Un informe sobre el potencial de las energías renovables en la

Un informe sobre el potencial de las energías renovables en la España peninsular

Equipo de trabajo Coordinación técnica y redacción informeXavier García Casals (IIT) Análisis tecnologías, escenarios y restricciones SIGXavier García Casals (IIT) Análisis SIGJavier Domínguez Bravo (CIEMAT) ColaboracionesPedro Linares Llamas (IIT) Óscar López García (IIT)

Informe elaborado por el IIT bajo contrato de Greenpeace. Coordinador del proyecto por parte de Greenpeace: Jose Luis García Ortega.

Este informe ha sido financiado gracias a las aportaciones de nuestros socios. Greenpeace es una organización independiente política y económicamente que no recibe subvenciones de empresas, gobiernosni partidos políticos.Hazte socio de Greenpeace.902 100 505 Julio 2005

Renovables 2050Un informe sobre el potencialde las energías renovablesen la España peninsular

Índice

Índice0 Resumen 10

1 Introducción 28

2 Situación actual y escenarios para el 2050 402.1. Población 402.2. Demanda de energía 44

2.2.1. Demanda de energía eléctrica 442.2.1.1. Previsiones nacionales 442.2.1.2. Distribución geográfica 532.2.1.3. Modulación temporal 54

2.2.2. Demanda de energía total 562.3. Sistema de generación y transporte actual 602.4. Recursos hidroeléctricos 64

2.4.1. Producción hidroeléctrica 642.4.2. Acumulación por bombeo 64

2.5. Previsiones potencia instalada distintas renovables 65 2.5.1. Situación eólica a finales 2003 66 2.5.2. Plan de Fomento 702.5.3. Planificación sectores electricidad y gas 762.5.4. RD 436/04 77 2.5.5. Eólica Terrestre 80 2.5.6. Eólica Marina 81 2.5.7. Solar Termoeléctrica 84 2.5.8. Solar Fotovoltaica 84 2.5.9. Geotérmica 88

3 Años meteorológicos tipo 90 3.1. Energía solar 92 3.2. Energía eólica 97

4 Caracterización técnica de las distintas tecnologías 100 4.1. Eólica terrestre 100 4.2. Eólica marina 1064.3. Solar Termoeléctrica 106 4.4. Biomasa 119 4.5. Fotovoltaica 133 4.6. Geotérmica 140

5 Techos de potencia y generación de las distintas renovables 144 5.1. Disponibilidad de terreno según usos 144 5.2. Restricciones ambientales 146 5.3. Distribución espacial de la potencia máxima y techos de generación 146

5.3.1. Eólica 146 5.3.1.1. Eólica marina 155 5.3.1.2. Eólica terrestre 164

5.3.2. Fotovoltaica 172 5.3.2.1. Fotovoltaica integrada en edificios 180 5.3.2.2. Fotovoltaica con seguimiento azimutal 195

5.3.3. Biomasa 200 5.3.3.1. Biomasa residual 204 5.3.3.2. Cogeneración 205 5.3.3.3. Cultivos energéticos 207 5.3.3.4. Cultivos forestales de rotación rápida 209 5.3.3.5. Aprovechamiento del monte bajo 214 5.3.3.6. Total biomasa 218

5.3.4. Solar termoeléctrica 224 5.3.5. Chimenea solar 230 5.3.6. Olas 234 5.3.7. Geotérmica 239 5.3.8. Hidroeléctrica 242

5.4. Recopilación de techos de generación 243

6 Evaluación preliminar de los requerimientos 250de la potencia renovable instalada6.1. Cobertura demanda eléctrica 250 6.2. Cobertura demanda total 250

7 Conclusiones 254

8 Referencias 258

9 Agradecimientos 262

Renovables 2050. Un informe sobre el potencial de las energías renovables en la España peninsular

10

El objetivo del proyecto SIGER es realizar unanálisis técnico de la viabilidad de un sistemade generación eléctrica peninsular1 con eleva-da contribución de energías renovables parael año 2050 (buscando el límite a dicha contri-bución), teniendo en cuenta las principalesrestricciones como son la disponibilidad derecursos, las restricciones medio ambienta-les y de otros tipos en los usos del suelo, elacoplamiento temporal entre demanda ycapacidad de generación, y la capacidad detransporte de la red eléctrica. Un análisis deeste tipo entendemos que es fundamen-tal, especialmente en el contexto actualde urgencia en redirigir nuestro modeloenergético hacia la sostenibilidad, parapoder introducir criterios racionales en laplanificación energética.

En el planteamiento inicial del proyecto seacordó adoptar como condiciones de con-torno del análisis los distintos escenariosdisponibles relativos al crecimiento de lasdiversas tecnologías. Sin embargo, en elproceso de recopilación de datos, cuyosresultados presentamos en este informe,se detectó la ausencia de escenarios cohe-rentes de desarrollo de las distintas tecnolo-gías renovables en nuestro país, que refleja-ran de forma clara las diversas restriccionestanto en disponibilidad de recurso energéti-co como en la de usos del suelo, y que pro-porcionaran unos techos de potencia ygeneración que establecieran las condicio-nes de contorno adecuadas para proceder alanálisis de sistemas de generación de ele-vada penetración renovable. Es importanteresaltar la relevancia de disponer de un aná-

lisis que, de forma homogénea para las dis-tintas tecnologías, y especificando clara-mente los criterios impuestos y métodos decálculo empleados, proporcione una visióncoherente de los techos de potencia y ener-gía de las distintas tecnologías renovables,añadiendo información espacial relativa a ladisponibilidad de los recursos. Este es sinduda el primero y uno de los más relevantespasos a dar al plantearse un escenario deelevada contribución renovable, o simple-mente al abordar la planificación energéticade un país teniendo en cuenta las restriccio-nes ambientales impuestas, por lo queresulta realmente sorprendente que a estasalturas todavía no se dispusiera de él.

En los últimos años han ido apareciendonumerosos escenarios de crecimiento dediversas tecnologías renovables, pero lasituación actual es muy poco homogénea,yendo desde la exhuberancia (desde el ini-cio del proyecto en el 2003 está saliendomás de un informe al año) y optimismo de lasolar fotovoltaica, hasta la escasez y timidezde la solar termoeléctrica. Y en cualquierade los casos con muy poca información con-sistente relativa a nuestro país. En estasituacion es imposible plantearse buscar loslímites a la contribución de las renovablesen nuestro sistema energético sencillamen-te por no disponer de las condiciones decontorno apropiadas para este análisis.

Los techos potencia y generación de lasdistintas tecnologías renovables, ademásde ser una condición de contorno funda-mental para la búsqueda de sistemas de

0. Resumen

1 El alcance del proyecto se limita a la España peninsular.

Resumen

11generación con la máxima contribución reno-vable, determinando tanto los valores totalesde la potencia a instalar con las distintas tec-nologías así como su distribución espacial,constituyen en sí mismos un resultado técni-co de gran relevancia que debería estar en labase de cualquier proceso de planificaciónenergética. Por todos estos motivos, yendomás allí del alcance del proyecto, decidimoscentrar los esfuerzos en la elaboración deunos techos de potencia y generación lo máscompletos, congruentes y homogéneosposible, intentando no excluir a priori a nin-guna opción tecnológica, y basándonos enun análisis de Sistema de Información Geo-gráfica (SIG) para imponer las distintas res-tricciones a la implementación de las diver-sas tecnologías. Para garantizar la compati-bilidad medio ambiental de los techos depotencia y generación obtenidos, en el aná-lisis SIG se han excluido todos los emplaza-mientos con algún grado de protección,incluyendo tanto la Red Natura 2000 recien-temente propuesta (LIC y ZEPA), comootros espacios naturales con algún gradode protección.

Otra contribución importante de este infor-me, y estrechamente relacionada con lostechos de potencia y generación obtenidos,es el análisis de las distintas tecnologías ysus actuaciones, extendido a todo el territo-rio peninsular, y realizando una extrapola-ción a las condiciones representativas deestas tecnologías en el año 2050. La extra-polación tecnológica se ha realizado partien-do de la mejor tecnología actualmente dis-ponible, y en su caso incorporando lasmejoras tecnológicas que quepa esperarestén disponibles en el horizonte considera-do, pero en cualquier caso manteniendo uncriterio conservador que nos conduzca a

una cota inferior de las actuaciones quecabrá esperar de estas tecnologías en elaño 2050.

Sin embargo, dados los recursos limitadosdel proyecto, no ha sido posible tratar todaslas tecnologías con el mismo grado de deta-lle, y se ha invertido un mayor esfuerzo enaquellas cuya potencial contribución seintuía mayor. Las tecnologías cuyos techosde potencia y generación se han evaluadoson: eólica terrestre y marina, solar termo-eléctrica, fotovoltaica integrada en edifica-ción, fotovoltaica azimutal, biomasa, chi-menea solar, geotérmica, olas, e hidroeléc-trica. De igual forma, los recursos limita-dos del proyecto nos han obligado a limitarel análisis SIG a una primera aproximaciónobtenida de unos criterios preliminares dedesarrollo de las diversas tecnologías. Cre-emos que los resultados obtenidos propor-cionan ya una buena descripción de estostechos de potencia y generación (y decualquier forma la primera disponible coneste grado de detalle), pero en algunoscasos podría requerirse un análisis para-métrico más detallado de los criterios paraacotar con más precisión los techos depotencia y generación.

En este informe en primer lugar se recopi-lan y desarrollan escenarios de población ydemanda energética para el año 2050,basándonos en la medida de lo posible enescenarios ya elaborados por otras institu-ciones. Posteriormente se presentan tantola situación actual como los principalesescenarios de desarrollo de las energíasrenovables en la España peninsular, a fin deque actúen como referente frente a losresultados obtenidos. A continuación seprocede a realizar un análisis de las distintas


12 tecnologías consideradas para extrapolar unasituación conservadora del estado de las mis-mas en el año 2050 y evaluar sus actuacio-nes. Finalmente se procede a desarrollar lostechos de potencia y generación de las distin-tas tecnologías, según los parámetros yactuaciones tecnológicas anteriormente pre-sentados, e imponiendo mediante una herra-mienta SIG los criterios de uso de suelos.

En el marco del proyecto también se hadesarrollado una extensa información deescenarios de costes de las tecnologías yvaloraciones de costes de la electricidad pro-ducida con las distintas tecnologías y en losdistintos emplazamientos peninsulares. Sinembargo, y dada la extensión que ha adquiri-do este trabajo, hemos optado por no incluiraquí esta información.

En un principio, el alcance del proyecto esta-ba limitado a analizar las opciones de un siste-ma de generación eléctrica para la Españapeninsular con una gran contribución de ener-gías renovables. Sin embargo, a la vista de losresultados obtenidos para los techos depotencia, se consideró interesante hacer unaprimera extensión de los resultados al abaste-cimiento de energía total. Con este fin se hadesarrollado también un escenario de deman-da de energía total y se ha procedido a com-parar dicha demanda con la capacidad degeneración de las energías renovables, sinentrar en detalles de cual debería ser el vec-tor energético adecuado para acoplar capaci-dad de generación y demanda.

Todo el análisis de actuaciones de las dis-tintas tecnologías y de determinación delos techos de potencia se ha realizado y sehan obtenido resultados a nivel provincial.Sin embargo, habida cuenta de la gran can-

tidad de información generada, a menudose presentan los resultados agregados anivel de CCAA.

El análisis de este proyecto se ha limitado a laEspaña peninsular por acotar su alcance. Cre-emos que los resultados obtenidos a nivelpeninsular ya son representativos de cualesson los criterios principales que deberíanguiar nuestro modelo de desarrollo energéti-co, pero realmente son más restrictivos encuanto a alcanzar una gran contribución deenergías renovables de lo que cabe esperarcomo situación probable para el 2050, encuyo horizonte, las interconexiones energéti-cas con el resto de Europa y con el norte deÁfrica facilitarán un mejor acoplamiento entrecapacidad de generación renovable y deman-da. En definitiva, estas interconexiones eléc-tricas repercutirán en una reducción delrequerimiento de sobredimensionado de lacapacidad de generación para satisfacer elacoplamiento temporal entre demanda ygeneración, conduciendo, por tanto, a unincremento del factor de capacidad de lacapacidad de generación renovable instalada,y por tanto a una reducción de los costes dela electricidad generada.

En la Tabla 1 mostramos los techos de poten-cia y generación peninsulares de las distintastecnologías consideradas y obtenidos en esteproyecto, así como los porcentajes de ocupa-ción del territorio peninsular que estarían aso-ciados a implementar estos techos y los por-centajes de cobertura de la demanda eléctri-ca peninsular y demanda total (proyectadaspara el 2050) que proporcionaría el desarrollode dicho potencial. Se presenta también en lamisma tabla las demandas eléctrica y deenergía total proyectadas para el 2050 en laEspaña peninsular.

Resumen

13Tabla 1 Techos de potencia y generación peninsular

* Se corresponde con los objetivos para 2010 de (PFER, 1999). No se añade ocupación de terreno por no haberse evaluado en el marco de este pro-yecto. La ocupación de terreno corresponde a los embalses actualmente ya existentes. ** Elaborado a partir de los objetivos para 2010 de (PFER,1999) adaptando los rendimientos de conversión.

*** La ocupación del terreno mostrada se corresponde con la de los parques eólicos. Sin embargo debe tenerse en cuenta que un parque eólicocon las densidades de potencia y el tamaño de máquina considerados, permite simultaneidad de usos de el terreno del parque con otras apli-caciones. En la eólica se proporcionan dos techos de generación asociados a dos métodos de cálculo del factor de capacidad. Por falta de dis-ponibilidad de datos eólicos representativos para cada provincia, los techos de generación se han evaluado mediante los factores de capaci-dad registrados por la CNE en el año 2003, y mediante distribuciones de potencial eólico valoradas como representativas de los emplazamien-tos tipo. El gran parecido de ambos resultados, y el hecho de que representa el techo de generación de una implementación eólica a granescala (los emplazamientos muy buenos son minoritarios y ya están ocupados), permite ver estos resultados como una buena estimación con-servadora de la capacidad de generación.

**** Tanto en los cultivos forestales de rotación rápida (CFRR) como en el aprovechamiento del monte bajo, la pendiente máxima del terreno parala explotación del recurso ha resultado ser un factor importante para la obtención de los techos. Para mostrar su efecto, se muestran resul-tados de techos para dos pendientes, la menor correspondería a una aplicación actual directa, y la segunda requeriría el desarrollo de maqui-naria apropiada.

***** En la geotérmica HDR, el área de ocupación indicada corresponde a la estimación de equipos en superficie, pero el aprovechamiento deárea de flujo geotérmico correspondería al 63,6% de la superficie peninsular.

Techo potencia Techo generación Demanda eléctrica Demanda total Ocupación territorio (GWp) (TW.h/año) (%) (%) (%)

Demanda total 1525Demanda eléctrica 280Hidroeléctrica(P >10 MW)* 16.6 30.7 11.0 2.0Minihidráulica(P < 10 MW)** 2.2 6.9 2.5 0.5Eólica terrestre(CF datos CNE)*** 915.1 1902 679.3 124.7 56.64Eólica terrestre(CF Weibull)*** 915.1 2285 816.1 149.8 56.64Eólica marina 164.8 334.0 119.3 21.9Fotovoltaica integrada 494.5 569.3 203.3 37.3Fotovoltaica azimutal 708.4 1382.0 493.6 90.6 8.82Biomasa residual y biogas 7.3 50.9 18.2 3.3Cultivos energéticos 4.7 35.2 12.6 2.3 6.34Cultivos forestales derotación rápida (p < 3%)**** 1.9 14.4 5.1 0.92 33Cultivos forestales derotación rápida (p < 10%) 5.1 38.2 13.6 2.5 5.73Monte bajo (p< 4%)**** 1.3 9.4 3.4 0.6 5.42Monte bajo (p< 10%) 2.3 17.2 6.1 1.1 9.43Biomasa total 15.2 109.8 39.2 7.2 14.09(menor pendiente)Biomasa total 19.5 141.5 50.5 9.3 21.50(mayor pendiente)Solar termoeléctrica 2738.8 9897.0 3534.6 649.0 13.26Chimenea solar 324.3 836.0 298.6 54.8 14.60Olas 84.4 296.0 105.7 19.4Geotérmica HDR***** 2.5 19.5 7.0 1.3 0.0002


14 De los resultados presentados en esta tablase pueden extraer importantes conclusiones:

Lo primero que salta a la vista es la gran capa-cidad de generación de las tecnologías reno-vables en su conjunto, con algunas de ellasalcanzando por sí mismas un techo de gene-ración superior (y en algunos casos muysuperior) a las demandas, tanto de energíaeléctrica como total, y por lo general ocupan-do un porcentaje relativamente pequeño de lasuperficie peninsular. Debemos recalcar queen la determinación de los techos de poten-cia y generación se han excluido ya todaslas zonas con algún carácter de protecciónde espacio natural (28% del territorio penin-sular), y los usos del terreno incompatiblescon la implementación de las tecnologíasen cuestión.

Si sumáramos todos los techos de las distin-tas tecnologías presentados en la tabla ante-rior, obtendríamos una cota superior deltecho total de generación basado en tecnolo-gías renovables (15.798 TW.h/a). Empleamosel término “cota superior” por correspondera un techo, y por poder existir interseccionesen usos de espacios entre las distintas tec-nologías. Sin embargo, dadas las restriccio-nes impuestas en el uso del suelo para elanálisis de cada uno de los techos de poten-cia, las intersecciones entre tecnologíasestán bastante limitadas. En efecto, inclusolas intersecciones con la eólica terrestre,que es la tecnología que ocupa un mayorporcentaje del territorio, son poco relevantespor poder coexistir en el mismo territorio laeólica terrestre con otras tecnologías comola biomasa, e incluso con la solar (dada labaja densidad de potencia eólica instalada yel tamaño de las máquinas empleadas, laspérdidas por sombreamiento de los aeroge-

neradores sobre los colectores solares seríanmuy limitadas). Esta cota superior del techode generación con renovables representauna capacidad de generación de 56,42veces la demanda peninsular de electricidadpara el 2050, o de 10,36 veces la demandade energía total peninsular para el 2050.

Con una abundancia tan grande de capaci-dad de generación con energías renovables,y dadas las fuertes restricciones ambienta-les que ha alcanzado nuestro modelo ener-gético actual, parece una irresponsabilidadno planificar el desarrollo de nuestro modeloenergético encaminándolo directamente yde forma racional hacia un sistema 100%renovable. En este sentido es importantetener presente que la capacidad de inversiónen el sistema energético es limitada, y portanto decisiones erróneas en la actualidadpueden hipotecar durante varios años laposibilidad de redirigir el sistema energéticoen la dirección adecuada.

Otra conclusión que se desprende de losresultados de la Tabla 1 es que en nuestropaís los recursos renovables dominantesson, con mucha diferencia, los asociados alas tecnologías solares. Y esta conclusiónentra en claro contraste con los objetivos ofi-ciales de desarrollo de las tecnologías reno-vables, como el PFER, en los cuales estastecnologías solares no están reflejadas en lamagnitud que correspondería a su contribu-ción potencial (de hecho algunas están mar-ginalmente consideradas y otras ni apare-cen). Y de entre las tecnologías solares des-tacan las centrales termosolares, que confactores de capacidad anual entre el 52% yel 20% según el emplazamiento (15 horasde almacenamiento) proporcionan una abun-dante y estable capacidad de generación.

Resumen

15Esta conclusión es, totalmente coherentecon el tópico de que en España lo que hay essol, y esperamos que a raíz de análisis deta-llados como el aquí presentado, en el que serealiza una comparación coherente entre losdistintos recursos disponibles, pueda empe-zar a ser realmente internalizada en los pro-cesos de planificación energética.

También llama la atención la capacidad degeneración asociada a tecnologías actual-mente no incorporadas en el PFER, como esla energía de las olas y la geotérmica de rocaseca (HDR). El análisis desarrollado con estasdos tecnologías tiene un carácter menosdetallado que el llevado a cabo con otras,pero a la vista de los resultados obtenidosmuestra un potencial muy elevado en la tec-nología de las olas, y un potencial del ordende tres veces el de la mini hidráulica para lageotérmica de roca seca, con un elevado fac-tor de capacidad.

Respecto a la eólica terrestre, podemosobservar que el techo de potencia es muysuperior a los objetivos actuales de desarrollode esta tecnología, pero los requerimientosde superficie para implementarlo tambiénson los más elevados de todas las tecnologí-as consideradas. Si bien es cierto que con lasbajas densidades de potencia consideradaspara el desarrollo de estos techos de poten-cia, y con las características de las máquinaseólicas implicadas, el terreno empleado paradesarrollar este potencial eólico puede com-partir uso con otras aplicaciones, pero eldesarrollo de este potencial conduciría a tenerel 57% del territorio peninsular con parqueseólicos, lo cual generaría un impacto visualque probablemente no resulte admisible antela elevada disponibilidad de opciones tecnoló-gicas, algunas de ellas con densidad de

potencia considerablemente superior. Dehecho, a la vista de los resultados de ocupa-ción de terreno presentados en la tabla ante-rior probablemente no quede justificadodesarrollar más allí de un 10% del potencialeólico terrestre, conduciendo a una ocupa-ción de terreno similar a la de otras tecnolo-gías, y a una potencia instalada del orden de6 veces la de los objetivos actuales.

La biomasa es otra tecnología que merecemención especial. En el marco de este pro-yecto, y con la idea previa de que la biomasapodía jugar un papel muy importante dadasu capacidad de regulación de la generación,hemos realizado un esfuerzo considerableen buscar el límite superior de esta tecnolo-gía. Para ello hemos recurrido a un plantea-miento integrado mediante gasificación delas distintas fuentes de biomasa para su usoen un ciclo de turbina de gas regenerativa deelevadas prestaciones, y hemos explorado almáximo las posibilidades de obtener recur-sos de biomasa extendiendo los límites delos cultivos energéticos respecto a lo expre-sado en el PFER, e introduciendo de formageneralizada los cultivos forestales de rota-ción rápida y el aprovechamiento energéticodel monte bajo. En una primera aproxima-ción, en los criterios tecnológicos introduji-mos restricciones conservadoras actualesde pendientes máximas de trabajo de losCFRR y el monte bajo, con lo que obtuvimostechos de potencia relativamente bajos encomparación con otras tecnologías. Poste-riormente, y para verificar el efecto de la pen-diente de terreno permitida, realizamos unasegunda evaluación para pendientes conside-rablemente superiores, y aunque el incre-mento relativo en el techo de potencia esimportante, a nivel global, comparado conotras tecnologías, la contribución potencial de


16 la biomasa sigue siendo relativamentepequeña. Claro está que si comparamos lacontribución potencial total de la biomasacon la demanda eléctrica proyectada o conla capacidad de la gran hidroeléctrica, y aesto le añadimos su elevada capacidad deregulación (especialmente al estar imple-mentada en un ciclo de turbina de gas rege-nerativo), la biomasa puede jugar un papelimportante en el sistema de generacióneléctrica en el contexto actual en el que apa-recen las limitaciones de la red de transpor-te eléctrico implementada, aunque para ellorequiera una ocupación de territorio relativa-mente elevada frente a otras tecnologías(consecuencia directa de su baja densidadde potencia). Pero no debemos olvidar queen el contexto actual, la biomasa energéticatambién está llamada a ejercer un papelrelevante en otros sectores energéticoscomo es el del transporte y el del abasteci-miento de energía térmica en el sector edifi-cación. Bajo esta perspectiva debemos con-siderarnos como un país con un limitadorecurso de biomasa energética, debiendo,por tanto, proceder a un uso eficiente delmismo cubriendo los nichos espacio-tempo-rales más críticos. También procede señalarque el orden de magnitud del techo quehemos obtenido para la biomasa es el quese encuentra más próximo a los potencialesexpuestos en el PFER de todas las tecnolo-gías analizadas.

Con una capacidad de generación renova-ble tan elevada, parece obvio que existeninfinitas opciones para configurar un mix degeneración 100% renovable con capacidadde abastecer la demanda. De hecho, inclu-so podría ser factible basar toda la genera-ción eléctrica en una única tecnología. Paradeterminar la potencia instalada necesaria

de un mix energético es preciso realizar unanálisis temporal de capacidad de genera-ción y demanda, así como tener en cuentalas limitaciones de transporte de la redeléctrica considerada. Cuanto menor sea ladiversidad tecnológica del mix energéticoconsiderado, es de esperar que el sobre-dimensionado requerido en el sistema degeneración para satisfacer la demanda en elmomento más crítico del año será mayor.Desde un punto de vista económico, el tenerque recurrir a un elevado sobredimensiona-do del parque generador para poder regularel sistema con su exceso de capacidad degeneración, trae la consecuencia directa deemplear dicho parque de generación conun factor de capacidad (CF) considerable-mente inferior al que podría proporcionar siestuviera liberado de la labor de regulación,lo cual a su vez implica un incremento enlos costes de la electricidad generada. Portanto, a priori parece que la diversificacióntecnológica constituye una buena estrate-gia, permitiendo la entrada en el sistema degeneración de tecnologías con un LEC(coste normalizado de la electricidad) supe-rior, pero que pueden conducir a un menorLEC total del parque generador en su con-junto al requerir un menor sobredimensio-nado del mismo.

En la segunda parte de este proyecto se aco-meterá este análisis con mayor grado dedetalle, pero a modo previo resulta intere-sante tener alguna idea previa de la configu-ración requerida de un parque de genera-ción para cubrir el 100% de la demandaeléctrica. Con la filosofía de diversificacióntecnológica anteriormente comentada, en laTabla 2 mostramos una posible mix tecnoló-gico con capacidad de generación del180% de la demanda eléctrica proyectada

Resumen

17(aproximación del sobre-dimensionadorequerido para regular el sistema en el casode emplear como sistema de distribuciónuna red eléctrica), es decir, asumiendo unrendimiento del sistema de regulación-transporte del 56%. Con una potencia picoinstalada de 180 GW este sistema de gene-ración ocuparía tan solo el 5,3% de lasuperficie peninsular. En la misma tabla semuestra el porcentaje de desarrollo reque-rido del techo de cada tecnología anterior-mente expuesto para implementar esteparque generador. Un par de anotacionespara matizar estos resultados:

· Hemos considerado una reducción deactuaciones proporcional a uso recurso,pero realmente al emplear los mejoresemplazamientos, que evidentemente serí-an los primeros en desarrollarse, la ocupa-ción del territorio sería incluso inferior a lamostrada en esta tabla.

· Hemos presentado un mix que de cabidaa todas las tecnologías, pero empleandolas tecnologías de mayor densidad ener-gética se podría reducir significativa-mente el requerimiento de superficie(siempre y cuando la reducción de varie-dad tecnológica no condujera a un granincremento en requerimiento de sobredi-mensionado de potencia).

· Respecto a los CFRR y al aprovechamientodel monte bajo hemos asumido los techosasociados a las menores pendientes deexplotación del terreno.

En el caso de plantearnos el abastecimientodel 100% de la demanda energética total enel 2050 con energías renovables resulta evi-dente que habría que introducir algún otrosistema de distribución energética adicio-nal, o incluso reemplazando totalmente, a lared eléctrica de transporte. Este sistema de

Tabla 2 Propuesta preliminar de un mix tecnológico para abastecer el 100% de la demanda eléctricapeninsular, con un sobre dimensionado de capacidad generadora del 178% (rendimiento deregulación-transporte del 56%)

Potencia (GWp) Generación Desarrollo potencial Ocupación territorio (TW.h/año) (%) (%)

Demanda eléctrica 280Hidroeléctrica (P >10 MW)* 16.6 30.7 100.0Minihidráulica (P < 10 MW)** 2.2 6.9 100.0Eólica terrestre (CF Weibull) 27.5 68.55 3.0 1.70Eólica marina 16.5 33.4 10.0Fotovoltaica integrada 24.7 28.5 5.0Fotovoltaica azimutal 14.2 27.6 2.0 0.18Biomasa residual y biogas** 5.8 40.7 80.0Cultivos energéticos 0.9 7.0 20.0 1.27Cultivos forestalesde rotación rápida 0.4 2.9 20.0 0.47Monte bajo 0.3 1.9 20.0 1.18Biomasa total 7.4 52.5 2.82Solar termoeléctrica 54.8 197.9 2.0 0.27Chimenea solar 6.5 16.7 2.0 0.29Olas 8.4 29.6 10.0Geotérmica HDR 1.0 7.8 40.0Totales renovables 180 500 5.3


18 Tabla 3 Propuesta preliminar de un mix tecnológico para abastecer el 100% de la demanda energéticatotal peninsular, suponiendo un sistema de regulación y transporte con 100% de rendimiento (cotainferior del sistema de generación necesario)

Tabla 4 Propuesta preliminar de un mix tecnológico para abastecer el 100% de la demanda energéticatotal peninsular, suponiendo un sistema de regulación y transporte con 80% de rendimiento


Demanda total 1525Hidroeléctrica (P >10 MW)* 16.6 30.7 100.0Minihidráulica (P < 10 MW)** 2.2 6.9 100.0Eólica terrestre (CF Weibull) 91.5 228.5 10.0 5.66Eólica marina 16.5 33.4 10.0Fotovoltaica integrada 49.5 56.9 10.0Fotovoltaica azimutal 70.8 138.2 10.0 0.88Biomasa residual y biogas** 7.3 50.9 10Cultivos energéticos 1.9 14.1 40.0 2.54Cultivos forestalesde rotación rápida 0.8 5.7 40.0 0.93Monte bajo 0.5 3.8 40.0 2.17Biomasa total 10.4 74.4 5.64Solar termoeléctrica 240.8 870.3 8.8 1.17Chimenea solar 6.5 16.7 2.0 0.29Olas 16.9 59.2 20.0Geotérmica HDR 1.2 9.8 50.0 0.0001Totales renovables 523 152 13.6


Demanda total 1525Hidroeléctrica (P >10 MW) * 16.6 30.7 100.0Minihidráulica (P < 10 MW)** 2.2 6.9 100.0Eólica terrestre (CF Weibull) 91.5 228.5 10.0 5.66Eólica marina 16.5 33.4 10.0Fotovoltaica integrada 49.5 56.9 10.0Fotovoltaica azimutal 70.8 138.2 10.0 0.88Biomasa residual y biogas** 7.3 50.9 100.0Cultivos energéticos 1.9 14.1 40.0 2.54Cultivos forestales de rotación rápida 0.8 5.7 40.0 0.93Monte bajo 0.5 3.8 40.0 2.17Biomasa total 10.4 74.4 5.64Solar termoeléctrica 344.6 1245.3 12.6 1.67Chimenea solar 6.5 16.7 2.0 0.29Olas 16.9 59.2 20.0Geotérmica HDR 1.2 9.8 50.0 0.0001TOTAL renovables 627 1900 14.1

Resumen

19distribución adicional, mediante la introduc-ción de otro vector energético de más fácilalmacenamiento y por tanto más apropiadopara los otros sectores energéticos, relajaríamucho la exigencia de sobre-dimensionadopara satisfacer el acoplamiento temporal dedemanda y capacidad de generación. Quedafuera del alcance de este proyecto el anali-zar este sistema de distribución energética,pero sí nos parece adecuado esbozar loslímites e implicaciones de dicho sistema degeneración. En la Tabla 3 mostramos un posi-ble mix tecnológico con capacidad de generaruna cantidad de energía igual a la demandade energía total peninsular para el 2050, esdecir, asumiendo un rendimiento del 100%del sistema de transporte y regulación. Portanto, este sistema de generación energéticacon una potencia pico instalada de 523 GW yocupando un 13,6% de la superficie de laEspaña peninsular, constituye una cota infe-rior del sistema de generación requerido. Siasumimos que el rendimiento global del sis-tema de regulación y transporte es del80%, mediante un ligero incremento por-centual del aprovechamiento del techo desolar termoeléctrica vemos en la Tabla 4cómo podría configurarse dicho sistemagenerador, con una potencia pico total de627 GW y una ocupación del 14,1% delterritorio de la España peninsular. Estosresultados nos muestran claramente la grancapacidad de acomodar las pérdidas del sis-tema de regulación-transporte sin ocuparcantidades exageradas de territorio que nosproporcionan los elevados techos de gene-ración renovable de que disponemos.

Finalmente, en las 15 tablas siguientes mos-tramos los techos de potencia y generaciónen cada una de las 15 CCAA peninsulares,con indicación del porcentaje de suelo de

cada Comunidad que requeriría desarrollardicho potencial, y con el porcentaje de cober-tura de las demandas de energía eléctrica ytotal proyectadas para esa Comunidad en el2050 (también indicadas en la tabla) al desa-rrollar cada uno de los techos de tecnologíasrenovables. Estos resultados son interesan-tes para apreciar la distribución espacial delos recursos de energías renovables en laEspaña peninsular, así como para servir deguía al desarrollo de políticas de promoción yapoyo a las distintas tecnologías renovablesen el marco de las CCAA.

Del análisis de estas tablas se desprende laconclusión de que en todas las CCAA hayrecursos energéticos renovables suficien-tes para abastecer toda su demanda deenergía eléctrica y total, siendo algunas deellas tremendamente excedentarias en dis-ponibilidad de recurso energético. Evidente-mente de estos resultados no debería des-prenderse la conclusión de que el objetivo aperseguir sea la autosuficiencia energéticaen cada Comunidad: un sistema energéticoen base peninsular siempre será más efi-ciente y permitirá generar electricidad a unmenor coste (requiriendo un menor sobre-dimensionado para regulación) que 15 siste-mas autosuficientes a nivel de CCAA. Perosin embargo, estos resultados sí que mues-tran la amplia disponibilidad de recursosenergéticos con una homogénea distribu-ción geográfica en la España peninsular.


20 Tabla 5 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Andalucía

Tabla 6 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Aragón

Techo potencia Techo generación Demanda Demanda Ocupación (GWp) (TW.h/año) eléctrica (%) total (%) territorio (%)

Demanda total 291.89Demanda eléctrica 41.53Hidroeléctrica (P >10 MW) * 0.51 0.96 2.3 0.3Minihidráulica (P < 10 MW)** 0.16 0.49 1.2 0.2Eólica terrestre (CF datos CNE) 157.8 371.9 895.5 127.4 55.58Eólica terrestre (CF Weibull) 157.8 401.9 967.7 137.7 55.58Eólica marina 28.3 57.5 138.5 19.7Fotovoltaica integrada 87.9 111.5 268.5 38.2Fotovoltaica azimutal 117.8 248.1 597.4 85.0 6.34Biomasa residual y biogas** 1.5 10.2 24.5 3.5Cultivos energéticos 0.8 5.7 13.8 2.0 4.84Cultivos forestales de rotación rápida (p < 3%) 0.18 1.4 3.3 0.5 1.19Cultivos forestales de rotación rápida (p < 10%) 0.37 2.7 6.6 0.9 2.45Monte bajo (p< 4%) 0.16 1.2 2.9 0.4 3.86Monte bajo (p< 10%) 0.27 2.0 4.8 0.7 6.69Biomasa total (menor pendiente) 2.6 18.5 44.5 6.3 9.89Biomasa total (mayor pendiente) 2.9 20.7 49.7 7.1 13.98Solar termoeléctrica 370.5 1651.0 3975.4 565.6 9.93Chimenea solar 47.0 136.7 329.2 46.8 11.93Olas 22.3 78.0 187.8 26.7Geotérmica HDR 0.39 3.1 7.3 1.0 0.0001


Demanda total 47.2Demanda eléctrica 10.39Hidroeléctrica (P >10 MW) * 1.48 2.75 26.5 5.8Minihidráulica (P < 10 MW)** 0.30 0.92 8.9 1.9Eólica terrestre (CF datos CNE) 89.3 188.6 1815.2 399.6 59.00Eólica terrestre (CF Weibull) 89.3 237.6 2286.8 503.4 59.00Eólica marina 0.0 0.0Fotovoltaica integrada 16.8 19.2 184.8 40.7Fotovoltaica azimutal 65.7 126.3 1215.6 267.6 9.34Biomasa residual y biogas** 0.4 3.1 29.5 6.5Cultivos energéticos 0.6 4.5 43.1 9.5 9.49Cultivos forestales de rotación rápida (p < 3%) 0.10 0.71 6.8 1.5 1.36Cultivos forestales derotación rápida (p < 10%) 0.36 2.67 25.7 5.7 4.85Monte bajo (p< 4%) 0.09 0.70 6.7 1.5 5.01Monte bajo (p< 10%) 0.19 1.40 13.5 3.0 10.05Biomasa total (menor pendiente) 1.2 9.0 86.1 19.0 15.86Biomasa total (mayor pendiente) 1.6 11.6 111.7 24.6 24.39Solar termoeléctrica 351.9 1265.0 12175.2 2680.1 17.50Chimenea solar 36.1 91.9 884.5 194.7 16.81Olas 0.0 0.0Geotérmica HDR 0.24 1.9 18.5 4.1 0.0002

Resumen

21Tabla 7 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Asturias

Tabla 8 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Cantabria




Demanda total 21.09Demanda eléctrica 4.13Hidroeléctrica (P >10 MW) * 0.15 0.28 6.8 1.3Minihidráulica (P < 10 MW)** 0.06 0.18 4.4 0.9Eólica terrestre (CF datos CNE) 3.8 7.8 188.9 37.0 23.30Eólica terrestre (CF Weibull) 3.8 10.7 259.1 50.7 23.30Eólica marina 5.4 11.0 266.3 52.2Fotovoltaica integrada 7.8 7.2 174.3 34.1Fotovoltaica azimutal 2.7 4.0 96.9 19.0 4.21Biomasa residual y biogas** 0.08 0.52 12.6 2.5Cultivos energéticos 0.00 0.01 0.2 0.0 0.10Cultivos forestales derotación rápida (p < 3%) 0.031 0.23 5.6 1.1 2.46Cultivos forestales derotación rápida (p < 10%) 0.11 0.79 19.1 3.7 8.77Monte bajo (p< 4%) 0.010 0.10 2.4 0.5 2.26Monte bajo (p< 10%) 0.037 0.30 7.3 1.4 7.67Biomasa total (menor pendiente) 0.1 0.9 20.8 4.1 4.82Biomasa total (mayor pendiente) 0.2 1.6 39.2 7.7 16.54Solar termoeléctrica 34.0 80.0 1937.0 379.3 15.99Chimenea solar 3.1 6.3 152.5 29.9 13.03Olas 2.9 10.1 245.1 48.0Geotérmica HDR 0.02 0.13 3.1 0.6 0.0001


22 Tabla 9 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Castilla y León

Tabla 10 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Castilla-La Mancha


Demanda total 95.46Demanda eléctrica 18.48Hidroeléctrica (P >10 MW) * 5.42 10.04 54.3 10.5Minihidráulica (P < 10 MW)** 0.44 1.37 7.4 1.4Eólica terrestre (CF datos CNE) 188.2 374.2 2024.9 392.0 58.23Eólica terrestre (CF Weibull) 188.2 426.1 2305.7 446.4 58.23Eólica marina 0.0 0.0Fotovoltaica integrada 35.8 40.7 220.2 42.6Fotovoltaica azimutal 173.4 332.5 1799.2 348.3 12.82Biomasa residual y biogas** 1.2 8.6 46.4 9.0Cultivos energéticos 1.5 10.9 58.8 11.4 10.63Cultivos forestales derotación rápida (p < 3%) 0.63 4.69 25.4 4.9 4.61Cultivos forestales de rotación rápida (p < 10%) 1.13 8.44 45.7 8.8 7.53Monte bajo (p< 4%) 0.26 1.90 10.3 2.0 6.29Monte bajo (p< 10%) 0.39 2.90 15.7 3.0 8.82Biomasa total (menor pendiente) 3.6 26.0 140.9 27.3 21.53Biomasa total (mayor pendiente) 4.2 30.8 166.6 32.2 26.98Solar termoeléctrica 639.8 2258.0 12218.6 2365.4 15.83Chimenea solar 74.1 187.0 1011.9 195.9 17.48Olas 0.0 0.0Geotérmica HDR 0.43 3.4 18.5 3.6 0.0002


Demanda total 69.67Demanda eléctrica 13.67Hidroeléctrica (P >10 MW) * 0.40 0.75 5.5 1.1Minihidráulica (P < 10 MW)** 0.13 0.42 3.1 0.6Eólica terrestre (CF datos CNE) 182.8 338 2472.6 485.1 68.72Eólica terrestre (CF Weibull) 182.8 435.6 3186.5 625.2 68.72Eólica marina 0.0 0.0Fotovoltaica integrada 37.4 44.7 327.0 64.2Fotovoltaica azimutal 150.1 300.1 2195.3 430.7 10.96Biomasa residual y biogas** 0.58 4.07 29.8 5.8Cultivos energéticos 1.1 8.29 60.6 11.9 9.56Cultivos forestales de rotación rápida (p < 3%) 0.20 1.47 10.8 2.1 1.83Cultivos forestales de rotación rápida (p < 10%) 0.44 3.28 24.0 4.7 4.08Monte bajo (p< 4%) 0.24 1.80 13.2 2.6 7.98Monte bajo (p< 10%) 0.34 2.50 18.3 3.6 11.41Biomasa total (menor pendiente) 2.1 15.6 114.3 22.4 19.37Biomasa total (mayor pendiente) 2.5 18.1 132.7 26.0 25.05Solar termoeléctrica 437.6 1692.0 12377.5 2428.6 12.75Chimenea solar 54.1 142.5 1042.4 204.5 15.12Olas 0.0 0.0Geotérmica HDR 0.43 3.4 25.0 4.9 0.0002

Resumen

23Tabla 11 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Cataluña

Tabla 12 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Valencia






24 Tabla 13 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Extremadura

Tabla 14 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Galicia


Demanda total 41.21Demanda eléctrica 5.44Hidroeléctrica (P >10 MW) * 1.81 3.35 61.6 8.1Minihidráulica (P < 10 MW)** 0.06 0.19 3.5 0.5Eólica terrestre (CF datos CNE) 76.3 153.8 2827.2 373.2 55.06Eólica terrestre (CF Weibull) 76.3 183.9 3380.5 446.3 55.06Eólica marina 0.0 0.0Fotovoltaica integrada 14.1 17.7 325.4 43.0Fotovoltaica azimutal 82.4 163.7 3009.2 397.2 11.04Biomasa residual y biogas** 0.30 2.08 38.2 5.0Cultivos energéticos 0.29 2.16 39.7 5.2 4.10Cultivos forestales de rotación rápida (p < 3%) 0.08 0.56 10.3 1.4 1.25Cultivos forestales de rotación rápida (p < 10%) 0.15 1.15 21.1 2.8 2.52Monte bajo (p< 4%) 0.125 0.90 16.5 2.2 6.69Monte bajo (p< 10%) 0.175 1.30 23.9 3.2 9.14Biomasa total (menor pendiente) 0.8 5.7 104.8 13.8 12.04Biomasa total (mayor pendiente) 0.9 6.7 123.0 16.2 15.76Solar termoeléctrica 158.3 630.0 11580.9 1528.8 9.38Chimenea solar 27.6 76.8 1411.8 186.4 14.74Olas 0.0 0.0Geotérmica HDR 0.17 1.36 25.0 3.3 0.0001


Demanda total 105.56Demanda eléctrica 22.23Hidroeléctrica (P >10 MW)* 3.34 6.18 27.8 5.9Minihidráulica (P < 10 MW)** 0.18 0.57 2.6 0.5Eólica terrestre (CF datos CNE) 45.3 103.5 465.6 98.0 49.15Eólica terrestre (CF Weibull) 45.3 124.8 561.4 118.2 49.15Eólica marina 30.6 62.1 279.4 58.8Fotovoltaica integrada 34.0 34.8 156.5 33.0Fotovoltaica azimutal 29.8 46.6 209.6 44.1 8.01Biomasa residual y biogas** 0.94 6.6 29.5 6.2Cultivos energéticos 0.0001 0.001 0.0 0.0 0.002Cultivos forestales de rotación rápida (p < 3%) 0.38 2.8 12.6 2.7 5.03Cultivos forestales de rotación rápida (p < 10%) 1.12 8.3 37.5 7.9 14.92Monte bajo (p< 4%) 0.22 1.6 7.2 1.5 7.31Monte bajo (p< 10%) 0.44 3.2 14.4 3.0 15.31Biomasa total (menor pendiente) 1.5 11.0 49.4 10.4 12.34Biomasa total (mayor pendiente) 2.5 18.1 81.4 17.1 30.23Solar termoeléctrica 204.0 532.0 2393.2 504.0 17.73Chimenea solar 22.9 49.8 224.0 47.2 17.19Olas 37.3 130.8 588.6 124.0Geotérmica HDR 0.26 2.1 9.3 2.0 0.0003

Resumen

25Tabla 15 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Madrid

Tabla 16 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Murcia


Demanda total 219.45Demanda eléctrica 34.01Hidroeléctrica (P >10 MW)* 0.07 0.13 0.4 0.1Minihidráulica (P < 10 MW)** 0.05 0.15 0.4 0.1Eólica terrestre (CF datos CNE) 10.2 19.6 57.6 8.9 39.62Eólica terrestre (CF Weibull) 10.2 26.5 77.9 12.1 39.62Eólica marina 0.0 0.0Fotovoltaica integrada 62.7 71.4 209.9 32.5Fotovoltaica azimutal 14.7 27.8 81.7 12.7 11.39Biomasa residual y biogas** 0.19 1.31 3.9 0.6Cultivos energéticos 0.060 0.44 1.3 0.2 6.06Cultivos forestales de rotación rápida (p < 3%) 0.007 0.05 0.1 0.0 0.64Cultivos forestales de rotación rápida (p < 10%) 0.02 0.12 0.4 0.1 1.37Monte bajo (p< 4%) 0.016 0.10 0.3 0.0 5.69Monte bajo (p< 10%) 0.028 0.20 0.6 0.1 9.26Biomasa total (menor pendiente) 0.3 1.9 5.6 0.9 12.39Biomasa total (mayor pendiente) 0.3 2.1 6.1 0.9 16.69Solar termoeléctrica 39.4 144.0 423.4 65.6 11.67Chimenea solar 6.1 15.6 45.9 7.1 16.88Olas 0.0 0.0Geotérmica HDR 0.03 0.25 0.7 0.1 0.0001




26 Tabla 17 Techos de potencia y generación en la Comunidad de Navarra

Tabla 18 Techos de potencia y generación en la Comunidad de País Vasco


Demanda total 22.19Demanda eléctrica 5.96Hidroeléctrica (P >10 MW)* 0.04 0.07 1.2 0.3Minihidráulica (P < 10 MW)** 0.21 0.66 11.1 3.0Eólica terrestre (CF datos CNE) 16.4 38 637.6 171.2 49.30Eólica terrestre (CF Weibull) 16.4 43 721.5 193.8 49.30Eólica marina 0.0 0.0Fotovoltaica integrada 7.7 7.9 132.6 35.6Fotovoltaica azimutal 7.8 13.5 226.5 60.8 5.85Biomasa residual y biogas** 0.2 1.2 20.6 5.5Cultivos energéticos 0.09 0.7 11.7 3.2 5.27Cultivos forestales de rotación rápida (p < 3%) 0.04 0.33 5.5 1.5 1.91Cultivos forestales de rotación rápida (p < 10%) 0.24 1.78 29.9 8.0 9.92Monte bajo (p< 4%) 0.02 0.10 1.7 0.5 3.36Monte bajo (p< 10%) 0.06 0.40 6.7 1.8 8.90Biomasa total (menor pendiente) 0.3 2.4 39.6 10.6 10.54Biomasa total (mayor pendiente) 0.6 4.1 69.0 18.5 24.09Solar termoeléctrica 61.0 188.0 3154.4 847.2 14.28Chimenea solar 5.6 12.9 216.4 58.1 12.00Olas 0.0 0.0Geotérmica HDR 0.05 0.4 7.0 1.9 0.0002



Resumen

27Tabla 19 Techos de potencia y generación en la Comunidad de La Rioja


Demanda total 11.03Demanda eléctrica 1.82Hidroeléctrica (P >10 MW)* 0.01 0.02 1.1 0.2Minihidráulica (P < 10 MW)** 0.06 0.18 9.9 1.6Eólica terrestre (CF datos CNE) 8.1 15 824.2 136.0 52.05Eólica terrestre (CF Weibull) 8.1 22.7 1247.3 205.8 52.05Eólica marina 0.0 0.0Fotovoltaica integrada 4.7 4.9 269.2 44.4Fotovoltaica azimutal 2.6 4.6 252.7 41.7 3.85Biomasa residual y biogas** 0.11 0.8 42.3 7.0Cultivos energéticos 0.04 0.29 15.9 2.6 5.15Cultivos forestales derotación rápida (p < 3%) 0.003 0.03 1.6 0.3 0.51Cultivos forestales de rotación rápida (p < 10%) 0.018 0.14 7.7 1.3 2.69Monte bajo (p< 4%) 0.002 0.02 1.1 0.2 1.39Monte bajo (p< 10%) 0.009 0.10 5.5 0.9 5.03iomasa total (menor pendiente) 0.2 1.1 61.0 10.1 7.05Biomasa total (mayor pendiente) 0.2 1.3 71.4 11.8 12.87Solar termoeléctrica 38.6 123.0 6758.2 1115.1 18.73Chimenea solar 2.5 5.8 318.7 52.6 10.85Olas 0.0 0.0Geotérmica HDR 0.02 0.17 9.3 1.5 0.0001


28

En este proyecto se desarrolla un análisistécnico de las posibilidades de introducir unelevado porcentaje de energías renovablesen el sistema de generación eléctrica de laEspaña peninsular. El horizonte de análisises el año 2050, y el objetivo último es com-probar la viabilidad de disponer en estasfechas de un mix energético del sistemaeléctrico en nuestro país con una elevadaparticipación de las energías renovables (apoder ser del 100%).

En este primer informe, partiendo de la situa-ción actual de las energías renovables ennuestro país procedemos por un lado a agru-par y elaborar las hipótesis y escenarios departida del proyecto, contrastándolos conotros escenarios actualmente disponibles.Por otro lado, establecemos las hipótesis tec-nológicas de las distintas tecnologías renova-bles que vamos a incorporar en el estudio.Finalmente, procedemos a evaluar los techosde potencia y generación eléctrica de las dis-tintas tecnologías renovables en nuestro país,partiendo de las tecnologías adoptadas comorepresentativas del periodo de estudio, delos recursos energéticos renovables dispo-nibles y de los usos del suelo y de espaciosestablecidos.

Una vez contrastado que el potencial de lasenergías renovables en nuestro país es sig-nificativamente superior a la proyección dedemanda eléctrica para el escenario consi-derado, en un segundo informe presenta-remos la evaluación de la viabilidad técnicade un escenario con elevada penetraciónrenovable, partiendo de las características

temporales de la generación y la demanda,y evaluando las limitaciones introducidaspor la red de transporte eléctrico.

Tanto el año objetivo de nuestro análisis(2050) como la intención de mostrar la via-bilidad de un mix energético con gran pene-tración renovable para esas fechas, estánen línea con otros escenarios o evaluacio-nes que han ido surgiendo recientemente.

Respecto al potencial de las tecnologíasrenovables para crecer mucho más allí de susituación actual para alcanzar elevados por-centajes de penetración en el mix energéti-co a lo largo de este siglo, ya son numero-sos los estudios que apuntan en esta direc-ción. En (Johansson T.B., et al., 2004) sepresenta el uso actual de las tecnologíasrenovables como un 0,83% de su potencialtécnico y un 4,4.10-5% de su potencial teóri-co, indicando una enorme capacidad de cre-cimiento. En esta misma referencia semuestran resultados de diversos escena-rios para el año 2050 elaborados entre 1993y el 2001, que ya apuntaban a porcentajesde penetración de las tecnologías renova-bles comprendidos entre el 13% y el 46%de la demanda total de energía.

Incluso en (Shell International, 2000) se pre-senta el desglose del potencial de las energí-as renovables utilizables para cubrir lademanda energética a mediados de siglo XXI

que mostramos en el Gráfico 01. Comopodemos observar, la capacidad técnica delas energías renovables es a nivel mundialmás que capaz de abastecer la demanda

1. Introducción

Introducción

29energética, si bien, según este escenario,hay dos regiones del mundo (Europa y Asia)que podrían ser deficitarias en recursosrenovables y debe importar energía de otrasregiones. [Ver Gráfico 01]

Escenarios más recientes, apuntan a contribu-ciones mayores de las renovables para media-dos y final de este siglo. En el Gráfico 02 mos-tramos el escenario que aparece en el infor-me PV NET (EC DG JRC, 2004), en el cual lasrenovables cubrirían del orden del 50% delconsumo de energía total para el 2050, y pro-gresa hasta valores superiores al 80% en elaño 2100. Otros ejemplos se encuentran en(Sawin J., 2004). [Ver Gráfico 02].

Las referencias que hemos mostrado ante-riormente son relativas a la penetración de

las energías renovables en el suministro deenergía primaria total. En este proyecto nosvamos a centrar en la cobertura con fuentesrenovables del suministro de energía eléctri-ca. Los porcentajes de penetración de lasenergías renovables en la cobertura de lademanda eléctrica, es de esperar que seanconsiderablemente superiores a los de lacobertura de la demanda de energía total.Esto queda bien ilustrado por los escenariospara 2040 presentados en (EREC, 2004) quereproducimos en los dos siguientes gráfi-cos, una para la penetración de las renova-bles en la cobertura de la demanda energéti-ca total, y otra para la cobertura de la deman-da de energía eléctrica. Como podemos ver,la penetración renovable para el 2040 deeste escenario, es de un 47,7% en términosde energía total, y del 82% en términos de

Gráfico 01 Potencial de las energías renovables para satisfacer la demanda total de energía endistintas regiones del mundo (Shell International, 2000)


30

energía eléctrica, y todo ello a escala mun-dial. Por tanto, vemos cómo pretender alcan-zar un elevado potencial de cobertura reno-vable (tendiendo al 100%) en el mix degeneración del sistema eléctrico de un paísdesarrollado como España para el año 2050,está en línea con los resultados de los otrosescenarios que están saliendo reciente-mente. [Ver Gráficos 03 y 04].

Si bien parece haber consenso en los órde-nes de magnitud de la penetración de lasdistintas tecnologías renovables a lo largode este siglo, podemos observar cómo encada uno de los escenarios anteriormentecomentados se llega a distintos repartosentre las diversas tecnologías de energíasrenovables disponibles. Esto es una expre-sión más del exceso de potencial de las tec-nologías renovables para cubrir la demanda,

dependiendo el reparto entre ellas del desa-rrollo en el mercado de las distintas tecnolo-gías a lo largo de las próximas décadas.Sobre lo que sí que hay un amplio consensoes el hecho de que la solución técnico-eco-nómica óptima pasará por un mix entre dis-tintas tecnologías renovables para aprove-char las sinergias que presentan las distin-tas tecnologías. De hecho, el mix concretodependerá, además del desarrollo de losmercados internacionales, del país conside-rado, tanto por sus recursos renovablescomo por las apuestas tecnológicas quehaya realizado durante estas décadas.

De hecho, no es una casualidad que todoslos escenarios estén apuntando haciapenetraciones renovables del mismo ordende magnitud y en las mismas fechas. Elmotor principal que en la actualidad está

Gráfico 02 Escenario de penetración de las energías renovables a nivel mundial presentado en elinforme PV NET (EC DG JRC, 2004)

Introducción

31Gráfico 03 Escenario de penetración de las tecnologías renovables para el abastecimiento de lademanda energética total hasta el 2040 (EREC, 2004)

2001 2010 2020 2030 2040

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

(Mtoe) 16.000

13,6% 16,6%23,6%

34,7%

47,7%

Glob

al e

nerg

y su

pply

100%100%

100%100%

100%RES ContributionConventional

BiomassPVWindGeothermalSolar thermalLarge hydroSmall hydroSolar thermal electricityMarine (tidal/wave/ocean)

Gráfico 04 Escenario de penetración de las tecnologías renovables para el abastecimiento de lademanda energética eléctrica hasta el 2040 (EREC, 2004)

2001 2010 2020 2030 2040

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

(TWh) 40.000

19%22%

55%

82%RES ContributionConventional

BiomassPVWindGeothermalSolar thermalLarge hydroSmall hydroSolar thermal electricityMarine (tida/wave/ocean)

Glob

al e

lect

ricity

sup

ply

100%

100%

100%

100%

100%

34%

espoleando el desarrollo comercial de lastecnologías renovables es la urgencia enestabilizar las concentraciones de CO2

atmosféricas para limitar los efectos delcambio climático a valores tolerables por elecosistema planetario y por la sociedad.


32

Gráfico 05 Relación temporal entre la reducción de las emisiones de CO2 y la concentraciónatmosférica del mismo, el incremento de temperatura y el incremento en el nivel del mar. Paraconseguir estabilizar las emisiones en un valor tolerable, deben reducirse drásticamente lasemisiones en las próximas décadas (IPCC)

Today 100 years

Time taken to reachequilibrium

CO2 concentration, temperature, and sea levelcontinue to rise long after emissions are reduced

1.000 years

Magnitude of reponse

CO2 emissions

Sea-level rise due to ice melting:several millennia

Sea-level rise due to thermal expansion:centuries to millennia

Temperature stabilization:a few centuries

CO2 stabilization:100 to 300 years

CO2 emissions peak0 to 100 years

En la era preindustrial teníamos una concen-tración atmosférica de CO2 de 270 ppm, enla actualidad hemos superado ya las 380ppm. A pesar de la incertidumbre asociada alos modelos de cálculo, empieza a haber unimportante consenso científico sobre ellímite superior permisible en el calenta-miento de la atmósfera (T=2 ºC a nivel pla-netario) para poder limitar los efectos delcambio climático a valores seguros. Si lasensibilidad a las concentraciones de CO2

está en el límite superior de las estimacio-nes actuales del IPCC, entonces, el nivelmáximo permitido de concentración de CO2

en la atmósfera sería del orden de los 380ppm superados en el 2004. Estabilizar laconcentración de CO2 en estos 380 ppm,con el ritmo de crecimiento de 3 ppm/añoregistrado en 2003 (un incremento del 50%respecto al año anterior), ya parece fuera

del alcance, y hay argumentos científicospara pensar que esta concentración ya trae-ría consecuencias importantes. Desde estepunto de vista, y teniendo en cuenta la len-titud de respuesta (Gráfico 05) del sistemaplanetario ante una reducción de las emisio-nes de CO2, no debe extrañarnos queempiecen a plantearse escenarios muy ace-lerados de introducción de tecnologíasrenovables para reducir cuanto antes lasemisiones de CO2. Probablemente ya llega-mos tarde, la cuestión es cómo de tarde yqué consecuencias tendrá. [Ver Gráfico 05].

Introducción

33

Gráfico 06 Diversos escenarios sobre reducción de emisiones y su efecto sobre concentraciones,temperaturas y nivel del mar (IPCC, 2001)

a Emisiones de CO2 b Concentraciones de CO2 c Emisiones de SO2

25

20

15

10

5

Año

Emis

ione

s de

CO2

(GT/

año)

Conc

entra

ción

de

CO2 (

ppm

)

2000 2020 2040 2060 2080 2100 2000 2020 2040 2060 2080 2100Año Año

50

100

1501.3001.2001.1001.000

900800700600500400300

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,00

1

2

3

4

5

6d Cambio de la temperatura e Aumento del nivel del mar

Aum

ento

del

niv

el d

el m

ar (m

etro

s)

Cam

bio

de la

tem

pera

tura

(ºC)

2000 2020 2040 2060 2080 2100Año Año

Escenarios Escenarios Escenarios

Emis

ione

s de

CO2

(mill

ones

de

tone

lada

s an

uale

s de

azu

fre)

Escenarios Escenarios

2000 2020 2040 2060 2080 2100

2000 2020 2040 2060 2080 2100

A1BA1TA1F1A2B1B2IS92a




Envolvente de variosmodelos para todoslos escenarios del IE-EE

Las barrasmuestran elrango deproyeccionespara 2100producidopor variosmodelos.

Las barrasmuestran elrango deproyeccionespara 2100producidopor variosmodelos.

A1BA1TA1F1A2B1B2ISO2a

Curva antienvolvente detodos los escenarios delIE-EE incluyendo la incertidumbredel hielo terrestre

Envolvente de varios modelospara todos los escenarios del IE-EE

Envolvente promediopara el conjunto deescenarios del IE-EE

Envolvente del conjuntode salidas de un modelo,para todos losescenarios de IE-EE

En el Gráfico 06 mostramos diversos escena-rios presentados en el (IPCC, 2001) sobrereducción de emisiones y su efecto sobreconcentraciones, temperaturas y nivel delmar. Como podemos observar, incluso losmás drásticos, no consiguen estabilizar lasemisiones de CO2 por debajo de las 500 ppmpara finales de siglo, ni acotar los incremen-tos de temperatura por debajo de los 2 ºC(debe tenerse en cuenta que seguirá crecien-do después del 2100). [Ver Gráfico 06].

Por tanto, escenarios con muy elevada pene-tración renovable en las próximas décadashan pasado de ser una curiosidad a convertir-

se en una auténtica necesidad, tanto másurgente cuanto más esperemos en ponerlosen práctica. En (Atkien D.W., 2003) y (AtkienD.W., et al., 2004) encontramos un plantea-miento de los ritmos requeridos de introduc-ción de las tecnologías renovables guiado porlos requerimientos de transición hacia unmodelo energético neutro en carbono.


