siguiente: de empleo. • Tipo de contratación. El 83,7% del personal tie- ne contrato indefinido, el 14,1% contratos even- Caracterización del sector y del empleo tuales, 0,9% de formación/prácticas y 1,2% son asociado al mismo trabajadores autónomos. Los trabajadores con menor cualificación profesional tienen una ma- El Estudio de ISTAS ofrece los siguientes datos yor proporción de contratos temporales; en los sobre las características del sector empresarial auxiliares (personal no cualificado) la cifra de de las energías renovables en España en términos temporalidad llega casi hasta el 38%. de empleo: • Género. Las mujeres representan un 26,3% del total de empleos (Tabla 11.2.1). Este porcentaje es 646 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables inferior al del conjunto de la economía y similar 64% de los empleos se sitúan en el departamento al del conjunto de la industria. Su distribución de administración. Su menor representación se por departamentos reproduce en gran medida observa en los trabajos relacionados con la pro- lo que ocurre en el sector industrial: cerca de un ducción industrial y la instalación. Tabla 11.2.1. Distribución empleo por género en las empresas del sector. Año 2010 (%) Empleos en Conjunto Industria Industria (%) renovables (%) economía (%) manufacturera (%) Mujeres 26,3 44,3 24,4 25,3 Hombres 73,7 55,7 75,6 74,7 Total 100 100 100 100 Fuente: ISTAS • Cualificación profesional. La mayor parte de Datos empleo 2010 los trabajadores de este sector son técnicos o El Estudio de ISTAS estima, de forma conservado- titulados superiores, seguido de técnicos medios ra, que existen 70.152 empleos directos y 45.570 (donde se incluye el personal administrativo) y empleos indirectos en España en 2010 asociados de oficiales. a las energías renovables. El volumen de empleo Figura 11.2.1. Distribución de la total es, por tanto, según ISTAS de 115.722 puestos cualificación del personal en el sector de de trabajo en las diferentes áreas de actividad (fa- las energías renovables. Año 2010 bricación de equipos, I+D, comercio, exportaciones, 11% formación, finanzas, etc.). Se trata de un cálculo coherente con las bases del estudio pero conser- vador puesto que esta cifra no incluye, por ejemplo, 31% los empleos derivados de la obtención del recurso 24% en biomasa. Las tecnologías a las que corresponde el mayor porcentaje de empleo directo son la energía eólica, solar fotovoltaica y solar térmica, representando entre las tres más del 80% del empleo asociado a las energías renovables. De acuerdo con este estudio, las actividades que más empleo directo generan son la fabricación de equipos (37,6%), el desarrollo de proyectos y servi- cios (18,3%) y la construcción e instalación (16,9%). 10% La operación y mantenimiento representa en 2010 24% el 12% del empleo directo. Las actividades rela- cionadas con I+D+i contribuyen al empleo con un 4,5%, apreciándose en este terreno un esfuerzo en Titulados superiores las empresas de energías renovables superior al Técnicos medios del resto de la economía. (Tabla 11.2.2) Encargados Obrero cualificado Obrero no cualificado Fuente: ISTAS 647 PER 2011-2020 Tabla 11.2.2. Situación del empleo directo asociado a las energías renovables en 2010. Distribución por actividades Empleos totales Porcentaje Fabricación de equipos 26.387 37,6 Desarrollo de proyectos y servicios 12.834 18,3 Construcción e instalación 11.840 16,9 Operación y mantenimiento 8.395 12,0 Comercialización, venta de equipos 7.228 10,3 I+D+i 3.185 4,5 Formación 283 0,4 Total 70.152 100,0 Para aquellas tecnologías especialmente dinámi- cuantificado la actividad de obtención del recur- cas en su desarrollo, como es el caso de la ener- so para las áreas de biomasa térmica y eléctrica. gía solar termoeléctrica, se han tenido en cuenta, Los datos de empleo en España para el sector de aparte del estudio de ISTAS, referencia básica de energías renovables en 2010, teniendo en cuenta cálculo por la consistencia de sus resultados, otras las consideraciones anteriormente mencionadas, fuentes y estimaciones. Del mismo modo, se ha son los siguientes (Tabla 11.2.3): Tabla 11.2.3. Situación del empleo asociado a las energías renovables en 2010 Niveles de empleo. Año 2010 Subsectores Empleo Empleo Empleo total Porcentaje renovables directo indirecto Eólico 30.651 24.521 55.172 37,2 Solar fotovoltaico 19.552 8.798 28.350 19,1 Solar termoeléctrico 9.346 5.608 14.954 10,1 Biomasa eléctrica 7.172 6.789 13.961 9,4 Biomasa usos térmicos 5.754 5.640 11.394 7,7 Solar térmico 6.757 3.041 9.798 6,6 Actividades comunes a todos los 4.262 2.718 6.980 4,7 subsectores Incineración de residuos 1.415 637 2.052 1,4 Biocarburantes 964 988 1.952 1,3 648 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables (Continuación) Niveles de empleo. Año 2010 Subsectores Empleo Empleo Empleo total Porcentaje renovables directo indirecto Hidráulica y minihidráulica 1.078 485 1.563 1,1 Biogás eléctrico 664 681 1.345 0,9 Geotermia 415 162 577 0,4 Energías del mar 74 38 112 0,1 Biogás usos térmicos 55 56 111 0,1 Residuos domésticos 50 23 73 0,05 +industriales -térmica Total 88.209 60.185 148.394 100,0 1,1% 0,9% Eólico 1,3% 0,4% 1,4% 0,1% Solar fotovoltaico 0,1% Solar termoeléctrico 0,05% 4,7% Biomasa eléctrica Biomasa usos térmicos 6,6% 37,2% Solar térmico Actividades comunes a todos los subsectores 7,7% Incineración de residuos Biocarburantes Hidráulica y minihidráulica 9,4% Biogás eléctrico Geotermia Energías del mar Biogás usos térmicos 10,1% 19,1% RSU+industriales+térmica Fuente: IDAE/ISTAS El sector de las energías renovables emplea en Es- fotovoltaica, solar térmica y solar termoeléctrica) paña en 2010 a 88.209 personas de forma directa, concentran aproximadamente el 90% del total de significando un total de 148.394 empleos (directos empleos del sector. e indirectos). La obtención del recurso biomásico empleó en 2010 a un total de 17.570 personas. Por tecnologías, los sectores eólico, biomasa (tér- mica y eléctrica) y todas las áreas solares (solar 649 PER 2011-2020

11.2.2 — Previsiones futuras el empleo a la potencia instalada anualmente (fa

11.2.2 Previsiones futuras el empleo a la potencia instalada anualmente (fa- bricación e instalación) y a la potencia acumulada de empleo en el sector de (operación y mantenimiento). las energías renovables para Es necesario mencionar que en el cálculo de em- pleo futuro sólo se tiene en cuenta el mix energético el período 2011-2020, de español, sin considerar las exportaciones de equi- acuerdo con los objetivos pos y servicios. Para calcular el efecto de las im- portaciones y exportaciones se ha considerado que del PER en 2020 se mantiene el mismo nivel que en 2009. De acuerdo con el análisis pormenorizado realizado Se han introducido los factores de corrección nece- por ISTAS, las expectativas de futuro de las empre- sarios en algunos subsectores, debido a que el es- sas entrevistadas, se basan en un mantenimiento tudio de ISTAS se realizó en base a los objetivos del de los puestos de trabajo, con una tendencia a la Plan de Acción Nacional de Energías Renovables generación de nuevos empleos, ya que alrededor de España 2011-2010 (PANER) y dichos objetivos de un 27,4% de empresas comentan explícitamen- difieren, en algunos subsectores, de los objetivos te que crecerán en los próximos años, y hay entre fijados por el PER 2011-2020. ellas un 16,2% que tienen planes concretos de con- Considerando la metodología y las premisas men- tratación para los próximos años. cionadas en este capítulo, en 2020 se estima que el Con carácter general, el empleo generado en el sector de las energías renovables emplee a un total sector de las energías renovables se puede clasifi- de 302.866 personas, de los cuales 180.175 serán car en dos categorías principales que experimentan empleos directos y 122.691 serán indirectos, como patrones de crecimiento diferenciados: se aprecia en la Tabla 11.2.4. • Fabricación e instalación: incluye el empleo in- dustrial asociado a la fabricación de equipos y todo el empleo necesario para la puesta en mar- cha de una instalación de energías renovables desde la promoción del proyecto, ingeniería, etc. hasta la puesta en marcha de la instalación. El empleo creado de este subsector depende de la puesta en marcha de nuevas plantas, de modo que se mantendrá estable siempre que siga ins- talándose más energía renovable o se acentúe la tendencia exportadora que ha venido incremen- tándose en los últimos tiempos. • Operación y mantenimiento: empleo necesario para llevar a cabo las labores de manejo y ges- tión de la planta. Estos puestos de trabajo per- manecen constantes a lo largo de la vida útil de la planta energética y, por tanto, incrementan su número de forma agregada año tras año. En el horizonte 2020, el número de empleos aso- ciados a las energías renovables se aumentará de forma considerable. Para las previsiones futuras se ha utilizado la metodología que utiliza el “Estu- dio sobre el empleo asociado al impulso de las ener- gías renovables en España” de ISTAS basado en la correlación de los datos de empleo obtenidos por métodos cuantitativos (encuestas) y la potencia ins- talada de cada tecnología. De este modo, se asocia 650 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables Tabla 11.2.4. Niveles de empleo asociados a cada subsector tecnológico renovable Niveles de empleo estimados por subsector renovable en 2020, asociados a cada fase Obtención Construcción y Explotación del recurso desmantelamiento Subsectores Total Porcentaje renovables Directo Indirecto Directo Indirecto Directo Indirecto Solar fotovoltaica X X 35.006 15.753 5.699 2.564 59.022 19,5 Eólica terrestre X X 26.745 21.396 2.972 2.377 53.491 17,7 Biomasa produc- 20.671 20.671 3.471 3.055 833 733 49.435 16,3 ción eléctrica Biomasa usos 17.715 17.715 1.087 957 2.417 2.127 42.017 13,9 térmicos Solar térmica X X 24.657 11.096 3.523 1.585 40.861 13,5 Solar X X 7.269 4.362 4.320 2.592 18.543 6,1 termoeléctrica Hidroeléctrica X X 5.863 2.638 120 54 8.675 2,9 Biogás producción X X 3.819 3.914 108 111 7.952 2,6 eléctrica Actividades comunes a todos X X 3.836 2.446 426 272 6.980 2,3 los subsectores Residuos +industriales X X 1.441 648 3.166 1.425 6.681 2,2 -eléctrica Biogás usos X X 1.700 1.742 48 49 3.539 1,2 térmicos Biocarburantes y N.D. N.D. 288 295 962 986 2.530 0,8 biolíquidos Eólica marina X X 573 458 64 51 1.146 0,4 Residuos +industriales X X 186 84 410 184 864 0,3 -térmica Geotermia usos X X 385 150 45 18 598 0,2 térmicos 651 PER 2011-2020 (Continuación) Niveles de empleo estimados por subsector renovable en 2020, asociados a cada fase Obtención Construcción y Explotación del recurso desmantelamiento Subsectores Total Porcentaje renovables Directo Indirecto Directo Indirecto Directo Indirecto Energías del mar X X 200 104 150 78 532 0,2 Geotermia producción X X N.D. N.D. N.D. N.D. 0 0,0 eléctrica Aerotermia X X N.D. N.D. N.D. N.D. 0 0,0 Total renovables 38.386 38.386 116.527 69.098 25.262 15.207 302.866 100,00 Solar fotovoltaica Eólica terrestre 0,4% Biomasa producción eléctrica 0,3% 0,2% Biomasa usos térmicos 0,8% 0,2% 1,2% N.D. Solar térmica N.D. Solar termoeléctrica 2,2% 2,3% Hidroeléctrica 2,6% 19,5% 2,9% Biogás producción eléctrica Actividades comunes a todos los subsectores 6,1% RSU+industriales-eléctrica Biogás usos térmicos Biocarburantes y biolíquidos Eólica marina RSU+industriales-térmica 13,5% Geotermia usos térmicos 17,7% Energías del mar Geotermia producción eléctrica 13,9% 16,3% Aerotermia Fuente: IDAE/ISTAS 652 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables En cuanto a las previsiones de empleo para el año rurales y aisladas, convirtiéndose en un importante 2020, el sector de las energías renovables genera- motor en el desarrollo social y económico. ría 154.472 empleos (directos e indirectos), lo que representa un crecimiento respecto al empleo en 2010 del 104%. El mayor aumento relativo se da 11.3 EMISIONES EVITADAS en la fase de operación y mantenimiento, debido al aumento paulatino de la potencia acumulada. DE CO2 Por tecnologías siguen siendo las tecnologías sola- res (solar térmica, fotovoltaica y termoeléctrica), la Los compromisos derivados del Protocolo de Kio- energía eólica y la biomasa (usos térmicos y eléctri- to, y los posteriores acuerdos y negociaciones para cos) las que registrarán en 2020 un volumen mayor intensificar la lucha contra el calentamiento glo- de empleo, concentrando el 87% del total de empleo bal, especialmente en el seno de la Unión Europea, en 2020. En este sentido es importante destacar el muestran la preocupación política y social por el importante crecimiento del empleo en el sector de cambio climático. La generación y el consumo de la biomasa, debido principalmente al aumento del energía son responsables del 80% de las emisiones número de empleos para la obtención del recurso. de efecto invernadero, por lo que la incorporación de energías renovables en este sector ayudará, de forma El número de empleos asociados a la energía eólica notable, a reducir sus emisiones. En este apartado no experimenta crecimiento, si bien se mantiene se valora la contribución de las energías renovables como un sector líder en nuestra economía. En 2020 a la limitación de emisiones de CO2. emplearía de forma directa e indirecta a más de 54.000 personas, lo que representa un 18% de total Los cálculos de emisiones de CO2 evitadas que se del empleo asociado a las energías renovables. De recogen en este plan son cálculos efectuados ad estos empleos, aproximadamente el 98% estará hoc para el mismo de acuerdo con la metodología asociado a parques eólicos terrestres y el 2% a que en cada caso se describe, y no tiene por qué parques eólicos marinos. coincidir con los realizados con enfoques o bases contables distintos, y en particular con los corres- Las actividades asociadas a la construcción y des- pondientes a los informes periódicos realizados en mantelamiento de instalaciones de energía reno- relación con la evolución de las emisiones de gases vable supondrán el 61% del total de empleo del de efecto invernadero a la Convención Marco de las sector, mientras que las actividades asociadas a Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. la explotación (operación y mantenimiento) supon- drán el 13% del total del empleo del sector. Para determinar dicha contribución se calcula, por un lado, la reducción de emisiones de CO2 asociada Las energías renovables se presentan como un sec- a las nuevas instalaciones de energías renovables tor con un papel primordial para el fomento de la del PER 2011-2020, evaluando las emisiones evi- seguridad del abastecimiento energético, el desa- tadas en el año 2020, así como el total acumulado rrollo tecnológico y la innovación, contribuyendo de de emisiones evitadas desde 2011 a 2020, véase la forma positiva a la creación de empleo y de riqueza figura 11.3.1. (PIB). España es pionero en el desarrollo de ciertas tecnologías, como es el caso de la energía eóli- Pero el beneficio medioambiental aportado por las ca, solar termoeléctrica y fotovoltaica. Alrededor instalaciones de energías renovables al sistema de estas tecnologías se ha creado un fuerte tejido energético español no es únicamente el imputable industrial, que se caracteriza por unos niveles de al nuevo PER. El parque de instalaciones de energías productividad muy elevados y superiores a la media renovables actualmente existente seguirá funcionan- de la economía. Es un sector con una propensión do previsiblemente a lo largo del periodo del nuevo exportadora elevada y con unos niveles de inversión PER, por lo que, para calcular el impacto medioam- en investigación y desarrollo superior al resto de la biental evitado por el conjunto de las instalaciones de economía española. Se trata de un sector que en energías renovables, se hace necesario determinar los últimos años ha empleado a un gran número de también las emisiones evitadas correspondientes al personas y cuyas perspectivas son muy optimistas. parque de instalaciones de energía renovable exis- En los próximos años, el sector de las energías re- tente en 2010, véase la figura 11.3.1.Finalmente, se novables ofrecerá nuevas oportunidades de empleo determina el impacto medioambiental evitado por el y de desarrollo regional, especialmente en zonas parque total de instalaciones que se irá consolidando 653 PER 2011-2020 en el periodo del nuevo PER, y que estará formado por las instalaciones ya existentes en 2010 y las nuevas que se vayan incorporando a través del desarrollo del nuevo PER 2011-2020. Figura 11.3.1. Representación gráfica de las emisiones de CO2 evitadas Millones 90 80 70 Emisiones totales evitadas en 2020 60 Toneladas de CO2 50 40 30 20 10 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Emisiones CO2 evitadas por el parque de EERR asociado al PER 2011-2020 Emisiones CO2 evitadas por el parque de EERR existente en 2010 Fuente: elaboración IDAE con metodología propia La metodología de cálculo para evaluar las emi- Además de estas emisiones evitadas, es preciso siones evitadas de CO2 difiere en función del área reseñar que determinados sectores, como el biogás a la que afectan las instalaciones de energías re- agroindustrial, inducen aún un mayor ahorro de novables, de la naturaleza de la energía renovable emisiones, al evitar las emisiones de CH4 y N2O de incorporada y de la energía convencional despla- los purines y estiércoles, respectivamente. zada, así como de la tecnología utilizada para la Para el área de transporte, en los biocarburan- transformación de la energía primaria en energía tes, se considera la sustitución de gasolina por disponible para el consumidor final. bioetanol y gasóleo por biodiésel. Con objeto de En el caso de generación eléctrica, se asume que en no realizar dobles contabilizaciones, no se de- el período 2011-2020, de no producirse la energía terminan las emisiones evitadas por el consumo eléctrica con fuentes renovables se generaría me- eléctrico renovable derivado de la incorporación diante modernas centrales de ciclo combinado con de vehículos híbridos plug-in y eléctricos al parque gas natural con unos rendimientos medios del 50%. móvil, al encontrarse ya contabilizado en el área de generación eléctrica. Para la generación de energía térmica, se conside- ran de forma separada los sectores de industria, transporte y usos diversos, compuesto este último por las ramas de servicios, residencial y agricul- tura. En cada sector se ha determinado el tipo de energía fósil sustituida por las energías renovables, calculando de esta forma las emisiones evitadas. 654 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables (Continuación) Emisiones de CO2 evitadas por Emisiones el nuevo parque de energías evitadas en 2020 (tCO2/año) renovables del PER 2011-2020 Energías renovables - calefacción/ Las emisiones de CO2 evitadas por el PER 2011-2020, refrigeración véase la tabla 11.3.1, serán superiores a 32 Mt: el 76% como consecuencia de la generación eléctrica Biomasa y residuos 2.374.123 renovable, un 12% asociado a las instalaciones de (cal/ref) calefacción y refrigeración en usos finales y el 12% Biogás (cal/ref)(**) 191.642 restante de la sustitución de gasolina y gasóleo por biocarburantes. Geotérmica (cal/ref) 16.944 Así mismo, la incorporación de nuevas instalaciones de EERR dará lugar a una reducción de emisiones Paneles solares y otros 1.285.079 acumulada a lo largo del periodo 2011-2020 de algo (cal/ref) más de 170 Mt, con un reparto por áreas del 74% para Bomba de calor la generación eléctrica, 10% en producción de calor y 100.776 (aerotérmica + geotérmica) frío y 16% en el sector transporte, véase la tabla 11.3.2. Tabla 11.3.1. Emisiones evitadas en el Total áreas térmicas 3.968.563 año 2020 por el incremento de fuentes renovables por el PER 2011-2020 Biocarburantes - transportes Emisiones de CO2 evitadas en el año 2020 por el nuevo parque de EERR del PER 2011-2020 Biodiésel 3.351.176 Emisiones Bioetanol 505.008 evitadas en 2020 (tCO2/año) Total área transporte 3.856.184 Energías renovables - generación de Emisiones CO2 evitado electricidad(*) en el año 2020 con PER 32.634.513 (toneladas CO2/año) Hidroeléctrica normalizada 483.802 *Emisiones evitadas frente a centrales de ciclo Eólica normalizada 12.186.563 combinado de gas natural en generación eléctrica con un rendimiento medio del 50%. Eólica marina 744.038 **Adicionalmente, se estima que en el año 2020 las emisiones de CH4 y N2O evitadas por las nue- vas instalaciones de digestión anaerobia de pu- Solar termoeléctrica 5.520.105 rines y estiércoles, expresadas como t CO2_eq, serían 2.678.900 t CO2_eq asociadas al objetivo Solar fotovoltaica 2.450.666 eléctrico de biogás y 1.189.757 t CO2_eq asocia- das al objetivo térmico. Biomasa 2.129.350 Fuente: elaboración IDAE con metodología propia Biogás (**) 747.990 Residuos domésticos 337.549 renovables Energías del mar 88.720 Geotermia 120.982 Total áreas eléctricas 24.809.766 655 PER 2011-2020 (Continuación) Tabla 11.3.2. Emisiones acumuladas evitadas en el período 2011-2020 por el Emisiones incremento de fuentes renovables en dicho evitadas en el período debido al PER 2011-2020 período Emisiones acumuladas de CO2 evitadas por el 2011-2020 (tCO2) nuevo parque de energías renovables del PER 2011-2020 en dicho período Biocarburantes - transportes Emisiones Biodiésel 24.516.882 evitadas en el período Bioetanol 2.543.943 2011-2020 (tCO2) Total área transporte 27.060.825 Energías renovables - generación de electricidad(*) Acumulado CO2 evitado en 170.922.226 el período 2011-2020 (tCO2) Hidroeléctrica normalizada 592.172 *Emisiones evitadas frente a centrales de ciclo Eólica normalizada 62.712.996 combinado de gas natural en generación eléctrica con un rendimiento medio del 50%. Eólica marina 1.554.616 **Adicionalmente, se estima que en el periodo 2011-2020 las emisiones acumuladas de CH4 Solar termoeléctrica 32.569.924 y N2O evitadas por las nuevas instalaciones de digestión anaerobia de purines y estiércoles, expresadas como t CO2_eq, serían 10.069.317 Solar fotovoltaica 12.934.085 t CO2_eq asociadas al objetivo eléctrico de bio- gás y 4.277.718 t CO2_eq asociadas al objetivo Biomasa 10.587.673 térmico. Fuente: elaboración IDAE con metodología propia Biogás(**) 3.093.316 Residuos domésticos Emisiones de CO2 evitadas 1.586.777 renovables por el parque de energías Energías del mar 235.108 renovables existente en 2010 Geotermia 217.767 Por su parte, el parque existente en 2010, que se- guirá funcionando a lo largo del periodo 2011-2020, Total áreas eléctricas 126.084.435 evitará en el año 2020, véase la tabla 11.3.3, un total de más de 50 Mt: 68% derivadas del sector de gene- Energías renovables - calefacción/ ración eléctrica, 23% asociadas a las instalaciones refrigeración térmicas de EERR y 9% por sustitución de gasolina Biomasa y residuos y gasóleo por biocarburantes. 11.280.173 (cal/ref) Biogás (cal/ref)(**) 975.152 Geotérmica (cal/ref) 65.412 Paneles solares y otros 4.969.922 (cal/ref) Bomba de calor 486.308 (aerotérmica+ geotérmica) Total áreas térmicas 17.776.967 656 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables (Continuación) Tabla 11.3.3. Emisiones evitadas en el año 2020 por el parque de energías renovables Emisiones de existente en 2010 CO2 evitadas en Emisiones de CO2 evitadas en el año 2020 por el 2020 (tCO2/año) parque de energías renovables existente en 2010 (sin incremento de EERR del PER 2011-2020) Biocarburantes - transportes Emisiones de Biodiésel 3.718.194 CO2 evitadas en 2020 (tCO2/año) Bioetanol 653.899 Energías renovables - generación de Total área transporte 4.372.092 electricidad(*) Total CO2 evitado en el Hidroeléctrica normalizada 12.749.188 año 2020 sin PER 50.642.467 (toneladas/año) Eólica normalizada 17.073.163 *Emisiones evitadas frente a centrales de ciclo Eólica marina 0 combinado de gas natural en generación eléctrica con un rendimiento medio del 50%. Solar termoeléctrica 278.661 ** Adicionalmente, se estima que en el año 2020 las emisiones de CH4 y N2O evitadas por las instalaciones de digestión anaerobia de puri- Solar fotovoltaica 2.532.149 nes y estiércoles existentes en 2010, expresa- das como t CO2_eq, serían 194.760 t CO2. Biomasa 1.137.158 Fuente: elaboración IDAE con metodología propia Biogás(**) 300.519 Por su parte, las emisiones acumuladas evitadas entre 2011 y 2020 por el parque de energías reno- Residuos domésticos vables de 2010, véase la tabla 11.3.4 supondrían 267.360 renovables más de 500 Mt CO2, con un reparto por áreas simi- lar a las emisiones evitadas en 2020 por el mismo Energías del mar 0 parque de EERR. Geotermia 0 Total áreas eléctricas 34.338.197 Energías renovables - calefacción/ refrigeración Biomasa (cal/ref) 11.166.319 Biogás (cal/ref) 91.646 Geotérmica (cal/ref) 12.031 Paneles solares y otros 604.572 (cal/ref) Bomba de calor 57.609 (aerotérmica + geotérmica) Total áreas térmicas 11.932.177 657 PER 2011-2020 (Continuación) Tabla 11.3.4. Emisiones acumuladas evitadas en el período 2011-2020 por el parque de Emisiones de energías renovables existente en 2010 CO2 evitadas en Emisiones acumuladas de CO2 evitadas entre el período 2011-2020 por el parque de energías renovables 2011-2020 (tCO2) existente en 2010 (sin incremento de EERR del PER 2011-2020) Biocarburantes - transportes Emisiones de Biodiésel 37.181.938 CO2 evitadas en el período Bioetanol 6.538.985 2011-2020 (tCO2) Total área transporte 43.720.923 Energías renovables - generación de electricidad (*) Acumulado CO2 evitado en 506.424.669 el período 2011-2020 (tCO2) Hidroeléctrica normalizada 127.491.882 *Emisiones evitadas frente a centrales de ciclo Eólica normalizada 170.731.627 combinado de gas natural en generación eléctrica con un rendimiento medio del 50%. Eólica marina 0 ** Adicionalmente, se estima que en el periodo 2011-2020 las emisiones acumuladas de CH4 y N2O evitadas por las instalaciones de digestión Solar termoeléctrica 2.786.614 anaerobia de purines y estiércoles existentes en 2010, expresadas como t CO2_eq, serían Solar fotovoltaica 25.321.485 1.947.600 t CO2. Fuente: elaboración IDAE con metodología propia Biomasa 11.371.581 Biogás(**) 3.005.187 Emisiones de CO2 evitadas por Residuos domésticos el parque total de energías 2.673.596 renovables renovables Energías del mar 0 El total de emisiones evitadas en 2020 por el con- junto de instalaciones de energías renovables, las Geotermia 0 existentes en 2010 y las que se irán integrando a lo largo del periodo 2011-2020, véase la tabla 11.3.5, Total áreas eléctricas 343.381.973 superará las 83 Mt, asociadas en un 71% a la gene- ración eléctrica, en un 19% a la producción térmica Energías renovables - calefacción/ y en un 10% al consumo de biocarburantes. refrigeración Biomasa (cal/ref) 111.663.191 Biogás (cal/ref) 916.462 Geotérmica (cal/ref) 120.315 Paneles solares y otros 6.045.720 (cal/ref) Bomba de calor 576.085 (aerotérmica+ geotérmica) Total áreas térmicas 119.321.773 658 Impacto socioeconómico y climático de las energías renovables (Continuación) Tabla 11.3.5. Emisiones evitadas en el año 2020 considerando el parque total de Emisiones de energías renovables CO2 evitadas en Emisiones de CO2 evitadas en el año 2020 por el 2020 (tCO2/año) parque total de energías renovables Biocarburantes - transportes Emisiones de CO2 evitadas en Biodiésel 7.069.370 2020 (tCO2/año) Bioetanol 1.158.906 Energías renovables - generación de electricidad Total área transporte 8.228.276 Hidroeléctrica normalizada 13.232.991 Total CO2 evitado en el año 2020 sin PER 83.276.980 Eólica normalizada 29.259.726 (toneladas/año) Eólica marina 744.038 *Emisiones evitadas frente a centrales de ciclo combinado de gas natural en generación eléctrica Solar termoeléctrica 5.798.766 con un rendimiento medio del 50%. **Adicionalmente, se estima que en el año 2020 Solar fotovoltaica 4.982.815 las emisiones de CH4 y N2O evitadas por el par- que total de instalaciones de digestión anaero- bia de purines y estiércoles, expresadas como Biomasa 3.266.508 t CO2_eq, serían 2.873.660 t CO2_eq asocia- das al objetivo eléctrico de biogás y 1.189.757 Biogás(**) 1.048.509 t CO2_eq asociadas al objetivo térmico. Fuente: elaboración IDAE con metodología propia Residuos domésticos 604.909 Por su parte, las emisiones evitadas de CO2 acumu- renovables ladas por el total del parque de energías renovables Energías del mar 88.720 serán, véase la tabla 11.3.6, de aproximadamente 677 Mt, con un reparto similar al correspondiente Geotermia 120.982 a las emisiones de CO2 del año 2020. Total áreas eléctricas 59.147.963 Energías renovables - calefacción/ refrigeración Biomasa (cal/ref) 13.540.442 Biogás (cal/ref)(**) 283.288 Geotérmica (cal/ref) 28.976 Paneles solares y otros 1.889.651 (cal/ref) Bomba de calor 158.384 (aerotérmica + geotérmica) Total áreas térmicas 15.900.741 659 PER 2011-2020 (Continuación) Tabla 11.3.6. Emisiones acumuladas evitadas en el período 2011-2020 por el Emisiones de total del parque de energías renovables CO2 evitadas en Emisiones acumuladas de CO2 evitadas por el el período parque total de energías renovables en el perío- 2011-2020 (tCO2) do 2011-2020 Biocarburantes - transportes Emisiones de CO2 evitadas en Biodiésel 61.698.820 el período 2011-2020 (tCO2) Bioetanol 9.082.928 Energías renovables - generación de Total área transporte 70.781.748 electricidad (*) Total CO2 evitado en el año Hidroeléctrica normalizada 128.084.054 2020 sin PER (toneladas/ 677.346.895 año) Eólica normalizada 233.444.623 *Emisiones evitadas frente a centrales de ciclo Eólica marina 1.554.616 combinado de gas natural en generación eléctrica con un rendimiento medio del 50%. Solar termoeléctrica 35.356.538 **Adicionalmente, se estima que en el periodo 2011-2020 las emisiones acumuladas de CH4 Solar fotovoltaica 38.255.570 y N2O evitadas por el parque total de instala- ciones de digestión anaerobia de purines y es- tiércoles, expresadas como t CO2_eq, serían Biomasa 21.959.254 12.016.917 t CO2_eq asociadas al objetivo eléc- trico de biogás y 4.277.718 t CO2_eq asociadas Biogás(**) 6.098.504 al objetivo térmico. Fuente: elaboración IDAE con metodología propia Residuos domésticos 4.260.373 renovables Energías del mar 235.108 Geotermia 217.767 Total áreas eléctricas 469.466.407 Energías renovables - calefacción/ refrigeración Biomasa (cal/ref) 122.943.364 Biogás (cal/ref)(**) 1.891.614 Geotérmica (cal/ref) 185.727 Paneles solares y otros 11.015.643 (cal/ref) Bomba de calor 1.062.393 (aerotérmica + geotérmica) Total áreas térmicas 137.098.740 660 12 Utilización de los mecanismos de cooperación PER 2011-2020