34

Tabla 20 Requerimientos de penetración renovable en términos de energía total para alcanzar distintasconcentraciones estabilizadas a final de siglo (Aitken D.W., et al., 2004)

Gráfico 07 Uso máximo de combustibles derivados del carbono en el próximo siglo para alcanzardiversas concentraciones atmosféricas de CO2 estabilizadas a final del siglo XXI (Aitken D.W., et al., 2004)

Año [CO2]lim=550 ppm [CO2]lim=750 ppm2010 19% 16% 2020 26% 21% 2050 49% 35%

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

01990 2010 2030 2050 2070 2090

Exaj

oule

s

Carbon-neutral gaps in 2100

Year

IS92a =~630 EJ 750 ppm =

~980 EJ 550 ppm =~1200 EJ

Total energy required

Allowable carbonfuel for 550 ppm

Carbon fuel forIS92a



En el Gráfico 07 podemos observar cómopara estabilizar las concentraciones de CO2

en 350 ppm sería necesario alcanzar unapenetración de las energías renovables del100% (energía total) en el año 2045, lo cualconsideran ya inviable dados los ritmos decrecimiento posibles de alcanzar en la actuali-dad (se debería haber empezado la transicióncon varias décadas de antelación). Sin embar-go, en estas referencias, contrastadas con lacapacidad de desarrollo industrial de las dis-tintas tecnologías renovables, se consideraviable emprender sendas de penetración delas renovables que conduzcan a una estabili-zación de la concentración de CO2 en el año2100 entre 550 ppm (el doble de la era prein-

dustrial) y 750 ppm (el doble de la actual).Estabilizar la concentración en 550 ppm impli-caría una penetración renovable del 83% parael año 2100, y estabilizarla en 750 ppm reque-riría una penetración renovable en el 2100 del68% (ambos en términos de energía prima-ria). Estas concentraciones de CO2 probable-mente ya sean excesivas, pero aun con todo,conseguir esas estabilizaciones requeriría lainstalación de unos 450 MW/día o 920MW/día de tecnologías renovables adicional-mente a la gran hidroeléctrica durante las pró-ximas décadas para estabilizar la concentra-ción en 750 ppm o 550 ppm respectivamen-te. En la Tabla 20 mostramos los requerimien-tos de penetración renovable en términos de

Introducción

35

Gráfico 08 Porcentajes de penetración renovable a lo largo de la primera mitad del siglo XXI (en términosde energía primaria), para conseguir estabilizaciones de concentración de CO2 de 550 ppm y 750 ppm,representadas junto a distintos escenarios u objetivos, y junto a la trayectoria propuesta en estareferencia de 10% en 2010, 20% en 2020 y 50% en 2050 (Aitken D.W., et al., 2004)

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%2000 2010 2020 2030 2040 2050

Year

550 ppm

10% 20% 50%

750ppm

Global perspective A3IEA World Energy Outlook RefEuropean Study AIPPew Tech Triumphs Policy (US)GPRA05 EERE (US)Aitken-ISES USGermanyShell Dynamics (global)Navigant (global)Energy Info Admin (global)Aitken-ISES GlobalToday (global)European Study DCPToday (US)GHG 750 ppm (global)GHG 550 ppm (global)10% 20% 50% (global)

Rene

wab

les’

sha

re o

f prim

ary

ener

gy c

onsu

mpt

ion

energía total para alcanzar estas concentra-ciones estabilizadas a final de siglo. [Ver Tabla20 y Gráfico 07].

En el Gráfico 08, procedente de (Aitken D.W.,et al., 2004), se muestra la evolución de losporcentajes de penetración renovable a lolargo de la primera mitad del siglo XXI paraalcanzar las concentraciones estabilizadas de550 ppm y 750 ppm, junto a diversos objeti-vos y escenarios. En concreto, puede obser-varse como la trayectoria marcada por losobjetivos de Alemania, país que está lideran-do la transición hacia un sistema energéticobasado en las renovables, coincide bastantebien con los requerimientos de estabilizaciónen estas concentraciones de CO2. En estegráfico también se muestra la trayectoria que

en (Aitken D.W., 2003) y (Aitken D.W., et al.,2004) se considera más viable de alcanzardadas las tasas de crecimiento de los recien-tes años y la capacidad industrial del sectorde las tecnologías renovables: 10% de reno-vables en 2010, 20% en 2020 y 50% en2050, estabilizando las emisiones entre550 ppm y 750 ppm, con una penetraciónrenovable en el 2100 del 80%. [Ver Gráfico 08].


36 Gráfico 09 Escenarios de penetración de distintas tecnologías renovables hasta el 2030 paraconseguir alcanzar el objetivo de penetración total renovable 10%/20%/50% en 2010, 2020 y 2050respectivamente (Aitken D.W., et al., 2004)

02000 2010 2020 2030

Year

50

100

150

200

250

Exaj

oule

s of

tota

l ren

ewab

les

8% of total392 EJ

10% of total532 EJ

30% of total 757 EJ

20% of total651 EJ

Hydro electric Geothermal Biomass Wind Solar

En los gráficos 09 y 10 mostramos los esce-narios de introducción de las distintas tecno-logías renovables presentados en (AitkenD.W., 2003) y (Aitken D.W., et al., 2004),basados en tasas de crecimiento de las distin-tas tecnologías contrastadas con la industria ycoherentes con las tendencias de los últimosaños, para conseguir estabilizar la concentra-ción de CO2 en la atmósfera en torno a 550ppm en el año 2100, y siguiendo la senda pro-puesta de 10%/20%/50% en 2010, 2020 y2050 respectivamente. [Ver Gráficos 09 y 10].

En el Gráfico 11 mostramos la trayectoriaque se ha trazado y está siguiendo Alema-nia para conseguir su transición hacia unsistema energético libre de carbono. Estasenda está apoyada por un fuerte incenti-vo a las tecnologías renovables junto conuna gran mejora en la eficiencia en el usode la energía, y conducirá a Alemania a

porcentajes de penetración renovable delorden del 25% entorno al 2030 y del 58%en el 2050. [Ver Gráfico 11].

Sin embargo, las concentraciones a las quese apunta en las referencias anteriores pue-den incluso ser excesivas para acotar losefectos del cambio climático a valores asu-mibles. El objetivo adoptado por la UE ya en1996 y ratificado en numerosas ocasionesdesde entonces, es estabilizar el incremen-to de temperatura global respecto al valorpreindustrial en 2 ºC. En (Meinshausen M.,2004) se presenta una valoración del riesgode superar este sobrecalentamiento globalen función de la concentración de CO2-eq alque consigamos estabilizarnos, y de lasincertidumbres asociadas a los modelos depredicción climatológica. Como vemos en elGráfico 12 el riesgo para las concentracio-nes anteriormente barajadas es excesivo.

Introducción

37Gráfico 10 Escenarios de penetración de distintas tecnologías renovables hasta el 2100 para conseguiralcanzar el objetivo de penetración total renovable 10%/20%/50%/80% en 2010, 2020, 2050 y 2100respectivamente, estabilizando la concentración atmosférica entorno a 550 ppm (Aitken D.W., et al., 2004)

Year

Exaj

oule

s of

glo

bal p

rimar

y en

ergy

con

sum

ptio

n

Fossil fuel Geothermal Nuclear Biomass Hydro electric Wind Solar

2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

0

80% of 1451 total EJ in 2100

30% of757 totalEJ in 2030

50% of946 totalEJ in 2050

Estabilizando a 550 ppm de CO2-eq (corres-pondiente a 470 ppm de CO2) el riesgo osci-la entre el 68% y el 99%, con una media de85%, que son valores muy elevados. Dehecho, con 550 ppm CO2-eq el riesgo desuperar un sobrecalentamiento global de 4 ºC todavía es superior al 25%. Estabilizan-do a 450 ppm de CO2-eq, el riesgo oscilaentre el 26% y el 78%, con una media de47%, que sigue siendo elevada. Sólo alestabilizar la concentración de CO2-eq pordebajo de 400 ppm (riesgo de 2-57% conmedia de 27%) puede empezar a conside-rarse probable que no superemos el sobre-calentamiento global de 2 ºC. Estabilizandoa 350 ppm CO2-eq el riesgo se reduciría a

0-31% con media de 8%. De hecho, existeevidencia científica de que incluso estabili-zando a 2 ºC los impactos del cambio climá-tico pueden ser grandes, por lo que depoder sería aconsejable buscar una estabili-zación a menores niveles de sobrecalenta-miento. [Ver Gráfico 12].

Estabilizar a 550 ppm CO2-eq, exigiría quelas emisiones regresaran a los valores de1990 para el 2050, mientras que en esafecha las emisiones deberían ser inferioresen un 20-30% a las de 1990 para estabilizara 450 ppm CO2-eq, e inferiores en un 40-50% a los valores de 1990 para estabilizaren 400 ppm CO2-eq.


38 Gráfico 11 Trayectoria seguida por Alemania para plasmar la transición de su modelo energéticoa uno basado en las tecnologías renovables (Wuppertal Institute)

Year

Ener

gy d

eman

d (E

J/ye

ar)

Electricityimportfrom RES

1995 2010 2030 20500

2

4

6

8

10

Heat, electricity,fuels from gas

Heat, electricity,fuels from coal

Heat, fuelsfrom RES

Heat, electricity,fuels from oil

Nuclearelectricity

Electricityfrom RES

100

80

67

58

Las implicaciones de estos resultados sonmuy contundentes. Para el año objeto denuestro estudio (2050) debería haberse pro-ducido una reducción de las emisiones quehoy por hoy ya parece lejos de nuestroalcance. Y cuanto más se retrase el inicio dela transición del modelo energético, másbruscos (y por tanto inviables) serán loscambios requeridos. De hecho, según losresultados presentados en (MeinshausenM., 2004), retrasos de sólo 5 años ya sonimportantes. En el Gráfico 13 se muestra elefecto que tiene sobre la tasa de reducciónde emisiones de CO2 el retrasar 5 y 10 añosla adopción de medidas para estabilizarse

en 400 ppm CO2-eq, que como vemos pue-den conducir a elevadísimas tasas de reduc-ción entorno a 2025. [Ver Gráfico 13].

Introducción

39Gráfico 12 Riesgo de superar 2 ºC de sobrecalentamiento global por encima del nivel preindustrialpara distintas estabilizaciones de CO2eq (Meinshausen M., 2004)

Radiative Forcing (W/m2)

Risk

of o

vers

hoot

ing

2ºC

war

ning

Prob

abili

ty to

sta

y be

low

2ºC

(IPCC

Ter

min

olog

y)

350 400 450 500 550 600 650 700 750

CO2 equivalence stabilization level

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%1,23 1,95 2,58 3,14 3,65 4,12 4,54 4,94 5,31

Very

likel

ylik

ely

Med

ium

likel

ihoo

dUn

likel

yVe

ryun

likel

y

Andronova and Schlesinger (2001) – with sol.&aer.forcing

Forest et al. (2002) – Expert priors

Forest et al. (2002) – Uniform priors

Gregory et al. (2002)

Knutti et al. (2003)

Murphy et al. (2004)

Scheneider et al. (in prep.) - trop. SST 2,5ºC – 3ºC

Wigley and Raper (2001) IPCC lognormal

Gráfico 13 Evolución temporal de las emisiones de CO2eq para estabilizar la concentraciónatmosférica en distintos valores. Para la estabilización en 400 ppm CO2eq se muestra el efecto deretrasar 5 y 10 años la adopción de medidas efectivas (Meinshausen M., 2004)

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060

Global Kyoto-gas Emissions+40%

+20%

1990 level

-20%

-40%

-60%

-80%

-100%

Reduction ratein 2025:

-31% /Syrs-20% /Syrs-14% Syrs

550

450

400

Rela

tive

Emis

sion

s

10yrs delay

5yrs delaydefault


40

Un paso previo para poder analizar la viabili-dad de un sistema de generación con ele-vada contribución renovable en el 2050consiste en disponer de escenarios de evo-lución hasta estas fechas de las variablesrelevantes. Por un lado la población y sudemanda energética, y por otro lado lasposibilidades de crecimiento de las distin-tas tecnologías y de las infraestructurasasociadas, condicionarán el contexto en elaño horizonte del estudio planteado.

En la medida de lo posible se parte de esce-narios para el 2050 ya desarrollados porotros organismos. En caso de no disponerde escenarios ya realizados se procederáintroducir hipótesis sobre la situación actualpara proyectar el escenario a 2050.

Un caso particular los constituyen lostechos de potencia y generación de las dis-tintas tecnologías renovables, que van acondicionar las posibilidades de satisfacerla demanda, así como el reparto espacial dela potencia instalada necesaria. Puesto queno existen techos de potencia y generaciónde las distintas tecnologías renovables ennuestro país coherentes con la disponibili-dad del recurso y con los usos del suelo, eneste punto pasamos a mencionar la infor-mación disponible, tanto del estado actualdel sistema de generación, como de lasproyecciones realizadas, a fin de poder ser-vir de punto de comparación con los resul-tados que más adelante presentaremos dela valoración de los techos de potencia ygeneración desarrollados en el marco deeste proyecto.

2.1. Población

La región de interés para el proyecto es laEspaña peninsular. Los datos de poblaciónactual se han tomado de (INE (a), 2004). Lapoblación peninsular según las cifras oficia-les de población del 2003 era de 39.731.441habitantes. En el Gráfico 14 mostramos ladensidad de población en el 2001 según(INE (b), 2004). [Ver Gráfico 14].

En el Gráfico 15 mostramos la tasa de creci-miento de la población por ComunidadesAutónomas en el periodo 1981-2001, mien-tras que en el Gráfico 16 aparece dicha tasade crecimiento por provincias, todo según(INE (b), 2004). Como vemos, las tasas decrecimiento son bajas e incluso negativasen bastantes provincias. La tendencia en losúltimos 25 años ha sido de una reducciónprogresiva de las tasas de crecimiento anualen todas las Comunidades Autónomas. [VerGráficos 15,16 y 17].

En la (INE (b), 2004) se presentan tambiénescenarios de crecimiento de la población

2. Situación actual y escenarios para el 2050

Gráfico 14 Densidad de población en 2001(INE (b), 2004)

Año 2001

Habitantes km2

0-1010-2020-4040-7070-100100-200200-500500-1.0001.000-2.0002.000-100.000

Situación actual y escenarios para el 2050

41

Fuente: INE

Mapa de evolución de la población, por Comunidades Autónomas, en el período 1981-2001.Tasa de crecimiento medio anual

< -0,2-0,2 a 0,2> 0,2

Gráfico 15 Tasa de crecimiento de la población por Comunidades Autónomas en el periodo 1981-2001(INE (b), 2004)

Fuente: INE

E-Periodo 1981 - 2001

< -0,2-0,2 a 0,2> 0,2

Gráfico 16 Tasa de crecimiento de la población por provincias en el periodo 1981-2001 (INE (b), 2004)


42

Tasa de crecimiento anual 1975-2002 (por mil personas)

02468

1012141618

1975 1980 1985 1990 1995 2000Año

Tasa

-10

0

5

10

15

1975 1980 1985 1990 1995 2000Año

Tasa

-5

España Canarias Baleares Andalucía R. Murcia C. Madrid La Rioja

Castilla y León País Vasco P. Asturias Cantabria Aragón Galicia Extremadura

Gráfico 17 Evolución de las tasas de crecimiento anual en diversas Comunidades Autónomasen el periodo 1975-2002 (INE (b), 2004)

para el 2050. Para acotar la incertidumbreasociada se proporciona tres escenarios quepueden observarse en el Gráfico 18. Comovemos, en todos los escenarios, para el año2050 ya se ha alcanzado un decrecimiento dela población. El escenario que se consideramás probable en la (INE (b), 2004) es el esce-nario 1, que para el 2050 prevé una poblaciónligeramente inferior a la del año 2003.

Partiendo de la población española en 1990(38,9 millones de personas), y teniendo encuenta la población en el 2003 (42,717millones de personas), los valores propor-cionados por los distintos escenarios de la(INE (b), 2004) para el año 2050 son lossiguientes:

Escenario 1: 41,2 millones de personas. Escenario 2: 34,6 millones de personas. Escenario 3: 46,0 millones de personas.

Para este proyecto asumiremos que la pobla-ción Española en el 2050 es la proporcionada

en el escenario 1 de la (INE (b), 2004). [VerGráfico 18].

Sin embargo, en (INE (b), 2004) no se propor-ciona información sobre la distribución espa-cial ente las distintas Comunidades Autóno-mas y provincias de la población en el año2050. En el año 2003 la población peninsularera el 93,01% de la población total, perocomo observamos en el Gráfico 19 las ten-dencias proyectadas de crecimiento en lasdistintas CCAA son considerablemente dis-tintas, encontrándose la población no penin-sular con un crecimiento porcentual superioral de la media de España en la actualidad. Sinembargo vamos a asumir, a falta de másdatos, que en el 2050 esta tendencia se haequilibrado de tal forma que se mantiene elporcentaje del 2003, por lo que tendríamosuna población peninsular total de 38,32 millo-nes de habitantes.

Población peninsular en el 2050: 38,32 millo-nes de habitantes.


43

25

Evolución y proyección de la población de España según distintos escenarios

30

35

40

45

50

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

Millones de habitantes

Gráfico 18 Escenarios de crecimiento de la población española hasta el 2050 (INE (b), 2004)

En cuanto al reparto espacial de estapoblación, en (INE (b), 2004) sólo se danproyecciones de crecimiento de población

por provincias hasta el 2005, cuyos resul-tados mostramos en el Gráfico 20. [Ver Grá-ficos 19 y 20].

0,40-0,40 0,0 0,80-0,80

CanariasC. Madrid

C. ValencianaI. BalearesR. Murcia

Ceuta y MelillaLa RiojaNavarra

AndalucíaCantabria

Castilla-La ManchaCataluña

ExtremaduraAragón

P. AsturiasPaís Vasco

GaliciaCastilla y León

Evolución y proyección del cambio de porcentaje que representa cada Comunidad Autónoma en el conjunto de España

1990-2000

2000-2005

Gráfico 19 Crecimiento por Comunidades Autónomas hasta el 2005 (INE (b), 2004)


44

Crecimiento medio anual por provincias (2000-2005 según proyecciones). Habitantes/100-año

-5,21 a -4,50-4,50 a -2,00-2,00 a 2,002,00 a 10,0010,00 a 21,68

Gráfico 20 Crecimiento medio anual por provincias hasta el 2005 (INE (b), 2004)

Es necesario asumir una distribución espa-cial de la población peninsular en 2050.Por un lado está la tendencia actual a lamigración hacia las zonas costeras y haciael centro, que llevaría a una mayor desi-gualdad entre los porcentajes de pobla-ción de estas regiones y el resto de lapenínsula de los existentes en el 2003.Pero por otro lado, se podría esperar eneste periodo de tiempo tan prolongadouna cierta redistribución de la poblaciónpor todo el territorio al surgir por un ladomayores posibilidades de empleo descen-tralizado, y al buscar una mayor calidad devida que la existente en las grandes urbes.Sin embargo, en ausencia de proyeccionesespecíficas para este horizonte, vamos aasumir que la población está repartidaespacialmente en el año 2050 con losmismos porcentajes que en el año 2003.En los Gráficos 21 y 22 mostramos la dis-tribución porcentual por Comunidades

Autónomas y provincias de la poblaciónpeninsular asumidas para el año 2050. [VerGráficos 21 y 22].

2.2. Demanda de energía

2.2.1. Demanda de energía eléctrica La evolución de la demanda eléctrica estáligada a la evolución de la población (en canti-dad y en distribución por edades), del númerode viviendas (debido a la modificación de lapirámide de población y cambios en losmodos de vida se espera un incrementosignificativo de viviendas por número de habi-tante), de la economía del país, de la tecnolo-gía disponible, y de la saturación de los distin-tos conceptos de consumo eléctrico.

2.2.1.1. Previsiones nacionales La demanda eléctrica actual e histórica ennuestro país está muy bien caracterizada, perono se dispone de escenarios con horizontes


45

Total = 38.320.000 habitantes

0,72%1,46%

5,32%1,38%2,71%

6,92%

6,26%

14,39%

2,70%

19,15%

3,19%

4,57%

11,25%

3,10%

16,87%

Gráfico 21 Distribución porcentual de población peninsular en el 2050 por Comunidades Autónomas.Fuente (INE (a), 2004), elaboración propia

Total = 38.320.000 habitantes. Porcentaje habitantes por provinvia en 2050.

2,82

2,330,91

2,71

1,25

0,86

0,50

0,88

1,03

1,67

1,194,49

2,913,46

1,95

2,08 1,42

1,64 3,19

0,954,11

5,84

1,30

1,65

12,72

1,560,950,53

2,22

0,35

1,461,722,85

0,74

0,72

0,23

0,89

1,38

0,44

1,270,38

14,390,47

0,511,42

1,23

0,42

Población Peninsular 2050 (fuente: España en cifras 2003-2004 INE; elaboración propia)

Gráfico 22 Distribución porcentual de población peninsular en el 2050 por provincias. Fuente (INE (a),2004), elaboración propia


46 2050. El escenario oficial español más recien-te de evolución de la demanda (MINECO,2002) llega hasta el 2011.

Vamos a repasar la información históricadisponible con el fin de poder elaborar unahipótesis adecuada para el escenario dedemanda eléctrica en el 2050. Puesto quesí que disponemos de un escenario de evo-lución de la población, haremos especialhincapié en la valoración de la demandaeléctrica per cápita.

En el siguiente gráfico, procesada a partirde la información disponible en Eurostat,mostramos la evolución histórica de la pro-ducción eléctrica en bornes de central, y dela demanda eléctrica en España, Alemania yel Reino Unido. Como podemos observar, elcrecimiento en España ha sido, en la déca-da pasada, considerablemente superior alde Alemania y Reino Unido, y en el año 2002tiende a los valores que había en esos otrospaíses 10 años antes. Por otro lado, el lentocrecimiento de la demanda per cápita enAlemania y Reino Unido (especialmente enel primero) parece tender a estabilizarseentorno a los 17 kW.h/hab-día (algo inferiorpara el Reino Unido). [Ver Gráfico 23].

En (MINECO, 2002) se proporciona un esce-nario de evolución de la demanda eléctrica enEspaña hasta el 2011. Este escenario conside-ra la evolución esperada de la población asícomo su estructura. Para el 2011 se espera,debido a la inmigración, un importante incre-mento de la población en edad productiva.Este escenario prevé un mayor crecimientode la demanda final de electricidad que el dela demanda final de energía total, basándoseen un mayor crecimiento de la demanda delsector servicios, en el aumento del número

de hogares y de su equipamiento, y en elaumento esperado de la capacidad de secto-res industriales con consumo eléctrico. Lastasas de crecimiento del consumo eléctricoconsideradas son de 3,6% anual del 2000 al2006 y del 3,92% anual del 2006 al 2011. Enel Gráfico 24 mostramos la evolución pronos-ticada por esta referencia de la demanda eléc-trica (b.c.) peninsular (escenario central), asícomo del consumo eléctrico final por habitan-te. Como vemos, esta referencia nos sitúa yaen 2011 con un consumo eléctrico per cápitade 18,21kW.h/hab-día, significativamentesuperior al consumo que parecía estabilizar-se en Alemania según el gráfico anterior, y sinninguna apariencia de tender a la estabiliza-ción. De hecho, de seguir con la tasa de creci-miento del 2010 al 2011 (2,9% anual) hasta el2050, nos situaríamos con un consumo eléc-trico per cápita del orden de 60kW.h/hab-día,a todas luces excesivo por saturarse muchoantes las aplicaciones de consumo eléctricocomo muestran las evoluciones históricas enotros países de nuestro entorno con unmayor desarrollo industrial. De hecho, lasestrategias de ahorro y eficiencia energéticadeberían tener el efecto de conducir la curvade demanda eléctrica per cápita hacia susaturación a una mayor velocidad que en elpasado. [Ver Gráfico 24].

En (EU, 2003) se presenta otro escenario detendencias energéticas y de transporte en laUnión Europea (UE-15, UE-25 y UE-30). Estosescenarios desarrollados por la UniversidadNacional Técnica de Atenas bajo contrato de laUE han empleado diversas herramientas demodelado (PRIMES, ACE) para establecer unescenario base sobre el que poder juzgar lanecesidad y evaluar el efecto de distintasmedidas políticas para afrontar correcta-mente los retos medioambientales (cambio


47Gráfico 23 Evolución histórica de la producción de electricidad en bornas de central y del consumoeléctrico per cápita (a partir de datos Eurostat) en España, Alemania y Reino Unido

Demanda

Producción

kW.h

/hab

-día

Reino Unido18

17

16

15

14

13

kW.h

/hab

-día

Alemania

Año

20

19

18

17

15

14

16

17

kW.h

/hab

-día

España

Año

1991

2002

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

16

15

14

13

12

11

10

9

1991

2002

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

Año

1991

2002

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

290

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

kW.h

/hab

-día

Año

280

270

260

250240

230220

210

Previsión incremento demanda eléctrica b.c.

1990

1993

1996

1999

2002

2005

2008

2011

kW.h

/hab

-día

Año

20

18

16

14

12

10

8

Previsión demanda per cápita

Gráfico 24 Evolución de la demanda eléctrica peninsular (b.c.) y del consumo eléctrico per cápitasegún (MINECO, 2002)


48 climático) y de dependencia energética delmodelo de desarrollo a nivel UE desde elpunto de vista del contexto mundial.

Este escenario está basado en hipótesismuy conservadoras, entre las que figuraun elevado incremento de la demandaenergética y una limitada penetración delas energías renovables. El escenario pre-tende reflejar el efecto de las medidasactualmente en vigor para afrontar la sos-tenibilidad de nuestro modelo de desarro-llo, y una de sus claras conclusiones es lanecesidad de introducir medidas políticasadicionales con el fin de afrontar claramen-te los retos del cambio climático y la segu-ridad de suministro energético. En elmarco de este escenario, en la UE-15 lasrenovables alcanzan una contribución en el2030 del 9% (frente al 6% del 2000), laenergía solar sigue con una contribuciónmarginal en el 2030, las renovables no con-siguen alcanzar el objetivo del 22% de laelectricidad en el 2010, la dependenciaenergética total asciende desde el 50% enel 2000 al 68% en el 2030, la dependenciadel petróleo pasa del 75% en el 2000 al90% en el 2030, la dependencia del gasnatural pasa del 45% en el 2000 al 80% enel 2030, y la del carbón del 50% en el 2000al 80% en el 2030, y las emisiones de CO2

exceden las de 1990 en un 4% para el 2010y en un 19% para el 2030. Es decir, el esce-nario a 2030 de (EU, 2003) es un escenarioque reproduce los efectos de la situaciónactual, pero del que deberíamos apartar-nos si realmente queremos encauzar nues-tro modelo de desarrollo hacia la sostenibi-lidad. En este sentido, las previsiones deeste escenario, cuya fecha (2030) coincideademás con el pico de población españolasegún (INE (b), 2004), actúan como cotas

superiores del escenario energético quenosotros necesitamos para el 2050.

En el Gráfico 25 presentamos el escenariohasta 2030 previsto por (EU, 2003) paraEspaña y los dos países del entorno europeoantes comentados (Alemania y Reino Unido),tanto en evolución de la población, como endemanda eléctrica total, como en demandaeléctrica per cápita. Como podemos ver, eneste escenario conservador la demanda eléc-trica en Alemania para el 2030 es la menor, ydel orden de 21,1 kW.h/hab-día considerable-mente superior al valor de estabilización queintuíamos de la evolución histórica. En Espa-ña, la demanda eléctrica per cápita en el2030 pasa a ser la superior de los tres paísescon 24,6 kW.h/hab-día. En ninguno de lostres países se muestra una clara tendencia ala estabilización de la demanda eléctrica percápita dentro del marco de este escenario.Sin embargo, debemos recordar que esteescenario base es muy conservador, y tal ycomo se apunta en la (EU, 2003) una de lasconclusiones fundamentales del mismo es laimperiosa necesidad de introducir medidaspolíticas adicionales para reconducir el esce-nario hacia la sostenibilidad. Por tanto, frentea la evidencia de hacia dónde se va sin medi-das adicionales, es de esperar que se adop-ten dichas medidas para modificar el escena-rio hacia menores demandas energéticas.[Ver Gráfico 25].

En (Eurelectric, 2003) se presentan otrosescenarios de demanda eléctrica para el2020. En el Gráfico 26 mostramos la evolu-ción histórica y escenarios de esta referenciapara España, Reino Unido y Dinamarca (Ale-mania no tiene datos disponibles). Comovemos, en estos escenarios la demanda tam-poco parece estabilizarse en el 2020, y una


49

25

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2030

kW.h

/hab

-día

Año

23

21

19

17

15

13

9

7

Demanda eléctrica per cápita

11

90

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

Mha

b.

Año

80

70

60

50

40

30

Evolución población

700

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

TW.h

/año

Año

600

500

400

300

200

100

Demanda eléctrica

España

Reino Unido

Alemania

Gráfico 25 Escenario de evolución de la población y la demanda eléctrica hasta el 2030 en España,Alemania y Reino Unido según (EU, 2003)

vez más, en España es superior, alcanzandovalores de 23,5 kW.h/hab-día mientras enDinamarca y Reino Unido se alcanzan valoresde 19,9 kW.h/hab-día y 21,8 kW.h/hab-día res-pectivamente. [Ver Gráfico 26].

En (IEA, 2003) se presentan resultados dediversos escenarios. Entre ellos, los únicoscon previsión de la demanda eléctrica sonlos escenarios del IPCC (IPCC-WGIII,2000), pero están agregados a nivel mun-dial. En el Gráfico 27 mostramos los resul-tados de dos de los escenarios del IPCC.Como vemos, la demanda eléctrica per

cápita a nivel mundial en el 2050 está entre24,1 kW.h/hab-día y 27,2 kW.h/hab-día. [VerGráfico 27].

A la luz de todo lo anterior, la demanda eléc-trica peninsular per cápita en el año 2050puede encontrarse en el abanico de 20-30kW.h/hab-día. En estas condiciones deincertidumbre lo más apropiado sería desa-rrollar un análisis de sensibilidad en funciónde la demanda eléctrica per cápita. Sinembargo, esto escapa al alcance de esteproyecto, por lo que vamos a desarrollar elestudio para un único valor de la demanda.


50

1980 1990 2000 2010 2020

kW.h

/hab

-día

Año

25

23

19

15

9

7

España Dinamarca Reino Unido

11

13

17

21

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

kW.h

/hab

-día

Año

30

25

20

15

10

5

Escenario SRES A1B Escenario SRES A1T

Gráfico 26 Escenarios de demanda eléctrica según (Eurelectric, 2003)

Gráfico 27 Escenarios de demanda eléctrica a nivel mundial (IPPC, 2000)


51Por otro lado, en el planteamiento del proyec-to se incorpora de forma aproximada el usode energías renovables en origen (a excep-ción de la fotovoltaica en tejados solares) des-contando de la demanda real de electricidadaquella satisfecha mediante energías renova-bles en origen. En concreto, las reducciones aincorporar son las siguientes:

· 80% de cobertura de la demanda de ACSeléctrica con energía solar térmica de bajatemperatura y calderas domésticas debiomasa.

· 80% de cobertura de la demanda de calefac-ción eléctrica con el uso de arquitectura bio-climática, energía solar térmica de baja tem-peratura, calderas domésticas de biomasa ymejora aislamiento edificios.

· 60% de la cobertura de la demanda derefrigeración eléctrica mediante energía

solar térmica de baja temperatura conmáquinas de absorción, y mediante estra-tegias bioclimáticas.

Estos aportes renovables se realizan sobre lademanda de los sectores residencial y tercia-rio. En el Gráfico 28 mostramos los escena-rios de demanda eléctrica total, demandaresidencial total y demanda terciario total parael 2030 (UE, 2003), extrapolándolos para elaño 2050, con lo que las demandas per cápitason de 28,40 kW.h/hab-día para eléctricatotal, 17,14 kW.h/hab-día para residencial totaly 12,98 kW.h/hab-día para terciario total. [VerGráfico 28].

El reparto de consumos de los sectoresdoméstico y terciario en 2000 (MINECO,2003) es el que se puede apreciar en el Grá-fico 29. Los valores para el sector doméstico

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

kW.h

/hab

-día

Año

30

25

20

15

10

5

Total eléctrica Total residencial Total terciario

Gráfico 28 Escenario de evolución de demandas eléctrica total, residencial total y terciario total hastael 2030 (EU, 2003), extrapolado hasta el 2050


52

10%

27%

63%

26%

43%

9%

22%

Consumo sector doméstico en 2000 (E4) Consumo sector terciario en 2000 (E4)

Calefacción

ACS

Iluminación

Aire acondicionado

Eléctrica usos térmicos

Térmica

Eléctrica otros usos

Gráfico 29 Reparto de consumos en sectores doméstico y terciario según (MINECO, 2003) para el año 2000

son sólo para el equipamiento fijo, mientrasque los del sector terciario incluyen todo elequipamiento. [Ver Gráfico 29].

Es de destacar que en el sector domésticono figura contribución alguna de la refrigera-ción, que posteriormente en el documentosectorial de equipamiento residencial y ofi-mática cuantifica como un 0,8% en el año2000, un 1,9% en el 2006 y un 2,3% en elaño 2012, siendo estos porcentajes sobreel equipamiento (electrodomésticos, coci-na, ofimática y aire acondicionado), por loque si añadimos las instalaciones fijas (cale-facción, ACS e iluminación) los porcentajesson todavía mucho más bajos. Esta escasaprevisión de demanda energética para refri-geración contrasta con la creciente internali-zación de la demanda de confort en la tem-porada de refrigeración, y a nuestro parecer

no se ajusta correctamente a la situación enel año 2050. Por este motivo, en el Gráfico 30mostramos un escenario para el reparto deconsumo energético en equipamiento fijodoméstico en el año 2050, en el que lademanda de refrigeración se ha considera-do como un equipamiento fijo al mismonivel que la calefacción y ACS. [Ver Gráfico 30].

Respecto al sector terciario, asumiendocomo correctos los porcentajes de reparto de(MINECO, 2003) para el año 2000, si bien esde esperar que la demanda energética pararefrigeración también crezca en su pesorelativo, la reducción del 80% en la parteeléctrica de calefacción y ACS significa unos0,94 kW.h/hab-día, mientras que la reduc-ción del 60% en refrigeración significa2,29 kW.h/hab-día. En el sector domésti-co, y asumiendo el reparto porcentual de


53

7%

19%

29%

45%

Consumo doméstico: escenario 2050

Calefacción

ACS

Iluminación

Aire acondicionado

Gráfico 30 Escenario de reparto de consumo energético en el sector doméstico (equipamiento fijo)para el año 2050

consumos asumido para el 2050, junto alreparto de fuentes energéticas para calefac-ción y ACS indicada en (MINECO, 2003), queviene a ser un 25% eléctrico frente a un75% con combustibles fósiles, la reduc-ción del 80% en la parte eléctrica dedemanda de calefacción y ACS conduce auna reducción de 2,19 kW.h/hab-día, mien-tras que la reducción del 60% en el aireacondicionado significa 2,98 kW.h/hab-día.

Por tanto, de los 28,4 KW.h/hab-día de con-sumo eléctrico per cápita para el año 2050según la proyección de este escenario (bas-tante conservador), la demanda eléctricaefectiva una vez descontadas las reduccionesen origen anteriormente comentadas sería de20 kW.h/hab-día. Debemos resaltar que elcarácter conservador del escenario dedemanda eléctrica para el 2050, y elpotencial de otras actuaciones de ahorro,eficiencia y gestión de la demanda, puedenconducir a una demanda eléctrica efectiva

en el 2050 significativamente inferior a laconsiderada.

Adoptaremos para el desarrollo del proyectoun valor del consumo eléctrico medio penin-sular per cápita efectivo (descontadas lascontribuciones renovables en origen) en elaño 2050 de 20 kW.h/hab-día, que junto ala población peninsular prevista para esteaño (38,32 Mhab), nos conducen a unademanda eléctrica peninsular en el 2050de 280 TW.h/año.

2.2.1.2. Distribución geográfica Otra cuestión relevante es la distribuciónespacial de este consumo eléctrico en lageografía nacional. En el Gráfico 31 mostra-mos la demanda eléctrica (b.c.) per cápita enlas distintas Comunidades Autónomas en elaño 2003, elaborado a partir de los datos de(REE, 2004) y (INE, 2004). Como vemos, lamedia peninsular de 15,46 kW.h/hab-día sereparte de forma poco uniforme entre las


54

13,8722,6322,6116,4925,72

17,73

22,32

13,05

11,12

11,98

9,70

12,05

14,02

18,53

17,60

Gráfico 31 Reparto por Comunidades Autónomas de la demanda eléctrica peninsular per cápita en elaño 2003. Datos de (REE, 2004) y (INE, 2004)

2 Esta hipótesis es la única compatible con la premisa del estudio de emplear escenarios disponibles elaborados pororganismos reconocidos, pero evidentemente se pueden estar introduciendo errores significativos que recomendaríanel desarrollo de escenarios específicos para afinar en los resultados obtenidos. Así, por ejemplo, en las regiones conmayor necesidad de refrigeración es de esperar un mayor crecimiento de la demanda eléctrica a medida que se va incor-porando la demanda de confort en temporada de verano. Es de notar cómo en las referencias oficiales (MINECO,2004)no aparecen escenarios desagregados geográficamente.

distintas Comunidades Autónomas, según elreparto de población y de los puntos de con-sumo eléctrico no domésticos en las distintasComunidades Autónomas. [Ver Gráfico 31].

Dada la falta de escenarios de cómo se van amodificar el reparto de la población y deman-da eléctrica per cápita entre las distintasCCAA, asumiremos que tanto el reparto por-centual de la población por CCAA como elratio entre la demanda eléctrica per cápitade cada Comunidad y la media nacional sonlas mismas2 en el 2050 que en el 2003. En elGráfico 32 mostramos el reparto porcentualde la demanda eléctrica peninsular en el2050 por CCAA. [Ver Gráfico 32].

A nivel provincial todavía tenemos másincertidumbre por la falta de datos. Vamosa asumir que todas las provincias de unaComunidad mantienen la misma demandaeléctrica per cápita, con lo que el reparto de

la demanda peninsular para el 2050 entrelas distintas provincias queda como se indi-ca en el Gráfico 33. [Ver Gráfico 33].

2.2.1.3. Modulación temporal En el Gráfico 34 mostramos la evolución dela modulación mensual de la demanda eléc-trica peninsular (CNE, 2004). [Ver Gráfico 34].

A falta de escenarios específicos, para laevolución horaria de la demanda eléctricapeninsular en el marco de este proyectoasumiremos para el año 2050 la mismamodulación que la observada en el año2003 que presentamos en el Gráfico 35.

Debemos resaltar aquí que la modulaciónhoraria de la demanda eléctrica en el 2050puede apartarse significativamente de laexperimentada en el 2003. Por un lado lareducción en origen de la demanda eléctri-ca que hemos considerado por diversos


55

0,65%2,13%

7,77%1,48%4,50%

7,94%

6,60%

12,15%

1,94%

14,83%

2,01%

4,88%

10,20%

3,71%

19,21%

Total peninsular = 280 TW.h/año

Gráfico 32 Reparto porcentual por Comunidades Autónomas de la demanda eléctrica peninsular enel año 2050

Total peninsular = 280 TW.h/año. Porcentaje demanda por provincia en 2050

3,23

2,681,04

4,50

1,32

0,99

0,53

0,92

0,74

1,20

0,923,48

2,252,68

1,51

1,61 1,10

1,27 2,01

1,013,73

5,30

1,18

1,87

14,47

1,781,080,64

2,65

0,42

2,132,524,17

1,08

0,65

0,24

0,94

1,48

0,46

1,34

0,40

12,150,50

0,551,51

1,31

0,44

Gráfico 33 Reparto porcentual por provincias de la demanda eléctrica peninsular en el año 2050


56 Gráfico 34 Evolución de la modulación mensual de la demanda eléctrica peninsular (CNE, 2004)

GW.h

22.500

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iem

bre

Octu

bre

Nov

iem

bre

Dici

embr

e

20.000

17.500

15.000

12.500

10.000

7.500

5.000

2.500

0

Año 1990 Año 1995 Año 2000 Año 2003

conceptos (solar térmica de baja temperatu-ra, calderas de biomasa, arquitectura biocli-mática, mejora aislamiento térmico edifi-cios, sistemas de refrigeración por absor-ción solar), presenta su propia modulaciónhoraria. Por otro lado, las estrategias degestión de la demanda en un sistema degeneración eléctrica con elevada penetra-ción renovable pueden diferir muy significa-tivamente de las asociadas al sistema degeneración eléctrica actual (que por otrolado no han adquirido una excesiva imple-mentación), afectando a la modulación hora-ria de la demanda energética. Por tanto, lamodulación horaria de la demanda energéti-ca para el año objetivo (2050) y con un siste-ma de generación eléctrica basado en tec-nologías renovables, debería evaluarsemediante simulación horaria de los distin-tos conceptos que componen dichademanda y mediante la implementación de

las estrategias de gestión de la demanda apro-piadas. Esta simulación excede al alcance deeste proyecto, quedando identificada como unpaso posterior para afinar los resultados obte-nidos. Por ello, emplearemos para el desarrollodel proyecto la modulación horaria del 2003,que en principio es de esperar que nos conduz-ca a resultados mucho más conservadores encuanto a penetración de tecnologías renova-bles (o a sobre-dimensionado requerido en elparque generador) que la modulación horariapara el 2050 adaptada al sistema de genera-ción considerado. [Ver Gráfico 35].

2.2.2. Demanda de energía total Por las características del sector eléctricocabe esperar que en él la introducción de lastecnologías renovables sea más rápida queen otros sectores, lo cual, a su vez, actuará deincentivo para un crecimiento más aceleradode las renovables en otros sectores.


57

15.000

Hora año

Dem

anda

(MW

)

1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.0000

17.000

19.000

21.000

23.000

25.000

27.000

29.000

31.000

33.000

35.000

37.000

39.000Demanda total

Gráfico 35 Evolución horaria de la demanda eléctrica peninsular en el año 2003 (datos REE).Asumiremos la misma modulación temporal para el año 2050

El alcance de este proyecto está limitado aevaluar las posibilidades de las tecnologíasrenovables para cubrir la demanda de energíaeléctrica en el 2050. Sin embargo, resulta evi-dente que para superar los desafíos ambien-tales que tenemos planteados será precisoque para esas fechas el uso de las energíasrenovables se haya extendido a la coberturadel conjunto de la demanda energética, y nosolo de la eléctrica.

Por todo ello, nos ha parecido interesanteevaluar los techos de generación eléctricarenovable tanto desde la perspectiva delescenario de demanda eléctrica para el 2050como desde el punto de vista de la demandade energía total. Puesto que en este proyectonos hemos centrado en las tecnologías reno-vables para generación eléctrica, la compara-ción directa con la demanda de energía totales desfavorable para las tecnologías renova-bles, puesto que para satisfacer ciertas

demandas energéticas no es preciso incurriren las pérdidas de transformación del recursorenovable a electricidad que aparecen refleja-das en las tecnologías renovables considera-das. Esto es especialmente cierto para aque-llas tecnologías que requieran una conversiónde energía térmica en eléctrica (solar termoe-léctrica, geotérmica, etc). Es más, la formaeficiente de uso de los recursos renovablespara satisfacer ciertas formas de energía finalrequiere el uso de tecnologías renovables queno hemos considerado en este proyecto.

Sin embargo, a pesar de ello nos pareceinteresante la comparación cuantitativa dela capacidad de generación eléctrica reno-vable con la demanda de energía total,reflejando un escenario energético en elcual prácticamente todos los usos finalesde la energía se satisfagan vía energía eléc-trica, lo cual presentaría también importan-tes ventajas para la regulación del sistema


58

Gráfico 36 Relación consumo de energía y producto interior bruto per cápita (Shell International, 2001)

GDP/capita (000´s 1997 $ PPP)

GJ/capita

350

300

250

200

150

100

50

05 10 15 20 25 30 35

India

KoreaAustraliaUSEUJapanMalaysiaThailand

BrazilChina

0

eléctrico. Otro escenario que podría respal-dar esta comparativa directa, sería uno en elcual se empleara un vector energético inter-medio, tal que el hidrógeno, para satisfacer lademanda energética total vía generacióneléctrica para producir hidrógeno. En estecaso, añadiendo una valoración del rendi-miento total de conversión de la electricidaden la forma de energía final vía producción,almacenamiento y transporte intermedio delhidrógeno, nos permitiría realizar una valora-ción directa de las posibilidades de satisfacerla demanda total con recursos renovables.

Por todo lo anteriormente expuesto estamosinteresados en disponer también de un esce-nario de demanda de energía total para elaño 2050. Afortunadamente, la mayoría deescenarios energéticos para este periodoestán realizados en términos de energíatotal, si bien para España tampoco hemoslocalizado ninguno que llegue al año objetivode nuestro estudio.

La mayoría de escenarios disponibles paraestas fechas son escenarios a nivel mundial.Si bien sería deseable que para mediados deeste siglo ya hubiéramos evolucionado haciala sostenibilidad social a nivel global, las ten-dencias actuales y la historia reciente hacenque esta hipótesis no parezca realista, por loque no podamos asumir un reparto uniformede la demanda energética per cápita para el2050. En el Gráfico 36 mostramos la relaciónentre el consumo de energía per cápita y elproducto interior bruto per cápita que se haimpuesto hasta la actualidad. Según las ten-dencias mostradas en este gráfico pareceque en la UE el consumo per cápita podríaestabilizarse entorno a 133 kW.h/hab-día,mientras que en EE.UU. está estabilizadoentorno a 266 kW.h/hab-día. [Ver Gráfico 36].

En (Shell International, 2001) se presentandos escenarios de demanda de energía pri-maria para 2050, basados en criterios de soste-nibilidad, que conducen a una estabilización


59

Gráfico 37 Dos escenarios de demanda de energía primaria a nivel mundial, con criterios desostenibilidad y permitiendo evolucionar hacia una estabilización de las emisiones de CO2 pordebajo de 550 ppm (Shell International, 2001)

1975 2000 2025 2050

kW.h

/hab

-año

110Spirit of the coming age Dynamics as usual

100

90

80

70

60

50

40

de las emisiones de CO2 por debajo de 550ppm. En el Gráfico 37 mostramos los resulta-dos de la demanda de energía primaria percápita según estos dos escenarios, que con-ducen a valores de 72-103 kW.h/hab-día. Laconsiderable diferencia entre los resultadosde estos dos escenarios, ambos enfocadospor consideraciones de sostenibilidad, consti-tuye una clara indicación de la elevada incerti-dumbre asociada a la demanda de energíatotal para el 2050, ocasionada principalmentepor los importantes cambios que puedeexperimentar nuestra sociedad en este perio-do. [Ver Gráfico 37].

En (WEC, 2003) se muestran tres escenariosa nivel mundial para el 2050. En todos ellos sebaraja una población de 10.100 Mhab. En laTabla 21 mostramos las demandas de energíaprimaria y final per cápita procesadas a partirde estos escenarios. [Ver Tabla 21].

En (IEA, 2003) se muestran otros escena-rios del IPCC para el 2050. En estos escena-rios, la población mundial pasa a ser de8.704 Mhab, y los consumos per cápita enel 2050 pasan a ser significativamentesuperiores a los de la referencia anterior:106-122 kW.h/hab-día para la demanda de

Tabla 21 Demandas de energía primaria y final per cápita procesadas a partir de los escenarios(WEC, 2003)

Escenario-A Escenario-B Escenario-CEnergía Primaria(kW.h/hab-día) 78,87 63,10 44,17Energía final(kW.h/hab-día) 53,63 44,17 31,55


60

130

1990

2000

2010

2020

2030

2040

2050

kW.h

/hab

-día

Año

120

110

100

90

80

70

50

40

Energía primaria

60

Escenario AT1 Escenario A1B

1990

2000

2010

2020

2030

2040

2050

100

90

80

70

50

40

60

30

Energía final

kW.h

/hab

-día

Año

Gráfico 38 Evolución de la demanda mundial de energía primaria y final hasta el 2050 según dosescenarios del IPCC (IEA, 2003)

energía primaria y 78-88 kW.h/hab-día para lademanda de energía final. En el Gráfico 38mostramos la evolución de estas demandassegún estos dos escenarios. [Ver Gráfico 38].

En (EC, enero 2003) se presentan escena-rios de los diversos países de la UE hastael 2030. El escenario para España nos con-duce a una demanda de energía primaria yfinal en el 2030 de 141 kW.h/hab-día y99 kW.h/hab-día respectivamente. Por cons-tituir esta la referencia más específica anuestro país, es la que vamos a adoptarmediante una extrapolación de las tenden-cias indicadas. En el Gráfico 39 mostramosla evolución de las demandas per cápita deenergía primaria y final que este escenarioelabora hasta 2030. En trazo discontinuomostramos una extrapolación de las mis-mas hasta el 2050 siguiendo las tendenciasindicadas, lo cual nos conduce a unasdemandas de energía primaria y final para el2050 de 161 kW.h/hab-día y 109 kW.h/hab-día respectivamente. [Ver Gráfico 39].

Desde el punto de vista de los objetivos queperseguimos, la comparación de la capacidad

de generación eléctrica con tecnologías reno-vables con la demanda energética, el paráme-tro relevante es la demanda de energía final,pues al satisfacer con electricidad de origenrenovable dicha demanda energética ya seobvia la ineficiencia energética asociada a laconversión de la energía primaria en final. Portanto, adoptamos como escenario para 2050de demanda de energía total los 109kW.h/hab-día, que teniendo en cuenta lapoblación peninsular proyectada para esafecha (38,32 Mhab) conduce a una demandade energía final total de 1.525 TW.h/año.

2.3. Sistema de generacióny transporte actual

En el Gráfico 40 mostramos la distribuciónde la potencia total peninsular instalada enel año 2003, así como la producción eléc-trica asociada. Estos valores incluyen unapotencia instalada para bombeo puro de2.569 MW con un consumo eléctrico aso-ciado de 4.678 GW.h. [Ver Gráfico 40].

En el Gráfico 41, mostramos la distribuciónde las centrales de generación en Régimen


61Gráfico 39 Escenario de evolución de la demanda de energía primaria y final en España para el 2030(EC, enero 2003). Los resultados los hemos extrapolado en línea discontinua hasta el 2050

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

kW.h

/hab

-año

170Consumo primario Demanda final

160

150

140

100

80

60

40

130

120

110

90

70

50

Ordinario en el territorio nacional, y en elGráfico 42 la previsión del crecimiento delas centrales de ciclo combinado para elperiodo 2004-2006. En el Gráfico 43 mos-tramos los saldos de intercambios eléctri-cos entre CCAA en el 2003. En el Gráfico 44mostramos la red eléctrica de transporte enel 2003. [Ver Gráficos 41, 42, 43 y 44].

El sistema eléctrico actual está con configu-rado para acoplar la distribución espacial dela capacidad generadora y la demanda exis-tentes, contando con una gran capacidad deregulación sobre una generación poco distri-buida constituida por centrales de elevadofactor de capacidad. La configuración de lared de transporte ha ido evolucionando paraevacuar una generación centralizada muylocalizada en ciertas zonas del territoriopeninsular hacia los puntos de consumo.Esta configuración del sistema de genera-ción y transporte no está exenta de proble-

mas: cuando han ido surgiendo demandasimportantes en puntos alejados de los cen-tros de generación (como las puntas dedemanda en el levante asociadas a la cargade los equipos de refrigeración en verano),con la rígida estructura geográfica del siste-ma de generación la red de transporte introdu-ce limitaciones a la capacidad de evacuar esageneración hacia los puntos de consumo. Lasolución a estos problemas en el marco delsistema actual pasa por lo general por intro-ducir nuevas centrales (de ciclo combinado:Gráfico 42) más próximas a los puntos deconsumo.

Al plantarse el análisis de viabilidad técnica deun sistema de generación completamentedistinto al actual, con una elevada contribuciónde energías renovables, caracterizadas poruna descentralización muy superior, y alimen-tadas por un recurso energético en muchoscasos no controlable, resulta evidente que


62 Gráfico 40 Potencia y generación eléctrica en el año 2003 según tecnologías (REE, 2003). Los valorespresentados incluyen el bombeo

Hidráulica RO Nuclear Carbón Fuel/Gas Ciclo combinado

Hidráulica RE Eólica Otras renovables RE No renovables RE

1,1%10,2%

8,8%

2,4%

7,2%

11,3%

18,9%

12,9%

27,2%

Ptot= 61,223 GW

1,4%

30,7%

3,4%

6,4%

2,1%5,0%

8,4%16,5%

26,3%

E= 235,68 TW.h/a

Gráfico 41 Distribución geográfica de lascentrales del parque de generación eléctricadel Régimen Ordinario (REE, 2003)

Gráfico 42 Previsión del crecimiento de lascentrales de ciclo combinado en el periodo2004-2006 (REE, 2003)

Gráfico 43 Saldos de intercambios eléctricos enel 2003 en GW.h (REE, 2003)

Gráfico 44 Red eléctrica de transporte en el2003 (REE)


63tanto los esquemas de operación como lasinfraestructuras actuales no son las apropia-das. Por un lado, para poder regular la genera-ción y acoplarla a la demanda, será necesariodisponer de una capacidad de generaciónmuy superior a la actual, consecuencia por unlado de emplear centrales con menor factorde capacidad, y por otro de tener que regularla generación mediante la reducción del factorde capacidad (disipando capacidad de genera-ción).

Respecto a la principal infraestructura, lared de transporte eléctrico, evidentementeno ha sido pensada para un sistema degeneración basado en tecnologías renova-bles, y por tanto es de esperar que intro-duzca importantes limitaciones técnicassobre el mismo. Tanto la capacidad detransporte de las distintas líneas como sudistribución espacial por el territorio pue-den resultar problemáticas para integraruna gran contribución de las energías reno-vables. En algunos aspectos, como elhecho de que en el sur y levante, con défi-cit de generación en la actualidad, hayabuenos recursos renovables, puede resul-tar ventajosa la integración de algunascentrales renovables en estas regiones (sies que antes no se han construido cicloscombinados). Pero al pretender una grancontribución de las energías renovables,con una distribución mucho más descen-tralizada de la capacidad de generación porel territorio peninsular, cabe esperar que lared de transporte actual introduzca gran-des limitaciones. Echando un vistazo a lared de transporte de el Gráfico 44 pode-mos apreciar claramente amplias regionesdel territorio peninsular con importantesrecursos de energías renovables (solares yeólicos) que no están cubiertos por la red,

y por tanto cuyo potencial de generaciónrenovable se va a ver limitado por la capa-cidad de evacuación de la red de transpor-te. Así mismo, la capacidad de transportede las líneas que van hacia el sur puedeverse limitada para evacuar una gran gene-ración destinada a cubrir la demanda en elnorte (en instantes en los que predominenlos recursos renovables en el sur frente alos del norte), cuando han sido diseñadaspara transportar un flujo eléctrico relativa-mente pequeño en comparación con elque manejan las líneas del norte. Dehecho, el propio concepto de flujo eléctri-co unidireccional desde unas regiones delterritorio nacional donde está centralizadala capacidad de generación hacia otras,debe abandonarse en el caso de un siste-ma con elevada penetración renovable, enel cual en ciertas épocas del año los princi-pales centros de generación se localizaránen una región del territorio y en otras épo-cas se desplazarán a otras zonas invirtien-do los flujos eléctricos.

Ante el desafío de reestructurar todo el siste-ma de generación para encaminarlo a la sos-tenibilidad conviene no perder de vista que lared de transporte eléctrico debería ser unmedio y no un fin en sí misma. Si cambia lafilosofía y estructura del sistema de genera-ción, la red eléctrica deberá acomodarse aese cambio para seguir ejerciendo su funciónde medio de transporte si es que es capaz,y si no lo es, deberá buscarse otro medio detransporte apropiado para el nuevo sistemade generación. Lo que carece de sentido, esque ante la urgencia de encaminar nuestrosistema energético hacia la sostenibilidad,un medio como es la red de transporte eléc-trico condicione y limite las posibilidades deeste cambio.


64 En el marco de este proyecto vamos a pro-ceder a analizar la viabilidad de un sistemade generación prácticamente basado en lasenergías renovables, y como una parte deeste análisis vamos a analizar las restriccio-nes que introduce la red de transporteactual para alcanzar este objetivo, por ser elmedio con el que contamos en la actuali-dad y por centrar la mayoría del debateactual sobre el crecimiento del aporte reno-vable a nuestro sistema de generación.Pero no debe perderse de vista que las res-tricciones de la red actual sobre el sistemade generación del futuro tienen una impor-tancia relativamente pequeña, y lo relevan-te sería evolucionar hacia el sistema detransporte del futuro capaz de gestionar dela mejor forma posible el sistema de gene-ración del futuro.

Desde un punto de vista técnico-económi-co, y teniendo en cuenta las restriccionesambientales, si comparáramos las opcio-nes de integrar las energías renovablesque permita el sistema de transporteactual, con la opción de diseñar el sistemade transporte para optimizar la contribu-ción renovable, desde nuestro punto de vistala segunda opción tiene muchas opciones deresultar la más favorable, tanto por permitiremplazar la capacidad de generación en lasregiones de mejor recurso (menor coste),como por su mejor capacidad de gestionarestos aportes con su variabilidad espacio-temporal, que conduce a un menor requeri-miento de potencia punta instalada.

2.4. Recursos hidroeléctricos

2.4.1. Producción hidroeléctrica La producción hidroeléctrica depende tantode la disponibilidad de recurso hidráulico

como de la estrategia de operación del sis-tema de generación. La disponibilidad delrecurso hidráulico para una potencia hidroe-léctrica instalada se expresa mediante elproducible hidroeléctrico, que se suele com-parar con la media histórica de los años ante-riores mediante el índice de producible hidro-eléctrico (cociente del producible en un añodado con el histórico). En los siguientes gráfi-cos mostramos la evolución del produciblehidroeléctrico anual desde 1993 a 2003, y laevolución del producible hidroeléctrico diarioen los años 2002 y 2003 comparados consus medias históricas. El producible hidroe-léctrico tiene en cuenta las necesidades derecurso hídrico para otros usos, por lo queuna mejora en la eficiencia de estos (rega-dío) o reducción en su demanda (abasteci-miento), generaría un incremento en el pro-ducible hidroeléctrico. [Ver Gráfico 45 y 46].

Para el desarrollo del escenario a 2050,vamos a asumir un cierto valor de la poten-cia hidroeléctrica instalada (ver más abajo).Para el producible hidroeléctrico históricoasumiremos una proporcionalidad del valordel 2003 con la evolución de la potenciainstalada. Para la producción hidroeléctricaasumiremos un índice de producible hidro-eléctrico en el 2050 del 90%.

2.4.2. Acumulación por bombeo Un aspecto relevante de cara a la capacidadde regulación de un sistema de generacióneléctrica con elevada penetración de las tec-nologías renovables, es la capacidad de acu-mulación hidroeléctrica por bombeo. En elaño 2003 disponíamos de una potencia hidro-eléctrica de bombeo puro de 2.569 MW.Hasta ahora, la explotación del bombeo havenido determinada por la hidraulicidad delaño, y, fundamentalmente, por el margen que


65Gráfico 45 Evolución del producible hidroeléctrico anual y de su índice en el periodo 1993-2003(Recopilación informes REE)

1993 1995 1997 1999 2001 2003

Prod

ucib

le (T

W.h

/a)

45

Producible Índice

40

35

30

25

20

15

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0

Año

Índi

ce

proporciona en el régimen de retribuciónactual la diferencia entre el precio de compraen horas valle, y el de venta en horas punta.En el Gráfico 47 mostramos la evolución delconsumo eléctrico para bombeo de 1993 al2003. [Ver Gráfico 47].

En el caso de un sistema de generacióncon elevada penetración renovable, el usodel bombeo hidroeléctrico cambiaría sus-tancialmente, por la capacidad que élmismo proporcionaría para regular el siste-ma acumulando la producción de otrastecnologías renovables cuando excedieranla demanda.

Para el año 2050 vamos a asumir la disponibi-lidad de una potencia hidroeléctrica de bom-beo de 8.000 MW, contando tanto el bombeopuro como el mixto, con una capacidad de

acumulación de 16 TW.h/a, y un rendimientoglobal de explotación del 70%.

2.5. Previsiones potencia instalada distintas renovables

En este apartado vamos a recoger la situa-ción actual (a fines del 2003) de imple-mentación de las distintas tecnologíasrenovables en España, así como los distin-tos escenarios de crecimiento de las mis-mas. Estos valores servirán para ubicar,tanto en magnitud como en necesidadesde desarrollo de las distintas tecnologías,los resultados alcanzados en el marco deeste proyecto.

Puesto que es común que la informaciónsobre implementación de distintas tecnolo-gías renovables se proporcione en unidades


66 Gráfico 46 Evolución del producible hidroeléctrico diario en los años 2002 y 2003 comparados con susrespectivos valores históricos (REE, 2002, 2003)

550500450400350300250200150100500

E F M A M J J A S O N D

127146 116

106 9574

32 16 2146

74103

Energía producible hidráulica diaria durante 2002 comparada con el producible medio histórico (GWh)

Húmedo Seco Producible medio histórico Producible 2002

350

300

250

200

150

100

50

0E F M A M J J A S O N D


127146 116 106

95

74

3216

2146

74103


no homogéneas (MW, tep, etc.), y debido alhecho de que el factor de capacidad de lasdistintas tecnologías consideradas puedepresentar grandes diferencias, vamos a pro-ceder a homogeneizar la información pre-sentada mediante la adopción de factoresde capacidad y rendimientos representati-vos de cada tecnología. De esta forma, losresultados presentados serán en términosde potencia instalada y producción energéti-ca para todas las tecnologías.

En el Gráfico 48 mostramos la evoluciónhoraria de la producción total del RégimenEspecial en el año 2003. [Ver Gráfico 48].

2.5.1. Situación eólica a finales de 2003 La situación actual de las distintas renova-bles a finales del 2003 se encuentra biendescrita en los informes de la ComisiónNacional de la Energía sobre la producciónen Régimen Especial (CNE, 2004). Para elcaso de la eólica, esta información la hemos


67

Gráfico 47 Evolución del consumo eléctrico para bombeo hidroeléctrico en el periodo 1993-2003(recopilado de los informes de REE)

Ebom

beo (

TW.h

/a)

Año

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Gráfico 48 Producción total del Régimen Especial en el 2003 (datos CNE)

Hora del año1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.0000

7.000

Prod

ucci

ón (M

W)

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000Total régimen especial

elaborado para deducir los factores decapacidad con el que está operando encada Comunidad Autónoma. Debido a que

en esta primera fase del proyecto nohemos conseguido datos eólicos represen-tativos a nivel provincial, para proyectar el


68

Gráfico 49 Reparto por comunidades autónomas de la potencia eólica peninsular instalada a finalesdel 2003 (CNE, 2004)

Total peninsular = 5.853 MW

4,77%12,54%

1,48%0,00%2,06%

26,45%

14,09%

0,00%

0,00%

3,72%

0,51%

17,21%

0,40%

15,50%

1,28%

techo de generación eólica nos apoyare-mos en estos valores para obtener unacota inferior de la generación eólica, queposteriormente contrastaremos con otrométodo de cálculo.

En el Gráfico 49 mostramos la distribuciónespacial de la potencia eólica instalada enlas distintas Comunidades Autónomas afinales del 2003 según la CNE3: un total de5.976 MW, de los cuales 5.853 MW eranpeninsulares. [Ver Gráfico 49].

Procesando los datos de potencia instalada yproducción de electricidad de la (CNE, 2004)hemos procedido a evaluar los factores decapacidad medios anuales de la potencia eóli-ca instalada en las distintas CCAA, cuyo resul-tado mostramos en el Gráfico 50, y que pro-porcionan un valor medio nacional para el año2003 de CF = 22,76%. [Ver Gráfico 50].

Los factores de capacidad de medios anua-les dependen de la secuencia temporal conla que se ha ido instalando la potencia eóli-ca. Esto explica los valores bajos del factorde capacidad mostrados en el gráficoanterior para las Comunidades Autónomasde Murcia y Asturias, que experimentaronun crecimiento de la potencia eólica insta-lada del 2002 al 2003 del 200% y el 64%respectivamente.

El factor de capacidad de la potencia eólicainstalada depende de las características delpotencial eólico del emplazamiento, de la tec-nología eólica y en el futuro, con una granpenetración renovable, dependerán tambiénde los niveles de regulación de potencia quese introduzcan a nivel parque o máquina.

A medida que la tecnología eólica va mejoran-do, para un emplazamiento dado aumentaría

3 Esta cifra no corresponde con la dada por REE que cuantificaba en 6.202 MW la potencia instalada a finales del 2003. Enparte, esto se explica por el distinto criterio llevado por REE y la CNE para contabilizar la potencia eólica. La primera conta-biliza la potencia eólica instalada, mientras que los segundos cuantifican la que ya ha facturado según el Régimen Especial.


69Gráfico 50 Factores de capacidad medios a finales del 2003 procesados a partir de los datos depotencia instalada y generación de electricidad de la (CNE, 2004)

Total peninsular = 22,76%

19,66%25,69%

19,25%-%15,61%

24,84%

21,26%

-%

-%

25,29%

11,02%

19,72%

16,42%

23,63%

24,54%

el factor de capacidad del parque (con un lími-te dado por el recurso eólico disponible). Perola realidad es que los primeros parques sonlos que han ocupado los mejores emplaza-mientos, por lo que la potencia eólica adicio-nal se irá instalando en emplazamientosmenos favorables, lo cual lleva asociada unareducción del factor de capacidad. Además,a medida que vaya aumentando la penetra-ción eólica en la red de transporte eléctrico,es probable que se le empiece a exigir unaregulación de la potencia eólica inyectadaen la red. Esta regulación se puede conse-guir tanto a nivel máquina mediante la modi-ficación de su coeficiente de potencia (varia-ción de su velocidad de rotación) u orienta-ción, como a nivel parque conectando o des-conectando distintos aerogeneradores. Sinembargo, en cualquier caso, el efecto de estaregulación de la potencia eólica entregada esreducir el factor de capacidad de la instalación

(y consecuentemente aumentar el coste dela electricidad generada).

Por tanto, vemos cómo si bien la mejoratecnológica conduce hacia un incrementode los factores de capacidad respecto a lasituación actual, tanto el aprovechamientode peores emplazamientos como la regula-ción de potencia van en dirección contraria.A la vista de estas consideraciones, para elprocesamiento posterior de la informaciónrelativa a la potencia eólica instalada asumi-remos unos factores de capacidad evalua-dos a partir de los datos de la CNE para losaños 2001, 2002 y 2003, adaptados cuandofuera necesario asumiendo que la mitad dela potencia instalada lo fue a lo largo de lasegunda mitad del año4, y asumiendo unosfactores de capacidad medios de las Comu-nidades vecinas en aquellas CCAA que en laactualidad no cuentan con potencia eólica

4 Aún con todo, los valores de Asturias (CF=17,2%) y de la Comunidad Valenciana (CF=16,5%) nos parecen demasiadobajos. Puesto que hemos detectado alguna otra inconsistencia en los datos de la CNE (Comunidades con CF > 50% duran-te algunos años), damos estos valores por erróneos y asumimos en estas Comunidades un CF=24% más coherente conlos de las CC.AA. vecinas.


70


21,0%26,5%22,8%23,4%24,0%

26,1%

22,7%

21,9%

23,0%

26,9%

24,9%

21,1%

24,0%

24,1%

24,6%

Gráfico 51 Factores de capacidad de la potencia eólica instalada asumidos como cota inferior de lasactuaciones de los parques eólicos en el periodo considerado (2003-2050)

instalada. En el Gráfico 51 mostramos losresultados. [Ver Gráfico 51].

En el Gráfico 52 mostramos la generacióneléctrica de origen eólico que se habría obte-nido en el 2003 con los factores de capaci-dad considerados. [Ver Gráfico 52].

También tiene interés la relación entre la elec-tricidad eólica generada en cada Comunidad yla demanda eléctrica en esta Comunidad. Enel Gráfico 53 mostramos esta informaciónpara el año 2003 asumiendo los factores decapacidad del periodo 2003-2050 y la deman-da eléctrica por comunidades obtenida de(REE, 2004). [Ver Gráfico 53].

Por último, conviene resaltar la importantedependencia estacional del factor de capaci-dad eólico. En el Gráfico 54 mostramos elfactor de capacidad de la eólica peninsular a

lo largo del año 2003 según datos de la CNE.Como vemos, en los meses de verano, elfactor de capacidad puede llegar a ser delorden de un tercio del que se obtiene enpleno invierno. En este sentido, el recursoeólico terrestre estará fuertemente correla-cionado con el hidroeléctrico, lo cual esbueno desde el punto de vista de la regula-ción de la potencia eólica, pero negativodesde el punto de vista de la cobertura de lademanda: en los meses de verano habrápoca disponibilidad eólica e hidroeléctricapara cubrir la creciente demanda de refrigera-ción, que se verá aún más incrementada enel caso de recurrir a procesos de desalaciónde agua de mar basados en consumo deelectricidad (ósmosis inversa). [Ver Gráfico 54].

2.5.2. Plan de Fomento El Plan de Fomento de las Energías Renova-bles (Ministerio de Industria y Energía, 1999)


71

Total peninsular = 12.388 GW.h

4,15%13,75%1,40%0,00%2,05%

28,57%

13,24%

0,00%

0,00%

4,14%

0,52%

15,03%

0,39%

15,46%

1,30%

Gráfico 52 Generación eléctrica en el 2003 a partir de la potencia eólica instalada a finales de este añosegún la CNE y de los factores de capacidad considerados como representativos del periodo 2003-2050


35,32%35,68%

0,99%0,00%2,51%

19,88%

11,08%

0,00%

0,00%

1,54%

1,44%

17,01%

0,21%

23,02%

0,37%

Gráfico 53 Porcentaje de la producción eólica frente a la demanda de electricidad en cadaComunidad Autónoma con la potencia instalada a finales del 2003 según la CNE, y los factores decapacidad considerados representativos del periodo 2003-2050. La demanda de electricidad paraeste año se ha tomado de REE


72

CF (%

)

0

10

15

20

25

30

35

40

45

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iem

bre

Octu

bre

Nov

iem

bre

Dici

embr

e

5

Gráfico 54 Modulación mensual del factor de capacidad eólica peninsular a lo largo del año 2003según datos de la CNE (CNE,2004)

constituye desde su aparición una de lasreferencias principales en nuestro país paralas energías renovables. El Plan de Fomentode las Energías Renovables (PFER) preten-de alcanzar el objetivo, en línea con el delLibro Blanco de la UE, de que las fuentes deenergía renovable cubran al menos el 12%de la demanda total de energía en Españaen el año 2010. Para ello, el PFER estableceunos objetivos de desarrollo de las distintastecnologías consideradas. Algunos de estosobjetivos, como el de la eólica, serán clara-mente superadas por el desarrollo comer-cial de la tecnología, mientras que otros pro-bablemente no se lleguen a alcanzar alritmo de crecimiento actual, lo cual constitu-ye un indicador directo de la eficacia de lasmedidas de apoyo introducidas en las distin-tas tecnologías.

En el PFER, además de los objetivos dedesarrollo para el 2010, se presentan también

unas valoraciones del potencial de las dis-tintas tecnologías, que nos pueden servirde referencia para nuestro año objetivo deanálisis (2050).

Debemos resaltar que el PFER realiza un tra-tamiento poco profundo de algunas tecnolo-gías. Un caso evidente es la solar termoeléc-trica, en la cual no se realiza ninguna evalua-ción del potencial, y se fija un objetivo para el2010 sin fundamento alguno en el contextodel PFER. Otras tecnologías, como la de lasolas y la geotérmica para generación de elec-tricidad, quedan completamente excluidasdel PFER.

A continuación pasamos a presentar losresultados tanto de los objetivos para 2010como de las evaluaciones de potencial quese deducen del PFER. Para llegar a una valo-ración completa del potencial presentado enel PFER, hemos procedido a procesar la


73

Ptot= 18.856 MWe Etot= 39,54 TW.h/a

0,05%

1,00%0,50%

4,42%

8,01%

86,02%

1,48%0,04%

77,78%

3,63%

14,18%

2,88%

Hidráulica >10 MW RSUBiomasa Eólica Fotovoltaica

Gráfico 55 Potencia instalada y producción eléctrica de energías renovables en 1998

información presentada en el mismo median-te una serie de hipótesis (factores de capaci-dad, rendimientos, etc.) coherentes en lamedida de lo posible con el resto de la infor-mación en el PFER. En todo el análisis nosvamos a limitar a la generación de electricidad.

En el Gráfico 55 mostramos la situación en1998, origen del PFER. Con 18.856 MWe yuna generación de 39,54 TW.h/a (14,12% dela demanda peninsular en 2050), la situaciónde partida aparece claramente dominada porla generación hidroeléctrica con centrales degran potencia. [Ver Gráfico 55].

En el Gráfico 56 mostramos los objetivosestablecidos para el año 2010 por el PFER. Entérminos de potencia constituyen una poten-cia instalada de 30.356 MWe, y una genera-ción eléctrica de 76,60 TW.h/a (27,36% de lademanda peninsular en 2050). [Ver Gráfico 56].

Las propuestas del PFER para el 2010 hansido recientemente revisadas y es de esperarque en breve (verano 2005) salga una actuali-zación de la misma, en la que los objetivos dediversas tecnologías (eólica, fotovoltaica, ter-moeléctrica, etc.) se vean ampliamente supe-rados por la realidad actual, mientras los deotras tecnologías que no han seguido el ritmode crecimiento esperado pueden ver susobjetivos reducidos. En el Gráfico 57 mostra-mos la propuesta de ampliación del PFERpara la fotovoltaica realizada por (ASIF, 2004).[Ver Gráfico 57].

Sin embargo, lo que en principio no deberíacambiar si estuviera correctamente evaluadoson los potenciales de cada una de las tecno-logías renovables presentados en el PFER. Enel Gráfico 58 mostramos los potenciales depotencia instalada y generación eléctrica conlas distintas tecnologías que se deducen del


74

P= 30.356 MWe Etot= 76,60 TW.h/a

Hidráulica >10 MW RSUBiomasa Eólica Fotovoltaica

0,66%0,47%

0,86%

29,56%

6,51%

7,35%

54,59%

Termoeléctrica

0,60%0,28%

28,12%

2,41%

18,92%9,02%

40,64%

Gráfico 56 Objetivos de potencia instalada y generación eléctrica con energías renovables para elaño 2010 según el PFER

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1.200

1.100

1.000

600

500

300

200

100

MWp

900

800

700

400

0

Realizado Propuesta PFER

Gráfico 57 Propuesta de ampliación del objetivo del PFER para la fotovoltaica en el 2010 (ASIF, 2004)


75

1,05%

4,29%

28,08%

9,79%

7,31%

49,48%

24,84%

2,44%

25,31%9,13%

35,88%

2,41%P= 53.775 MWe Etot= 143,62 TW.h/a

Hidráulica >10 MW Biomasa Eólica RSU Fotovoltaica

Gráfico 58 Potencial de las tecnologías renovables para generación de electricidad. Informaciónelaborada a partir de los resultados presentados en el PFER

PFER. Para ello, hemos empleado factores decapacidad y rendimientos coherentes en lamedida de lo posible con el resto del docu-mento para elaborar la información relativa alos potenciales de las distintas tecnologíaspresentada en el PFER. Con una potencia de53.775 MWe y una generación eléctrica de143,62 TW.h/a (51,29% de la demanda penin-sular en 2050) ya dejan entrever las posibili-dades de las tecnologías renovables paraabastecer el sistema de generación eléctri-ca en el 2050. Sin embargo, debemos resal-tar el tratamiento superficial que se ha rea-lizado en el PFER para valorar los techos devarias tecnologías renovables. Así, para lasolar termoeléctrica ni tan solo figura en elPFER una valoración de su potencial (apesar de incluir un objetivo de 200 MWepara el 2010), mientras otras tecnologíasestán excluidas, y el tratamiento de la foto-voltaica es también muy superficial y con-servador. [Ver Gráfico 58].

Por último, y para que sirvan de referencia,presentamos en el Gráfico 59 los factores decapacidad deducidos de la información deta-llada en el PFER para cada uno de los horizon-tes temporales considerados. [Ver Gráfico 59].

Desde el punto de vista de nuestro análisis,vamos a considerar que para el 2050 se hadesarrollado el potencial apuntado por elPFER para la mini hidráulica, pequeña hidráuli-ca y para la biomasa de fuentes residuales,dentro de la cual vamos a incluir el biogás. Portanto, podríamos contar con la potencia ygeneración eléctrica para el 2050 mostradaen la Tabla 22, si bien posteriormente matiza-remos estos resultados para proyectarloshacia el 2050. [Ver Tabla 22].

Adicionalmente existiría la posibilidad deincorporar el potencial de RSU (566 MWe y3,5 TW.h/a), que en principio vamos a excluirpor su problemática medioambiental.


76

CF (%

)

0

20

30

40

50

60

70

80

90

Hidr

áulic

a

> 1

0 M

W

Hidr

áulic

a

< 10

MW

Biom

asa

RSU

Eólic

a

Foto

volta

ica

Term

oelé

ctric

a

10

1998 2010 Potencial

Gráfico 59 Factores de capacidad anuales considerados para las distintas tecnologías en el PFERpara cada uno de los horizontes temporales analizados

Tabla 22 Potencia y generación eléctrica del potencial del PFERP (MWe) E (TW.h/a)

Minihidráulica (P< 10 MW) 10.387 20,77 Pequeña hidráulica (10 MW < P < 50 MW) 3.929 13,11 Biomasa residual y biogás 3.165 21,89

2.5.3. Planificación sectoresde electricidad y gas En el documento de planificación de las redesde electricidad y gas para el periodo 2002-2011 (MINECO, 2002), se revisaron al altaalgunos objetivos del Plan de Fomento enpotencia instalada de régimen especial paraajustar la aportación porcentual planificada almayor crecimiento esperado de la demanda.

En los siguientes gráficos mostramos lapotencia instalada y producción energéti-ca del régimen especial, del régimen especialmás la gran hidráulica, y de las renovables en

el 2011 según (MINECO, 2002). Como pode-mos ver, para el conjunto del régimen espe-cial más la gran hidráulica se prevé ya en 2011una potencia instalada de 42.833 MWe conuna generación eléctrica de 130,96 TW.h/a(46,8% de la demanda peninsular para el2050). Sin embargo, el Régimen Especialincluye la cogeneración con combustiblesfósiles, que nosotros hemos excluido porconsiderar que para el 2050 la cogenera-ción debe apoyarse en combustible de ori-gen renovable. Excluyendo la cogenera-ción, la potencia de tecnologías renovablespara el 2011 sería de 35.733 MWe, con una


77generación de 92,96 TW.h/a (33,2% de lademanda peninsular para el 2050).

Desde el punto de vista de nuestro análisis,en un principio querríamos considerar que lacogeneración prevista para 2011 (7.100 MWegenerando 38 TW.h/a), en el horizonte denuestro estudio (2050) está operativa peroalimentada con biomasa (biocombustibles,gasificación, pirólisis rápida, etc.). Sin embar-go, como veremos posteriormente en el aná-lisis del techo de biomasa, los limitados recur-sos disponibles en la España peninsular nodan para mantener esta cogeneración simul-táneamente con los techos de generacióneléctrica deducidos, y por tanto no vamos aincorporar esta potencia adicionalmente a lade los techos. Dada la escasez del recursosería necesario decidir dónde se emplea, enalimentar la cogeneración ya establecida opara nuevas centrales de generación eléctri-ca. Pero desde el punto de vista de nuestroanálisis vamos a considerar que los recursos

de biomasa se emplean en nuevas centraleseléctricas con la tecnología que posterior-mente detallaremos, y que si bien tambiénincorporan la cogeneración, pero estándimensionadas para optimizar la produccióneléctrica. [Ver Gráficos 60, 61 y 62].

A continuación mostramos el factor de capa-cidad anual que se está asumiendo en (MINE-CO, 2002) para cada una de las tecnologíasdel régimen especial para el 2002, y por últi-mo, el porcentaje de la producción energéticade cada una de las tecnologías del régimenespecial y de la hidráulica respecto al escena-rio central, más probable según esta referen-cia para el 2011, que como vemos es muy cer-cano al escenario peninsular para 2050 quehemos elaborado nosotros. [Ver Gráficos 63 y 64].

2.5.4. RD 436/04 La última referencia oficial en cuanto a desa-rrollo potencial de las energías renovables loconstituyen los límites para la validez del

Gráfico 60 Potencias y producción energéticas planificadas para el 2011 para las distintastecnologías en régimen especial por (MINECO, 2002)

Potencia= 26.262 MW Energía= 99,83 TW.h/año262

144

78

200

7.100

13.000

2.380

3.098

0,5%

0,5%

1,8%

38,1%

0,2%28,6%

7,4%

22,8%

Biomasa Termoeléctrica Minihidráulica Biogás Eólica Fotovoltaica Cogeneración RSU


78

P= 42.833 MWe E= 130,96 TW.h/a

Biomasa

Termoeléctrica

Hidráulica

Biogás

Eólica

Fotovoltaica

Cogeneración

RSU

0,47% 0,18%0,61%0,34%

7,23%

30,35%

38,69%

16,58%5,56%

Minihidráulica

0,35% 0,42%1,41%0,17%

5,63%

17,40%

21,84%

23,77%

29,02%

P= 35.733 MWe E= 92,96 TW.h/a

Hidráulica Minihidráulica Eólica RSU Biomasa Termoeléctrica Fotovoltaica

0,56%0,73%

6,66%

8,89%

36,38%

46,37%

0,40% 0,23%

0,49%

1,99%

7,94%

25,10%

30,77%

33,49%

Gráfico 61 Potencias y producción energéticas planificadas para el 2011 para las distintastecnologías en régimen especial y la gran hidráulica (MINECO, 2002)

Gráfico 62 Potencias y producción energéticas planificadas para el 2011 para las distintastecnologías renovables por (MINECO, 2002). El biogás se ha incluido en biomasa


79

Gráfico 63 Factores de capacidad asumidos para las distintas tecnologías de régimen especial en el2011 por (MINECO, 2002)

CF (%

)

0

20

30

40

50

60

70

80

90

Biom

asa

RSU

Biog

ás

Coge

nera

ción

Min

ihid

rául

ica

Term

oelé

ctric

a

Eólic

a

Hidr

áulic

a

Foto

volta

ica

10

84,0 80,4 79,9

61,1

35,4

26,2 25,1 21,417,3

régimen económico implementados en elRD 436/04 de marzo del 2004, por el quese establece el tratamiento actual del régi-men especial. No todas las tecnologías

renovables disponen de límites, y algunasde ellas tienen un límite conjunto. En elsiguiente gráfico mostramos estos valo-res. Para valorar la producción energética

Gráfico 64 Contribución de las distintas tecnologías de régimen especial y de la hidráulica a lademanda energética del escenario central (más probable) para el año 2011 (MINECO, 2002)

(%)

0

4

6

8

10

12

14Demanda escenario central 2011= 284 TWh./año

Biom

asa

RSU

Biog

ás

Coge

nera

ción

Min

ihid

rául

ica

Term

oelé

ctric

a

Eólic

a

Hidr

áulic

a

Foto

volta

ica

2

13,4

11,010,1

8,0

2,6

0,7 0,2 0,10,2


80

Gráfico 65 Límites impuestos en el RD 436/04 para la validez del régimen económico actual para elrégimen especial. Biomasa incluye el biogás. La producción energética está evaluada con los CFde (MINECO, 2002)P= 26.400 MWe E= 100,7 TW.h/a

Cogeneración Eólica Biomasa Minihidráulica RSU Termoeléctrica Fotovoltaica

0,57%0,76%

1,33%

9,09%

12,12%

49,24%

26,89%

0,23%0,46%

7,39%

23,35%

28,40%

37,73%

2,45%

hemos empleado los factores de capaci-dad del (MINECO, 2002). Como vemos, aldesarrollarse toda esta potencia tendría-mos 26.400 MWe con una generación de100,7 TW.h/a (36,0% de la demanda pe-ninsular para 2050). [Ver Gráfico 65].

2.5.5. Eólica Terrestre En (BCG, 2003) aparece una evaluación delpotencial eólico bruto identificado y disponi-ble para su explotación en España, cifrado enun total de 30 GW y distribuido según lashoras equivalentes de operación de losemplazamientos según el Gráfico 66. En estareferencia se apunta hacia el desarrollo de los13 GW para el año 2011. [Ver Gráfico 66].

La principal referencia de escenarios de creci-miento de la eólica terrestre la constituyeel estudio Viento Fuerza-12 (BTM-Consult,2003), apuntando a nivel mundial a 1.260 GWpara el año 2020 (cobertura del 12% de la

demanda eléctrica mundial), y a 3.000 GWpara el 2040, con capacidad de satisfacer el22% del consumo eléctrico mundial.

En (BTM-Consult, 2003) se apunta comoreferencia del potencial eólico terrestre unestudio realizado por la Universidad deUtrech en 1993, que para España conside-raba un potencial eólico técnico de 43 GW(con capacidad de generar 86 TW.h/a). Sinembargo, esta referencia se considera en(BTM-Consult, 2003) como muy conserva-dora, tanto por estar realizada en 1993 conmáquinas eólicas tipo de 250 kW, con unaaltura de buje de 30 m (aprovechando portanto un recurso eólico considerablemen-te inferior al de las máquinas actuales ycon más razón a las del 2050), y una tec-nología considerablemente inferior a laactual y futura, como por el escaso gradode detalle en el análisis de techos depotencia realizados. En la misma (BTM-


81Gráfico 66 Potencial eólico terrestre en España distribuido por las horas equivalentes de operaciónde los emplazamientos (BCG, 2003)

3.500

Potencial eólico español bruto por horas de funcionamiento

500

0

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

0 10.000 20.000 30.000Potencia (MW)

Hora

s/añ

o de

func

iona

mie

nto

Potencial disponiblepara futurasinstalaciones

% potencial explotado��

Potencial yaocupado porinstalacionesen explotación

�� !��"#�� $%%&'()��!�� *��+��'()"

Consult, 2003) se apunta que para el casode Alemania, el techo propuesto por elestudio de la Universidad de Utrech (12 GW)se ha visto ampliamente superado porestudios más detallados del Ministerio deEconomía Alemán (64 GW).

2.5.6. Eólica marina En (Greenpeace, 2003) se apunta un poten-cial eólico marino en España de unos 20 GW.

En el estudio “Sea Wind Europe” de Marzo2004 realizado por Garrad Hassan para Gre-enpeace se desarrolla un escenario para elaño 2020 en el cual, mediante la instalaciónde 240 GW eólicos off-shore en la UE-15 seconsigue satisfacer el 30% del consumoeléctrico actual en EU-15 y 23% del consumoprevisto en 2020.

En este estudio, la previsión de potencia off-shore instalada en España para el 2020 es de

25,52 GW. Esta referencia no proporcionainformación cuantificada del reparto espacialde esta potencia dentro de la geografía espa-ñola, a excepción de un mapa donde se indi-can cuantitativamente posibles emplazamien-tos para la instalación de esta potencia, sibien se observa repartida entre las Comuni-dades Autónomas de Galicia, Asturias, Canta-bria, Valencia y Andalucía. En el Gráfico 67mostramos el mapa de (Garrad Hassan,2004). [Ver Gráfico 67].

Mediante el apoyo de un sistema SIG (Siste-ma Información Geográfica) hemos desagre-gado la información del estudio realizado en(Garrad Hassan, 2004) por provincias. En lostres gráficos siguientes mostramos en primerlugar la distribución provincial de la potenciaoff-shore instalada en el 2020 según estareferencia. Posteriormente, empleando losfactores de capacidad de la eólica marinadeducidos de (Garrad Hassan, 2004) para el


82

Gráfico 68 Potencia off-shore peninsular en el año 2020 según el escenario de (Garrad Hassan, 2004).Datos procesados por SIG

Total potencia = 25,52 GW. Potencia off-shore peninsular en 2020 según SWE

4,75

6,15

5,82

4,39

2,40

2,01

caso de España, mostramos la producción deelectricidad con esta tecnología en cada pro-vincia en valor relativo a la demanda eléctricaprovincial para 2050 según el escenarioque hemos elaborado. Como podemosver, excepto Alicante, el resto de provin-cias implicadas (Lugo, Asturias, Cantabria,Huelva y Cádiz) pasan a ser excedentarias

en producción eléctrica considerando sóloesta tecnología. Finalmente, mostramos laproducción eléctrica off-shore en valorrelativo a la demanda peninsular proyecta-da para el año 2050. Como podemos ver, laproducción de estas instalaciones off-shoreen el año 2020 es de 77,835 TW.h/año, queconstituye un 27,80% de la demanda penin-sular proyectada para el año 2050. Con todo,el desarrollo anticipado para el 2020 por elescenario de la (Garrad Hassan, 2004) consti-tuye sólo un 9,75% del área potencial disponi-ble para esta tecnología. [Ver Gráficos 68, 69 y 70].

Conviene resaltar que en (Garrad Hassan,2004) la evaluación de la producción eléctricade este sistema de generación se ha hechoen base a una capa SIG de distribución develocidades medias de viento (probablemen-te anuales), y por tanto consiste en la evalua-ción de la potencia media a partir de la curvade la máquina eólica implementada y una

Gráfico 67 Indicación del potencial y la evoluciónde la potencia off-shore instalada en España yPortugal según (Garrad Hassan, 2004)


83Gráfico 69 Porcentaje respecto a la demanda eléctrica provincial (escenario elaborado para el 2050) dela producción eléctrica off-shore en el año 2020 según el escenario de la (Garrad Hassan, 2004). Datosprocesados por SIG

Total producción = 77,835 TW.h/año. Porcentaje respecto a demanda provincial en 2050

495,8146,3

725,2

211,4

67,3

142,2

Gráfico 70 Porcentaje respecto a la demanda eléctrica peninsular (escenario elaborado para el 2050) dela producción eléctrica off-shore en el año 2020 según el escenario de (Garrad Hassan, 2004). Datosprocesados por SIG

Total demanda peninsular = 280 TW.h/año. Porcentaje respecto a demanda peninsular en 2050

5,16

6,59

6,68

4,76

2,51

2,10


84 función de distribución de probabilidades develocidad del viento (probablemente unaWeibull pero no se indica información sobresu factor de forma). Sin embargo además delos efectos de la distribución real de vientosexistente, existen efectos por interferenciade estelas de las distintas máquinas eólicasque reducen la producción energética res-pecto al supuesto de máquinas aisladas.Teniendo en cuenta que la densidad de ocu-pación que se ha empleado (8 MW/km2) esbastante elevada, los efectos de interferenciaserán significativos y reducirán la producciónenergética respecto a su potencial. En elcaso de una baja implementación de la tec-nología, las máquinas se pueden distribuir enpocas filas de tal forma que se limiten losefectos de interferencia, pero para alcanzargrandes potenciales de implementación,estos efectos se harán muy importantescomo comentaremos posteriormente.

En el apartado de evaluación del techo depotencia y generación de la eólica marinaseguiremos procesando la información delestudio presentado en (Garrad Hassan, 2004).

2.5.7. Solar termoeléctrica En (Greenpeace, ESTIA, 2004) se presentaun escenario de crecimiento de la solar ter-moeléctrica para alcanzar a nivel mundial21,54 GW (54,6 TW.h/a) en el 2020 y 630 GW(1573 TW.h/a) en el 2040. El escenario sepresenta desagregado por regiones, con2,65 GW para España en el 2020, que pro-yectándolos al mismo ritmo que el creci-miento mundial indicado en esta referenciaconducirían a 77,36 GW en el año 2040.

Debemos señalar el gran contraste existenteentre la escasez de escenarios de crecimien-to de la solar termoeléctrica y su limitado

alcance, con la desmesurada proliferaciónde escenarios de crecimiento fotovoltaico ysu gran optimismo. Esta es una clara indica-ción de la necesidad de techos de potencia ygeneración coherentes entre ellos, elabora-dos en base a unos criterios, hipótesis ymétodos de cálculo homogéneos y explíci-tos para todas las tecnologías.

2.5.8. Solar fotovoltaica En este estudio vamos a asumir un gran cre-cimiento de la potencia fotovoltaica instaladarespecto a la condición actual. Más adelante,en el apartado de techos de potencia, vamosa justificar el motivo por el cual tomamosesta opción a pesar de los costes comparati-vamente más elevados en la actualidad parala tecnología fotovoltaica respecto a otrastecnologías renovables, pero lo que resultaevidente a la vista de las referencias disponi-bles es la gran actividad de la industria foto-voltaica en los últimos años. Probablementees sobre esta tecnología sobre la que se hanpublicado una mayor cantidad de escenariosde crecimiento a lo largo de los últimos años,llegando algunos de ellos hasta el año 2050objeto de nuestro estudio.

El estado actual de implementación de la tec-nología es bastante limitado en relación alpapel que esperamos que llegue a jugar en elescenario elaborado. Según (Eurobserv”ER,2004), la potencia media per cápita actual-mente instalada en la UE es de 1,50 Wp/hab,siendo en España de 0,69 Wp/hab, y enLuxemburgo (valor máximo) de 7,82 Wp/hab.Estos valores son muy bajos respecto alescenario que vamos a plantear para el 2050,pero la tasa de crecimiento requerida paraalcanzar el escenario está en la línea con laque se anticipa para el sector en las múltiplesreferencias recientes. Así, por ejemplo, pasar


85de los 0,69 Wp/hab en el 2003 para España avalores del orden de 1.000-2.000 Wp/hab enel año 2050 requeriría tasas de crecimientomedias por debajo del 12% anual, inferiores alas tasas de crecimiento actuales en el sector(37%/año), y a las proyectadas por (Eurob-serv”ER, 2004) hasta el 2010 (20%/año).

El exponente en el desarrollo fotovoltaico hasido Japón. En este país (EU, PVTRAC, 2004),en 2003 tenían instalados 0,7 GWp, que corres-ponden a 5,5 Wp/hab. El escenario para 2010es alcanzar los 5 GWp (39,3 Wp/hab), mientrasque para el 2030 esperan alcanzar los 50-200GWp (400-1600 Wp/hab), siendo su potencialtécnico de 8.000 GWp (63.000 Wp/hab).

En la UE (Eurobserv”ER, 2004) teníamos enel 2003 una potencia instalada de 0,562GWp, creciendo a un ritmo anual de 170MWp/año, mientras que en el mundo se pro-dujeron este año de referencia 764 MWp, locual significaba un crecimiento del 36,9%respecto al 2002, y un crecimiento medioanual del 31% /año durante los últimos 10años. La potencia total en el mundo en el2003 era de 2 GWp (ASIF, 2003).

El primer escenario de crecimiento al que hayque hacer referencia es el del Libro Blanco dela UE (EU, 1997) que para el 2010 pretendealcanzar en la UE los 3 GWp. En el Gráfico 71mostramos la comparación entre el escenariodel libro blanco y las estimaciones de (Eurob-serv”ER, 2004) que proyecta que en la situa-ción actual, para el 2010 sólo se alcanzaríanlos 2 GWp. Sin embargo, en (EPIA, 2001) nosólo se estima alcanzable el objetivo de los3 GWp sino que se cree que podría subirsehasta los 4 GWp. En (EC-PVTRAC, 2004) elobjetivo para la UE de 3 GWp en 2010 tam-bién se considera alcanzable, y para el 2030

proyecta unas potencias instaladas de 200 GWp en la UE y 1.000 GWp en el mundo,generando el 4% del consumo mundial deelectricidad, valores muy en línea con losobjetivos que se ha trazado Japón para el2030 (50-200 GWp), que todavía quedan muyalejados del potencial técnico, permitiendopor tanto un mayor crecimiento en las déca-das siguientes hacia el 2050. [Ver Gráfico 71].

3.000

Comparación de la tendencia de crecimiento proyectadacon los objetivos del Libro Blanco (en MWp)

02001

Libro Blanco

2002 2003 2004

2.500

500

1.000

1.500

2.000

284,1392,1

592,3

2.000

650

3.000

Tendencia proyectada

Gráfico 71 Escenario del libro blancode la energía con la tendencia de crecimientoproyectada por (Eurobserv”ER, 2004) parala solar fotovoltaica

En el Gráfico 72 mostramos los escenariosde crecimiento presentados en (EPIA, 2001).De adoptarse en el resto de la UE el plante-amiento de apoyo alemán a la industria foto-voltaica, en esta referencia se estima quepara el 2010 podría superarse el objetivo dela UE de 3 GWp para situarse entorno a los5 GWp. [Ver Gráfico 72].

En (EPIA, 2004) se muestra un escenario decrecimiento de la fotovoltaica hasta el 2040.En el Gráfico 73 mostramos la evoluciónesperada de la generación mundial de elec-tricidad y del predominio creciente de la deorigen fotovoltaico según esta referencia,que para mediados de este siglo sería delorden de la generación total de electricidaden la actualidad. [Ver Gráfico 73].

En (EPIA, Greenpeace, 2004) se plantea unescenario en el cual, la electricidad fotovoltai-ca en el mundo pasaría a ser de 282 TW.h/aen el 2020 (1,1% de la demanda de electri-cidad mundial), llegando a 7.442 TW.h/a en2040 (21% demanda de electricidad mun-dial). En el Gráfico 74 mostramos el esce-nario trazado por esta referencia hasta el2020. [Ver Gráfico 74].

En (EPIA, Greenpeace, 2004) se plantea quepara el 2020 el 80% de la energía fotovoltaicaconectada a red estará instalada en edificiosresidenciales. Añadiendo la que esté instala-da en el resto de edificios (en España los úni-cos con alguna obligación normativa según elCódigo Técnico de la Edificación), es relativa-mente poca la potencia que asume instaladaen forma de centrales y huertas solares.


86

0

14.000

1992 1994 1996 1998 2006 2010

Year

4.000

6.000

8.000

2.000

World installed PV Power. Enhanced European scenario

2000 200820042002

10.000

12.000Projection to 2010

0

12.000

1992 1994 1996 1998 2006 2010

Year

4.000

6.000

8.000

2.000

World installed PV Power. Official installed targets scenario

2000 200820042002

10.000Projection to 2010

Cum

ulat

ive

inst

alle

d PV

Pow

er (M

Wp)

Cum

ulat

ive

inst

alle

d PV

Pow

er (M

Wp)

ROW

Japan

USA

Europe

ROW

Japan

USA

Europe

Gráfico 72 Escenarios de crecimiento hasta el 2010 (EPIA, 2001)


87Gráfico 73 Evolución de la producción mundial de electricidad total y de la de origen fotovoltaicohasta el 2040 (EPIA, 2004)

1

2000

Año

10

100

1.000

10.000

100.000

TW.h

/a

Producción mundial de electricidad desde 2000 hasta 2040 Fuente: Solar Generation and IEA-PVPS

2040

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2026

2024

2028

2030

2032

2034

2036

2038

Generación de electricidad FV Generación total de electricidad

Gráfico 74 Escenario de crecimiento de la potencia fotovoltaica instalada hasta el 2020(EPIA, Greenpeace, 2004)

MW

peak

Growth in world solar market by application

02000

Year

5

10

15

20

25

20202005 2010 2015

Grid connected

Remote Industrial

Off-grid rural (mainly DC)

Consumer Appl.


88 2.5.9. Geotérmica El potencial de generación eléctrica en Euro-pa con energía geotérmica, estimado por laInternational Geothermal Association, es de3.700 TW.h/año, mientras que en el mundose cifra en 22.400 TW.h/año.

En Europa, sólo dos países, Italia y Portugal,tienen un potencial apreciable de recursogeotérmico de elevada entalpía en acuíferosconfinados (el mayoritariamente explotadohasta la actualidad para generación de electri-cidad). Otros países considerados con unpotencial geotérmico significativo dentro dela UE son Francia, Austria y Alemania. El obje-tivo del Libro Blanco de la UE para el 2010 esde tener instalado 1 GWe, que con la tenden-cia actual podría llegar a ser 1,2 GWe (en el2003 ya había 0,82 GWe instalados). A nivelmundial, para el 2010 se barajan escenariosdel orden de 32,25 GWe.

No existe ninguna previsión de instalar gene-ración eléctrica geotérmica en nuestro país (latecnología no está contemplada en el PFER).Sin embargo, la explotación de recursos geo-térmicos de menor nivel térmico e indepen-dientes de la presencia de acuífero alguno(Hot Dry Rock) abre la posibilidad de explota-ción de este recurso también en nuestro país.La tecnología geotérmica tiene ventajasimportantes (elevado factor de capacidad ycostes de generación bajos comparado conotras renovables) que a nuestro entenderhacen recomendable incorporarla en la planifi-cación energética, motivo por el cual la vamosa incluir en este estudio, procediendo másadelante a la valoración de su techo de poten-cia y generación.


89


90

En la actualidad todavía no hay datos meteo-rológicos tipo oficiales de acceso público, locual constituye una importante limitación aldesarrollo de proyectos relativos al aprove-chamiento de las energías renovables por lafalta de coherencia entre los datos de partidadel análisis.

Un año meteorológico tipo (TMY) proporcio-na series temporales a lo largo de un año dela evolución de los parámetros climáticosrelevantes (temperatura y humedad ambien-te, irradiación solar, precipitaciones, veloci-dad del viento, etc.) que sean representati-vas de la evolución de dichos parámetros a lolargo de la vida útil de una instalación en elemplazamiento considerado.

El TMY actúa como condición de contornodel análisis energético desarrollado, y portanto condiciona sus valores. Este es elmotivo por el que resulta tan necesariodisponer de TMY oficiales en los distintosemplazamientos de un país, con el fin deque distintos análisis realizados sean com-parables al incorporar las mismas condi-ciones de contorno. Pero lamentablemen-te en España todavía no se dispone deesta información de forma pública, a pesarde que en los últimos años se han inverti-do medios para el desarrollo de los TMYen los que se pretende basar la certifica-ción energética de edificios.

Existen distintas herramientas para gene-rar TMY partiendo de valores medios men-suales a lo largo de los últimos años de lasdistintas variables climatológicas, que por

lo general sí que son accesibles en lasestaciones del INM. Dos de estas herra-mientas son METEONORM y CLIMAMED.El primero es un software desarrollado porMeteotest (Suiza) y de reconocido presti-gio en Europa. Sin embargo, todavía que-daría la indeterminación asociada a losvalores de los parámetros meteorológicosmedios adoptados para la generación delTMY. CLIMAMED es un software desarro-llado por el INETI (Portugal) que en princi-pio parece más adecuado para el climamediterráneo. Este software (versión 1.3)ha sido el empleado para generar los TMYen los que se va a basar la certificaciónenergética de edificios y el método presta-cional de valoración energética de edifi-cios del Código Técnico de la Edificación.Dada la inminente entrada en vigor delCTE parece obvio que los TMY, al consti-tuir la condición de contorno básica en quese basa el método prestacional, ya tendrí-an que haber estado disponibles al públicodesde hace bastante tiempo. En el marcode este proyecto hemos solicitado dichosTMY a los organismos competentes y noshan sido explícitamente negados. A posterio-ri, detectamos que estos TMY se pusieron adisposición pública en una web de EEUUpara uso con el software Energyplus, así quenos hicimos con ellos, y aunque encubierta-mente por tener que ir a buscarlos a EEUU,los consideramos la versión “oficial”.

La empresa Aiguasol Enginyería ha empleadoCLIMAMED 2.0, una versión posterior delmismo software usado para generar los TMY“oficiales”, para desarrollar una base de TMY

3. Años meteorológicos tipo

Años meteorológicos tipo

91denominada TRNSCLIMA basada en los valo-res medios de variables climatológicas delINM (30 años) para diversos emplazamientosclimáticos en España. Puesto que en la actua-lidad esta es la única base de datos de TMYde acceso público en España, la hemos queri-do tener en cuenta a la hora de elegir los TMYpara este proyecto. Los TMY de TRNSCLIMAincluyen series temporales de temperatura,humedad, irradiación solar y velocidad delviento. Sin embargo, las series temporales develocidad del viento, si bien son apropiadaspara el análisis de las actuaciones de siste-mas térmicos, no lo son para los sistemaseólicos, por lo que en este caso habrá querecurrir a otros datos.

En rigor, sería preciso emplear TMY de lasdistintas tecnologías que además de repre-sentativos de las condiciones medias en laregión espacial que representan (una pro-vincia en nuestro caso), mantengan unacorrecta correlación espacio-temporal entreellos. Sin embargo, a la vista de la precarie-dad de los datos disponibles, es evidenteque no vamos a poder verificar este punto.Este aspecto es mucho menos crítico en elrecurso solar que en el eólico, por estar elprimero por lo general asociado a longitudesy tiempos característicos muy superiores alos del recurso eólico. Por tanto, en los TMYsolares daremos por buena la representati-vidad espacial (provincia), y por adecuada lacorrelación espacio-temporal (esto últimosin poderlo comprobar al ser años sintéticossin referencia a años concretos). En el casoeólico, realizaremos un análisis de los datosdisponibles, y excepto aspectos muy llama-tivos que requieran una corrección, asumi-remos la correcta representatividad territo-rial por falta de datos para verificación (vistolo visto nos consideraremos afortunados si

disponemos de una serie temporal por pro-vincia). Respecto a la correlación temporalen las series de viento, intentaremos quecorrespondan todas a un mismo año.

Sin embargo, y a pesar de todos los pesares,el proceso prácticamente aleatorio de selec-ción de los TMY al que nos hemos visto abo-cados por falta de suficientes datos, proba-blemente constituya una de las mejores apro-ximaciones para el tipo de análisis a realizar,pues cada año será distinto para un sistemaenergético con elevada contribución renova-ble, y por tanto debe ser capaz de respondercorrectamente ante las distintas solicitacio-nes a que esté sometido. También debemostener en cuenta que la amplia extensión terri-torial considerada (España peninsular) suavizamucho las variaciones locales de disponibili-dad de recurso mediante sus bajos coeficien-tes de simultaneidad. Bajo esta perspectiva,prácticamente cualquier selección de datosclimatológicos dentro de las opciones dispo-nibles fuera adecuada.


92 3.1. Energía solar

Los sistemas solares que vamos a analizaren el marco de este proyecto son las centra-les termosolares, las chimenea solares, y lasinstalaciones fotovoltaicas en tejados solaresy centrales. Para las primeras, el parámetrorelevante es la irradiación solar directa nor-mal, mientras que para las restantes es lairradiación solar total.

En España, a fecha de hoy sigue sin haberTMY oficiales para el análisis de las aplicacio-nes solares, y esto a pesar de los recursospúblicos invertidos hasta durante las últimasdécadas para realizar medidas en todo el terri-torio nacional.

Una alternativa a los TMY procedentes demedidas, son los TMY generados sintética-mente a partir de medias mensuales. Existendiversas herramientas disponibles para lageneración de estos TMY (METEONORM,TRNSYS, CLIMAMED,...). Sin embargo, losTMY generados con estas herramientas,incluso si se parte de los mismos valoresmedios mensuales, pueden diferir conside-rablemente. Las diferencias, evidentemen-te, aumentan cuando se parte de distintosdatos iniciales para la generación de los TMY.

A falta de TMY oficiales procedentes de medi-das, sería bueno que por lo menos se dispu-siera de TMY sintéticos oficiales que pudieranservir de referencia a los distintos análisisenergéticos. A fecha de hoy sigue sin haberen España TMY sintéticos oficialmente reco-nocidos. Sin embargo, a lo largo de los últi-mos años se ha estado trabajando en el Códi-go Técnico de la Edificación y en la Certifica-ción Energética de Edificios, y para la imple-mentación de las herramientas informáticas

asociadas se han desarrollado TMY sintéti-cos. Estos TMY no están todavía oficialmentedisponibles, a pesar de repetidas peticionesque se han hecho al respecto. Sin embargo, aprincipios del verano del 2004 tuvimos noticiaindirecta de que estos TMY se habían puestoa disposición del software de simulación deedificios EnergyPlus, por lo que ahora son deacceso público en la web del DOE Americanobajo el nombre SWEC (Spanish Weather forEnergy Calculations). Por tanto, aunque nohaya una disponibilidad oficial de estosTMY en España, el uso de esta informa-ción (SWEC) constituye lo más parecido auna referencia oficial de TMY con lo quepodamos contar. Estos TMY se han gene-rado con el software CLIMAMED 1.3 delINETI (Portugal).

Otra referencia de acceso público en nuestropaís son los TMY sintéticos generados a partirde las medias de las estaciones del INM porAiguasol empleando el software CLIMAMED2.0 del INETI (Portugal), y comercialmentedisponibles bajo el nombre TRNSCLIMA.Estos TMY, al proceder de una versión másactualizada del CLIMAMED, deberían ser enprincipio más adecuados.

En el marco de este proyecto hemos procedi-do a realizar un análisis detallado de estas dosfamilias de TMY con el fin de disponer de cri-terios racionales para decidir entre ellas y deverificar la información de partida que introdu-ciríamos en el análisis de actuaciones.

En los Gráficos 75 y 76 mostramos la distribu-ción por CCAA de la irradiación solar normaldirecta anual y la horizontal total de los TMYde TRNSCLIMA. Para representar las CCAAse han elegido los TMY provinciales con valo-res anuales medios. [Ver Gráficos 75 y 76].


93

Gráfico 76 Distribución por Comunidades Autónomas de la irradiación horizontal total anual de los TMYde TRNSCLIMA

Referencia = 1.825 kW.h/m2-año

81,6%81,1%

67,5%68,7%67,8%

75,7%

88,4%

94,9%

94,5%

100,0%

87,8%

93,0%

90,1%

90,5%

84,1%

Gráfico 75 Distribución por Comunidades Autónomas de la irradiación normal directa anual de los TMYde TRNSCLIMA


72,9%73,6%

51,1%52,1%47,9%

57,3%

87,7%

97,5%

83,6%

100,0%

77,8%

93,1%

85,5%

87,9%

77,4%


94

Gráfico 77 Distribución por Comunidades Autónomas de la irradiación normal directa anualde los TMY de SWEC


73,4%70,8%

48,3%55,6%44,7%

55,4%

83,2%

83,5%

82,9%

100,0%

82,7%

91,7%

87,2%

84,7%

80,8%

Como vemos, en términos de radiaciónsolar total en horizontal los TMY empleadospresentan la distribución esperada. Sinembargo, en términos de irradiación normaldirecta aparecen algunas peculiaridades delos TMY de TRNSCLIMA, como el elevadonivel en Madrid y el bajo nivel en Extrema-dura. En general, y comparando con la expe-riencia propia de la generación de TMYcon METEONORM y TRNSYS, los TMY deTRNSCLIMA presentan valores muy eleva-dos de la radiación normal directa en bas-tantes provincias, que parecen fuera desitio para los valores que se vienen emple-ando en la península. Esta situación quedaparcialmente encubierta en los gráficosanteriores a nivel de Comunidad Autóno-ma por haber elegido los TMY medios delas provincias asociadas.

En los Gráficos 77 y 78 mostramos los resul-tados correspondientes a procesar los TMYde SWEC. Estos TMY presentan valores con-siderablemente inferiores de radiación nor-mal directa que los de TRNSCLIMA. La irra-diación total es más parecida en ambas fami-lias de TMY, pero la de SWEC es inferior. LosTMY de SWEC también presentan ciertaspeculiaridades, como los valores comparati-vamente bajos en provincias como Segovia,Soria, Cuenca y Guadalajara entre otras. Ade-más, algunos de los TMY de SWEC presen-tan irregularidades tales como el sol luciendoa media noche.

En líneas generales, para las simulacionesemplearemos los valores de los TMY deSWEC por constituir la referencia con carác-ter más “oficial”, y por resultar un valor con-servador (menor radiación).


95Gráfico 78 Distribución por Comunidades Autónomas de la irradiación horizontal total anualde los TMY de SWEC


81,2%79,1%65,9%69,8%64,8%

74,5%

87,2%

87,7%

93,7%

100,0%

90,0%

93,3%

91,1%

87,4%

85,7%

Es de resaltar que en términos de irradia-ción normal directa, los valores de los TMYSWEC y los de TRNSCLIMA en algunas pro-vincias pueden llegar a diferir del orden del20-30%, lo que tiene un impacto considera-ble sobre las tecnologías solares de concen-tración (termoeléctricas). Sin embargo,aquellos TMY de SWEC con pretensionesescandinavas (sol de media noche) han sidosustituidos por los correspondientes deTRNSCLIMA. [Ver Gráficos 77 y 78].

En los Gráficos 79 y 80 mostramos la dis-tribución de radiación total en horizontal yde radiación normal directa de los TMYfinalmente adoptados. [Ver Gráficos 79 y 80].


96

Gráfico 80 Distribución peninsular de la irradiación horizontal total anual de los TMY adoptados

kW.h/m2-aRadiación total horizontal

1.000-1.1501.150-1.3001.300-1.4501.450-1.6001.600-1.800> 1.800

Gráfico 79 Distribución peninsular de la irradiación normal directa anual de los TMY adoptados

kW.h/m2-aRadiación normal directa

< 1.0001.000-1.1501.150-1.4001.400-1.7001.700-2.000> 2.000


973.2 Energía eólica

A pesar de todos los años que ya se llevamidiendo el potencial eólico en España,todavía es muy difícil disponer de TMY develocidad del viento, es decir, series horariasde módulo y velocidad del viento a lo largode un año que sean representativas delcomportamiento del emplazamiento. Desdeluego no hay fuentes de información públi-cas a las que poder referir estos valores.

Desde sus inicios, en el marco de este pro-yecto estamos haciendo un esfuerzo consi-derable por conseguir series temporalesrepresentativas del recurso eólico en las dis-tintas provincias, con un resultado muy limi-tado. Pocas son las instituciones que oficial-mente nos han cedido esta información. Elhecho de que el análisis desarrollado en esteproyecto sea de interés general para todaslas industrias y asociaciones de energíarenovable, y de que los datos requeridos norepresenten una transferencia de informa-ción empresarial relevante al no especificarel emplazamiento concreto, hacen realmen-te incomprensible la situación encontrada.

En rigor, sería necesario disponer demuchas series temporales por provincia ydurante bastantes años, para poder llegar auna única serie temporal representativa delrecurso eólico medio en una provincia, com-plicándose todavía más el análisis de datospara conseguir que las distintas series tem-porales de las diversas provincias esténcorrectamente correlacionadas temporal-mente entre ellas.

Dada la gran dificultad en conseguir datosde viento relevantes, para este proyectonos hemos limitado a intentar localizar una

única serie temporal por provincia, adoptán-dola como representativa del conjunto de laprovincia sin opción de verificarlo por faltade datos. Evidentemente este es un puntoen el cual se debería en un futuro afinar losresultados obtenidos cuando se consigadisponer de los datos necesarios. Para con-seguir una correcta correlación temporalentre las distintas provincias, en la medidade lo posible las series temporales emplea-das pertenecen al mismo año.

Para esta primera parte del proyecto, la valo-ración de techos de potencia y generación,no hemos conseguido disponer de unaserie temporal por provincia. Por tanto, parala valoración del techo de generación (el depotencia no se ve afectado por estos datos)hemos tenido que emplear otros tipos dedatos. De hecho, para valorar el techo degeneración no se requiere información tem-poral del recurso eólico, y basta con unadescripción estadística del mismo. Si bienpara mantener una coherencia con los resul-tados de la segunda parte del proyecto (elanálisis temporal) hubiera sido bueno dispo-ner de las series temporales de viento pro-vincial, desde el punto de vista de la valora-ción de los techos de generación, y dada laimposibilidad de comprobar la representati-vidad de una provincia en la serie temporalde viento empleada en esa provincia, lasherramientas finalmente empleadas paravalorar los techos de generación puedenverse incluso como más apropiadas. Dichasherramientas han sido por un lado los facto-res de capacidad registrados por la CNEpara obtener una cota inferior del techo degeneración, y distribuciones de Weibull típi-cas de condiciones medias en los distintostipos de emplazamiento considerados paraobtener una segunda valoración, a nuestro

juicio más precisa, de dichos techos degeneración eólica.

Para la segunda parte del proyecto, el análi-sis temporal de generación y producción,emplearemos series temporales de distintoorigen. En la medida de lo posible y segúnlos datos que hayamos conseguido recopi-lar, emplearemos series eólicas de vientoen parques eólicos reales. Para las provin-cias en las que no se haya conseguido reco-pilar esta información se emplearán serieseólicas de estaciones del INM. Para este finhemos procedido a analizar todas las esta-ciones del INM para detectar las que corres-ponden a emplazamientos con un mejorpotencial eólico, aunque a pesar de todosigue, en general siendo bajo respecto alexistente en los potenciales emplazamien-tos de parques. Las series de estas estacio-nes, de ser necesario se escalarán para con-ducirlas a unas condiciones más represen-tativas de un emplazamiento eólico medioen dicha provincia.

A pesar de todas las limitaciones obtenidas,creemos que los resultados siguen siendosignificativos por los siguientes motivos:

1. En el análisis que nos abarca, la eólicaconstituye sólo una parte (no dominante)del mix energético capaz de suministraruna elevada contribución renovable. Enefecto, tal y como veremos al analizar latecnología y al buscar los techos depotencia, la baja densidad de la eólica porun lado, y la disponibilidad relativamentelimitada del recurso por otro, hacen queen un sistema con elevada penetraciónrenovable la eólica no vaya a ejercer unpapel dominante. En este sentido, el errorrelativo introducido en los resultados del

análisis por las imprecisiones en la carac-terización del recurso eólico se ve signifi-cativamente reducido.

2. A pesar de todo, la implementación eólicaque proponemos en este proyecto es con-siderablemente superior a los objetivosactuales de desarrollo de la tecnología,tanto los ya establecidos, como los que seestán barajando en las nuevas propuestas.Por tanto, los emplazamientos eólicos quese van a explotar en el marco de este pro-yecto, son en media peores que los quese llevan explotados hasta la fecha. Eneste sentido, las series eólicas de empla-zamientos eólicos actuales podrían ser“demasiado buenas” para representar elcomportamiento medio de la provinciaante una implementación eólica muysuperior a la actual. Por tanto, si finalmen-te hay que incorporar series eólicas delINM, su menor recurso eólico puede com-pensar en parte la sobre estimación produ-cida en las provincias que implementenemplazamientos eólicos actuales.


98


99


100

En este punto vamos a fijar las condicionestécnicas de cada tecnología en las que sebasará el desarrollo del proyecto. Para ello serecurrirá a referencias disponibles para esta-blecer la situación técnica de partida y, en lamedida de lo posible, a escenarios disponi-bles para extrapolar la situación al año 2050.

Por lo general, adoptaremos una filosofía con-servadora consistente en apoyarnos en lamejor tecnología actualmente existente, apesar de que es de esperar un considerableavance tecnológico hasta el año 2050, espe-cialmente si las distintas tecnologías renova-bles empiezan a tener cotas significativas demercado incrementando de forma muy signi-ficativa su nivel de producción actual. En elcaso de que una mejora tecnológica parezcaobvia y sea implementada para el año 2050incorporada en el análisis.

4.1. Eólica terrestre

En (BTM, 2003) consideran que el tamañomedio del aerogenerador para el 2020 seráde 2 MWe. Dada la orografía de nuestroterritorio, parte de los parques eólicos a ins-talar se encontrarán en terreno no llano,donde el proceso de instalación resulta másfavorable con máquinas de menor tamaño.Por tanto adoptaremos dos tipos de máqui-na de partida, una para terrenos llanos de2,05 MWe y otra para terrenos accidentadosde 0,81 MWe. El tamaño tipo de parque eóli-co medio a considerar incorporará 15 máqui-nas eólicas, y por tanto será de 30,75 MWeen terreno llano y de 12,15 MWe en terrenono accidentado. La densidad de ocupación

del terreno será de 3,84 MW/km2 en terrenollano y de 3,04 MW/km2 en terreno no llano,tal y como justificamos en el punto corres-pondiente a la determinación de los techosde potencia instalada.

Respecto a la tecnología eólica a considerar,el planteamiento del proyecto es partir de lamejor tecnología actualmente disponible, yen todo caso incorporar aquellas mejorastecnológicas que en la actualidad resulteevidente su disponibilidad para el año 2050,horizonte del análisis a desarrollar, pero enningún caso realizar extrapolaciones tecno-lógicas cuestionables.

En este contexto, partiremos de la curvacaracterística de modelos de máquina eóli-ca comercialmente disponibles en la actuali-dad. Consideraremos máquinas tripala detransmisión directa (sin multiplicación develocidad), con operación a velocidad varia-ble y control de paso de cada una de laspalas por separado, y bajas velocidades dearranque (2-2,5 m/s). Igualmente, asumire-mos que la electrónica de control imple-mentada en estas máquinas eólicas les per-mite el control de potencia activa y reactivay por tanto participar en la regulación detensión y frecuencia de la red.

Respecto a la velocidad de desconexión, enla mayoría de aerogeneradores actuales,entorno a 25 m/s se desconecta la opera-ción, requiriendo que la velocidad bajehasta otra velocidad inferior a esos 25 m/spara volver a iniciar la secuencia de arran-que. Ante condiciones de viento elevado, las

4. Caracterización técnica de las distintas tecnologías

Caracterización técnica de las distintas tecnologías

101ráfagas de viento por encima de esos 25 m/spueden ocasionar continuas paradas y re-arranques de la máquina, reduciendo signifi-cativamente su producción media. Por estemotivo, algunas de las máquinas comercial-mente disponibles en la actualidad presentanun mecanismo de control de ráfagas que per-mite mantener la operación de la máquinacon un nivel de potencia reducido al superarla velocidad de corte convencional, e inclusoque prolongan la operación a velocidad nomi-nal algo más allá de los 25 m/s, lo cual permi-te una generación adicional en emplazamien-tos con elevada velocidad media. Estos siste-mas de control de ráfagas implementan unareducción de la potencia desde el valor nomi-nal al superar una velocidad de unos 28 m/shasta cero cuando la velocidad del vientoalcanza valores del orden de 34 m/s, de talforma que en el intervalo 28-34 m/s el gene-rador sigue conectado a red y listo pararecuperar la potencia nominal cuando sereduzca la velocidad del viento por debajode 28 m/s sin necesidad de pasar a travésdel procedimiento de arranque. Al operar apotencia reducida, las cargas sobre el aero-generador son menores y por tanto la pena-lización económica no es excesiva. Portanto, parece apropiado presuponer la dis-ponibilidad de un mecanismo de control dealtas velocidades de viento de este estilo enla tecnología representativa del 2050. Sinembargo, pasamos a continuación a resaltarsus implicaciones para cuantificar el impac-to de la decisión adoptada sobre la curva depotencia en las prestaciones de los siste-mas eólicos en el marco de este estudio.Para ello, asumiremos que incluso en elcaso de que las máquinas eólicas del 2050mantuvieran una curva de potencia “con-vencional” con velocidad de corte en 25m/s, sí que implementarían un mecanismo

de control de ráfagas alternativo para asegu-rar que dicha curva de potencia fuera efecti-va desde el punto de vista de la evaluaciónde la energía producida (no es el caso en laactualidad).

En los Gráficos 81 y 82 mostramos la curvade potencia de un aerogenerador conven-cional y otro con curva de potencia ampliadapara controlar los procesos de conexión-desconexión en presencia de ráfagas. Enestos gráficos se muestran superpuestosa la curva de los aerogeneradores, distri-buciones de Weibull con factor de formadesde k= 1,2 (representativo de un emplaza-miento en zona llana relativamente mala,pero dominante ante una gran penetracióneólica), hasta factores de forma k= 3 másrepresentativos de aplicaciones marinas, ypasando por k= 2 típico de buenos emplaza-mientos eólicos terrestres, y todo ello paradistintas velocidades medias de los emplaza-mientos considerados. Como puede obser-varse, para emplazamientos con velocidadesmedias inferiores a 8 m/s (que son los quedominarían las aplicaciones eólicas para unescenario de muy elevada penetración), haypoca energía disponible por encima de los25 m/s. Al aumentar la velocidad media delemplazamiento a 10 m/s, en los emplaza-mientos con bajo factor de forma empieza aaparecer una pequeña contribución en lageneración energética para velocidadesentre 25 y 34 m/s. Y es sólo para velocida-des medias más elevadas cuando el impac-to energético de la curva de potencia amplia-da empieza a ser muy importante, incluso enemplazamientos con factor de forma eleva-do. [Ver Gráficos 81 y 82].

Aparte de la impresión “visual” proporcio-nada por las dos gráficos anteriores, vamos


102

a proceder a cuantificar de forma más direc-ta las implicaciones de la ampliación en lacurva de potencia. Para ello adoptaremoscomo punto de partida las dos opciones de lacurva de potencia del aerogenerador elegidocomo representativo de la tecnología disponi-ble para terrenos llanos. En el Gráfico 83podemos ver las dos curvas de potencia posi-bles de este aerogenerador, que se diferen-cian en la forma de la región de corte por altasvelocidades de viento. [Ver Gráfico 83].