12.1 — CONSIDERACIONES y articulando las actuaciones propuestas en este

12.1 CONSIDERACIONES y articulando las actuaciones propuestas en este Plan. Además, por lo que hace referencia a la po- GENERALES sibilidad de realizar proyectos en países terceros, no se debe olvidar que el saldo de intercambios internacionales de electricidad de nuestro país es Tal y como quedó reflejado durante la negociación claramente exportador67, yendo una buena parte de la Directiva 2009/28/CE, la armonización de los de nuestras exportaciones a Marruecos, que es regímenes de apoyo en la Unión Europea no ayuda- energéticamente dependiente de la electricidad ría al fomento del uso de las energías renovables, proveniente de España. creando, entre otras, nuevas barreras burocráticas en vez de conseguir una mayor eficiencia de costes. Además de las transferencias estadísticas y los pro- La aplicación del principio de subsidiariedad a la yectos con países terceros, el marco de los Meca- elección de los sistemas de apoyo por los Estados nismos de Cooperación ofrece otras posibilidades: miembros queda consolidada en la Directiva a tra- armonización de sistemas de apoyo (Art. 11 de la vés de los Mecanismos de Cooperación (Art. 6-11), Directiva 2009/28/CE) y proyectos con otros Estados que aportan la flexibilidad necesaria para el cum- miembros (Art. 7 y 8 de la Directiva 2009/28/CE). plimiento de los objetivos nacionales mediante la Para España ninguna de ellas es descartable, si cooperación con otros Estados miembros o con bien no son prioritarias: en el primer caso por su terceros países. complejidad (aunque existen precedentes de coo- peración energética con otros Estados miembros Actualmente no existe un procedimiento estableci- como el MIBEL68) y en el segundo por la posibi- do para el desarrollo de proyectos en el marco de lidad de que impliquen problemas técnicos en la los mecanismos de cooperación. Se tratará, por lo red eléctrica. tanto, de un proceso de aprendizaje a través de la experiencia, ya que todos los Estados miembros En concreto, y por lo que se refiere a la implanta- han manifestado su interés en utilizar y explorar las ción en España de proyectos de generación eléctri- posibilidades que ofrecen estos proyectos. Además, ca en el marco del esquema de proyectos conjuntos ya se han celebrado varias reuniones dedicadas a la con otros Estados miembros, no hay que olvidar puesta en común de los asuntos técnicos, legales y que la integración en la red de la electricidad pro- de implementación de los mecanismos de coope- ducida por estos proyectos saturaría, aún más, la ración, en las que España ha participado. Al mismo red española, sin contabilizar para la consecución tiempo, con la puesta en marcha de la Acción Con- del objetivo renovable nacional. Otro factor a tener certada66 de la Directiva 2009/28/CE en septiembre muy en cuenta es la insuficiente interconexión de de 2010, se ha abierto un foro fundamental para que la Península Ibérica con el resto de Europa a través estos proyectos lleguen a ser una realidad (el Gru- de los Pirineos, lo que imposibilita el flujo de la po de Trabajo 1, liderado por Alemania y Francia, electricidad renovable producida en España. está dedicado a los Planes Nacionales de Energías Sobre estas bases, la posición española sobre el Renovables y a los Mecanismos de Cooperación). desarrollo de los Mecanismos de Cooperación de la España está muy interesada en explorar las posibi- Directiva 2009/28/CE está abierta a la colaboración lidades que ofrecen todos los mecanismos de coo- con el resto de Estados miembros, sin más requisi- peración, siendo los más interesantes para nuestro to previo que una comunicación a la Secretaría de país las transferencias estadísticas y los proyectos Estado de Energía del interés en ese sentido por conjuntos con países terceros. No obstante, debe parte de los organismos homólogos de aquella en tenerse en cuenta que los escenarios desarrolla- los países interesados. dos en este documento prevén que España con- seguirá en 2020 el objetivo nacional marcado por la Directiva 2009/28/CE con sus propios recursos 66 Página web de esta Acción Concertada (CA-RES, por sus siglas en inglés): www.ca-res.eu 67 Informe del sistema eléctrico español en 2009, de Red Eléctrica de España 68 MIBEL (Mercado Ibérico de la Electricidad), resultado de la integración de los mercados de electricidad español y portugués 662 Utilización de los mecanismos de cooperación

12.1.1 — Breve análisis de los en diciembre de 2011, habrá de servir como una

12.1.1 Breve análisis de los en diciembre de 2011, habrá de servir como una primera estimación para saber cómo avanza cada Planes Nacionales de Acción país en el cumplimiento de sus objetivos. de Energías Renovables En este contexto, y dado el apoyo de todos los Estados miembros al uso de los mecanismos de Según los Planes Nacionales de Acción enviados cooperación como herramienta capaz de dotar de a la Comisión Europea, casi todos los países es- flexibilidad al cumplimiento de los objetivos na- peran alcanzar el objetivo asignado en la Directiva cionales, es importante estudiar las posibilidades 2009/28/CE con sus propios recursos. De hecho: que ofrecen así como eliminar las barreras a su implementación. Para ello, los primeros proyectos y • Hay ocho países que prevén sobrepasar sus ob- acuerdos que se desarrollen servirán como ejemplo jetivos nacionales: Alemania, Dinamarca, Eslova- y plataforma de aprendizaje. quia, Hungría, España, Grecia, Lituania y Malta. • Otros dieciséis países prevén cumplir con su ob- jetivo: Austria, Bélgica, República Checa, Chipre, 12.1.2 Excedentes de Estonia, Eslovenia, Finlandia, Francia, Irlanda, Letonia, Países Bajos, Polonia, Portugal, Ruma- producción de energía nia, Reino Unido y Suecia. procedente de fuentes • Tres países prevén un déficit: Bulgaria, Italia y Luxemburgo. Los dos últimos ya plantean en sus renovables en España Planes Nacionales el uso de los mecanismos de Dado que las previsiones recogidas en este plan cooperación para alcanzar el objetivo asignado. indican que España tendrá un superávit en su senda Si se cumplieran estas previsiones, en el conjunto de cumplimiento de los objetivos energéticos a que de la Unión Europea se superaría el objetivo global le compromete la Directiva 2009/28/CE, se podrá de penetración de energías renovables estableci- hacer uso de las transferencias estadísticas siem- do en la Directiva 2009/28/CE. No obstante, no hay pre y cuando se llegue a un acuerdo con otro Estado que descartar la posibilidad de que las sendas de miembro que esté interesado en recibir parte del cumplimiento de los objetivos no se cumplan en citado superávit. todos los Estados miembros. Si esto sucediera, el Por otra parte, la realización de un proyecto conjun- Estado miembro afectado debería modificar su Plan to con un país tercero también podría contribuir a Nacional, informando convenientemente a la Co- aumentar este superávit, por lo que esa electricidad misión. Así, el primer informe de cumplimiento de podría ser transferida a otro Estado miembro. la Directiva, que cada Estado miembro debe enviar Tabla 12.1.1. Superávit según el grado de cumplimiento de los objetivos obligatorios e indicativos de la Directiva 2009/28/CE (según tabla 5.4.1) 2011 2013 2015 2017 Objetivos globales (%) 2005 2010 2019 2020 2012 2014 2016 2018 Trayectoria indicativa (media para cada bienio) 11,0 12,1 13,8 16,0 20,0 y objetivo obligatorio mínimo en 2020 Grado de cumplimiento de la trayectoria y del objetivo obligatorio mínimo en 2020 8,2 13,2 14,8 15,9 17,0 18,5 19,7 20,8 (D/F o [Daño1+Daño2]/[Faño1+Faño2] 663 PER 2011-2020

12.2 — TRANSFERENCIAS renovable (estimado en 54 €/MWh), las proyeccio

12.2 TRANSFERENCIAS renovable (estimado en 54 €/MWh), las proyeccio- nes con las que se trabaja en este plan, así como ESTADÍSTICAS los informes anuales elaborados por la Comisión Nacional de la Energía. • A este precio estimado de sobrecostes (54 €/MWh) Para el desarrollo de una transferencia estadística habría que añadir otros costes como son: entre España y otro Estado miembro de la Unión – Mantenimiento de redes. Europea deberán seguirse los siguientes pasos: – Infraestructuras. • Firma de un Memorando de Entendimiento (MoU) – Almacenamiento. o el acuerdo internacional conveniente, entre el – Costes de otras entidades: REE, CNE. Gobierno de España y el del otro Estado miem- El mecanismo más adecuado podría ser el pago de bro involucrado, donde se explicite la intención un peaje de acceso que incluya estos conceptos. de recurrir al mecanismo de transferencias estadísticas. En cuanto a los beneficios económicos derivados de • Firma de un acuerdo entre los Gobiernos español las transferencias estadísticas, estos dependerán de y del otro Estado miembro implicado en el que se la cantidad transferida, y del precio establecido en el expliciten cantidades de energía, plazos y precios. acuerdo. España dispondrá de unos excedentes en En representación del Gobierno de España actua- 2020 de 836 kteps, y hay países que ya han manifes- ría el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. tado su interés en llegar a acuerdos para disponer • La entidad certificadora en España, en el caso de de parte de esos excedentes para cumplir con sus que la transferencia estadística se realice hacia objetivos nacionales. Por lo tanto, se puede suponer el exterior, será la Comisión Nacional de Energía que España puede llegar a acuerdos para transferir (CNE). 0,4 Mtep, y si estas operaciones se hacen a un pre- • En el caso de que fuera necesario, de acuerdo con cio mínimo igual al de los sobrecostes estimados la legislación del otro Estado miembro, el proceso (54 €/MWh), el beneficio de esta operación sería de concluiría con la firma de un Tratado entre los unos 245 millones de euros, que irían destinados a dos países. reducir los sobrecostes generados por las energías renovables. Es decir, a reducir el precio que pagan

12.2.1 — Articulación y los consumidores finales por la electricidad

12.2.1 Articulación y los consumidores finales por la electricidad. condiciones económicas Por último, no hay que olvidar que los excedentes de España en 2020 podrían ser mayores en caso de las transferencias de que se realice algún proyecto conjunto con un país de fuera de la Unión Europea (por ejemplo, estadísticas Marruecos). Ese superávit de electricidad renova- ble también sería susceptible de ser transferido a Según el análisis desarrollado en el capítulo 9, el otro Estado miembro con el que se llegue a algún precio medio estimado de los sobrecostes de ge- acuerdo, con el consiguiente beneficio económico neración de electricidad con energías renovables que se acaba de exponer. en España es de 54 € por cada MWh renovable pro- ducido. Este cálculo inicial preliminar será muy útil como punto de partida para poder determinar un precio en caso de llegar a un acuerdo con otro Esta- 12.3 PROYECTOS do miembro. Estos acuerdos podrán ser a medio o a largo plazo, y tendrán un impacto en la producción CONJUNTOS CON nacional. Además: TERCEROS PAÍSES • La transferencia o intercambio se realizará en base a la producción eléctrica y a las políticas de Dentro de este marco resultan prioritarias para Es- electricidad existentes. paña aquellas acciones que ayuden a llevar a buen • Se diseñará un sistema transparente de evalua- fin los objetivos energéticos del Plan Solar Medi- ción y fijación de precios, teniendo en cuenta los terráneo, contribuyendo al tiempo a la solución de costes anuales de la producción eléctrica según los problemas regulatorios, administrativos y de el sobrecoste de todas las fuentes de energía falta de interconexiones eléctricas que hoy lastran 664 Utilización de los mecanismos de cooperación el desarrollo del mismo. En el caso de España, la del proyecto sobre la capacidad de interconexión electricidad generada mediante posibles proyectos de España con sus países vecinos. conjuntos con países terceros aumentaría el supe- • La realización del proyecto requerirá de autori- rávit previsto en este plan sobre el objetivo marca- zación administrativa previa, que otorgará el Mi- do en la Directiva 2009/28/CE, y podría servir para nisterio de Industria, Turismo y Comercio, tras el hacer uso de las transferencias estadísticas con análisis técnico-económico del proyecto, el estu- otro Estado miembro o bien para ser consumida dio de las informaciones aportadas por la CNE y en otro Estado miembro, siendo entonces España REE, y las pertinentes consultas relativas a los país de tránsito. trámites ambientales, de las que se encargará el Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural Por otro lado, y como se desarrolla en el apartado y Marino. 12.3.1, cabe decir que sin el reforzamiento, por un • La autorización administrativa incluirá, si proce- lado, de las interconexiones eléctricas con el resto diese, la descripción del mecanismo económico de la Unión Europea a través de Francia, y por otro de apoyo a la realización del proyecto. Éste habrá del refuerzo de la red interna, no tendría sentido de tener en cuenta, al menos: la necesidad del plantear la participación de España en este tipo de pago de peajes, el mecanismo de inserción de la proyectos conjuntos (serían proyectos que queda- electricidad que entre en el sistema eléctrico es- rían más bien dentro del ámbito de la cooperación pañol dentro del sistema de mercado existente y internacional y la ayuda al desarrollo). la posibilidad de aplicar un mecanismo de feed-in Para la implementación del mecanismo basado en tariff a la electricidad, en caso de que parte de la realización de proyectos conjuntos con terceros ésta fuera consumida en territorio español. países los elementos fundamentales a tener en • La electricidad renovable generada en un país cuenta serán: fuera de la UE podría ser consumida en otro Es- tado miembro, y no en España. En este caso, Es- • Firma de un Memorando de Entendimiento (MoU), paña sería el país de tránsito de esta electricidad, o el acuerdo internacional necesario, entre los y sería necesario que el Estado miembro firmara gobiernos de los estados implicados, donde se también el acuerdo entre gobiernos. explicite la intención de desarrollar un proyecto • En caso de conflicto legal de intereses, se estará en el marco del esquema de proyectos conjuntos a lo dispuesto en la legislación del país donde se con terceros países, conforme a lo recogido por localice físicamente el proyecto. la Directiva 2009/28/CE. • Los organismos privados podrán proponer siem- • Firma de un acuerdo entre los gobiernos de los pre su participación en proyectos conjuntos. Esa estados implicados en el que se expliciten can- propuesta deberá dirigirse a la Secretaría de tidades de energía a repartir, plazos de entrega Estado de Energía, que en último término debe- de la misma y precios, tanto de la energía como rá autorizar o no esa participación, y en caso de de los peajes de tránsito. En representación del hacerlo establecer las reglas específicas bajo las Gobierno de España actuaría el Ministerio de In- cuales se habrá de desarrollar aquella. dustria, Turismo y Comercio. • La electricidad que venga por la interconexión de- • Iniciar un proceso de licitación en base a meca- berá cumplir los requisitos técnicos y de calidad nismos competitivos para facilitar el acceso de exigidos para la correcta operación del sistema. organismos privados interesados en invertir en los proyectos. En principio, no existen ningún sector o tecnología • La CNE actuará como organismo certificador de la vedados al desarrollo de ese tipo de proyectos, ni se electricidad transferida, en lo que se refiere a su ha determinado un límite de capacidad en ese sen- tránsito por territorio español. Todos los Estados tido. Otra cosa será la valoración que el regulador participantes en el proyecto deberán reconocer y las autoridades hagan sobre la conveniencia o no entre ellos la capacidad de sus correspondientes de realizar ese tipo de proyectos en virtud de, entre órganos certificadores. otros factores, su afección a las infraestructuras • La realización del proyecto deberá contar con un de transporte de energía y el agotamiento de los informe previo de REE sobre la viabilidad del mis- recursos renovables nacionales. En último térmi- mo con relación a la capacidad y mantenimiento no ésta será la que determine si estos proyectos de la red eléctrica en España. Este informe debe- finalmente podrán o no llevarse a cabo. rá analizar, asimismo, los efectos de la realización 665 PER 2011-2020

12.3.1 — Interconexiones

12.3.1 Interconexiones: España-Unión Europea y Unión Europea-África La Directiva 2009/28/CE establece que la electri- cidad de origen renovable producida en un tercer país, para que pueda ser contabilizada de cara a la consecución de los objetivos de un Estado miem- bro, tiene que ser consumida en la Unión Europea, por lo que debe existir una interconexión física, o haberse iniciado su construcción a más tardar el 31 de diciembre de 2016. En la actualidad, la capa- cidad de interconexión de la Península Ibérica con el resto de la Unión Europea, a través de Francia, es muy pequeña. Y la única interconexión física real entre África y la Unión Europea es la que existe entre España y Marruecos a través del estrecho de Gibraltar. Como ya se ha señalado, España exporta electricidad a Marruecos, siendo esta electricidad fundamental para su abastecimiento, la estabiliza- ción de su red, y su desarrollo económico y social. En las circunstancias actuales, y en las previstas hasta 202069, con una interconexión a través de Francia insuficiente, la electricidad importada de África, una vez obtenida la aprobación de las au- toridades españolas, se incorporaría al mercado eléctrico ibérico, modificando sustancialmente los patrones de flujos de potencia necesarios para la correcta operación del sistema español. Y todo ello sin capacidad de tránsito y exportación efectiva al resto de la Unión Europea. Por lo tanto, el papel de España en el desarrollo de este tipo de proyectos no puede estar limitado al de país de tránsito. COM(2010)677 “Prioridades de infraestructuras energéticas europeas hasta 2020 y más allá” 69 666 Utilización de los mecanismos de cooperación Figura 12.3.1. Capacidad de intercambio comercial de España en MW Francia Irún Errondenia Arkale Hernani Argia Le Gaudiere Pragnéres Itxaso Margineda Baixas Cartelle Biescas II Adrall Las Conchas Vic Lindoso 600/1.000 Lagoaça 0/600 Pocinho Aldeadávila Saucelle Portugal 1.200/1.700 Cedillo 1.500/1.900 Falagueira Badajoz Alcáçovas Balboa Alqueva Brovales Barrancos Encinasola 400/900 400/600 Est. ter. Estrecho Melloussa Capacidad de intercambio comercial (MW) del 11/12/2010 al 24/12/2010 Marruecos Fuente: REE Para evaluar la capacidad de tránsito entre África 600 MW en cualquier situación (usando un margen y la Unión Europea hay que considerar la capaci- de seguridad de 100 MW definido por los desvíos de dad de intercambio comercial entre Marruecos y regulación históricos que se han venido observan- España y entre España y Francia. Según los datos do en esta interconexión). También hay que tener del operador del sistema español, Red Eléctrica en cuenta las posibles sobrecargas en la red de de España, la capacidad actual de intercambio co- 220 kV de la zona sur de Andalucía, que limitan mercial máxima en el sentido de España a Francia esta capacidad. es de 600 MW, tanto en invierno como en verano, En 2011 está prevista la repotenciación de los ejes y tanto en punta como en valle. Este valor está de 220 kV de Cataluña y la puesta en servicio de la limitado por las posibles sobrecargas de la red subestación Bescanó 400 kV, eliminándose las so- de 220 kV en la zona catalana. Por otra parte, la brecargas que limitan la capacidad de intercambio capacidad de intercambio comercial actual máxi- comercial España-Francia, que podría aumentar ma en el sentido de Marruecos a España es de 667 PER 2011-2020 hasta 1.000-1.300 MW. La limitación a estos valo- la zona sur de España, de manera que se consiga res vendrá dada por la propia interconexión (por ganar en capacidad real de intercambio, con inde- sobrecargas en los ejes fronterizos). Y en 2014 pendencia de los refuerzos/incrementos que se ha- está prevista la puesta en servicio de la nueva in- gan en la propia interconexión Marruecos-España. terconexión en corriente continua entre España y Estos refuerzos de red, e incluso el teledisparo de Francia a través de los Pirineos Orientales. Con grupos o de la propia interconexión, se deberían este nuevo enlace y los refuerzos internos nece- definir dentro del nuevo proceso de planificación sarios considerados en la planificación 2008-2016 de infraestructuras eléctricas para el periodo (que, evidentemente, no considera importaciones 2012-2020. desde Marruecos), la capacidad de intercambio Se podría plantear como hipótesis una posible comercial España-Francia, aumentará hasta capacidad de intercambio Marruecos-España de

1.700 — MW en situación de punta, y hasta 2.700 MW

1.700 MW en situación de punta, y hasta 2.700 MW

2.000 — MW gracias a nuevos refuerzos aún pendien

2.000 MW gracias a nuevos refuerzos aún pendien- en situación de valle. tes de definir. En este caso, la capacidad de trán- Por otro lado, en 2013 está prevista la puesta en sito Marruecos-UE (a través de España y Francia) servicio de la línea planificada Facinas-Parralejo, estaría limitada por la capacidad de intercambio de 220 kV, en el sur de Andalucía, asociada a la en el sentido España-Francia, que se podría in- evacuación de los parques eólicos y a la necesidad crementar con nuevos refuerzos de la red y con de un mallado de la zona. Esta nueva línea hace que nuevas interconexiones. Como ya se ha señalado, la capacidad de importación desde Marruecos no entre 2011 y 2014, según los planes previstos, la pueda pasar de 600 MW, ya que ante el fallo del do- capacidad de interconexión entre España y Francia ble circuito Pto.Cruz-Arcos/Pinar del Rey de 400 kV, aumentará hasta 1.700 MW en situación de punta, la inyección desde Marruecos tiene como única vía y hasta 2.700 MW en situación de valle. Según la esta nueva red de 220 kV, la cual tiene capacidades Comunicación de la Comisión sobre Prioridades de de 330-500 MVA. También hay que tener muy en Infraestructuras Energéticas para 2020 y más allá cuenta los escenarios de generación previstos en (COM(2010) 677), se otorga máxima prioridad a la el sur de España a medio plazo. Por ejemplo, se interconexión entre España y Francia. Sin embargo, prevén unos 10.900 MW de generación de origen aún siendo considerada como prioritaria, la capaci- renovable en el sur de España, sin tener en cuenta dad asignada a esta interconexión es solamente de la eólica marina en la zona de la costa oeste de la 4.000 MW, muy por debajo de un mínimo del 10% provincia de Cádiz. de la capacidad total instalada. Con esta capacidad de interconexión tan baja no se asegura la creación Por lo tanto, a medida que la generación de la zona de un mercado eléctrico europeo, y no se facilita Sur de España va aumentando, y al mismo tiempo la integración del máximo posible de electricidad que se analizan situaciones de demanda más eleva- de origen renovable producida y consumida dentro da, aparecen sobrecargas inadmisibles en la línea de la UE. De esta manera se sigue manteniendo a de 220 kV de la zona. Estas sobrecargas limitan la Península Ibérica aislada del mercado comuni- la capacidad de importación desde Marruecos a tario, a la vez que se continúa desaprovechando valores muy reducidos (200 MW). el excelente potencial que en todas las energías A la vista de estos datos, a medio plazo y aunque renovables tienen tanto España como Portugal. se produjera una ampliación de la interconexión Marruecos-España, no se podría aumentar dema- siado la capacidad de intercambio real en el sentido