Tomando como base estas dos curvas depotencia hemos procedido a realizar una eva-luación comparativa de los factores de capaci-dad y costes de electricidad obtenidos enambos casos. Los resultados correspondenen el caso de operar las máquinas con sumáximo factor de capacidad para un emplaza-miento determinado, es decir, sin incluir fun-ciones de regulación de potencia/frecuenciade la red, y asumiendo que la máquina estásola (sin incorporar efectos de ηarray), y por

0,0

1,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

5 10 15 20 25 30 35

Vmedia= 8m/s

0,0

1,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

5 10 15 20 25 30 35

Vmedia= 10m/s

f.c (k= 1,3) f.c (k= 2) f.c (k= 3) P/PN (P/PN)_convencional

0,0

1,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

5 10 15 20 25 30 35

Vmedia= 15m/s

0,0

1,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

5 10 15 20 25 30 35

f.c (k= 1,3) f.c (k= 2) f.c (k= 3) P/PN (P/PN)_convencional

Vmedia= 20m/s

Gráfico 81 Comparación de las curvas de potencia “convencional” y ampliada con las distribuciones deprobabilidad de velocidad de viento en emplazamientos con 8 m/s y 10 m/s de velocidad media

Gráfico 82 Comparación de las curvas de potencia “convencional” y ampliada con las distribuciones deprobabilidad de velocidad de viento en emplazamientos con 15 m/s y 20 m/s de velocidad media


103

tanto constituyen una cota superior del factorde capacidad e inferior del LEC. La estructurade costes considerada se corresponde conunas condiciones parecidas a las actuales. Enlos Gráficos 84, 85, 86 y 87 mostramos losresultados, en función del factor de forma dela distribución de Weibull del emplazamientoy de su velocidad media, en la forma de losfactores de capacidad y costes de la electrici-dad producida. Se muestran tanto el efectodel emplazamiento sobre cada uno de losaerogeneradores, como la comparativa direc-ta entre el aerogenerador convencional (curvade potencia con velocidad de corte a potencianominal en 25 m/s) y el “nuevo” aerogenera-dor con corte gradual de 28-34 m/s. [Ver Gráfi-cos 84, 85, 86 y 87].

Como podemos ver en estos gráficos, en tér-minos del factor de capacidad (esto es, entérminos de electricidad generada), al ir aemplazamientos con elevada velocidadmedia y bajo factor de forma, existe un impor-

tante potencial de mejora al pasar de la confi-guración “convencional” a la “nueva” de lacurva de potencia, pudiendo alcanzar incre-mentos de hasta el 20%. Sin embargo, entérminos del LEC, a partir de velocidadesmedias del orden de 8 m/s se entra en unazona de mínimo muy llana que no presentadiferencias significativas. Por tanto, en el casode que el aerogenerador “convencional” pre-sentara un control de ráfagas tal que hicieraefectiva su curva hasta los 25 m/s (suposiciónasumible para el 2050), y especialmente alestar considerando un escenario de elevadapenetración (media de los emplazamientoscon baja velocidad del viento), el efecto demodificar la curva del aerogenerador amplian-do su zona de corte no es significativo.

A pesar de estos resultados, mantenemospara el desarrollo de este estudio la “nueva”curva de potencia del aerogenerador, queespecialmente en aplicaciones marinas conmayores velocidades medias del viento nos

D= 71 m; h= 80 m

0

2.200

0 5 10 15 20 25 30

400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.000

200

P (kW)

0

2.200

0 5 10 15 20 25 35

400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.000

200

P (kW)

V (m/s) V (m/s)30

Gráfico 83 Curvas de potencia representativas de la tecnología eólica para emplazamientos en terrenollano. La curva de la izquierda es la que implementa un tratamiento “convencional” de la zona decontrol por altas velocidades de viento, mientras la de la derecha incorpora un tratamiento “avanzado”prolongando la operación a potencia nominal hasta velocidades algo superiores e implementando unareducción gradual de potencia desde este punto para controlar los efectos de las ráfagas de viento enlos procedimientos de arranque/parada


104

10

60

70

40

50

30

20

0

80

0 5 10 15 20 30 35

20

30

40

50

60

70

10

LEC

(c€/

kW.h

e)

Vmedia (m/s)25

Aero convencional

Vmedia (m/s)k= 1,2 k= 2 k= 3

0

80

0 5 10 15 20 30 35

LEC

(c€/

kW.h

e)

25

Aero nuevo

Gráfico 85 Costes de la electricidad (máquina aislada sin regulación de red) del aerogenerador“convencional” (corte a potencia nominal al alcanzar 25 m/s) y el “nuevo” (corte gradual desde 28 m/s a34 m/s), como función de las características del emplazamiento considerado (velocidad media y factorde forma de Weibull). Efecto del emplazamiento sobre cada una de las máquinas

proporcionará una generación adicional deelectricidad (si bien prácticamente al mismonivel de costes).

También es de resaltar de los resultados mos-trados en los gráficos anteriores, cómo coneste tipo de aerogenerador (velocidad de giro

variable, paso variable y baja velocidad dearranque) se pueden explotar emplazamien-tos con velocidad media muy baja (3 m/s), detal forma que con factores de forma bajos(típicos de estos emplazamientos) se obtie-nen costes de la electricidad del orden o infe-riores de los actualmente disponibles para

0

90

0 5 10 15 20 30 35

20304050607080

10

CF (%

)

Vmedia (m/s)25

Aero convencional

0

90

0 5 10 15 20 30 35

20304050607080

10

CF (%

)

Vmedia (m/s)25

Aero nuevo

k= 1,2 k= 2 k= 3

Gráfico 84 Factores de capacidad (máquina aislada sin regulación de red) del aerogenerador“convencional” (corte a potencia nominal al alcanzar 25 m/s) y el “nuevo” (corte gradual desde 28 m/s a34 m/s), como función de las características del emplazamiento considerado (velocidad media y factorde forma de Weibull). Efecto del emplazamiento sobre cada una de las máquinas


105

0

60

0 35

50

CF (%

)

Vmedia (m/s)

40302010

305 10 15 20 250

100

0 35

CF (%

)

Vmedia (m/s)

80

60

40

20

305 10 15 20 250

80

0 35

60

CF (%

)

Vmedia (m/s)

40302010

305 10 15 20 25

k= 1,2 k= 2 k= 3

50

70

Aero convencional Aero nuevo

0

25

0 35

LEC

(c€/

kW.h

e)

Vmedia (m/s)

20

15

10

5

305 10 15 20 25

k= 1,2

0

50

0 35

LEC

(c€/

kW.h

e)

Vmedia (m/s)

40

30

20

10

305 10 15 20 25

k= 2

0

80

0 35

LEC

(c€/

kW.h

e)

Vmedia (m/s)

60

403020

305 10 15 20 25

k= 3

10

70

50

Aero convencional Aero nuevo

Gráfico 86 Factores de capacidad (máquina aislada sin regulación de red) del aerogenerador“convencional” (corte a potencia nominal al alcanzar 25 m/s) y el “nuevo” (corte gradual desde 28 m/s a34 m/s), como función de las características del emplazamiento considerado (velocidad media y factorde forma de Weibull). Comparativa directa entre las distintas máquinas para distintos emplazamientos

Gráfico 87 Costes de la electricidad (máquina aislada sin regulación de red) del aerogenerador“convencional” (corte a potencia nominal al alcanzar 25 m/s) y el “nuevo” (corte gradual desde 28 m/s a34 m/s), como función de las características del emplazamiento considerado (velocidad media y factorde forma de Weibull). Comparativa directa entre las distintas máquinas para distintos emplazamientos

otras tecnologías renovables. Este argumen-to, permite disponer de un gran potencial degeneración eólica en nuestro país, y junto conlas capacidades de regulación de la red queofrecen las nuevas máquinas eólicas, permiteplantear escenarios de gran penetración eóli-ca terrestre.

Desde el punto de vista de la evaluación delmáximo potencial eólico terrestre disponible(el techo de generación eólica terrestrepeninsular), cabría pensar en introducir res-

tricciones económicas mediante el valor delLEC en función de la velocidad media delemplazamiento y su parámetro de forma deWeibull. Sin embargo, por un lado en laactualidad todavía no se dispone en Españade información pública suficiente para elabo-rar una capa SIG con información represen-tativa del recurso eólico (de hecho, ¡no exis-te ni un mapa eólico nacional!). Pero ade-más, resulta difícil imponer limitaciones eco-nómicas sobre el techo de generación eólicabasándose en los valores del LEC de la


106

0

D= 48m; h= 65m900

0 5 10 15 20 25 35

800

P(kW

)

30V (m/s)

700

600

500

400

300

200

100

Gráfico 88 Curva de potencia de la máquina eólica considerada para aplicaciones en terreno accidentado

máquina aislada y sin funciones de regula-ción de la red. En efecto, el LEC final de laeólica terrestre dependerá de su factor decapacidad efectivo incluyendo consideracio-nes de su contribución a la regulación depotencia-frecuencia, y ésta no será conocidahasta después de realizar una simulacióntemporal extendida a todo el sistema eléctri-co. Es más, dado que incluso emplazamien-tos con velocidades medias tan bajas como3 m/s y valores bajos del factor de formapueden ser susceptibles de explotación enbase al valor de LEC con máximo CF, y dadaslas elevadas alturas de torre de las máquinasconsideradas, las restricciones en términosde velocidad media de los emplazamientosde cara a la determinación del techo depotencia instalable son poco importantes.

En el Gráfico 88 mostramos la curva depotencia de la máquina eólica consideradapara las aplicaciones de terreno accidentado.Al igual que en el caso de terreno llano, imple-mentamos una curva de potencia ampliada

en la zona de corte por altas velocidades delviento. [Ver Gráfico 88].

4.2. Eólica marina

En el Gráfico 89 mostramos la curva depotencia de la máquina eólica consideradapara las aplicaciones de eólica marina. Al igualque en el caso de las aplicaciones terrestres(terreno llano y accidentado), implementa-mos una curva de potencia ampliada en lazona de corte por altas velocidades del viento.La máquina considerada es de operación avelocidad de rotación variable, con cambio depaso individualizado para cada pala, y con unaelectrónica de potencia que la capacita paraintroducir regulación potencia-frecuencia dela red eléctrica en la que esté interconectada.[Ver Gráfico 89].

4.3. Solar termoeléctrica

Las centrales termosolares para generaciónde electricidad cuentan con una dilatada


107

0

D= 114m; h= 120 m

5.000

0 5 10 15 20 25 35

4.500

P(kW

)

30

V (m/s)

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

4.000

Gráfico 89 Curva de potencia de la máquina eólica considerada para aplicaciones eólicas marinas

historia de I+D y de demostración comercial,con su mayor exponente en los 354 MWe decentrales de colectores cilindroparabólicosconstruidas y operadas comercialmente enCalifornia desde la década de 1980. El que enla actualidad no contemos con potencias ins-taladas muy superiores, obedece básicamen-te a las distintas barreras que se han introdu-cido para el desarrollo de estos mercados,pero es de esperar que en breve, y en espe-cial en nuestro país, empiece a producirse ungran despertar de estas tecnologías.

Tres son las tecnologías termosolares princi-pales: cilindroparabólicos, receptor central, ydiscos parabólicos, y es de esperar que todasellas proporcionen importantes contribucio-nes en un sistema de generación basado enenergías renovables.

Sin embargo, en el marco de este proyecto, ydado por un lado el alcance limitado delmismo, y por otro, el hecho de que desde el

punto de vista de sus actuaciones ante unescenario de elevada penetración renovableno es demasiado relevante de qué tecnologíatermosolar se trate, vamos a limitar nuestrasconsideraciones a una de ellas, las centralesde colectores cilindroparabólicos, dejandoclaro desde un principio que las actuacionesdeducidas a partir de ella pretenden ser repre-sentativas del conjunto de las tecnologías ter-mosolares y no de una sola.

Teniendo en mente que las actuaciones de latecnología de colectores cilindroparabólicosadoptada en este proyecto debe ser capaz dereflejar correctamente el promedio de lasactuaciones, a esperar, de las distintas tecnolo-gías termosolares en el horizonte objeto denuestro estudio (año 2050), vamos a extrapo-lar los parámetros tecnológicos actuales hacialo que consideramos que puede representarde forma conservadora las prestaciones deestas tecnologías en el año horizonte. Unode los primeros parámetros tecnológicos a


108 fijar es la temperatura máxima del ciclo depotencia que se vaya a implementar, por elgran efecto que tiene sobre las actuacionesdel sistema termosolar. Desde un punto devista de la optimización del sistema, estatemperatura debería elegirse como un balan-ce entre la reducción de prestaciones delcampo solar y el incremento de prestacio-nes del ciclo de potencia al aumentar dichatemperatura. Adicionalmente pueden surgirrestricciones del tipo de limitaciones delfluido de trabajo empleado en el camposolar (HTF). En la tecnología actual decolectores cilindroparabólicos, la tempera-tura máxima del ciclo de potencia es delorden de 370 ºC por las limitaciones deestabilidad del aceite empleado como flui-do de trabajo en el campo solar. Esta tem-peratura es considerablemente inferior a la delos ciclos de potencia disponibles, por lo queen principio cabría esperar la posibilidad deincrementar significativamente las actuacio-nes de las centrales termosolares al aumen-tar esta temperatura máxima. De hecho, noparece apropiado basar las previsiones delas actuaciones de las tecnologías termo-solares en el 2050 en una restricción deeste estilo, que lejos de tener un carácterfundamental, obedece exclusivamente a lasituación de los primeros pasos comercia-les de la tecnología de cilindroparabólicosen la década de 1980. En efecto, otras tec-nologías termosolares ya se han demostra-do trabajando a temperaturas considerable-mente superiores al emplear otros fluidosde trabajo (por ejemplo: agua, sales metáli-cas o aire en las centrales de torre), y para lapropia tecnología de colectores cilindropara-bólicos existen otras alternativas como eluso de agua (generación directa de vapor:DSG) o sales metálicas como fluido calopor-tador en el campo solar. Por tanto, no vamos

a adoptar la limitación actual en la tempera-tura de operación de la tecnología de cilin-droparabólicos.

Una vez liberados de la limitación del HTF enla temperatura de operación del sistema, setrata de buscar el valor óptimo de este pará-metro, que depende tanto del ciclo de poten-cia como de la tecnología del subsistemasolar empleados. En el Gráfico 90 mostramosel mapa de actuaciones de una central decolectores cilindroparabólicos con la tecnolo-gía de las últimas centrales implementadasen California (colector LS-3), empleando acei-te como HTF, y acoplada a un ciclo de poten-cia de Rankine regenerativo. Como podemosobservar, en estas condiciones la temperatu-ra óptima de operación es del orden de laestablecida por las limitaciones de estabilidaden el HTF (370 ºC), por lo que las tecnologíasempleadas no permiten acceder a mayorestemperaturas de operación incluso si nos libe-ráramos de las restricciones impuestas por elHTF. [Ver Gráfico 90].

Gráfico 90 Mapa de actuaciones de una central decolectores cilindroparabólicos con la tecnologíade las últimas centrales implementadas enCalifornia (colector LS-3), empleando aceite comoHTF, y acoplada a un ciclo de potencia deRankine regenerativo (García-Casals X., 2000)

ηto

t (%

)

26

2425

2322212019181716

350 400 450 500 550 600 650 700

281197

113

29Tvv (ºC)

Tec (ºC)

Sin embargo, tal y como se muestra en (Gar-cía-Casals X., 2000), con la capacidad tecno-lógica actual, es posible optimizar la tecnolo-gía de colectores cilindroparabólicos paraobtener unas actuaciones considerablemen-te superiores del campo solar, que a su vezpermitan acceder a mayores temperaturasde operación y rendimientos totales de con-versión. En el Gráfico 91 mostramos el mapade actuaciones de una central de colectorescilindroparabólicos, con un fluido de trabajodistinto al del ciclo de potencia, acoplada a unciclo Rankine regenerativo, e implementandoun campo de colectores cilindroparabólicosoptimizados para la temperatura de opera-ción de los mismos. Como podemos obser-var, en esta situación ya sí que podemosacceder a las temperaturas de operación delos ciclos de Rankine convencionales, en elentorno de los 550 ºC, al igual que hacen lascentrales de torre acopladas a este tipo deciclos de potencia y empleando sales metáli-cas como HTF. [Ver Gráfico 91].

Por tanto, vamos a adoptar para este estu-dio una tecnología de colectores cilindropa-rabólicos óptimos con la disponibilidad tec-nológica límite actual5. Jugando con la lon-gitud de onda de corte del recubrimientoselectivo implementado y con la relaciónde concentración geométrica, es posibleoptimizar la tecnología de colectores cilin-droparabólicos para las distintas temperatu-ras de operación. En los Gráficos 92 y 93mostramos la relación de concentraciónóptima y el coeficiente de pérdidas térmi-cas en función de la temperatura del recep-tor y de la longitud de onda de corte delrecubrimiento selectivo adoptado. Mien-tras en el Gráfico 94 mostramos la grandiferencia entre la curva de rendimiento delcolector LS-3 implementado en las últimascentrales de California, y la correspondien-te a un campo solar con colectores ópti-mos. [Ver Gráficos 92, 93 y 94].


109

ηto

t (%

)

Tvv (ºC)Tec (ºC)

281

197

113

29

350400 450 500 550 600700

650750

800

29

28

27

26

25

24

23

Gráfico 91 Mapa de actuaciones de una centralde colectores cilindroparabólicos contecnología optimizada de colectorescilindroparabólicos, empleando un HTF, yacoplada a un ciclo de potencia de Rankineregenerativo (García-Casals X., 2000)

5 La tecnología límite la asumimos representada por las siguientes características termo-ópticas de los componentes delreceptor solar: · Emisividad espectral del recubrimiento selectivo: ελ= 0,97 para λ < λc ; ελ= 0,03 para λ > λc

· Transmisividad solar de la cubierta de vidrio: τs= 96% · Reflectividad solar del espejo: ρs= 0,96

Gráfico 92 Relación de concentración óptima delos colectores cilindroparabólicos en función desu temperatura de operación y de la longitud deonda de corte del recubrimiento selectivoempleado (García-Casals X., 2000)

Cópt

ima

Tr,o (K)

65

55

15

45

35

25

0,75

1,00

1,25

1,50

1,75

2,00

2,25

2,50

2,75

3,00

3,25

3,50

500700

900

λc (µ)

σtot= 8 mradΦ= 90º

Para nuestras condiciones de operación, latecnología óptima de colectores cilindropara-bólicos vendría dada por una longitud de

onda de corte del recubrimiento selectivo deλc= 2,25 µ y una relación de concentracióngeométrica de Cg= 19,1, alcanzando unrendimiento óptico en incidencia normalde ηopt,n= 0,8686. En el Gráfico 95 mostra-mos la dependencia del coeficiente de pérdi-da del receptor elegido con la temperatura deoperación. Respecto al modificador del ángu-lo de incidencia adoptamos una dependenciaangular con el ángulo de incidencia práctica-mente análoga a las medidas para el antiguocolector LS-2 y para el moderno EurotroughET-100 (que prácticamente coinciden), adap-tándolas para elevados ángulos de inciden-cia con la dependencia mostrada en (DuffieJ.A., Beckmann W.A., 1991), y añadiendolos efectos de pérdidas por extremo de fila.[Ver Gráfico 95].

El siguiente aspecto a considerar es la densi-dad a la que instalamos los colectores. Valo-res habituales de la densidad de ocupación


110

Gráfico 93 Coeficiente de pérdidas de loscolectores cilindroparabólicos en función de sutemperatura de operación y de la longitud deonda de corte del recubrimiento selectivoempleado (García-Casals X., 2000)

10

80

50 200 350 500 650 800 1.250

ηco

lect

or (%

)

1.100

Tfluido (ºC)

70

60

50

40

30

20

950

Óptimo

LS-3

Gráfico 94 Comparación de la curva de rendimiento de un campo de colectorescilindroparabólicos implementando la tecnología LS-3 de las últimas centrales de California,y otro optimizado (García-Casals X., 2000)

6055504540353025201510

50

0,75

1,00

1,25

1,50

1,75

2,00

2,25

2,50

2,75

3,00

3,25

3,50

400600

8001.000

1.200

Tr,o (K)λc (µ)

UL_r

,o (W

/m2 /K

)


111

0

7

0 100 200 300 400 500 600

ULr (

W/m

2 K)

Tf-Ta

6

5

4

3

2

1

λc= 2,25 µ

Gráfico 95 Dependencia del coeficiente de pérdidas del receptor solar elegido con la temperaturade operación

de terreno para campos de cilindroparabóli-cos con orientación norte-sur son ρA= 1/3.Pero realmente, en nuestro caso, en el quebuscamos el techo de potencia termosolar,hemos considerado conveniente analizar laposibilidad de optimizar este parámetro. Enefecto, al igual de lo que veremos para la eóli-ca, existe un rendimiento de array que nospermite pasar de la potencia instalada a lapotencia efectiva una vez quitadas las interfe-rencias por sombreamiento. Desde el puntode vista de conseguir la máxima potencia ins-talada, el óptimo sería el espaciamientoentre filas que nos diera el máximo de la den-sidad de potencia efectiva, producto de ladensidad de potencia instalada y el rendi-miento de array. Hemos procedido a evaluaren base a una simulación anual con TRNSYSel rendimiento de array de campos de colec-tores cilindroparabólicos en distintas latitu-des de nuestro país. En el Gráfico 96 mostra-mos los resultados para Almería, Madrid yCantabria. Como podemos ver, no aparece unmáximo de la densidad de potencia efectiva,

siendo el óptimo desde el punto de vista deeste parámetro una ρA= 1, no llegando a sersuficientemente elevada la pérdida de rendi-miento de array por incremento de los som-breamientos como para compensar el incre-mento de densidad de potencia instalada alacercar las filas de colectores. Puesto que espreciso dejar un espacio entre fila y fila paraproceder a la limpieza de los colectores, final-mente hemos adoptado ρA= 1/2 en todas laslatitudes. [Ver Gráfico 96].

Respecto a la orientación del campo solar, laorientación N-S proporciona una mayor gene-ración anual, pero con una dependencia esta-cional considerablemente más marcada quela orientación E-O de los colectores. Si contá-ramos con pocas opciones además de la tec-nología termosolar para cubrir la demandaenergética, probablemente fuera más apro-piado elegir una orientación E-O para regulari-zar la generación eléctrica anual. Pero en elmarco de este proyecto donde estamosintegrando muchas tecnologías renovables,


112

(P/A)ref (MW/km2)

P/A (MW/km2)

ηarray (%)

Almería (φ= 36,8 ºN)140

P/A

(MW

/km

2 )

d/W

120

80

60

40

20

031

100

60

65

70

75

80

85

90

5

ηar

ray

(%)

2 4

100

95

Cantabria (φ= 43,5 ºN)140

P/A

(MW

/km

2 )

d/W

120

80

60

40

20

031

100

60

65

70

75

80

85

90

5

ηar

ray

(%)

2 4

100

95

Madrid (φ= 40,4 ºN)140

P/A

(MW

/km

2 )

d/W

120

80

60

40

20

031

100

60

65

70

75

80

85

90

5

ηar

ray

(%)

2 4

100

95

Gráfico 96 Rendimiento de array, densidad de potencia instalada y densidad de potencia efectiva,en función del espaciamiento relativo (inverso densidad ocupación terreno) entre filas de colectorescilindroparabólicos con orientación N-S

hemos optado por elegir la orientación N-Sque va a proporcionar un mejor acoplamientocon la carga punta de verano, existiendo otrastecnologías renovables capaces de equilibrarla generación anual por tener mayor factor decapacidad en las otras estaciones (eólica,olas, hidroeléctrica, etc.).

Una vez definido el subsistema solar, elsiguiente aspecto tecnológico a definir es elciclo de potencia. Al haber adoptado la tecno-logía de colectores cilindroparabólicos y apun-tar a centrales termosolares de operaciónsólo solar (no hibridadas), vamos a adoptar unciclo de potencia de Rankine trabajando con

agua como fluido de trabajo. Un primeraspecto tecnológico relacionado con el ciclode potencia es el esquema de refrigeraciónimplementado en el mismo. En el Gráfico 97mostramos la gran diferencia en rendimientodel ciclo de potencia (que repercutirá directa-mente sobre la necesidad de superficie decampo solar, y, por tanto, sobre las actuacio-nes técnico-económicas de la central) alemplear un ciclo de Rankine refrigerado conagua o refrigerado por aire. Una opción inter-media tanto en actuaciones como en necesi-dades de agua, entre la refrigeración con unamasa de agua y la refrigeración seca, es larefrigeración con torre húmeda. [Ver Gráfico 97].


113

29

ηci

clo

(%)

39

350 450 550 650 750Tvv (ºC)

37

35

33

31

pvv= 100 bar

Aire de refrigeración a T= 40ºC Agua de refrigeración a T= 18ºC

Gráfico 97 Rendimiento del ciclo de Rankine para distintas temperaturas máximas del fluido de trabajoy en función del esquema de refrigeración implementado

6 Los resultados presentados tienen un grado de detalle que va mucho más allá de lo requerido por las características delpresente proyecto de alcance general extendido a toda la España peninsular. Sin embargo, para el diseño de una centraltermosolar concreta sería preciso bajar todavía a un mayor grado de detalle en la optimización del ciclo de potencia, delacoplamiento con el campo solar, de la estrategia de control y operación, y de la evaluación de actuaciones.

A la vista de estos resultados, resulta evi-dente que aquellas centrales termosolaresen emplazamientos con disponibilidad deuna masa de agua apta para la refrigeracióndel ciclo, presentarán unas actuaciones téc-nicas y económicas muy superiores. Perodesde el punto de vista de un escenario conelevada implementación de centrales termo-solares, y teniendo en cuenta que los mejo-res emplazamientos termosolares general-mente no disponen de agua, hemos optadode forma conservadora en asumir una refri-geración seca (por aire) en todas las centra-les termosolares consideradas en este pro-yecto, de tal forma que la disponibilidad deagua abundante en el emplazamiento noconstituya una restricción para la implemen-tación de la central.

A su vez, dentro de la refrigeración seca haydos opciones: la refrigeración con torre secapor convección natural y la refrigeración poraero-condensador con ventiladores. En los

Gráficos 98 y 99 mostramos dos ciclos opti-mizados, uno con aeros y otro con torreseca. Como puede observarse, la repercu-sión energética del consumo de energíaeléctrica de los ventiladores de los aeros essignificativa, reduciendo el rendimiento netodel ciclo desde 35,68% a 34,73%. Sinembargo, dado que el gran tamaño de latorre obligaría a su colocación al norte delcampo para evitar sombreamientos, hemosasumido de forma conservadora la adopcióngeneralizada de aero-condensadores parafacilitar la integración del bloque de potenciaen el campo solar. [Ver Gráficos 98 y 99].

Una vez elegido el sistema de refrigeracióndel ciclo de potencia, hemos procedido a suoptimización6 para las siguientes condicio-nes de diseño:

· Temperatura ambiente= 35 ºC.· Temperatura de entrada del fluido calopor-tador del campo solar= 570 ºC.

En el Gráfico 100 mostramos las actuacionesdel ciclo en condiciones de diseño. Y una vezoptimizado el ciclo hemos procedido a eva-luar sus actuaciones a carga parcial paracaracterizar el comportamiento del mismoacoplado al campo solar a lo largo del añoentero. En los Gráficos 101 y 102 presenta-mos las actuaciones del ciclo considerado entérminos de potencia y rendimiento netocomo función de la temperatura ambiente yla temperatura de entrada del fluido calopor-tador solar. La evaluación de las actuaciones

del ciclo de potencia se ha llevado a cabo conel software IPSE-pro. El modo de operaciónelegido del subsistema solar es a flujo varia-ble por el campo solar (con recirculaciónhasta alcanzar temperatura mínima), y a flujoconstante y temperatura variable por el gene-rador de vapor del ciclo de potencia, que a suvez opera en modo “sliding-pressure”. [Ver Grá-ficos 100, 101 y 102].


114 Gráfico 98 Diagrama de flujo y actuaciones delciclo termosolar implementando una torre derefrigeración seca

Gráfico 99 Diagrama de flujo y actuacionesdel ciclo termosolar implementando unaero-condensador

Gráfico 100 Actuaciones del ciclo termosolaradoptado en condiciones de diseño (Tvv= 570 ºC;Tamb= 35 ºC)

Gráfico 101 Potencia neta del ciclo de potenciaoperando a temperatura variable de entradadel fluido caloportador solar y del ambiente(evaluaciones con modelos a carga parcialde los componentes)

45

40

35

30

25

20

15

10300

400500

600

010

2030

4050

5045403530252015105

Temperaturaambiente (ºC)

Temperaturacaloportador solar (ºC)

Pote

ncia

net

a (M

We)

Las actuaciones de un sistema termosolarrequieren para su correcta valoración el usode herramientas de cálculo más sofisticadas

que las empleadas para otras tecnologías. Portanto, ya en la estimación de los techos depotencia hemos recurrido directamente a lasimulación dinámica con TRNSYS. En los Grá-ficos 103 y 104 mostramos la evolución anualde la potencia eléctrica generada y las tempe-raturas y flujos másicos relevantes, para unacentral termosolar implementando la tecnolo-gía solar y el ciclo de potencia anteriormentedescritos, dimensionada con un múltiplo solarde SM= 2, que dispone de una capacidad dealmacenamiento de 7 h, y que está emplaza-da en Almería. [Ver Gráficos 103 y 104]

A pesar de ir mucho más allá del alcance deeste proyecto, y para contribuir a compen-sar en parte el endémico desfase de informa-ción disponible sobre esta tecnología y otrasrenovables, hemos procedido a realizar unaoptimización de los principales parámetros dedimensionado de la central, esto es, su múlti-plo solar y la capacidad de almacenamiento


115

Gráfico 102 Rendimiento neto del ciclo depotencia operando a temperatura variable deentrada del fluido caloportador solar y delambiente (evaluaciones con modelos a cargaparcial de los componentes)

300

400

500

600

01020304050

36

34

32

30

28

26

24

Temperaturaambiente (ºC)

Temperaturacaloportadorsolar (ºC)

Rend

imie

nto

neto

del

cic

lo (%

)

35

34

33

32

31

29

27

25

26

28

30

0,000

Simulation time= 8.760,00 (hr)

Niv

el d

epós

itos

730 1.460 2.190 2.920 3.650 4.380 5.110 5.840 8.7600

0,200

0,400

0,600

0,800

1,000

6.570 7.300 8.030

Pote

ncia

(MW

)

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

Nivel depósitostk_htk_c

Potencia (MW)p_e

etha_ciclo

Gráfico 103 Central termosolar con la tecnología considerada, dimensionada con SM= 2 y disponiendode 7 horas de almacenamiento, y emplazada en Almería. Evolución de la potencia eléctrica generada


116

0


T (ºC

)

730 1.460 2.190 2.920 3.650 4.380 5.110 5.840 8.7600

120

240

360

480

600

6.570 7.300 8.030

m (k

g/s)

0

120

240

360

480

600

T (ºC)T_col_out

tk_htk_c

m (kg/s)m_campo_solar

m_cargam_rec_tkhm_rec_tkc

m_load_tkh

Gráfico 104 Central termosolar con la tecnología considerada, dimensionada con SM= 2 y disponiendode 7 horas de almacenamiento, y emplazada en Almería. Evolución de temperaturas y flujos másicos

implementada. En el Gráfico 105 mostramosel factor de capacidad alcanzado con la centralde tecnología considerada emplazada enAlmería en función del múltiplo solar y capaci-dad de almacenamiento implementados, indi-cando los valores óptimos de la capacidad dealmacenamiento para cada valor de múltiplosolar. [Ver Gráfico 105].

Para elegir entre los diseños óptimos para losdistintos múltiplos solares, hemos adoptadodos parámetros objetivo: por un lado el factorde capacidad por considerar que en un siste-ma de generación con elevada penetraciónrenovable, disponer de un elevado factor decapacidad de la central, asociado a una eleva-da capacidad de regulación de la potenciainyectada a la red gracias al almacenamientotérmico, es un factor importante. Y por otrolado, y dado que vamos buscando los techos

de potencia y generación de la tecnología, lageneración de electricidad por unidad de áreaocupada (que hemos caracterizado medianteel producto de la densidad de potencia insta-lada por el factor de capacidad). En el Gráfico106 mostramos la variación de la densidad depotencia efectiva con el múltiplo solar (dise-ños óptimos), observando que el máximo encapacidad de generación eléctrica por unidadde área se obtiene con SM= 2. Sin embargo,puesto que al pasar de SM= 2 a SM= 3 obte-nemos un incremento muy significativo en elfactor de capacidad (subiendo por encima del50% para este emplazamiento), hemos adop-tado finalmente un diseño con SM= 3 conuna capacidad de almacenamiento térmicode 15 horas. [Ver Gráfico 106].

En el Gráfico 107 mostramos las actuacio-nes anuales (rendimiento del campo solar,


117

15

CF (%

)

70

0 15 30 40 50

Almacenamiento (h)

65

45

30

20

25

35

40

50

55

60

5 10 20 25 35 45

Almería

SM= 4SM= 3SM= 2SM= 1

Diseños seleccionados

Gráfico 105 Factor de capacidad de la central termosolar de tecnología considerada, en función delmúltiplo solar y capacidad de almacenamiento implementados. Emplazamiento: Almería

0

(P/A

)o

140

0 3 5

SM

120

60

20

40

80

100

1 2 4

Diseño máxima producción eléctrica

20

19

21

22

23

24

Almería

(P/A

)ef=

(P/A

)o.CF

Diseño priorizando factor capacidad

(P/A)o (MW/km2)(P/A)ef (MW/km2)

Gráfico 106 Evolución de la densidad de potencia instalada y densidad de potencia efectiva parageneración eléctrica en función del múltiplo solar y empleando diseños con capacidad dealmacenamiento optimizada. Emplazamiento: Almería


118

%

60

0

50

10

30

40

Almería

20

SM= 3; Almacenamiento= 15 h.

AsturiasToledo Valladolid Barcelona

CF ηsf ηtot

Gráfico 107 Actuaciones anuales de la central termosolar con SM= 3 y 15 horas de almacenamiento endistintas provincias peninsulares. Rendimiento de campo solar, rendimiento total y factor de capacidad

rendimiento total y factor de capacidad) de lacentral termosolar elegida (SM= 3; 15 horasde almacenamiento), en distintas provincias.Como puede apreciarse, si bien las actuacio-nes empeoran considerablemente al despla-zarnos a regiones climáticas con menor índi-ce de claridad (como cabía esperar), los facto-res de capacidad obtenidos todavía son com-parables o superiores a los de otras tecnologí-as (eólica, fotovoltaica). [Ver Gráfico 107].

Respecto a la variación estacional de lasactuaciones de la central termosolar, en los 3gráficos siguientes mostramos las actuacio-nes mensuales medias a lo largo de los 12meses del año para 5 emplazamientos penin-sulares. La configuración N-S del camposolar elegido confiere un marcado carácterestacional a las actuaciones de la central ter-mosolar, pero a pesar de ello, como pode-mos ver, en los buenos emplazamientos

solares la central propuesta es capaz demantener factores de capacidad superioresal 20% en el invierno. También es importanteresaltar los elevados factores de capacidadalcanzados por la central durante los mesesde verano en todos los emplazamientos,coincidiendo con las puntas de demandaeléctrica por operación de los equipos derefrigeración. [Ver Gráficos 108, 109 y 110].

A continuación, y para ilustrar mejor la formade operación de estas centrales, en los tresgráficos siguientes mostramos la evoluciónanual del nivel de fluido caloportador en eltanque de almacenamiento caliente, de lapotencia eléctrica generada y de las tempe-raturas y flujos másicos, en las centralesemplazadas en Almería y Asturias. Comopuede verse, en los buenos emplazamientossolares, el tanque de almacenamiento no sevacía durante un periodo considerable del


119

50

10

30

40

20

60

70

80

%

90

0

CF ηsf ηtotAlmeríaEn

ero

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iem

bre

Octu

bre

Nov

iem

bre

Dici

embr

e

Gráfico 108 Actuaciones mensuales de la central termosolar en Almería. SM= 3; 15 horas dealmacenamiento

7 Los ciclos de potencia para biomasa que requieran un ciclo de turbina de vapor supondremos que están refrigerados portorre húmeda, pues la implementación a gran escala de los mismos no permite suponer la posibilidad de refrigeración porcircuito abierto en todos, pero el buen uso del recurso y las características de los emplazamientos, sí que permiten conside-rar una refrigeración por torre húmeda frente a la refrigeración por torre seca.

año, y llega en los meses de verano a operarde forma continua 24 h/día durante periodosimportantes. [Ver Gráficos 111, 112 y 113].

Por último, en los tres gráficos siguientesmostramos la descripción a nivel provincialde las actuaciones anuales de la central ter-mosolar propuesta en la España peninsular,indicando su factor de capacidad, el rendi-miento del campo solar y el rendimientototal de conversión de radiación solar enelectricidad. [Ver Gráficos 114, 115 y 116].

4.4. Biomasa

La tecnología de la biomasa, tanto por lavariedad de combustibles disponibles comopor su capacidad de regulación de la poten-cia eléctrica producida y por su elevado fac-tor de capacidad en el caso de requerir ope-rar a carga base, puede desempeñar un

papel importante en un escenario de eleva-da contribución de energías renovables. Enprincipio podría pensarse en la coexistenciade distintos tipos de centrales de biomasa:

· Central para residuos (CF= 85%).Dada la limitación de la materia prima dispo-nible y la discontinuidad de su producciónanual, podría asumirse el uso de un ciclo deturbina de vapor de baja potencia (5 MWe) ybajas prestaciones (pvv= 20 bar; Tvv= 350 ºC;desgasificador; refrigeración por torrehúmeda7). La caldera considerada para estaaplicación tendrá un rendimiento del ordende ηcaldera= 0,82.

· Central para cultivo energético operan-do en carga base (CF= 85%). Parte de las centrales de biomasa implemen-tadas pueden jugar el papel de incrementarel factor de capacidad del parque generador.


120En

ero

Dici

embr

e

50

10

30

40

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70

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%

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0

CF ηsf ηtotToledoFe

brer

o

Mar

zo

Abril

May

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Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iem

bre

Octu

bre

Nov

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bre

Ener

o

Dici

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10

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%

90

0

CF ηsf ηtotValladolid

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iem

bre

Octu

bre

Nov

iem

bre

Gráfico 109 Actuaciones mensuales de la central termosolar en Toledo y Valladolid. SM= 3; 15 horas dealmacenamiento


121

Ener

o

Dici

embr

e

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CF ηsf ηtotBarcelona

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

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iem

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Octu

bre

Nov

iem

bre

Ener

o

Dici

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e

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CF ηsf ηtotAsturias

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

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o

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Agos

to

Sept

iem

bre

Octu

bre

Nov

iem

bre

Gráfico 110 Actuaciones mensuales de la central termosolar en Barcelona y Asturias. SM= 3; 15 horasde almacenamiento


122

0,000


Niv

el d

epós

itos

730 1.460 2.190 2.920 3.650 4.380 5.110 5.840 8.7600

0,200

0,400

0,600

0,800

1,000

6.570 7.300 8.030Po

tenc

ia (M

W)

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00


Potencia (MW)p_e

etha_ciclo

0,000

Simulation time= 8.760,00 (hr)N

ivel

dep

ósito

s730 1.460 2.190 2.920 3.650 4.380 5.110 5.840 8.7600

0,200

0,400

0,600

0,800

1,000

6.570 7.300 8.030

Pote

ncia

(MW

)

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

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Potencia (MW)p_e

etha_ciclo

Almería AsturiasSM= 3; Almacenamiento= 15 h.

0,000


Niv

el d

epós

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730 1.460 2.190 2.920 3.650 4.380 5.110 5.840 8.7600

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6.570 7.300 8.030

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(MW

)

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Potencia (MW)p_e

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Niv

el d

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730 1.460 2.190 2.920 3.650 4.380 5.110 5.840 8.7600

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Pote

ncia

(MW

)

0,00

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20,00

30,00

40,00

50,00


Potencia (MW)p_e

etha_ciclo

Almería Asturias

SM= 3; Almacenamiento= 15 h.

0


T (ºC

)

730 1.460 2.190 2.920 3.650 4.380 5.110 5.840 8.7600

120

240

360

480

600

6.570 7.300 8.030

m (k

g/s)

0

120

240

360

480

600

T (ºC)T_col_out

tk_htk_c



m_load_tkh

Almería AsturiasSM= 3; Almacenamiento= 15 h.

0


T (ºC

)

730 1.460 2.190 2.920 3.650 4.380 5.110 5.840 8.7600

120

240

360

480

600

6.570 7.300 8.030

m (k

g/s)

0

120

240

360

480

600

T (ºC)T_col_out

tk_htk_c



m_load_tkh

Gráfico 113 Evolución de temperaturas y flujos másicos característicos a lo largo del año paracentrales termosolares emplazadas en Almería y Asturias

Gráfico 112 Evolución de la potencia eléctrica generada a lo largo del año para centrales termosolaresemplazadas en Almería y Asturias

Gráfico 111 Evolución del nivel de fluido caloportador en el tanque caliente de almacenamiento solara lo largo del año para centrales termosolares emplazadas en Almería y Asturias

En este caso, al operar con elevado factor decapacidad y poder ir a una potencia algosuperior (P= 25 MWe), se podría pensar enimplementar un ciclo de potencia de turbinade vapor de elevadas prestaciones8 (pvv= 100bar; Tvv= 540 ºC; desgasificador; 2 precalenta-dores de alta; 3 precalentadores de baja;refrigeración por torre húmeda). La calderaconsiderada para esta aplicación tendrá unrendimiento de ηcaldera= 0,90.

· Central para cultivo energético operan-do en carga punta. Otro de los importantes papeles que puedejugar la biomasa en un sistema de genera-ción eléctrica de elevada penetración reno-vable es el de regular la generación eléctricacon su mayor capacidad de almacenamien-to frente a otras tecnologías renovables.

De hecho, en un sistema de generación eléc-trica de elevada penetración renovable cabeesperar un cambio del modo de operación delas centrales que convencionalmente hanoperado en carga base. En efecto, las tecno-logías con capacidad de almacenamiento,deben actuar en un sistema de generaciónde estas características principalmente pararegular la producción energética. Por tanto,su modo de operación será más parecido auna operación en punta que en carga base,con factores de capacidad anuales tanto másbajos cuanto mayor sea la penetración reno-vable de las otras fuentes con menor capaci-dad de regulación y almacenamiento9.

En las centrales de biomasa, por su menorpotencia que las termoeléctricas conven-cionales o nucleares (25 MWe frente a600-1000 MWe), sí que cabe pensar en laoperación en carga base de un cierto númerode centrales distribuidas por la red, mientras


123

8 Es de notar que en la actualidad las centrales de biomasa, dado su reducida potencia frente a las centrales convenciona-les, no se implementan con ciclo de turbina de vapor de tan elevadas prestaciones. Sin embargo, esto es por motivos exclu-sivamente económicos al no existir en la actualidad un mercado suficientemente grande de estas aplicaciones como parair a ciclos de mayores prestaciones, al no haber impedimento técnico alguno que lo impida. Sin embargo, aunque los pará-metros del ciclo se acerquen a los de una central de mayor potencia, su rendimiento no llegará a ser tan elevado por moti-vo de los menores rendimientos de los equipos por efecto del reducido número de Reynolds. 9 De hecho, este es un motivo para anticipar una pequeña o nula participación de las centrales termoeléctricas conven-cionales o nucleares, que con sus grandes potencias y parámetros de operación no se prestan a un funcionamiento enmodo de carga punta para regular la producción eléctrica del resto de centrales.

Gráfico 114 Distribución provincial del factorde capacidad anual de la central termosolarpropuesta

Gráfico 115 Distribución provincial delrendimiento del campo solar en base anualde la central termosolar propuesta

Gráfico 116 Distribución provincial delrendimiento total en base anual de la centraltermosolar propuesta

que otras de ellas se dediquen a la operaciónen carga punta para regular la generación.

En este caso, la central opera con bajo factorde capacidad y debe permitir una rápida capa-cidad de respuesta en su generación pararegular eficazmente el sistema. Por tanto,desde el punto de vista económico comodesde el técnico, no es posible ir a un ciclo deturbina de vapor de elevado rendimiento, por-que sus elevadas presiones y temperaturasde operación no permitirían una respuestaadecuada de la central ante la solicitaciónvariable. Por tanto, en estas condiciones sepodría pensar en implementar un ciclo depotencia de turbina de vapor de menoresprestaciones (pvv= 30 bar; Tvv= 420 ºC; desga-sificador; 1 precalentadores de alta; 1 preca-lentadores de baja; refrigeración por torrehúmeda). La caldera considerada para estaaplicación tendría un rendimiento del ordendel ηcaldera= 0,87.

· Gasificación de la biomasa La gasificación de la biomasa presentadiversas ventajas potenciales frente a lageneración de electricidad por combustióndirecta, que fundamentalmente están aso-ciadas a la posibilidad de cambiar de unciclo de potencia basado en una turbina devapor a uno basado en turbinas de gas (ciclocombinado o turbina de gas regenerativa).En efecto, los ciclos basados en la turbinade gas tienen por un lado el potencial dealcanzar rendimientos más elevados que elde un ciclo de turbina de vapor, y por otrolado permiten modificar de forma muchomás rápida el modo de operación de la cen-tral, haciéndolos más apropiados para laoperación en carga punta. Sin embargo, lagasificación presenta los inconvenientes,por un lado, del coste de inversión adicional

asociado al gasificador, y por otro lado, lapérdida energética asociada al proceso degasificación.

Si asumimos los siguientes parámetrostecnológicos: · Central con gasificación: · Rendimiento gasificación (límite inferiortecnología actual)= 65%. · Rendimiento del ciclo= 45%.

· Central turbina de vapor para carga punta:· Rendimiento de caldera= 87%. · Rendimiento ciclo= 27%.

· Central turbina de vapor para carga base: · Rendimiento de caldera= 90%. · Rendimiento ciclo= 36%.

Los rendimientos totales de conversión dela biomasa en electricidad serían lossiguientes:

· Central con gasificación: 29,25%. · Central turbina de vapor para carga punta:23,49%.

· Central turbina de vapor para carga base:32,40%.

En estas condiciones la gasificación no pare-cería tan adecuada para operar en carga base(si bien se acerca bastante al emplear proce-sos de gasificación con mayor rendimientoenergético), siendo más apropiado para estecaso el ciclo de turbina de vapor de altasprestaciones. Pero para la operación en cargapunta, la gasificación presenta por un lado unrendimiento de conversión total considera-blemente superior al del ciclo de turbina devapor para operación en carga punta, y ade-más proporciona una mayor elasticidad deoperación que el ciclo de turbina de vapor,por lo que las centrales de carga punta conbiomasa gasificada podrían considerarse


124


125más apropiadas desde un punto de vista tec-nológico para la operación en carga punta.

Entre la opción del ciclo combinado o elciclo de turbina de gas regenerativo, estasegunda nos parece más apropiada para lageneración en carga punta a estos nivelesde potencia, pues por un lado, para estostamaños los rendimientos de ambos ciclosson comparables, y por otro lado, el cicloregenerativo implementa un turbina de gastrabajando a presiones considerablementeinferiores de las requeridas en un ciclocombinado, por lo que proporciona máselasticidad para la operación transitoriarequerida al emplear este tipo de centralesen la regulación de la generación.

De hecho hay varios motivos para pensar quela gasificación de la biomasa, en un escena-rio de aprovechamiento energético de lamisma a gran escala, puede resultar másapropiada que la generación de electricidadpor combustión directa, incluso para las cen-trales que operen a carga base:

· Flexibilidad del modo de operación de lacentral, pasando de carga base a cargapunta con gran capacidad de regulación,constituyendo una herramienta fundamen-tal en un sistema de generación eléctricacon una elevada penetración de renovables.

· Aprovechamiento distribuido y homogéneode la biomasa mediante una red de gasifica-dores estratégicamente distribuidos cercade las fuentes de biomasa, con capacidadde tratar biomasas de distintos orígenes enun mismo centro para proporcionar un pro-ducto energético (gas de gasógeno) muyhomogéneo. En efecto, la instalación degasificadores de pequeño tamaño cercanosa los centros de producción de biomasa,

permite un aprovechamiento a mayor esca-la de los recursos de biomasa que el que sepodría alcanzar mediante los requerimien-tos de concentración de la biomasa de lascentrales de ciclo de turbina de vapor deelevado rendimiento10.

· De hecho, de cara al 2050, incluso cabríapensar en una red de distribución de gas degasógeno basada en parte en las instalacio-nes de distribución que actualmente seestán desarrollando para el gas natural.

· El actual desarrollo de las turbinas de gas,espoleado por las aplicaciones de aviación yya asentado en el sector industrial, permitedisponer de equipos de muy elevado rendi-miento a escalas apropiadas para el aprove-chamiento de la biomasa. Por contra, losciclos de turbina de vapor de elevadas pres-taciones están actualmente disponiblessólo para centrales de potencia muy supe-riores al rango de interés de las aplicacionesde biomasa.

· Al desacoplar mediante el gas de gasóge-no como vector intermedio la producciónde combustible de su uso para generaciónde electricidad, es posible distribuir lascentrales de generación eléctrica segúnotros criterios. Uno de estos criterios,dada la gran modularidad de las turbinasde gas, sería acercar la generación eléctri-ca a los centros de consumo de energíatérmica, para implementar procesos coge-nerativos basados en biomasa que permi-tieran simultáneamente a la generación deelectricidad de origen renovable y la cober-tura parcial de la demanda de energía tér-mica a baja temperatura con criterios deeficiencia en el uso del recurso.

· A la vista del relativamente limitado recursode biomasa que hemos obtenido en la eva-luación de techos de potencia y generación,se hace necesario pensar en modelos de

10 Los gasificadores, incluso los de lecho fluido con capacidad de tratamiento eficiente de biomasa muy variada, no pre-sentan las economías de escala, penalizaciones de rendimiento, y escasez de disponibilidad comercial asociada a losciclos de turbina de vapor de elevadas prestaciones.


126

11 Lo cual facilita la operación a carga variable, además de los beneficios específicos para la gasificación que comentare-mos más adelante.

Regenerativo + Recalentado + Refrigerado

10

60

0

2025

35

45

55

10 40 50 80

ηto

t (%

)

50

40

30

15

20 30 60 70100

700

0

300

10 40 50 80

w (k

J/kg

)

600

500

400

200

20 30 60 705 15 25 35 45 55 65 75

Relación de compresión Relación de compresión

650

550

450

350

250

150

Regenerativo + Refrigerado

Regenerativo + Recalentado Regenerativo Recalentado + Refrigerado

Refrigerado Recalentado Sencillo

Ta= 40ºC; T4= 1.500K; ηT= 0,92; ηC= 0,87; εR= 0,87; re= 0,9.rc

Gráfico 117 Comparación rendimientos y trabajos específicos de los ciclos TG. Análisis convencional

explotación de la biomasa que sean válidospara los distintos usos finales a los que sepuede dedicar este recurso energético.

Por todos estos argumentos, hemos decidi-do limitar el aprovechamiento energético dela biomasa a la gasificación de la misma,para emplear el gas de gasógeno producidoen un ciclo de turbina de gas de elevadasprestaciones.

En (García-Casals X., 1997, 1999) se puedeencontrar un análisis comparativo de los dis-tintos ciclos de turbina de gas desde el puntode vista de sus posibilidades de aplicación a latecnología termosolar. En el Gráfico 117 mos-tramos los resultados de un análisis clásicode ciclos de turbina de gas. Como podemosver, incluso para la tecnología considerada enel análisis de este gráfico (temperatura deentrada en turbina de 1.500 K), los ciclos de tur-bina de gas regenerativos presentan el poten-cial de alcanzar muy elevados rendimientos a

bajas presiones de operación11. De todos losciclos de turbina de gas, el mejor es el rege-nerativo interrefrigerado y recalentado, segui-do de cerca por el regenerativo interrefrigera-do. [Ver Gráfico 117].

Sin embargo, la aplicación de los ciclos deturbina de gas a la gasificación de la bioma-sa presenta una serie de peculiaridades quedemandan un análisis específico. En efecto,el gas de gasógeno, en ausencia de la sepa-ración de CO2 y N2, tiene un poder caloríficodel orden de 7,4 veces inferior al del gasnatural. Esto trae como consecuencia unaredistribución de los flujos dentro de la tur-bina de gas, y una penalización energéticadebida a que la manipulación del gas parasu inyección en la turbina de gas llevará aso-ciado un consumo energético considerable-mente superior al asociado a emplear gasnatural. En este sentido, los ciclos regenera-tivos con su menor presión de operaciónresultan ventajosos.


127Puesto que el gas de gasógeno generadoen los gasificadores no se encuentra com-primido, el trabajo de compresión de dichocombustible para su uso en la turbina degas debe incorporarse en la definición delrendimiento del ciclo para disponer de unaevaluación adecuada del rendimiento deconversión energética total de la biomasa.

Las características del gas de gasógeno quevamos a considerar son las siguientes:

· Composición del gas de gasógeno produ-cido12 (no asumimos eliminación del CO2

y N2 contenidos en el combustible paraaumentar su poder calorífico), expresadaen términos volumétricos: · CO: 27%. · H2: 14%. · CH4: 3%. · N2: 51,5%. · CO2: 4,5%.

· Poder calorífico inferior del gas de gasóge-no considerado: 5,43 MJ/kg.

Respecto al proceso de gasificación, vamosa considerar un rendimiento de gasificacióndel 80% (gas frío). Estos rendimientos ya sehan alcanzado en la actualidad, y si bien esposible obtener rendimientos más elevadosen el proceso de gasificación si el gas degasógeno se usa en caliente a la salida delgasificador directamente para generar elec-tricidad, con el planteamiento que estamosrealizando manteniendo la posibilidad detener una producción distribuida de gas degasógeno desacoplada espacial y temporal-mente de la generación distribuida de elec-tricidad, lo coherente es que en la mayoríade aplicaciones el gas de gasógeno se usa-ría en frío en las turbinas de gas. En loscasos donde la central de gasificación y la

de generación eléctrica puedan hacersecoincidir en el espacio, el rendimiento degasificación podría subir por encima del 90%conduciendo a un considerable incrementoen la capacidad de generación eléctrica apartir de un recurso de biomasa dado.

El ciclo regenerativo, interrefrigerado y reca-lentado, es como veíamos anteriormente elde mayores prestaciones según el análisisclásico. Sin embargo, en el caso de la gasifi-cación de la biomasa, el menor poder calorí-fico del combustible, va a reducir sus dife-rencias con el ciclo regenerativo e interrefri-gerado. Esto, junto al hecho de que el cicloregenerativo, interrefrigerado y recalentado,con sus dos cámaras de combustión, cabeesperar que esté más limitado en cuanto asu operación a carga parcial (capacidad deregulación del sistema de generación conelevada penetración renovable), nos hahecho decantarnos finalmente por el cicloregenerativo e interrefrigerado para el apro-vechamiento energético de la biomasa en elmarco de este proyecto.

En el Gráfico 118 mostramos las actuacionesdel ciclo regenerativo e interrefrigerado parasu aplicación a la gasificación de la biomasacon el gas de gasógeno considerado, e imple-mentando una tecnología de turbina de gasque podríamos considerar “normalita” en laactualidad (temperatura de entrada en turbinade 1.300 ºC y sangrado del 15% del flujo porel compresor para refrigeración de región deentrada en la turbina). En este gráfico mostra-mos tres rendimientos:

· Rendimiento del ciclo: El empleado en losanálisis clásicos de turbina de gas.

· Rendimiento que incluye el trabajo decompresión del gas de gasógeno para su

12 No asumimos eliminación del CO2 y N2 contenidos en el combustible para aumentar su poder calorífico (prácticamen-te triplicarlo) por considerar que no será viable la implementación de una unidad de separación de aire para las escalasde gasificadores de biomasa que en principio cabe esperar. Sin embargo, una gran implementación de la tecnología cen-tralizada en centrales de gasificación que manejen biomasa procedente de un gran radio de acción podría llegar a justi-ficar esta mejora tecnológica.


128

Gráfico 118 Actuaciones del ciclo regenerativo e interrefrigerado operando con gas de síntesispara una tecnología de turbina de gas “normalita” dentro de las actualmente disponibles(Tmax= 1300 ºC; g/G= 0,15; pamb= 1 bar; Tamb= 25 ºC; LHV= 5,43 MJ/kg)

20

ηto

t (%

)

50

0 30 40Relación de compresión

35

25

30

40

45

10 20

Ciclo regenerativo e interrefrigerado

TG TG + tratamiento gas + bombeo refrigeración Total

inyección en la cámara de combustión y elde bombeo del agua de interrefrigeración.

· Rendimiento global incluyendo el rendimien-to de gasificación, que asumimos del 80%.

Como podemos ver, si bien el rendimientomáximo del ciclo de 45,46% se alcanza parauna relación de compresión de rc= 27, el máxi-mo rendimiento total del ciclo es de 35,34%(rendimiento de turbina de gas de 43,78%) yse alcanza para una relación de compresiónsignificativamente inferior (rc= 12), reflejodirecto del gran peso que tiene el trabajo decompresión del gas de gasógeno en las actua-ciones del ciclo. [Ver Gráfico 118].

En los Gráficos 119 y 120 mostramos elesquema del ciclo considerado, tanto parael caso de máximo rendimiento de ciclo deturbina de gas como de máximo rendimien-to total. [Ver Gráficos 119 y 120].

Como podemos ver, con esta tecnología deturbina de gas “normalita” dentro de lasactualmente disponibles, incorporando el ren-dimiento de gasificación, obtendríamos unrendimiento total de conversión de la bioma-sa de ηtot= 28,27%.

Pero no parece adecuado considerar esta tec-nología de turbina de gas como la representa-tiva para el año 2050, cuando desde ya hacealgunos años la tecnología más avanzada deturbina de gas implementada en aviación tienetemperaturas de entrada en turbina superio-res a los 1.800 K. A finales del siglo XX ya habíaprogramas de I+D en marcha para desarrollarturbinas con temperaturas de entrada en turbi-na de 1.923 K (1.650 ºC). Incluso dentro delsector de las turbinas de gas industriales, yaen 1997 estaba disponible comercialmente laW501G de Westinghouse, con temperaturasde entrada en turbina de 1.773 K.

La temperatura de entrada en turbina hasido el parámetro tecnológico fundamentalen el desarrollo de las turbinas de gasmodernas de elevado rendimiento. Desde1970 la temperatura de entrada en turbinaha ido creciendo a razón de unos 200 K

cada 10 años, y llegó a estar por encima delos 1.800 K en el año 2000. De mantenereste ritmo, sobre el año 2030 ya se estaríaoperando con temperaturas estequiométri-cas (2.400 K), por lo que parecería perfec-tamente asumible contar con temperatu-ras de entrada en turbina del orden de1.900 ºC tecnológicamente establecidas decara al año 2050.

El otro aspecto que actualmente condicionael rendimiento de las turbinas de gas es elrequerimiento de refrigeración de los prime-ros escalonamientos de la turbina, que alrealizarse mediante un sangrado de aire delcompresor lleva asociada una penalizaciónenergética significativa. En la actualidad seestán practicando sangrados del compresordel orden de 13-15% de flujo de aire por elmismo con fines de refrigeración. Sinembargo, esta tampoco constituye ningunalimitación tecnológica de cara al año 2050.Por un lado ya está planteada desde los años70 la posibilidad de refrigerar los primerosescalonamientos de la turbina con vapor enlugar de con aire sangrado de compresor, encuyo caso, este vapor, al expansionarse pos-teriormente en la propia turbina de gas, con-duce a un incremento de la potencia gene-rada por la turbina (en lugar de la reducciónasociada al sangrado en el compresor), con-duciendo a la implementación efectiva deun ciclo combinado en paralelo. Por otrolado, incluso manteniendo la refrigeraciónmediante sangrado de aire del compresor, laevolución en tecnología de materiales (inclu-yendo apantallamientos cerámicos de eleva-da temperatura), ha permitido ir reduciendolas necesidades de sangrado para unamisma temperatura de entrada en turbina alo largo de los últimos años, tendencia con laque se puede contar de cara al año 2050.


129

Gráfico 119 Diagrama de ciclo con variables deflujo para el ciclo regenerativo e interrefrigeradode máximo rendimiento de turbina de gas con unatecnología de turbina de gas “normalita” dentrode las actualmente disponibles

Gráfico 120 Diagrama de ciclo con variables deflujo para el ciclo regenerativo e interrefrigeradode máximo rendimiento total de la turbina de gas(incluyendo compresión del gas de gasógeno ybombeo de agua de interefrigeración) con unatecnología de turbina de gas “normalita” dentrode las actualmente disponibles

13 Así como en base al paralelismo entre el desarrollo de las turbinas de gas para aviación y las de aplicaciones indus-triales (turbinas aeroderivadas) parece viable contar con la disponibilidad comercial de estas tecnologías en la pequeñaescala de potencia que consideramos para las aplicaciones de biomasa.


130

Gráfico 121 Actuaciones del ciclo regenerativo e interrefrigerado operando con gas de síntesis parauna tecnología de turbina de gas conservadora para el 2050 (temperatura entrada en turbina de 1.700 ºCy sangrado de 10% del flujo másico por compresor; pamb= 1 bar; Tamb= 25 ºC; LHV= 5,43 MJ/kg)

20

ηto

t (%

)

55

0 30 50

Relación de compresión

35

25

30

40

45

10 20

Ciclo regenerativo e interrefrigerado

5 15 25 35 40 45

50

TG TG + tratamiento gas + bombeo refrigeración Total

Por tanto, parecería factible contar de caraal año 2050 con una tecnología de turbinade gas caracterizada por los siguientes pará-metros tecnológicos13: · Temperatura de entrada en turbina= 1.900-2.100 ºC.

· Sangrado del compresor= 5-0%. Sin embargo, manteniendo el carácter con-servador de este proyecto para obtener unacota inferior de las posibilidades de genera-ción renovable para el año 2050, vamos aadoptar la siguiente tecnología de turbina degas como representativa para el 2050:

· Temperatura de entrada en turbina= 1.700 ºC.· Sangrado del compresor= 10%.