12.3.2 — Proyectos piloto

12.3.2 Proyectos piloto Marruecos-España, debido a los límites en la red Tal y como se ha comentado, España da una gran de 220 kV de la zona andaluza. Además, no hay que importancia al desarrollo de iniciativas dentro del olvidar que la confluencia de la producción renova- contexto de los mecanismos de cooperación, que ble prevista en el sur de España, y una hipotética además estén en consonancia con el contexto del producción renovable procedente de Marruecos Plan Solar Mediterráneo. Como ya se ha señalado, inyectada en el sistema español, podría crear una la realización de este tipo de proyectos debe pa- pugna no deseable por la utilización de la capacidad sar por una verdadera y suficiente ampliación de de evacuación presente y futura. Por tanto, para la la interconexión de la Península Ibérica y el resto realización de este tipo de proyectos se deberían de la Unión Europea. Sólo de esta manera se pue- establecer refuerzos en la red de transporte de de garantizar la creación de un mercado europeo, 668 Utilización de los mecanismos de cooperación ampliado a la ribera sur del Mediterráneo, cuyo tarifas a la importación. Esta tarifa es la misma potencial de producción de electricidad renovable que se está aplicando a los grandes consumi- (solar y eólica) es muy elevado. dores españoles, por tanto, cabe cuestionarse si incluye la cuota pagada dentro del acuerdo ITC. El Son varios los países que ya han manifestado su hecho de que no existan tarifas a la importación interés en realizar proyectos conjuntos con Ma- no tiene relevancia económica en la actualidad, rruecos, dentro del ámbito de los Mecanismos de puesto que la interconexión funciona casi al 100% Cooperación, y en marcos como el Plan Solar Me- en el sentido de España a Marruecos (en 2009 se diterráneo, Desertec, Medring (antes Transgreen) importaron 45 GWh desde Marruecos mientras o el Fondo para Tecnologías Limpias del Banco que se exportaron 4.518 GWh). Por lo tanto, hay Mundial. Dado que en todos los casos la electrici- que modificar esta regulación actual con el fin de: dad producida en Marruecos irá a parar al mercado español, no es posible concebir el desarrollo de – Adecuarse a las normas establecidas en aquellos sin la participación de nuestro país. ENTSO-E (sin capacidad legislativa), ya que al no imponerse esa tarifa se crean situaciones Los proyectos y acuerdos se irán definiendo a medi- de discriminación. da que se va avanzando en los mismos, pero existen – Compensar los pagos que debe realizar Es- unas consideraciones generales básicas, además paña por importaciones en el mecanismo de de las ya planteadas al principio del punto 12.3, compensación entre gestores de redes de sobre las que ya se puede ir avanzando: transporte (ITC). • Capacidad y tipo de proyecto: estaría limitada por Por otra parte, la cuota de 0,8 €/MWh sería una la capacidad de las redes (española y marroquí) cuota base que se puede imponer, aunque algu- y de la propia interconexión. Según las restric- nos países imponen cuotas superiores a las im- ciones de la red actual se propone una planta portaciones (por ejemplo, el caso de generadores termoeléctrica o un parque eólico (o un mix de de fuera de la Unión Europea que no tienen que ambos) de 200 MW. En la actualidad, el Banco pagar por sus emisiones de CO2). Por lo tanto, y Mundial cuenta con varios proyectos en cartera, según estas consideraciones, para que las tari- por lo que podría tratarse de uno de ellos. fas en España sean coherentes con la regulación • Tarifas a la importación/exportación. Las tarifas interna y consecuentes con el acuerdo ENTSO-E a la importación/exportación a países firmantes y con las directrices de la Comisión Europea, se del acuerdo ENTSO-E se suprimieron, a instan- propone añadir a la Tarifa 6.5 (ver tabla 12.3.1) cias de la Comisión Europea, en aplicación del un apartado tanto para importaciones como ex- principio de reciprocidad y en el marco de un portaciones igual a 0,8 €/MWh adicional a sus acuerdo (Acuerdo ITC) por el que se crea una valores actuales. bolsa económica con la que se compensa a cada Estado miembro por el uso que otros Estados miembros hacen de sus redes. Todos los países del acuerdo ENTSO-E deben aportar a esa bolsa una cuota (actualmente de 0,8 €/MWh, en 2010 fue 0,7 €/MWh) tanto por la exportación a paí- ses terceros, no Estados miembros, como por la importación desde estos países. Esta cuota se utiliza para compensar a los Estados miembros por el uso de sus redes ocasionada por tránsi- tos debidos a este tercer país. El país limítrofe del país tercero es el responsable de cobrar esta cuota, u otra tarifa que la incluya, a dicho país. Si no se aplicase esta tarifa a las exportaciones e importaciones desde países terceros habría una discriminación a favor de dicho país tercero. En España la tarifa que se cobra a Marruecos en la actualidad, la Tarifa 6.5, se aplica sólo a la ex- portación de España a Marruecos pero no hay 669 PER 2011-2020 Tabla 12.3.1. Tarifas de acceso aplicables Términos de potencia (€/kW y año) Tarifa Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 6.1 16,268690 8,141386 5,958142 5,958142 5,958142 2,718489 6.2 14,011190 7,011658 5,131370 5,131370 5,131370 2,341263 6.3 13,157223 6,584306 4,818619 4,818619 4,818619 2,198565 6.4 9,855481 4,932008 3,609411 3,609411 3,609411 1,646847 6.5 9,855481 4,932008 3,609411 3,609411 3,609411 1,646847 Términos de energía (€/kWh) Tarifa Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 6.1 0,069642 0,052010 0,027715 0,013793 0,008908 0,005577 6.2 0,023232 0,017350 0,009247 0,004600 0,002971 0,001860 6.3 0,018746 0,014000 0,007460 0,003711 0,002397 0,001502 6.4 0,009807 0,008135 0,004664 0,002648 0,001710 0,001178 6.5 0,009807 0,008135 0,004664 0,002648 0,001710 0,001178 • Establecimiento del régimen de retribución de la electricidad generada. Habría que estudiar la posibilidad de su inclusión dentro del régimen especial de España, tal vez con una tarifa algo menor de lo que recibe la producción nacional. Esto supondría un sobrecoste de la producción de electricidad, pero sería compensa- do por el beneficio económico obtenido por su venta, mediante una transferencia estadística a otro Estado miembro. Varios Estados miembros ya han manifestado su interés en este tipo de operaciones. 670 13 Seguimiento y control PER 2011-2020 El seguimiento y control periódico es uno de los aspectos energéticos, medioambientales, tecnoló- principales elementos del Plan de Energías Renova- gicos, industriales, socioeconómicos, etc. En parti- bles, pues representa una garantía de calidad y con- cular, en lo que se refiere al seguimiento ambiental trol, y de eficacia para que el adecuado desarrollo del plan que plantea el Informe de Sostenibilidad del plan conduzca a la consecución de sus objetivos. Ambiental, la memoria anual recogerá los efectos en el medio ambiente derivados de su aplicación, Al ser promovido desde la Administración, segui- con el ánimo de identificar con prontitud los efectos miento y control se convierten en una obligación, adversos no previstos y permitir llevar a cabo las ya que en él se establecen importantes objetivos de medidas adecuadas para evitarlos. la política energética de nuestro país, en sintonía con los objetivos de la política energética comuni- El sistema de seguimiento ambiental se realiza- taria marcados en la Directiva 2009/28/CE y con los rá en base a los indicadores que se encuentran en compromisos medioambientales adquiridos tanto a las Tablas de Indicadores Ambientales incluidas nivel nacional –Evaluación Ambiental Estratégica– en el Informe de Sostenibilidad Ambiental del PER como internacional. 2011-2020, para los que se ha estimado su carácter significativo y relevante de cara a una evaluación El análisis de la evolución de las diferentes áreas efectiva de los efectos ambientales derivados de por organismos tanto europeos como nacionales, la aplicación del plan. Estos indicadores generales los medios utilizados para su desarrollo, los objeti- propuestos tienen la finalidad de integrar los distin- vos conseguidos y las desviaciones producidas, han tos sectores energéticos renovables en el medioam- de constituir una guía esencial para el logro de la biente, de cara a alcanzar la máxima compatibilidad máxima eficacia en la asignación de recursos y en posible entre la consecución de los objetivos am- la orientación de las actuaciones normativas. Por bientales y energéticos estratégicos que persigue ello, el sistema debe permitir el análisis de aquellas el plan, la potenciación de efectos positivos aso- causas que estén incidiendo en las posibles desvia- ciados y la atenuación de cualesquiera afecciones ciones y la identificación de las medidas correctoras negativas. para la consecución de los objetivos del plan. Las fuentes de información a utilizar para la ela- boración de esta memoria procederán de las co-

13.1 — ÓRGANOS DE munidades autónomas, la Comisión Nacional de

13.1 ÓRGANOS DE munidades autónomas, la Comisión Nacional de la Energía, el Ministerio de Industria, Turismo y SEGUIMIENTO Comercio, el Ministerio de Ciencia e Innovación, el Ministerio de Economía y Hacienda, el Ministerio El Plan de Energías Renovables en España 2011- de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino, espe- 2020 dispone de una Oficina del Plan, constituida cialmente en lo relativo al seguimiento ambiental, por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la así como IDAE. Energía (IDAE), cuyo presidente es el Secretario de Esta memoria se elaborará durante el primer se- Estado de Energía del Ministerio de Industria, Turis- mestre de cada año y contendrá, al menos los si- mo y Comercio. El IDAE será el organismo público guientes extremos: encargado del seguimiento del PER 2011-2020. • Evolución del plan del ejercicio anterior. • Revisión y propuesta de todas las actuaciones ne-

13.2 — INFORMES A cesarias y soluciones técnicas aplicables durante

13.2 INFORMES A cesarias y soluciones técnicas aplicables durante el horizonte temporal del plan, para el cumpli- ELABORAR miento de sus objetivos. Una vez redactada esta memoria que elaborará la El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a tra- Oficina del Plan, se remitirá a la Secretaría de Es- vés de IDAE, establecerá un programa de seguimien- tado de la Energía y una vez ésta sea aprobada, se to del PER 2011-2020, consistente en la elaboración procederá a su publicación. Para facilitar la consul- de una Memoria con carácter anual, cuyo objeto es la ta del seguimiento del PER 2011-2020, la Dirección evaluación del grado de avance en el cumplimiento General de Política Energética y Minas dispondrá de los objetivos y analizar la evolución cualitativa de un espacio exclusivo en la página web del Mi- de cada una de las áreas, con la consideración de nisterio de Industria, Turismo y Comercio, y/o del 672 Seguimiento y control IDAE, como gestor propuesto para la elaboración del PER, en el que se dará publicidad a los resulta-