En los Gráficos 121 y 122 mostramos lasactuaciones del ciclo de turbina de gas

regenerativo e interrefrigerado con los pará-metros tecnológicos adoptados, y en funciónde la relación de compresión, así como elciclo finalmente adoptado para el desarrollode este proyecto (el de máximo rendimientototal). Como vemos, el rendimiento máximodel ciclo es superior a 53,5% y se alcanza conrelaciones de compresión superiores a 47. Sinembargo, teniendo en cuenta el trabajo debombeo del gas de gasógeno y del agua deinterrefrigeración del compresor, el máximorendimiento total del ciclo es de 41,19% y sealcanza para un ciclo con relación de compre-sión considerablemente inferior (rc= 15). Enestas condiciones, incorporando en rendi-miento de gasificación del 80% nos quedaríaun rendimiento energético total de conver-sión de la biomasa de ηtot= 32,95%. [Ver Gráfi-cos 121 y 122].


131Analizando el diagrama de flujo de este gráfi-co notamos otra de las ventajas de este ciclode potencia: el subproducto de la interrefrige-ración del compresor es un flujo de agua a85 ºC, condiciones adecuadas para aplica-ciones de cogeneración destinadas a cubrirla demanda térmica de baja temperatura,que pueden englobar generación de ACS,calefacción y refrigeración mediante equi-pos de absorción.

Esta demanda térmica de baja temperatura,cuyo mayor exponente es el consumo ener-gético en la edificación, constituye uno delos componentes más importantes del con-sumo energético de nuestro país (a nivel dela UE el consumo energético en la edifica-ción es del orden del 40-50% del total). Portanto, desde el punto de vista de encaminarnuestro modelo energético hacia la sosteni-bilidad es fundamental introducir elevados

porcentajes de cobertura renovable de estademanda energética, lo cual resulta consi-derablemente más complicado que en elsector de generación de electricidad por sucarácter distribuido y la falta de regulaciónefectiva sobre la misma.

La biomasa constituye sin duda una opciónenergética importante para la cobertura deesta demanda de energía térmica de bajatemperatura con tecnologías renovables.De hecho, en la actualidad están empezan-do a entrar en nuestro país las calderasautomáticas de biomasa (principalmenteen forma de pellets) que desde hace yaunos cuantos año se vienen implementan-do en otros países del centro y norte deEuropa. Sin embargo, desde el punto devista de eficiencia en el uso de los recursosenergéticos, que en el caso de la biomasacomo veremos en la evaluación de techosson relativamente escasos, no pareceapropiado el uso de una energía de elevadacalidad energética como es la biomasapara generar directamente energía térmicade baja temperatura. De hecho, esta con-tradicción se hace explícita cuando, para elsistema de generación eléctrica pretende-mos explotar el recurso de la biomasahasta sus últimas consecuencias (aprove-chamiento de monte bajo) para beneficiar-nos de sus grandes ventajas desde elpunto de vista de la regulación del sistemade generación eléctrica. En estas escalas,el recurso de la biomasa pasaría a ser unrecurso escaso si debe emplearse en para-lelo para satisfacer la demanda de energíatérmica y de generación de electricidad,disparando su precio de tal forma que pro-bablemente quedara excluido de la aplica-ción térmica directa por el propio mercado.En este contexto, el uso cogenerativo de la

Gráfico 122 Diagrama de ciclo con variables deflujo para el ciclo regenerativo e interrefrigeradode máximo rendimiento total de la turbina de gas(incluyendo compresión del gas de gasógeno ybombeo de agua de interrefrigeración) para unatecnología de turbina de gas conservadora para el2050 (temperatura entrada en turbina de 1.700 ºC ysangrado de 10% del flujo másico por compresor)

biomasa, es decir, aprovechándola paragenerar energía térmica de baja temperatu-ra una vez que ya se ha aprovechado sucalidad energética para producir electrici-dad, se presenta como la opción técnica yeconómicamente más viable en el marcode un modelo energético sostenible.

En el ciclo de potencia presentado en el Grá-fico 122, la potencia térmica proporcionadapor el interrefrigerador de la turbina de gasconstituye el 18,87% de la potencia eléctricaproducida. Sin embargo, con estas conside-raciones cogenerativas, cabe plantearse laoptimización del aprovechamiento térmicomediante el sobre-dimensionado de dichointercambiador de calor, lo cual al mismo tiem-po beneficia al rendimiento de generacióneléctrica. En efecto, el esquema planteado en

el gráfico anterior tiene un intercambiadorcon un pinch point de 15 ºC. Es posible redu-cir este pinch point aumentando el tamañodel intercambiador para generar una mayorcantidad de energía térmica al mismo tiempoque aumenta el rendimiento de generacióneléctrica. Reduciendo el pinch point a 4 ºCobtenemos una mejora de un 0,7% en elrendimiento de generación eléctrica y unincremento de un 6,2% en el ratio de poten-cia térmica/potencia eléctrica, y todo ello alaumentar en un 59% el tamaño del inter-cambiador de calor, pasando a operar conun NTU= 2,3 desde el NTU= 1,5 que teníaen la propuesta original. En el Gráfico 123mostramos el esquema, variables de flujo yactuaciones del ciclo de potencia finalmentepropuesto para el aprovechamiento cogene-rativo de la biomasa. [Ver Gráfico 123].


132

Gráfico 123 Esquema de flujo y actuaciones del ciclo de potencia adoptado para el aprovechamientocogenerativo de la biomasa. Energía térmica a 85 ºC (agua líquida)


133La temperatura de la energía térmica produ-cida en el ciclo de potencia anterior es de 85ºC, adecuada para cubrir las necesidades deACS y calefacción, pero un poco justa paracubrir las necesidades de refrigeración. Sinembargo, el esquema es igualmente válidopara producir energía térmica a mayoresniveles de temperatura reduciendo el flujo deagua por el interrefrigerador. En el caso dequerer asegurar la opción de emplear la ener-gía térmica residual para cubrir la demandade refrigeración mediante una máquina deabsorción de simple efecto, una temperaturadel agua de 110 ºC sería más que suficiente.De hecho, esta temperatura podría inclusoincrementarse para acercarse a la requeridapor las máquinas de absorción de doble efecto,

para lo cual se podría jugar con la relación decompresión del ciclo de turbina de gas dadolo plano del máximo en el punto de máximorendimiento total. Sin embargo, considera-mos que para satisfacer simultáneamentelas demandas de ACS, calefacción y refrige-ración, la temperatura de 110 ºC en el agua yaes adecuada. En el Gráfico 124 mostramosel ciclo propuesto con generación térmica a110 ºC. [Ver Gráfico 124].

4.5. Fotovoltaica

La solar fotovoltaica se considerará comointegrada en la edificación y para la imple-mentación de huertas solares con seguido-res azimutales.

Gráfico 124 Esquema de flujo y actuaciones del ciclo de potencia adoptado para el aprovechamientocogenerativo de la biomasa. Energía térmica a 110 ºC (agua líquida)


134

0

I(A)

6

0 30 40 50V(V)

3

1

2

4

5

10 20

2

0

4

10

16

18

ηto

t (%

)

I(A)ηtot (%)

STC: G= 1.000 W/m2; Tc= 25 ºC; AM= 1,5

6

8

12

14

En la actualidad existen módulos fotovoltai-cos comerciales de silicio monocristalinocon rendimientos cercanos al 17% a módu-lo nuevo. Sin embargo, los rendimientosgarantizados se reducen significativamentecon el paso del tiempo. Así, los fabricantesactuales de los módulos fotovoltaicos demayor rendimiento garantizan potencias delorden del 80% de la nominal a los 25 años.

Las prestaciones del módulo fotovoltaicoque son de interés para nuestro estudio sonlas medias a lo largo de su vida útil. Perodado que el rendimiento de los módulosfotovoltaicos comerciales sigue aumentan-do, de cara al 2050 parece razonable contarcon un mayor rendimiento de módulo.

La hipótesis tecnológica que vamos a adop-tar es que las prestaciones medias delmódulo fotovoltaico a lo largo de su vida útilen el horizonte de estudio (2050), coinciden

con las de un módulo fotovoltaico de eleva-do rendimiento actual a módulo nuevo.

Los parámetros que caracterizan las actuacio-nes del módulo que adoptaremos para elmodelado (modelo de Townsend), represen-tativas de los valores medios a lo largo de suvida útil, y referidas a STC (G= 1000 W/m2;Tc= 25 ºC; AM 1,5) excepto la NOCT (G= 800 W/m2; Tamb= 20 ºC; Pe= 0 W; V= 1m/s; AM= 1,5), son las siguientes:

η Vmp Imp Isc Voc µIsc µVoc µPmax NOCT(%) (V) (A) (A) (V) (mA/K) (mV/K) (%/K) (ºC)

16,83 40,0 5,25 5,7 47,8 2,27 -138,2 -0,375 48,5

En el Gráfico 125 mostramos las curvascaracterísticas de este módulo para unasuperficie de 1,248 m2, con una potencia enSTC de 210 Wp. En el Gráfico 126 mostramoscómo se modifican las actuaciones del módu-lo al cambiar la irradiación y temperatura de la

Gráfico 125 Curvas características del módulo en STC (1.000 W/m2; 25 ºC; AM 1,5) representativas de lascondiciones medias de degradación en su vida útil, para una potencia de módulo de 210 W (STC)


135

célula del mismo. Estos parámetros, ade-más de cambiar a lo largo del día, cambiarántambién en las aplicaciones de integraciónen la edificación debido a la distinta orienta-ción de los mismos según se trate de apro-vechamiento de cubiertas o fachadas. Lascurvas relevantes para nuestro análisis detechos de potencia para una disponibilidaddada de superficie, son las de rendimiento.[Ver Gráficos 125 y 126].

La vida útil de los módulos puede ya en laactualidad ser superior a los 40 años, si bienlas actuaciones del mismo se degradan. Losfabricantes de módulos garantizan en laactualidad vidas útiles de 25 años (con actua-ciones degradadas). Nosotros vamos a asu-mir de cara al escenario 2050 una vida útil de40 años asociada a unas actuaciones medias(degradadas respecto a las condiciones demódulo nuevo) dadas por las curvas anterior-mente presentadas.

El otro elemento principal de una instalaciónfotovoltaica conectada a red es el inversor.

En la actualidad (ASIF, 2003) ya se estánalcanzando rendimientos medios de 95-89%en estos equipos. En (EPIA, 2004) se estable-ce el objetivo ya para el 2010 de alcanzar ren-dimientos medios superiores al 96%.

Un aspecto que hasta ahora ha sido relevanteen las actuaciones medias de los inversores,y que de hecho ha afectado los criterios dediseño del sistema fotovoltaico conectado ala red forzando a un sobredimensionado delcampo solar respecto a la potencia nominaldel inversor, ha sido la reducción de rendi-miento del inversor con la carga del mismorespecto a su potencia nominal. Sin embargo,la evolución de la tecnología es a proporcionarcurvas de rendimiento a carga parcial cadavez más planas, tendencia que incluso sellega a acentuar mediante la disposición enparalelo de inversores de distinta potencianominal que entran en operación secuencial-mente según el nivel de carga.

En el Gráfico 127 mostramos las curvas de ren-dimiento de conversión DC/AC de inversores

Gráfico 126 Actuaciones del módulo fotovoltaico adoptado, representativas del comportamiento medioa lo largo de su vida útil, para distintas condiciones de irradiación incidente y temperatura de célula

8642

0

6

0 10 20 40 50

2

3

4

5

1

I(A)

V(V)30

0

18

0 10 20 40 50

121416

ηto

t (%

)V(V)

30

Pmp (STC)= 210 Wp

G= 1.000 W/m2; Tc= 25 ºC G= 800 W/m2; Tc= 50 ºC G= 500 W/m2; Tc= 35 ºC

10


136

Gráfico 127 Curvas de rendimiento de conversión DC/AC a carga parcial de diversos inversorescomerciales actualmente disponibles en el mercado según ensayos independientes (AlonsoAbella M., Chenlo F., 2004)

91

77

ηDC

/AC

(%)

95

0 100

Carga (%AC)

79

20 40 80

81

83

85

87

89

93

60

HF

LF-old

LF-new

Sin transformador

típicos disponibles actualmente en el merca-do, según resultados de ensayos proporcio-nados en (Alonso Abella M., Chenlo F., 2004).Como vemos, el aspecto fundamental en elrendimiento alcanzado es la presencia o node un transformador de aislamiento galvánicoy del tipo de transformador empleado (LF=baja frecuencia; HF= alta frecuencia). Los ren-dimientos máximos quedan por debajo del95% (alcanzado sólo en el inversor sin trans-formador), y la caída de rendimiento impor-tante empieza a partir de un 30% de carga.[Ver Gráfico 127].

La tendencia tecnológica es a seguiraumentando el rendimiento máximo y aconseguir cada vez curvas de rendimientomás planas. En el Gráfico 128 mostramoslas curvas de rendimiento de un inversorcomercial actual, mostrando cómo al traba-jar a elevadas tensiones ya se proporcio-nan rendimientos máximos de conversión

DC/AC por encima del 96%. En el Gráfico129 mostramos curvas de dos modelos deotro fabricante actual de inversores fotovol-taicos que implementa un concepto de ope-ración secuencial de inversores de distintaspotencias con el fin de allanar la curva derendimiento. [Ver Gráficos 128 y 129].

Pero el rendimiento de un inversor es el pro-ducto de dos rendimientos, el de conversiónDC/AC anteriormente presentado y que seencuentra bien documentado por los fabri-cantes, y el rendimiento de seguimiento delpunto de máxima potencia (MPPT) sobre elque resulta difícil encontrar información. Ade-más, así como el rendimiento DC/AC es bas-tante parecido en todos los inversores comer-ciales, en el rendimiento MPPT se encuen-tran diferencias muy significativas entre losdistintos inversores actualmente disponiblesen el mercado. Así, en (Alonso Abella M.,Chenlo F., 2004) se presentan resultados


137

Gráfico 128 Inversor FV comercial con rendimientos máximos por encima del 96% al trabajar convalores elevados de la tensión (Sunnyboy)

95

90

Effic

ienc

y (%

)

97

0 5Output Power (kW)

1 2 4

91

92

93

94

96

3

Sunny Boy 5000TL Multi-String

600V 500V 400V 300V 200V

Gráfico 129 Dos modelos de un fabricante actual de inversores que implementa un concepto deoperación secuencial de equipos de distinta potencia para allanar la curva de rendimientos (Fronius)

70%

95%

0 20 40 70

80%

85%

90%

75%

Grad

o de

efic

acia

Potencia de salida nominal en % (PAC)

6010 30 5070%

100%

0 20 40 70

80%

85%

90%

75%

Grad

o de

efic

acia

Potencia de salida nominal en % (PAC)

6010 30 50

95%

Convertidor sin concepto MIX™

FRONIUS IG 40/60 con concepto MIX™

Más rendimiento

Convertidor sin concepto MIX™

FRONIUS IG 400/500 con concepto MIX™

Más rendimiento

procedentes de medidas experimentales conrendimientos MPPT que oscilan entre 50% y91%. Sin embargo, estas grandes diferenciasson debidas a la implementación de algorit-mos poco adecuados para el seguimiento delMPP, y podemos asumir que para el horizonte

planteado en este proyecto se dispondrá devalores más elevados y homogéneos.

En (EUREC Agency, 2002) se establecenlos siguientes objetivos de rendimientodel inversor:


138

Gráfico 130 Curva de rendimiento total (DC/AC y MPPT) del inversor adoptado como representativode la tecnología para este estudio

0,40

Rend

imie

nto

inve

rsor

1,00

0 0,3 0,6 0,8 1

Carga DC

0,95

0,70

0,55

0,45

0,50

0,60

0,65

0,80

0,85

0,90

0,1 0,2 0,4 0,5 0,7 0,9

0,75

Año 2005: η100%= 97%; η10%= 92%.Año 2010: η100% > 98%; η10% > 95%.

En cuanto a la vida útil de este elemento, en(EUREC Agency, 2002) ya se pronosticanvalores superiores a 20 años a partir del 2010.

Bajo esta perspectiva, parece suficiente-mente conservador adoptar para el pre-sente análisis un modelo de inversorrepresentativo de la tecnología en el 2050(40 años después del horizonte tecnológi-co de EUREC) con un rendimiento delinversor ligeramente superior al actual yuna curva de rendimiento bastante plana.En el Gráfico 130 mostramos la curva decarga parcial del inversor que adoptare-mos como representativo de la tecnolo-gía. El rendimiento presentado es eltotal (producto del de conversión DC/ACy el de MPPT). El rendimiento máximo esde ηmax= 96,1%, ligeramente superior alde los inversores actuales (incluye el ren-dimiento MPPT), y algo inferior que el

horizonte tecnológico presentado en(EUREC Agency, 2002). [Ver Gráfico 130].

De cara a la evaluación del techo de potenciay generación, las actuaciones del inversor serepresentarán mediante un valor medioconstante del rendimiento, obtenida de lacurva de rendimiento a carga parcial delinversor. Para las aplicaciones integradas enlos edificios emplearemos el rendimientomedio europeo, dado por:

ηE= 0,03 .η5% + 0,06 .η10% + 0,13 .η20% + 0,10.η30% + 0,48 .η50% + 0,20 .η100%

Mientras que para las aplicaciones conseguimiento azimutal tomaremos un ren-dimiento constante igual al correspondien-te al 80% de carga:

ηseguimiento= η80%

Por tanto, para el inversor adoptado tenemos: ηE= 95,6%ηseguimiento= 96,0%


139En la siguiente fase del estudio, el análisistemporal de la generación y la demanda,emplearemos directamente la curva comple-ta del inversor, acoplada a la del generadorfotovoltaico, y evaluando sus actuacionesmediante una simulación horaria extendida atodo el año.

Adicionalmente, para la valoración de actuacio-nes del sistema fotovoltaico asumiremos unaspérdidas adicionales (cableado, diodos, mis-match, ensuciamiento,etc.) del 3% y una dis-ponibilidad operativa de la instalación del 95%.Las pérdidas por sombreamiento en la poten-cia instalada en edificios se incorporarán deforma aproximada para cada orientación conun coeficiente de reducción por sombrea-miento dependiente de la orientación.

En los 5 gráficos presentadas a continua-ción mostramos las actuaciones (factor decapacidad anual) a nivel provincial evaluadaspara los 5 tipos de generadores fotovoltai-cos considerados, y que tienen las siguien-tes características de orientación:

· Integración en la edificación: · Instalación en cubierta:

· Orientado al sur y con 30º de inclina-ción (γ= 0º; β= 30º).

· Integración en fachada vertical: · Orientado al sur (γ= 0º; β= 90º). · Orientado SE/SW (γ= ± 45º; β= 90º). · Orientado E/W (γ= ± 90º; β= 90º).

· Huerta solar con seguidores azimutales.

[Ver Gráficos 131, 132, 133 134 y 135].

Gráfico 131 Distribución provincial del factor decapacidad anual de los sistemas fotovoltaicosinstalados en cubierta y orientados al sur(γ= 0º; β= 30º)

Gráfico 132 Distribución provincial del factorde capacidad anual de los sistemasfotovoltaicos integrados en fachada yorientados al sur (γ= 0º; β= 90º)

Gráfico 133 Distribución provincial del factorde capacidad anual de los sistemasfotovoltaicos integrados en fachada yorientados al SE/SW (γ=± 45º; β= 90º)

4.6. Geotérmica

El flujo geotérmico medio a nivel mundial esde 60 mW/m2. En líneas de unión de placastectónicas puede llegar a ser de 300 mW/m2,y en regiones volcánicas todavía puede verselocalmente muy incrementado por el trans-porte convectivo hasta la superficie de rocafundida a unos 1.000 ºC.

Los mejores emplazamientos geotérmicosya permiten desde hace tiempo una explota-ción energética económicamente rentable,

tanto para generar electricidad como paraaplicaciones térmicas de baja temperatura.

Debemos resaltar que incluso en los mejo-res emplazamientos del mundo, en cuantoa lo que generación eléctrica se refiere, losemplazamientos asociados a acuíferos con-finados de alta entalpía se están explotandoa un ritmo considerablemente superior a suregeneración. Así, incluso con un flujo geo-térmico muy elevado (200 mW/m2), que conun ciclo del 15% de rendimiento darían parainstalar 0,03 MW/km2 para ser explotadosde forma sostenible, en la actualidad seestán instalando 10 MW/km2 (California) y0,2-0,6 MW/km2 (Italia).

Existen diversas tecnologías para la genera-ción eléctrica con energía geotérmica.

La más sencilla es la implementada enemplazamientos con disponibilidad derecurso geotérmico en forma de vaporseco, en las que el vapor se turbina directa-mente desde el pozo de extracción. Son losemplazamientos geotérmicos más explota-dos hasta la actualidad, pero sólo EEUU eItalia tienen acceso a un abundante recursogeotérmico en este estado. Para pequeñaspotencias (< 5 MWe) estas aplicaciones sehan implementado con turbinas de vapor decontrapresión, descargando el fluido geotér-mico directamente a la atmósfera. Paramayores potencias se implementan turbi-nas de contrapresión. Hace relativamentepoco se ha empezado a reinyectar el fluidogeotérmico a su acuífero para regenerarlo ypermitir mantener los niveles de explota-ción actuales.

Con los ciclos Flash se pueden explotar recur-sos geotérmicos saturados. Con el ciclo de


140

Gráfico 135 Distribución provincial del factor decapacidad anual de los sistemas fotovoltaicos enseguidores azimutales

Gráfico 134 Distribución provincial del factorde capacidad anual de los sistemasfotovoltaicos integrados en fachaday orientados al E/W (γ=± 90º; β= 0º)


141doble Flash se consigue aumentar un poco elrendimiento de estos esquemas sin incurriren los sobre costes de un ciclo binario. Sinembargo, esta tecnología está limitada arecursos geotérmicos de temperatura relati-vamente elevada y en forma de un acuíferoconfinado, con lo que el potencial de aplica-ción de los mismos es limitado, y práctica-mente nulo a nivel de España. [Ver Gráfico 136].

El ciclo binario, mediante el uso de un fluidoorgánico de baja temperatura crítica, permi-te explotar recursos geotérmicos de menortemperatura. En este caso, el recurso geo-térmico se emplea para evaporar en unaserie de intercambiadores de calor a un flui-do de trabajo orgánico que evoluciona en unciclo de Rankine. Estos ciclos permiten porun lado generar electricidad con recursosgeotérmicos en forma de acuíferos confina-dos a menor temperatura, pero por otrolado, abren la puerta a la explotación geo-térmica en emplazamientos sin disponibili-dad de acuíferos confinados mediante elaprovechamiento directo de las rocascalientes (HDR), lo cual permite ampliarmucho el abanico de emplazamientos geo-térmicos potenciales. Existen mejoras delciclo binario que permiten proporcionar un

mayor rendimiento, como son el ciclo com-binado y el mixto, pero por apoyarse ambosen un ciclo Flash, su uso queda limitado aemplazamientos con disponibilidad de acuí-fero confinado con suficiente nivel térmico.[Ver Gráficos 137 y 138].

En España la prospección de recursos geo-térmicos con fines energéticos lleva muchotiempo parada. Pero en principio no se espe-ra encontrar recursos geotérmicos significa-tivos en forma de acuíferos confinados consuficiente nivel térmico como para permitirla explotación eléctrica mediante losesquemas de las centrales geotérmicas

Gráfico 137 Ciclo binario

Gráfico 138 Ciclo combinado

Gráfico 136 Ciclo Flash


142 actualmente implementados. Sin embargo,ya desde la década de 1970 se está desarro-llando la tecnología de rocas secas calientes(HDR), que tiene el gran potencial de inde-pendizar la explotación geotérmica de lapresencia de un acuífero confinado con sufi-ciente nivel térmico, abriendo la posibilidadde la aplicación de la tecnología en regionesmuy amplias del planeta, entre la que seencuentra España.

En HDR, se inyecta un fluido a presión para,mediante estimulación hidráulica del subsue-lo promover la fisuración de la roca de talforma que se produzca un intercambiador decalor enterrado en el cual el fluido inyectado

recibe la energía térmica de las rocas paraposteriormente transportarla a la superficie.La aplicación requiere por lo general profundi-zar algo más en la perforación (5-6 km enlugar de los 2-3 km de una aplicación conven-cional), y la tecnología de estimulación hidráu-lica del intercambiador sumergido todavía noestá totalmente resuelta, pero ya en 2004 haentrado en operación la primera planta deeste estilo en Francia. Profundizando hastasuficiente profundidad siempre se podríaencontrar el nivel térmico deseado, pero lasrestricciones económicas limitan las profundi-dades a unos 6 km, que ya son suficientespara encontrar temperaturas de 140-200 ºCque permitan una explotación geotérmicaadecuada para generar electricidad medianteun ciclo binario. En algunos emplazamientos(especialmente formaciones graníticas) sepueden encontrar mayores temperaturas dela roca debido a la actividad radioactiva de ele-mentos como el uranio, torio o potasio. Así,en España, en la región granítica del NWpeninsular, se encuentran emplazamientoscon niveles de generación interna del ordende 4,7 µW/m3. [Ver Gráfico 139].

Para este proyecto, hemos procedido a reco-pilar la información disponible en nuestro paíssobre el recurso geotérmico, y después deuna evaluación preliminar hemos decididoincluir la tecnología entre las incluidas para elescenario a 2050 por considerar que tantopor su elevado factor de capacidad como porsus costes limitados, puede proporcionar unacontribución suficientemente importantecomo para que se potencie más su desarrolloen nuestro país (actualmente inexistente atodos los niveles).

En las aplicaciones geotérmicas con ciclobinario, tanto el fluido de trabajo como los

Gráfico 139 La tecnología de roca seca caliente(HDR) permite independizar la explotacióngeotérmica de la presencia de acuíferosconfinados con suficiente nivel térmico


143parámetros del ciclo de potencia debenelegirse en cada caso (según el recursodisponible) para optimizar la central. Res-pecto a los fluidos de trabajo, dejando delado los CFCs y los HFCs por motivosambientales, hay diversas opciones dispo-nibles (iso-butano, n-pentano, etc.) Res-pecto a los ciclos, se pueden implementarciclos saturados, sobrecalentados, o supe-críticos, teniendo que en cualquier casooptimizar sus parámetros de operación.Los rendimientos del ciclo van de 6,5% al19% al evolucionar la temperatura máximadel ciclo entre 80 ºC y 190 ºC.

De cara a este proyecto, y dado el nivel deincertidumbre sobre el recurso disponible,no tiene sentido proceder a optimizar elciclo de potencia. Por tanto, vamos a asumirun ciclo de n-pentano (que parece el másapropiado para el nivel térmico del recursoque cabe esperar) operando con un recursogeotérmico de 180 ºC (nivel térmico de lasrocas) con un rendimiento del 11%.


144

En el punto 2.5 hemos repasado diversosescenarios de desarrollo de las distintas tec-nologías renovables en nuestro país. Sinembargo, la gran mayoría de estos escena-rios no corresponden al potencial técnica-mente desarrollable sino más bien a objetivospolíticos. Estos valores sirven de referencia aldesarrollo de este estudio para comparar elnivel de introducción de las distintas tecnolo-gías propuesto con el requerido para alcanzarun elevado porcentaje de penetración de lasrenovables en el sistema de generación. Sinembargo, de cara a disponer de las condicio-nes de contorno adecuadas para el desarrollode este estudio, además de por el valor quepor sí mismo tiene como referencia, es con-veniente disponer de una estimación, homo-génea entre las distintas tecnologías y consis-tente, de los techos de potencia a instalar concada una de las tecnologías, así como de lamáxima generación potencial asociada. Estostechos de potencia y generación deberíanrepresentar el potencial técnicamente desa-rrollable en la tecnología considerada a la vistade los recursos disponibles e imponiendo laslimitaciones técnicas pertinentes al desarrollodel recurso.

En general, no hemos encontrado referencia-do dicho potencial técnico de desarrollo de lasdistintas tecnologías, por lo que en el marcode este proyecto hemos procedido a desarro-llar una primera evaluación del mismo. Paraello hemos desarrollado diseños de las distin-tas tecnologías, evaluando sus actuacionesen las distintas regiones geográficas, e impo-

niendo restricciones tecnológicas y de dispo-nibilidad de terreno, mediante una herramien-ta SIG, hemos procedido a evaluar dichostechos de potencia. La estimación de la gene-ración potencial se ha obtenido a partir de lostechos de potencia y empleando los factoresde capacidad evaluados para los distintosemplazamientos considerados.

5.1. Disponibilidad de terreno según usos

Para evaluar la disponibilidad de terreno paralas distintas tecnologías renovables, hemosusado la base de datos Corine Land Cover2000, CNIG, Ministerio de Fomento, disponi-ble en el sistema SIG empleado. La clasifica-ción de usos de suelo incluidos en esta basede datos es la que presentamos a continua-ción. Debemos resaltar que en el transcursodel proyecto hemos podido constatar queesta clasificación de usos de suelo, desarro-llada a nivel europeo, no está completamenteadaptada a las condiciones específicas deEspaña ni a los fines perseguidos en este pro-yecto. Así, las clasificaciones conceptualesdel uso del suelo desde el punto de vista delas posibilidades de su empleo con finesenergéticos asociado a una cierta tecnologíaen nuestro país, no siempre coinciden con lascategorías establecidas en la Corine LandCover 2000, motivo por el cual hemos tenidoque asignar ciertos porcentajes de uso a otrascategorías Corine de uso del suelo que enprincipio no pensábamos considerar con el finde incluir esos usos conceptuales del sueloque estábamos dispuestos a admitir.

5. Techos de potencia y generaciónde las distintas renovables

Techos de potencia y generación de las distintas renovables

145Nomenclatura Corine Land Cover 2000: 1.1. Zonas urbanas. 1.1.1. Tejido urbano continuo. 1.1.2. Tejido urbano discontinuo. 1.1.2.1. Estructura urbana laxa. 1.1.2.2. Urbanizaciones exentas y/o

ajardinadas. 1.2. Zonas industriales, comerciales

y de transportes. 1.2.1 Zonas industriales o comerciales. 1.2.2. Redes viarias, ferroviarias y terrenos

asociados. 1.2.2.1. Autopistas, autovías y terrenos

asociados. 1.2.2.2. Complejos ferroviarios. 1.2.3. Zonas portuarias. 1.2.4. Aeropuertos. 1.3. Zonas de extracción minera, vertederos

y de construcción. 1.3.1. Zonas de extracción minera. 1.3.2. Escombreras y vertederos. 1.3.3. Zonas en construcción. 1.4. Zonas verdes artificiales, no agrícolas. 1.4.1. Zonas verdes urbanas. 1.4.2. Instalaciones deportivas y recreativas. 2.1. Tierras de labor. 2.1.1. Tierras de labor en secano. 2.1.2. Terrenos regados permanentemente. 2.1.2.1. Cultivos herbáceos en regadío. 2.1.2.2. Otras zonas de irrigación. 2.1.3. Arrozales. 2.2. Cultivos permanentes. 2.2.1. Viñedos. 2.2.2. Frutales. 2.2.2.1. Frutales en secano. 2.2.2.2. Frutales en regadío. 2.2.2.2.1. Cítricos. 2.2.2.2.2. Frutales tropicales. 2.2.2.2.3. Otros frutales en regadío. 2.2.3. Olivares. 2.3. Praderas. 2.3.1. Praderas.

2.4. Zonas agrícolas heterogéneas. 2.4.1. Cultivos anuales asociados con culti-

vos permanentes. 2.4.2. Mosaico de cultivos. 2.4.2.1. Mosaico de cultivos anuales con

praderas y/o pastizales. 2.4.2.2. Mosaico de cultivos permanentes. 2.4.2.3. Mosaico de cultivos anuales con

cultivos permanentes. 2.4.3. Terrenos principalmente agrícolas,

pero con importantes espacios devegetación natural.

2.4.4. Sistemas agroforestales. 3.1. Bosques. 3.1.1. Bosques de frondosas. 3.1.1.1. Perennifolias y quejigales. 3.1.1.1.1. Perennifolias esclerófilas y quejigales. 3.1.1.1.2. Laurisilva macaronésica. 3.1.1.2. Caducifolias y rebollares. 3.1.1.3. Otras frondosas de plantación. 3.1.2. Bosques de coníferas. 3.1.2.1. Pináceas. 3.1.2.2. Sabinares y enebrales. 3.1.3. Bosque mixto. 3.2. Espacios de vegetación arbustiva y/o

herbácea. 3.2.1. Pastizales naturales. 3.2.1.1. Pastizales supraforestales. 3.2.1.2. Otros pastizales. 3.2.2. Landas y matorrales. 3.2.2.1. Landas y matorrales templado

oceánicos. 3.2.2.2. Fayal-brezal macaronésico. 3.2.3. Vegetación esclerófila. 3.2.3.1. Grandes formaciones de matorral

denso o medianamente denso. 3.2.3.2. Matorrales subarbustivos o arbusti-

vos muy poco densos. 3.2.3.3. Matorrales xerófilos macaronésicos.3.2.4. Matorral boscoso de transición. 3.3. Espacios abiertos con poca o sin

vegetación.


146 3.3.1. Playas, dunas y arenales. 3.3.2. Roquedo. 3.3.3. Espacios con vegetación escasa. 3.3.3.1. Xeroestepa subdesértica. 3.3.3.2. Cárcavas y/o zonas en proceso de

erosión. 3.3.3.3. Espacios orófilos altitudinales con

vegetación escasa. 3.3.4. Zonas quemadas. 3.3.5. Glaciares y nieves permanentes. 4.1. Zonas húmedas continentales. 4.1.1. Humedales y zonas pantanosas. 4.1.2. Turberas. 4.2. Zonas húmedas litorales. 4.2.1. Marismas. 4.2.2. Salinas. 4.2.3. Zonas llanas intermareales. 5.1. Aguas continentales. 5.1.1. Cursos de agua. 5.1.1.1. Ríos y cauces naturales. 5.1.1.2. Canales artificiales. 5.1.2. Láminas de agua. 5.1.2.1. Lagos y lagunas. 5.1.2.2. Embalses. 5.2. Aguas marinas. 5.2.1. Lagunas costeras. 5.2.2. Estuarios. 5.2.3. Mares y océanos.

5.2. Restricciones ambientales

Para garantizar la compatibilidad medioambiental de los techos de potencia y ener-gía evaluados en este proyecto, se hanexcluido todas las áreas con algún grado deprotección ambiental. En concreto, las áreasexcluidas por motivos medio ambientaleshan sido las siguientes:

· Red Natura 2000: Zonas de Especial Protec-ción para las Aves (ZEPA) + Lugares de Inte-rés para la Conservación (LIC). La versión

considerada es la última (enero 2005), quees la definitiva que se ha remitido a la UE.

· Zonas asociadas a Espacios Naturales Pro-tegidos, declarados y en proceso formalde declaración por el Estado y las Comuni-dades Autónomas.

En los Gráficos 140 y 141 mostramos la dis-tribución espacial de los LIC y ZEPA incluidosen la última versión de la Red Natura 2000.En el Gráfico 142 mostramos la distribuciónespacial de la red de espacios naturales pro-tegidos facilitada por el Ministerio de Medio-ambiente. En el Gráfico 143 mostramos ladistribución espacial del conjunto de espa-cios excluidos por motivos ambientales parala determinación de los techos de potencia ygeneración con renovables. Y finalmente, enel Gráfico 144 presentamos el porcentaje delterritorio de las distintas CC.AA. que se haexcluido de la determinación de los techosde potencia y generación por motivosambientales. Como puede observarse la res-tricción en el uso del territorio por motivosambientales impuesta en este proyecto esmuy fuerte, representando el 28% del terri-torio peninsular, y llegando en algunasCC.AA. a suponer del orden del 40% delterritorio. [Ver Gráficos 140, 141, 142, 143 y 144].

5.3. Distribución espacial de la potenciamáxima y techos de generación

5.3.1. Eólica En el caso de la tecnología eólica, los techosde potencia instalable dependerán de la dis-ponibilidad de superficie para instalar par-ques eólicos y de la densidad de potenciainstalada por la que se opte.

Respecto a la disponibilidad de superficiepara instalar parques eólicos, su valoración


147

Gráfico 141 Red Natura 2000. Zonas de especial protección para las aves (ZEPA). Versión enero 2005(definitiva remitida a la UE)

Gráfico 140 Red Natura 2000. Lugares de interés comunitarios (LIC). Versión enero 2005 (definitivaremitida a la UE)


148

Gráfico 143 Total de espacios excluidos para los techos de potencia y generación por motivosmedioambientales (LIC+ZEPA+ENP). Fuente: Ministerio de Medioambiente

Gráfico 142 Espacios naturales protegidos (ENP). Fuente: Ministerio de Medioambiente


149Gráfico 144 Porcentaje de la superficie de las CC.AA. que ha sido excluido para los techos de potenciay generación por motivos medioambientales

Total = 28,0%

33,2%25,3%

24,1%38,3%35,8%

12,0%

28,2%

43,4%

38,1%

32,3%

26,4%

24,3%

27,4%

28,9%

19,5%

se realizará mediante un análisis SIG a nivelprovincial imponiendo diversas restriccio-nes sobre los usos del suelo susceptiblesde albergar una instalación eólica.

Respecto a la densidad de potencia instala-ble su elección no es arbitraria, y en estepunto vamos a exponer los argumentosempleados para seleccionar dicha potenciay para evaluar sus actuaciones.

En principio vamos a diferenciar tres tiposde aplicaciones eólicas: eólica marina (off-shore), eólica terrestre en terrenos llanos, yeólica terrestre en terrenos accidentados.Estos tres tipos de aplicaciones eólicas lle-varán aparejados distintos tipos de máqui-nas eólicas y de características del recursoeólico en los emplazamientos correspon-dientes. La elección de las máquinas eólicasadoptadas para este análisis se expuso y

justificó en el apartado correspondiente a latecnología eólica. Respecto a las caracterís-ticas del recurso eólico disponible en cadaemplazamiento, hemos seleccionado valo-res característicos de rugosidad del terreno,parámetro de forma y parámetro de escalade la distribución de Weibull.

Para la elección de la densidad de potenciaa instalar en cada emplazamiento, vamos aintroducir dos criterios de decisión. Por unlado está el coste de la electricidad genera-da, que valoraremos asumiendo distribucio-nes de costes de inversión y O&M caracte-rísticos de cada uno de estos emplazamien-tos en la actualidad con los parámetros eco-nómicos i = 8%; f = 2,6%; N = 20 años. Elotro parámetro manejado es la densidad depotencia útil asociada a una cierta densidadde potencia instalada, y que viene dada porel producto de dicha densidad de potencia


150 instalada y el rendimiento de array que tieneen cuenta las pérdidas por las estelas deunos aerogeneradores sobre otros. En efec-to, al ir a elevadas cantidades de potenciaeólica instalada, no podemos asumir quecada aerogenerador se comportará como siestuviera aislado, y se deben tener en cuen-ta las pérdidas asociadas a las interferenciasentre ellos. Dichas pérdidas son muydependientes de la configuración particularde cada parque eólico, y para su valoraciónprecisa se requiere realizar un análisis demecánica de fluidos computacional para elemplazamiento y parque considerado. En elmarco de este estudio no podemos bajar alnivel de detalle local, por lo que abordare-mos el problema con una formulación másgeneral que describa correctamente losprincipales efectos de dichas interferenciaspara las características de los tres emplaza-mientos tipo considerados. Por tanto, paravalorar el rendimiento de array (ηarray) emplea-remos una formulación basada en un análi-sis integral de la capa límite terrestre y suinteracción con los aerogeneradores instala-dos, en línea con el análisis desarrollado en(Milborrow D.J., 1980).

A continuación pasamos a discutir algunosresultados de este tipo de análisis paratener una percepción más clara de las impli-caciones del ηarray cuando se van buscandoelevadas penetraciones de la energía eólica.Para ello, supondremos un array isótropoe infinito formado por aerogeneradoresdel tamaño intermedio entre los elegidospara los distintos tipos de emplazamientos(P = 2,05 MW; D = 71 m), que constituyeel límite apropiado para valorar una elevadapenetración. Posteriormente presentare-mos correcciones de los valores de ηarray

para menores penetraciones eólicas.

En el Gráfico 145 mostramos la dependenciade ηarray con el espaciamiento entre turbinasen términos de diámetros de rotor (e/D) o entérminos de potencia instalada por unidad desuperficie (Po/As), y para distintas alturas de latorre, para el caso de emplear una máquinaeólica de 2,05 MW y 71 m de diámetro en elmar. Como podemos ver, la dependencia dela altura de la torre es relativamente pequeña.Pero el rendimiento de array cae rápidamenteal reducir el espaciamiento entre máquinas oaumentar la densidad de potencia instalada.Por tanto, al estar planteando elevadas pene-traciones eólicas es imprescindible incorporarlos efectos de ηarray tanto en la evaluación de laproducción energética, como en la decisiónsobre cuales deben ser las densidades depotencia a implementar. Para espaciamientosrelativos iguales o superiores a e/D = 16 odensidades de potencia instalada iguales oinferiores que Po/As = 1,6 MW/km2, el ηarray

sube por encima del 96% acercándose portanto a las actuaciones de la máquina eólicaaislada. Sin embargo, con mayores densida-des de potencia instalada el ηarray cae rápida-mente y se hace necesario incorporar suefecto. [Ver Gráfico 145].

Para poder tomar la decisión sobre cual esla densidad de potencia instalada más ade-cuada, es necesario por un lado establecerun criterio de optimización y por otro ladodisponer de la información del ηarray comofunción del espaciamiento o la potencia ins-talada. En los Gráficos146 y 147 mostramosesta información para el caso de la máquinade P = 2,05 MW instalada con una altura debuje de h = 70 m en terrenos de distintarugosidad superficial. [Ver Gráficos 146 y 147].

Los dos criterios que vamos a manejar paradeterminar las densidades de potencia a


151Gráfico 145 Rendimiento del array para un array infinito e isótropo formado por máquinas de 2,05 MWy 71 metros de diámetro colocadas en el mar, como función del espaciamiento entre máquinas, de lapotencia por unidad de superficie instalada y de la altura del rotor

100

100

2

20

4 10 12 16

ηar

ray

(%)

504030

10

6 8 14e/D

60708090

0

100

0

20

5 20 25 30

ηar

ray

(%)

504030

10 15Po/A (MW/km2)

60708090

h= 70m h= 90m h= 110m

Mar

Mar120

ηar

ray

(%)

e/D

100

80

60

40

20

062 10 14

35

0

5

10

15

20

25

30

16

Po/A

s (M

W/k

m2 )

4 8 12

Campo abierto / cultivo herbáceo120

ηar

ray

(%)

e/D

100

80

60

40

20

062 10

70

0

10

20

30

12

Po/A

s (M

W/k

m2 )

4 8

40

50

60

ηarray (%) Po/As

P= 2 MWe

instalar son por un lado el asociado a buscaruna máxima potencia efectiva, y por otrolado el de costes. El primer criterio estable-ce el límite superior de la densidad depotencia que tiene sentido instalar, y surgepor el hecho de que al aumentar la densidadde potencia instalada va reduciéndose el

ηarray, por lo que la densidad de potenciaefectiva, producto de la instalada y ηarray

debe presentar un máximo. Por otro lado, elcoste de la electricidad producida introduci-rá otro límite superior a la densidad depotencia a instalar: en efecto, al ir aumen-tando la densidad de potencia instalada se

Gráfico 146 Rendimiento de array como función del espaciamiento relativo y la densidad de potenciainstalada para arrays infinitos e isotrópicos formados con la máquina de 2,05 MW y 71 m de diámetro enemplazamientos marinos o de campo abierto/cultivos herbáceos


152 Gráfico 147 Rendimiento de array como función del espaciamiento relativo y la densidad de potenciainstalada para arrays infinitos e isotrópicos formados con la máquina de 2,05 MW y 71 m de diámetroen emplazamientos de dehesa y de bosque

Bosque100

ηar

ray

(%)

e/D

80

60

40

20

062

70

0

10

20

30

9

Po/A

s (M

W/k

m2 )

4 8

40

50

60

Dehesa100

ηar

ray

(%)

e/D

80

60

40

20

062

70

0

10

20

30

10

Po/A

s (M

W/k

m2 )

4 8

40

50

60

10

30

50

70

90

10

30

50

70

90

3 5 7

ηarray (%) Po/As

P= 2 MWe

reduce la capacidad de generar electricidadpor la misma debido a la reducción del ηarray,pudiendo llegar a un punto donde la tecno-logía eólica deje de ser competitiva frente aotras opciones, por lo que no tendría senti-do seguir aumentando la densidad depotencia a instalar (siempre y cuando exis-tan esas otras opciones de menor coste).En el Gráfico 148 mostramos los resultadospara la máquina de 2,05 MW y 71 m de diá-metro en un emplazamiento marino. La eva-luación de costes se ha realizado asumien-do un emplazamiento con c = 9 m/s y k = 2,una estructura de costes asociada a unascondiciones del orden de las que cabe espe-rar al final del periodo de análisis, y unos pará-metros económicos de i = 8%; f = 2,6% yN=20 años. Como podemos ver, la máximapotencia efectiva de P/As = 2,51 MW/km2 sealcanza para e/D = 7 y Po/As = 8,2 MW/km2,en cuyo caso, las máquinas están operandocon un ηarray = 30,8% y proporcionan electrici-dad con un coste de LEC = 14,1 c€/kW.he,significativamente superior a los costesactuales de generación en tierra para estruc-

turas de costes similares. Este constituye elmáximo de la densidad de potencia quetiene sentido instalar (es conveniente resal-tar que coincide con la densidad de poten-cia instalada propuesta en el estudio SWE,(Garrad Hassan, 2004). Sin embargo, en tér-minos de la potencia instalada, el máximoen la potencia efectiva es muy llano, de talforma que para Po/As = 3,6 MW/km2 seobtiene una potencia efectiva instalada deP/As = 2,36 MW/km2 (ηarray = 66,0%), produ-ciendo electricidad a LEC = 6,8 c€/kW.he,valor significativamente inferior al obtenidopara el máximo de la densidad de potenciaefectiva. En estas condiciones, parece difícilde justificar densidades de potencia instala-da superiores a esos Po/As = 3,6 MW/km2

por el elevado coste incremental de la elec-tricidad adicional generada (127 c€/kW.he).[Ver Gráfico 148].

En los Gráficos 149, 150 y 151 mostramoslos resultados de la evaluación del ηarray enfunción de la densidad de potencia instala-da, la potencia efectiva como función de


153Gráfico 148 Densidad de potencia efectiva y coste de la electricidad como función delespaciamiento entre máquinas y de la densidad de potencia instalada para el caso de una arrayisótropo e infinito formado por máquinas de 2,05 MW de potencia y 71 m de diámetro yemplazadas en el mar con c=9 m/s y k=2

3,0

P/As

(MW

/km

2 )Po/As (MW/km2)

2,0

1,0

0,060

30

0

5

10

15

16

LEC

(c€/

kW.h

e)

4 8

20

25

3,0

P/As

(MW

/km

2 )

e/D

2,0

1,0

062

100

0

10

20

30

16LE

C (c

€/kW

.he)

4 8

40

50

60

0,5

1,5

2,5

0,5

1,5

2,5

2

P/As LEC

10 12 14 10 12 14

70

80

90

espaciamiento y densidad de potencia insta-lada, y el LEC como función de los mismosparámetros, para el caso de arrays infinitos eisótropos con máquinas de 2,05 MW y 71 mde diámetro en distintos emplazamientos conuna torre de h = 70 m, asumiendo para todoslos casos la misma distribución de costes ydel recurso eólico (c = 9 m/s; k = 2). Losmenores ηarray en emplazamientos marinosson una consecuencia del mayor relleno dela capa límite terrestre en estos emplaza-mientos de baja rugosidad superficial, de talforma que el efecto del desplazamiento dedicha capa límite por la extracción de canti-dad de movimiento por parte de los aeroge-neradores, es relativamente más importan-te. Sin embargo, las menores densidadesde potencia y mayores LEC de los emplaza-mientos marinos (con idéntica estructura decostes) está asociada a haber supuesto elmismo potencial eólico en todos los empla-zamientos considerados (c = 9 m/s; k = 2),mientras que en principio, y precisamentepor el mayor relleno en cantidad de movi-miento de la capa límite terrestre en empla-

zamientos de baja rugosidad superficialcomo el mar, son de esperar mayores velo-cidades del viento a la misma altura de latorre en un emplazamiento marino que enuno terrestre. Estos resultados son sólopara ilustrar los efectos de la rugosidadsuperficial, pero posteriormente presenta-remos resultados específicos para cada unode los emplazamientos tipo que vamos aconsiderar en el proyecto.

Las densidades de potencia instalada queproporcionan los máximos de potencia efec-tiva oscilan entre los Po/As = 8,2 MW/km2

para el emplazamiento marino y losPo/As=6,6 MW/km2, sin embargo, a la vistade las estructuras de costes parecen difíci-les de justificar valores superiores a losPo/As = 3, 6-5 MW/km2 según la rugosidaddel emplazamiento. [Ver Gráficos 149, 150 y 151].

Para el caso de tener menores densidades depotencia instalada, bien sea por una menorpenetración de la tecnología o por exigenciasde la orografía, el rendimiento del array es


154 Gráfico 149 Rendimiento de array para un array infinito e isótropo formado con máquinas de 2,05 MWy 71 m de diámetro, colocado a 70 m de altura, en distintos emplazamientos y como función de ladensidad de potencia instalada. Para todos los emplazamientos se ha supuesto la misma estructurade costes y recurso eólico

ηar

ray

(%)

Po/As (MW/km2)

100

90

70

0

50

10

30

40

60

80

0 10 20 30 7040 50 60

20

zo= 0,005 m zo= 0,05 m zo= 0,2 m zo= 1 m

h= 70m

Gráfico 150 Densidad de potencia efectiva para un array infinito e isótropo formado con máquinas de2,05 MW y 71 m de diámetro, colocado a 70 m de altura, en distintos emplazamientos y como función dela densidad de potencia instalada y del espaciamiento entre máquinas. Para todos los emplazamientosse ha supuesto la misma estructura de costes y recurso eólico

0

7

0 4 10 12 16

P/As

(MW

/km

2 )

3

2

1

6 8 14e/D

4

5

6

21

7

0 10 25 30 40

P/As

(MW

/km

2 )

3

2

15 20 35Po/As (MW/km2)

4

5

6

5

zo= 0,005 m zo= 0,05 m zo= 0,2 m zo= 1 m

h= 70m


155Gráfico 151 Coste de la electricidad generada para un array infinito e isótropo formado con máquinasde 2,05 MW y 71 m de diámetro, colocado a 70 m de altura, en distintos emplazamientos y como funciónde la densidad de potencia instalada y del espaciamiento entre máquinas. Para todos losemplazamientos se ha supuesto la misma estructura de costes y recurso eólico

0

80

0 4 10 12 16

LEC

(c€/

kW.h

e)

30

20

10

6 8 14e/D

40

50

60

20

80

0 10 25 30 40

LEC

(c€/

kW.h

e)

40

20

15 20 35Po/As (MW/km2)

50

60

70

5

zo= 0,005 m zo= 0,05 m zo= 0,2 m zo= 1 m

70

30

10

superior a los valores anteriormente presen-tados para un array isótropo e infinito. Paracorregir el ηarray en estos casos, hemos elabo-rado los resultados experimentales presenta-dos en la (Milborrow D.J., 1980). En el Gráfi-co 152 mostramos la variación del rendimien-to de los aerogeneradores colocados en unarray en función de la fila en la que se encuen-tran, así como la variación del rendimiento delarray completo en función del número de filasque lo constituyen. [Ver Gráfico 152].

5.3.1.1. Eólica marina En el caso de la eólica marina, el estudio deSWE (Garrad Hassan, 2004), tiene comoobjetivo el proporcionar un escenario de creci-miento hasta el año 2020, pero proporciona elporcentaje de la superficie potencial ocupadapor el escenario de crecimiento previsto, porlo que se pueden deducir los potenciales desuperficie disponible. Este estudio está basa-do en un análisis SIG en el que se han intro-ducido restricciones de distancia a la costa,profundidad, condiciones climáticas extre-mas, y otros usos marinos.

Las restricciones principales impuestas sobrela eólica marina en las distintas etapas dedesarrollo propuestas en SWE y los techostecnológicos asociados en la España peninsu-lar, para una densidad de potencia eólicaadoptada en SWE de 8 MW/km2, son lassiguientes:

· Periodo hasta el 2010: · Distancia a la costa: 5-30 km. · Profundidad = 30 m. · No emplazamientos con condiciones climá-ticas extremas.

· Superficie técnicamente disponible:7.042 km2.

· Techo de potencia: 56,336 GW.· Periodo hasta el 2015: · Distancia a la costa: 5-40 km. · Profundidad = 50 m. · No emplazamientos con condiciones climá-ticas extremas.

· Superficie técnicamente disponible:12.636 km2.

· Techo de potencia: 101,088 GW. · Periodo hasta el 2020:


156

· Profundidad = 100 m. · Superficie técnicamente disponible:

33.340 km2. · Techo de potencia: 266,72 GW.

Anteriormente, ya mostramos el mapa de(Garrad Hassan, 2004) donde se observa ladistribución geográfica del potencial eólicomarino. La (Garrad Hassan, 2004), en suescenario de crecimiento hasta el 2020 pro-pone emplear un 9,57% del potencial técnicodisponible en ese año. El techo superior de lapotencia eólica marina a instalar según estareferencia con las restricciones impuestas enel 2020 es de 266,72 GW a nivel nacional.

Puesto que en la (Garrad Hassan, 2004) no seproporciona el reparto de esta potenciapotencial entre las distintas Provincias o

Comunidades Autónomas de nuestra geogra-fía, hemos procedido a evaluar dicho repartomediante un sistema SIG empleando losarchivos elaborados en el estudio SWE. En elGráfico 153 mostramos el reparto provincialdel techo de potencia eólica marina según(Garrad Hassan, 2004) para el 2020. Comovemos, el techo peninsular de potencia off-shore peninsular según esta referencia es de236,42 GW. [Ver Gráfico 153].

Para encuadrar mejor las implicaciones deesta potencia off-shore potencial, elaborandoestos resultados empleando los factores decapacidad de la (Garrad Hassan, 2004), la pro-ducción eléctrica asociada sería de 698,18TW.h/año, es decir, un 249,4% de la deman-da eléctrica peninsular proyectada para el año2050. Con este gran exceso de capacidad de

Gráfico 152 Rendimiento de un aerogenerador de un array finito en función de la fila en la que seencuentra, y rendimiento total del array en función del número de filas que lo constituyen, para elcaso de una array de aerogeneradores dispuestos de forma alterna y con eficiencia para el caso dearray infinito del 48%

Número de fila

1,0

0,9

0,7

0,4

0,5

0,6

0,8

0 10 20 30 355 15 25

ηarray,inf= 0,48

ηtotal

ηfila


157Gráfico 153 Reparto provincial del techo de potencia eólica marina (GW) obtenido elaborando los datosde (Garrad Hassan, 2004) con un SIG

Total peninsular = 236,42 GW. Potencial potencia off-shore en 2020 según SWE

15,8132,23

20,47

18,22

23,80

7,6819,37

8,86

4,351,56

2,91

4,90

20,93

39,57

11,66

2,56

1,5800

generación, hay margen más que suficientepara regular la producción eólica siguiendo lademanda energética, si bien a costa deaumentar el coste de la energía producida.De instalarse esta potencia off-shore y ope-rarla con su máximo factor de capacidad,todas las provincias implicadas excepto Bar-celona y Guipúzcoa pasarían a ser excedenta-rias respecto a su demanda eléctrica en elaño 2050, llegando alguna provincia comoCastellón a producir el 3.531% de su consu-mo eléctrico. En el Gráfico 154 mostramos elporcentaje de la demanda eléctrica peninsularpara el 2050 de operarse toda esta potenciaeólica con su máximo factor de capacidadsegún los resultados de (Garrad Hassan,2004). [Ver Gráfico 154].

Sin embargo, debemos resaltar que la evalua-ción de la generación eléctrica con las hipóte-sis de (Garrad Hassan, 2004) puede ser bas-

tante optimista. En efecto, según se deducede la lectura de este estudio, la generacióneléctrica potencial se ha evaluado a partir deuna capa de velocidades del viento disponibleen el sistema SIG. Aunque no se precisa más,por las indicaciones dadas parece ser que laproducción potencial se ha obtenido en estareferencia a partir de las velocidades anualesmedias, integrando una función de distribu-ción de probabilidad de velocidades (presumi-blemente una Weibull con factor de formafijo) con la curva del modelo del aerogenera-dor asumido. Además de los posibles efectosestacionales (variación de las medias de velo-cidad de viento estacional) que no parecenestar incorporados en esta evaluación, paralas densidades de potencia instalada conside-radas (8 MW/km2) y con la elevada ocupaciónde la superficie disponible para acercarse alos techos de potencia, es de esperar que losefectos de interferencia entre estelas de


158 Gráfico 154 Porcentaje de la generación off-shore respecto a la demanda eléctrica peninsular parael 2050 en caso de instalarse toda la potencia off-shore potencial según SWE y de operarla conmáximo factor de capacidad

Total demanda peninsular = 280 TW.h/año. Producción off-shore en 2020 según SWE y referida a demanda peninsular para 2050

16,79

33,76

21,56

19,27

25,03

8,0320,54

9,40

4,511,63

3,05

5,18

22,00

41,76

12,45

2,72

1,6700

distintas máquinas eólicas sean significati-vos, reduciendo la potencia efectiva respectoa la instalada, factor que no ha sido incorpora-do en el análisis de (Garrad Hassan, 2004).

Del análisis anteriormente desarrollado delηarray de un array isótropo e infinito con unamáquina de 2,05 MW y 71 m de diámetro enel mar, vemos que para Po/As = 8 MW/km2

se alcanzan ηarray entre 30,30% y 31,45%según la altura de la torre (120-70 m). Asu-miendo un valor medio de ηarray = 30,84%, ytomando como válidos los factores de capaci-dad presentados en la (Garrad Hassan, 2004),la energía producida al ocupar toda el áreapotencial con una densidad de 8 MW/km2

(que en este caso es del orden de la que pro-porciona máxima potencia efectiva), sería de215,32 TW.h/año, es decir, un 76,9% de lademanda eléctrica para el 2050.

Sin embargo, la máquina que hemos elegidocomo representativa de la tecnología eólicapara aplicaciones marinas para el 2050 es de4,5 MW con 114 m de diámetro y altura delbuje de 120 m, y el potencial eólico que cabeesperar en estos emplazamientos tambiénes superior al anteriormente considerado.En los Gráficos 155 y 156 mostramos losresultados de la evaluación mediante teoríade capa límite del rendimiento de array(efecto de interferencias entre máquinas)para un array isótropo infinito, que constituyeel caso de comparación adecuado para gran-des implementaciones del potencial a desa-rrollar, empleando una máquina de 4,5 MWde potencia y 112 m de diámetro a 120 m dealtura para la instalación de parques eólicosmarinos. En el Gráfico 155 mostramos el ren-dimiento de array (ηarray) y la potencia instala-da en función del espaciamiento relativo al


159

Gráfico 155 Rendimiento de array y potencia instalada en función del espaciamiento relativo de lasmáquinas en un array isotrópico formado por la máquina eólica elegida como representativa de latecnología para el horizonte analizado (P=4,5 MW, D=112 m; h=120 m)

e/D0 10 205 15

Off-shore (P= 4,5 MW; D= 112 m; h= 120 m)

ηarray

Po/As

ηar

ray

(%)

Po/A

s (M

W/k

m2 )

100

0

20

40

60

80

60

50

40

30

20

10

0

diámetro entre las máquinas eólicas, mien-tras que en el Gráfico 156 mostramos lapotencia efectiva (producto de la instalada yel rendimiento de array) y el LEC de la electri-cidad producida (en base a los costes actua-les de la eólica marina) en función del espa-ciamiento relativo y de la potencia instala-da. Como podemos ver, el ηarray adquierevalores bastante bajos para las densidadesde potencia consideradas en el estudio de(Garrad Hassan, 2004): 8 MW/km2. En con-creto, para el caso considerado, alcanzamosun ηarray = 25,42% para la densidad de poten-cia de 8 MW/km2. En estas condiciones, yasumiendo los valores del factor de capacidadpresentados en la (Garrad Hassan, 2004), laproducción eléctrica del techo peninsular depotencia off-shore (236,42 GW) pasaría de los698 TW.h/año a 178 TW.h/año, que constituyeun 63,4% de la demanda eléctrica proyectada

para el 2050. Sin embargo, los factores decapacidad de la eólica marina proporcionadosen (Garrad Hassan, 2004) son significativa-mente inferiores de los que hemos evaluadonosotros para la máquina eólica consideradaen el 2050, y tomando como representativauna distribución de velocidades de viento a laaltura del buje (120 m) para una instalaciónoff-shore de c = 12 m/s y k = 3. Asumiendocomo válidos nuestros factores de capaci-dad, con una densidad de potencia instaladade 8 MW/km2, e incorporando el efecto deηarray, la producción eléctrica potencial resulta-ría ser de 334 TW.h/año, esto es, un 115% dela demanda eléctrica proyectada para el 2050.[Ver Gráficos 155 y 156].