13.3 — REVISIÓN DEL PLAN

13.3 REVISIÓN DEL PLAN dos disponibles relativos al seguimiento energético, socieconómico y medioambiental. Cuando las memorias de seguimiento anual co- rrespondientes a los años 2012, 2014, 2016 y 2018 Para realizar un adecuado seguimiento de este reflejen un desarrollo global de las energías re- plan y ejercer la elaboración de la memoria ante- novables, como media bianual del año de que se riormente mencionada, se prevé la convocatoria trate y del inmediatamente anterior, inferior a la de dos reuniones anuales de seguimiento en las trayectoria indicativa prevista en el capítulo 5, que participarán el grupo de trabajo de energías se procederá a la revisión del plan en lo que se renovables de la Administración General del Es- refiere a los objetivos por áreas y a la definición tado/IDAE, así como las comunidades autónomas. de nuevas actuaciones para su cumplimiento. De Estas reuniones se celebrarán a lo largo del primer igual forma, se procederá a la revisión parcial del y último trimestre de cada año. plan para los objetivos de energías renovables en La celebración de estas reuniones anuales se con- el sector transporte, cuando en las memorias de sidera de carácter necesario para poder efectuar seguimiento anual de los años citados no se esté con rigor el proceso de elaboración de la informa- cumpliendo la trayectoria indicativa, como media ción sobre las fuentes de energías renovables así bianual, correspondiente a este sector. como del seguimiento del plan, desde un punto de A este respecto, conviene recordar que todo ejerci- vista tanto sectorial como territorial. cio de planificación requiere la elaboración de esce- Además de la elaboración de la memoria anual, narios, y que estos llevan incorporadas diferentes otras funciones principales de esta Oficina son: hipótesis sobre un conjunto de variables conside- radas exógenas, como los precios de las materias • Proponer iniciativas de carácter específico o ge- primas energéticas, la población, el crecimiento neral para llevar a cabo las acciones previstas. económico, o sobre las políticas sectoriales, como • Informar a los agentes participantes y constituir la de medioambiente, la de vivienda, la de residuos, un centro de comunicación con los mismos. la de transporte, etc. Por tanto, si durante el pe- • Comunicar y difundir adecuadamente los avances riodo de planificación se produjeran evoluciones del plan. significativamente diferentes de estas variables con Cabe resaltar que el Informe de Sostenibilidad Am- respecto a las consideradas en los escenarios, que biental del PER 2011-2020 recoge, en su capítulo 8, comprometan la posibilidad de cumplimiento de consideraciones adicionales sobre el necesario se- los objetivos para 2020 o de su senda indicativa, guimiento ambiental estratégico en cascada y la sería necesario proceder a la revisión del plan, con imprescindible implicación de las administraciones la reformulación de los escenarios y la revisión de autonómicas, en el ámbito de sus competencias. objetivos y propuestas. En particular, las tablas de indicadores ambien- En particular, los escenarios de demanda ener- tales –tanto generales como específicos a cada gética y de crecimiento económico están sujetos sector renovable–, aparte de aquellos que pueden constantemente a revisión, tanto de las prediccio- completarse por la Oficina del Plan de Energías nes para los siguientes años, como de los balances Renovables en las memorias anuales, igualmente pasados que efectivamente han tenido lugar, debido identifican otros indicadores cuyo nivel de planifi- a que el proceso de elaboración de las estadísticas cación y seguimiento correspondería a los planes es iterativo y va perfeccionándose conforme se ob- autonómicos de energías renovables, así como los tiene más información al respecto. Es por ello que asociados a los planes de vigilancia ambiental a para realizar un ejercicio de planificación a largo nivel de proyecto. plazo es necesario fijar la información disponible en Asimismo, además de la publicación de la Memoria un momento determinado, para construir a partir anual de seguimiento del PER, la Comisión Europea de ella los escenarios de evolución hacia el futuro. recibirá, cada dos años, un informe de seguimiento Debido a la obligación de someter a un proceso indicando los progresos registrados en el fomento de consulta pública la versión preliminar del Plan y utilización de las energías renovables, de acuerdo de Energías Renovables 2011-2020, junto a su In- con lo previsto en la Directiva 2009/28/CE. forme de Sostenibilidad Ambiental, los datos del balance de energía de 2010 y las hipótesis exógenas 673 PER 2011-2020 utilizadas toman como referencia los supuestos del estratégico del patrimonio natural y de la biodiver- Plan de Acción de Ahorro y Eficiencia Energética sidad 2011-2017, en aplicación de la Ley 42/2007, 2011-2020, aprobado por el Consejo de Ministros de 13 de diciembre, del Patrimonio Natural y de del 29 de julio de 2011. la Biodiversidad. Cuando se proceda a la revisión del PER 2011-2020, ésta revisión se llevará a cabo Por lo que se refiere a las cifras de crecimiento tomando en consideración las diferentes normati- económico incluidas en el PER para 2014 y a partir vas y políticas medioambientales, incluido el Plan de 2015, difieren ligeramente de las previstas en el estratégico mencionado, de reciente aprobación, Programa de Estabilidad 2011-2014, siendo en el para una adecuada incorporación de los temas re- primer caso ligeramente inferiores (crecimiento del lativos a la biodiversidad en la planificación de las 2,4 frente al 2,6%) y en el segundo caso ligeramente energías renovables. En particular, se integrarán superiores (2,4% frente a 2,1%). En consecuencia, en la planificación de las energías renovables las de acuerdo con el resto de hipótesis, la demanda consideraciones relacionadas con la conservación energética en el año 2020 sería un 1,6% menor a de la biodiversidad, de acuerdo con el Ministerio de la prevista, y con ella la producción de energía re- Medio Ambiente y Medio Rural y Marino. novable y la potencia necesaria para alcanzar los objetivos agregados señalados. Sin duda, durante los próximos años no sólo las previsiones de escenarios variarán, sino que la evo- lución real de las macromagnitudes será diferente a la prevista inicialmente. Los escenarios energé- ticos descritos, incluida la producción y la potencia renovable, están asociados a la evolución de estas macromagnitudes. Por este motivo, se incluyen los procedimientos de revisión para que, en el caso de que se produzcan evoluciones significativamente diferentes de las variables a las consideradas en los escenarios, se revisen los escenarios energéti- cos, incluida la potencia renovable necesaria para el cumplimiento de los objetivos. Cabe destacar, asimismo, que la información am- biental disponible derivada del seguimiento de este Plan y de la evaluación ambiental estratégica de los planes energéticos autonómicos será utilizada para posteriores revisiones del PER 2011-2020, incorpo- rando aquellas conclusiones aplicables. Por su parte, la Ley de Economía Sostenible es- tablece en su artículo 86 que, para el adecuado seguimiento y evaluación del cumplimiento de los objetivos de la misma, además de los informes pe- riódicos de seguimiento de los diferentes planes y programas, cada cuatro años se realizará una eva- luación de los distintos instrumentos de planifica- ción incluidos en esa ley: planificación indicativa del modelo de generación de energía, planificación vin- culante de las infraestructuras y redes de energía, planes de energías renovables y planes nacionales y programas de ahorro y eficiencia energética. Por otro lado, el pasado 1 de octubre de 2011 ha entrado en vigor el Real Decreto 1274/2011, de 16 de septiembre, por el que se aprueba el Plan 674 Anexo I. Fichas de propuestas PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Ayuda pública a la inversión a proyectos que no reciben apoyo Horizontal HEL-001 Subvención No procede En ejecución económico del Régimen Especial eléctrica (línea 5) Descripción Esta línea de ayuda pública a la inversión está pensada para aplicaciones eléctricas pequeñas con tecnologías maduras y que pueden entrar en los convenios con las CCAA. Se enfoca también a tecnologías renovables que pueden funcionar aisladamente. Igualmente se incluyen proyectos de introducción de conceptos como balance neto y redes inteligentes. Supone el mantenimiento del sistema actual de ayudas a la inversión debiendo cumplirse los requisitos establecidos en las correspondientes publicaciones de cada comunidad autónoma y que tienen su base en los convenios establecidos entre el Gobierno del Estado y los Gobiernos Regionales. Resultado esperado Desarrollo de instalaciones y sistemas con EERR que no están incentivadas al quedar fuera del sistema de primas del Régimen Especial, pero que desde un punto de vista tecnológico son muy interesantes dentro de las energías renovables. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización MITyC, Consejerías de Administraciones públicas Inst. consumo IDAE 2011 2020 Industria de las y usuarios finales eléctrico CCAA Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 2,3 2,6 3,5 3,8 3,8 4,9 5,3 5,8 6,5 7,0 45,5 Origen de los fondos PGE Comentarios Su objeto es, por tanto, permitir la viabilidad económica de instalaciones renovables eléctricas aisladas de la red, y de instalaciones para autoconsumo de pequeña potencia. Por ejemplo: - Instalaciones eólicas de pequeña potencia (hasta 10 kW) aisladas de red. - Instalaciones eólicas de pequeña potencia (hasta 10 kW) para autoconsumo acogidos al esquema de “balance neto”. - Instalaciones fotovoltaicas aisladas. - Instalaciones fotovoltaicas de pequeña potencia acogidas al esquema de “balance neto”. - Instalaciones de biomasa de pequeña potencia (hasta 10 kW) con motores Stirling aisladas de red. - Instalaciones de biomasa de pequeña potencia (hasta 10 kW) con motores Stirling para autoconsumo en los sectores residencial y terciario, acogidos al esquema de”balance neto”. (*) Si procede. 676 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Fomento de Empresas de Servicios Energéticos (ESE, o ESCOS por sus Horizontal HEL-002 Promoción No procede En proyecto siglas en inglés) para aplicaciones eléctrica eléctricas renovables Descripción En un escenario futuro donde el sistema eléctrico actual evolucione hacia un esquema de generación distribuida, las energías renovables tendrán una participación muy relevante. En este esquema del sistema eléctrico, el papel de las ESEs podrá ser muy relevante, más aun cuando la paridad de red en punto de consumo para algunas tecnologías puede alcanzarse en los próximos años. Resultado esperado Creación de nuevas empresas y nuevos puestos de trabajo. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Administraciones Instaladores, promotores y Inst. consumo Asociaciones del sector 2011 2020 públicas usuarios finales eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Esta propuesta influirá principalmente en las tecnologías renovables eléctricas (solares, eólica, biomasa, minihidraulica, etc.). (*) Si procede. 677 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Mayor desarrollo de las Horizontal HEL-003 Planificación No procede En proyecto interconexiones internacionales eléctrica Descripción La planificación en vigor recoge dos nuevas conexiones con Francia, una por el Pirineo oriental y otra por el central. En el primer caso, correspondiente a la línea eléctrica Santa Llogaia-Baixas, la solución técnica definitiva consiste en un doble circuito en corriente continua de 2.000 MW de capacidad, previéndose su entrada en funcionamiento en 2014. En cuanto a la línea del Pirineo central, la definición exacta de la actuación y su horizonte temporal deberá ser estudiada conjuntamente por los operadores del sistema de España y Francia y aprobada de mutuo acuerdo por los Gobiernos de ambos países. No obstante, estas dos actuaciones no son suficientes para alcanzar el objetivo impulsado por la Unión Europea de disponer en 2020 de una capacidad en las interconexiones del 10% de la potencia instalada, que se traduciría en más de 10.000 MW. A este respecto, la futura Planificación 2012-2020 seguirá insistiendo en la necesidad de desarrollar nuevas conexiones internacionales como una de las prioridades de la política energética. Asimismo, se están analizando posibles soluciones alternativas al déficit de capacidad de transporte a mayor escala como puede ser el desarrollo de la super-grid europea, la cual se plantea como solución a la integración de renovables a gran escala. Resultado esperado Incrementar la seguridad de suministro, facilitar la integración de una mayor producción de electricidad renovable no gestionable y eliminar el estatus de isla energética que califica hoy día a España. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Operadores del sistema eléctrico, operadores y Inst. consumo MITyC REE, CNE 2012 2020 titulares de instalaciones eléctrico de generación eléctrica Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 678 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Adaptación del Marco Legal del Horizontal HEL-004 Régimen Especial a diversos Normativa No procede En proyecto eléctrica aspectos sectoriales Descripción Se trata de adaptar la actual legislación a las distintas particularidades de los sectores renovables en cuanto a procedimientos, limitaciones de uso, barreras y diferenciación de las aplicaciones actuales en cuanto a los desarrollos sectoriales. Resultado esperado Mejor adaptación de la regulación existente a cada una de las tecnologías renovables de generación eléctrica enmarcadas en el Régimen Especial. Fomento de los sectores a los que aplica. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Administraciones públicas Inst. consumo MITyC MARM, IDAE, CNE 2011 2013 y promotores eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios EERR eléctricas: establecimiento de un cupo específico para las instalaciones renovables de pequeña potencia con generación eléctrica en el Registro administrativo de preasignación (art. 4 RD-L 6/2009), al que podrían estar exentas las instalaciones de potencia inferior a 10 kW. Eólica: establecimiento de un marco retributivo específico que incentive las instalaciones eólicas de pequeña potencia (de potencia inferior a 100 kW), creación del subgrupo b.2.3. en el RAIPRE. Eólica de pequeña potencia: dos escalones de retribución ≤10 kW, y entre 10 y 100 kW. Biogás: establecimiento de objetivos específicos y diferenciados para las tecnologías de digestión anaerobia y desgasificación de vertederos e inclusión de un nuevo umbral de potencia (< 250 kWe) para el biogás de digestor. Biomasa: mejora y simplificación del régimen aplicable a las instalaciones de < 2 MWe; reconocimiento expreso de las microalgas. Biogás y biomasa: acceso y conexión a la red eléctrica en régimen especial para proyectos de generación eléctrica con biomasa de potencias inferiores a 1 MWe. Biogás, biomasa y solar: eliminar la limitación del uso del gas, permitiendo hibridaciones en cualquier proporción; retribución según tecnología y/o fuente energética. Residuos: se permitirán las hibridaciones del grupo c.2. con los grupos b.6, b.7, b.8, la co-combustión de c.2. en el marco del artículo 46 y las cogeneraciones con CSR (con retribución en función del contenido renovable). Cogeneración: ajuste de las primas de cogeneración de forma que las retribuciones del subgrupo a.1.3. tengan como límite inferior el máximo de retribución para una cogeneración con combustibles convencionales. Solar: modificación de los límites para utilizar un combustible (generalmente es gas natural) para mantener la temperatura del fluido transmisor de calor, establecer procedimientos de medida y contabilización para hibridaciones o apoyos de otros combustibles claros y fiables, que garanticen la retribución según tecnología. Eólica y solar termoeléctrica: eliminar la limitación de 50 MW para derecho a régimen especial, de manera que se optimicen diseños y no se fomenten agrupaciones de instalaciones. Energías del mar y geotermia: creación de dos grupos específicos para las proyectos de generación eléctrica con energías del mar y geotermia respectivamente, dentro del régimen especial y reconocimiento de la energía geotérmica de alta y media temperatura como gestionable. (*) Si procede. 679 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Tratamiento regulatorio específico para la conexión a red y autorización Horizontal HEL-005 Normativa No procede En elaboración de las instalaciones renovables de eléctrica pequeña potencia Descripción Desarrollo de una nueva reglamentación para la conexión a red de media y baja tensión de instalaciones de generación de energía eléctrica de baja potencia (hasta 100 kW) fijando condiciones especiales técnicas y de tramitación para instalaciones de menos de 10 kW asociadas a puntos de consumo. Se trata de facilitar la conexión de pequeñas instalaciones a redes generalmente urbanas, bien sean de media o de baja tensión, agilizando y abaratando los costes asociados, estableciendo tramitaciones abreviadas tanto a nivel de la administración como de la compañía eléctrica. Los puntos básicos serán: - Eliminación de la autorización administrativa y la aprobación de proyecto de ejecución. - Establecimiento de un cupo específico dentro del registro de preasignación. - Tramitación con la compañía eléctrica para instalaciones de menos de 10 kW: solo comunicación a la misma siempre que no se supere la potencia contratada por el usuario. Resultado esperado Disminución de barreras administrativas a las instalaciones renovables eléctricas de pequeña potencia, posibilitando su despliegue e impulsando la generación distribuida. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Promotores y usuarios Inst. consumo MITyC CCAA 2011 2012 finales eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos No procede Comentarios En la actualidad, los requerimientos técnicos para la conexión y autorización administrativa de instalaciones renovables con generación eléctrica de pequeña potencia son similares a los de instalaciones de mayor potencia. Ya se encuentra en elaboración la Propuesta de Real Decreto de “regulación de la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia”. (*) Si procede. 680 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Establecimiento de un mecanismo de balance neto para instalaciones Horizontal HEL-006 Normativa No procede En proyecto eléctricas renovables destinadas a eléctrica autoconsumo Descripción El objetivo es establecer un sistema de compensación de saldos de energía, denominado “balance neto”, que permita a un consumidor que autoproduce parte de su consumo eléctrico compatibilizar su curva de producción con su curva de demanda, mediante la cesión de excedentes puntuales al sistema y su posterior recuperación. Si la demanda es superior a la producción, se importa energía de la red; cuando la demanda es inferior a la producción, se exporta energía a la red. Mes a mes, se contabilizaría el balance neto de estos tránsitos de energía de manera que, si ha habido más demanda existe un pago al suministrador; si ha habido más exportación se genera un crédito de energía que se descuenta en la facturación del mes siguiente. Inicialmente se potenciarán pequeñas instalaciones asociadas a puntos de suministro. Posteriormente este concepto se ampliará a la incorporación de instalaciones mayores para generación en polígonos industriales, urbanizaciones, etc. Resultado esperado Fomento de autoconsumo de energía eléctrica producida con fuentes renovables y aplanamiento de la curva de demanda. Desarrollo de un sistema eléctrico de generación distribuida. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Instaladores, promotores, Administraciones productores de energía Inst. consumo Asociaciones del sector 2011 2020 públicas en régimen especial y eléctrico consumidores Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos PGE Comentarios Inicialmente se podría aplicar a instalaciones de pequeña potencia asociadas a puntos de suministro existentes. Posteriormente, este concepto se ampliará para instalaciones de mayor potencia y no necesariamente ligados a un único consumidor (por ejemplo en polígonos industriales, urbanizaciones, etc.). Serían necesarias actuaciones sobre la normativa existente en al menos los siguientes aspectos: - Descripción de las características técnicas de los equipos de medida para este sistema. - Definición de requisitos y configuraciones simplificadas para conexión en redes interiores. - Derechos y deberes de los agentes implicados (consumidor, comercializador, distribuidor, operador del mercado, etc.). (*) Si procede. 681 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Desarrollo de los sistemas de gestión Horizontal HEL-007 de la demanda de electricidad y de Normativa No procede En elaboración eléctrica las redes inteligentes en general Descripción Definición de un paquete de acciones de gestión de la demanda adicionales a considerar en el horizonte 2020 que permitan, entre otros, avanzar en la reconversión de nuestras infraestructuras eléctricas a las llamadas redes inteligentes (Smart Grids), las cuales se apoyarán en las tecnologías de la información, un elemento de gran importancia para conseguir una gestión activa de la demanda. Estas acciones se centran fundamentalmente en: - Modulación del consumo industrial: promover una demanda superior en periodos valle respecto a los periodos de punta del sistema. - Sistemas de discriminación horaria supervalle específicos para el vehículo eléctrico (medida creada en el Plan de Acción 2010-2012, dentro del marco de la “Estrategia Integral para el Impulso del Vehículo Eléctrico” y regulada en el Real Decreto 647/2011, de 9 de mayo). - Desarrollo de la figura del gestor de cargas: orientada a la carga del vehículo eléctrico y materializada en forma de contratos entre el gestor de cargas y los usuarios finales (actividad ya regulada en el Real Decreto 647/2011, de 9 de mayo). - Desarrollo de las funcionalidades de gestión de la demanda de los contadores inteligentes: discriminación horaria para clientes domésticos, establecimiento y puesta en marcha de funciones de telemedida y telegestión, etc. Resultado esperado Aplanamiento de la curva de demanda mediante un desplazamiento de consumos desde los periodos punta a los periodos valle, lo que resultará en una reducción de gastos estructurales necesarios para cubrir la demanda punta; una disminución del riesgo de vertido de energías renovables en horas valle, fundamentalmente eólica, favoreciendo así su integración; una mayor eficiencia para el conjunto del sistema; y la participación activa de la demanda en la operación del sistema eléctrico. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización REE, CNE, Operadores del sistema Inst. consumo MITyC Administraciones 2011 2020 eléctrico, usuarios finales eléctrico autonómicas Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 682 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Programa de financiación para Financiación Horizontal HEL-008 generación eléctrica distribuida No procede En proyecto (préstamo) eléctrica (P<10 kW) (línea de financiación E) Descripción Facilitar la financiación de pequeñas instalaciones a usuarios finales, tal que permita su participación en el sistema contribuyendo a la generación distribuida y que pueda ir asociada a otras importantes aplicaciones (carga de baterías de vehículos eléctricos, smart grids). Las instalaciones de potencia inferior a 10 kW, interconectadas con la red eléctrica de baja tensión, estarán asociadas a centros de consumo. Resultado esperado Limitación de la demanda energética sobre el sistema y evolución hacia una mejor gestión de la demanda. Mejor adaptación de la demanda y oferta de la energía eléctrica. Mayor capacidad de integración de EERR en el sistema eléctrico. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización MITyC, MEH (ICO), sector Promotores y usuarios Inst. consumo IDAE 2010 2011 bancario finales eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 5,0 6,5 6,5 7,2 7,3 2,7 1,2 1,6 38,0 Origen de los fondos Presupuestos Generales del Estado, ICO Comentarios Se estiman fondos necesarios para financiar el 100% de la inversión de 100 instalaciones fotovoltaicas y 50 instalaciones termosolares por año durante 5 años, considerando instalaciones de 10 kW de potencia nominal y un ratio de inversión de 2,5 €/kW para ambas tecnologías. Para instalaciones eólicas de pequeña potencia, se considera necesario disponer de fondos durante 5 años a partir 2016 (posibilidad de adelantar esta fecha). (*) Si procede. 683 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Tratamiento regulatorio específico para el desarrollo de centrales Horizontal HEL-009 Normativa No procede En proyecto hidroeléctricas reversibles en eléctrica infraestructuras existentes Descripción Desarrollar un marco normativo para promover el desarrollo de nuevas centrales hidroeléctricas reversibles o ampliación de existentes, aprovechando las infraestructuras ya existentes (presas, canales o depósitos), de forma compatible con la planificación hidrológica y preservando los valores medioambientales. Resultado esperado Incrementar la capacidad de almacenamiento de energía eléctrica, lo que facilitará la integración en la red de transporte y distribución de la energía procedente de fuentes renovables no gestionables. Las previsiones al 2020 en potencia a instalar de bombeo, se han establecido teniendo en cuenta las previsiones actuales de los agentes. Se alcanzarán cerca de 3.500 MW adicionales. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Inst. consumo MITyC IDAE, REE, CNE Inversores 2011 2020 eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios La energía hidroeléctrica es la energía ideal para almacenar la energía renovable excedentaria mediante el bombeo. Se trata de una energía de gran calidad que contribuye enormemente a la seguridad y fiabilidad del sistema eléctrico; como energía regulada rápidamente disponible para el seguimiento de variaciones de la demanda y de la oferta y flexible para el control de frecuencia y tensión de la red, reposición del servicio, etc. Por este motivo, en el marco del nuevo plan, el desarrollo de nuevas centrales hidroeléctricas reversibles se va a convertir en una prioridad a corto plazo como estabilizador del sistema eléctrico y almacén de energías renovables discontinuas y dispersas, como la eólica y la solar fotovoltaica. Asimismo, existen sistemas de regadío que impulsan el agua a balsas superiores, que se utilizan exclusivamente en las épocas de regadío (4-5 meses al año), estando parados el resto del año. Estas infraestructuras también podrían ser utilizas para instalar minicentrales hidroeléctricas reversibles, que compatibilizarían el uso para regadío con el uso hidroeléctrico, con mínimo impacto ambiental al encontrarse las infraestructuras de canales y balsas ya realizadas. (*) Si procede. 684 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Procedimiento administrativo simplificado para plataformas Horizontal HEL-010 Normativa No procede En proyecto experimentales I+D de eólica marina eléctrica y/o energías del mar Descripción Establecimiento de un procedimiento administrativo simplificado de autorización para instalaciones constituidas por infraestructuras de ensayos, pruebas y certificación de unidades experimentales de uno o más tecnólogos relacionadas con la eólica marina y/o energías del mar, sin límite de potencia, cuya entidad titular esté participada por capital público, siendo conveniente su consideración de Instalaciones Científicas y Técnicas Singulares (ICTS). Para que la industria eólica marina nacional y la asociada a las energías del mar tengan un desarrollo sostenible a medio-largo plazo es imprescindible disponer de infraestructuras científico-tecnológicas de primer nivel, que permitan competir con los tecnólogos internacionales en igualdad de condiciones. Las plataformas, accesibles a fabricantes de máquinas y componentes, y a Agentes Científico Tecnológicos (universidades, OPIs, etc.), tendrían las siguientes características, haciéndolas merecedoras de su consideración como ICTS: - Única en España, y diferenciada por su diseño y aplicación específica en entorno marino. - Centro experimental de vanguardia, esencial para el desarrollo de una investigación científica/tecnológica competitiva y de calidad. Resultado esperado - Creación de, al menos, una plataforma de investigación y ensayo de nuevos procesos tecnológicos y desarrollos innovadores de aerogeneradores marinos, para su posterior aplicación comercial en el sector, permitiendo a los tecnólogos nacionales posicionarse a nivel estratégico y aumentar su competencia internacional. - Facilitar a los tecnólogos el acceso y conexión a infraestructuras conectadas a red en entorno marino donde probar sus prototipos, reduciendo tiempos y costes (aspecto esencial para la I+D). Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Tecnólogos y Agentes Inst. consumo AGE Gobiernos autonómicos 2011 2013 Científico Tecnológicos eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos No procede Comentarios Estas plataformas experimentales permitirían la certificación de componentes, prototipos e innovaciones sin necesidad de acudir al extranjero. Igualmente, reduciría los tiempos de desarrollo de prototipos nacionales, hasta su comercialización, incrementando al tiempo la madurez de las primeras series. Este tipo de instalaciones ya existe en otros países (EE.UU., Dinamarca, Holanda, Reino Unido...). (*) Si procede. 685 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Simplificación de los trámites Horizontal HEL-011 administrativos de instalaciones Normativa No procede En proyecto eléctrica renovables eléctricas Descripción Simplificación de los procedimientos de autorización para aquellas instalaciones renovables eléctricas en las que la AGE sea competente. Asimismo, para aquellas instalaciones renovables eléctricas en las que la AGE no sea competente, siguiendo las directrices del artículo 84 de la Ley de Economía Sostenible, el MITyC elaborará un catálogo de los procedimientos y trámites a seguir para las instalaciones de aprovechamiento de la energía de origen renovable, al objeto de servir de guía a las administraciones públicas competentes. Ambos procedimientos establecerán calendarios y tendrán que tener en cuenta las peculiaridades de las distintas tecnologías renovables. Se propondrán procedimientos de autorización aún más simplificados para los proyectos de menor envergadura. Resultado esperado Conseguir racionalizar y acelerar los procedimientos administrativos, según lo dispuesto en la Directiva 2009/28 y en la Ley 2/2011 de Economía Sostenible. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Sector de las energías Inst. consumo MITyC CCAA 2011 2012 renovables eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios El artículo 84 de la Ley 2/2011 de Economía Sostenible establece que el MITyC elaborará un catálogo de procedimientos y trámites a seguir para la implantación de instalaciones de aprovechamiento de la energía de origen renovable. Además, el artículo 13 de la Directiva 2009/28 promueve que los procedimientos administrativos sean proporcionados y necesarios. En aras a contribuir a este objetivo (aún no conseguido a día de hoy, ya que se ha identificado como barrera para todo el sector de las energías renovables eléctricas la complejidad y demora de los trámites de autorización), se considera necesario elaborar procedimientos transparentes y ágiles que permitan reducir los tiempos de consecución de los permisos necesarios. El carácter de esta propuesta es completamente horizontal, aunque será necesario tener en cuenta las particularidades de cada tecnología. Eólica marina: procedimiento administrativo abreviado para la instalación de torres de medición en entornos marinos, eximiéndolas de obtener “reserva de zona” previa a la autorización administrativa, disminución de plazos durante la gestión y resolución administrativa de los proyectos eólicos marinos presentados en la AGE. (*) Si procede. 686 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Reducción de barreras administrativas a los proyectos Horizontal HEL-012 de I+D+i+d relacionados con las Normativa No procede En proyecto eléctrica energías renovables de generación eléctrica Descripción - Establecimiento de un cupo específico para proyectos experimentales a partir de energías renovables de generación eléctrica, en el Registro de Preasignación (AGE). - Priorización en la concesión del punto de conexión frente a instalaciones no experimentales. - Aplicación de procedimientos simplificados para la autorización de proyectos de I+D+i+d de energías renovables en las CCAA incluyendo la exención de presentación de avales. - Fijación de requerimientos para la consideración de proyectos I+D+i+d (por ejemplo, área eólica: limitación de nº aerogeneradores; titularidad por un fabricante de máquinas en más de un 50%; no posibilidad de transmisión de autorizaciones manteniendo la consideración de instalación experimental). - Simplificación de trámites ambientales para las etapas de exploración e investigación de los recursos geotérmicos. Resultado esperado Facilitar el despegue de tecnologías renovables incipientes. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización AGE - Gobiernos Inst. consumo Tecnólogos 2011 2012 autonómicos eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos No procede Comentarios Eólica terrestre: cupo específico para proyectos experimentales en el Registro de Preasignación, para el período 2014-2020. Eólica marina: modificación del RD 1028/2007, de 20 de julio, en particular su Disposición Final Segunda elevando la potencia hasta los 30 MW (desde los 10 MW actuales) para las instalaciones compuestas por un máximo de 3 máquinas, con fines de I+D+i+d de tecnologías eólicas marinas, a las que sería de aplicación un procedimiento simplificado de tramitación administrativa. Energías del mar: reducción de barreras administrativas a proyectos de I+D+i de energías del mar. (*) Si procede. 687 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Requisitos técnicos a las instalaciones de generación eléctrica Horizontal HEL-013 de origen renovable mediante la Normativa No procede En elaboración eléctrica modificación del Procedimiento de Operación PO 12.2 Descripción Los requisitos técnicos necesarios de la modificación del PO 12.2 están relacionados con: - Capacidad de funcionamiento permanente y temporal en ciertos rangos de tensión y frecuencia. - Control dinámico de la tensión durante perturbaciones en la red. - Control de la tensión en régimen permanente. - Capacidad de regulación potencia-frecuencia y ciertos requisitos de control de potencia. Resultado esperado Una vez se apruebe dicho procedimiento de operación las nuevas instalaciones proveerán al sistema eléctrico de más características, prestaciones y servicios importantes para garantizar un funcionamiento más seguro del mismo y, por tanto, la integración de la generación renovable prevista podrá realizarse en mejores condiciones de seguridad. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Operadores sistema eléctrico, titulares Inst. consumo MITyC REE, CNE de instalaciones de 2011 2012 eléctrico producción conectados a la red Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios A lo largo de la década se producirá un desplazamiento paulatino de generadores síncronos (fundamentalmente generación eléctrica convencional) por otros basados en electrónica de potencia (eólica y solar fotovoltaica principalmente). Resulta apropiado en este contexto, que estos nuevos actores aporten unas capacidades y prestaciones similares cuando técnicamente sea posible a las de la generación síncrona a la que desplazan y en este sentido, resulta esencial la colaboración y coordinación de todo el sector para conseguir un adecuado desarrollo tecnológico y normativo enfocado a una óptima y segura integración de este tipo de energía. Recientemente Red Eléctrica de España como operador del sistema, ha realizado una propuesta de modificación del Procedimiento de Operación PO 12.2 que recoge los requisitos técnicos (ver “descripción”) identificados en línea con lo anterior, fruto del trabajo de más de dos años en colaboración con el sector: asociaciones eólicas, fabricantes, promotores, etc. (*) Si procede. 688 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Perfeccionamiento de la monitorización por parte del Centro Horizontal HEL-014 Estudios No procede En ejecución de Control de Régimen Especial eléctrica (CECRE) Descripción El CECRE, creado en 2006, está integrado en la estructura de control de Red Eléctrica . Es el único interlocutor en tiempo real de los generadores acogidos al régimen especial, a través de los centros de control regionales (CCRE) a los que se encuentran adscritos, y frente al Centro de Control Eléctrico Nacional (CECOEL); responsabilizándose de la gestión en tiempo real de este tipo de generación eléctrica. Realiza: - Previsiones de producción (eólica). - Precisos análisis de seguridad en todos los ámbitos temporales. - Control en tiempo real de la producción adscrita al CECRE (fundamentalmente eólica). En este sentido se debe avanzar en la monitorización del mayor número posible de generadores renovables (sobre todo solar fotovoltaica). El examen y control de la generación permite maximizar la producción para evitar restricciones preventivas y retrasarlas, en su caso, al tiempo real. Resultado esperado Maximizar la producción de energía eléctrica del régimen especial preservando la seguridad del sistema eléctrico. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Operadores del sistema eléctrico y operadores Inst. consumo REE 2011 2020 de instalaciones de eléctrico generación de eléctrica Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 689 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Prima/Tarifa Marco retributivo para la generación Horizontal HEL-015 a producción No procede En elaboración eléctrica incorporada a red eléctrica renovable Descripción El apoyo a la generación de electricidad a partir de energías renovables, en instalaciones conectadas al sistema eléctrico, está basado en un marco jurídico que permite priorizar el aprovechamiento de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, y en un marco económico estable y predecible que incentiva la generación a partir de tales recursos, al tiempo que permite que las inversiones asociadas obtengan unas tasas razonables de rentabilidad. En este contexto, las primas a la generación en régimen especial tienen la consideración de costes de diversificación, seguridad de abastecimiento y beneficios medioambientales, y se incluyen en la estructura tarifaria junto con el resto de las actividades del sistema. Este sistema ha demostrado un alto grado de eficacia en el desarrollo de la generación de electricidad con renovables, tanto en España como internacionalmente. Se propone que el futuro sistema de apoyo a la generación de electricidad de fuentes renovables tenga como base los principios citados, arbitrando los elementos necesarios para conjugar las mejoras tecnológicas y la evolución de los mercados con los incentivos para la producción de electricidad procedente de fuentes renovables. Asimismo, se deberán disponer de mecanismos suficientes para planificar y adecuar el crecimiento de las tecnologías a los objetivos previstos en este Plan de Energías Renovables, de manera que los niveles de retribución puedan modificarse considerando las curvas de aprendizaje de las distintas tecnologías, el comportamiento del mercado y el grado de cumplimiento de los objetivos de energías renovables. Resultado esperado - Dotar de certidumbre y predictibilidad a la retribución para la generación eléctrica a partir de fuentes renovables. - Fomento de inversiones en el sector. Dinamización de la economía. Mantenimiento del empleo y tejido industrial. - Mejora de la eficiencia económica del sistema. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Titulares de instalaciones de producción de Inst. consumo MITyC IDAE 2011 2011 electricidad a partir eléctrico fuentes renovables Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 308,6 872,0 1.391,9 1.843,4 2.319,4 2.849,5 3.446,9 4.130,8 4.938,2 5.867,5 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 488,9 1.325,0 1.954,4 2.283,4 2.502,0 2.671,3 2.790,3 2.923,4 3.078,1 3.218,4 23.235,2 Origen de los fondos Comentarios El marco de apoyo debería asegurar la transferencia a la sociedad de la ganancia de la adecuada evolución de estas tecnologías en cuanto a la competitividad en costes relativos, minimizando los riesgos especulativos, tanto los asociados a la inversión y su retribución, como los provocados por las fluctuaciones de los mercados energéticos. (*) Si procede. 690 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Programa IDAE de apoyo a la inversión para proyectos de Horizontal HEL-016 Subvención No procede En proyecto demostración tecnológica en eléctrica generación eléctrica (Línea 4) Descripción Programa de ayudas directas a la inversión para impulsar aquellos proyectos de instalaciones renovables con producción eléctrica que incorporen innovaciones tecnológicas en fase de demostración tecnológica o precomerciales en España, y/o que suponen un uso innovador en España de tecnologías preexistentes en fase de implantación incipiente en nuestro país. Tipología de proyectos: - Actividad 4.1. Sector energías del mar: proyectos de demostración tecnológica para generación eléctrica. - Actividad 4.2. Sector geotermia: proyectos de demostración tecnológica de geotermia convencional y EGS para producción de electricidad. - Actividad 4.3. Sector eólico: instalaciones eólicas de pequeña potencia conectadas a red, de potencia inferior o igual a 5 kW. - Actividad 4.4. Sector solar termoeléctrico: instalaciones solares termoeléctricas en fase de demostración. Programas anuales gestionados por IDAE basados en la concesión de subvenciones hasta un importe máximo por instalación (porcentaje en función del ratio €/kW), que se publicarían mediante convocatorias anuales horizontales, con indicación de los importes máximos financiables para cada actividad sectorial. Resultado esperado - Permitir la viabilidad técnico-económica y el despegue comercial de tecnologías renovables destinadas a nuevas aplicaciones actualmente poco empleadas en España. - Mejora de la competitividad internacional de la industria española. - Aumento del conocimiento y del desarrollo tecnológico. - Mejora de la eficiencia y del rendimiento de las instalaciones. - Reducción de costes de generación. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Titulares instalaciones Inst. consumo AGE IDAE renovables de generación 2012 2020 eléctrico eléctrica Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 2,7 6,4 9,8 13,6 17,4 18,4 15,1 10,8 5,9 100,0 Origen de los fondos Presupuestos Generales del Estado Comentarios (*) Si procede. 691 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Adaptación del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión Horizontal HEL-017 Normativa No procede En proyecto (REBT) a las tecnologías de energías eléctrica renovables Descripción Modificación del REBT, mediante la creación de las Instrucciones Técnicas necesarias para cada tecnología de EERR que permitan regular las características técnicas que deben cumplir las instalaciones de pequeña potencia que se conecten en baja tensión. Resultado esperado - Aumento de la participación de las energías renovables en el abastecimiento del consumo de energía. - Mejorar la calidad en la ejecución de las instalaciones de energías renovables de pequeña potencia. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Instaladores de energías renovables, ESEs, Inst. consumo MITyC IDAE 2011 2012 arquitectos, promotores de eléctrico viviendas, constructores Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios - Esta propuesta afecta a todas las energías renovables eléctricas de pequeña potencia conectadas a redes de baja tensión. - Para la energía eólica y fotovoltaica tiene la especificidad de establecer un sistema de acreditación para la figura del “instalador autorizado”, aplicable a instalaciones de pequeña potencia. (*) Si procede. 692 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Creación y regulación de la HGL-001 Explotación Agraria Productora de Normativa Horizontal global No procede En proyecto Energías Renovables (EAPER) Descripción Definición de la Explotación Agraria Productora de Energías Renovables (EAPER): requisitos mínimos que debe cumplir una explotación agraria para poder ser calificada como EAPER y establecimiento del tipo de incentivos y beneficios que, en su caso, podrá disfrutar. Articulación en torno a la EAPER del apoyo a la producción nacional de materia prima en el marco de la Ley 45/2007, de 13 de diciembre, para el desarrollo sostenible del medio rural. Resultado esperado Con esta propuesta se espera fundamentalmente incrementar la contribución de la materia prima de origen nacional a la producción de energías renovables. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Prod. MARM CCAA Sector agrícola combustible 2011 2011 renovable Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 693 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Línea de financiación A (Programa de financiación para investigación Financiación HGL-002 Horizontal global No procede En proyecto y desarrollo tecnológico de nuevos (préstamo) prototipos de innovación) Descripción Programa de ayudas públicas sujeto a acuerdos y colaboración con el MICINN y en la línea del SET PLAN dirigido a la investigación y desarrollo tecnológico nacional de nuevos prototipos, sistemas de gestionabilidad (incluyendo proyectos de hibridación) y componentes específicos relacionados con energías renovables emergentes en fase no comercial e innovación en tecnologías renovables en fase comercial encaminados a la mejora de rendimientos, reducción de costes de generación y despegue de nuevos usos. Resultado esperado Preparar la tecnología para pasar de la fase prototipo a la fase de demostración. Facilitar la viabilidad técnico-económica de proyectos españoles de I+D. Desarrollo estratégico de las empresas españolas para desarrollar un producto competitivo y alcanzar un desarrollo tecnológico equiparable con el existente en otros países. Reducción de costes de generación, mejorando su eficiencia y permitiendo una implantación y diversificación mayor y mejor, en la búsqueda de la plena competitividad frente a la generación con otras fuentes de energía convencionales. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Tecnologías emergentes IDAE en fase de desarrollo o General 2011 2020 precomercial Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 5,4 5,9 7,1 8,5 9,3 7,7 6,7 6,6 6,4 6,4 70,0 Origen de los fondos Comentarios Esta línea de financiación incluiría las siguientes tipologías de proyectos: - Proyectos orientados al desarrollo de prototipos de equipos térmicos de biomasa con el objetivo de mejorar el rendimiento, facilidad de operación y mantenimiento y reducción del nivel de emisiones. - Desarrollos tecnológicos innovadores basados en la incorporación de dispositivos de almacenamiento de la generación eólica, para optimizar su gestionabilidad y la participación de la eólica en los mecanismos de ajuste del sistema eléctrico. - Actividades de investigación, desarrollo tecnológico e innovación de tecnologías de aprovechamiento de energías del mar e instalaciones de conexión a red. - Desarrollos tecnológicos innovadores en instalaciones solares fotovoltaicas. - Desarrollos tecnológicos centrados en tecnología de Sistemas Geotérmicos Estimulado, EGS. - Proyectos de instalaciones solares térmicas para nuevas aplicaciones. - Desarrollos tecnológicos innovadores para instalaciones solares termoeléctricas. - Hidrocarburos producidos a partir de procesos de síntesis química o biológica que utilicen biomasa como materia prima. (*) Si procede. 694 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Elaboración de un Programa HGL-003 Nacional de Desarrollo Normativa Horizontal global No procede En proyecto Agroenergético Descripción Elaborar un plan a nivel nacional de desarrollo agroenergético que acometa las siguientes actividades: 1) la mejora de la productividad de biomasa con fines energéticos, 2) el uso de la biomasa lignocelulósica como materia prima para la fabricación de biocarburantes, 3) la valorización energética de las algas y 4) fomento del biogás agroindustrial. Resultado esperado Fomento de nuevas materias primas para la producción de biocarburantes e incremento de la contribución de materia prima nacional. Contribuir a la expansión del sector agrario mediante la actividad agroenergética. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Prod. MARM IDAE, MITyC y MICINN Sector agrario combustible 2012 2020 renovable Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Para la consecución de los objetivos del Plan de Energías Renovables es preciso contar con el sector agrario para potenciar el desarrollo de la producción de biomasa mediante cultivos energéticos y mediante las tecnologías de transformación eficiente de la biomasa en biocarburantes. (*) Si procede. 695 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Difusión de las energías renovables Información/ HGL-004 Horizontal global No procede En proyecto al conjunto de la sociedad formación Descripción La actuación se realizará mediante la difusión de las ventajas de las energías renovables para el conjunto de la sociedad. Se pretende informar sobre el impacto económio real que supone la existencia de un sector productivo, en ocasiones muy atomizado, que crea empleo a nivel local. Se tendrá en especial consideración la información sobre cómo el recurso económico destinado a las primas y tarifas reguladas del régimen especial, las subvenciones y otros marcos de apoyo como los incentivos al calor renovable o los incentivos fiscales para biocarburantes revierten en toda la sociedad. Esta propuesta de difusión va dirigida tanto al público general no cualificado como a otros agentes más técnicos que participan en el diseño de instalaciones, en la planificación urbanística, en la elaboración de normas, etc., y abarca tanto a las tecnologías renovables eléctricas como a las térmicas y a los biocarburantes. Resultado esperado Cambio de actitud hacia las energías renovables, de manera que el conjunto de la sociedad conozca las ventajas que supone la incorporación de estas tecnologías al sistema eléctrico y a la producción de calor y el impacto económico real que supone su impulso considerando todos los retornos que se producen. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Administración regional y Inst. IDAE, MITyC Sociedad en general 2011 2020 asociaciones del sector cogeneración Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 1,8 12,4 5,4 5,4 5,4 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 56,7 Origen de los fondos IDAE, MITyC Comentarios Solar térmica: difusión de los derechos de los usuarios relacionados con los sistemas de energía solar térmica derivados de la aplicación del CTE. Difusión de las ventajas de la correcta operación de las instalaciones. Biogás: realizar tareas de información sobre lo consolidado de las tecnologías de digestión anaerobia y su capacidad para tratar un amplio abanico de residuos. Biomasa: propuestas de difusión para aplicaciones térmicas de la biomasa doméstica e industrial, dando a conocer sus particularidades técnicas, económicas, etc. a la amplia variedad de agentes que es necesario que tomen decisiones y actúen para que la biomasa se desarrolle en todas sus vertientes. El plan de difusión incluirá campañas de televisión y radio específicas y generales sobre biomasa, publicaciones, jornadas, encuentros sectoriales, artículos, etc. Eólica marina: participación de IDAE y otros organismos públicos en jornadas y foros de difusión sobre las ventajas socio-económicas y medioambientales de los parques eólicos marinos. Geotermia: líneas de trabajo que permitan la difusión de las posibilidades de la tecnología y los recursos geotérmicos así como la formación de todos los actores de la cadena de valor. Energías del mar: campañas de divulgación de los beneficios de las energías del mar y formación especialización de todos los agentes implicados. (*) Si procede. 696 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Elaboración de modelos de ordenanzas municipales para HGL-005 Promoción Horizontal global No procede En elaboración introducción de las energías renovables Descripción Elaboración de modelos de ordenanzas municipales para impulsar la implementación de las energías renovables con aplicaciones térmicas (biomasa, biogás, geotermia, etc.) o eléctricas (aerogeneradores de pequeña potencia, instalaciones fotovoltaicas, etc.). Resultado esperado Impulso del uso de las energías renovables en edificios a nivel local, en entornos urbanos o semiurbanos. Disminución de las barreras administrativas y homogeneización de reglamentos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización MITyC, Ayuntamientos y entidades ayuntamientos y IDAE, FEMP General 2011 2012 locales entidades locales Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Ante el éxito obtenido con las ordenanzas solares se plantea el desarrollo de ordenanzas municipales similares para el resto de tecnologías renovables. (*) Si procede. 697 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Planificación de Infraestructuras HGL-006 Planificación Horizontal global No procede En elaboración eléctricas y de gas (2012-2020) Descripción Esta planificación, de suma importancia de cara a la obtención de un sistema energético económica y técnicamente sostenible, abordará los cambios surgidos como consecuencia de la crisis económica y que no pudieron preverse en la planificación en vigor (Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016, aprobada en mayo de 2008). En líneas generales, la nueva Planificación 2012-2020 seguirá apostando por la integración de nueva producción energética de origen renovable, como queda estipulado en la Ley de Economía Sostenible. Resultado esperado Destacan: asegurar el suministro de la demanda; mantener y mejorar el sistema eléctrico mediante la vertebración racional de las redes, que permita la realización de las distintas actividades destinadas al suministro; contribuir a la integración de la nueva producción energética de origen renovable. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Operadores del sistema MITyC REE, ENAGÁS, CNE y CCAA eléctrico e inversores de General 2012 2020 proyectos energéticos Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Cumpliendo con los horizontes temporales incluidos en el Real Decreto 1955/2000, y con el periodo cuatrienal de revisión de planificación de infraestructuras y redes de energía que estipula la Ley de Economía Sostenible, se está trabajando en este nuevo documento de planificación para el periodo 2012-2020, cuya elaboración se inició con la publicación de la Orden ITC/734/2010, de 24 de marzo, por la que se inicia el procedimiento para efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica, de la red de transporte de gas natural y de las instalaciones de almacenamiento de reservas estratégicas de productos petrolíferos. Así mismo es coherente con la Ley de Economía Sostenible que obliga, entre otras cosas, a que la planificación vinculante se realice teniendo en cuenta la obligación de maximizar la participación de las energías renovables en la cesta de generación energética y en particular en la eléctrica. Con el fin de coordinar los procesos administrativos de autorización de infraestructuras con la planificación, ésta última recoge una fecha de puesta en servicio prevista para cada una de las infraestructuras que incluye. El procedimiento de autorización de las infraestructuras de la red de transporte y distribución se encuentra actualmente regulado en la Ley 54/1997 y en el Real Decreto 1955/2000, que desarrolla la primera. Energías del mar: desarrollo específico de las redes eléctricas en las regiones marítimas periféricas para asegurar la exportación de la energía de las olas. Eólica marina: consideración de las infraestructuras de transporte necesarias para la evacuación eléctrica asociada a los proyectos eólicos marinos en avanzado estado de tramitación administrativa. Posibilidad de establecer zonas de evacuación preferente y corredores eléctricos marinos de transporte hasta las zonas de desarrollo eólico marino. (*) Si procede. 698 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Establecimiento de un sistema HGL-007 de certificación y cualificación de Normativa Horizontal global No procede En proyecto instaladores Descripción Se diseñará un sistema de certificación (o sistemas de cualificación equivalentes) antes del 31 de diciembre de 2012, disponibles para todos los instaladores de sistemas de energías renovables, para dar cumplimiento a las disposiciones de la Directiva 2006/123/CE y de la Directiva 2009/28/CE, fundamentalmente en lo relativo a los “Procedimientos administrativos, reglamentos y códigos” (art. 13), y a la “Información y formación” (art. 14). Así mismo, se informará al público de estos sistemas de certificación o de cualificación equivalentes. Resultado esperado - Sistema de certificación y cualificación de instaladores de EERR para todas las tecnologías. - Aumento de la calidad de las instalaciones. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización General 2011 2012 Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Parte de esta propuesta se está desarrollando actualmente gracias a los sistemas de cualificación profesional (certificados de profesionalidad) y la definición de sus respectivas unidades de competencia. Eólica de pequeña potencia: las particularidades de esta tecnología y sus equipos por estar sometidos a cargas dinámicas, exigen tener en cuenta específicamente las consideraciones mecánicas (estudio de cargas, cimentaciones, anclajes, etc.), para garantizar la seguridad y la calidad en la ejecución de las instalaciones eólicas de pequeña potencia. (*) Si procede. 699 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Desarrollo de normativa sobre HGL-008 límites de emisión para instalaciones Normativa Horizontal global No procede En proyecto de energías renovables Descripción Desarrollo de normativa sobre valores límites de emisión para aquellas instalaciones que empleen combustibles renovables y no estén contempladas ya en la normativa vigente sobre valores límites de emisión al aire. Resultado esperado Fomento de las instalaciones de biomasa y eliminación de barreras administrativas para su desarrollo. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Administraciones públicas MARM, MITyC, locales, regionales y CCAA y IDAE General 2012 2013 nacionales y agentes del ayuntamientos sector biomasa Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios A pesar de que ya existen Directivas que fijan valores límites de emisión para instalaciones de energías renovables (por ejemplo, la Directiva 2010/75 sobre las emisiones industriales, que fija valores límites de emisión para instalaciones de biomasa de más de 50 MWt), existe un amplio abanico de instalaciones (biomasa < 50 MWt, biogás, etc.), para las cuales no existe normativa a nivel nacional sobre valores límites de emisión. Esta ausencia de normativa específica dificulta el establecimiento de valores de límites de emisión proporcionados para instalaciones que empleen energías renovables. (*) Si procede. 700 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Estudio sobre el impacto ambiental HGL-009 Estudios Horizontal global No procede En proyecto de las energías renovables Descripción Realización de un estudio para profundizar en el conocimiento de los impactos ambientales derivados de la aplicación de distintas tecnologías para el aprovechamiento de las energías renovables. En primer lugar se realizará un estudio de la situación actual, teniendo en cuenta el conjunto de las energías renovables ya instaladas en España para posteriormente completar estos análisis con la evaluación de los proyectos instalados anualmente y que serán objeto del seguimiento previsto en el Informe de Sostenibilidad Ambiental del plan. Se prestará especial atención a los impactos en la Red Natura 2000 y el resto de espacios naturales protegidos. Resultado esperado Obtener información fidedigna y con suficiente grado de desagregación que permita tener un conocimiento adecuado del impacto ambiental de las distintas tecnologías de aprovechamiento de las energías renovables. Los resultados obtenidos se podrán utilizar para el estudio de la capacidad de implantación de cada tecnología en el territorio desde un punto de vista ambiental, teniendo en cuenta los elementos ambientales que se hayan detectado previamente como sensibles para cada sector, entre los que se incluirá la Red Natura 2000 y el resto de espacios naturales protegidos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización MARM, Comunidades IDAE Autónomas, Asociaciones Administraciones públicas General 2012 2020 sectoriales Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 701 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Programa de ayudas públicas a proy. de innovación y demostración para HGL-010 aplicaciones térmicas, eléctricas, Subvención Horizontal global No procede En proyecto biocarburantes y comb. renovables (línea 3) Descripción En diversos sectores renovables se contempla la necesidad de impulsar proyectos en fase de demostración tecnológica o comercial muy incipiente apoyando la inversión inicial de los mismos. La motivación fundamental de estos proyectos no es el aprovechamiento de energía eléctrica o térmica como tal, o el uso de los biocombustibles, sino la comprobación del buen funcionamiento de diseños previos, la realización de ensayos específicos frente a la incorporación de innovaciones tecnológicas e incluso la certificación de su funcionamiento, previamente a su salida comercial, así como reducir el riesgo tecnológico. Resultado esperado Realizar los primeros proyectos de calefacción de distrito mediante energías renovables, facilitar los proyectos de innovación tecnológica que demuestren la viabilidad técnico-económica de tecnologías renovables destinadas a nuevas aplicaciones, minimizar el riesgo en las fases iniciales previas a la ejecución del proyecto, favorecer el uso de fuentes de energías renovables en el sector industrial, mejorar la eficiencia y rendimiento de las instalaciones así como conseguir la reducción de costes en las generaciones eléctrica y térmica. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Tecnólogos, inversores y IDAE, MITyC MITyC, MICINN General 2011 2020 promotores Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 15,1 24,5 33,3 42,0 51,1 51,5 44,3 31,4 20,1 313,1 Origen de los fondos Comentarios Esta línea de subvenciones incluirá la siguiente tipología de proyectos: - Proyectos innovadores orientados a la implantación de equipos térmicos de biomasa de alto rendimiento, sistemas de gasificación de biomasa e inyección directa del gas de síntesis. Proyectos de torrefacción y producción de combustibles renovables. - Proyectos de demostración de calefacción y refrigeración centralizada “district heating” mediante renovables: geotermia, solar y biomasa. - Promoción a la innovación de usos térmicos del biogás y en la gasificación de CSR. - Proyectos basados en la producción de alcoholes a partir de materiales lignocelulósicos. - Proyectos innovadores y demostrativos en el ámbito de la refrigeración solar, en aplicaciones de solar térmica en procesos industriales de baja y media temperatura así como en desalación de agua. - Proyectos de innovación y demostración de nuevas tecnologías mediante renovables térmicas. - Generación eléctrica: Proyectos de innovación y/o demostración en las áreas de Energías del mar, geotermia de media y alta temperatura, y sistemas geotérmicos estimulados (EGS), eólica de pequeña potencia conectada a red y solar termoeléctrica. (*) Si procede. 702 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Línea 1- Programa de ayudas públicas a la investigación y HGL-011 Subvención Horizontal global No procede En proyecto desarrollo tecnológicos de nuevos prototipos Descripción Programa de apoyos públicos sujeto a acuerdos y colaboración con el MICINN, en la línea del SET PLAN y dirigido a la investigación y desarrollo tecnológico nacional de nuevos prototipos, sistemas de gestionabilidad y equipamientos específicos relacionados con energías renovables emergentes en fase no comercial. Resultado esperado Preparar la tecnología para pasar a la fase de demostración. Facilitar la viabilidad técnico-económica de proyectos españoles de I+D. Desarrollo estratégico de las empresas españolas para desarrollar un producto competitivo y garantizar la competitividad tecnológica de España a largo plazo. Reducción de costes de generación, mejorando su eficiencia y permitiendo una implantación y diversificación mayor y mejor, en la búsqueda de la plena competitividad frente a la generación con otras fuentes de energía convencionales. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Tecnologías emergentes en AGE IDAE, MICINN (CDTI) General 2011 2020 fase de desarrollo Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 18,3 19,3 20,3 19,3 18,3 16,3 23,2 24,0 20,5 179,5 Origen de los fondos PGE Comentarios Esta línea de subvenciones incluiría: - Desarrollo de prototipos de equipos térmicos de biomasa con el objetivo de mejorar el rendimiento, facilidad de operación y mantenimiento y reducción del nivel de emisiones. - Mejora de la productividad de biogás por tonelada alimentada e impulso de nuevas y más económicas vías de depuración del biogás. - Vías novedosas de obtención de combustibles sólidos recuperados. - Proyectos de I+D relacionados con el sector eólico marino, (plataforma experimental, logística, nuevos diseños fijos y flotantes). - Proyectos de instalaciones solares térmicas para nuevas aplicaciones. - Desarrollos tecnológicos innovadores en instalaciones termoeléctricas y fotovoltaicas. - Actividades de investigación, desarrollo tecnológico e innovación de tecnologías de aprovechamiento de energías del mar e instalaciones de conexión a red. - Localización de estructuras para el desarrollo y explotación de yacimientos geotérmicos (media y alta temperatura). - Biocarburantes producidos a partir de gasificación o pirólisis de biomasa o bien producidos directamente por microorganismos a partir de CO2 y la luz del sol. (*) Si procede. 703 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Financiación HGL-012 Línea de financiación C Horizontal global No procede En proyecto (préstamo) Descripción Facilitar el desarrollo de una línea de financiación gestionada por entidades financieras específica para proyectos concretos de tecnologías maduras que no han conseguido aún, por distintos motivos, su implantación comercial. Resultado esperado Consolidar a nivel comercial tecnologías ya maduras, disminuir la percepción de riesgo económico de potenciales promotores y entidades financieras, fomentar la participación de empresas de servicios energéticos y conocer de primera mano las barreras asociadas a la promoción de proyectos de esta índole, de modo que se puedan plantear las modificaciones normativas pertinentes para superar dichas barreras. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Sectores con tecnologías maduras con barreras de IDAE General 2011 2020 mercado que han impedido desarrollar su potencial Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 10,0 51,5 93,0 134,5 176,0 217,5 259,0 300,5 600,0 1.842,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 11,0 14,1 22,0 26,0 29,9 33,8 40,5 47,3 56,1 58,2 338,9 Origen de los fondos MITyC, IDAE Comentarios Esta línea de financiación incluiría las siguientes tipologías de proyectos: - Plantas de biogás. - Plantas de biomasa. - Plantas solares fotovoltaicas. - Plantas solares térmicas. - Geotermia. - Energías del mar. - Instalaciones eólicas de pequeña potencia (hasta 10 kW). - Creación de empresas de producción y logística de biomasa. (*) Si procede. 704 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Línea de financiación Tipo B Financiación HGL-013 (Proyectos de demostración de Horizontal global No procede En proyecto (préstamo) desarrollos tecnológicos innovadores) Descripción Programa plurianual y multidisciplinar que engloba aquellas propuestas financieras del PER 2011-2020, dirigidas a la financiación –mediante la concesión de préstamos a la inversión– de proyectos en fase de demostración o precomerciales, promovidos por entidades públicas y privadas de carácter nacional, con posibilidad de participación de centros tecnológicos y de investigación. Actividades sectoriales: B.1. Biogás: plantas precomerciales de valorización del biogás. B.2. Biomasa: plantas de gasificación y de otras tecnologías innovadoras dirigidas tanto a la generación eléctrica a pequeña escala como a la térmica. B.3. Residuos: plantas de producción y valorización energética de Combustibles Sólidos Recuperados (CSR). B.4. Energías del mar: insts. precomerciales de generación eléctrica. B.5. Geotermia: insts. precomerciales de generación eléctrica. B.6. Eólico: aerogeneradores singulares para la realización de ensayos, previo a su salida comercial. B.7. Solar fotovoltaica: insts. precomerciales de generación eléctrica. B.8. Solar térmica: insts. precomerciales demostrativas con conceptos tecnológicos innovadores. B.9. Solar termoeléctrica: insts. precomerciales demostrativas con conceptos tecnológicos innovadores. B.10. Biocarburantes: alcoholes producidos a partir de materiales lignocelulósicos (procesos biológicos y químicos). Instrumento de financiación gestionado por IDAE mediante préstamos a tipo de interés bonificado, en convocatorias anuales, con las siguientes condiciones: Potencia máxima de los proyectos variable. Inversión máxima financiable variable, entre el 50% y el 100% del “coste elegible”. Tipo de interés: Euribor + 0,5%. Plazo de amortización: 5, 7 o 10 años, variable. Período de carencia: 1-2 años. Resultado esperado Aumento del conocimiento y del desarrollo tecnológico. Mejora de la eficiencia y del rendimiento de las instalaciones. Reducción de costes de generación. Mejora de la competitividad internacional de la industria española. Facilitar la viabilidad técnico-económica y el despegue comercial de tecnologías renovables destinadas a nuevas aplicaciones actualmente poco empleadas en España. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Tecnólogos, promotores, otros agentes y Centros AGE IDAE General 2011 2020 Tecnológicos y de Investigacion Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 9,5 20,5 25,5 38,1 43,1 51,3 56,3 58,5 63,5 72,0 438,3 Origen de los fondos Presupuestos Generales del Estado Comentarios (*) Si procede. 705 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Modificación del Código Técnico de la HGL-014 Normativa Horizontal global No procede En elaboración Edificación (CTE) Descripción Se modificará el CTE para incluir una obligatoriedad más amplia que la actual, que recoja una contribución renovable mínima para usos térmicos en los edificios de nueva construcción con previsión de demanda de agua caliente, climatización de piscina cubierta, de calefacción o de climatización, de forma que una parte de las necesidades energéticas derivadas de esas demandas se cubra mediante distintas soluciones renovables (geotermia, biomasa, solar, biogás, biolíquidos, etc.). La cuantificación de la exigencia, además de tener en cuenta los parámetros económicos, podrá depender de la tipología del edificio, zona climática, etc. e incluirá una contribución solar mínima destinada a cubrir los consumos de ACS y piscina que no podrá disminuirse. La actual exigencia de contribución mínima fotovoltaica se ampliará para favorecer una contribución eléctrica mínima con renovables, planteándose diversas opciones. Adicionalmente, la demanda deberá ser satisfecha en el mayor grado técnico y económicamente viable por energía procedente de fuentes renovables producida in situ o en el entorno. Resultado esperado Aumento de la participación de las energías renovables en el abastecimiento del consumo de energía de los edificios. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Promotores inmobiliarios, Ministerio de IDAE arquitectos, ESEs, General 2011 2012 Fomento/MITyC promotores de EERR Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Esta modificación incluirá el establecimiento de sistemas de control e inspección adecuados, especialmente para las obligaciones de contribución a la demanda de ACS y piscinas con energía solar térmica. (*) Si procede. 706 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Fomento de la implantación HGL-015 Promoción Horizontal global No procede En proyecto comercial de tecnologías innovadoras Descripción Proporcionar un marco en el que todos los sectores implicados en las energías renovables, liderados por la industria, trabajen conjunta y coordinadamente. Promover la coordinación entre los diferentes sectores implicados (empresas, centros tecnológicos, universidades, organismos públicos de investigación, etc.) para, entre otros, optimizar los recursos públicos destinados a la I+D+i energética. Resultado esperado Conseguir que la implantación comercial de las tecnologías innovadoras en el ámbito de las energías renovables en España disfrute de un crecimiento continuo, de forma competitiva y sostenible, facilitando un aumento del conocimiento y del desarrollo tecnológico que permita una mejora de la eficiencia y el rendimiento de las plantas de EERR, aumentando la competitividad y la ventaja internacional de nuestras empresas y centros tecnológicos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización MICINN Sector energías renovables General 2011 2020 Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios La implantación y despliegue generalizados de las tecnologías actuales de cara a la consecución de los objetivos de la UE en 2020, así como el desarrollo y la implantación de tecnologías avanzadas en un horizonte temporal más amplio, exige un esfuerzo importante en I+D+i: Solar fotovoltaica: desarrollo de la industria de la materia prima, de células, módulos y de componentes y sistemas fotovoltaicos. El desarrollo de la industria de semiconductores y de células es un paso clave para avanzar en el liderazgo tecnológico dentro del sector fotovoltaico mundial. Igualmente lo es el diseño y la innovación en componentes como inversores, sistemas de seguimiento (hardware y software), la integración arquitectónica que facilite la implantación de estos equipos y sistemas en edificios, y finalmente hay que incentivar la sostenibilidad de los materiales de la industria solar fotovoltaica previendo ya el fin de vida y reciclaje de sus componentes. Solar termoeléctrica: fomento del desarrollo de sistemas de almacenamiento más económicos y escalables. Incentivar la innovación en la eficiencia de nuevos fluidos que permitan trabajar a mayores temperaturas. Impulso del desarrollo de mejoras técnicas en el proceso de fabricación de componentes. Finalmente hay que apoyar la mejora en la explotación, operación y mantenimiento de las plantas. (*) Si procede. 707 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Consideración de las EERR en HGL-016 el desarrollo de la planificación Planificación Horizontal global No procede En proyecto urbanística Descripción A la hora de diseñar las infraestructuras urbanas en los nuevos desarrollos urbanísticos, se hace preciso tener en consideración las necesidades que en este sentido pueden aparecer a la hora de ubicar instalaciones de producción (eléctrica y térmica) con fuentes renovables, sobre todo en lo relativo a canalizaciones, puntos de suministro y volcado eléctrico, redes de transporte y distribución de abastecimiento de todo tipo de servicios. Resultado esperado - Disminución del tiempo de instalación. - Disminución de costes de instalación y mantenimiento. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización CCAA y Inst. administraciones 2011 2020 cogeneración locales Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 708 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado HGL-017 Atlas de radiación solar Estudios Horizontal global No procede En proyecto Descripción Realización de un atlas de radiación solar para España que sirva de referencia inequívoca que incorpore bases de datos contrastadas de radiación solar global, directa y difusa. El atlas se complementará con adecuadas herramientas informáticas que permitan una ágil visualización y obtención de los datos. Resultado esperado El conocimiento detallado y contrastado de los datos de radiación global, directa y difusa será una herramienta que permitirá y facilitará la adecuada determinación del recurso disponible para cualquier localización geográfica y permitirá mejorar la experiencia operativa y comercial del sector en general y del creciente sector ligado a la venta de energía térmica en particular, eliminando parte de la incertidumbre que actualmente existe al no existir fuentes únicas de referencia. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Administraciones públicas, Agencia Estatal de ESE, promotores, IDAE General 2012 2013 Meteorología (AEMET) constructores, ingenierías, instaladores y usuarios Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,3 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,6 Origen de los fondos Comentarios Esta propuesta afecta a todas las áreas solares fotovoltaica, térmica y termoeléctrica, así como a cuantas aplicaciones precisen cuantificar la radiación solar disponible. (*) Si procede. 709 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Sistema de Incentivos al Calor Prima/tarifa Horizontal HTE-001 Renovable (ICAREN) para EERR a producción No procede En proyecto térmica térmicas renovable Descripción Desarrollo de un nuevo mecanismo de incentivos, incompatible con la percepción de otro tipo de ayudas, que impulse el desarrollo de las Empresas de Servicios Energéticos Renovables (ESE) y permita solventar las barreras financieras o de acceso a las ayudas, todavía existentes a la hora de plantear proyectos de este tipo. Resultado esperado Sistema de incentivos que promueva el desarrollo de proyectos de EERR térmicas. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Administraciones públicas, Inst. consumo MITyC IDAE, CNE 2012 2020 ESEs térmico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 19,1 32,8 51,7 69,1 122,4 175,8 209,5 249,3 287,8 334,7 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 2,4 7,6 12,9 18,0 22,8 27,2 30,9 33,8 35,6 191,3 Origen de los fondos Impuesto de Hidrocarburos o similar Comentarios Este nuevo marco retributivo específico para energías renovables podría basarse en establecer un precio máximo de referencia de la energía térmica vendida por la ESE, unido a un incentivo según la energía renovable aplicada, es decir, en aplicar una retribución adicional supeditada al suministro de energía a través de una ESE, facturado según el consumo del usuario. Las ESEs tendrían derecho a percibir el incentivo por suministrar la energía según se disponga en la normativa correspondiente. Los incentivos establecidos variarían según la fuente de energía renovable (biomasa, geotermia, solar térmica, biogás, etc.). (*) Si procede. 710 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Línea 6: Sistema de ayudas a la Horizontal HTE-002 Subvención No procede En ejecución inversión de EERR térmicas térmica Descripción Mantenimiento del sistema actual de ayudas a la inversión debiendo cumplirse los requisitos establecidos en las correspondientes publicaciones de cada comunidad autónoma y que tienen su base en los convenios establecidos entre el Gobierno del Estado y los Gobiernos Regionales, pero disminuyendo sus presupuestos que serán complementados con sistemas de incentivos a la producción térmica renovable no compatibles con estas ayudas. Resultado esperado Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización MITyC/ Administraciones públicas Inst. consumo Consejerías de IDAE 2011 2020 y usuarios finales térmico Industria (CCAA) Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 26,8 40,9 63,5 84,3 188,1 299,6 355,7 429,0 485,5 558,4 17.633,6 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 21,7 19,2 21,7 19,7 15,4 13,9 14,6 16,8 17,4 20,0 180,4 Origen de los fondos Presupuestos Generales del Estado Comentarios Las ayudas a la inversión se establecen según tipo de tecnología, área renovable y características concretas de las prestaciones de los equipos utilizados. (*) Si procede. 711 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Inclusión de las EERR térmicas y las redes de calefacción y refrigeración Horizontal HTE-003 Normativa No procede En proyecto en los sistemas de certificación térmica energética de edificios Descripción Incorporación a los procedimientos de cálculo de certificación energética de edificios la posibilidad de evaluar y obtener la correspondiente calificación cuando los edificios son abastecidos, tanto para calefacción como para ACS o para refrigeración, a través de sistemas de energías renovables (incluyendo biomasa, geotermia y solar térmica) ya sea en aplicaciones individuales, centralizadas o redes de calefacción y refrigeración centralizadas. Resultado esperado Aunque no existen unos objetivos cuantitativos específicos para esta propuesta, el objeto de la misma consiste en motivar el cambio de comportamiento de las administraciones locales, de los urbanistas, arquitectos y promotores de vivienda, para que tomen en consideración las opciones relativas a las energías renovables dentro de sus correspondientes desarrollos urbanísticos y promociones de vivienda. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Administraciones públicas, MITyC/Ministerio Inst. consumo IDAE urbanistas, arquitectos, 2011 2012 de Vivienda térmico promotores Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Se están dando los pasos legales necesarios para trasponer la obligación exigida a los propietarios por el artículo 7.1 de la Directiva 2002/91/CE de poner a disposición del posible comprador o inquilino, según corresponda, un certificado de eficiencia energética. (*) Si procede. 712 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Definición de un esquema financiero de proyectos a través de ESEs dentro Financiación Horizontal HTE-004 No procede En elaboración del ámbito de las energías renovables (préstamo) térmica térmicas (línea de financiación D) Descripción Impulso de esquemas de financiación total o parcial a ESEs por entidades financieras privadas en colaboración con el IDAE. La contribución del IDAE a estos programas de financiación permirá dar las garantías suficientes a las entidades financieras para realizar la correspondiente financiación a través de líneas específicas según área renovable térmica. Resultado esperado Oferta de productos financieros privados para ESEs que utilicen energías renovables térmicas. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio de Industria, Inversores, entidades Inst. consumo IDAE 2009 2020 Comercio y financieras, ESEs térmico Turismo Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 1,0 2,6 4,1 5,7 7,2 8,8 10,3 11,9 13,4 15,0 80,1 Origen de los fondos Presupuestos Generales del Estado Comentarios Se incentivará el desarrollo de ESEs en los sectores biomasa térmica, energía geotérmica y energía solar térmica en proyectos para el abastecimiento energético de edificios, redes de calefacción y otras aplicaciones térmicas y que sirvan de continuación a los programas piloto desarrollados por el IDAE (propuesta HTE-007) como el BIOMCASA, GEOTCASA, SOLCASA, GIT y otros que puedan desarrollarse en el futuro. Los costes asociados a la propuesta corresponden a las aportaciones que realizará el IDAE para garantizar los proyectos financiados. (*) Si procede. 713 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Adaptación del Reglamento de Instalaciones Térmicas en la Horizontal HTE-005 Normativa No procede En proyecto Edificación (RITE) a las tecnologías térmica de energías renovables Descripción Modificación del RITE para dar cumplimiento a las disposiciones del artículo 13 de la Directiva 2009/28 relativas a la introducción de normas en la construcción apropiadas para aumentar la cuota de todos los tipos de energías procedentes de fuentes renovables en el sector de la construcción. Las modificaciones incluirán tecnologías no consideradas específicamente en el RITE (como la geotermia, las redes de calor y frío o las redes de gas renovable) y se modificarán y ampliarán los artículos e instrucciones técnicas correspondientes a las ya incluidas como la solar térmica y la biomasa, adaptándolas a la situación tecnológica actual. Igualmente se tomarán las iniciativas necesarias para considerar infracción en materia de protección al consumidor (según determina la Ley 26/1984) el incumplimiento injustificado del alcance de la cobertura definida en las HE del CTE. En el caso de edificios existentes que utilicen combustibles sólidos de origen fósil y realicen reformas incluidas en el ámbito del RITE a partir del 31 de diciembre de 2012, se deberán modificar las instalaciones para sustituir dicha fuente de energía por otras energías (preferentemente renovables). También se establecerá un procedimiento simplificado para EERR térmicas que permita agilizar trámites para la obtención de autorizaciones administrativas. Resultado esperado Aumento de la participación de las energías renovables en el abastecimiento del consumo de energía de los edificios. Mayor agilidad en la realización de los trámites para realizar el registro de instalaciones térmicas renovables en los edificios. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Promotores de vivienda, MITyC, Ministerio IDAE, Comisión Asesora contructores, arquitectos, Inst. consumo 2011 2012 de Fomento del RITE instaladores de energías térmico renovables y ESEs Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios El procedimiento simplificado de autorización recogerá las características concretas de cada tecnología renovable, eliminando las barreras existentes, unificando criterios a nivel nacional y reduciendo los trámites y plazos para la obtención de autorizaciones como los sondeos geotérmicos, los requerimientos relativos al tipo de combustible de biomasa, las infraestructuras para redes de calor y frío solar, etc. (*) Si procede. 714 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Integración de las energías Horizontal HTE-006 Planificación No procede En proyecto renovables en edificios públicos térmica Descripción Se elaborará un plan para que, teniendo en cuenta criterios técnicos y económicos, todos los edificios existentes de la AGE y del resto de administraciones públicas incorporen una contribución mínima de energía renovable para usos térmicos. Se propondrá también establecer, mediante Acuerdo del Consejo de Ministros, objetivos específicos para la AGE coherentes con dicho plan para la AGE Asimismo, de acuerdo con las modificaciones propuestas del CTE, se promoverá la utilización de energías renovables en edificios públicos nuevos, a nivel nacional, regional y local de manera ejemplarizante. Se observarán las normas relativas a los edificios de energía cero, y estipulando que los tejados públicos o cuasipúblicos sean utilizados por terceros. Resultado esperado Conseguir la integración de las energías renovables en edificios públicos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Administraciones Inst. consumo Administraciones públicas 2011 2020 públicas térmico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 715 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Programas piloto de financiación de proyectos y promoción de ESEs de Financiación Horizontal HTE-007 No procede En ejecución energías renovables térmicas (línea (préstamo) térmica de financiación F) Descripción Impulso de programas que permitan obtener una financiación total o parcial a ESEs, previamente habilitadas por un organismo competente para poder recibir dicha financiación. Estos programas tienen un carácter piloto de forma que promocione líneas de financiación por parte de entidades financieras según lo descrito en la propuesta HTE-004. Resultado esperado Oferta de productos financieros para ESEs que utilicen energías renovables térmicas y que puedan ser asumidos por entidades financieras privadas. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio de Industria, Inversores, entidades Inst. consumo IDAE 2011 2014 Turismo y financieras, ESEs térmico Comercio Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 16,0 20,0 10,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 46,0 Origen de los fondos PGE Comentarios Estos programas incluyen los existentes en ejecución BIOMCASA, GEOTCASA, SOLCASA, el programa GIT aprobado y otros programas de características similares que puedan dedicarse a aplicaciones de interés no recogidas anteriormente. Se prevé que los programas existentes agoten su presupuesto de forma gradual. El programa BIOMCASA agotará sus fondos al inicio de 2011 y los programas GEOTCASA y SOLCASA a finales de 2012. Podrán plantearse ampliaciones de presupuesto para estos programas si fuera necesario. (*) Si procede. 716 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Diseño e implantación de un esquema de control de Sectorial SBC-001 Normativa No procede En proyecto la sostenibilidad para los biocarburante biocarburantes y biolíquidos Descripción Diseño e implantación de un sistema de control de la sostenibilidad en toda la cadena de valor de los biocarburantes y biolíquidos comercializados en España, de acuerdo con los requisitos de la Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril. Elaboración periódica de guías, modelos y otra documentación necesaria para mantener actualizado el sistema de sostenibilidad de biocarburantes y biolíquidos. Resultado esperado Con la implantación de este sistema se pretende avanzar en el control de la sostenibilidad de los biocarburantes y los biolíquidos producidos y consumidos en España, de acuerdo con los requisitos de la normativa europea. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Toda la cadena de valor Consumo MITyC IDAE de los biocarburantes y 2011 2020 biocarburantes biomasa Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios La Directiva 2009/28/CE define criterios de sostenibilidad para los biocarburantes y biolíquidos, relativos a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, tierras de elevado valor en cuanto a biodiversidad y tierras con elevadas reservas de carbono. El establecimiento de un sistema nacional que permita verificar la sostenibilidad es de suma importancia para el sector ya que únicamente los biocarburantes y biolíquidos que cumplan los criterios de sostenibilidad establecidos se podrán tener en cuenta para fines tan relevantes como los siguientes: a) Evaluar el cumplimiento de los requisitos en relación con los objetivos nacionales de biocarburantes, a los efectos establecidos en el mecanismo de fomento de biocarburantes a los que se refiere la disposición adicional decimosexta de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos y su normativa de desarrollo. b) Evaluar el cumplimiento de las obligaciones de utilizar energías renovables establecidas en la normativa nacional y/o comunitaria. c) Determinar la posibilidad de optar a las ayudas financieras al consumo de biocarburantes y biolíquidos. d) Evaluar la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero del ciclo de vida de los biocarburantes utilizados en el transporte. e) Determinar la posibilidad de beneficiarse de ayudas a las inversiones y/o ayudas de funcionamiento de conformidad con las Directrices comunitarias sobre ayudas estatales a favor del medio ambiente. f) Aplicar las disposiciones relativas a los vehículos que funcionan con combustibles alternativos del artículo 6 del Reglamento (CE) Nº 443/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, por el que se establecen normas de comportamiento en materia de emisiones de los turismos nuevos como parte del enfoque integrado de la Comunidad para reducir las emisiones de CO2 de los vehículos ligeros. (*) Si procede. 717 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Desarrollo de un mecanismo de Información/ Sectorial SBC-002 seguimiento del mercado de grasas No procede En proyecto formación biocarburante residuales Descripción Desarrollo de un mecanismo destinado a intensificar el control sobre las empresas generadoras de grasas residuales para poder obtener un inventario fiable y actualizado de las mismas que permita realizar un seguimiento completo y preciso de este mercado. Resultado esperado Con esta propuesta se pretende dotar de mayor formalidad y transparencia al mercado de grasas de origen residual, lo que permitirá un mayor aprovechamiento de las mismas para la fabricación de biocarburantes con el consiguiente incremento de la presencia de materia prima nacional en este sector. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Industrias generadoras de Consumo MARM 2012 2012 residuos grasos biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 718 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Realización de un estudio a escala nacional de evaluación de las Sectorial SBC-003 Estudios No procede En proyecto emisiones de N2O ligadas al cultivo, y biocarburante su influencia en los balances de GEI Descripción Realización de un estudio a escala nacional que permita: 1. Obtener una base sólida de datos de emisiones de gases de efecto invernadero (CO2, CH4 y N2O) de los cultivos más representativos en distintas comarcas agrícolas españolas, relacionándolo con las prácticas de cultivo, en especial con la fertilización. 2. Modelización de datos a escala de parcela utilizando modelos matemáticos o estadísticos para estimar los flujos de CO2, CH4 y N2O y potencial almacenaje de C en el suelo en dichos cultivos. Comparación de resultados de DNDC con otros métodos de estimación de GEI. 3. Modelizar a escala comarcal utilizando modelos matemáticos o estadísticos (DNDC, Stephest Bowman, etc.). Resultado esperado El estudio debe servir para conocer los datos de emisiones especificados en los objetivos del mismo. Esta información será de utilidad para poder promover estrategias que aumenten la eficacia del N en estos cultivos (por ejemplo, evitar la sobrefertilización o ajustar el N a la demanda del cultivo). De esta manera se fomentará el uso de la materia prima de origen nacional para la fabricación de biocarburantes. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Todos los agentes del sector de los Consumo IDAE MARM y Ciemat biocarburantes, en especial 2011 2015 biocarburantes los ligados al sector agrícola Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,1 0,3 0,3 0,3 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,1 Origen de los fondos Comentarios En España apenas hay estudios en los que se hayan evaluado emisiones en cultivos agrícolas. La variabilidad climática de la Península hace que las emisiones sean muy diferentes de unas regiones a otras. En otros países del ámbito mediterráneo son también escasos los datos sobre emisiones, por lo que los modelos que se utilizan para estas áreas infieren los datos de otras zonas climáticas, siendo el grado de confianza muy bajo. En cultivos con fines energéticos prácticamente no hay bases de datos en España, y tampoco en países de clima mediterráneo. Según varios estudios, el N2O es el gas que más contribuye al cómputo de GEI en cultivos energéticos y también es el gas menos cuantificado a escala regional. Parte de la controversia creada con la emisión por parte de estos cultivos se debe a la incertidumbre provocada por las emisiones de N2O indirectas (producidas en lugares diferentes al de cultivo), que están asociadas a la volatilización de amoniaco, lavado de nitrato y N eliminado por escorrentía. Las emisiones indirectas no son adecuadamente calculadas mediante la metodología de la IPCC. (*) Si procede. 719 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Elaboración e implantación de un Sectorial SBC-004 sistema de aseguramiento de la Normativa No procede En proyecto biocarburante calidad de los biocarburantes Descripción Diseño e implantación de un sistema AENOR de control de calidad en los procesos de producción de biocarburantes. Realizar todas las actuaciones necesarias para la implantación y la difusión pública del mismo. Resultado esperado Asegurar el control de calidad en los procesos de producción de biocarburantes, incrementando así la confianza en el uso de biocarburantes por parte de todos los agentes del sector. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Consumo IDAE MITyC Sector biocarburantes 2011 2014 biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios El cumplimiento de los objetivos de consumo de biocarburantes establecidos en el PANER con el fin de alcanzar el 10% de energía renovable en el transporte en el año 2020 y, a más corto plazo, de los objetivos obligatorios fijados para los años 2011, 2012 y 2013 en el RD 459/2011 requiere, entre otros aspectos fundamentales, el aseguramiento de la calidad de los biocarburantes suministrados de acuerdo con la normativa vigente. En particular, en el sector del biodiésel se considera de vital importancia garantizar la calidad del producto que se fabrica o importa, de cara a incrementar la confianza de todos los agentes del mercado y, en especial, de los consumidores. (*) Si procede. 720 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Desarrollo de especificaciones Sectorial SBC-005 técnicas para mezclas etiquetadas de Normativa No procede En proyecto biocarburante biocarburantes Descripción Desarrollo de especificaciones técnicas para determinadas mezclas etiquetadas de biocarburantes. La mezcla de biodiésel y gasóleo considerada es la denominada B30, que contiene un 30% (en volumen) de biodiésel. La mezcla de bioetanol y gasolina considerada es la denominada E85, que contiene un 85% (en volumen) de bioetanol. Una vez desarrolladas las especificaciones se procederá a su incorporación inmediata a la normativa española de calidad de carburantes. Resultado esperado Dentro de los objetivos generales de incremento de la demanda de biocarburantes, esta propuesta debe contribuir al desarrollo del segmento de consumo que utilice mezclas altas de biocarburantes. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Consumo MITyC Sector de hidrocarburos 2011 2012 biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios En la actualidad el número de presentaciones comerciales de las mezclas etiquetadas en las estaciones de servicio españolas es muy elevado, lo que genera en el consumidor final cierta desconfianza hacia la calidad real del producto. Urge, pues, disponer de un número reducido de presentaciones comerciales para este tipo de mezclas. Se considera conveniente en este momento definir una única presentación por carburante fósil de referencia (el B30 para la mezcla de biodiésel con gasóleo y el E85 para la mezcla de etanol con gasolina). (*) Si procede. 721 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Desarrollo armónico del mercado Sectorial SBC-006 Normativa No procede En proyecto español de los biocarburantes biocarburante Descripción Realización de un análisis comparativo en los principales mercados europeos del impacto del comercio internacional en los mismos. Resultado esperado En función de los resultados de dicho análisis, se pretende desarrollar un mecanismo que permita al mercado español un desarrollo armónico de las variables de la capacidad de producción, producción y consumo de biocarburantes. Con ello se contribuye a acrecentar la independencia energética y a incrementar la seguridad de suministro. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Consumo MITyC Sector de hidrocarburos 2011 2011 biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 1.397,0 1.685,0 1.801,0 1.930,0 1.975,0 2.118,0 2.188,0 2.258,0 2.328,0 2.482,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 722 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Unificación de los listados de productos considerados como Sectorial SBC-007 Normativa No procede En proyecto biocarburantes en las diferentes biocarburante normativas que afectan al sector Descripción Unificación de los listados de productos considerados como biocarburantes en las diferentes normativas que afectan al sector. En particular, en la legislación de impuestos especiales se asumirá el listado de biocarburantes existente en la Orden ITC/2877/2008. Resultado esperado Con esta propuesta se pretende evitar los problemas administrativos que pudieran surgir como consecuencia de la actual existencia de listados diferentes de biocarburantes en distintos instrumentos jurídicos de aplicación en el sector. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Consumo MEH Sector de hidrocarburos 2011 2011 biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios La evolución de las normativas europea y nacional, así como los avances tecnológicos y el desarrollo de los mercados de biocarburantes han dado lugar a la consideración como biocarburantes de nuevos productos, lo que obliga a la actualización de las definiciones y los listados incluidos en la legislación vigente. En particular, la Ley 38/1992, de Impuestos Especiales, debe ser modificada para que recoja la diversidad de productos existentes en el momento actual. La redacción vigente de dicha ley contempla sólo tres tipos de biocarburantes: biodiésel, bioetanol y biometanol. La Orden ITC/2877/2008 incluye un anexo en el que, además de estos tres, se consideran biocarburantes a los efectos del cumplimiento de la obligación de consumo los siguientes: bioMTBE, bioETBE, aceite vegetal, bioDME y biohidrógeno. (*) Si procede. 723 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Creación de un Programa Nacional Sectorial SBC-008 de Desarrollo Tecnológico en Normativa No procede En proyecto biocarburante Biocarburantes Descripción Impulsar la creación de un Programa de Desarrollo Tecnológico que aborde el conjunto de la cadena de valor de los biocarburantes, prestando especial atención a los siguientes aspectos: 1) Mejoras en la eficiencia de los procesos, 2) Transformación de materias primas no alimentarias, 3) Incorporación de los biocarburantes en el sector de la aviación y 4) Integración de la producción de biocarburantes en biorrefinerías. La creación de este programa se llevará a cabo mediante la coordinación entre los diferentes sectores implicados, desde las empresas privadas hasta los organismos públicos de investigación, administración, etc. para detectar líneas de actuación y optimizar los recursos destinados a dichas actividades. Resultado esperado Diversificar la oferta de biocarburantes, tanto los producidos mediante procesos convencionales como los de nueva generación, mediante la innovación tecnológica y la cooperación de todos los agentes implicados en el sector. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Consumo MICINN IDAE y MITyC Sector biocarburantes 2012 2020 biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 724 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Establecimiento de una obligación de comercialización de mezclas Sectorial SBC-009 Normativa No procede En proyecto etiquetadas de biocarburantes en biocarburante estaciones de servicio Descripción Establecimiento de una obligación progresiva de comercialización de mezclas etiquetadas de biocarburantes en las estaciones de servicio. La implantación de la obligación se realizará de forma gradual (en tres fases), comenzando por las estaciones de servicio que comercialicen mayores volúmenes de carburantes. Resultado esperado Esta propuesta pretende contribuir al aumento de la demanda de biocarburantes y al fomento de la confianza entre los agentes del sector en lo relativo al uso de mezclas etiquetadas. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Consumo MITyC IDAE Estaciones de servicio 2012 2012 biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Uno de los factores que frenan la generalización del consumo de mezclas etiquetadas de biocarburantes es el círculo vicioso existente en el ámbito de la distribución: los potenciales consumidores no encuentran estos productos disponibles en las estaciones de servicio y, por tanto, no crece la demanda de los mismos; esta escasez de demanda es argumentada por los distribuidores para no ofrecer las mezclas en las estaciones de servicio. Este bloqueo en el desarrollo de la demanda es particularmente notable en el caso del bioetanol ya que apenas una veintena de estaciones de servicio en toda España suministran E85. (*) Si procede. 725 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Establecimiento de una obligación de proporcionar información sobre Sectorial SBC-010 Normativa No procede En proyecto las mezclas de biocarburantes biocarburante garantizadas en vehículos nuevos Descripción Establecimiento de una obligación para que los fabricantes e importadores de vehículos informen sobre el grado máximo garantizado de mezcla de biocarburante que aquéllos admiten. Desarrollo de mecanismos adecuados para la publicación de esa información con el fin de facilitar su conocimiento por parte de los consumidores. Resultado esperado Esta propuesta está orientada a fomentar la demanda de biocarburantes. En la actualidad, la ausencia de esta información impide que se extienda entre los consumidores la confianza en estos productos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Consumo MITyC Automoción 2012 2012 biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Por un lado, la obligación para que los fabricantes faciliten la información sobre las mezclas etiquetadas que consideran compatibles con la mecánica de sus vehículos, es un elemento clave para que los usuarios tengan una certeza total acerca del grado máximo de biocarburante que pueden utilizar, contribuyendo al aumento de la demanda de estos productos por parte de los consumidores. Por otro lado, la publicación y difusión de esta información permitirá, sobre una base comparable, favorecer las decisiones de compra de vehículos que admitan mayores porcentajes de biocarburantes y que, por tanto, presentan beneficios adicionales, por ejemplo, en la contribución a la reducción de emisiones de CO2. La implantación de esta obligación se llevará a cabo mediante una ampliación de la información ya facilitada en este mismo sentido, de acuerdo con el RD 837/2002 por el que se regula la información relativa al consumo de combustible y a las emisiones de CO2 de los turismos nuevos que se pongan a la venta o se ofrezcan en arrendamiento financiero en territorio español. (*) Si procede. 726 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Adquisición por las administraciones de vehículos garantizados para Sectorial SBC-011 Promoción No procede En proyecto el uso de mezclas etiquetadas de biocarburante biocarburantes Descripción Restringir la adquisición por las administraciones públicas de nuevos vehículos a aquellos cuyos fabricantes garanticen el uso de mezclas etiquetadas de biocarburantes. Resultado esperado Esta propuesta constituye una acción ejemplarizante por parte de la Administración con el fin de promover el aumento de la confianza de los consumidores finales en los biocarburantes e incrementar la demanda de estos productos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Consumo MEH CCAA Automoción 2012 2012 biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 727 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Aumento de la utilización de Sectorial SBC-012 biocarburantes en las Fuerzas Promoción No procede En proyecto biocarburante Armadas Descripción Elaboración de un programa de actuación para incrementar la presencia de los biocarburantes en el consumo energético ligado a las actividades de la Defensa Nacional. Resultado esperado Con esta propuesta se pretende aumentar la demanda de biocarburantes e incrementar la seguridad e independencia energética en las Fuerzas Armadas. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Consumo MDE MITyC Fuerzas Armadas 2011 2020 biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Se considera importante la actuación ejemplarizante de las administraciones públicas para fomentar el uso de biocarburantes en la sociedad. En este sentido, se propone elaborar un plan de actuaciones que incrementen el uso de biocarburantes en los vehículos de transporte de las Fuerzas Armadas, tanto terrestres como aéreos. Con ello, también se aumentará la seguridad de abastecimiento y la independencia energética. (*) Si procede. 728 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Definición explícita de los requisitos a cumplir por los establecimientos Sectorial SBC-013 Normativa No procede En proyecto autorizados a realizar mezclas de biocarburante biocarburantes Descripción Modificación del Reglamento de Impuestos Especiales con el fin de detallar de forma explícita los requisitos que deben cumplir los establecimientos e instalaciones en los que se autoriza la realización de mezclas de biocarburantes Resultado esperado Esta propuesta está destinada a incrementar la confianza en el uso de los biocarburantes por parte de todos los agentes involucrados en su cadena de valor, garantizando que las mezclas de biocarburantes tienen la calidad requerida mediante la limitación de estas operaciones a los establecimientos que cuentan con los procedimientos necesarios para efectuarlas con los controles y la seguridad necesarios. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Consumo MEH Sector de hidrocarburos 2012 2012 biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 729 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Establecimiento de una obligación Sectorial SBC-014 de uso de biocarburantes para Normativa No procede En proyecto biocarburante concesiones de líneas de transporte Descripción Establecimiento de la obligación de introducir en los pliegos de condiciones de los concursos para otorgar concesiones de líneas de transporte por carretera la necesidad de que la empresa concesionaria realice un consumo de biocarburantes igual o superior a una cantidad determinada. Como criterio adicional para otorgar la concesión se valorará asimismo que los vehículos estén garantizados para el uso de mezclas etiquetadas. Resultado esperado El objetivo de esta propuesta es contribuir al aumento de la demanda de biocarburantes. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Automoción y transporte de Consumo AGE y CCAA 2012 2012 viajeros por carretera biocarburantes Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 730 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Ayuda pública a la inversión a instalaciones de biogás SBG-001 Subvención Sectorial biogás Digestor En proyecto agroindustrial que reconozcan las emisiones GEI evitadas (línea nº 7) Descripción La digestión anaerobia de residuos ganaderos, además de contribuir a generar biogás, reduce de forma significativa las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). De hecho, estudios recientes han identificado al biogás agroindustrial como una de las vías más efectivas para reducir emisiones GEI en sectores difusos. Se propone, en línea con la Ley 13/2010, por la que se regula el régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, garantizar la percepción de una retribución económica a las instalaciones de biogás agroindustrial que recompense las t de CO2_eq evitadas. Resultado esperado Contribuir a la consecución de los objetivos de biogás agroindustrial establecidos en el PER y a los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, mediante el reconocimiento económico del impacto positivo en las emisiones GEI de las plantas de biogás agroindustrial, reconociendo de forma diferenciada aquellas plantas de biogás agroindustrial (< 250 kW) que se adecuan al tamaño de una parte importante de las explotaciones ganaderas españolas. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Sector del biogás y Inst. consumo MARM IDAE, MITyC 2011 2020 ganadero eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 5,2 5,5 7,7 11,9 17,0 23,5 32,5 44,9 62,4 210,6 Origen de los fondos PGE Comentarios Los costes estimados son para plantas puestas en marcha entre 2012 y 2020. (*) Si procede. 731 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Fomento del uso de digestatos SBG-002 de calidad en las prácticas de Normativa Sectorial biogás Digestor En proyecto fertilización Descripción Fomentar la introducción del uso de digestatos de calidad en las prácticas de fertilización agrícola. Posible consideración de la aplicación del criterio de fin de condición de residuos para determinados digestatos. Resultado esperado Eliminar una barrera que condiciona seriamente la viabilidad de las plantas de biogás agroindustrial. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Inst. consumo MARM IDAE, CCAA Sector biogás y ganadero 2011 2012 eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Los digestatos son un flujo de salida de las plantas de biogás y que en el caso de las instalaciones centralizadas se generan en cantidades suficientemente importantes. Dado que es necesario garantizar su correcta gestión, es necesario tener en cuenta este aspecto en el estudio de viabilidad de estas plantas. En el seno del proyecto singular estratégico PROBIOGAS, un subgrupo de trabajo se ha dedicado de forma exclusiva a los digestatos. (*) Si procede. 732 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Impulso de la formación en biogás Información/ SBG-003 del personal de las administraciones Sectorial biogás Digestor En proyecto formación públicas Descripción Cursos de formación a personal de las administraciones públicas involucrado en los procesos de autorización de plantas de biogás agroindustrial. Resultado esperado Reducir los tiempos de concesión de permisos a plantas de biogás agroindustrial. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización CCAA, Personal de Inst. consumo MITyC, IDAE, MARM 2011 2020 ayuntamientos administraciones públicas eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 733 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Fomento de la creación de entidades Información/ SBG-004 Sectorial biogás No procede En proyecto de gestión de digestatos formación Descripción Fomentar la creación de empresas dedicadas a la gestión y aplicación de los digestatos producidos. Resultado esperado Facilitar la gestión como fertilizante de los digestatos generados en las plantas de biogás agroindustrial. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Inst. consumo MARM IDAE Sector biogás 2012 2020 eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 734 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Crear una comisión técnica para el SBG-005 desarrollo de políticas relacionadas Planificación Sectorial biogás No procede En proyecto con el biogás Descripción Las repercusiones que el desarrollo del sector del biogás pueden tener en las políticas energética, ganadera, agrícola, de desarrollo del medio rural y de cambio climático, hace deseable una cooperación continuada entre todas las administraciones públicas involucradas. En este sentido, la creación de una comisión técnica que involucre a MITyC y MARM, liderada desde una visión multifuncional, podría suponer un catalizador para el desarrollo del sector. Entre otros, esta comisión tendría entre sus cometidos el diseño de propuestas sobre cuantía de las subvenciones complementarias a la tarifa eléctrica en base a las tecnologías utilizadas y las reducciones de emisiones de los diferentes co-sustratos utilizados. Resultado esperado Optimizar los esfuerzos que se están realizando desde distintos ámbitos de la AGE para promover el desarrollo del sector del biogás. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Inst. consumo MARM, MITyC IDAE Sector biogás 2011 2020 eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 735 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Creación del marco legal que permita SBG-006 la inyección de biometano en las Normativa Sectorial biogás No procede En proyecto redes de gas natural Descripción Es necesario recoger de forma explícita en un acto legislativo con rango de ley la posibilidad de inyectar biometano en red y establecer la responsabilidad sobre los costes de inyección. Además, será necesario estudiar y analizar la creación de un marco económico que incentive aplicaciones no eléctricas para el biogás y garantizar que todo el biometano inyectado es adquirido por el sistema. Resultado esperado La inyección de biometano en las redes de gas permitirá aumentar la casuística de proyectos de biogás realizables, facilitando así la consecución de los objetivos fijados (especialmente los térmicos). Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Inst. consumo MITyC IDAE, CNE, ENAGAS Sector biogás 2011 2015 eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 736 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Análisis de instrumentos de fomento Sectorial SBM-001 Estudios Forestal En proyecto de los cultivos energéticos forestales biomasa Descripción Análisis de la legislación necesaria y de los instrumentos de fomento necesarios para el desarrollo de cultivos forestales con fines energéticos. Estudio de la implantación de un Plan de Introducción de cultivos energéticos forestales basado en criterios económicos, energéticos, medioambientales y sociales. Resultado esperado Estos instrumentos permitirán el fomento de la producción de biomasa procedente de masas forestales de nueva implantación en terrenos actualmente no productivos o con escasa rentabilidad. Se plantea como objetivo la movilización de 1.000.000 t/año de biomasa forestal. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural Prod. Ministerio de Industria, Administración Pública y y Marino/ combustible 2018 Turismo y Comercio/IDAE propietarios forestales Consejerías de renovable Medio Ambiente (CCAA) Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 750,0 750,0 750,0 750,0 750,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Coste medio de introducción de cultivos energéticos forestales: 1.500 €/ha. Superficie para introducción de cultivos energéticos forestales: 200.000 ha. Coste total de la actuación: 300 M€. Duración de la ejecución del programa: 6 años. Total presupuesto medio anual: 50 M€/año. (*) Si procede. 737 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Análisis del marco económico para el aprovechamiento de biomasa de Sectorial SBM-002 Estudios No procede En proyecto masas forestales existentes y restos biomasa agrícolas para uso energético Descripción Se pretende analizar el esfuerzo económico necesario entre los agentes públicos que se benefician del uso de biomasa y solventar las barreras ligadas a su suministro en cantidad, calidad y precio adecuados, especialmente en centrales de generación eléctrica. Se estudiará el desarrollo de programas temporales de ayudas a la producción de biomasa con fin energético, tanto en el ámbito forestal (aprovechamiento de restos forestales y árbol completo) como en el agrícola (aprovechamiento de restos agrícolas). Resultado esperado Análisis de sistemas de apoyo a la producción que permitan movilizar aproximadamente 3.000.000 t/año de biomasa procedente de restos de operaciones forestales y el aprovechamiento del árbol completo de masas forestales existentes y de restos de cultivos agrícolas. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural Administraciones públicas, Prod. Ministerio de Industria, y Marino/ propietarios forestales y combustible 2012 2020 Turismo y Comercio, IDAE Consejerías de agrícultores renovable Medio Ambiente (CCAA) Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 100,0 165,2 230,5 295,7 361,0 426,2 491,5 556,7 622,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Presupuestos Generales del Estado Comentarios Los costes derivados del aprovechamiento de biomasa de masas forestales existentes y de restos de cultivos agrícolas son atribuibles no sólo a su uso energético sino que implican otros beneficios medioambientales y sociales que implican la integración de distintos objetivos y administraciones. (*) Si procede. 738 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Análisis del marco económico para el aprovechamiento de biomasa Sectorial SBM-003 procedente de masas forestales Estudios No procede En proyecto biomasa a implantar, o cultivos, con fines energéticos Descripción Se pretende analizar el esfuerzo económico entre los agentes públicos que se benefician del uso de biomasa y solventar las barreras ligadas a su suministro en cantidad, calidad y precio adecuados, especialmente en centrales de generación eléctrica. Se estudiará el desarrollo de programas temporales de ayudas a la producción de biomasa con fin energético, tanto en el ámbito forestal (masas forestales a implantar) como en el agrícola (cultivos energéticos). Resultado esperado Estos instrumentos permitirán el fomento de la producción de aproximadamente 1.600.000 t/año de biomasa procedente de masas forestales y cultivos agrícolas con fines energéticos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural Administraciones públicas, Prod. Ministerio de Industria, y Marino/ propietarios forestales y combustible 2012 2020 Turismo y Comercio, IDAE Consejerías de agrícultores renovable Medio Ambiente (CCAA) Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 6,0 47,1 88,3 129,4 170,5 211,6 252,8 293,9 335,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Presupuesto Generales del Estado Comentarios Dado que la implantación de cultivos energéticos constituye una de las bases para la movilización de biomasa con su consiguiente mejora ambiental y económica, la incentivación de su producción y uso desde el ámbito forestal, agrícola y del desarrollo rural ayudará a paliar esta barrera. Intensidad de la ayuda: 10 €/t producida para su uso en centrales de generación eléctrica. (*) Si procede. 739 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Redefinición de la Comisión Sectorial SBM-004 Planificación No procede En proyecto Interministerial de la Biomasa biomasa Descripción Redefinición e impulso de la Comisión Interministerial de la Biomasa, liderada desde una visión multifuncional de la actividad y que permita complementar equilibradamente los esfuerzos desde la AGE. Establecimiento de mecanismos de coordinación con las CCAA. Resultado esperado Coordinación de las propuestas para el fomento de la biomasa a nivel nacional y regional. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Comisión Interministerial de la Biomasa, Prod. Administraciones públicas Ministerio Resto de Ministerios, IDAE combustible 2011 2020 regionales y nacionales de Industria, renovable Turismo y Comercio Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 740 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Desarrollo de la regulación y Sectorial SBM-005 normalización de los combustibles Normativa No procede En ejecución biomasa de biomasa Descripción Elaboración de los reglamentos y normas necesarios para la normalización de los distintos tipos de biomasa para usos domésticos. Resultado esperado Mejora de la calidad de la biomasa y desarrollo de procedimientos para su control. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio de Industria, Administraciones públicas, Inst. consumo Turismo y CCAA AENOR, empresas y 2011 2020 térmico Comercio/ asociaciones sectoriales AENOR Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Esta propuesta viene realizándose desde el año 2000. (*) Si procede. 741 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Análisis de acciones de optimización técnico-económicas del transporte Sectorial SBM-006 Normativa No procede En proyecto de biomasa, en colaboración con las biomasa CCAA y la administración local Descripción Con el fin de abaratar los costes de la biomasa, posibilitando la viabilidad de la misma y que se pueda llevar a cabo esta nueva actividad por alcanzar el umbral de rentabilidad, se elaborará un estudio de actuaciones que permitan el transporte de biomasa de forma más eficaz incidiendo en mejoras de la red viaria y en la normativa asociada a las mismas, así como en los sistemas y métodos de transporte. De esta forma se alcanzará el nivel necesario de productividad y eficacia en el transporte y se trabajará de forma competitiva, en igualdad de condiciones que los países de la UE. Resultado esperado Como consecuencia del abaratamiento del trasporte, se contribuirá a desbloquear el desarrollo del mercado interior de biomasa al desvincular el lugar de la generación del de consumo, favoreciendo así las actividades de oferta y la confianza de la demanda. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio de la Presidencia/ MARM, Ministerio Empresas logísticas, Prod. Ministerio del Interior, CCAA, empresas consumidoras de combustible 2013 2020 de Industria, administración local biomasa renovable Turismo y Comercio Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Otras ventajas de esta propuesta son el ahorro energético, el ahorro de emisiones de CO2, la reducción de la contaminación, la disminución del tráfico, etc. Se podrían habilitar fórmulas normativas de acompañamiento a fin de minimizar el impacto social comparativo en relación al posible efecto de empleo creado por esta nueva actividad sin esta propuesta (en itinerarios largos 2 conductores que se turnen, etc.). (*) Si procede. 742 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Establecer planes plurianuales Sectorial SBM-007 de aprovechamientos forestales o Normativa No procede En proyecto biomasa agrícolas con uso energético Descripción Desarrollo de la legislación necesaria para la inclusión del aprovechamiento de la biomasa dentro de planes plurianuales forestales o agrícolas con uso energético de productos, subproductos o restos. Divulgación entre las CCAA. Resultado esperado Fomento de la producción de biomasa procedente de restos forestales o agrícolas, árboles completos y cultivos energéticos de los terrenos forestales y agrícolas actualmente no productivos o con escasa rentabilidad. Objetivo: movilización de 3.000.000 t/año de biomasa agroforestal. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural Administraciones públicas, Prod. Ministerio de Industria, y Marino/ propietarios forestales y combustible 2011 2014 Turismo y Comercio Consejerías de agricultores renovable Medioambiente y Agricultura Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 600,0 600,0 600,0 600,0 600,0 600,0 600,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Presupuestos Generales del Estado Comentarios Superficie estimada sujeta a planificación: 650.000 ha. (*) Si procede. 743 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Formación en biomasa para Información/ Sectorial SBM-008 No procede En proyecto empleados públicos formación biomasa Descripción Impulso de la formación en biomasa del personal de las distintas administraciones públicas. Al igual que se ha realizado para el fomento de los sistemas de ahorro y eficiencia energética se plantea la impartición de cursos dirigidos a este sector que doten de la información necesaria a los distintos técnicos y decisores de las administraciones general, regional y local. Su formato podría ser similar al diseñado para los cursos de ahorro y eficiencia energética. Resultado esperado Promoción del uso de biomasa en instalaciones públicas. Agilización de los trámites para concesión de permisos de instalaciones de biomasa. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio Administraciones públicas de Industria, IDAE, CCAA, resto de Inst. consumo locales, regionales y 2011 2020 Turismo y ministerios eléctrico nacionales Comercio Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 5,0 Origen de los fondos Comentarios Una de las causas que impiden la implantación de la biomasa y su desarrollo es el desconocimiento de esta fuente energética y sus aplicaciones por parte de los técnicos y decisores de las distintas administraciones. (*) Si procede. 744 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Seguimiento de los mercados de Sectorial SBM-009 Estudios No procede En proyecto biomasa a nivel internacional biomasa Descripción Seguimiento de los mercados de biomasa a nivel internacional en coordinación con todos los agentes del sector. Desarrollo de una comisión intersectorial de seguimiento de los mercados internacionales que permita detectar y reaccionar frente a los cambios en la oferta y la demanda de biomasa a través de mecanismos de mercado. Resultado esperado Desarrollo de un sistema de vigilancia, control y reacción frente a las fluctuaciones de los mercados internacionales de biomasa. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio Prod. de Industria, Otros ministerios Todos los agentes del combustible 2012 2020 Turismo y involucrados, CCAA, IDAE sector renovable Comercio Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,5 Origen de los fondos Comentarios Al no existir un mercado armonizado de la biomasa, especialmente grave en el caso de la Unión Europea, se hace necesario un seguimiento coordinado de todos los agentes del sector que permitan actuar ante las fluctuaciones de la oferta y la demanda internacional, fomentando el uso nacional de la biomasa a través de los mecanismos de mercado flexibles y ágiles. (*) Si procede. 745 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Establecimiento de un sistema de Sectorial SBM-010 certificación de biomasa según lo Normativa No procede En elaboración biomasa establecido en el RD 661/2007 Descripción El RD 661/2007 estableció la necesidad de realizar un sistema de certificación de biomasa para realizar un correcto seguimiento de la materia prima de las instalaciones de biomasa y su liquidación. Este sistema estará completado con las actividades que está realizando el Comité Forestal para armonizar los certificados de biomasa en las distintas comunidades autónomas. Resultado esperado Establecer la trazabilidad de la biomasa utilizada en las plantas de biomasa para producción eléctrica. Mejora del sistema de liquidación de las plantas y apoyo a la realización de estadísticas y seguimiento del cumplimiento de los objetivos del PER. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Ministerio Plantas de generación de Industria, eléctrica con biomasa, Inst. consumo IDAE, CNE 2011 2012 Turismo y productores y eléctrico Comercio distribuidores de biomasa Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 746 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Tratamiento administrativo Terrestre gran SEO-001 diferenciado para la repotenciación Normativa Sectorial eólica En proyecto potencia de parques eólicos Descripción Tratamiento administrativo diferenciado para la repotenciación de parques eólicos, mediante la sustitución parcial o total de sus aerogeneradores, que facilite las gestiones administrativas necesarias. Modificación del RD 1955/2000 (Capítulo II), RD 661/2007 y RD-L 6/2009 en los siguientes aspectos: - Establecimiento de un cupo específico para instalaciones eólicas repotenciadas en el Registro administrativo de Preasignación (art. 4 RD-L 6/2009). - Exención del trámite de información pública y de declaración de bienes y derechos afectados, siempre que se utilice la misma poligonal (art. 125 RD 1955/2000). - Exención de la necesidad de presentar estudio arqueológico. - Posibilidad de exención de la necesidad del trámite de evaluación de impacto ambiental (art. 123 RD 1955/2000), siempre que la instalación repotenciada suponga la disminución del número de aerogeneradores en la misma poligonal. - Simplificación de los trámites de información a otras administraciones públicas, y de condicionados para la aprobación del proyecto (arts. 127 y 131 RD 1955/2000). - Exención de la necesidad de presentación de avales (DF2ª RD 661/2007 y art. 4 RD-L 6/2009), salvo por el incremento de potencia. - Simplificación de requerimientos de acreditación de la capacidad del solicitante (art. 121 RD 1955/2000). Resultado esperado - Renovación del parque tecnológico, incorporando innovaciones tecnológicas que permitan el mejor comportamiento posible frente al sistema eléctrico. Ventajas asociadas: aumento de la calidad y seguridad del suministro, mayor capacidad de regulación y control, optimización del grado de penetración eólica. - Menor impacto ambiental y visual por la sustitución de máquinas por un menor nº de aerogeneradores con mayor producción y aprovechamiento del recurso eólico. - Mayor actividad industrial en el sector eólico para una misma potencia eólica acumulada. Ventajas asociadas: mayor contribución al PIB e inversiones, mantenimiento y generación de empleo, etc Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Inst. consumo AGE Gobiernos autonómicos Promotores 2012 2013 eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Esta propuesta es esencial para cubrir el objetivo de producción eólica en el PER: sin repotenciación, con la misma potencia las instalaciones antiguas implican menor producción. (*) Si procede. 747 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Directrices para garantizar la calidad Terrestre SEO-002 de los equipamientos eólicos de Estudios Sectorial eólica pequeña En proyecto pequeña potencia potencia Descripción Elaboración de una Guía de “Normas de buena praxis” que contemple directrices sobre los requerimientos mínimos de ensayos sobre los aerogeneradores de pequeña potencia a implantar en España (curva de potencia, durabilidad, ruido, cargas mecánicas), así como las certificaciones necesarias (ISO-9001, Marcado CE, Informe de entidad certificadora acreditada para ensayos IEC 61-400). Esta guía se pondrá a disposición del sector y de los entes públicos regionales y municipales, a cargo del otorgamiento de licencias y autorizaciones administrativas. Con ello se pretende dotar a los fabricantes de aerogeneradores de pequeña potencia de unas instrucciones y procedimientos técnicos normalizados y de implementación rápida, homologados a nivel internacional, como vía paralela a la aplicación de las normas IEC-61.400-1 e IEC 61.400-2, para garantizar la calidad de los equipos que se implanten, y la seguridad de la instalación durante su operación. Resultado esperado - Garantizar la calidad y seguridad de los equipamientos eólicos de pequeña potencia a implantar en España. - Vía paralela, simplificada, para la homologación y certificación de equipos (disminución de barreras en el desarrollo de equipamientos). Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Administraciones públicas regionales y locales, Inst. consumo MITyC IDAE 2011 2012 fabricantes de equipos, eléctrico usuarios finales Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos No procede Comentarios La certificación de los equipamientos asociados a la tecnología eólica de pequeña potencia es un paso prioritario para dar confianza a los actores implicados en la expansión de esta tecnología. La certificación de aerogeneradores aplicando la normativa internacional vigente exige un desembolso económico muy significativo para los equipos de baja potencia: la norma IEC 61.400-2 (en revisión) es de aplicación para los pequeños aerogeneradores hasta 200 m2 de área barrida (no establece límite de potencia, pero en la práctica equivale a un límite de aprox. 70 kW). A partir de esa superficie de captación, es de aplicación la norma IEC 61.400-1, similar en su complejidad a la de los aerogeneradores de gran potencia. (*) Si procede. 748 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Línea 2 - Programa de ayudas públicas a los estudios e Sectorial SGT-001 Subvención No procede En proyecto investigaciones previos a la ejecución geotermia de proyectos Descripción La geotermia, a diferencia de otras renovables, requiere de una fase previa de búsqueda inicial muy costosa y extensa en el tiempo. El alto coste de las fases de exploración e investigación, previas al desarrollo de un proyecto geotérmico, no siempre pueden ser cubiertos con recursos propios, y financiar esta etapa inicial del proyecto representa el primer obstáculo, por ello es necesario el establecimiento de un programa de ayudas públicas para mitigar los riesgos de exploración. Resultado esperado - Mitigar los riesgos de las fases previas a la ejecución del proyecto como la investigación y la exploración. - Mejorar y ampliar el conocimiento del subsuelo. - Facilitar el acceso a la financiación, la viabilidad técnico económica y el despegue comercial de tecnologías renovables en España. - Facilitar la viabilidad técnico -económica de proyectos españoles de I+D. - Realizar los primeros proyectos de generación eléctrica con geotermia. - Realizar los primeros proyectos de demostración para climatización centralizada district heating mediante geotermia, así como la incorporación de geotermia mediante usos directos al sector industrial. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización MITyC IDAE, CCAA General 2011 2020 Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,5 0,5 0,5 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 8,0 Origen de los fondos Comentarios - Proyectos de demostración orientados a la implantación de sistemas de generación de energía eléctrica mediante geotermia. - Proyectos de demostración orientados al aprovechamiento térmico directo de la geotermia profunda: district heating, procesos industriales, etc. (*) Si procede. 749 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Fomento de proyectos de Hidroeléctrica microcentrales hidroeléctricas en Sectorial SHI-001 Promoción pequeña En proyecto redes de abastecimiento u otras hidroeléctrica potencia infraestructuras hidráulicas Descripción Se propone fomentar la instalación de microturbinas hidroeléctricas en sistemas de abastecimiento a poblaciones, en plantas de tratamiento de aguas, etc., que transformaran la energía en presión no utilizada en energía eléctrica, compatibilizando el uso principal de la infraestructura existente con la producción de energía. Resultado esperado Incremento de la potencia hidroeléctrica instalada y en consecuencia aumento de la producción eléctrica de origen renovable. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Administraciones públicas, Inst. consumo MITyC, CCAA IDAE promotores, usuarios 2011 2020 eléctrico finales Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios Dentro de las infraestructuras de abastecimiento de agua a poblaciones se vienen utilizando válvulas reductoras de presión en las conducciones forzadas u otros dispositivos para adecuar los caudales y presiones a las necesidades de consumo; estas localizaciones podrían ser aprovechadas mediante la instalación de microturbinas hidroeléctricas, que transformaran la energía de presión no utilizada en energía eléctrica. El potencial existente en este sector es muy amplio y en España no está desarrollado todavía. Igualmente, se podrían instalar microturbinas dentro de las infraestructuras del sistema de alcantarillado o en plantas de tratamiento de aguas, etc. (*) Si procede. 750 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Fomento de concursos para Sectorial SHI-002 aprovechamientos hidroeléctricos en Promoción No procede En ejecución hidroeléctrica infraestructuras públicas existentes Descripción Se fomentará, por parte de la administración competente, la convocatoria de concursos públicos para el aprovechamiento hidroeléctrico de infraestructuras existentes de titularidad pública (presas, canales de riego, etc.) para otorgar concesiones de agua para producción eléctrica, de manera compatible con otros usos del agua y con los valores medioambientales. Resultado esperado Incremento de la potencia y producción hidroeléctrica. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización MARM y Productores de energía, Inst. consumo Organismos de IDAE 2011 2020 inversores eléctrico Cuenca Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Privados Comentarios En fecha 10 de diciembre de 2007 se firmó el Convenio de Colaboración entre el Ministerio de Medio Ambiente y el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) para promover el incremento del potencial hidroeléctrico en las presas de titularidad estatal en el ámbito de las Confederaciones Hidrográficas, dentro del marco del Plan de Choque para las Actuaciones del Programa AGUA en materia de Energías Renovables. Posteriormente, se han formalizado dos addendas al convenio de prórroga del plazo para la finalización de todas las actuaciones iniciadas. El objetivo del convenio es promover el incremento del potencial hidroeléctrico disponible en el ámbito territorial de las confederaciones hidrográficas mediante la realización de los estudios específicos que tengan por objeto analizar la viabilidad técnica, económica y ambiental de los aprovechamientos hidroeléctricos de un total de 41 presas de titularidad estatal y la redacción de los pliegos que sirvan de base para sacar a concurso aquellos que se concluyan finalmente como viables. Los estudios han sido realizados agrupando en las siguientes cuencas: Duero, Ebro, Guadalquivir, Guadiana, Júcar, Segura y Tajo. Esta propuesta se encuentra en fase de ejecución. (*) Si procede. 751 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Fomento de la rehabilitación de Sectorial SHI-003 Promoción No procede En proyecto centrales hidroeléctricas hidroeléctrica Descripción Se incentivará la rehabilitación, modernización y/o ampliación de centrales hidroeléctricas existentes, mediante la renovación de instalaciones deterioradas, sustitución de antiguos equipos por nuevos de alta eficiencia, nuevos sistemas de automatización y telegestión, etc., con objeto de mantener y/o aumentar la capacidad de producción de energía hidroeléctrica, de forma compatible con la preservación de los valores ambientales y acordes con la planificación hidrológica. Resultado esperado Mantenimiento y aumento de la capacidad de producción hidroeléctrica. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Inst. consumo CCAA y MITyC IDAE Inversores 2011 2020 eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Privados Comentarios En la actualidad, gran parte del potencial hidroeléctrico europeo proviene de la rehabilitación y ampliación de instalaciones ya existentes. Cerca del 68% de las minicentrales hidroeléctricas de la Unión Europea tienen más de cuarenta años de antigüedad, según datos de la European Small Hydraulic Association (ESHA). En España existe un gran potencial de rehabilitación y modernización de centrales hidroeléctricas, que ya han superado su vida útil y siguen funcionando muy por debajo de su nivel óptimo con unos rendimientos muy bajos. Con la renovación de maquinaria e instalaciones se podrían conseguir mejoras en la producción eléctrica de hasta un 20% sin modificación de las condiciones concesionales o bien adaptar esas condiciones a las posibles variaciones o disminución en los recursos hídricos, de forma que el nuevo equipamiento sea el óptimo para las aportaciones hidrológicas existentes y recoja las condiciones previstas en los nuevos planes hidrológicos de cuenca. (*) Si procede. 752 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Nueva reglamentación para Sectorial SHI-004 Normativa No procede En proyecto tramitación de concesiones de agua hidroeléctrica Descripción Reglamentación de un nuevo procedimiento administrativo para la tramitación de concesiones de agua, o modificación del existente, que incluyera los siguientes aspectos: - Ampliar el rango de potencia alcanzando hasta las instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW. - Posibilidad de modificar las concesiones de agua para producción de electricidad, por la autoridad que las ha concedido sin necesidad de realizar un trámite de competencia cuando la modificación no produzca un incremento del caudal máximo ni de la potencia superior al 50% de los valores concedidos y sea compatible con el plan hidrológico de la cuenca vigente. - No será preceptivo el trámite de competencia de proyectos en el otorgamiento de concesiones para nuevas centrales de bombeo o ampliación de las existentes cuando el solicitante sea ya titular de una infraestructura básica para el establecimiento o ampliación de dicha central de bombeo. - Activar las convocatorias de otorgamiento de nuevas concesiones para el caso de aprovechamientos que han revertido al Estado por extinción del plazo concesional, pudiendo el concesionario actual seguir con la explotación hasta que el Organismo competente convoque el nuevo concurso. Resultado esperado Acelerar la obtención de la correspondiente autorización administrativa. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Inst. consumo MARM Administraciones públicas 2011 2020 eléctrico Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Privados Comentarios (*) Si procede. 753 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Desarrollo de campañas de formación e información sobre Información/ Sectorial SRE-001 las tecnologías de valorización No procede En proyecto formación residuos energética y la gestión de los residuos Descripción Demostración de la seguridad de las tecnologías maduras de valorización energética de residuos, así como de depuración de gases, a personal de las administraciones públicas y a la sociedad en general, garantizando la transparencia de la información sobre las emisiones y gestión de los residuos de estas instalaciones. Resultado esperado Mejorar la percepción de la sociedad sobre estas instalaciones de valorización energética, reduciendo el efecto NIMBY (Not In My Backyard). Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Sector valorización MARM, IDAE, Inst. consumo Asociaciones residuos (tanto productores 2011 2020 MITyC eléctrico como consumidores) Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,4 0,4 0,4 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 3,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 754 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Análisis del ciclo de vida de las opciones de gestión de residuos para Sectorial SRE-002 determinados flujos de residuos, Estudios No procede En proyecto residuos comparándolas con la valorización energética Descripción Aumentar la transparencia en la determinación de los parámetros de las diferentes opciones de gestión de residuos, analizando el ciclo de vida y haciendo hincapié en el balance económico, energético, social y cuantificando las emisiones difusas de gases GEI que implica cada opción de gestión, con especial atención a la valorización energética, teniendo en cuenta que en un escenario a medio plazo dichas emisiones difusas podrían tener un coste económico. Análisis coste beneficio. Resultado esperado Poner de manifiesto la necesaria internalización de costes del vertedero como opción de gestión de residuos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Sector valorización Inst. consumo MITyC, MARM IDAE, CCAA, ayuntamientos residuos (tanto productores 2012 2013 eléctrico como consumidores) Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 755 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Establecimiento de objetivos sectorizados de valorización Sectorial SRE-003 energética para determinados flujos Normativa No procede En proyecto residuos de residuos con contenido total o parcialmente renovable Descripción El actual Plan Nacional Integrado de Residuos 2008-2015 ya recoge objetivos de valorización energética para múltiples flujos de residuos como los residuos domésticos o similares, o los neumáticos fuera de uso. Los nuevos planes estatales, conforme a la nueva Ley de Residuos, marcarán las orientaciones de la política de gestión en España y establecerán objetivos mínimos a cumplir de prevención, preparación para la reutilización, reciclado, valorización y eliminación. Se trataría únicamente de valorar la ampliación a los flujos de residuos que más interés energético puedan tener, de una forma coherente con el PER 2011-2020 y con los potenciales identificados. Resultado esperado Contribuir a conseguir implementar la jerarquía de gestión de residuos comunitaria y alcanzar los objetivos de valorización energética de residuos fijados. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Sector valorización Prod. MARM MITyC, IDAE residuos (tanto productores combustible 2011 2020 como consumidores) renovable Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 756 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Desarrollo de las metodologías de cuantificación de la fracción Sectorial SRE-004 Estudios No procede En proyecto biodegradable y combustible de las residuos distintas corrientes de residuos Descripción La Directiva 2009/28 establece que la fracción biodegradable de los residuos industriales y urbanos puede considerarse como fuente renovable de energía. Dados los flujos tan variados de residuos existentes y dado que se trata de un esfuerzo que nadie ha realizado en España hasta la fecha, es preciso determinar con precisión el contenido en peso biodegradable de los mismos, así como su contenido energético renovable y su contenido combustible. Dicho estudio incluirá la demanda energética de los tratamientos previos para la preparación de estas fracciones combustibles.Este esfuerzo requerirá la contratación de una consultora/ingeniería de apoyo y de centros tecnológicos habilitados para realizar los muestreos y las mediciones. Resultado esperado Determinar con precisión qué parte de la energía procedente de los residuos es de origen renovable. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Sector valorización Inst. consumo IDAE, MITyC MARM residuos (tanto productores 2012 2014 eléctrico como consumidores) Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 03 Origen de los fondos Presupuesto IDAE Comentarios (*) Si procede. 757 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Desarrollo de un grupo de trabajo sobre valorización energética en el Sectorial SRE-005 Planificación No procede En proyecto seno de la Comisión de Coordinación residuos en materia de residuos Descripción Es necesario coordinar la política de gestión de residuos con las políticas sobre energías renovables. En este sentido, es conveniente que en el seno de la Comisión de coordinación se aborde la valorización energética y sus implicaciones ambientales. Resultado esperado La correcta aplicación de la jerarquía de gestión de residuos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Sector valorización Inst. consumo MARM MITyC, IDAE, CCAA residuos (tanto productores 2011 2020 eléctrico como consumidores) Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 758 Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Implantación de un sistema de Sectorial SRE-006 aseguramiento de la calidad en los Normativa No procede En proyecto residuos procesos de producción de CSR Descripción Establecer un procedimiento de aseguramiento de la calidad en los procesos de producción de CSR para incrementar la confianza de los posibles usuarios. Resultado esperado El establecimiento de procedimientos de aseguramiento de la calidad en la obtención de CSR permitirá producir CSR con una calidad más homogénea, lo que incrementará la confianza de los posibles usuarios. Así mismo podrá valorarse la aplicación del criterio de fin de la condición de residuo para determinados CSR, conforme al procedimiento establecido en la normativa comunitaria sobre residuos y en la Ley 22/2011. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Sector valorización Prod. MARM y MITyC IDAE, AENOR residuos (tanto productores combustible 2011 2013 como consumidores) renovable Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios La normalización de los combustibles sólidos recuperados, iniciada a nivel europeo en el año 2002, pretende sentar las bases para el desarrollo de un mercado fiable y competitivo. Estas normas exigen que los productores faciliten determinada información (composición, humedad, PCI, etc.) al consumidor de estos combustibles. (*) Si procede. 759 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Fomento, en el marco de la política de gestión de residuos, de Sectorial SRE-007 la valorización energética de los Normativa No procede En proyecto residuos residuos más aptos para su uso como combustible Descripción El Real Decreto 1481/2001 por el que se regula la eliminación de residuos mediante depósito en vertedero fija límites al depósito en vertedero de los residuos urbanos biodegradables para los años 2006, 2009 y 2016. Considerando el marco de orientación de la política de gestión que se establezca, se ha de determinar qué flujos de residuos son los más adecuados para su valorización energética. Para estos residuos se valorará la necesidad de ampliar las restricciones al vertido contempladas en el Real Decreto 1481/2001. Resultado esperado Al restringir la entrada de determinados residuos en el vertedero, aumentarán los flujos de residuos destinados a otras operaciones de gestión prioritarias, como el reciclado o la valorización energética, contribuyendo de esta manera tanto a los objetivos de reciclado fijados en la Ley de Residuos como a la consecución de los objetivos fijados para valorización de residuos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Sector valorización Inst. consumo MARM IDAE, MITyC residuos (tanto productores 2013 2016 eléctrico como consumidores) Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios La jerarquía comunitaria de gestión de residuos considera a la eliminación como la última opción de gestión. A pesar de ello, en España alrededor del 70% de los residuos domésticos y similares generados tienen como destino final el vertedero (este porcentaje incluye los rechazos de otras instalaciones de tratamiento de residuos). Esto hace que un importante flujo de residuos, en ocasiones con potenciales energéticos significativos, sean desaprovechados. (*) Si procede. 760