Sin embargo, tal y como podemos ver enel gráfico anterior, para la máquina eólicaconsiderada la potencia instalada de


160 Gráfico 156 Potencia efectiva instalada y coste de la electricidad en función del espaciamiento o lapotencia instalada en un array isotrópico formado por la máquina eólica elegida como representativa dela tecnología para el horizonte analizado (P= 4,5 MW, D= 112 m; h= 120 m). Se ha asumido la estructurade costes actual de un parque eólico marino y un emplazamiento con c= 12 m/s y k= 3

2,5

P/As

(MW

/km

2 )

Po/As (MW/km2)

2,0

1,0

0,050

70

0

10

25

LEC

(c€/

kW.h

e)

10

20

30

2,5

P/As

(MW

/km

2 )

e/D

2,0

1,0

0100

70

0

10

20

30

20

LEC

(c€/

kW.h

e)

5 15

40

60

0,5

1,5

0,5

1,5

P/As LEC

15 20

40

50

60

50

Po/As = 8 MW/km2 es superior a la que presen-ta el máximo valor de la potencia efectiva, ypor lo tanto no tiene sentido instalar una den-sidad de potencia tan elevada. En efecto, ladensidad de potencia óptima desde el puntode vista de la potencia efectiva es dePo/As=5,6 MW/km2, que con un ηarray=36,50%proporciona una producción energética alocupar toda la superficie potencial de 337 TW.h/año, un 120,5% de la demandapara el 2050, y con un coste de la electricidadproducida de LEC=13,34 c€/kW.he, significa-tivamente inferior que el LEC=19,16c€/kW.he obtenido con la Po/As = 8 MW/km2

propuesta en (Garrad Hassan, 2004), queademás producen menos cantidad de electri-cidad total. Por tanto, la densidad de potenciaque proporciona la máxima producción eléc-trica para el 2050, y que por tanto adoptare-mos como techo de potencia a instalar, es dePo/As = 5,6 MW/km2, lo cual conduce a unapotencia peninsular total instalable de 166,38GW. En los Gráficos 157, 158 y 159 mostra-mos la distribución provincial de este techode potencia off-shore, así la correspondiente

producción energética en términos relativosa la demanda provincial y a la demandapeninsular para el 2050. Como puedeobservarse, algunas provincias como Cas-tellón, Huelva, Lugo, Tarragona, Cádiz, Astu-rias, Alicante y Coruña pasan a tener ungran excedente de producción eléctricapotencial considerando sólo esta tecnolo-gía. [Ver Gráficos 157, 158 y 159].

Pero, tal y como se puede observar en el Grá-fico 156, el máximo en la densidad de poten-cia efectiva es bastante llano, mientras que lapendiente del LEC es significativa en esaregión. Por tanto, es de esperar que la restric-ción económica imponga límites más severosa la densidad de potencia a implementar queel valor dado por la maximización de la poten-cia efectiva. En efecto, al reducir la densidadde potencia instalada del óptimo desde elpunto de vista de la potencia efectiva (5,6 MW/km2) a Po/As = 3,6 MW/km2, seobtiene una significativa reducción del LEC(pasa de 13,3 c€/kW.he a 8,8 c€/kW.he) conuna ligera reducción de la densidad de potencia


161Gráfico 157 Distribución provincial del techo de potencia off-shore instalable para el 2050, empleandola densidad de potencia que proporciona la máxima potencia efectiva instaladaTotal peninsular = 166,38 GW. Techo de potencia off-shore en 2050. Potencia en GW

11,13

22,68

14,40

12,82

16,75

5,4013,63

6,24

3,06 1,10

2,05

3,45

14,73

27,84

8,20

1,80

1,1100

Gráfico 158 Distribución provincial del techo de generación eléctrica con la densidad de potencia demáxima potencia efectiva. La generación eléctrica provincial se expresa en valor relativo a la demandaeléctrica provincial proyectada para el 2050. Para los aerogeneradores de 4,5 MW con 114 m dediámetro y buje a 120 m de altura se ha considerado una distribución de viento de c=12 m/s y k=3,incorporando los efectos de ηarray para valorar la producción energética

Total generación off-shore peninsular = 337 TW.h/año. Techo de producción off-shore en 2050 referida a demanda provincial para 2050

774365

1132

412

325

265305

169

53 32

83

17

569

1705

112

65

730

0


162 Gráfico 159 Distribución provincial del techo de generación eléctrica con la densidad de potencia demáxima potencia efectiva. La generación eléctrica provincial se expresa en valor relativo a la demandaeléctrica peninsular proyectada para el 2050. Para los aerogeneradores de 4,5 MW con 114 m dediámetro y buje a 120 m de altura se ha considerado una distribución de viento de c=12 m/s y k=3,incorporando los efectos de ηarray para valorar la producción energética

Total demanda peninsular = 280 TW.h/año. Techo de producción off-shore en 2050 referida a demanda peninsular para 2050

8,06

16,42

10,43

9,28

12,13

3,919,87

4,52

2,21 0,80

1,482,50

10,66

20,16

5,94

1,30

0,8100

efectiva instalada (pasa de 2,06 MW/km2 a 1,98 MW/km2), de tal forma que el costeincremental de la electricidad adicional pro-ducida al pasar de Po/As=3,6 MW/km2 aPo/As=5,6 MW/km2 es de 127,4 c€/kW.he,suficientemente elevado como para esperarque exista otra tecnología renovable concapacidad de generar electricidad a un costeinferior. Puesto que es de esperar que sobrecapacidad de generación renovable paracubrir la demanda al tener en cuenta todas lastecnologías, parece lógico suponer que el cri-terio económico limite la densidad de poten-cia eólica a instalar. Si fijamos como criteriode desarrollo del potencial eólico marino elque el coste incremental de la electricidadadicional generada al pasar desde la densi-dad de potencia instalada seleccionada a

la de máxima potencia efectiva se limite a100 c€/kW.he, esto nos conduciría a elegiruna densidad de potencia a instalar dePo/As=3,25 MW/km2 (e/D=10), que con unηarray = 59,72% nos proporcionaría 319TW.h/año (114% de la demanda peninsulardel 2050) con LEC = 8,15 c€/kW.he.

Pero estos valores no tienen en cuenta losrequerimientos de superficie protegidaque no han sido incorporados en el análi-sis de la (Garrad Hassan, 2004). Nosotroshemos incorporado estas restricciones(Red Natura y de Espacios Naturales Pro-tegidos) con el resultado de que si bien lostres escenarios para 2010, 2015 y 2020 nose ven afectados por no haber cruces entrelas áreas propuestas y las protegidas, sí


163que se afectan los techos de potenciacorrespondiente a cada periodo, y en parti-cular el del 2020 que estamos adoptandocomo techo de potencia para 2050. En losGráficos 160, 161,162 y 163 mostramoslos techos de potencia y de generacióneléctrica tanto para el caso de emplear ladensidad de potencia que optimiza lageneración eléctrica, como para la densi-dad de potencia que proporciona el óptimotécnico-económico. Como techo de poten-cia eólica marina para el 2050 vamos aadoptar el primero, aunque recomenda-mos no exceder el segundo valor en el mixenergético peninsular. En la Tabla 23 mos-tramos el resumen de los resultados de laeólica marina. Los techos adoptados parael 2050 son:

· Techo de potencia y generación técnico (opti-mización densidad potencia para máximaproducción): · P = 165 GW. · E = 334 TW.h/a.

· Techo de potencia y generación técnico-económico (optimización densidad poten-cia con restricciones económicas): · P = 95 GW. · E = 316 TW.h/a.

[Ver Tabla 23 y Gráficos 160, 161, 162 y 163].

En los Gráficos 164 y 165 mostramos laagrupación por CC.AA. del techo de poten-cia y generación eólica marina en la Españapeninsular. [Ver Gráficos 164 y 165].

Gráfico 160 Techo de potencia eólica off-shore peninsular y distribución provincial. Óptimo técnicobasado en la tecnología de aerogenerador asumida para el 2050. Incorpora efectos del rendimiento dearray así como restricciones medioambientales. Para los aerogeneradores de 4,5 MW con 114 m dediámetro y buje a 120 m de altura se ha considerado una distribución de viento de c=12 m/s y k=3,incorporando los efectos de ηarray para valorar la producción energética

Total peninsular = 164,76 GW. Techo de potencia off-shore en 2050. Potencias en GW

11,12

22,68

14,40

12,82

16,55

5,4013,46

6,02

3,06 1,10

2,043,45

14,72

27,40

8,20

1,21

1,1100


164

Gráfico 161 Techo de generación eólica off-shore peninsular y distribución provincial. Óptimo técnicobasado en la tecnología de aerogenerador asumida para el 2050. Incorpora efectos del rendimiento dearray así como restricciones medioambientales. Para los aerogeneradores de 4,5 MW con 114 m dediámetro y buje a 120 m de altura se ha considerado una distribución de viento de c=12 m/s y k=3,incorporando los efectos de ηarray para valorar la producción energética

Total generación = 334 TW.h/año. Techo de producción off-shore en 2050. Valores provinciales como porcentaje total peninsular

6,7513,77

8,74

7,78

10,04

3,288,17

3,66

1,86 0,67

1,24

2,09

8,94

16,63

4,98

0,73

0,6800

Tabla 23 Recopilación resultados techos eólica marina

Caso P E (GW) (TW.h/año)

Resultados deducidos de SWE para la España peninsular 236 698 Añadiendo efectos rendimiento array 236 178 Añadiendo actuaciones tecnología eólica para 2050 236 334 Optimizando densidad de potencia 166 337 Optimización técnico-económica 96 319 Optimizando densidad de potencia + restricciones ambientales 165 334 Optimización técnico-económica + restricciones ambientales 95 316

5.3.1.2. Eólica terrestre La eólica terrestre la vamos a dividir en dosemplazamientos tipo, lo que denominamosterreno llano, que incorpora instalaciones encampo abierto, cultivos herbáceos o inclusodehesas, y lo que denominaremos terrenoaccidentado, que con una mayor rugosidadsuperficial incluye instalaciones en terreno

montañoso o entre bosque. Para el terrenollano vamos a emplear como tecnologíarepresentativa una máquina de 2,05 MWecon 71 m de diámetro y con el buje a 70 m dealtura. Para los emplazamientos en terrenoaccidentado vamos a considerar comotecnología representativa una máquina de0,81 MW con 48 m de diámetro y el buje a


165Gráfico 162 Techo de potencia eólica off-shore peninsular y distribución provincial. Óptimo técnico-económico basado en la tecnología de aerogenerador asumida para el 2050. Incorpora efectos delrendimiento de array así como restricciones medioambientales. Para los aerogeneradores de 4,5 MWcon 114 m de diámetro y buje a 120 m de altura se ha considerado una distribución de viento de c=12m/s y k=3, incorporando los efectos de ηarray para valorar la producción energética

Total peninsular = 95,11 GW. Techo de de potencia off-shore en 2050. Potencias en GW

6,42

13,09

8,32

7,40

9,55

3,127,77

3,48

1,77 0,63

1,181,99

8,50

15,82

4,73

0,70

0,6400

65 m de altura (máquina de menor tamañopor la mayor complejidad de acceder adichos emplazamientos para realizar la ins-talación del parque). En los Gráficos 166,167, 168 y 169 mostramos el resultado delanálisis de interacción de estelas paraestos dos emplazamientos.

Para la aplicación en terreno llano, hemosconsiderado como representativo del poten-cial eólico disponible a la altura del buje unadistribución de Weibull dada por c = 6,5 m/s yk = 1,5. Estos valores representan unemplazamiento eólico relativamente malorespecto a los actualmente explotados,sin embargo, lo que se pretende es quesea representativo de las condiciones delemplazamiento medio ante una situación

de una muy elevada penetración de laenergía eólica, por lo que la mayoría deemplazamientos empleados serán signifi-cativamente peores que los actualmenteexplotados, puesto que evidentemente eldesarrollo de la tecnología ha empezadopor la explotación de los mejores emplaza-mientos disponibles.

Para la aplicación en terreno accidentado,hemos considerado como representativodel potencial eólico disponible a la alturadel buje una distribución de Weibull dadapor c = 8 m/s y k = 2. Estos parámetros sonrepresentativos de un emplazamiento signifi-cativamente mejor que el correspondiente alemplazamiento en terreno llano, pues nor-malmente se corresponde con aplicaciones


166 Gráfico 163 Techo de generación eólica off-shore peninsular y distribución provincial. Óptimo técnico-económico basado en la tecnología de aerogenerador asumida para el 2050. Incorpora efectos delrendimiento de array así como restricciones medioambientales. Para los aerogeneradores de 4,5MW con 114 m de diámetro y buje a 120 m de altura se ha considerado una distribución de viento dec=12 m/s y k=3, incorporando los efectos de ηarray para valorar la producción energética

Total generación = 316 TW.h/año. Techo de producción off-shore en 2050. Valores provinciales como porcentaje total peninsular

6,75

13,77

10,43

8,74

10,04

3,288,17

3,66

1,86 0,67

1,242,09

8,94

16,63

4,98

0,73

0,6800

en lugares más expuestos al viento. [Ver Gráfi-cos 166, 167, 168 y 169].

Para el emplazamiento llano, la máxima poten-cia efectiva se obtiene para una densidad depotencia instalada de Po/As = 6,6 MW/km2. Sinembargo, como podemos ver en los gráficosanteriores (observar lo dilatado de la escalade densidades de potencia efectiva), el máxi-mo en la densidad de potencia efectiva esbastante llano, por lo que reducciones en ladensidad de potencia instalada conducen auna importante reducción de coste sin redu-cir excesivamente la producción energética.En efecto, para Po/As = 4,5 MW/km2 alcanza-mos ηarray = 78,64% y LEC = 8,1 c€/kW.he, porlo que la electricidad adicional al pasar dePo/As = 4,5 MW/km2 a Po/As = 6,6 MW/km2 segenera a 142 c€/kW.he. A estos niveles de

coste incremental, cabe esperar que otrastecnologías renovables tengan posibilidadde generar electricidad a un coste inferior,careciendo por tanto de sentido el apurar ladensidad de potencia instalada hasta elvalor que proporciona el máximo de lapotencia efectiva. De hecho, si nos fijamoscomo criterio económico el emplear unadensidad de potencia eólica instalada talque el coste incremental al ir hasta el valorque proporciona la máxima potencia efecti-va quede limitado a 100 c€/kW.he, nos que-daríamos con una densidad de potencia ins-talada de Po/As = 3,98 MW/km2, que operan-do con ηarray = 87,20% nos proporcionaríaLEC = 7,3 c€/kW.he, con un espaciamientoentre máquinas de unos 10 diámetros.Como unidad mínima de instalación consi-deraremos un parque compuesto por 15


167Gráfico 164 Techo de potencia eólica off-shore peninsular y distribución por CC.AA. Óptimo técnicobasado en la tecnología de aerogenerador asumida para el 2050. Incorpora efectos del rendimiento dearray así como restricciones medioambientales. Aerogeneradores de 4,5 MW con 114 m de diámetro ybuje a 120 m de altura

4,165,4022,68

30,61

28,34

1,21

52,15

20,21

Ptot = 164,76 GW

máquinas, es decir, de 30,75 MWe, que parala Po/As = 3,98 MW/km2 significaría 7,73 km2.Puesto que la resolución del pixel empleadoen el sistema GIS es de 1 km2, adoptaremoscomo área unitaria mínima del parque instala-do Au = 8 km2, que está asociado a una densi-dad de potencia de Po/As = 3,84 MW/km2, conla que corresponden ηarray = 89,65% (parabajas penetraciones todavía será superioral tener principalmente arrays de exten-sión finita) y LEC=7,1 c€/kW.he, y un costeincremental hasta la densidad de potenciainstalada de máxima potencia efectiva de 91,7 c€/kW.he.

Para el emplazamiento de terreno acciden-tado, vemos cómo el máximo de potenciaefectiva se alcanza con Po/As = 5,5 MW/km2

con ηarray=93,1% y LEC=5,5 c€/kW.he. Pues-

to que ya estamos con valores muy eleva-dos del ηarray, al reducir Po/As no cabe esperargrandes beneficios en términos del LEC. Sinembargo, la orografía compleja de estosemplazamientos forzará en general a emplearmenores densidades de potencia instalada, oa disponerlas en pocas filas, por lo que pode-mos considerar un ηarray o 100%. Para ladeterminación de los techos de potenciaadoptaremos un espaciamiento entremáquinas de unos 10 diámetros, por lo quela densidad de potencia instalada será dePo/As = 3,52 MW/km2. La unidad de potenciaa instalar es un parque con quince máquinas,es decir, 12,15 MWe, que con la densidad depotencia anterior requerirían 3,45 km2. Pues-to que la unidad del pixel en el sistemaSIG es de 1 km2 adoptamos como áreaunitaria del parque a instalar Au=4 km2, que


168 Gráfico 165 Techo de generación eólica off-shore peninsular y distribución por CC.AA. Óptimo técnicobasado en la tecnología de aerogenerador asumida para el 2050. Incorpora efectos del rendimiento dearray así como restricciones medioambientales. Para los aerogeneradores de 4,5 MW con 114 m dediámetro y buje a 120 m de altura se ha considerado una distribución de viento de c=12 m/s y k=3,incorporando los efectos de ηarray para valorar la producción energética

2,52%3,28%13,77%

18,58%

17,20%

0,73%

31,65%

12,27%

Total peninsular = 334 TW.h/año

con una densidad de potencia instalada dePo/As=3,04 MW/km2 asumiremos que operacon ηarray = 98% con LEC = 5,2 c€/kW.he.

Los criterios impuestos para determinar lasrestricciones geográficas que nos propor-cionen la superficie potencial han sido lossiguientes:

· Criterio para separar emplazamientos lla-nos de accidentados: · Para considerar un emplazamiento llanotendrán que cumplirse las dos condicio-nes siguientes: · Parque instalado en terreno de pendien-te media inferior al 1%.

· Parque rodeado de 10 km2 con pendien-

te menor que el 3%. Este segundo crite-rio va destinado a asegurarnos que todoparque en “emplazamiento” llano estárealmente situado en una región de fácilacceso, y que por tanto se pueden insta-lar las máquinas de tamaño grande.

· En los emplazamientos accidentados nohay requerimiento de pendiente en elentorno del parque, pero sí en el emplaza-miento del propio parque: · Parque instalado en terreno de pendientemedia inferior al 10% (y superior al 1%).

· Superficie mínima requerida por un par-que. Esta superficie se ha determinadomediante la optimización de la potenciaefectiva y el coste de la electricidad produ-cida teniendo en cuenta los efectos de


169

Gráfico 166 Rendimiento de array isótropo e infinito en función del espaciamiento entre máquinas y dela densidad de potencia instalada para un emplazamiento llano. Aerogenerador de 2,05 MW con 71 mde diámetro y 70 m de altura

e/D2 6 124 10

Terreno llano (P= 2,05 MW; D= 71 m; h= 70 m)

ηar

ray

(%)

Po/A

s (M

W/k

m2 )

100

0

20

40

60

80

70

50

40

30

20

10

0

ηarray

Po/As

60

8

estelas. Determina la unidad geográficamínima para proceder a la instalación deun parque eólico. · Terreno llano: 8 km2. · Terreno accidentado: 4 km2.

· Restricciones sobre el uso del terreno: no se consideran aptas para la instalación deparques eólicos los distintos usos de suelo: · Zonas asociadas a Espacios NaturalesProtegidos, declarados y en proceso for-mal de declaración por el Estado y lasComunidades Autónomas.

· Red Natura 2000: Zonas de Especial Pro-tección para las Aves (ZEPA) + Lugaresde Interés para la Conservación (LIC)

· Los siguientes usos de suelo segúnnomenclatura Corine: · 1.1. Zonas urbanas. · 1.2. Zonas industriales, comerciales y

de transporte.

· 2.1.3. Arrozales. · 3.1. Bosques. · 3.3.1. Playas, dunas y arenales. · 3.3.2. Roquedo. · 3.3.3.2. Cárcavas y/o zonas en proceso

de erosión. · 3.3.5. Glaciares y nieves permanentes. · 4.1. Zonas húmedas continentales. · 5.1.1. Cursos de agua. · 5.1.2.1. Lagos y lagunas. · 5.2.1. Lagunas costeras. · 5.2.2. Estuarios.

En estas condiciones, el techo de potenciaen terreno llano resulta ser de 313 GW,mientras que el de terreno accidentado esde 602 GW, proporcionando un techo totalde la eólica terrestre de 915 GW. Paradeterminar a partir de estos techos depotencia los techos de generación eléctrica


170

Gráfico 168 Rendimiento de array isótropo e infinito en función del espaciamiento entre máquinasy de la densidad de potencia instalada para un emplazamiento accidentado. Aerogenerador de0,81 MW con 48 m de diámetro y 65 m de altura

e/D2 6 84

Terreno accidentado (P= 0,81 MW; D= 48 m; h= 65 m)

ηar

ray

(%)

Po/A

s (M

W/k

m2 )

100

0

20

40

60

80

80

50

40

30

20

10

0

ηarray

Po/As60

7

10

30

50

70

9070

3 5

Gráfico 167 Densidad de potencia efectiva y coste de la electricidad generada en función delespaciamiento entre máquinas y de la densidad de potencia instalada para un emplazamiento llano.Aerogenerador de 2,05 MW con 71 m de diámetro y 70 m de altura. Emplazamiento con c=6,5 m/s yk=1,5. Estructura de costes representativa de la situación actual para una aplicación de este tipo

Po/As (MW/km2)e/DP/As LEC

3,7

P/As

(MW

/km

2 )

3,5

2,9

2,762

90

0

10

20

30

12

LEC

(c€/

kW.h

e)

4 8

40

60

2,8

3,4

50

10

3,6

3,2

3,1

3,0

3,3

70

80

3,7P/

As (M

W/k

m2 )

3,5

2,9

2,7200

90

0

10

20

30

40

LEC

(c€/

kW.h

e)

10 25

40

60

2,8

3,4

50

30

3,6

3,2

3,1

3,0

3,3

70

80

5 15 35

es preciso evaluar los factores de capaci-dad, para lo cual se requiere conocer elpotencial eólico del emplazamiento. Aestas alturas de proyecto, y a pesar dehaberlo solicitado con insistencia, todavía

no hemos conseguido que el sector eólicoEspañol nos proporcione datos eólicosrepresentativos del potencial en las distin-tas provincias peninsulares. Por tantovamos a tener que valorar de forma menos


171

Po/As (MW/km2)e/D

5,3

P/As

(MW

/km

2 )

4,9

3,7

3,562

70

0

10

20

30

9

LEC

(c€/

kW.h

e)

4 8

40

60

4,750

5,1

4,3

4,1

3,9

4,5

3 5 7

5,3

P/As

(MW

/km

2 )

4,9

3,7

3,5400

70

0

10

20

30

50

LEC

(c€/

kW.h

e)

20

40

60

4,750

5,1

4,3

4,1

3,9

4,5

10 30

aproximada que con otras tecnologías eltecho de generación eólica. Para ello vamosa tomar dos aproximaciones. En la primeraasumiremos que los emplazamientosmedios asociados a terreno llano y acciden-tado en toda la península quedan adecua-damente representados por dos únicas dis-tribuciones de Weibull:

· Distribución de Weibull representativaemplazamientos en terreno llano:c = 6,5 m/s; k = 1,5.

· Distribución de Weibull representativaemplazamientos en terreno accidentado: c = 8 m/s; k = 2.

Como ya hemos comentado anteriormente,estas distribuciones de Weibull son bastanteconservadoras teniendo en cuenta los tiposde máquinas eólicas implementados, y sinduda muchos de los emplazamientos actual-mente explotados tienen potenciales eólicossignificativamente superiores. Pero la idea esque estas distribuciones representen correc-tamente a los emplazamientos medios bajocondiciones de una gran implementación

eólica, que sin duda resultarán peores que losactualmente explotados.

Asumiendo estas distribuciones de Weibully teniendo en cuenta las curvas característi-cas de los aerogeneradores adoptados encada emplazamiento así como los corres-pondientes rendimientos de array para lasdensidades de potencia consideradas, lostechos de generación eólica resultarían serde 546 TW.h/año para los terrenos llanos y1.739 TW.h/año para los terrenos complejos,proporcionando un techo total de genera-ción eólica terrestre de 2285 TW.h/año, quees el 816% de la demanda eléctrica penin-sular prevista para el 2050.

La otra aproximación que hemos empleadopara evaluar el techo de generación eólicaterrestre de tal forma que se refleje la dife-renciación geográfica del recurso eólico dis-ponible, es adoptar los valores de los facto-res de capacidad globales registrados en el2003 por CC.AA., tal y como expusimosanteriormente. Esta aproximación tambiénes muy conservadora, pues al referirse a los

Gráfico 169 Densidad de potencia efectiva y coste de la electricidad generada en función delespaciamiento entre máquinas y de la densidad de potencia instalada para un emplazamientoaccidentado. Aerogenerador de 0,81 MW con 48 m de diámetro y 65 m de altura. Emplazamiento con c=8m/s y k=2. Estructura de costes representativa de la situación actual para una aplicación de este tipo


172 factores de capacidad anual no reflejan elhecho de que la mayoría de la potencia eólicaconsiderada se ha ido instalando a lo largodel año, con lo que su factor de capacidadaparente es menor que el real en su periodode funcionamiento a lo largo del año. Ade-más, estos factores de capacidad reflejan latecnología y disponibilidad media de lasmáquinas eólicas actuales, que son inferioresa las que hemos considerado como repre-sentativas de la tecnología en el 2050.

Asumiendo los factores de capacidad porCC.AA. registrados en 2003, los techos degeneración eólica resultarían ser de 638 TW.h/año para los terrenos llanos y1.264 TW.h/año para los terrenos complejos,proporcionando un techo total de genera-ción eólica terrestre de 1.902 TW.h/año, quees el 679% de la demanda eléctrica penin-sular prevista para el 2050.

Como vemos, con ambas aproximacionesobtenemos valores del techo de genera-ción comparables y que están muy porencima de las necesidades de energíaeléctrica para el 2050.

En los Gráficos 170 a 177 mostramos losresultados del análisis para los techos depotencia eólica en terreno llano y acciden-tado. Los resultados se muestran expresa-dos de forma relativa al total peninsular, ala demanda peninsular para el 2050, y a lademanda de cada Comunidad para el2050. Como se desprende del análisis deestos resultados, el potencial de la eólicaterrestre es muy elevado (816% de lademanda eléctrica peninsular proyectadapara el 2050). Sin embargo, es importantetener presente el elevado porcentaje deocupación del territorio peninsular (56,64%)

necesario para desarrollar este potencial. Sibien es cierto que dada la baja densidadde potencia empleada y el tamaño de losaerogeneradores considerados, la presen-cia de un parque eólico en un emplaza-miento determinado puede coexistir conotros usos del suelo, pero el 56,64% delterritorio peninsular sigue pareciendo unporcentaje muy elevado del territorio. Perodadas la elevada capacidad de generacióndisponible en relación a la demanda, y ladisponibilidad de otras tecnologías renova-bles, un mix energético basado en tecno-logías renovables probablemente requeri-ría sólo el desarrollo de una pequeña frac-ción de este potencial eólico terrestre (ypor tanto de la correspondiente ocupacióndel territorio). [Ver Gráficos 170, 171, 172, 173,174, 175, 176 y 177].

5.3.2. Fotovoltaica A priori, tanto por costes frente a otras opcio-nes renovables, como por aspectos tecnoló-gicos en el marco del sistema de generacióny transporte eléctrico actual, puede parecerque la fotovoltaica tenga relativamente limita-da su aportación en un sistema de elevadacontribución renovable.

En efecto, en cuanto a costes, existen diver-sas tecnologías renovables con un granpotencial de generación y costes significativa-mente inferiores a los de la fotovoltaica. Dehecho, los costes de generación actuales dela fotovoltaica son con diferencia los más ele-vados de las diversas tecnologías renovablesdisponibles (EC. PV-TRAC, 2004).

Sin embargo, si bien los costes actuales sonmuy elevados, también es cierto que la tec-nología fotovoltaica ha experimentado unaelevada tasa de reducción de costes en los


173Gráfico 170 Localización de emplazamientos cumpliendo los criterios del techo de eólica terrestreen terreno llano

Gráfico 171 Localización de emplazamientos cumpliendo los criterios del techo de eólica terrestreen terreno accidentado


174

Total = 915,1 GW

0,9%1,8%

1,0%0,4%0,8%

4,9%

20,6%

1,1%

8,3%

17,2%

2,6%

20,0%

4,8%

9,8%

5,8%

Total = 2285 TW.h/año

1,0%1,9%1,1%0,5%0,9%

5,5%

18,6%

1,2%

8,0%

17,6%

2,8%

19,1%

5,2%

10,4%

6,3%

Gráfico 173 Techo de generación eléctrica de la eólica terrestre total (terreno llano + terrenoaccidentado) por CC.AA. asumiendo distribuciones de Weibull para terreno llano (c=6,6 m/s; k=1,5)y accidentado (c=8 m/s; k=2) fijas en todo el territorio

Gráfico 172 Techo de potencia eólica terrestre total (terreno llano + terreno accidentado) por CC.AA.


175Gráfico 174 Techo de generación eléctrica de la eólica terrestre total (terreno llano + terreno accidentado)por CC.AA. asumiendo distribuciones de Weibull para terreno llano (c=6,6 m/s; k=1,5) y accidentado(c=8m/s; k=2) fijas en todo el territorio, expresado como porcentaje de la demanda peninsular para el 2050

Total demanda peninsular = 280 TW.h/año

8,1%15,3%

9,1%3,8%7,4%

44,6%

152,2%

9,4%

65,7%

143,6%

22,7%

155,6%

42,4%

84,9%

51,4%

Gráfico 175 Techo de generación eléctrica de la eólica terrestre total (terreno llano + terreno accidentado)por CC.AA. asumiendo distribuciones de Weibull para terreno llano (c=6,6 m/s; k=1,5) y accidentado (c=8m/s; k=2) fijas en todo el territorio, expresado como porcentaje de la demanda por CC.AA. para el 2050

Total demanda peninsular= 816%

1247%720%117%260%165%

561%

2306%

78%

3378%

968%

1131%

3187%

415%

2287%

267%


176 Gráfico 176 Techo de generación eléctrica de la eólica terrestre total (terreno llano + terrenoaccidentado) por CC.AA., asumiendo los CF medios por CC.AA. registrados en 2003 sobre la potenciaeólica instalada, expresado como porcentaje de la demanda peninsular para el 2050Total demanda peninsular= 280 TW.h/año

5,3%13,6%

6,5%2,8%5,4%

37,0%

133,7%

7,0%

54,9%

132,8%

18,3%

120,7%

33,0%

67,4%

40,7%

Gráfico 177 Techo de generación eléctrica de la eólica terrestre total (terreno llano + terrenoaccidentado) por CC.AA., asumiendo los CF medios por CC.AA. registrados en 2003 sobre la potenciaeólica instalada, expresado como porcentaje de la demanda por CC.AA. para el 2050

Total demanda peninsular = 679%

824%637%

84%190%121%

466%

2026%

58%

2825%

896%

911%

2473%

324%

1815%

212%


177últimos años, pasando de 200.000 $/Wp ensus inicios de aplicaciones espaciales (1959)hasta costes de módulo de 3,5 $/Wp en2003. De hecho, las perspectivas son que,gracias a sus elevadas tasas de crecimiento yde aprendizaje, la tecnología fotovoltaica con-siga reducir muy significativamente sus cos-tes, colocándose en un coste total instaladoentorno a 1 €/Wp alguna década antes delaño del escenario considerado en este pro-yecto (2050). En estas condiciones, y espe-cialmente si añadimos el incremento de vidaútil esperado hasta los 40 años, los costes degeneración fotovoltaica en nuestro país pasa-rían a ser del orden de los que encontramosen otras tecnologías renovables, e incluso aquedar por debajo del coste de la electricidadpara el usuario y a poder competir con loscostes de mercado de carga punta. Portanto, podemos concluir que los elevadoscostes de generación fotovoltaica actualesno son un motivo para descartar una contri-bución significativa de esta tecnología decara a un escenario para el 2050.

Desde el punto de vista técnico, la incapaci-dad de almacenar la electricidad producidapor una central fotovoltaica y su gran fluc-tuación temporal asociada a el paso denubes por encima del campo solar (inerciade la respuesta prácticamente nula), limitanen el esquema de generación y distribuciónactual tanto el tamaño máximo de la poten-cia de una central como la potencia total ainstalar interconectada a una red. Se podríapensar en regular parcialmente esta produc-ción energética modificando el punto de tra-bajo de los módulos fotovoltaicos (alejándo-lo del MPP) para mantener una produccióneléctrica relativamente independiente de lasfluctuaciones en radiación incidente, y concapacidad de seguir a la carga. Pero esta

estrategia de operación conduciría a reducirtodavía más el factor de capacidad de lacentral, encareciendo más el de por sí yaelevado coste de la electricidad generada,por lo que no parece que esta tecnologíacuente con un excesivo colchón de regula-ción en este sentido.

Sin embargo, estas limitaciones técnicastambién pueden desaparecer en un escena-rio de elevada penetración renovable. Enefecto, si el sistema de distribución de laenergía se modifica para acomodar laspeculiaridades de la mayoría de tecnologíasrenovables, la red de transporte eléctrico esmuy probable que deje de jugar su papelpredominante actual para dar paso a un sis-tema de transporte y distribución acordecon la capacidad de generación instalada. Sipensamos por ejemplo en un sistema detransporte basado en el hidrógeno, que ade-más de adaptado a las características de lasrenovables permite ampliar su uso más alláde la generación eléctrica para abarcar sec-tores dispersos como el transporte y la edi-ficación, la problemática técnica de la alea-toriedad y rápidas fluctuaciones de la poten-cia de salida del campo solar desapareceríaen gran medida, quedando amortiguada porel almacenamiento intermedio del hidróge-no producido.

Por tanto parece que tanto los inconvenien-tes económicos como técnicos para unasignificativa participación de la energía solarfotovoltaica en el mix energético de un sis-tema de generación con elevada penetra-ción renovable en el 2050 no constituyen unobstáculo insalvable.

Por otro lado, la tecnología fotovoltaica tieneuna serie de características diferenciales


178 que desde nuestro punto de vista justificanuna participación significativa de la mismaen el mix de generación eléctrica para el2050 incluso al margen de las consideracio-nes de mercado:

· Tecnología muy descentralizada que permiteuna involucración muy directa de la sociedaden la resolución del problema energético.Desde tener una instalación fotovoltaica enel tejado o fachada de su edificio, hasta dis-poner de una participación en una huertasolar, son inversiones asequibles al ciudada-no medio. Esta gran modularidad, quepermite una participación e involucraciónmucho más directa de los consumidoresen la generación de electricidad, consti-tuye un aspecto relevante desde el puntode vista de la sostenibilidad del sistemaenergético.

· Constituye una tecnología muy apropiadapara electrificar gran parte de las regionesdonde todavía hoy viven esos 2.000 millo-nes de personas sin suministro eléctrico.Aumentar la contribución de la fotovoltaicaen los países desarrollados contribuye aestablecer el “estatus” tecnológico adecua-do para esta tecnología y a reducir sus cos-tes, viabilizando una mayor penetración de lamisma en los países menos desarrollados.

· Su carácter altamente distribuido permitebeneficiarse de los aspectos de la genera-ción distribuida: la fotovoltaica permite unageneración muy cercana a los puntos deconsumo, reduciendo las pérdidas y costespor distribución y transporte, reforzando laslíneas eléctricas y reduciendo la carga punta.Este último aspecto es especialmente rele-vante en nuestro país dado el predominioque están adquiriendo los picos de consu-mo eléctrico en temporadas de refrigera-ción. El emplazamiento distribuido de la

fotovoltaica y su máxima productividad enlos periodos de mayor carga refrigerante,permite reducir el sobredimensionado de laslíneas eléctricas y de la capacidad de genera-ción punta para cubrir estos picos dedemanda.

· Gran flexibilidad en la implementación de lapotencia, dada por un lado por su granmodularidad, y por otro por sus cortos perio-dos de implementación.

· En las aplicaciones urbanas tiene la ventajade no competir en disponibilidad de terrenocon otras tecnologías renovables de genera-ción eléctrica. Si bien en la actualidad puedecompetir en disponibilidad de espacio conlas aplicaciones de solar térmica de bajatemperatura en el contexto urbano, en unfuturo esta competencia puede desaparecerpor la implementación de colectores solareshíbridos (térmico-fotovoltaico).

· Es la única tecnología de generación eléctri-ca renovable que permite una integraciónarquitectónica dentro de los cascos urbanosy en los propios edificios, con una múltiplefuncionalidad de los módulos (elementos dela envolvente, protecciones solares, etc.),aprovechando por tanto una superficie aptapara generación en la que no entra en con-flicto con otras tecnologías de generacióneléctrica. Apoyándose en la fotovoltaica, losedificios pueden pasar de ser consumidoresnetos de energía a ser productores netos deenergía a lo largo de su ciclo de vida (soste-nibilidad energética en la edificación).

· Constituye una solución tecnológica ópti-ma en regiones con una elevada densidadde población gracias a sus características(modular, silenciosa, sin partes móviles,bajo mantenimiento, no emisiones, inte-gración en edificios, etc.).

· Al poder aprovechar la radiación difusa, latecnología fotovoltaica puede emplearse en


179toda la geografía nacional, y en prácticamen-te cualquier emplazamiento del planeta.

· Para alcanzar elevadas penetraciones de lastecnologías renovables a nivel mundial, tal ycomo muestran los diversos escenarios ela-borados, es imprescindible apoyarse fuerte-mente en la energía solar. Y la fotovoltaica,por su gran disponibilidad espacial es deesperar que juegue un papel muy importan-te. Para alcanzar este objetivo se requiere unapoyo mantenido y decidido a la tecnología.Debemos tener en cuenta que el estadoactual de la fotovoltaica y su gran mejora tec-nológica y reducción de costes ha sido con-secuencia del esfuerzo económico de fun-damentalmente tres países: Japón, Alema-nia y EEUU.

Estos aspectos diferenciales de la tecnologíafotovoltaica, hacen recomendable de cara alescenario que estamos elaborando el incluiruna cierta participación de la misma al mar-gen de las exigencias del mercado de genera-ción, y que podría valorarse en términos deuna cierta cantidad de Wp por habitante.Parte de ellos los vamos a considerar integra-dos en los edificios. Pero las características ybeneficios de la tecnología parecen hacerrecomendable el considerar incluso unamayor participación de la misma, extendiendosus posibilidades a aquellos ciudadanos queno tienen las posibilidades de integrarla en suedificio. En este sentido, el reciente esquemade las huertas solares (Lorenzo E., 2004) quehan surgido en nuestro país parece muy apro-piado al permitir participaciones al alcance deun inversor particular medio (5 kW comomotivo de las restricciones del anterior RD2818, pero que parece también un límiteapropiado para la capacidad de inversión engeneración eléctrica de un ciudadano medio)en el sistema de generación.

En (EC-PVTRAC, 2004) se apunta que si la UEimplementara módulos fotovoltaicos en susedificios, tendría suficiente generación fotovol-taica para cubrir todo el consumo eléctrico14.En el escenario trazado por esta referencia,para el 2030 todos los edificios irán equipadoscon fotovoltaica, y muchos pasarán de ser con-sumidores a ser productores netos de energía.

En (EPIA, Greenpeace, 2004) se planteaque para el 2020 el 80% de la potencia ins-talada total (205 GWp) que esté conectadaa red, estará formada por instalaciones enedificios residenciales, con una potenciainstalada per cápita en estos edificios de1.200 Wp/hab. En este marco, parece razo-nable apuntar a valores de este orden parael 2050, pero extendido a todos los habi-tantes (complementando con edificios noresidenciales, centrales y huertas solares).Sin embargo, conviene resaltar el elevadosalto cuantitativo respecto a la situaciónactual, en la que la potencia instalada percápita de media en la UE es de 1,5 Wp/hab(Eurobserv”ER, 2004).

En el escenario presentado en (EREC, 2004)para el 2040, debido a su enorme potencial ya la flexibilidad que ofrece tanto para instala-ciones conectadas a la red como aisladas deella, considera a la fotovoltaica como la tec-nología renovable con las más altas y mante-nidas tasas de crecimiento, pudiendo llegar aser la segunda tecnología renovable en cuan-to a contribución total de energía para el2040 (detrás de la biomasa), y la primera encuanto a generación eléctrica. En concreto,en este escenario para 2040 las tres prime-ras tecnologías en cuanto al aporte total deenergía primaria son la biomasa (51,5%), lafotovoltaica (12,35%) y la eólica (10,82%). Encuanto a generación eléctrica, la primera es

14 En otras referencias, esta estimación es menos optimista. Así, en (EPIA, 2001) estiman el potencial de los teja-dos solares en los países de la OCDE en un 16% del consumo eléctrico actual (en media), es decir, del mismoorden que la hidroeléctrica.


180 la fotovoltaica (30,57%), la segunda la eólica(26,84%) y la tercera la biomasa (14,39%).Otros escenarios para periodos de tiempomás largo (2100) todavía dan un predominiomucho más acusado a la energía solar.

Analizaremos por tanto dos techos de poten-cia y generación fotovoltaica: integrada en edi-ficación e instalaciones con seguimiento azi-mutal. Respecto a la orientación de los módu-los fotovoltaicos, en los edificios asumiremosinstalaciones en cubierta con una inclinacióncercana a la óptima (30º) y mirando al sur, ins-talaciones en fachadas verticales mirando alsur, e instalaciones en fachadas verticalesmirando a SE/SW e incluso a E/W. Para lashuertas solares asumiremos instalaciones conseguimiento azimutal. Esta variedad de orien-taciones, además de representar mejor lasituación real, contribuye a aumentar la regula-ridad de la generación fotovoltaica total y redu-cir su pico, con lo que facilita su incorporaciónen el sistema de transporte eléctrico actual.

5.3.2.1. Fotovoltaica integrada en edificios En (Cueli A.B., Alonso M.C., Chenlo F., 2003)se presenta un análisis de las posibilidades dela fotovoltaica integrada en los edificios deviviendas, basada fundamentalmente endatos del censo de Población y Viviendas1991 del INE. En esta referencia se considerael potencial de la fotovoltaica integrada en edi-ficios residenciales con un factor de ocupa-ción del 50% de sus tejados y un 5% de susfachadas, proporcionando un área neta dispo-nible para instalación de módulos fotovoltai-cos de unos 444 km2 a nivel nacional, y con-cluyendo que el desarrollo de esta superficiepermitiría generar a nivel peninsular unos 74TW.h/a, constituyendo del orden del 40% dela demanda eléctrica total y del 170% de lademanda eléctrica en las viviendas.

Pero sin embargo, el potencial real es consi-derablemente superior al mostrado en(Cueli A.B., Alonso M.C., Chenlo F., 2003)debido a los siguientes motivos:

· En esta referencia se consideran sólo losedificios de viviendas, no considerando portanto los edificios no residenciales. Dehecho, en el próximo Código Técnico de laEdificación, los únicos edificios con algunaobligación de instalar módulos fotovoltaicosson los no residenciales.

· Gran crecimiento de la superficie de vivien-das, y de edificios en general desde la fechade los datos empleados en esta referenciahasta la actualidad. Es más, las elevadastasas de crecimiento actuales de la superfi-cie edificada conducirán para el año objetivo(2050) a una superficie edificada considera-blemente superior a la actual.

· Consideración de bajos porcentajes de apro-vechamiento, especialmente en fachadas. Elcrecimiento del mercado de la integraciónarquitectónica de los módulos fotovoltaicospermite anticipar una mayor posibilidad deintegración de módulos en la estructura delos edificios, explotando las posibilidades delas fachadas sur y de las de otras orientacio-nes. Por otro lado, la progresiva entrada enescena de un urbanismo bioclimático, me-diante el cual la planificación de los edificiosse lleva a cabo incorporando criterios ener-géticos, favorecerá la existencia de mayoressuperficies expuestas a buena insolación.

· La mejora de la tecnología fotovoltaica per-mite la instalación de una mayor potenciapor unidad de superficie.

Por todos estos motivos hemos procedido adesarrollar un análisis encaminado a evaluarel potencial de la fotovoltaica integrada enedificios para el año objetivo de nuestroanálisis (2050).


181Respecto a la tecnología fotovoltaica hemosadoptado las prestaciones de módulo e inver-sor consideradas como representativas de lavida útil de la instalación en el año objetivo.Como ya comentamos anteriormente, estosvalores son considerablemente conservado-res, en el sentido de que cabe esperar para el2050 rendimientos considerablemente supe-riores de los sistemas fotovoltaicos. La valora-ción de las actuaciones del sistema fotovoltai-co que hemos realizado incluye las prestacio-nes de módulo e inversor anteriormente pre-sentadas, teniendo en cuenta los efectos detemperatura de operación sobre las actuacio-nes del módulo. Para el inversor hemos consi-derado un rendimiento medio igual al rendi-miento europeo, y hemos añadido unas pér-didas adicionales del 5% por disponibilidad dela instalación y de un 3% por otros factores.Para la irradiación sobre horizontal hemosconsiderado los valores de los años meteoro-lógicos tipo anteriormente presentados,empleando el modelo de Klein-Theilaker paraevaluar la radiación total sobre superficie incli-

nada. Los cálculos de las actuaciones solaresse han realizado a nivel provincial.

En el Gráfico 178 mostramos, para unasuperficie orientada al sur en Madrid y enfunción del ángulo de inclinación de lamisma, el factor de capacidad (CF), el costede la electricidad (LEC), la tasa interna deretorno (TIR) bajo el esquema de retribuciónactual a la fotovoltaica dentro del régimende generación especial, y los costes de eli-minación de CO2. Los resultados se mues-tran para el coste actual de de la tecnología(7 €/Wp). [Ver Gráfico 178].

Como puede observarse, el ángulo óptimo deinclinación de una superficie orientada al surestá entorno a 30º, valor que adoptaremoscomo representativo de los módulos fotovol-taicos integrados en cubierta en toda la geo-grafía peninsular. Con los costes actuales dela tecnología, incluso con la orientación ópti-ma nos encontramos con LEC elevados, queincluso con la elevada tarifa de venta actual

Gráfico 178 CF, LEC, TIR y CECO2 de una instalación fotovoltaica orientada al sur en Madrid en función delángulo de inclinación, y para el nivel de costes actual

18

%

β (º)

16

14

12

10

4200 40 60

75

40

45

50

55

60

65

70

90

LEC

(c€/

kW.h

e)

10 30 50

8

6

70 80

1.700

CE_C

O2 (€

/Tm

-Co2

)

β (º)

1.000200 40 60 9010 30 50

1.100

70 80

1.200

1.300

1.400

1.500

1.600

γ= 0º; i= 8%; f= 2,6%; N= 40 años

Madrid

Cinv= 7 €/WpTIR (%)CF (%)LEC (c€/kW.he)

proporcionan una TIR modesta. Al emplazarla superficie de captación en una fachadasur (β = 90 º), el LEC sube significativamentey la TIR cae a valores muy bajos. Con los cos-tes proyectados para el horizonte considera-do, los LEC alcanzados, incluso al integrar losmódulos fotovoltaicos en una fachada sur ver-tical (β = 90 º), ya quedan por debajo de loscostes de la electricidad actuales para el con-sumidor final.

En el Gráfico 179 mostramos para el caso deinstalaciones en Madrid, el LEC como funcióndel coste de inversión total del sistema foto-voltaico (en el rango desde el valor actualhasta un valor representativo del escenario2050), y para distintas orientaciones suscepti-bles de ser empleadas. [Ver Gráfico 179].

Como podemos ver, la situación más favo-rable corresponde al seguimiento azimutal,que será la orientación considerada para las

huertas solares. Sin embargo, las actuacio-nes técnico-económicas de los módulosfotovoltaicos integrados en cubierta coninclinación de 30º son muy cercanas a lascorrespondientes a las instalaciones conseguimiento azimutal (menor generaciónenergética, pero menor coste). Teniendo encuenta que las instalaciones integradas enlos edificios no compiten en área disponi-ble con otras tecnologías renovables, y queel nivel de costes de las instalaciones foto-voltaicas con seguimiento azimutal está enel rango superior del disponible con otrastecnologías renovables para el año 2050,daremos prioridad a la integración arquitec-tónica, limitando las huertas solares a laconsecución de un cierto nivel objetivo dekWp/habitante por los motivos anterior-mente expuestos.

Al pasar de la orientación óptima en cubier-ta a la integración en distintas fachadas,


182

Gráfico 179 LEC de instalaciones fotovoltaicas emplazadas en Madrid, en función del coste de inversiónde las mismas y para distintas orientaciones

LEC

(c€/

kW.h

e)

Inversión (€/Wp)

90

70

0

50

10

30

40

60

80

0 1 2 3 84 5 6

20

Madrid

7

γ= 90º; β= 90ºγ= 45º; β= 90ºγ= 0º; β= 90ºγ= 90º; β= 30ºAzimutal


183podemos ver cómo las actuaciones técnico-económicas empeoran significativamente.Sin embargo, una vez más, esta superficiedisponible no compite con ninguna otra tec-nología renovable, por lo que su aprovecha-miento con fines energéticos parece ade-cuado, máxime con la estructura de costesque cabe esperar para el 2050, con la cualvemos que las actuaciones técnico-econó-micas de estas otras orientaciones de inte-gración arquitectónica se mantienen dentrode un rango aceptable. De hecho, podemosver en los gráficos anteriores cómo pasar dela integración arquitectónica en una fachadasur a la integración en una fachada desviada45º respecto al sur tiene un impacto relati-vamente muy pequeño sobre sus actuacio-nes técnico-económicas. La integración enfachadas E o W ya supone una pérdida signi-ficativa de actuaciones técnico-económicasrespecto al integración en fachada S, peroaún con todo, esta pérdida sigue siendorelativamente pequeña en comparación conla sufrida al pasar de integración en cubiertacon pendiente óptima a integración enfachada S. Por tanto, las orientaciones E y Wtambién se considerarán para evaluar eltecho de potencia fotovoltaica integrada. Sinembargo, al alejarnos de la orientación S,las sombras sobre las superficies captado-ras en un ambiente urbano es de esperarque sean considerablemente superiores,aspecto que retendremos en la evaluaciónconsiderando unos coeficientes de aprove-chamiento más bajos de las fachadas en lasorientaciones alejadas del sur.

Para determinar los techos de potencia insta-lada y generación es necesario conocer unaproyección de la superficie edificada y la tipo-logía de los edificios. Y es precisamente aquídonde aparece la mayor indeterminación. La

información sobre edificación está tremenda-mente dispersa entre el INE y el Ministeriode Fomento. Las estadísticas recogidas noson las más adecuadas para la evaluación delpotencial fotovoltaico, y no siempre estánfácilmente accesibles. En el INE está disponi-ble ya la siguiente edición del censo depoblación y vivienda (2001) desde la realiza-ción del estudio de (Cueli A.B., Alonso M.C.,Chenlo F., 2003), que usaron el del 1991. Sinembargo, y a pesar de la posibilidad de reali-zar búsquedas varias de la información dispo-nible en el censo, los servidores del INEestán totalmente saturados, lo cual imposibi-lita realizar un análisis con detalle de la infor-mación contenida en este censo del 2001(que de cualquier forma está limitada a losedificios residenciales).

A pesar de todo esto, dado el elevado creci-miento que ha experimentado la superficieedificada en nuestro país, resulta impres-cindible realizar una actualización y proyec-ción de la superficie de edificios disponi-bles para valorar correctamente este techode potencia. Tal y como podemos ver en elGráfico 180, las viviendas visadas en elperiodo 1992-2000 han sido en algunasregiones superiores al 50% del parque cen-sado en el 1991. [Ver Gráfico 180].

El parque de edificios no residenciales tam-bién proporciona una superficie significativapara la integración de la fotovoltaica, y ade-más es el único en el que esta integraciónva a resultar obligatoria en el marco delnuevo Código Técnico de la Edificación. En elGráfico 181, generada a partir de los datosde la publicación (Ministerio de Fomento,“Obras en edificación”, 2001), podemosobservar por un lado el importante ritmo decrecimiento de la superficie edificada en los

años desde el último censo de vivienda,situándose para las viviendas en la actuali-dad por encima de los 90 km2/año, y porotro lado, el papel significativo de los edifi-cios no residenciales. Es más, esta informa-ción, procedente de los Colegios de Apare-jadores y Arquitectos Técnicos, es completa

en cuanto a lo que a viviendas se refiere,pero no en cuanto a edificios no residencia-les, que no siempre incorporan la participa-ción de un aparejador. Por tanto, las tasasde crecimiento de los edificios no residen-ciales son incluso superiores a las mostra-das. [Ver Gráfico 181].

En la serie de “Edificación y Vivienda” delMinisterio de Fomento (y anteriormente delMOPT) es donde se encuentra una informa-ción más adecuada para el análisis requeri-do, si bien lejos de ser perfecta. Esta serie,basada en las licencias de obra municipales,se inicia entorno a 1991, y proporcionaanualmente desde entonces informaciónsobre las características de los edificiosconstruidos. Si bien con errores y no siem-pre disponible, esta serie es la que hemosempleado para, elaborando los datos pro-porcionados, realizar una aproximación de laevolución de las superficies de cubierta yfachada en los edificios construidos.


184 Gráfico 180 Crecimiento de las viviendas desde elcenso de 1991. Viviendas visadas en el periodo1992-2000 respecto a las censadas en 1991.(Ministerio de Fomento, 2001)

Gráfico 181 Tasas de crecimiento anual de la superficie edificada en el sector residencialy en el de servicios (Ministerio de Fomento, 2001)

0

100

1993 1994 1995 1996 1998 1999 2000

10

Supe

rfici

e co

nstru

ida

(km

2 /a)

20

30

40

50

60

70

80

90

1997Año

Total vivienda

Total otros


185En el Gráfico 182 mostramos la evoluciónde la superficie construida anualmentedesde el inicio de la serie “Edificación yVivienda” hasta la actualidad, tanto en losedificios residenciales como en los no resi-denciales. Como podemos ver, la superficiede edificios no residenciales se sitúa entor-no a un 20-25% de la residencial, suponien-do por tanto una contribución importante a

la disponibilidad de superficie para la inte-gración fotovoltaica. [Ver Gráfico 182].

En el Gráfico 183 mostramos el resultado deelaborar los datos de la serie “Edificación yViviendas” del Ministerio de Fomento paraestimar la evolución nacional anual del creci-miento de la superficie de cubierta y de unafachada (asumiendo que el edificio tiene 4

Gráfico 182 Evolución de la superficie edificada en residencial y servicios a lo largo de los últimos 12 años.(Datos extraídos de la serie “Edificación y Viviendas” del Ministerio de Fomento)

0

80

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2003

10

km2 /a

20

30

40

50

60

70

1997Año

1991 1993 1995 20011999 2002

Superficie construida

Residencial

No residencial

No

resi

denc

ial /

Res

iden

cial

(%)

151990 1992 1994 1996 1998 2000 2003

20

25

30

35

1997Año

1991 1993 1995 20011999 2002

No residencial/ Residencial (% superficie)


186 fachadas iguales). Como podemos ver, en losedificios residenciales durante los últimosaños el incremento en la superficie de unafachada (para la integración arquitectónicaconsideramos 3) ha superado al de cubierta,reflejo del incremento de la altura media delos edificios residenciales. De ahí la impor-tancia de considerar la integración arquitectó-nica también en fachadas. Por el contrario, enlos edificios no residenciales, la menor alturahace que la superficie de cubierta sea mayorque la de fachadas (que a pesar de todosigue siendo significativa, sobre todo al teneren cuenta que puede llegar a integrarse en 3fachadas). [Ver Gráfico 183].

Puesto que la serie “Edificación y Viviendas”del Ministerio de Fomento se inicia en 1990,no se dispone de un censo de los edificiosno residenciales existentes en esas fechas.Hemos empleado las tasas de crecimientoanual registradas en los últimos años paraextrapolar la relación entre las superficies detejado y fachada de edificios no residencia-les existentes en 1991 a partir de los datos

deducidos del censo de viviendas en esteaño. En el Gráfico 184 mostramos los datosempleados. [Ver Gráfico 184].

Además de las tasas de crecimiento en lasuperficie de cubierta y fachada, para poderevaluar las superficies actualmente disponi-bles es preciso tener en cuenta la demoli-ción de edificios. En el Gráfico 185 mostra-mos la evolución, tanto en número de edifi-cios como en superficie, entre las obras derehabilitación y las nuevas, así como entrelas demoliciones y las obras nuevas. Comopodemos observar, en términos de superfi-cie, la demolición va creciendo a lo largo deltiempo, tendencia que cabe esperar que seprolongue hasta un punto en que el parquede edificios se estabilice, compensando laactividad de construcción de obra nueva a lade demolición. [Ver Gráfico 185].

En el Gráfico 186 mostramos los ratiosrehabilitación/obra nueva y demolición/obranueva en el año 2003 a nivel de Comunida-des Autónomas. Como puede observarse,

Gráfico 183 Evolución del crecimiento anual de la superficie de cubierta y de una fachada en edificiosresidenciales y no residenciales. (Datos elaborados a partir de los proporcionados en la serie “Edificacióny Viviendas” del Ministerio de Fomento)

0

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km2 /a

ño

5

Año

1990

1993

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2001

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2003

10

15

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Edificios residenciales

1991

1992

0

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km2 /a

ño

2

Año

1990

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

4

6

8

Edificios no residenciales

1991

1992

10

Cubierta 1 fachada


187

existe una gran variación entre las distintasCC.AA. [Ver Gráfico 186].

El punto de partida del análisis realizado hasido la superficie de cubierta y fachada dispo-

nible en edificios de viviendas, basada en elcenso de población y vivienda de 1991 delINE, y elaborada por (Cueli A.B., AlonsoM.C., Chenlo F., 2003) para estimar la super-ficie de cubierta y fachada. En el Gráfico 187

0

70

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2003

10

Aser

vici

os/A

resi

denc

ial (

%)

20

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1997

Año

1991 1993 1995 20011999 2002

Cubierta Fachada

Gráfico 184 Evolución del ratio entre edificios no residenciales y residenciales del área de cubierta yfachada desde 1990 hasta 2003. (Datos elaborados a partir de los proporcionados en la serie “Edificacióny Viviendas” del Ministerio de Fomento)

0

25

%

5

Año

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

10

15

20

Número de edificios

0

5

%

Año

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

1

2

3

Superficie

4

Rehabilitación / Nuevo (%) Demolición / Nuevo (%)

Gráfico 185 Evolución de los ratios rehabilitación/obra nueva y demolición/obra nueva. (Datos extraídos dela serie “Edificación y Viviendas” del Ministerio de Fomento)


188

0

70

%

10

20

30

Año 2003: número de edificios

0

35

%

5

10

15

Año 2003: superficie

20

Rehabilitación / Nuevo (%) Demolición / Nuevo (%)

40

60

50 25

30

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La R

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Arag

ónP.

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a-La

Man

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ñaC.

Val

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Extre

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Galic

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País

Vas

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Anda

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a

La R

ioja

Arag

ónP.

Ast

uria

sCa

ntab

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still

a-La

Man

cha

Cast

illa

y Le

ónCa

talu

ñaC.

Val

enci

ana

Extre

mad

ura

Galic

iaC.

Mad

ridR.

Mur

cia

Nav

arra

País

Vas

co

Gráfico 186 Ratios rehabilitación/obra nueva y demolición/obra nueva por Comunidades Autónomas en elaño 2003. (Ministerio de Fomento, 2004)

mostramos la distribución por CC.AA. deesta superficie bruta. [Ver Gráfico 187].

A continuación, y siguiendo los criteriosanteriormente expuestos, hemos comple-mentado esta superficie con la correspon-diente a edificios no residenciales, obte-niendo la siguiente distribución por CC.AA.en 1991 de superficie de cubierta y fachadade todos los edificios. [Ver Gráfico 188].

Posteriormente, y a partir de la evaluación yprocesado de las tasas de crecimiento ydemolición anual de edificios residencialesy no residenciales, hemos procedido aactualizar la superficie disponible para inte-gración arquitectónica en cubierta y en unafachada de todos los edificios por CC.AA.hasta el último año en el que se dispone dedatos (2003). En el Gráfico 189 mostramoslos resultados obtenidos. [Ver Gráfico 189].Sin embargo, y dadas las tasas de creci-

miento actual de la superficie edificada, espreciso realizar una extrapolación de losdatos registrados hasta la fecha con el fin depoder valorar la superficie disponible para laintegración arquitectónica en el 2050.

En el Gráfico 190 mostramos las tasas decrecimiento anual de las superficies de teja-do y fachada a nivel nacional y por sectores(residencial/no residencial). Como puedeobservarse, las tasas de crecimiento actua-les son elevadas, y si bien en lo referente alcrecimiento de la superficie de cubiertaparecen haberse estabilizado, en lo que con-cierne a la superficie de fachada presentanuna tenencia creciente (reflejo del incremen-to de altura de los edificios). [Ver Gráfico 190].

En los Gráficos 191 y 192 mostramos lamisma información a nivel de CC.AA.Seguimos apreciando una estabilización enlas tasas de crecimiento de cubierta y una


189

120

100

80

60

40

20

140

0

km2

Anda

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illa-

La M

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a

Cast

illa

y Le

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Cata

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C. V

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Extre

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País

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Cubierta 1 fachadaResidencial 1991

Gráfico 187 Superficie de cubierta y fachada disponible en los edificios residenciales en 1991, elaborada apartir del censo de población y vivienda del INE de 1991 por (Cueli A.B., Alonso M.C., Chenlo F., 2003)

tendencia al crecimiento en las de fachada.Pero sobre todo se observa una gran disper-sión de los resultados entre las distintasCC.AA. [Ver Gráficos 191 y 192].

Esta situación recomendaría realizar unaextrapolación de las tasas de crecimientoespecíficas de cada Comunidad. Sin embar-go, por las limitaciones de información dispo-nible, y por coherencia con las demás extra-polaciones realizadas en el contexto de esteestudio, vamos a adoptar la hipótesis conser-vadora de que la evolución del 2003 al 2050va a venir gobernada por una tasa de creci-miento anual de cubierta y otra de fachadaaplicables a todas las CC.AA., y extrapoladasa partir de las tasas medias a nivel peninsularregistradas hasta el 2003. En efecto, esta

hipótesis es conservadora, pues cabría espe-rar que las CC.AA. que hasta la fecha hanregistrado un menor crecimiento de la super-ficie construida, en el futuro mantengandurante más tiempo tasas de crecimientosuperiores a las de otras CC.AA. que ya seencuentren saturadas. Pero la falta de datos alrespecto y el carácter conservador sobre lashipótesis de los escenarios que nos hemosmarcado en el marco de este proyecto, nosconducen a adoptar unas tasas de crecimien-to homogéneas para todas las CC.AA. En elGráfico 193 mostramos la extrapolación adop-tada de las tasas de crecimiento actuales desuperficie de cubierta y fachada hasta el2050. Como vemos, las tasas de crecimientoextrapoladas, mantienen las tendenciasactuales tendiendo a igualarse con el paso del


190

200

180

160

120

140

100

80

60

40

20

0

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a

La R

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Arag

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P. A

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ias

Cant

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Cast

illa-

La M

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Cast

illa

y Le

ón

Cata

luña

C. V

alen

cian

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Extre

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Galic

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R. M

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a

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País

Vas

co

Cubierta 1 fachadaTotal edificios 1991

Gráfico 188 Superficie de cubierta y fachada disponible por CC.AA. en los edificios residenciales yno residenciales en 1991

tiempo (estandarización tipo edificios) y aanularse entorno al 2045, año en el que consi-deramos que estará estabilizado el parque deedificios, equilibrando las obras nuevas a lasdemoliciones de edificios. [Ver Gráfico 193].

Aplicando estas tasas de crecimiento llega-mos a la siguiente distribución por CC.AA.de superficies de tejado y una fachada deltotal de edificios (residencial y no residen-cial) para el año 2050. El total peninsular acu-mulado en 2050 es de 1.799 km2 de cubiertay 1.430 km2 de una fachada. [Ver Gráfico 194].

El siguiente paso para valorar los techos depotencia instalada es asignar unos factores deutilización de las superficies disponibles detecho y fachada para la integración fotovoltaica.

Estos factores engloban tanto los requeri-mientos de superficies para otros usos,como las disponibilidades por sombrea-miento desde otros edificios, y la ocurrenciade dichas orientaciones.

Respecto a los requerimientos para otrosusos cabe citar, además de los requerimien-tos para instalación de otros servicios deledificio, los asociados a disponibilidad dehuecos para acristalamiento y la integraciónde energía solar térmica para cubrir partede la demanda de energía térmica. Eneste sentido, el desarrollo de la tecnologíay de sus opciones de integración arquitec-tónica es muy posible que reduzca estaslimitaciones, ofreciendo productos que sus-tituyan completamente a otros elementos


191

225

200

175

125

150

100

75

50

25

0

km2

Anda

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a

La R

ioja

Arag

ón

P. A

stur

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Cant

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Cast

illa-

La M

anch

a

Cast

illa

y Le

ón

Cata

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C. V

alen

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a

Extre

mad

ura

Galic

ia

C. M

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R. M

urci

a

Nav

arra

País

Vas

co


Gráfico 189 Superficie de cubierta y fachada disponible por CC.AA. en los edificios residenciales yno residenciales en 2003

Tasa

cre

cim

ient

o an

ual (

%)

Año

4

0

1

3

1992 1994 1995 2000 20032001 2002

Tasas crecimiento total peninsular por sectores

2

1993 1996 1997 1998 1999

Tejado: no residencial Fachada: no residencial Tejado: total edificios

Fachada: residencial Fachada: total edificiosTejado: residencial

Gráfico 190 Evolución de las tasas de crecimiento anual de las superficies de tejado y fachada anivel nacional, diferenciando entre edificios residenciales y no residenciales


192

1

Tasa

cre

cim

ient

o an

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%)

Año

5

0

3

1992 1994 1995 2000 20032001 2002

Tasas crecimiento totales (tejado) por CC.AA. ��

2

1993 1996 1997 1998 1999

Andalucía

4

Aragón P. Asturias Cantabria Castilla-La Mancha

Castilla y León Cataluña C. Valenciana Extremadura Galicia

Madrid R. Murcia Navarra País Vasco La Rioja

Gráfico 191 Evolución de las tasas de crecimiento anual de las superficies de tejado a nivel de CC.AA.

constructivos, e incluso que puedan desa-rrollar parte de las funciones de los huecosacristalados actuales sustituyendo a losacristalamientos con control solar. Asímismo, es lógico pensar en un mayor desa-rrollo de los colectores térmico-fotovoltai-cos que implementen ambas funciones enun mismo colector, de tal forma que ya seeliminaría la competencia por disponibilidadde superficie entre estas dos tecnologías.De todas formas, el desarrollo de una gransuperficie de captación térmica en nuestropaís está fuertemente asociado al desarrollode la tecnología de absorción para refrigera-ción solar, y tal como se apunta en (García-Casals X., 2005), con las perspectivas actua-les, probablemente resulte más viable desa-rrollar esta función con electricidad de ori-gen renovable que con captadores fototér-

micos, en cuyo caso, el requerimiento decaptadores solares térmicos integrados enla edificación sería exclusivamente para pro-ducción de ACS, dejando la mayor parte dela superficie de integración existente dispo-nible para la tecnología fotovoltaica.

Los factores de utilización empleados en(Cueli A.B., Alonso M.C., Chenlo F., 2003)fueron de 50% para tejados y 20% parafachada sur, siendo nulos el resto de facha-das, es decir, el factor de utilización deltotal de superficie de fachada disponiblefue del 5%. Nosotros vamos a considerarunos factores de utilización para el 2050superiores a estos valores. Por un lado, enbase a las actuaciones técnico-económicasanteriormente presentadas, vamos a añadirla posibilidad de emplear para la integración


193

4

5

6

3

2

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Tasa

cre

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%)

Año

7

01992 1994 1995 2000 20032001 2002

Tasas crecimiento totales (tejado) por CC.AA. ��

1993 1996 1997 1998 1999

Andalucía Aragón P. Asturias Cantabria Castilla-La Mancha

Castilla y León Cataluña C. Valenciana Extremadura Galicia

Madrid R. Murcia Navarra País Vasco La Rioja

Tasa

cre

cim

ient

o an

ual (

%)

Año

4,0

3,5

2,5

0,0

1,0

0,5

1,5

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1990 2000 2010 2020 20502030 2040

Extrapolación tasas crecimiento anuales

2,0

Tejado: total edificios

Fachada: total edificios

Gráfico 193 Evolución de las tasas de crecimiento neto medias peninsulares hasta el 2003 yextrapolación hasta 2050

Gráfico 192 Evolución de las tasas de crecimiento anual de las superficies de fachada a nivel de CC.AA.


194

350

300

250

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50

0

km2

Anda

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La M

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Cast

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ón

Cata

luña

C. V

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Extre

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ia

C. M

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R. M

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País

Vas

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Gráfico 194 Disponibilidad de áreas de cubierta y una fachada por CC.AA. en el año 2050

fotovoltaica otras fachadas además de lasur. En concreto admitiremos integración ellas fachadas S, SE, SW, E y W. Además deaumentar el techo de potencia y generacióneléctrica con esta tecnología, como ya indi-camos anteriormente, la integración en múl-tiples fachadas presenta la ventaja dehomogeneizar más la curva de producciónfotovoltaica diaria, reduciendo el pico almedio día solar y aumentando la generaciónpor las mañanas y tardes. Por otro lado,admitiremos mayores factores de utilizaciónpor considerar que para el 2050 estaránmás establecidos los criterios de urbaniza-ción bioclimática (planteamientos urbanísti-cos teniendo en cuenta el aprovechamientoenergético en los edificios), y una mayordisponibilidad de tecnología de la integra-ción arquitectónica. Respecto a las fachadasverticales, los factores de utilización se irán

reduciendo a medida que nos alejamos dela orientación sur por el mayor impacto delas sombras de los demás edificios con lasmenores alturas solares asociadas a esasorientaciones. De forma global, seguimosconsiderando que los factores de utilizaciónque hemos considerado son conservadoresrespecto a lo que cabría esperar para el2050. Los factores de utilización adoptadosson los que figuran en la Tabla 24.

En estas condiciones, el potencial depotencia fotovoltaica a integrar en la edifi-cación en la España peninsular es de494,5 GWp, que con la población proyec-tada para el 2050 equivale a 12,9 kWp/habi-tante. Como vemos, el potencial de la foto-voltaica integrada en la edificación es real-mente elevado. En los Gráficos 195 y 196mostramos la distribución por CC.AA. de


195Tabla 24 Factores de utilización para la integración fotovoltaica en la edificación

Orientación Factor de utilización (%) Cubierta 60 Fachada S 50 Fachada SE 25 Fachada SW 25 Fachada E 15 Fachada W 15

esta potencia techo, así como de los valo-res asociados de potencia fotovoltaicaintegrada en edificación per cápita (referi-do a la población por CC.AA. en el 2050).[Ver Gráficos 195 y 196].

Es conveniente resaltar un aspecto funda-mental que a nuestro juicio confiere uncarácter conservador a estos resultados. A lavista de los gráficos anteriores se ve clara-mente cómo aquellas CC.AA. con mayortecho de potencia fotovoltaica son las actual-mente más pobladas, de mayor actividadeconómica en el sector servicios, y actual-mente más “desarrolladas” en términos deactividad urbanística (lo cual les confiere unmayor número de edificios). Esto es una con-secuencia directa de las hipótesis adoptadasrelativas a la distribución de población y pro-yección de tasas de crecimiento de la edifica-ción hacia el año objetivo (2050), en las quepor falta de información adicional y adoptan-do una aproximación conservadora hemosasumido un escenario “business as usual”.Realmente cabría esperar que de cara al2050 la población se distribuyera más homo-géneamente en el territorio, y que se iniciarauna mayor actividad en el sector terciario enlas CC.AA. que hasta la fecha la han tenidomenor, por lo que en estas CC.AA. se experi-mentaran unas tasas de crecimiento de lasuperficie de edificios superiores a lasmedias nacionales extrapoladas para la reali-zación de este estudio, y por tanto contarancon un techo de fotovoltaica integrada en la

edificación considerablemente superior almostrado en estos resultados.

En lo que respecta a la producción eléctrica,el cálculo en base provincial empleando latecnología fotovoltaica adoptada, proporcionaun techo de generación eléctrica en la Españapeninsular mediante la fotovoltaica integradaen la edificación de 569,3 TW.h/a, que repre-sentan un 203% de la demanda eléctrica totalpara el 2050. En los Gráficos 197 y 198 mos-tramos la distribución por CC.AA. de estetecho de generación eléctrica, así como lacobertura de la demanda eléctrica regionalcon la tecnología fotovoltaica integrada en laedificación. Como podemos observar, sólodos CC.AA., Asturias y País Vasco, resultandeficitarias en la cobertura del total de sudemanda eléctrica con fotovoltaica integradaen la edificación en caso de desarrollarse estepotencial. Estas CC.AA. son de las menosfavorecidas en disponibilidad de recurso solar,pero incluso en estas condiciones, el uso dela fotovoltaica en huertas solares con segui-miento azimutal (con una producción eléctricasignificativamente superior incluso en estosemplazamientos), o el de otras tecnologíasrenovables en cuyos recursos estas Comuni-dades son más favorecidas, permitiría fácil-mente cubrir el 100% de la demanda. [Ver Grá-ficos 197 y 198].

5.3.2.2. Fotovoltaica con seguimiento azimutal Como hemos visto anteriormente, la fotovol-taica integrada en la edificación tiene un


196

Total = 494,5 GWp

1,0%1,6%3,5%

1,6%2,3%

6,9%

7,2%

12,7%

2,9%

17,8%

3,7%

7,6%

12,2%

3,4%

15,9%

Gráfico 195 Distribución por CC.AA. del techo de potencia fotovoltaica integrada en la edificación

Media peninsular = 12,9 kWp/hab

17,0%13,8%

8,5%14,7%10,9%

12,8%

14,9%

11,4%

13,6%

12,0%

14,9%

21,4%

14,0%

14,1%

12,1%

Gráfico 196 Valores del techo de potencia fotovoltaica integrada en la edificación per cápita,referidos a la población proyectada para el 2050


197

Total = 569,3 TW.h/a

0,9%1,4%

2,6%1,3%1,7%

6,1%

7,1%

12,5%

3,1%

19,6%

3,7%

7,9%

12,9%

3,4%

15,8%

Gráfico 197 Distribución por CC.AA. del techo de generación eléctrica con la fotovoltaica integradaen la edificación (cálculos desarrollados a nivel provincial)

Total peninsular = 203%

271%133%

68%174%78%

157%

220%

210%

326%

269%

375%

327%

258%

185%

167%

Gráfico 198 Porcentajes de cobertura por CC.AA. de la demanda eléctrica para el 2050con la generación eléctrica con fotovoltaica integrada en la edificación


198 potencial muy elevado. Por otro lado, lasactuaciones técnico-económicas de la foto-voltaica integrada con orientación óptima sonmuy parecidas a las de las centrales conseguimiento azimutal, incluso sin tener encuenta en estas últimas los costes de alqui-ler del terreno, con la diferencia de que lafotovoltaica integrada generalmente compe-tirá con el precio de compra de la electricidadpor el usuario final, mientras que las huertassolares lo harán con el precio del mercado degeneración significativamente inferior. Ade-más, las actuaciones técnico-económicas dela fotovoltaica con seguimiento azimutal,incluso con el escenario de costes para el2050, son peores que las de otras tecnologí-as renovables con las que por lo generalcompetirá en disponibilidad de terrenos. Portodo ello, a priori puede parecer limitada laaportación que puedan hacer las huertassolares en un escenario de elevada penetra-ción renovable.

Sin embargo, la consideración de que esposible que haya un porcentaje significativode la población que no pueda integrar la foto-voltaica en sus edificios, y de que una huer-ta solar es uno de los esquemas de genera-ción renovable que más fácilmente puedeintegrar la participación directa del usuariofinal, junto con el hecho de que en las eleva-das latitudes la tecnología que más competi-rá en disponibilidad de terrenos con las huer-tas solares, la termosolar, presentará unasactuaciones considerablemente inferiores alas de los emplazamientos de menor latitudpor la menor fracción de radiación directa,hacen recomendable incluir una cierta parti-cipación de las huertas solares con segui-miento azimutal. Por este motivo vamos avalorar por separado el techo de la fotovoltai-ca con seguimiento azimutal.

El espaciamiento entre los distintos seguido-res es, al igual que en la eólica, una variable aoptimizar. Sin embargo, y teniendo en cuentaque no es de esperar que sea necesario apu-rar el potencial para este tipo de instalacio-nes por disponer de gran capacidad de gene-ración con otras tecnologías, no hemos pro-cedido a desarrollar esta optimización. Porcontra, hemos asumido un dimensionadobastante conservador, imponiendo la limita-ción de que en un array al tresbolillo con igualespaciamiento en ambas dimensiones, a fina-les de enero no tengamos sombreamiento enlas direcciones SE y SW. En el Gráfico 199siguiente mostramos las densidades de ocu-pación de terreno y potencias resultantes enfunción de la latitud. [Ver Gráfico 199].

Los criterios adoptados para determinar ladisponibilidad de terreno para esta tecnologíahan sido los siguientes: · Pendientes: · Terrenos con pendiente inferior al 3%: váli-das todas las orientaciones de la pendiente.

· Terrenos con pendiente entre el 3% y el10%: sólo válidas las pendientes con orien-tación de SE a SW.

· Terrenos con pendiente superior al 10%: no aptos.

· Restricciones sobre el uso del terreno: · Se considera apto el porcentaje indicadoentre paréntesis de los siguientes usos desuelo según nomenclatura Corine LandCover 2000: 1.1.2. Tejido urbano discontinuo (5%). 1.2. Zonas industriales, comerciales y de

transportes (5%). 1.3. Zonas de extracción minera, vertede-

ros y de construcción (10%). 1.4. Zonas verdes artificiales no agrícolas

(10%). 2.3. Praderas (30%).


199

2.4.2. Mosaico de cultivos (5%). 2.4.3. Terrenos principalmente agrícolas,

pero con importantes espacios devegetación natural (25%).

3.2.1. Pastizales naturales (100%). 3.2.2.1. Landas y matorrales templado

oceánicos (100%). 3.2.3.1. Grandes formaciones de matorral

denso o medianamente denso(25%).

3.2.3.2. Matorrales subarbustivos o arbusti-vos muy poco densos (100%).

3.2.4. Matorral boscoso de transición(25%).

3.3.3.1. Xeroestepa subdesértica (100%). 3.3.3.3. Espacios orófilos altitudinales con

vegetación escasa (100%). 3.3.4. Zonas quemadas (100%).

· Adicionalmente, se considera apto el por-centaje indicado a continuación de las tie-rras de labor en secano de baja producti-vidad (según nivel de precipitaciones), enlas que debido a la baja productividad dela biomasa energética puede resultar másapropiada la instalación de una central deeste estilo. Según nomenclatura CorineLand Cover 2000: 2.1.1. Tierras de labor en secano con preci-

pitación = 400 mm/año (50%). 2.1.1. Tierras de labor en secano con preci-

pitación. (400, 600) mm/a (25%). · No se consideran aptas para la instalaciónde instalaciones fotovoltaicas con segui-miento azimutal los distintos usos de suelo: · Zonas asociadas a Espacios NaturalesProtegidos, declarados y en proceso

Latitud (ºN)

36 45

Dens

idad

es

d/W

25

5

9

13

17

21

3,1

2,7

2,5

2,3

2,1

1,9

2,9

7

11

15

19

23

37 38 39 40 41 4342 44

1/ρg (m2_terreno /m2_PV_horizontal) 1/ρ∗g (m2_terreno /m2_PV)

ρp (MW/km2-terreno) d/W (espaciamiento relativo)

Gráfico 199 Densidades de ocupación de terreno y de potencia, así como espaciamientos relativos,resultantes del criterio de dimensionado adoptado


200 formal de declaración por el Estado y lasComunidades Autónomas.

· Red Natura 2000: Zonas de Especial Pro-tección para las Aves (ZEPA) + Lugaresde Interés para la Conservación (LIC)

· Los siguientes usos de suelo segúnnomenclatura Corine Land Cover 2000(son los complementarios a los anterio-res, y por tanto no añaden información): 1.1.1. Tejido urbano continuo. 2.1.2. Terrenos regados

permanentemente. 2.1.3. Arrozales. 2.2. Cultivos permanentes. 2.4.1. Cultivos anuales asociados

con cultivos permanentes. 2.4.4. Sistemas agroforestales. 3.1. Bosques. 3.2.2.2. Fayal-berzal macaronésico. 3.2.3.3. Matorrales xerófilos

macaronésicos. 3.3.1. Playas, dunas y arenales. 3.3.2. Roquedo. 3.3.3.2. Cárcavas y/o zonas en proceso

de erosión. 3.3.5. Glaciares y nieves permanentes. 4.1. Zonas húmedas continentales. 4.2. Zonas húmedas litorales. 5.1. Aguas continentales. 5.2. Aguas marinas.

En estas condiciones, el potencial peninsularde potencia a instalar con seguimiento azimu-tal resulta ser de 708,4 GWp, lo cual repre-senta 18,5 kWp/habitante con la poblaciónpeninsular proyectada para el 2050, con unacapacidad de generación eléctrica (evaluada anivel provincial) de 1.382,2 TW.h/año, esto es,el 493,6% de la demanda eléctrica peninsularproyectada para el 2050, y un 90,6% de lademanda total de energía proyectada para el2050, y todo ello ocupando un 8,82% del

territorio peninsular. Por tanto, como vemosel potencial de este tipo de instalaciones,incluso con todas las restricciones sobre usosdel suelo impuestas, es elevadísimo. En losGráficos 200 a 203 mostramos la distribuciónpor CC.AA. de la potencia potencial, de lapotencia per cápita y de la generación eléctri-ca potencial con esta tecnología, referida altotal peninsular y referida a la demanda eléc-trica proyectada para el 2050 en cada Comu-nidad. Como podemos ver, excepto Asturias,País Vasco, Cataluña y Madrid, el resto deCC.AA. tienen un potencial de fotovoltaicaazimutal superior a su demanda eléctrica, lle-gando a ser en algunas CC.AA. como las dosCastillas, Aragón y Extremadura, muy supe-rior a su demanda eléctrica. Comparandoestos resultados con los de la fotovoltaicaintegrada en la edificación vemos cómo hayuna buena complementariedad entre los mis-mos, de tal forma que las CC.AA. con pocacapacidad de fotovoltaica azimutal, por logeneral disponen de un mayor parque deedificios y por tanto de un elevado potencialde fotovoltaica integrada en la edificación.[Ver Gráficos 200, 201, 202 y 203].

5.3.3. Biomasa Las aplicaciones energéticas de la biomasaque vamos a considerar en este estudio lasvamos a dividir en 5 apartados: residual,cogeneración, cultivos energéticos, culti-vos forestales de rotación rápida y aprove-chamiento del monte bajo.

El aprovechamiento de la biomasa que plan-teamos en esta evaluación de techos depotencia es bastante más ambicioso de losque se han hecho hasta la fecha. Ademásde las biomasas residuales y los cultivosenergéticos en tierras de labor habitual-mente considerados en otros estudios,


201

Total = 708,4 GWp

0,4%1,1%

0,5%0,4%0,8%

4,2%

24,5%

2,1%

11,6%

16,6%

2,5%

21,2%

2,2%

9,3%

2,7%

Gráfico 200 Distribución por CC.AA. del potencial de instalaciones fotovoltaicas con seguimientoazimutal. Potencia instalada

Media peninsular =18,5 kW/phab

9,214,0

1,75,05,1

11,2

72,3

2,7

79,6

16,1

14,7

85,7

3,6

55,4

2,9

Gráfico 201 Distribución por CC.AA. del potencial de instalaciones fotovoltaicas con seguimiento azimutal.Potencia instalada per cápita (referida a la población proyectada para el 2050)


202

Total = 1.382,2 TW.h/a

0,3%0,4%0,3%0,5%

3,4%

24,1%

2,0%

11,8%

17,9%

2,5%

21,7%

2,3%

9,1%

2,7%

1,0%

Gráfico 202 Distribución por CC.AA. del potencial de instalaciones fotovoltaicas con seguimientoazimutal. Generación eléctrica

Total peninsular = 494%

251%22%98%59%

210%

1800%

82%

3006%

597%

609%

2196%

110%

1216%

69%

227%

Gráfico 203 Distribución por CC.AA. del potencial de instalaciones fotovoltaicas con seguimientoazimutal. Generación eléctrica referida a la demanda eléctrica proyectada para el 2050en cada Comunidad


203ampliamos por un lado las opciones de culti-vos energéticos a los secanos áridos, eintroducimos de forma generalizada los cul-tivos forestales de rotación rápida y el apro-vechamiento energético del monte bajo. Sibien en todos los casos vamos a imponerfuertes limitaciones ambientales, los techosde potencia asociados a la biomasa quevamos a obtener de este análisis son supe-riores a los habitualmente barajados.

Las principales ventajas de la biomasa en unsistema de elevada penetración renovableson su elevado factor de capacidad y sucapacidad de regular el sistema de genera-ción eléctrica sin necesidad de reducir el fac-tor de capacidad anual gracias al almacena-miento intermedio en forma de energía quí-mica. En efecto, para la mayoría de las otrasfuentes de energía renovable, en el marco deun escenario de elevada penetración renova-ble en el sistema de generación eléctrica, yen ausencia de un cambio radical en el vectorenergético empleado, la regulación de lageneración lleva asociada una reducción delfactor de capacidad anual15, y por tanto unincremento de su LEC. Por este motivohemos querido explorar el máximo potencialde la biomasa para saber con que colchón deregulación de bajo coste contábamos.

Sin embargo, debemos tener en cuenta quela biomasa, respecto a otras tecnologías reno-vables, nos proporciona una densidad depotencia energética considerablemente infe-rior, que además se va reduciendo a medidaque intentamos explotar recursos de bioma-sa de menor productividad como son lossecanos áridos o el monte bajo. En el Gráfico204 mostramos la máxima densidad energé-tica (normalmente será menos por tener elrecurso cierto grado de dispersión) que pode-

mos alcanzar con los distintos tipos de bioma-sa considerados en el caso de explotarlos conηciclo = 30%, ηcaldera = 90% y CF=85%. Comopodemos observar, estas densidades depotencia son considerablemente inferiores alas de 30-4 MW/km2 que podemos alcanzarcon las distintas opciones de solar o con laeólica (rango inferior). Teniendo en cuenta elCF de cada una de las tecnologías, y en elcaso de tener escasez de capacidad de gene-ración, este criterio decantaría la elección porla tecnología de mayor densidad energéticaen un emplazamiento dado.

En el caso de la biomasa y la solar, la situa-ción de tener que elegir entre una u otratecnología se va a presentar frecuente-mente en los terrenos de baja productivi-dad de biomasa (secano árido, secanosemi-árido y monte bajo con baja pluvio-metría), por lo que probablemente la balan-za se incline hacia las aplicaciones solares.Para que estas tecnologías no compitieranen ciertos usos del suelo sería precisodesarrollar opciones de trabajar la biomasaen terrenos de mayor pendiente.

Sin embargo, a priori vamos a evaluar unostechos de generación con biomasa al mar-gen de estas consideraciones para tener lacota superior de hasta donde podemosaprovechar la capacidad de regulación de labiomasa en un sistema de elevada pene-tración renovable. En la valoración de estetecho hemos tenido en cuenta además delas restricciones ambientales, el uso de labiomasa para otros usos distintos al ener-gético, de tal forma que por lo generalhemos admitido sólo unos ciertos porcen-tajes de aprovechamiento con fines ener-géticos de las clasificaciones de terrenoaptas para este fin. [Ver Gráfico 204].

15 Existen excepciones como la termosolar que permite un almacenamiento por un tiempo limitado de la capacidad degeneración (en este proyecto hemos considerado centrales termosolares con 15 horas de almacenamiento), o la hidro-eléctrica que permite almacenamientos por periodos más prolongados. Sin embargo, en el caso de la biomasa encon-tramos una gran flexibilidad a la hora de regular su capacidad de almacenamiento.


204

0,45

0,40

0,35

0,25

0,30

0,20

0,15

0

(P/A

)max

(MW

/km

2 )

Rega

dío

Seca

no a

ltapr

oduc

tivid

ad

Mon

te b

ajo

(350

mm

/año

)

Seca

noár

ido

Seca

nose

miá

rido

Seca

nohú

med

o

0,10

0,05

Gráfico 204 Máximas densidades de potencia de las aplicaciones de la biomasa consideradas en esteestudio. Para el caso del monte bajo hemos representado el caso más desfavorable (emplazamiento de350 mm/año), mientras que en el estudio hemos considerado emplazamientos de monte bajo con unaproductividad de biomasa 5 veces superior. ηciclo=30%, ηcaldera=90% y CF=85%

5.3.3.1. Biomasa residual Para la biomasa residual vamos a tomarcomo base el techo de potencia empleadoen el PFER. Dentro de este apartado debiomasa residual añadiremos al biogás, quepor tanto también evaluaremos a partir delpotencial estimado por el PFER. Sin embar-go, para deducir el correspondiente techode generación, asumiremos la mejora tec-nológica entre la tecnología de generaciónconsiderada en el PFER y la que nosotroshemos adoptado como representativa parael 2050.

En el PFER se presenta una valoración porCC.AA. de la energía primaria (ktep) disponi-ble como biomasa residual y como biogás.También se presenta una valoración delpotencial de cultivos energéticos, peropuesto que vamos a cambiar las hipótesis

de partida para la evaluación de éste, noadoptaremos los valores del PFER.

Sin embargo, en el PFER no se presenta undesglose por CC.AA. del potencial de bioma-sa residual dedicada a la generación de elec-tricidad, sino sólo un valor agregado total(para todas las CC.AA. e incorporando aplica-ciones eléctricas y térmicas), por lo quevamos a introducir las siguientes hipótesisde trabajo para obtener el potencial de bio-masa para aplicaciones eléctricas de estasdos fuentes energéticas:

· El total de biomasa en 1998 lo considerare-mos como residuos.

· Reparto por CC.AA. de potencial estimadosegún reparto objetivo PFER 2010.

· Los potenciales son adicionales a lo actualal inicio del PFER (1998).


205· El reparto por CC.AA. eléctrico/térmicosuponemos que es proporcional a distribu-ción biomasa total.

· Las aplicaciones térmicas se cargan a labiomasa residual.

· Para 2050 asumimos que los usos térmi-cos de la biomasa se reducen un 60%(como porcentaje de la biomasa total) porincorporación de una fracción solar del60% para cubrir carga térmica.

· Se mantiene los CF indicados en PFER.

Los rendimientos de conversión de lastecnologías suponemos que se incremen-tan desde los valores asumidos por elPFER hasta los valores representativos dela tecnología en 2050. En la Tabla 25 mos-tramos tanto los rendimientos asumidospor el PFER, como los que asumimos parael 2050, y los CF. [Ver Tabla 25].

Para pasar los valores obtenidos a nivel deCC.AA. a los correspondientes a nivel provin-cial, suponemos una proporcionalidad con lasuperficie para la biomasa residual, y con lapoblación para el biogás. [Ver Gráfico 205].

Los resultados obtenidos a nivel peninsularson los siguientes:

· Residuos: · P = 7,0 GW. · E = 49,0 TW.h/año.

· Biogás: · P = 0,3 GW. · E = 1,8 TW.h/año.

· Residuos + Biogás:

· P = 7,3 GW. · E = 50,9 TW.h/año.

En el Gráfico 205 mostramos el reparto porCC.AA. del techo de generación eléctrica aso-ciado a la biomasa residual más el biogás. Elreparto del techo de potencia es prácticamen-te el mismo al ser fijos los factores de capaci-dad de biomasa residual y biogás y dominar elde la biomasa residual sobre el biogás.

5.3.3.2. Cogeneración Tanto el PFER como el documento de planifi-cación de los sectores de electricidad y gas(MINECO, 2002) asumen dentro del denomi-nado Régimen Especial la implementación deuna cierta cantidad de instalaciones de coge-neración. En el marco considerado, en el cualpara el escenario 2050 se pretende haberencaminado nuestro sistema energéticohacia la sostenibilidad, cabría esperar que lasaplicaciones de cogeneración en la industria ola edificación pasarán a estar alimentadas conbiomasa para poder ser admitidas. En efecto,la biomasa es la fuente energética que puedepermitir reconducir los sectores industriales yde la edificación hacia la sostenibilidad, portener la capacidad de cubrir el 100% de susdemandas de energía térmica. Sin embargo,la elevada exergía de la biomasa debería con-dicionar su uso directo para generar energíatérmica de media baja temperatura, de talforma que parece lógico asumir que para elescenario considerado las aplicaciones degeneración térmica en estos sectores enbase a biomasa tengan el requisito de imple-mentar una cogeneración.

Tabla 25 Rendimientos y factores de capacidad asumidos para la biomasa residual y el biogás

ηPFER(%) η2050(%) CF (%) Biomasa residual 20,10 33,2 80,0 Biogás 28,32 31 72,3


206

Total: P = 7,2 GW; E = 50,85 TW.h/a

1,5%4,9%1,0%4,2%

12,9%

16,9%

2,6%

4,1%

20,0%

2,3%

8,0%

4,2%

6,0%

9,0%

2,4%

Gráfico 205 Reparto por CC.AA. del techo de generación eléctrica con biomasa residual y biogás.El reparto de potencia por CC.AA. es prácticamente el mismo

Puesto que el concepto detrás de las apli-caciones de cogeneración con biomasa esel mismo que el que actualmente muevelas aplicaciones de cogeneración con com-bustible fósil, parece adecuado asumir quelos escenarios de cogeneración actualmen-te disponibles (para el 2011) puedan estaren el 2050 disponibles con biomasa. Dehecho, si tenemos en cuenta la gran contri-bución del sector edificación al consumoenergético, y la imperiosa necesidad deredirigirlo hacia la sostenibilidad, en un con-texto donde no se permita el uso ineficien-te de la biomasa desde un punto de vistaexergético por necesitarla también para elsistema de generación eléctrica, cabríaesperar un gran incremento de la potenciade cogeneración en base a biomasa res-pecto a los escenarios actuales para lacogeneración fósil en 2011.

Por tanto, de forma muy conservadora,vamos a asumir que en el 2050 se cuenta conuna capacidad de cogeneración a nivel penin-sular basada en biomasa, equivalente a latotal actualmente planificada para el 2011como cogeneración fósil, esto es, una poten-cia de 7,1 GW con una generación (venta +autoconsumo) de 38 TW.h/a. Para distribuirpor CC.AA. esta potencia, hemos empleadola misma distribución porcentual existente enel 2003 según datos de la CNE. En el Gráfico206 mostramos la distribución por CC.AA. dela potencia y generación (hemos asumido CFconstante) de la cogeneración con biomasaen el escenario del 2050. [Ver Gráfico 206].

Sin embargo, a la vista de los resultados obte-nidos para los techos de biomasa con lasrestricciones impuestas, no vamos a consi-derar este potencial de reconversión de la


207cogeneración planificada a biomasa como adi-cional al resto del techo de generación eléctri-ca con biomasa. En efecto, sería necesarioreducir las exigencias sobre los criteriosimpuestos con el fin de disponer de suficien-te biomasa para alimentar simultáneamentela cogeneración aquí planteada y el resto detechos de potencia de biomasa.

5.3.3.3. Cultivos energéticos Para la valoración de los cultivos energéticosvamos a considerar el uso de tierras con dis-tinto nivel de productividad de biomasa. Res-pecto al potencial evaluado en el PFER, noso-tros vamos a ampliar la posibilidad de imple-mentar cultivos energéticos a los terrenos desecano árido. El motivo es que en nuestroescenario de elevada penetración renovable,la biomasa por un lado proporciona unaimportante capacidad de regulación del siste-ma, y por otro lado va a estar compitiendo

con otras tecnologías renovables de mayorcoste de generación, por lo que adquiere sen-tido el plantearse la explotación de terrenoscon menor productividad de biomasa.

En ausencia de información digital sobre elÍndice de Comarcalización, y dado que la basede datos del SIG que vamos a emplear no dis-tingue entre los distintos tipos de secano,vamos a diferenciar los distintos tipos desecano en base a su precipitación anual. En elGráfico 207 mostramos una representaciónde los datos de precipitación anual quehemos empleado tanto para este techo depotencia como para el de los cultivos foresta-les de rotación rápida y para el monte bajo.[Ver Gráfico 207].

Los distintos tipos de suelos que hemosconsiderado para la producción de biomasacon fines energéticos, y las abreviaciones

Total: P = 7,1 GW; E = 38 TW.h/a

0,8%

7,4%5,1%1,1%

11,2%

8,2%

4,5%

0,2%

10,1%

3,9%

6,9%

9,9%

8,5%

20,5%

1,8%

Gráfico 206 Distribución por CC.AA. de la potencia y generación a partir de cogeneración basadaen biomasa para el 2050


208 que vamos a usar para distinguirlos, son lossiguientes: · Secano árido: SA. · Secano semi-árido: SSA. · Secano húmedo: SH. · Secano alta productividad: SAP. · Regadío: R. · Sistemas agroforestales: SAF.

Los porcentajes de aprovechamiento de cadauno de estos tipos de suelos para aplicacio-nes energéticas los hemos asignado tenien-do en cuenta el coste de oportunidad de lasotras aplicaciones para las que se pueda dedi-car este suelo agrícola, de tal forma quehemos admitido mayores porcentajes de utili-zación en los terrenos con menores alternati-vas de producción.

Respecto a los SAF, hemos asumido unosporcentajes de utilización y unas productivida-des bajas. El bajo porcentaje de utilización es

por considerar que no todo el suelo puedeusarse en este caso para cultivos energéticospor competir con otras actividades, y la bajaproductividad es por la práctica actual de dejarestas tierras en barbecho, con lo que su pro-ductividad media anual se ve reducida.

En la Tabla 26 mostramos los niveles de preci-pitación, productividades y porcentajes deaprovechamiento que hemos asumido paralos distintos suelos. [Ver Tabla 26].

Los criterios adicionales que hemos emplea-do para determinar el techo superior de loscultivos energéticos son los siguientes: · Criterio de agrupación: restricciones sobrela agrupación espacial de la biomasa paraalimentar una central de potencia mínima.En el caso de los cultivos energéticos, limi-tamos su implementación a un cierto por-centaje de los usos de suelo, por lo que esposible que el criterio de agrupación no sea

Gráfico 207 Distribución de precipitación anual empleada para determinar los techos de potencia decultivos energéticos, de cultivos forestales de rotación rápida y de aprovechamiento del monte bajo


209

restrictivo. Sin embargo comprobamos quedicho criterio se puede satisfacer con la loca-lización geográfica del porcentaje a explotar.Esta restricción la impondremos en formade un área mínima de biomasa (Ab,min) dentrode un área de recolección circular de radioR= 40 km (Arecolección). Es decir, se descartaránaquellas Arecolección que en su interior no con-tengan un área de biomasa igual o superior aAb,min, elegido imponiendo una tamaño míni-mo a la explotación energética de la bioma-sa. El valor de Ab,min está correlacionado conla productividad y PCI de los cultivos consi-derados, y para las categorías que hemosadoptado, vendrá dada por: · SA: Ab,min = 50 km2.· SSA: Ab,min = 29 km2.· SH: Ab,min = 23 km2.· SAP: b,min = 19 km2.· R: Ab,min = 12 km2.· SAF: Ab,min = 50 km2.

· Restricciones sobre el uso del terreno: no se consideran aptas para el aprovecha-miento de la biomasa los distintos usosde suelo: · Zonas asociadas a Espacios Naturales Pro-tegidos, declarados y en proceso formal dedeclaración por el Estado y las Comunida-des Autónomas.

· Red Natura 2000: Zonas de Especial Pro-tección para las Aves (ZEPA) + Lugares deInterés para la Conservación (LIC)

· Usos del suelo según nomenclatura Cori-ne en los que admitimos cultivos energé-ticos (con porcentajes anteriormenteespecificados): · 2.1.1. Tierras de labor en secano. · 2.1.2. Terrenos regados permanentemente. · 2.4.4. Sistemas agroforestales.

En el Gráfico 208 mostramos los emplaza-mientos que cumplen los criterios impuestospara el aprovechamiento en cultivos energéti-cos, antes de aplicarle los porcentajes de utili-zación establecidos. [Ver Gráfico 208].

Una vez aplicados dichos porcentajes de uti-lización, el total de la superficie empleadapara el techo de cultivos energéticos es el6,34% de la superficie peninsular, permi-tiendo instalar una potencia de 4,73 GWe ygenerar 35,22 TW.h/a de electricidad con latecnología considerada.

En los Gráficos 209 y 210 mostramos la distri-bución por CC.AA. del techo de potencia decultivos energéticos, referido tanto al total depotencia y capacidad de generación con estatecnología, como a la demanda proyectadapara el 2050. [Ver Gráficos 209 y 210].

5.3.3.4. Cultivos forestales de rotación rápida Adicionalmente a los cultivos energéticos tra-dicionales, hemos incorporado la posibilidad

Tabla 26 Precipitación, productividad y factor de utilización para los distintos tipos de suelosdedicados a los cultivos energéticosSuelo Pluviometría Productividad Utilización

mm/año (Tm/ha-año) (%) SA 300-450 7 50 SSA 450-600 12 30 SH 600-800 15 20 SAP > 800 18 10 R -30 5 SAF -7 10


210 Gráfico 208 Emplazamientos cumpliendo los criterios establecidos para los cultivos energéticosantes de aplicar los porcentajes de utilización de cada categoría de suelo

Total: P = 4,73 GW; E = 35,22 TW.h/a

0,8%0,6%0,03%0,004%

0,001%

30,9%

1,3%

6,1%

16,3%

1,4%

23,5%

0,8%

12,7%

3,4%

2,0%

Gráfico 209 Distribución por CC.AA. del techo de potencia y generación a partir de la biomasa concultivos energéticos


211

de implementar cultivos forestales de rotaciónrápida (CFRR) en algunos terrenos actualmen-te no dedicados a la producción agraria.

Hemos considerado dos apartados de CFRRdiferenciados por la pluviometría: zona húme-da (CFRR-H) y zona seca (CFRR-S). En la Tabla27 mostramos los intervalos de pluviometríaque definen estas zonas y la productividad yporcentaje de implementación que hemosasumido. [Ver Tabla 27].

El porcentaje de uso del terreno que hemosasumido (70%) es relativamente elevado.Esto es debido a lo restrictivo del criterio dependientes que hemos impuesto (3%), con-siderando por tanto que el resto de usos de

estas categorías de suelo pueden despla-zarse a zonas de mayor pendiente.

A continuación mostramos los criterios adi-cionales que hemos empleado para deter-minar el techo de CFRR: · Criterio de pendientes: para la correctaoperación de la maquinaria, limitaremos lapendiente máxima de los terrenos que con-sideremos aptos de implementar un CFRR: · Pendiente ≤ 3%

Esta hipótesis, como veremos posteriormen-te, es muy restrictiva dada la orografía denuestro país. Constituye una hipótesis muyconservadora considerando el uso de maqui-naria agrícola actual. Sin embargo, con el


16,1%1,0%

0,2%0,01%

0,002%

58,9%

1,3%

39,7%

13,8%

8,9%

60,7%

1,0%

43,1%

2,3%

11,7%

Gráfico 210 Distribución por CC.AA. del techo de generación a partir de la biomasa con cultivosenergéticos, referido a la demanda eléctrica proyectada para el 2050 en cada Comunidad

Tabla 27 Pluviometría, productividad y porcentaje de uso asociado a los CFRRPluviometría Productividad Porcentaje uso

(mm/año) (Tm/ha-año) (%) CFRR-H ≥ 800 20 70 CFRR-S 400-800 10 70


212 horizonte del 2050, bien cabría esperar unamejora en la maquinaria de explotación fores-tal para poder acceder a terrenos de pendien-te considerablemente superior.

· Criterio de agrupación: restricciones sobrela agrupación espacial de la biomasa paraalimentar una central de potencia mínima.En el caso de los cultivos forestales derotación rápida, limitamos su implementa-ción a un cierto porcentaje de los usos desuelo, por lo que es posible que el criteriode agrupación no sea restrictivo. Sinembargo será necesario comprobar quedicho criterio se puede satisfacer con lalocalización geográfica del porcentaje aexplotar. Esta restricción la impondremosen forma de un área mínima de biomasa(Ab,min) dentro de un área de recolección cir-cular de radio R = 40 km (Arecolección). Esdecir, se descartarán aquellas Arecolección queen su interior no contengan un área de bio-masa igual o superior a Ab,min elegido, impo-niendo una tamaño mínimo a la explota-ción energética de la biomasa. El valor deAb,min está correlacionado con la pluviome-tría anual por depender de ésta la producti-vidad de biomasa, y para los dos intervalosque hemos elegido, vendrá dado por: · CFRR-H: Ab,min = 20 km2.· CFRR-S: Ab,min = 38 km2.

· Restricciones sobre el uso del terreno: no se consideran aptas para el aprove-chamiento de la biomasa los distintosusos de suelo: · Zonas asociadas a Espacios Naturales Pro-tegidos, declarados y en proceso formal dedeclaración por el Estado y las Comunida-des Autónomas.

· Red Natura 2000: Zonas de Especial Pro-tección para las Aves (ZEPA) + Lugares deInterés para la Conservación (LIC).

· Usos del suelo según nomenclatura Corineen los que admitimos CFRR (con porcenta-jes anteriormente especificados según plu-viometría): · 3.1.1.1.1. Perennifolias esclerófilas

y quejigales. · 3.1.1.2. Caducifolias y rebollares. · 3.1.1.3. Otras frondosas de plantación. · 3.1.2.1. Pináceas. · 3.1.3. Bosque mixto.

En el Gráfico 211 mostramos la distribuciónespacial de los emplazamientos cumpliendolos criterios impuestos para la explotaciónde los CFRR. Como podemos apreciar loscriterios impuestos son muy restrictivos,proporcionando un bajo potencial de empla-zamientos. [Ver Gráfico 211].

El techo de potencia de CFRR con la tecno-logía considerada y las restriccionesimpuestas es de 1.928 MWe, ocupando un2,33% de la superficie peninsular, y concapacidad de generar 14,36 TW.h/a de elec-tricidad. En los Gráficos 212 y 213 mostra-mos la distribución por CC.AA. del techo deCFRR con los criterios impuestos, tanto entérminos relativos al techo peninsular,como en términos relativos a la demandaeléctrica proyectada para el 2050. [Ver Gráfi-cos 212 y 213].

Para tantear el efecto de la restricciónimpuesta sobre la máxima pendiente delterreno, hemos procedido a evaluar el techode biomasa de CFRR para una pendientemáxima del 10%. En estas condiciones, eltecho de potencia es de 5.130 MWe, ocu-pando un 5,73% de la superficie peninsular,y con capacidad de generar 38,20 TW.h/a deelectricidad. Como vemos, el efecto de lapendiente permitida en el terreno es muy


213Gráfico 211 Emplazamientos potenciales cumpliendo los criterios impuestos para el aprovechamientode biomasa en forma de CFRR

Total: P = 1,93 GW; E = 14,36 TW.h/a

0,2%

2,7%1,6%2,9%

19,6%

32,7%

0,4%

3,9%

9,5%

0,1%

10,2%

1,4%

5,0%

7,7%

2,3%

Gráfico 212 Distribución por CC.AA. del techo de potencia y generación a partir de la biomasacon CFRR (pendiente ≤ 3%)


214


1,4%

1,8%5,5%3,3%

12,7%

25,4%

0,2%

10,3%

3,3%

0,2%

10,7%

0,7%

6,8%

2,1%

5,5%

Gráfico 213 Distribución por CC.AA. del techo de generación a partir de la biomasa con CFRR, referidoa la demanda eléctrica proyectada para el 2050 en cada Comunidad (pendiente ≤ 3%)

importante. Sin embargo, el techo depotencia y generación obtenido siguesiendo relativamente limitado en compara-ción con los de otras tecnologías, debidopor un lado a que la mayoría de la biomasasigue estando ubicada en mayores pen-dientes y en espacios protegidos, y porotro lado a la menor densidad de potenciade la biomasa respecto a otras tecnologíasrenovables. En los Gráficos 214 a 216mostramos la ubicación de los emplaza-mientos cumpliendo los criterios para eltecho de CFRR con 10% de pendiente, asícomo la distribución por CC.AA. del techode potencia y generación, tanto en térmi-nos relativos al techo peninsular como entérminos relativos a la demanda eléctricapor CC.AA. Como podemos observar enestas condiciones el recurso pasa a estardistribuido entre más CC.AA. [Ver Gráficos214, 215 y 216].

5.3.3.5. Aprovechamiento del monte bajo Como indicábamos anteriormente, comonovedad respecto al potencial de la bioma-sa, hemos añadido la posibilidad de explotar

Gráfico 214 Emplazamientos potencialescumpliendo los criterios impuestos para elaprovechamiento de biomasa de CFRR (máximapendiente de 10%)

Cultivos forestal de rotación rápida (Proyecto Siger)


215

Total: P = 5,13 GW; E = 38,20 TW.h/a

0,4%

4,7%2,1%4,9%

21,8%

22,1%

0,3%

3,0%

7,2%

0,2%

8,6%

2,2%

7,0%

11,0%

4,7%

Gráfico 215 Distribución por CC.AA. del techo de potencia y generación a partir de la biomasa deCFRR (pendiente ≤ 10%)


7,5%

8,3%19,2%14,7%

37,5%

45,7%

0,3%

21,1%

6,6%

1,2%

24,0%

2,9%

25,7%

7,8%

29,8%

Gráfico 216 Distribución por CC.AA. del techo de generación a partir de la biomasa de CFRR, referidoa la demanda eléctrica proyectada para el 2050 en cada Comunidad (pendiente ≤ 10%)


216 parte del monte bajo con fines energéti-cos. El motivo es la impresión previa deque en nuestro país existe una cantidad con-siderable de biomasa en los montes bajosque actualmente no está siendo sometida aningún otro tipo de explotación (la aplicaciónenergética no compite con otras a diferenciade lo que sucede en los otros terrenos), y quecorrectamente gestionada podría proporcio-nar un recurso energético importante de caraa la posibilidad de operar y regular un sistemade generación con muy elevada penetraciónde las energías renovables.

En el monte bajo vamos a suponer una pro-ductividad de biomasa linealmente depen-diente del nivel de precipitaciones. En gene-ral es posible que los turnos de poda másapropiados para este tipo de explotaciónsean interanuales, por lo que las productivi-dades anuales medias es de esperar quesean significativamente inferiores a las delos cultivos energéticos. Las productivida-des anuales equivalentes que hemossupuesto para el monte bajo van de 2 Tm-/ha-año para emplazamientos con 350mm/año hasta 10 Tm/ha-año para emplaza-mientos con 2.000 mm/año.

No hemos considerado la posibilidad de explo-tar el monte bajo en emplazamientos con unapluviometría inferior a los 400 mm/año. Por unlado las productividades que cabría esperaren este caso son muy bajas, conduciendo adensidades de potencia muy inferiores a lasde otras tecnologías que podrían implemen-tarse en estos terrenos, y por otro lado en laactualidad no consideramos que estén sufi-cientemente bien evaluadas su capacidadde rebrote, los turnos de poda adecuados,ni los posibles impactos asociados a estetipo de explotación.

Otros criterios empleados para evaluar eltecho de potencia de biomasa procedentedel aprovechamiento del monte bajo son lossiguientes:

· Criterio de agrupación: se impone una res-tricción relativa a la agrupación de la biomasadisponible para su aprovechamiento energé-tico. Esta restricción la impondremos enforma de un área mínima de biomasa (Ab,min)dentro de un área de recolección circular deradio R = 40 km (Arecolección). Es decir, se des-cartarán aquellas Arecolección que en su interiorno contengan un área de biomasa igual osuperior a Ab,min, elegido imponiendo untamaño mínimo a la explotación energéticade la biomasa. El valor de Ab,min está correla-cionado con la productividad de biomasa.

· Restricciones de pendiente: para la correc-ta operación de la maquinaria, vamos aimponer una restricción de pendientesobre los suelos a utilizar para explotaciónenergética del monte bajo. · Pendiente ≤ 4%.

Esta restricción, al igual que sucedía en elcaso de los CFRR puede limitar mucho elpotencial de biomasa aprovechable, y anuestro parecer es muy conservadora, puessi bien se limita a las condiciones habitualesde operación de la maquinaria agrícola en laactualidad, bien cabría esperar para el 2050el desarrollo de maquinaria capaz de explo-tar terrenos con mayor pendiente.

· Restricciones sobre el uso del terreno: no se consideran aptas para la instalaciónde centrales de biomasa los distintos usosde suelo: · Zonas asociadas a Espacios Naturales Pro-tegidos, declarados y en proceso formalde declaración por el Estado y las CC.AA.


217· Red Natura 2000: Zonas de EspecialProtección para las Aves (ZEPA) + Luga-res de Interés para la Conservación (LIC)

· Se considerarán aptos para el aprovecha-miento energético del monte bajo lossiguientes usos de suelo según nomenclatu-ra Corine (una vez sustraídas las restriccio-nes ambientales anteriormente expuestas): · 3.2.2.1. Landas y matorrales templado

oceánicos. · 3.2.3.1. Grandes formaciones de matorral

denso o medianamente denso. · 3.2.4. Matorral boscoso de transición.

En el Gráfico 217 mostramos, como funciónde la pluviometría, el área mínima admitidapara implementar una explotación delmonte bajo (criterio de agrupación), y lamáxima densidad de potencia que podríaobtenerse. La densidad de potencia efectivarealmente alcanzada en una explotaciónserá por lo general inferior al tener un cierto

grado de dispersión geográfica del recurso.Una vez más debemos resaltar las bajasdensidades de potencia de la biomasa encomparación con otras tecnologías renova-bles. En el caso del aprovechamiento delmonte bajo, esta tecnología pude entrar encompetencia por el terreno con otras tecno-logías como la solar térmica y fotovoltaicacon densidades de potencia sensiblementesuperiores. [Ver Gráfico 217].

En el Gráfico 218 mostramos la localizacióngeográfica de los emplazamientos cumplien-do los criterios impuestos para el aprovecha-miento del monte bajo. Como podemos ver,la disponibilidad de emplazamientos es relati-vamente baja debido a las restriccionesimpuestas en los criterios. [Ver Gráfico 218].

El techo de potencia del monte bajo, con latecnología considerada y las restriccionesimpuestas es de 1.260 MWe, ocupando un

Precipitación (mm/año)250 2000

Ab,m

in (k

m2 )

(P/A

)max

(MW

/km

2 )

200

0

40

80

120

160

0,14

0,08

0,06

0,04

0,02

0,00

Abio

(P/A)max

0,10

20

60

100

140

1800,12

500 750 1000 1250 1500 1750

Gráfico 217 Área mínima para explotación del monte bajo (criterio de agrupación), y máximadensidad de potencia que puede obtenerse


218 Gráfico 218 Emplazamientos potenciales cumpliendo los criterios impuestos para el aprovechamientode biomasa del monte bajo (máxima pendiente de 4%)

Techo de Potencia Monte Bajo

5,42% de la superficie peninsular, y con capa-cidad de generar 9,38 TW.h/a de electricidad.En los Gráficos 219 y 220 mostramos la distri-bución por CC.AA. del techo de monte bajocon los criterios impuestos, tanto en térmi-nos relativos al techo peninsular, como en tér-minos relativos a la demanda eléctrica pro-yectada para el 2050. [Ver Gráficos 219 y 220].

Para tantear el efecto de la restricciónimpuesta sobre la máxima pendiente delterreno, hemos procedido a evaluar el techode biomasa de monte bajo para una pen-diente máxima de 10%. En estas condicio-nes, el techo de potencia es de 2.311 MWe,ocupando un 9,43% de la superficie penin-sular, y con capacidad de generar 17,20TW.h/a de electricidad. Como vemos, elefecto de la pendiente permitida en el terre-no es significativo, pero el techo de potencia

y generación obtenido sigue siendo relativa-mente pequeño en comparación con los deotras tecnologías, debido por un lado a quela mayoría de la biomasa sigue estando ubi-cada en mayores pendientes y en espaciosprotegidos, y por otro lado a la menor densi-dad de potencia de la biomasa respecto aotras tecnologías renovables. En los Gráfi-cos 221 a 223 mostramos la ubicación delos emplazamientos cumpliendo los criteriospara el techo de monte bajo con 10% dependiente, así como la distribución porCC.AA. del techo de potencia y generación,tanto en términos relativos al techo peninsu-lar como en términos relativos a la demandaeléctrica por CC.AA. [Ver Gráficos 221, 222 y 223].

5.3.3.6. Total biomasa En este punto procedemos a agrupar losresultados de la biomasa.


219

Total: P = 1,26 GW; E = 9,38 TW.h/a

0,2%

1,9%0,8%1,3%

17,1%

20,5%

1,3%

9,9%

12,5%

0,1%

18,7%

3,4%

7,0%

3,8%

1,5%

Gráfico 219 Distribución por CC.AA. del techo de potencia y generación a partir de la biomasa delmonte bajo (pendiente ≤ 4%)


1,0%

0,8%1,9%0,9%

7,2%

10,4%

0,4%

17,1%

2,8%

0,1%

12,8%

1,1%

6,3%

0,7%

2,4%

Gráfico 220 Distribución por CC.AA. del techo de generación a partir de la biomasa del monte bajo,referido a la demanda eléctrica proyectada para el 2050 en cada Comunidad (pendiente ≤ 4%)

Resulta conveniente así mismo realizaralgunos comentarios respecto a los resul-tados obtenidos. Los techos de biomasa

evaluados en este proyecto, a pesar de lasmejoras tecnológicas introducidas con latecnología de gasificación y ciclo avanzadode turbina de gas, proporcionan valoressignificativamente inferiores a los obteni-dos con otras tecnologías renovables. Sinembargo, al mirarlos desde la perspectivade las evaluaciones del PFER, los resulta-dos que hemos obtenido para la biomasaestán en línea con los del PFER, mientrasque para otras tecnologías los techos depotencia y generación son muy superioresa los planteados en el PFER.

Las relativamente bajas potencias obteni-das para el techo de la biomasa en compara-ción con otras tecnologías, en parte son unreflejo de la disponibilidad de recursos ennuestro país, en el que respecto a otros paí-ses europeos contamos con mucho másrecurso solar que de biomasa. Sin embargo,


220 Gráfico 221 Emplazamientos potencialescumpliendo los criterios impuestos para elaprovechamiento de biomasa del monte bajo(máxima pendiente de 10%)

Techo potencial para monte bajo

Total: P = 2,31 GW; E = 17,20 TW.h/a

0,4%

3,0%1,6%2,9%

18,9%

16,8%

1,2%

7,6%

11,5%

0,03%

14,6%

5,3%

8,1%

5,5%

2,6%

Gráfico 222 Distribución por CC.AA. del techo de potencia y generación a partir de la biomasa del montebajo (pendiente ≤ 10%)


221


3,6%

2,4%6,7%4,0%

14,6%

15,6%

0,6%

23,9%

4,8%

0,1%

18,4%

3,2%

13,4%

1,7%

7,5%

Gráfico 223 Distribución por CC.AA. del techo de generación a partir de la biomasa del monte bajo,referido a la demanda eléctrica proyectada para el 2050 en cada Comunidad (pendiente ≤ 10%)

los bajos valores obtenidos también estánasociados a los criterios tan restrictivos quehemos impuesto para el aprovechamientodel recurso de la biomasa, tanto en pendien-tes como en disponibilidad de espacios.

Respecto a la disponibilidad de espacios,hemos eliminado todas los espacios prote-gidos, que constituyen un 28,01% de lasuperficie peninsular y además concentrangran cantidad de la biomasa disponible en lapenínsula. Es posible que en parte de estosespacios tuviera sentido plantear una explo-tación sostenible del recurso compatiblecon la conservación de los mismos. Sinembargo, esto requeriría un análisis especí-fico de cada caso particular, y teniendo encuenta que los espacios protegidos actua-les constituyen lo que ha quedado mediana-mente bien conservado del proceso dedesarrollo irrespetuoso con el medio quehemos seguido hasta ahora, nos ha pareci-

do más apropiado no contabilizar las opcio-nes energéticas asociadas a los mismos.

Respecto a la pendiente, hemos impuestotanto en los CFRR como en el monte bajo, cri-terios muy restrictivos de pendiente máximapara permitir la explotación forestal (3% enCFRR y 4% en monte bajo), derivados de lascondiciones habituales de operación de lamaquinaria agrícola. Dada la orografía denuestro país, la mayoría de biomasa asociadaa estas aplicaciones se encuentra localizadaen terrenos de mayor pendiente. De cara a unescenario en el 2050 parece razonable plante-arse la disponibilidad de maquinaria apropiadapara realizar estas labores en terrenos demayor pendiente, por lo que los criterios dependiente máxima que hemos impuesto pue-den verse como muy conservadores.

En los Gráficos 224 y 225 mostramos losresultados agregados de biomasa de cultivos


222

Total: P = 7,92 GW; E = 58,96 TW.h/a

0,6%

1,3%0,5%0,9%

7,5%

29,7%

1,0%

6,2%

14,0%

0,9%

19,5%

1,4%

9,9%

4,5%

2,0%

Gráfico 224 Distribución por CC.AA. del techo de potencia y generación a partir de la biomasa decultivos energéticos, de CFRR (pendiente ≤ 3%) y del monte bajo (pendiente ≤ 4%)

energéticos, CFRR y monte bajo por CC.AA.,tanto en términos relativos a su techo (P =7,92 GW; E = 58,96 TW.h), como en relacióna la proyección de demanda eléctrica para el2050. La explotación de este techo implicaríausar un 14,09% del territorio peninsular. [VerGráficos 224 y 225].

Si a estos resultados le añadimos los corres-pondientes a los techos de biomasa residualy biogás, obtenemos un techo total de15,20 GW de potencia con capacidad degenerar 109,81 TW.h/a de electricidad. Enlos Gráficos 226 y 227 mostramos los resul-tados agregados de biomasa total, tanto entérminos relativos a su techo, como en rela-ción a la proyección de demanda eléctricapara el 2050. [Ver Gráficos 226 y 227].

En el caso de permitir la explotación de CFRRy monte bajo hasta alcanzar pendientes del

10%, los resultados se modifican comomuestran los Gráficos 228 a 231. Al agregar labiomasa de cultivos energéticos, CFRR ymonte bajo por CC.AA., nos proporcionan untecho de P=12,17 GW; E=90,62 TW.h/a, quesignifica un 32,4% de la demanda eléctricapeninsular para el 2050, y que requeriría eluso del 21,50% del territorio peninsular. Alañadir a estos resultados los correspon-dientes a los techos de biomasa residual ybiogás, obtenemos un techo total de19,46 GW de potencia con capacidad degenerar 141,47 TW.h/a de electricidad, locual equivale a un 50,5% de la demanda eléc-trica peninsular para el 2050. En algunasCC.AA. existe recurso suficiente para cubrirtoda su demanda eléctrica en el 2050, peroeste no es ni mucho menos el caso general, eincluso en las CC.AA. con mayor recurso debiomasa relativo a su demanda, el exceso decapacidad de generación eléctrica no es muy


223


18,5%3,6%

7,6%4,2%

19,9%

94,7%

1,8%

67,0%

19,9%

9,2%

84,2%

2,8%

56,3%

5,0%

19,6%

Gráfico 225 Distribución por CC.AA. del techo de generación a partir de la biomasa de cultivosenergéticos, de CFRR (pendiente ≤ 3%) y del monte bajo (pendiente ≤4%), referido a la demandaeléctrica proyectada para el 2050 en cada Comunidad

Total: P = 15,20 GW; E = 109,81 TW.h/a

1,0%

3,0%0,8%2,5%

10,1%

23,5%

1,8%

5,2%

16,9%

1,6%

14,0%

2,7%

8,0%

6,7%

2,2%

Gráfico 226 Distribución por CC.AA. del techo de potencia y generación a partir de la biomasa decultivos energéticos, de CFRR (pendiente ≤ 3%), del monte bajo (pendiente ≤ 4%), residual y biogás


224


60,9%

15,1%20,2%21,3%

49,3%

141,1%

5,7%

105,3%

44,5%

30,1%

114,0%

10,2%

85,8%

13,5%

40,3%

Gráfico 227 Distribución por CC.AA. del techo de generación a partir de la biomasa de cultivosenergéticos, de CFRR (pendiente ≤ 3%), del monte bajo (pendiente ≤ 4%), residual y biogás, referidoa la demanda eléctrica proyectada para el 2050 en cada Comunidad

importante (además, en esas CC.AA. tendránlugar otras demandas energéticas a las que labiomasa podría contribuir de haber suficienterecurso). Como vemos, los resultados hanmejorado significativamente al permitir laexplotación de pendientes más elevadas,pero el mensaje de fondo sigue siendo elmismo: el recurso de biomasa en la Españapeninsular, aunque importante en términosrelativos a la demanda eléctrica, es relativa-mente pequeño frente al disponible con otrastecnologías renovables. Si a esto le añadimosel hecho de que la biomasa energética tieneotros usos potenciales además de la genera-ción de electricidad (transporte, o demandatérmica en la edificación) muy importantes decara a la sostenibilidad del modelo de desa-rrollo en nuestro país, resulta evidente queestamos ante un recurso escaso que requie-re ser gestionado de forma óptima (significa,

según la pendiente máxima de explotaciónpermitida, de un 7,2% a un 9,3% de lademanda energética total). Esto refuerzala necesidad de que la biomasa con fines decubrir la demanda energética de baja tempe-ratura provenga de procesos cogenerativos.[Ver Gráficos 228 y 229, 230 y 231]

5.3.4. Solar termoeléctrica La tecnología termosolar en la que hemosbasado la obtención del techo de potencia esla que hemos detallado en al apartado corres-pondiente al describir las tecnologías. Se tratade una central de colectores cilindroparabóli-cos optimizados, con el límite tecnológicoprevisible en la actualidad, para trabajar ali-mentando un ciclo de potencia de Rankineregenerativo con aero-condensador y tempe-ratura máxima de ciclo de 550 ºC. La centralse ha dimensionado con un múltiplo solar

16 Para el dimensionado hemos adoptado el medio día solar del solsticio de verano, o el primer día despejado más pró-ximo a este.