Anexo I. Fichas de propuestas — Fichas de propuestas

Anexo I. Fichas de propuestas Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Fomento de la estandarización de Sectorial solar SST-001 elementos y configuraciones de Promoción No procede En proyecto térmica instalaciones solares térmicas Descripción Identificación de elementos y configuraciones de instalaciones solares térmicas estandarizadas para baja, media y alta temperatura. Desarrollo de sistemas de ensayo normalizados que permitan determinar el rendimiento y la durabilidad de captadores de media y alta temperatura. Resultado esperado - Optimización de los procesos productivos - Reducción del coste de equipos, ingeniería, puesta en marcha y mantenimiento. - Mejora la penetración de la tecnología. - Minimiza el impacto de las instalaciones en los edificios. - Fomentar la utilización y nueva creación de marcas de calidad como el SOLARKEYMARK que den un valor añadido a los productos solares térmicos. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Centros y laboratorios AENOR, CCAA, tecnológicos, ESE, Inst. consumo MITyC 2010 2020 asociaciones sectoriales fabricantes, ingenierías, térmico instaladores y usuarios Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos PGE Comentarios (*) Si procede. 761 PER 2011-2020 Código Nombre Tipo Sector Subsector Estado Popuestas para fomentar la Información/ Sectorial solar SST-002 No procede En proyecto profesionalización del sector formación térmica Descripción Promoción de guías técnicas y cursos específicos de energía solar térmica dirigidas a profesionales del sector (ingenierías, instaladores, mantenedores, fabricantes, etc.) y agentes involucrados en el proceso de control, supervisión y análisis de los proyectos e instalaciones (promotores, ayuntamientos, constructores, entidades de control, comunidades autónomas, etc.). Resultado esperado Mejorar la calidad en el diseño, ejecución y mantenimiento de las instalaciones. Mejorar la calidad en la supervisión e inspección de los proyectos e instalaciones. Cambio de actitud hacia la energía solar. Organismo Aplicación Año de Organismos colaboradores Grupo al que se destina Año de inicio responsable energética finalización Fabricantes, ESE, Administraciones ingenierías, instaladores, Inst. consumo Asociaciones del sector 2011 2020 públicas promotores y usuarios térmico finales Impacto energético (ktep) (*) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (vida proy.) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Coste (M€) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total (2011-2020) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Origen de los fondos Comentarios (*) Si procede. 762 Anexo II. Prospectiva a 2030 de los costes de generación de las tecnologías de generación de electricidad renovable PER 2011-2020 Prospectiva a 2030 de los costes de generación de las tecnologías de generación de electricidad renovable (c€2010/kWh) Solar FV Coste de generación (c€2010/kWh) Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Suelo: límite superior (con horquilla de 21,0 19,3 18,2 17,1 15,9 14,8 14,1 13,1 12,7 12,0 11,8 6,5 a 3,8 c€/kWh) Suelo: límite inferior (Tarifa: previsión 4ªC 14,0 12,8 12,4 11,8 10,6 9,6 9,1 8,6 8,2 8,0 7,8 PREFO año en curso Tipo II) Tejado: tarifa, previ- sión 4ª C PREFO año 31,0 27,4 24,7 22,2 20,0 18,0 16,6 15,4 14,2 13,5 12,8 en curso Tipo I.1 Tejado: tarifa, previ- sión 4ª C PREFO año 24,0 19,3 17,4 15,7 14,1 12,7 11,7 10,8 10,0 9,5 9,1 en curso Tipo I.2 Media para límites inferior y superior curvas Suelo 17,5 16,0 15,3 14,5 13,3 12,2 11,6 10,9 10,5 10,0 9,8 Tejado 27,5 23,4 21,0 18,9 17,0 15,3 14,2 13,1 12,1 11,5 10,9 Características 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Suelo: límite superior (con 11,6 11,6 11,4 11,4 11,2 11,0 11,0 10,8 10,8 10,6 horquilla de 6,5 a 3,8 c€/kWh) Suelo: límite inferior (Tarifa: previsión 4ªC PREFO año en 7,6 7,6 7,4 7,4 7,2 7,2 7,0 7,0 6,8 6,8 curso Tipo II) Tejado: tarifa, previsión 4ª C 12,2 11,6 11,3 11,0 10,7 10,5 10,3 10,2 10,1 10,0 PREFO año en curso Tipo I.1 Tejado: tarifa, previsión 4ª C 8,6 8,2 8,0 7,8 7,6 7,4 7,3 7,2 7,1 7,0 PREFO año en curso Tipo I.2 Media para límites inferior y superior curvas Suelo 9,6 9,6 9,4 9,4 9,2 9,1 9,0 8,9 8,8 8,7 Tejado 10,4 9,9 9,6 9,4 9,2 8,9 8,8 8,7 8,6 8,5 764 Anexo II. Prospectiva a 2030 de los costes de generación de las tecnologías de generación de electricidad renovable Eólica: Coste de generación (c€2010/kWh) Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Instalación on- shore de 50 MW en ubicación de 8,9 8,7 8,6 8,4 8,3 8,2 8,1 8,0 7,9 7,8 7,8 2.000 horas en 2010 Instalación on- shore de 50 MW en ubicación de 7,1 6,9 6,7 6,5 6,4 6,2 6,1 5,9 5,8 5,7 5,6 2.400 horas en 2010 Instalación on- shore de 50 MW en ubicación de 5,9 5,7 5,6 5,4 5,3 5,2 5,0 4,9 4,8 4,7 4,6 2.900 horas en 2010 Instalación off- shore de 150 MW 13,2 12,5 12,0 11,6 11,3 11,0 10,7 10,5 10,2 10,0 9,8 a 50 km de la costa Instalación off- shore de 150 MW 9,9 9,4 9,0 8,7 8,5 8,3 8,0 7,8 7,7 7,5 7,3 a 10 km de la costa Características 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Instalación onshore de 50 MW en ubicación de 7,7 7,7 7,6 7,6 7,5 7,5 7,5 7,5 7,4 7,4 2.000 horas en 2010 Instalación onshore de 50 MW en ubicación de 5,5 5,4 5,3 5,3 5,2 5,2 5,1 5,1 5,0 5,0 2.400 horas en 2010 Instalación onshore de 50 MW en ubicación de 4,5 4,5 4,4 4,4 4,3 4,3 4,2 4,2 4,2 4,1 2.900 horas en 2010 Instalación offshore de 150 MW a 50 km de la 9,6 9,4 9,2 9,0 8,9 8,7 8,6 8,4 8,3 8,2 costa Instalación offshore de 150 MW a 10 km de la 7,2 7,0 6,9 6,8 6,6 6,5 6,4 6,3 6,2 6,1 costa 765 PER 2011-2020 Biomasa: 6.000 horas funciona- Coste de generación (c€2010/kWh) miento/año Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Biomasa en ciclo de vapor 2 MW 27,6 27,3 27,0 26,8 26,6 26,4 26,3 26,1 26,0 25,8 25,7 b.6.1. Biomasa me- diante gasifica- 25,2 24,9 24,5 24,2 23,8 23,5 23,2 22,9 22,6 22,3 22,0 ción 2 MW b.6.1. Biomasa en ciclo de vapor 2 MW 21,9 21,7 21,5 21,3 21,2 21,1 21,0 20,9 20,8 20,7 20,6 b.6.2. Biomasa me- diante gasifica- 17,5 17,3 17,0 16,7 16,4 16,2 16,0 15,7 15,5 15,2 15,0 ción 2 MW b.8.2. Biomasa en ciclo de vapor 10 MW 20,0 19,8 19,7 19,5 19,4 19,3 19,2 19,0 18,9 18,8 18,7 b.6.1. Biomasa en ciclo de vapor 20 MW 17,7 17,6 17,5 17,4 17,3 17,2 17,1 17,0 16,9 16,8 16,8 b.6.1. Biomasa en ciclo de vapor 10 MW 15,5 15,4 15,3 15,2 15,0 15,0 14,9 14,8 14,8 14,7 14,6 b.6.2.–b.6.3.– b.6.4. Biomasa en ciclo de vapor 20 MW 13,9 13,8 13,7 13,6 13,5 13,5 13,4 13,4 13,3 13,2 13,2 b.6.2.–b.6.3.– b.6.4. Biomasa en ciclo de vapor 10 MW 11,5 11,4 11,4 11,3 11,2 11,2 11,1 11,1 11,0 11,0 11,0 b.8.2. Biomasa en ciclo de vapor 20 MW 10,5 10,4 10,4 10,3 10,2 10,2 10,2 10,1 10,1 10,1 10,0 b.8.2. Características 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Biomasa en ciclo de 25,5 25,4 25,2 25,1 24,9 24,8 24,7 24,5 24,4 24,3 vapor 2 MW b.6.1. Biomasa mediante 21,7 21,4 21,1 20,8 20,5 20,3 20,0 19,7 19,4 19,2 gasificación 2 MW b.6.1. 766 Anexo II. Prospectiva a 2030 de los costes de generación de las tecnologías de generación de electricidad renovable (Continuación) Biomasa: 6.000 horas funciona- Coste de generación (c€2010/kWh) miento/año Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Biomasa en ciclo de 20,5 20,4 20,3 20,2 20,1 20,0 19,9 19,8 19,7 19,6 vapor 2 MW b.6.2. Biomasa mediante gasi- 14,8 14,5 14,3 14,1 13,9 13,6 13,4 13,2 13,0 12,8 ficación 2 MW b.8.2. Biomasa en ciclo de 18,6 18,5 18,4 18,3 18,2 18,1 18,0 17,9 17,8 17,7 vapor 10 MW b.6.1. Biomasa en ciclo de 16,7 16,6 16,5 16,4 16,4 16,3 16,2 16,1 16,0 16,0 vapor 20 MW b.6.1. Biomasa en ciclo de va- por 10 MW b.6.2.–b.6.3.– 14,5 14,5 14,4 14,3 14,3 14,2 14,1 14,1 14,0 13,9 b.6.4. Biomasa en ciclo de va- por 20 MW b.6.2.–b.6.3.– 13,1 13,1 13,0 13,0 12,9 12,8 12,8 12,7 12,7 12,6 b.6.4. Biomasa en ciclo de 10,9 10,9 10,8 10,8 10,8 10,7 10,7 10,7 10,6 10,6 vapor 10 MW b.8.2. Biomasa en ciclo de 10,0 10,0 9,9 9,9 9,9 9,8 9,8 9,8 9,7 9,7 vapor 20 MW b.8.2. Residuos Coste de generación (c€2010/kWh) Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Planta de incineración de 13,2 12,9 12,7 12,4 12,2 12,0 11,8 11,6 11,4 11,2 11,0 300.000 t/año Planta de incineración de 11,4 11,2 11,0 10,7 10,5 10,4 10,2 10,0 9,8 9,6 9,5 450.000 t/año Características 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Planta de incineración 10,8 10,6 10,4 10,2 10,1 9,9 9,7 9,5 9,4 9,2 de 300.000 t/año Planta de incineración 9,3 9,1 9,0 8,8 8,7 8,5 8,4 8,2 8,1 7,9 de 450.000 t/año 767 PER 2011-2020 Biometanización Coste de generación (c€2010/kWh) Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 30.000 t de 29,5 29,4 28,9 28,9 28,8 28,8 28,7 28,7 28,6 28,6 28,6 12 Nm3/m3 90.000 t de 21,4 21,3 21,0 21,0 21,0 20,9 20,9 20,9 20,8 20,8 20,8 12 Nm3/m3 150.000 t de 19,3 19,2 19,0 19,0 18,9 18,9 18,8 18,8 18,8 18,7 18,7 12 Nm3/m3 30.000 t de 18,3 18,3 18,0 18,0 17,9 17,9 17,9 17,9 17,8 17,8 17,8 30 Nm3/m3 90.000 t de 12,3 12,3 12,1 12,1 12,1 12,1 12,1 12,0 12,0 12,0 12,0 30 Nm3/m3 150.000 t de 11,0 11,0 10,9 10,9 10,8 10,8 10,8 10,8 10,8 10,7 10,7 30 Nm3/m3 30.000 t de 13,9 13,9 13,7 13,7 13,7 13,6 13,6 13,6 13,6 13,6 13,5 50 Nm3/m3 90.000 t de 9,8 9,7 9,6 9,6 9,6 9,6 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 50 Nm3/m3 150.000 t de 8,9 8,8 8,7 8,7 8,7 8,7 8,7 8,6 8,6 8,6 8,6 50 Nm3/m3 Características 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 30.000 t de 12 Nm3/m3 28,5 28,5 28,5 28,4 28,4 28,3 28,3 28,2 28,2 28,2 90.000 t de 12 Nm3/m3 20,7 20,7 20,7 20,6 20,6 20,6 20,5 20,5 20,4 20,4 150.000 t de 12 Nm3/m3 18,7 18,7 18,6 18,6 18,6 18,5 18,5 18,5 18,4 18,4 30.000 t de 30 Nm3/m3 17,8 17,7 17,7 17,7 17,7 17,6 17,6 17,6 17,6 17,5 90.000 t de 30 Nm3/m3 12,0 12,0 11,9 11,9 11,9 11,9 11,9 11,8 11,8 11,8 150.000 t de 30 Nm3/m3 10,7 10,7 10,7 10,7 10,6 10,6 10,6 10,6 10,6 10,6 30.000 t de 50 Nm3/m3 13,5 13,5 13,5 13,5 13,4 13,4 13,4 13,4 13,4 13,3 90.000 t de 50 Nm3/m3 9,5 9,5 9,5 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4 150.000 t de 50 Nm3/m3 8,6 8,6 8,6 8,6 8,6 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 768 Anexo II. Prospectiva a 2030 de los costes de generación de las tecnologías de generación de electricidad renovable Hidráulica: Coste de generación (c€2010/kWh) Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Nueva 7,5 7,5 7,5 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 7,3 7,3 construcción Rehabilitación 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,5 5,5 5,5 5,5 Nueva 7,3 7,3 7,3 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,1 construcción Rehabilitación 6,9 6,9 6,8 6,8 6,8 6,8 6,8 6,8 6,8 6,7 6,7 Aprovechamien- 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,3 6,3 6,3 6,3 6,3 to de presa Características 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Nueva construcción 7,3 7,3 7,3 7,3 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 Rehabilitación 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 Nueva construcción 7,1 7,1 7,1 7,1 7,1 7,1 7,0 7,0 7,0 7,0 Rehabilitación 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,6 6,6 6,6 6,6 Aprovechamiento 6,3 6,3 6,3 6,3 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 de presa 769 PER 2011-2020 Geotérmica Coste de generación (c€2010/kWh) Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Sin cogeneración 9,4 9,4 9,3 9,3 9,2 9,1 9,1 9,0 9,0 8,9 8,8 Con cogeneración 8,5 8,5 8,4 8,4 8,3 8,2 8,2 8,1 8,0 8,0 7,9 Costes de perfo- ración 50% supe- 19,1 19,1 18,9 18,8 18,6 18,5 18,3 18,2 18,0 17,9 17,7 riores sobre valor de referencia Costes de perfo- ración 50% infe- 11,4 11,4 11,4 11,3 11,2 11,2 11,1 11,0 11,0 10,9 10,9 riores sobre valor de referencia Características 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Sin cogeneración 8,8 8,7 8,6 8,6 8,5 8,5 8,4 8,4 8,3 8,2 Con cogeneración 7,8 7,8 7,7 7,7 7,6 7,5 7,5 7,4 7,4 7,3 Costes de perforación 50% superiores sobre 17,6 17,4 17,3 17,1 17,0 16,8 16,7 16,5 16,4 16,3 valor de referencia Costes de perforación 50% inferiores sobre 10,8 10,7 10,7 10,6 10,6 10,5 10,4 10,4 10,3 10,3 valor de referencia Energías del mar Coste de generación (c€2010/kWh) Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Evolución de costes base 29,1 LEC no representativo Evolución de costes 18,9 agresiva Características 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Evolución de costes base 25,8 23,2 20,9 19,0 17,3 16,2 15,2 14,3 13,5 12,7 Evolución de costes agresiva 15,9 13,6 11,7 10,2 8,9 8,1 7,4 6,8 6,3 5,8 770

Anexo II. Prospectiva a 2030 de los costes de generación de las tecnologías de — Prospectiva a 2030 de los costes de generación de las tecnologías de generación de electricidad renovable

Anexo II. Prospectiva a 2030 de los costes de generación de las tecnologías de generación de electricidad renovable Solar termoeléctrica: Coste de generación (c€2010/kWh) Características 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Torre con tecnología 28,4 27,8 27,0 25,1 23,7 17,0 16,0 15,3 13,4 11,6 9,8 disruptiva Cilindro parabólica escenario base pero escala a 100 MW en 24,8 24,3 23,7 22,3 21,0 20,3 16,4 15,8 15,0 14,5 12,7 2016 y a 200 MW en 2020 Características 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Torre con tecnología 9,3 9,0 8,8 8,6 8,3 8,0 7,8 7,6 7,4 7,2 disruptiva Cilindro parabólica escenario base pero escala a 100 MW 12,4 12,0 11,7 11,4 11,2 11,0 10,8 10,6 10,4 10,2 en 2016 y a 200 MW en 2020 771 Anexo III. Unidades

Anexo III. Unidades — Unidades

Anexo III. Unidades Prefijos decimales Factor de multi- Prefijo Símbolo plicación Peta 10+15 P Tera 10+12 T Giga 10+9 G Mega 10+6 M Kilo 10+3 k Relación entre unidades de potencia Unidades Btu/h (1) J/s kcal/h MW Btu/h (1) 1 0,293 0,252 2,929*10-07 J/s 3,414 1 0,860 1*10-06 kcal/h 3,968 1,162 1 1,162*10-06 MW 3,414*10+06 1*10+06 8,60*10+05 1 (1) British Thermal Unit. Relación entre unidades de energía Unidades TJ kcal tep termias MWh TJ 1 2,389*10+08 23,885 2,390*10+05 277,778 kcal 4,186*10-09 1 1*10-07 1*10-03 1,163*10-06 tep 4,187*10-02 1*10+07 1 10.000 11,628 termias 4,184*10-06 1.000 1,000*10-04 1 1,162*10-03 MWh 3,600*10-03 8,600*10+05 0,086 8,604*10+02 1 Relación de unidades monetarias Unidad Símbolo Euro € Céntimos de euro Cent€ Dólar estadounidense $ Euro constante del €XX año XX Dólar estadounidense $XX constante del año XX 773 PER 2011-2020 Otras unidades utilizadas Magnitud Unidad Símbolo Longitud Metro m Metro cuadrado(1) m2 Superficie Hectárea(2) ha Volumen Litro l Peso Tonelada t Tiempo Hora h Metros cúbicos Caudal m3/s por segundo Temperatura Grado centígrado ºC Potencia Megavatio eléctrico MWe eléctrica Potencia Megavatio térmico MWt térmica Potencia Vatio Pico Wp fotovoltaica Poder kcal por kg kcal/kg calorífico Energía Megavatio-hora MWh Potencial eléctrico Voltio V fuerza elec- tromotriz Potencia Mega Voltio-am- MVA aparente perio (1) 1 m2 equivale a 10-4 hectáreas. (2) 1 ha equivale a 10.000 m2. 774

Plan de Energías Renovables 2011-2020

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