225

Total P = 12,17 GW; E = 90,62 TW.h/a

0,5%

2,8%1,2%2,6%

12,8%

24,5%

0,8%

5,1%

11,5%

0,6%

15,5%

2,2%

9,4%

7,0%

3,2%

Gráfico 228 Distribución por CC.AA. del techo de potencia y generación a partir de la biomasa de cultivosenergéticos, de CFRR (pendiente ≤ 10%) y del monte bajo (pendiente ≤ 10%)


27,2%

11,7%26,1%18,7%

52,1%

120,1%

2,3%

84,7%

25,2%

10,2%

103,0%

7,1%

82,2%

11,8%

49,0%

Gráfico 229 Distribución por CC.AA. del techo de generación a partir de la biomasa de cultivosenergéticos, de CFRR (pendiente ≤ 10%) y del monte bajo (pendiente ≤ 10%), referido a la demandaeléctrica proyectada para el 2050 en cada Comunidad


226


69,6%

23,2%38,7%35,7%

81,6%

166,5%

6,1%

122,9%

49,7%

31,1%

132,8%

14,5%

111,7%

20,3%

69,7%

Gráfico 231 Distribución por CC.AA. del techo de generación a partir de la biomasa de cultivosenergéticos, de CFRR (pendiente ≤ 10%), del monte bajo (pendiente ≤ 10%), residual y biogás, referidoa la demanda eléctrica proyectada para el 2050 en cada Comunidad

Total: P = 19,46 GW; E = 141,47 TW.h/a

0,9%

3,6%1,1%3,2%

12,8%

21,6%

1,5%

4,7%

14,7%

1,3%

12,7%

3,0%

8,1%

7,8%

2,9%

Gráfico 230 Distribución por CC.AA. del techo de potencia y generación a partir de la biomasa de cultivosenergéticos, de CFRR (pendiente ≤ 10%), del monte bajo (pendiente ≤ 10%), residual y biogás


227de SM= 3 y un almacenamiento térmico de15 h. El dimensionado se ha desarrollado paracada una de las 47 provincias peninsulares16,por lo que las densidades de potencia difierenen las distintas provincias. Posteriormente,las actuaciones de la central para determinarsu factor de capacidad y por tanto el techo degeneración, se han evaluado mediante simu-lación dinámica extendida a un año meteoro-lógico tipo de un modelo de central termoso-lar elaborado en TRNSYS. Se ha llevado acabo una simulación para cada una de las 47provincias peninsulares.

Los criterios empleados para establecer eltecho de potencia termosolar mediante aná-lisis SIG son los siguientes: · Pendientes: · Terrenos con pendiente inferior al 2% (rode-ados por 4 km2 con pendiente menor queel 3%): válidas todas las orientaciones de lapendiente.

· Terrenos con pendiente entre el 2% y el7% (rodeados por 4 km2 con pendientemenor que el 8%): sólo válidas las pen-dientes con orientación de SE a SW. · Terrenos con pendiente superior al 7%: noaptos (considerando que por lo generalestos terrenos representarán zonas acciden-tadas donde sea difícil instalar una central de50 MW, si bien con orientaciones favorablespodrían permitir la instalación de centralesde menor potencia).

· Restricciones sobre el uso del terreno: · Se considera apto el porcentaje indicadoentre paréntesis de los siguientes usos desuelo según nomenclatura Corine LandCover 2000: 2.3. Praderas (30%). 2.4.3. Terrenos principalmente agrícolas,





3.2.3.2. Matorrales subarbustivos o arbus-tivos muy poco densos (100%).


3.3.3.1. Xeroestepa subdesértica (100%). 3.3.3.3. Espacios orófilos altitudinales con

vegetación escasa (100%). 3.3.4. Zonas quemadas (100%).

· Adicionalmente, se considera apto el por-centaje indicado a continuación de las tie-rras de labor en secano de baja productivi-dad (según nivel de precipitaciones). Segúnnomenclatura Corine Land Cover 2000: 1.1.1. Tierras de labor en secano con preci-

pitación = 400 mm/año (50%). 2.1.1. Tierras de labor en secano con preci-

pitación. (400, 600) mm/a (25%). · No se consideran aptas para la instalaciónde centrales termosolares los distintosusos de suelo: · Zonas asociadas a Espacios NaturalesProtegidos, declarados y en proceso for-mal de declaración por el Estado y lasComunidades Autónomas.

· Red Natura 2000: Zonas de Especial Pro-tección para las Aves (ZEPA) + Lugares deInterés para la Conservación (LIC).

· Los siguientes usos de suelo segúnnomenclatura Corine Land Cover 2000(son los complementarios a los anteriores,y por tanto no añaden información): 1.1. Zonas urbanas. 1.2. Zonas industriales, comerciales y de

transporte. 1.3. Zonas de extracción minera, vertede-

ros y de construcción.


228

Gráfico 232 Emplazamientos válidos para la implementación de centrales termosolares segúnlos criterios establecidos

1.4. Zonas verdes artificiales, no agrícolas 2.1.2. Terrenos regados

permanentemente. 2.1.3. Arrozales. 2.2. Cultivos permanentes. 2.4.1. Cultivos anuales asociados con

cultivos permanentes. 2.4.2. Mosaico de cultivos. 2.4.4. Sistemas agroforestales. 3.1. Bosques. 3.2.2.2. Fayal-berzal macaronésico. 3.2.3.3. Matorrales xerófilos


de erosión. 3.3.5. Glaciares y nieves permanentes. 4.1. Zonas húmedas continentales.

4.2. Zonas húmedas litorales. 5.1. Aguas continentales. 5.2. Aguas marinas.

En base a estos criterios, el análisis SIG nosha proporcionado los emplazamientos indi-cados en el Gráfico 232. [Ver Gráfico 232].

Introduciendo las características y actuacio-nes de la tecnología considerada en la dispo-nibilidad de superficie evaluada, obtenemosun techo de potencia peninsular de 2.739GW,con capacidad de generar 9.897 TW.he/a, querepresenta el 3.534% de la demanda eléctri-ca proyectada para el año 2050. Estas canti-dades tan elevadas, confirman el papel tanrelevante que esta tecnología puede ejerceren el abastecimiento energético de nuestropaís. El desarrollo de este potencial requeriríaocupar el 13,26% del territorio peninsular.

Techo de Potencia Solar Termoeléctrica


229

Total = 2.739 GWp

1,4%

2,4%1,2%1,6%

7,4%

23,4%

1,4%

5,8%

13,5%

2,3%

16,0%

2,9%

12,8%

5,6%

2,2%

Gráfico 233 Distribución por CC.AA. del techo de potencia termosolar

En los Gráficos 233 a 235 presentamos ladistribución por CC.AA. del techo de poten-

cia y generación termosolar, éste últimoexpresado tanto en términos absolutos

Total = 9.897 TW.h/a

1,2%1,3%0,8%0,8%

5,4%

22,8%

1,5%

6,4%

16,7%

2,3%

17,1%

3,2%

12,8%

5,8%

1,9%

Gráfico 234 Distribución por CC.AA. del techo de generación termosolar en términos absolutos


230

Total peninsular = 3.534%

6747%

578%1937%661%

2395%

12219%

423%

11570%

3974%

4067%

12380%

1118%

12177%

1074%

3154%

Gráfico 235 Distribución por CC.AA. del techo de generación termosolar en términos relativosa la demanda eléctrica proyectada para el 2050 en cada Comunidad

como en términos relativos a la demandaeléctrica proyectada para cada Comunidad enel año 2050. [Ver Gráficos 233, 234 y 235].

5.3.5. Chimenea solar En una central de chimenea solar, un grancolector solar plano extendido por la base dela chimenea a modo de gran invernadero seencarga de convertir la radiación solar total(directa y difusa) en energía térmica. Parte deesta energía se almacena en el suelo para suuso posterior en horas sin irradiación solar, yla otra parte se emplea para calentar el aire, locual, gracias a la altura de la chimenea, permi-te generar un flujo por convección naturalcuya energía mecánica se emplea en partepara accionar una turbina situada en el interiorde la chimenea y generar electricidad.

El colector colocado en la base de la chime-nea está básicamente configurado en modo

de invernadero con tecnología incluso mássencilla que los colectores planos para pro-ducción de ACS (basta con colocar unacubierta de vidrio o plástico sobre el terre-no). Puesto que las velocidades del airedentro del colector son muy pequeñas, esposible hacer coexistir la central de chime-nea solar con otros usos del terreno comoel cultivo en invernaderos, las praderas, lospastizales naturales, las landas y matorrales,etc. Por tanto, esta tecnología puede acce-der a terrenos en los que no es posibleimplementar otra tecnología renovable. Porotro lado, el hecho de que esta tecnologíasolar haga uso de la radiación solar total (yno solo de la componente directa como lascentrales termosolares de concentración), yde que ya lleve incorporado por su propiaconfiguración una elevada capacidad dealmacenamiento térmico, la convierten enuna opción interesante, especialmente en

los emplazamientos de bajo índice de clari-dad atmosférica donde las actuaciones delas centrales termosolares de concentra-ción se ven muy reducidas. Además, unacentral de chimenea solar no tiene ningúnrequerimiento de agua para operar.

Una central de chimenea termosolar generaelectricidad las 24 h del día, pues incluso porla noche, la energía almacenada en el suelo yla protección de las pérdidas radiativas infra-rrojas que le proporciona la cubierta del colec-tor, calientan el aire interior respecto alambiente exterior y producen un flujo porconvección natural cuya energía aprovecha laturbina para generar electricidad. En ausenciade actuaciones adicionales, la potencia eléc-trica nocturna es sensiblemente inferior a ladiurna. Pero es posible introducir elementosadicionales, como sistemas de almacena-miento por cambio de fase en la base delcolector, para conseguir una mayor regulari-dad de la generación eléctrica.

Como desventajas frente a las centrales ter-mosolares de concentración podemos citarla menor densidad de potencia y rendimien-to de conversión total, así como el mayor

impacto visual asociado a la gran altura de latorre. [Ver Gráfico 236].

La primera chimenea solar, con una poten-cia de 50 kWe, una altura de torre de 195 my un diámetro de colector solar de 240 m seinstaló en Manzanares (Ciudad Real) en1982, y estuvo operativa hasta 1989 (Gráfico236). Desde hace ya algunos años se vienehablando de la inminente instalación enalgunos países (Australia, India, etc.) decentrales de chimenea solar con una poten-cia unitaria de 200 MWe, con chimeneas dealtura del orden de 1 km y colectores condiámetros del orden de 5-7 km. En el Gráfi-co 237 mostramos un esquema de las chi-meneas solares planificadas en Australia.[Ver Gráfico 237].

En este proyecto, y dado el detalle con el quese ha desarrollado el análisis de otras tecnolo-gías, no ha sido posible emprender una análi-sis detallado de esta tecnología. Sin embar-go, a pesar de ello, sí que nos ha parecidointeresante realizar una valoración preliminary conservativa del potencial de la tecnologíapara llamar la atención sobre su existencia yrelevancia. A la vista del gran potencial evalua-do para las centrales termosolares de con-centración, resulta evidente que las tecnologí-as termosolares pueden jugar un papel muyrelevante en el abastecimiento eléctrico en


231

Gráfico 236 Chimenea solar instalada y operada enManzanares (Ciudad Real)

Gráfico 237 Chimeneas solares con potenciaunitaria de 200 MWe planificadas en Australia


232 nuestro país. De entre las distintas tecnologí-as termosolares disponibles, entre las queincluimos las chimeneas solares, para cadauno de los emplazamientos habría que elegirla opción más apropiada desde un punto devista técnico-económico-ambiental.

De cara a las siguientes fases de este proyec-to (análisis temporal del sistema de genera-ción) no incorporaremos la chimenea solar,dejando al modelo de central termosolar deconcentración que represente a todas las tec-nologías termosolares. Sin embargo, en otroanálisis futuro con mayor grado de detalle síque sería conveniente incorporar esta tecnolo-gía con un modelo propio para retener suspeculiaridades de secuencia temporal degeneración (manteniendo una potencia míni-ma por las noches), y su capacidad de ocuparterrenos que no están permitidos a las centra-les termosolares de concentración por incapa-cidad de coexistir con los usos actuales.

Sin embargo, en este proyecto sí que vamosa proceder a valorar los techos de potenciay generación de esta tecnología de formaaproximada y conservadora. Para ello asu-miremos una misma densidad de potenciaen todas las provincias peninsulares (un dise-ño estandarizado de chimenea), con un valorde P/A = 4,5 MW/km2, y un factor de capaci-dad dependiente de la irradiación total encada emplazamiento, tomando como referen-cia un CF = 43% en un emplazamiento con2.300 kW.h/m2 a de irradiación total.

Los criterios que hemos establecido paradeterminar la disponibilidad de superficiepara esta tecnología son los siguientes: · Superficie mínima requerida por una central(determina la unidad mínima de agregación): 4 km2.

· Pendientes: · Terrenos con pendiente inferior al 2%: váli-das todas las orientaciones de la pendiente.

· Terrenos con pendiente entre el 2% y el7%: sólo válidas las pendientes con orien-tación de SE a SW.

· Terrenos con pendiente superior al 7%:no aptos.

· Restricciones sobre el uso del terreno: · Se considera apto el porcentaje indicadoentre paréntesis de los siguientes usos desuelo según nomenclatura Corine LandCover 2000:

2.1.2.1. Cultivos herbáceos enregadío (5%). 2.1.2.2. Otras zonas de irrigación (85%). 2.3. Praderas (60%). 2.4.3. Terrenos principalmente agrícolas,





3.2.3.2. Matorrales subarbustivos oarbustivos muy poco densos(100%).


3.3.3.1. Xeroestepa subdesértica (100%). 3.3.3.3. Espacios orófilos altitudinales

con vegetación escasa (100%). 3.3.4. Zonas quemadas (100%).

· Adicionalmente, se considera apto el por-centaje indicado a continuación de las tie-rras de labor en secano de baja productivi-dad (según nivel de precipitaciones). Segúnnomenclatura Corine Land Cover 2000: 2.1.1. Tierras de labor en secano con pre-cipitación = 400 mm/año (50%).


2332.1.1. Tierras de labor en secano con pre-cipitación. (400, 600) mm/a (25%).

· No se consideran aptas para la instalaciónde centrales de chimenea solar los distin-tos usos de suelo: · Zonas asociadas a Espacios NaturalesProtegidos, declarados y en procesoformal de declaración por el Estado ylas Comunidades Autónomas.

· Red Natura 2000: Zonas de EspecialProtección para las Aves (ZEPA) +Lugares de Interés para la Conserva-ción (LIC)

· Los siguientes usos de suelo segúnnomenclatura Corine Land Cover 2000(son los complementarios a los anterio-res, y por tanto no añaden información): 1.1. Zonas urbanas. 1.2. Zonas industriales, comerciales y detransporte.1.3. Zonas de extracción minera, vertede-

ros y de construcción.

1.4. Zonas verdes artificiales, no agrícolas 2.1.3. Arrozales. 2.2. Cultivos permanentes. 2.4.1. Cultivos anuales asociados con

cultivos permanentes. 2.4.2. Mosaico de cultivos. 2.4.4. Sistemas agroforestales. 3.1. Bosques. 3.2.2.2. Fayal-berzal macaronésico. 3.2.3.3. Matorrales xerófilos


de erosión. 3.3.5. Glaciares y nieves permanentes. 4.1. Zonas húmedas continentales. 4.2. Zonas húmedas litorales. 5.1. Aguas continentales. 5.2. Aguas marinas.

Gráfico 238 Emplazamientos cumpliendo los criterios para la ubicación de centrales de chimenea solar

Techo de Potencia Chimenea Solar


234

Total = 324,3 GWp

0,8%

1,4%1,0%2,0%

7,1%

22,9%

1,9%

8,5%

14,5%

2,3%

16,7%

3,3%

11,1%

4,8%

1,7%

Gráfico 239 Distribución por CC.AA. del techo de potencia de centrales de chimenea solar

En base a estos criterios, al análisis SIG haproporcionado la disponibilidad de superficiemostrada en el Gráfico 238. [Ver Gráfico 238].En base a esta disponibilidad de terrenos y alos parámetros tecnológicos asumidos, eltecho de potencia peninsular de las centralesde chimenea solar es de 324,3 GWe, y eltecho de generación eléctrica de 836,2TW.h/a, ocupando un 14,60% del territoriopeninsular. En los Gráficos 239 a 241 mostra-mos la distribución por CC.AA. de estostechos de potencia y generación, refiriéndoloen este último caso tanto al techo peninsularde generación como a la demanda eléctricaproyectada para el 2050 en cada Comunidad.Como podemos ver, la gran mayoría deCC.AA. (a excepción de País Vasco, Cataluñay Madrid) tendrían el potencial de cubrir sudemanda eléctrica con esta tecnología (a faltadel análisis temporal y de capacidad de trans-porte de la red). [Ver Gráficos 239, 240 y 241].

5.3.6. Olas La caracterización de la energía de las olas esen nuestro país prácticamente inexistente.Sin embargo, su potencial es significativo, ycomplementario al de la eólica marina, pues-to que ambas tecnologías pueden coexistiren un mismo emplazamiento, una de ellasaprovechando el viento local, y la otra aprove-chando el viento lejano cuya energía cinéticase ha almacenado en las olas.

En principio esta tecnología no estaba pen-sado incorporarla en el estudio, pero en basea las estimaciones de potencial que hemosrealizado hemos decidido incorporarla. Sinembargo, la evaluación de la generaciónpotencial y del techo de potencia a instalarque presentamos en esta primera parte delproyecto tiene un carácter aproximado, y secorresponde a evaluaciones bastante menosdetalladas que con las otras tecnologías.


235

Total = 836,2 TW.h/a

0,7%

1,1%0,8%1,5%

6,0%

22,4%

1,9%

9,2%

16,3%

2,4%

17,0%

3,5%

11,0%

4,9%

1,5%

Gráfico 240 Distribución por CC.AA. del techo de generación de centrales de chimenea solar, expresadocomo porcentaje del techo de generación peninsular


320%

41%153%98%

224%

1012%

46%

1410%

329%

352%

1042%

102%

885%

76%

217%

Gráfico 241 Distribución por CC.AA. del techo de generación de centrales de chimenea solar, expresadocomo porcentaje de la demanda eléctrica por CC.AA. proyectada para el año 2050

La única referencia que hemos encontradorelativa a la evaluación del recurso es unmapa mundial con indicación de la potenciamedia en (Boile G., 1996). A partir de los valo-res mostrados en este mapa para España,modulándolos con las características de lasdistintas regiones costeras según nuestroconocimiento cualitativo, y mediante una eva-luación SIG de la línea de costa potencialmen-te aprovechable en la franja de 5 km a 30 kmdonde previsiblemente se instalarán los aero-generadores off-shore, hemos deducido laproducción potencial con esta tecnología(asumiendo un rendimiento medio de conver-sión representativa de los sistemas actuales).Es de resaltar que la línea de costa a la quenos referimos es de longitud considerable-mente inferior a la línea de costa geográfica, yno reproduce las irregularidades de la costareal. Se trata de una línea trazada paralela-mente a la línea media de costa y colocada enla franja de 5 a 30 km de distancia. Esta líneade costa nos proporciona una estimación delpotencial energético de las olas cercanas atierra y por tanto apropiadas para su aprove-chamiento energético con unos requerimien-tos de infraestructura similares (e inclusocompartidos) con la eólica off-shore. Sinembargo, no es necesario que físicamentelos sistemas se distribuyan linealmente. Pue-den estar alternos dentro de esa franja de 5 a30 km aprovechando cada uno el frente deolas correspondiente pero sin generar unabarrera continua.

En el Gráfico 242 mostramos la energía anualpotencialmente obtenible en cada Comuni-dad Autónoma. Como vemos, con una poten-cia instalada de 134,03 GW se obtendría unageneración potencial de 329 TW.h/año, estoes, un 118% de la demanda eléctrica peninsu-lar proyectada para el 2050. Incluso si asumi-

mos que el potencial técnicamente aprove-chable es sólo el 90% del disponible (laopción de distribuir los sistemas intercaladosen su distancia a la costa hace que no existauna barrera continua), con una potencia insta-lada de 84,4 GW, la energía eléctrica totalsería de 296 TW.h/año, todavía superior a los280 TW.h/año proyectados como demandapeninsular. Por tanto, la contribución potencialde la energía de las olas en un sistema degran penetración renovable puede ser muyimportante. Si además tenemos en cuentaque tanto este sistema como la eólica marinaanteriormente evaluada no compiten en elespacio por aprovechar recursos complemen-tarios, sino que incluso presentan sinergias alpoder compartir estructuras (líneas de trans-misión, etc.), nos encontramos con dos tec-nologías tales que el potencial de cada una deellas es superior a la demanda proyectada.Evidentemente, la capacidad de cubrir tem-poralmente la demanda eléctrica forzará aregular estas tecnologías de tal forma quefuncionen con un factor de capacidad inferiora su máximo no pudiendo aprovechar sumáxima generación potencial, pero inclusofuncionado a un factor de capacidad relativo asu máximo inferior al 50% ya habría capaci-dad de cubrir la demanda. [Ver Gráfico 242].

Respecto a las restricciones ambientales, lainformación geográfica que hemos manejado(Red Natura 2000 y red de Espacios NaturalesProtegidos) incorporan porcentajes muy ele-vados de protección de línea de costa en lagran mayoría de provincias, lo cual contrastacon el fuerte desarrollo urbanístico en algu-nas de estas áreas. Dada la dificultad dediscernir en SIG si la región protegida selimita a la costa tierra adentro o abarca tam-bién la región marina, y dado que la explota-ción de tecnología de las olas se plantearía


236


237

Total peninsular = 329 TW.h/año3,4%10,0%

44,2%

26,4%

1,4%

4,6%

6,4%

3,7%

Gráfico 242 Producción eléctrica anual a partir del aprovechamiento de la energía de las olas,aprovechando toda la línea de costa

a distancias de la costa superiores a 5 km yse realizaría con tecnología de muy bajoimpacto (se han excluido los sistemas OWCen costa), vamos a considerar como techo deproducción con las olas el correspondiente aexplotar el 90% de la línea de costa. En elGráfico 243 mostramos la potencia mediaanual (no la potencia instalada) por CC.AA. delos sistemas de generación eléctrica conenergía de las olas. [Ver Gráfico 243].

Para apreciar mejor el gran potencial de estatecnología, en el Gráfico 244 mostramos laproducción eléctrica con tecnología de lasolas en cada Comunidad en valor relativo a sudemanda eléctrica proyectada para el 2050, yteniendo en cuenta que sólo se aprovecha un90% de los emplazamientos potencialmentedisponibles. Como vemos, la cobertura relati-va de la demanda eléctrica de las CC.AA. conlínea de costa es del 156% en total, siendo

muchas de ellas excedentarias (Galicia, Can-tabria, Asturias y Andalucía). A nivel provincialtodavía es más exagerado el carácter exce-dentario de algunas zonas, resaltando porejemplo A Coruña con una producción eléctri-ca de un 1035% de su demanda proyectadapara el 2050, Huelva con un 907% y Cádizcon un 592%. [Ver Gráfico 244].

En el Gráfico 245 mostramos la produccióneléctrica en cada Comunidad aprovechandoun 90% de su potencial de energía de lasolas, en valor relativo a la demanda peninsularproyectada para el año 2050. Como vemos,Galicia, Andalucía y Cataluña proporcionantodas ellas aportaciones muy importantes a lacobertura de la demanda eléctrica peninsular.[Ver Gráfico 245].

A la vista de estos resultados mostrando laimportante contribución potencial de esta


238

Ptot = 84,4 GW

3,1%2,9%8,4%

37,3%

22,3%

1,2%

3,9%

5,4%

Gráfico 243 Reparto por CC.AA. del techo de potencia de los sistemas de generación eléctricaaprovechando la energía de las olas

Total cobertura demanda CCAA generadoras = 156%

50%245%233%

589%

188%

72%

47%

35%

Gráfico 244 Cobertura relativa de la demanda eléctrica en cada Comunidad Autónoma con generacióneléctrica a partir de la energía de las olas, aprovechando el 90% del potencial disponible


239

Total cobertura demanda peninsular = 105,7%

3,9%3,6%10,5%

46,7%

27,8%

1,4%

4,8%

6,7%

Gráfico 245 Cobertura relativa de la demanda eléctrica peninsular con generación eléctrica a partir de laenergía de las olas en las distintas Comunidades Autónomas, aprovechando el 90% del potencial disponible

tecnología para satisfacer las necesidadeseléctricas en el año 2050, a pesar de sumenor desarrollo comercial en la actualidad, yteniendo en cuenta que tecnológicamente nopresentan grandes problemáticas a resolver,y es más, el hecho de que su desarrollopuede compartir gran parte de recursos conel de la eólica marina que sin duda va a imple-mentarse, hemos optado por incluir la ener-gía de las olas en el mix energético del esce-nario renovable desde un principio.

5.3.7. Geotérmica A partir de una evaluación preliminar llega-mos a la conclusión de que el recurso geo-térmico en la España peninsular mediante latecnología de HDR era significativo, motivopor el cual hemos procedido a recopilar lainformación disponible sobre evaluación delrecurso y a procesarla para obtener unavaloración más precisa del potencial exis-tente, mediante la estimación de los techos

de potencia y generación, así como su dis-tribución en la península.

Hasta la fecha se ha prestado relativamen-te poca atención a la evaluación del recur-so geotérmico en nuestro país. En el Gráfi-co 246 mostramos un mapa europeo detemperaturas a 5 km de profundidad, en el

Gráfico 246 Mapa de recursos geotérmicos enEuropa para la aplicación de HDR. Temperatura delas rocas a 5 km de profundidadEuropean Geothermal ResourcesWorking document based on dataintegrated on 01/09/2000

que podemos constatar la ausencia de valoresen la mayoría de la península. [Ver Gráfico 246].

La información disponible sobre la evalua-ción del recurso geotérmico en nuestro paísse encuentra en (Fernández M., et al, 1998)y en (Hurter S., Haenel R., 2002). En estasreferencias se presentan las medidas reali-zadas hasta la fecha de flujos de calorsuperficiales y conductividades del terreno.Al procesar esta información hemos consta-tado la falta de uniformidad territorial en lamisma, por lo que hemos procedido a pro-cesar la información disponible en forma devalores medios provinciales, y medianteinterpolación con los valores disponibles,teniendo en cuenta la estructura geológicade los emplazamientos, hemos procedido acompletar la información disponible paratener una primera aproximación de losmapas peninsulares de flujo de calor super-ficial y conductividades del terreno. Eviden-temente, sería preciso profundizar más enla evaluación del recurso, midiendo los flu-jos de calor en todos los emplazamientosinterpolados, y analizando la variación de laconductividad del terreno con la profundi-dad, aspectos que quedan completamentefuera del alcance de este proyecto. Sinembargo, con los mapas obtenidos, hemospodido proceder a realizar la primera evalua-ción a nivel peninsular de las posibilidadesde esta tecnología con suficiente precisióncomo para evidenciar la necesidad de estu-dios posteriores que profundicen en la valo-ración del potencial.

En los Gráficos 247 y 248 mostramos losmapas de conductividad del terreno y flu-jos de calor empleados para la valoraciónde los techos de potencia y generacióngeotérmica. [Ver Gráficos 247 y 248].

El planteamiento de aprovechamiento geotér-mico que vamos a realizar es manteniéndosedentro de los límites de sostenibilidad deexplotación del recurso, lo cual conduce apotencias instaladas significativamente infe-riores a las que actualmente se emplean enlos emplazamientos geotérmicos explotados.

Puesto que la tecnología está comercial-mente disponible en ciclos de potencia apartir de 0,2 MW, y dado que la captaciónenergética, y por tanto el mayor impactosobre el medio, se desarrolla a gran profun-didad, en principio podría pensarse que todala superficie nacional sería apta para aprove-char el flujo geotérmico. Sin embargo, ydado que el elevado coste de la perforaciónforzará a la implementación de potenciaselevadas para reducir la repercusión econó-mica sobre el coste de la electricidad, vamos


240 Gráfico 247 Mapa de conductividad del terreno

Gráfico 248 Mapa de flujo de calor geotérmico


241a excluir ciertas áreas de las posibilidades deaprovechamiento geotérmico, como losespacios protegidos, con el fin de evitar suimpacto en superficie. Sin embargo, y dadoque una central geotérmica en superficieaccede al recurso geotérmico del subsuelosituado en una extensión muy superior a laocupada por la central, no excluiremos de lacontabilidad geotérmica áreas con otro usosuperficial ya establecido.

En cuanto a los usos del terreno hemosimpuesto los siguientes criterios: · No se consideran aptos para la generacióngeotérmica de electricidad los distintosusos de suelo: · Zonas asociadas a Espacios NaturalesProtegidos, declarados y en proceso for-mal de declaración por el Estado y lasComunidades Autónomas.

· Red Natura 2000: Zonas de Especial Pro-tección para las Aves (ZEPA) + Lugaresde Interés para la Conservación (LIC).

· Los siguientes usos de suelo segúnnomenclatura Corine: 3.3.5. Glaciares y nieves permanentes

· Sólo se considera accesible para la gene-ración geotérmica de electricidad el por-centaje indicado entre paréntesis de lossiguientes usos del suelo (según nomen-clatura Corine): 1.1. Zonas urbanas (50%). 1.2.1. Zonas industriales o comerciales

(70%). 1.4. Zonas verdes artificiales, no agrícolas

(50%). 3.1. Bosques (70%). 3.2. Espacios de vegetación arbustiva y/o

herbácea (70%). En cuanto a la tecnología vamos a adoptarlos siguientes parámetros representativos dela situación actual:

· CF = 90%. · ηciclo = 11%. · Pneta = 50 MWe. · Consumo bombeo = 17% de Pneta.

Respecto al recurso, hemos asumido queen todos los casos se perfora hasta la sufi-ciente profundidad (dependiente del recur-so geotérmico disponible) para alcanzar180 ºC en las rocas.

Como resultados globales a nivel peninsulardel análisis realizado obtenemos que la máxi-ma potencia instalable sin incorporar restric-ciones del uso del terreno pero manteniendoel requisito de sostenibilidad en la explota-ción, es de 3,88 GWe, con una generacióneléctrica de 30,6 TW.h/año.

De estos valores podemos concluir queincluso manteniéndonos en los límites de laexplotación sostenible la potencia y genera-ción potenciales son suficientemente eleva-das para que la tecnología pueda jugar unpapel relevante.

Al imponer restricciones en el uso del terre-no, manteniéndonos siempre dentro de loslímites de sostenibilidad en la explotacióndel recurso, los techos de potencia y genera-ción a nivel peninsular quedan de la siguien-te forma: · Sin restricciones: · P = 3,88 GW. · E = 30,6 TW.h/año.

· Con restricciones de espacios naturales: · P = 2,82 GW. · E = 22,2 TW.h/año.

· Añadiendo las restricciones en usos deespacios: · P = 2,48 GW. · E = 19,5 TW.h/año.


242

Total: P = 2,48 GW; E = 19,53 TW.h/a

0,8%2,2%1,3%0,7%1,2%

10,5%

17,5%

1,3%

7,0%

15,6%

2,2%

17,5%

5,2%

9,9%

7,1%

Gráfico 249 Distribución por CC.AA. de los techos de potencia y generación dentro de los límitesde sostenibilidad y con todas las restricciones de uso de terreno impuestas

En el Gráfico 249 mostramos el reparto porCC.AA. de los techos de potencia y genera-ción en el caso de adoptar todas las restric-ciones en usos del terreno. [Ver Gráfico 249].

5.3.8. Hidroeléctrica Respecto a los techos de potencia y gene-ración hidroeléctrica vamos a considerar losobjetivos del PFER como potencia efectivainstalada en el 2050. El potencial de lahidroeléctrica en nuestro país es superior alos objetivos marcados por el PFER, pero elpotencial pendiente de desarrollar es difícilque se llegue a implementar por motivosmedioambientales, por lo que no vamos aasumir desarrollo alguno más allá de losobjetivos del PFER para 2010.

Respecto a la minihidráulica (P < 10 MW),el PFER propone un total de 2.228 MWpara el 2010. El potencial referenciado en el

PFER es de 3.929 MW, y la potencia totalincluyendo la que estaba en trámite deaprobación en 1999 era de 2.856 MW. ElRD 436/04 establece un límite de validezdel régimen económico actual al alcanzar2400 MW. El documento de planificaciónde los sectores de electricidad y gas(MINECO, 2002) menciona 2.380 MW.

Respecto a las centrales con P > 10 MW,la propuesta del PFER para 2010 es de16.571 MW, mientras que el potencial refe-renciado en este documento es de 26.608 MWe, y el total incluyendo las cen-trales en trámite en 1998 era de 18.917MW. En (MINECO, 2002) se apunta a untotal de 16.571 MW (incluyendo todas laspotencias), y el existente en 2003 (REE,2003) era de 16.657 MW. En (EC, Enero2003) se presentan escenarios para Espa-ña que incluyen un incremento de la


243

P = 2,228 GW; E = 6,91 TW.h/a

2,6%9,5%

2,8%2,7%6,2%

8,2%

19,9%

2,2%

2,7%

7,1%

1,0%

6,0%

2,0%

13,3%

13,8%

Gráfico 250 Potencia y generación minihidráulica para 2050

potencia hidroeléctrica hasta alcanzar los19.760 MW para el año 2030.

Como vemos, existe un potencial significati-vamente superior a los valores adoptadospor el PFER para 2010, pero en base a la pro-blemática ambiental de su desarrollo, deforma conservadora asumiremos que lapotencia instalada en 2050 en centrales con-vencionales y mixtas en el R.O. se corres-ponde con el objetivo del PFER para el 2010(esto es, 16.571 MW). Para esta potenciaasumiremos una producción eléctrica poraportaciones naturales y gestión de reservasde 30,71 TW.h/año, la cual, tomado comobase el producible hidroeléctrico histórico en2003, y asumiendo una proporcionalidad delmismo con la potencia instalada, es equiva-lente a asumir un índice de produciblehidráulico menor o igual que el 90%, estoes, un año hidráulico ligeramente seco sin

tirar de reservas interanuales, o seco si setira de reservas.

En los Gráficos 250 a 253 mostramos la distri-bución por CC.AA. de la potencia y producciónminihidráulica, hidráulica de más de 10 MW ehidráulica total que asumiremos implementa-das en el 2050. [Ver Gráficos 250, 251, 252 y 253].

En el Gráfico 254 mostramos la modulaciónestacional del producible hidroeléctrico en el2003. Para el 2050 adoptaremos la mismamodulación estacional pero escalada por unfactor de 1,176 para tener en cuenta la modifi-cación de la potencia instalada. [Ver Gráfico 254].

5.4. Recopilación de techos de generación

Pasamos a continuación a recopilar los techosde potencia y generación anteriormente eva-luados para adquirir una perspectiva global


244

P = 16,571 GW; E = 30,71 TW.h/a

0,1%0,2%

0,8%0,9%4,4%

20,2%

32,7%

0,4%

10,9%

3,1%

0,2%

2,4%

2,8%

9,0%

11,9%

Gráfico 251 Potencia y generación de hidráulica con potencia superior a 10 MWe para el 2050

P = 18,80 GW

0,4%1,3%

1,0%1,1%4,6%

18,8%

31,2%

0,6%

9,9%

3,6%

0,3%

2,9%

2,7%

9,5%

12,1%

Gráfico 252 Potencia total hidráulica para el 2050

de las posibilidades de las renovables en lacobertura de la demanda energética ennuestro país.

En la Tabla 28 mostramos los techos depotencia y generación peninsulares de las dis-tintas tecnologías consideradas y obtenidas


245

E = 37,61 TW.h/a

0,5%1,9%

1,1%1,2%4,7%

18,0%

30,3%

0,7%

9,4%

3,9%

0,3%

3,1%

2,7%

9,7%

12,2%

Gráfico 253 Generación total hidráulica para el 2050

350

300

250

200

150

100

50

0E F M A M J J A S O N D



127146 116 106

95

74

3216

2146

74103

Gráfico 254 Modulación estacional del producible hidroeléctrico en el 2003 (REE, 2003). Para el 2050adoptaremos la misma modulación pero escalada por un factor de 1,176


246 Tabla 28 Techos de potencia y generación peninsular

Techo potencia Techo generación Demanda eléctrica Demanda total Ocupación territorio (GWp) (TW.h/año) (%) (%) (%)

Demanda total 1525Demanda eléctrica 280Hidroeléctrica(P >10 MW)* 16.6 30.7 11.0 2.0Minihidráulica(P < 10 MW)** 2.2 6.9 2.5 0.5Eólica terrestre(CF datos CNE)*** 915.1 1902 679.3 124.7 56.64Eólica terrestre(CF Weibull)*** 915.1 2285 816.1 149.8 56.64Eólica marina 164.8 334.0 119.3 21.9Fotovoltaica integrada 494.5 569.3 203.3 37.3Fotovoltaica azimutal 708.4 1382.0 493.6 90.6 8.82Biomasa residual y biogas 7.3 50.9 18.2 3.3Cultivos energéticos 4.7 35.2 12.6 2.3 6.34Cultivos forestales derotación rápida (p < 3%)**** 1.9 14.4 5.1 0.92 33Cultivos forestales derotación rápida (p < 10%) 5.1 38.2 13.6 2.5 5.73Monte bajo (p< 4%)**** 1.3 9.4 3.4 0.6 5.42Monte bajo (p< 10%) 2.3 17.2 6.1 1.1 9.43Biomasa total 15.2 109.8 39.2 7.2 14.09(menor pendiente)Biomasa total 19.5 141.5 50.5 9.3 21.50(mayor pendiente)Solar termoeléctrica 2738.8 9897.0 3534.6 649.0 13.26Chimenea solar 324.3 836.0 298.6 54.8 14.60Olas 84.4 296.0 105.7 19.4Geotérmica HDR***** 2.5 19.5 7.0 1.3 0.0002

* Se corresponde con los objetivos para 2010 de (PFER, 1999). No se añade ocupación de terreno por no haberse evaluado en el marco de esteproyecto. La ocupación de terreno corresponde a los embalses actualmente ya existentes.

** Elaborado a partir de los objetivos para 2010 de (PFER, 1999) adaptando los rendimientos de conversión. *** La ocupación del terreno mostrada se corresponde con la de los parques eólicos. Sin embargo debe tenerse en cuenta que un parque eólico

con las densidades de potencia y el tamaño de máquina considerados, permite simultaneidad de usos el terreno del parque con otras apli-caciones. En la eólica se proporcionan dos techos de generación asociados a dos métodos de cálculo del factor de capacidad. Por falta dedisponibilidad de datos eólicos representativos para cada provincia, los techos de generación se han evaluado mediante los factores decapacidad registrados por la CNE en el año 2003, y mediante distribuciones de potencial eólico valoradas como representativas de losemplazamientos tipo. El gran parecido de ambos resultados, y el hecho de que representa el techo de generación de una implementacióneólica a gran escala (los emplazamientos muy buenos son minoritarios y ya están ocupados), permite ver estos resultados como una buenaestimación conservadora de la capacidad de generación.

**** Tanto en los cultivos forestales de rotación rápida (CFRR) como en el aprovechamiento del monte bajo, la pendiente máxima del terrenopara la explotación del recurso ha resultado ser un factor importante para la obtención de los techos. Para mostrar su efecto, se muestranresultados de techos para dos pendientes, la menor correspondería a una aplicación actual directa, y la segunda requeriría el desarrollo demaquinaria apropiada.

***** En la geotérmica HDR, el área de ocupación indicada corresponde a la estimación de equipos en superficie, pero el aprovechamiento deárea de flujo geotérmico correspondería al 63,6% de la superficie peninsular.


247

Solar termoeléctrica

Eólica terrestre

Fotovoltaica azimutal

Chimenea solar

Fotovoltaica integrada

Eólica marina

Olas

Biomasa total

Hidroeléctrica

0,2%0,9%

1,9%2,1%

3,6%

5,3%

8,7%

14,5%62,6%

0,1%

Geotérmica HDR

Techo generación= 15.798 TW.h/a

Gráfico 255 Techo de generación con renovables. Reparto porcentual entre las distintas tecnologías

en este proyecto, así como los porcentajesde ocupación del territorio peninsular queestarían asociados a implementar estostechos y los porcentajes de cobertura de lademanda eléctrica peninsular y demandatotal (proyectadas para el 2050) que propor-cionaría el desarrollo de dicho potencial.

Se presenta también en la misma tabla lasdemandas eléctrica y de energía total pro-yectadas para el 2050 en la España penin-sular. En el Gráfico 255 mostramos el repar-to porcentual en el techo de generación.[Ver Gráfico 255].

Al observar estos resultados, salta a la vistala gran capacidad de generación de las tec-nologías renovables en su conjunto, conalgunas de ellas alcanzando por sí mismasun techo de generación superior (y en algu-

nos casos muy superior) a las demandas,tanto de energía eléctrica como total, y porlo general ocupando un porcentaje relativa-mente pequeño de la superficie peninsular.Debemos recalcar que en la determinaciónde los techos de potencia y generación sehan excluido ya todas las zonas con algúncarácter de protección de espacio natural(28% del territorio peninsular), y los usosdel terreno incompatibles con la implemen-tación de las tecnologías en cuestión.

Si sumáramos todos los techos de las dis-tintas tecnologías presentados en la tablaanterior, obtendríamos una cota superiordel techo total de generación basado entecnologías renovables (15.798 TW.h/a).Empleamos el término “cota superior” porcorresponder a un techo, y por poder existirintersecciones en usos de espacios entre


248 las distintas tecnologías. Sin embargo,dadas las restricciones impuestas en el usodel suelo para el análisis de cada uno de lostechos de potencia, las intersecciones entretecnologías están bastante limitadas. Enefecto, incluso las intersecciones con laeólica terrestre, que es la tecnología queocupa un mayor porcentaje del territorio,son poco relevantes por poder coexistir enel mismo territorio la eólica terrestre conotras tecnologías como la biomasa, e inclu-so con la solar (dada la baja densidad depotencia eólica instalada y el tamaño de lasmáquinas empleadas, las pérdidas por som-breamiento de los aerogeneradores sobrelos colectores solares serían muy limita-das). Esta cota superior del techo de gene-ración con renovables representa una capa-cidad de generación de 56,42 veces lademanda peninsular de electricidad para el2050, o de 10,36 veces la demanda de ener-gía total peninsular para el 2050.

Con una abundancia tan grande de capacidadde generación con energías renovables, ydadas las fuertes restricciones ambientalesque ha alcanzado nuestro modelo energéticoactual, parece una irresponsabilidad no plani-ficar el desarrollo de nuestro modelo energé-tico encaminándolo directamente y de formaracional hacia un sistema 100% renovable.


249


250

En la segunda parte de esta proyecto seacometerá el análisis de los requerimientosde potencia renovable instalada con mayorgrado de detalle, pero a modo previo resultainteresante tener alguna idea previa de laconfiguración requerida de un parque degeneración capaz de cubrir el 100% de lademanda energética.

6.1. Cobertura demanda eléctrica

Con la filosofía de diversificación tecnológicaanteriormente comentada, en la Tabla 28mostramos un posible mix tecnológico concapacidad de generación del 180% de lademanda eléctrica proyectada (aproximacióndel sobre-dimensionado requerido para regu-lar el sistema en el caso de emplear comosistema de distribución una red eléctrica), esdecir, asumiendo un rendimiento del sistemade regulación-transporte del 56%. Con unapotencia pico instalada de 180 GW este sis-tema de generación ocuparía tan solo el5,3% de la superficie peninsular. En la mismatabla se muestra el porcentaje de desarrollorequerido del techo de cada tecnología ante-riormente expuesto para implementar esteparque generador. En el Gráfico 256 mostra-mos el reparto porcentual de potencia ycapacidad de generación entre las distintastecnologías. Un par de anotaciones paramatizar estos resultados:

· Hemos considerado una reducción deactuaciones proporcional al uso recurso,pero realmente al emplear los mejoresemplazamientos, que evidentemente serían

los primeros en desarrollarse, la ocupacióndel territorio sería incluso inferior a la mos-trada en esta tabla.

· Hemos presentado un mix que de cabidaa todas las tecnologías, pero empleandolas tecnologías de mayor densidad ener-gética se podría reducir significativamenteel requerimiento de superficie (siempre ycuando la reducción de variedad tecnoló-gica no condujera a un gran incrementoen requerimiento de sobredimensionadode potencia).

· Respecto a los CFRR y al aprovechamien-to del monte bajo hemos asumido lostechos asociados a las menores pendien-tes de explotación del terreno. [Ver Tabla28 y Gráfico 256].

6.2. Cobertura demanda total

En el caso de plantearnos el abastecimientodel 100% de la demanda energética total enel 2050 con energías renovables resulta evi-dente que habría que introducir algún otrosistema de distribución energética adicio-nal, o incluso reemplazando totalmente a lared eléctrica de transporte. Este sistema dedistribución adicional, mediante la introduc-ción de otro vector energético de más fácilalmacenamiento y por tanto más apropiadopara los otros sectores energéticos, relajaríamucho la exigencia de sobre-dimensionadopara satisfacer el acoplamiento temporal dedemanda y capacidad de generación. Quedafuera del alcance de este proyecto el analizareste sistema de distribución energética,pero si nos parece adecuado esbozar los

6. Evaluación preliminar de los requerimientosde la potencia renovable instalada

Evaluación preliminar de los requerimientos de la potencia renovable instalada

251Tabla 28 Propuesta preliminar de un mix tecnológico para abastecer el 100% de la demanda eléctricapeninsular, con un sobre dimensionado de capacidad generadora del 178% (rendimiento deregulación-transporte del 56%)

Gráfico 256 Propuesta preliminar de un mix tecnológico para abastecer el 100% de la demandaeléctrica peninsular, contando con un rendimiento de regulación y transporte del 56%. Repartoporcentual de potencia instalada y capacidad de generación de las distintas tecnologías

Techo potencia Generación Desarrollo potencial Ocupación territorio(GWp) (TW.h/año) (%) (%)

Demanda eléctrica 280Hidroeléctrica (P >10 MW) * 16.6 30.7 100.0Minihidráulica (P < 10 MW)** 2.2 6.9 100.0Eólica terrestre (CF Weibull) 27.5 68.55 3.0 1.70Eólica marina 16.5 33.4 10.0Fotovoltaica integrada 24.7 28.5 5.0Fotovoltaica azimutal 14.2 27.6 2.0 0.18Biomasa residual y biogas** 5.8 40.7 80.0Cultivos energéticos 0.9 7.0 20.0 1.27Cultivos forestales de rotación rápida 0.4 2.9 20.0 0.47Monte bajo 0.3 1.9 20.0 1.08Biomasa total 7.4 52.5 2.82Solar termoeléctrica 54.8 197.9 2.0 0.27Chimenea solar 6.5 16.7 2.0 0.29Olas 8.4 29.6 10.0Geotérmica HDR 1.0 7.8 40.0 0.00TOTAL renovables 180 500 5.3

Potencia instalada= 180 GW Capacidad generación= 500 TW.h/a1%

4%4%

5%

8%

9%

10%

14%

15%

30%

2%

3%6%

6%

6%

7%

8%

10%13%

39%


Eólica terrestre Fotovoltaica azimutal

Eólica marina Olas

Biomasa total


Hidroeléctrica

Chimenea solar

Geotérmica HDR


252 límites e implicaciones de dicho sistemade generación. En la Tabla 29 mostramosun posible mix tecnológico con capacidadde generar una cantidad de energía igual ala demanda de energía total peninsularpara el 2050, es decir, asumiendo un rendi-miento del 100% del sistema de transpor-te y regulación. Por tanto, este sistema degeneración energética con una potenciapico instalada de 523 GW y ocupando un13,6% de la superficie de la España penin-sular, constituye una cota inferior del siste-ma de generación requerido. Si asumimosque el rendimiento global del sistema deregulación y transporte es del 80%,mediante un ligero incremento porcentual

del aprovechamiento del techo de solar ter-moeléctrica vemos en la Tabla 30 cómopodría configurarse dicho sistema genera-dor, con una potencia pico total de 627 GWy una ocupación del 14,1% del territorio dela España peninsular. En el Gráfico 257mostramos el reparto porcentual de poten-cia instalada y capacidad de generaciónentre las distintas tecnologías. Estos resul-tados nos muestran claramente la grancapacidad de acomodar las pérdidas delsistema de regulación-transporte sin ocu-par cantidades exageradas de territorioque nos proporcionan los elevados techosde generación renovable de que dispone-mos. [Ver Tablas 29 y 30 y Gráfico 257].

Tabla 29 Propuesta preliminar de un mix tecnológico para abastecer el 100% de la demandaenergética total peninsular, suponiendo un sistema de regulación y transporte con 100% derendimiento (cota inferior del sistema de generación necesario)

Potencia Generación Desarrollo potencial Ocupación territorio (GWp) (TW.h/año) (%) (%)

Demanda eléctrica 1525Hidroeléctrica (P >10 MW) * 16.6 30.7 100.0Minihidráulica (P < 10 MW)** 2.2 6.9 100.0Eólica Terrestre (CF Weibull) 91.5 228.5 10.0 5.66Eólica marina 16.5 33.4 10.0Fotovoltaica integrada 49.5 56.9 10.0Fotovoltaica azimutal 70.8 138.2 10.0 0.88Biomasa residual y biogas** 7.3 50.9 100.0Cultivos energéticos 1.9 14.1 40.0 2.54Cultivos forestales de rotación rápida 0.8 5.7 40.0 0.93Monte bajo 0.5 3.8 40.0 2.17Biomasa total 10.4 74.4 5.64Solar termoeléctrica 240.8 870.3 8.8 1.17Chimenea solar 6.5 16.7 2.0 0.29Olas 16.9 59.2 20.0Geotérmica HDR 1.2 9.8 50.0 0.0001TOTAL renovables 523 1525 13.6

Evaluación preliminar de los requerimientos de la potencia renovable instalada

253Tabla 30 Propuesta preliminar de un mix tecnológico para abastecer el 100% de la demandaenergética total peninsular, suponiendo un sistema de regulación y transporte con 80% de rendimiento

Potencia Generación Desarrollo potencial Ocupación territorio (GWp) (TW.h/año) (%) (%)

Demanda eléctrica 1525Hidroeléctrica (P >10 MW) * 16.6 30.7 100.0Minihidráulica (P < 10 MW)** 2.2 6.9 100.0Eólica Terrestre (CF Weibull) 91.5 228.5 10.0 5.66Eólica marina 16.5 33.4 10.0Fotovoltaica integrada 49.5 56.9 10.0Fotovoltaica azimutal 70.8 138.2 10.0 0.88Biomasa residual y biogas** 7.3 50.9 100.0Cultivos energéticos 0.9 7.0 20.0 1.27Cultivos forestales de rotación rápida 1.9 14.1 40.0 2.54Monte bajo 0.8 5.7 40.0 0.93Biomasa total 0.5 3.8 40.0 2.17Solar termoeléctrica 10.4 74.4 5.64Chimenea solar 344.6 1245.3 12.6 1.67Olas 6.5 16.7 2.0 0.29Geotérmica HDR 1.2 9.8 50.0 0.0001TOTAL renovables 627 1900 14.1

Potencia instalada= 627 GW Capacidad generación= 1.900 TW.h/a

0,2%1,0% 1,7%

2,6%2,7%

3,0%

7,9%

11,3%

14,6%

55,0%


Eólica terrestre Eólica marina

HidroeléctricaOlas

Biomasa total

Fotovoltaica azimutal


Chimenea solar

Geotérmica HDR

0,5%

0,9% 1,8%2,0%

3,0%3,1%

3,9%

7,3%

12,0%65,5%

Gráfico 257 Propuesta preliminar de un mix tecnológico para abastecer el 100% de la demanda deenergía total peninsular, contando con un rendimiento de regulación y transporte del 80%. Repartoporcentual de potencia instalada y capacidad de generación de las distintas tecnologías


254

La falta de homogeneidad y consistenciaentre los distintos escenarios disponiblessobre el desarrollo de las energías renova-bles en nuestro país invalida su uso comocondiciones de contorno relevantes de caraa analizar las posibilidades de una elevadacobertura de la demanda energética conenergías renovables.

En el marco de este proyecto se han elabo-rado escenarios tecnológicos de desarrollode las distintas tecnologías renovables parael año 2050, manteniendo un enfoque con-servador en el sentido de no extrapolar lasposibilidades tecnológicas más allá de loque hoy en día resulta evidente. Evaluandoa nivel provincial las actuaciones de las dis-tintas tecnologías analizadas, y empleandouna herramienta SIG para imponer las res-tricciones relevantes sobre los usos delsuelo (incluyendo las restricciones medio-ambientales), se han evaluado de formahomogénea y coherente los techos depotencia y generación de las tecnologíasrenovables en la España peninsular, en valorabsoluto y con su distribución geográfica.

En la España peninsular se dispone de unagran capacidad de generación de energíacon tecnologías renovables. La suma detodos los techos de generación nos propor-ciona una capacidad equivalente a más de56 veces la demanda eléctrica peninsular, ymás de 10 veces la demanda de energíatotal, estando ambas demandas proyecta-das para el año 2050. Teniendo en cuentaesta gran capacidad de generación y laurgencia en reconducir nuestro sistema

energético hacia la sostenibilidad, conside-ramos que no hay argumentos para seguirretrasando una reconversión de nuestro sis-tema energético en esta dirección.

Los techos de potencia y generación obteni-dos en este proyecto están muy distantes,tanto cuantitativamente como cualitativa-mente, de los manejados para planificar eldesarrollo de las tecnologías renovables ennuestro país (Plan de Fomento de las Ener-gías Renovables: PFER). Desde el punto devista cuantitativo, los techos obtenidos eneste proyecto están en general en variosórdenes de magnitud por encima tanto delos objetivos actuales de desarrollo de estastecnologías en nuestro país como de lospotenciales estimados en el PFER.

Para la tecnología hidroeléctrica, se hanadoptado como válidos los techos del PFERpor considerarla una tecnología maduracuyo potencial y restricciones (fundamental-mente medioambientales) ya están bienestablecidas.

Respecto a la biomasa, se han introducidomejoras tecnológicas importantes, un apro-vechamiento integral de todas sus formasmediante gasificación, y recursos hastaahora no valorados como los cultivos foresta-les de rotación rápida (CFRR) y el aprovecha-miento del monte bajo. A pesar de todo ello,los techos de potencia obtenidos, si bien porencima de los evaluados en el PFER, son losque tienen un orden de magnitud más pare-cido a los valorados en el PFER. En líneasgenerales, y de forma relativa al potencial de

7. Conclusiones

Conclusiones

255otras tecnologías renovables, debemos con-cluir que el recurso de biomasa para aprove-chamientos energéticos en la España penin-sular es relativamente escaso, y teniendo encuenta las múltiples aplicaciones del mismo(transporte, energía térmica en industria ysector edificación, y generación eléctrica) esprioritario introducir medidas de eficienciaenergética y exergética en su explotación.Por otro lado, la densidad energética de labiomasa es varios órdenes de magnitud infe-rior a la de otras tecnologías que puedencompetir por el uso de los mismos terrenos.Respecto a las nuevas fuentes de biomasaenergética valoradas en este proyecto (CFRRy monte bajo), podemos concluir que losparámetros que más limitan su aprovecha-miento son la máxima pendiente del terrenoque se pueda explotar, y las restriccionesmedioambientales. En efecto, esta biomasase encuentra principalmente localizada enterrenos con pendiente superior a la de lasexplotaciones convencionales, y en espacioscon alguna categoría de protección ambien-tal. Acceder a mayores pendientes es un pro-blema tecnológico que probablemente per-mitiera de aquí al año horizonte ampliar lasposibilidades actuales. Hacer un uso de labiomasa energética sostenible y compatiblecon la conservación ambiental en los espa-cios que actualmente cuentan con algúngrado de protección consideramos que esfactible, pero requiere un análisis cuidadosoy particularizado de cada caso para garantizarla compatibilidad.

La eólica terrestre y marina, tienen unostechos de potencia muy superiores a losdesarrollos actualmente planificados. Sinembargo, en el caso de la eólica terrestre, eldesarrollo de todo su potencial exigiría ocu-par un gran porcentaje del territorio penin-

sular (57%), y aunque la explotación eólicapodría coexistir con otros usos del suelo,dada la disponibilidad de otras opciones tec-nológicas con menores requerimientos deocupación, no parece adecuado desarrollarmás de un 10% de este techo (que siguesiendo más de 4 veces superior a las mayo-res propuestas actuales).

La fotovoltaica integrada en la edificación pre-senta un gran potencial (más del doble de lademanda eléctrica peninsular proyectadapara el 2050) que además no compite en eluso del suelo con ninguna otra tecnología niuso. La fotovoltaica con seguimiento azimutalcon un potencial de generación del orden de5 veces la demanda peninsular proyectadapara el 2050, representa un opción muy inte-resante para completar la capacidad de gene-ración directamente vinculada a la poblaciónen aquellos casos en que no sea posible laintegración en los edificios.

La energía de las olas, con una capacidad degeneración del orden de 3 veces la deman-da eléctrica proyectada para el 2050, y congrandes sinergias con la eólica marina en sudesarrollo tecnológico, sorprende que noesté explícitamente considerada en los pro-gramas para desarrollar las energías renova-bles en nuestro país.

La geotérmica de rocas secas, a pesar de supotencial relativamente bajo al compararlocon otras tecnologías, puede proporcionaruna contribución significativa a la cobertura dela demanda (del orden de la que proporcionala gran hidroeléctrica), y a la regulación del sis-tema de generación y transporte eléctrico,por lo que también parecería adecuado incor-porarla en los programas destinados al desa-rrollo de las renovables en nuestro país.


256 La solar termoeléctrica destaca por lo ele-vado de sus techos de potencia y genera-ción. Esta gran capacidad de generación(más de 35 veces la demanda eléctrica pro-yectada para el 2050) entra en fuerte con-traste con el tratamiento que ha recibidohasta ahora en nuestro país, y con los tími-dos objetivos trazados para la misma en elmarco del PFER.

Las chimeneas solares, con una capacidadde generación del orden de 3 veces lademanda eléctrica peninsular para el 2050,constituyen otra tecnología termosolar atener en cuenta, y para la cual no existenobjetivos algunos de desarrollo en nuestropaís (ni tan solo es mencionada en el PFER).

En base a los resultados obtenidos, parecetécnicamente viable configurar nuestro sis-tema energético para que sea capaz desatisfacer el 100% de nuestra demanda confuentes de energía renovable. El mix tecno-lógico más apropiado y su reparto espacialen la geografía peninsular, vendrán condicio-nados por el sistema de distribución ener-gética implementado, por las necesidadesde regulación de la generación (estrecha-mente vinculadas con la gestión de lademanda realizada), y por la evolución decostes de cada una de las tecnologías con-sideradas. Pero ante la evidencia de que esposible disponer de un sistema con una ele-vada contribución renovable resulta priorita-rio encaminar de forma coherente las estra-tegias de desarrollo de nuestro sistemaenergético hacia este objetivo final.

Conclusiones

257


258

Aitken D.W., Bull S.T., Billmann L.L., Theclimate stabilization challenge: canrenewable energy sources meet the target?,Renewable Energy World, Vol.7, Num.6,November-December 2004.

Aitken D.W., Transitioning to a RenewableEnergy Future, International Solar EnergySociety, White Paper, 2003.

Alonso Abella M., Chenlo F., Choosing theright inverter for grid-connected PV systems,Renewable Energy World, March-April 2004.

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Agradecimientos

261

En el desarrollo de este estudio hemos contado con la colaboración de distintas personas yentidades, a las cuales queremos hacer llegar de forma genérica nuestro agradecimiento.

Respecto a la energía geotérmica, una de las olvidadas de la planificación nacional, agradecera Manel Fernández del Institut de Ciències de la Terra “Jaume Almera” (CSIC) la informaciónaportada sobre valoraciones del recurso geotérmico.

También queremos agradecer las distintas aportaciones relativas a la caracterización delrecurso eólico temporal en las distintas provincias. A pesar de los muchos años que se llevamidiendo la velocidad del viento en emplazamientos eólicos en nuestro país, resulta extre-madamente complicado conseguir series temporales del recurso eólico que caractericencorrectamente los emplazamientos eólicos. Por no haber, no existe todavía ni un atlas eóliconacional que refleje las mediciones de velocidad del viento (sus estadísticos principales) másallá de las estaciones del INM, que habitualmente no son representativas de emplazamien-tos eólicos. Varias de las contribuciones a este respecto prefieren permanecer en el anoni-mato. Las contribuciones que pueden reconocerse públicamente son Naturener Eólica, S.A.y Desarrollos Eólicos. En este primer informe no se han podido emplear estos datos eólicospor no haber conseguido completar todas las provincias peninsulares, pero la información seestá empleando en la segunda parte de este proyecto.

9. Agradecimientos

Documents

Un informe sobre el potencial de las energías renovables en la