D O Sectorial de Energía - gobiernodecanarias.org · o Ciclo de Rankine Regenerativo ultra supercrítico (G,C,S). o Lecho fluizado circulante atmosféricos (S). o Lecho fluizado

TOMO I: INFORMACIÓN Y DIAGNÓSTICO

ANEXO I: ANÁLISIS DE LA TECNOLOGÍA Y EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DE EERR

Directrices de Ordenación Sectorial de Energía

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ANEXO I. INFORMACIÓN Y DIAGNÓSTICO

TOMO I

1. ANEXO I: ANÁLISIS DE LA TECNOLOGÌA Y EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DE EERR 3

1.1 Evolución tecnológica esperada ......................................................................................... 3 1.1.1 Generación convencional (fósil) .................................................................................. 3 1.1.2 Generación eólica ........................................................................................................ 6

1.1.2.1 Energía Solar termoeléctrica ................................................................................ 8 1.1.3 Generación fotovoltaica ............................................................................................. 14 1.1.4 Energía biomasa........................................................................................................ 19

1.1.4.1 Energía de la Biomasa: Generación eléctrica y cogeneración .......................... 19 1.1.4.2 Energía de la Biomasa: Generación térmica ..................................................... 21 1.1.4.3 Energía de Biometanización: Generación eléctrica ........................................... 21 1.1.4.4 Energía de Residuos sólidos Urbanos ............................................................... 22 1.1.4.5 Biocarburantes ................................................................................................... 24

1.1.5 Energía mini-hidráulica .............................................................................................. 26 1.1.6 Energía geotérmica ................................................................................................... 27 1.1.7 Energías del mar ....................................................................................................... 31 1.1.8 Tecnologías de almacenamiento ............................................................................... 37 1.1.9 Gestión de la demanda ............................................................................................. 45 1.1.10 Soluciones de ahorro y eficiencia energética .......................................................... 48 1.1.11 Otras tecnologías..................................................................................................... 50

1.2 Evaluación del potencial de EERR ................................................................................... 50 1.2.1 Eólica ......................................................................................................................... 50

1.2.1.1 Eólica terrestre (On Shore) ................................................................................ 50 1.2.1.2 Eólica Marina (Off Shore) ................................................................................... 52

1.2.2 Energía Solar ............................................................................................................. 54 1.2.2.1 Solar térmica baja temperatura .......................................................................... 54 1.2.2.2 Solar termoeléctrica ........................................................................................... 55 1.2.2.3 Solar fotovoltaíca ................................................................................................ 56

1.2.3 Biomasa ..................................................................................................................... 57 1.2.4 Valoración energética de residuos ............................................................................ 57 1.2.5 Cultivos energéticos .................................................................................................. 61 1.2.6 Geotérmica ................................................................................................................ 61

1.2.6.1 Geotérmica de baja entalpía .............................................................................. 62 1.2.6.2 Geotermoeléctrica .............................................................................................. 62

1.2.7 Oleaje ........................................................................................................................ 62 1.3 Estimación de la evolución esperada del precio de combustibles ................................... 65

1.3.1 Derivados del petróleo ............................................................................................... 66 1.3.2 Gas natural ................................................................................................................ 68 1.3.3 Otros combustibles .................................................................................................... 69

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TOMO I

1. ANEXO I: ANÁLISIS DE LA TECNOLOGÌA Y EVALUACIÓN DEL POTENCIAL

DE EERR

La generación energética en el horizonte 2020 va estar enmarcada en el paquete de

medidas legislativas sobre energía y cambio climático, cuyo objetivo es reducir las

emisiones de gases de efecto invernadero del conjunto de la Unión Europea para el

año 2020 en un 20% con respecto a los niveles de 1990, aprobado por el Consejo de

la Unión Europea el 6 de abril de 2009. Contemplándose también la posibilidad de

elevar esta reducción hasta el 30% si se produce un acuerdo internacional

satisfactorio sobre el cambio climático. La UE también se propone para el año 2020

obtener un 20% de su energía mediante fuentes renovables, mejorar la eficiencia

energética y, así, reducir el consumo de energía hasta un 20% por debajo de los

niveles previstos.

Con este enfoque, la evolución tecnológica queda estimulada en las direcciones que

indica el citado acuerdo.

1.1 Evolución tecnológica esperada

Para profundizar en la evolución tecnológica es necesario analizaren detalle los

avances realizados por tecnología, incluyendo:

a. Descripción general de la tecnología.

b. Principales barreras al desarrollo de la tecnología.

c. Tendencias en avances tecnológicos más relevantes.

1.1.1 Generación convencional (fósil)

La utilización de combustibles fósiles para la generación de electricidad es

cuestionada, fundamentalmente, por la producción de gases como el dióxido de

carbono (CO2) entre otros, que se emiten a la atmósfera contribuyendo a la

acumulación de gases de efecto invernadero (GEI). A pesar de ello, su utilización es

fundamental puesto que permite el funcionamiento de grupos de generación

convencionales capaces de cubrir la mayor parte de la demanda energética anual en

Canarias. La utilización de combustibles fósiles en generadores convencionales sin

etapas de filtrado, se opone directamente a los objetivos de las directrices en el

horizonte temporal del año 2020.

Es por ello, que la evolución de generación fósil está siendo impulsada al desarrollo y

demostración de las tecnologías de separación y confinamiento geológico de CO2

(CCS, en inglés) que buscan, para el periodo actual y el momento en que las

energías renovables sean la solución mayoritaria, servir de los medios tecnológicos

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TOMO I

que permitan el uso de los combustibles fósiles, sin incidir desmesuradamente sobre

el cambio climático.


Las tecnologías de generación a partir de combustibles fósiles se pueden clasificaren

dos grandes grupos, en función del equipo principal de la central:

Tecnologías de generación:

• Centrales basadas en turbinas de gas:

o Centrales de Ciclo Combinado (G,D).

o Centrales con turbinas a ciclo abierto (G,D).

o Centrales de gasificación integrada a Ciclo Combinado (C-S).

• Centrales basadas en generación de vapor:

o Ciclo de Rankine Regenerativo subcrítico (G,C,S).

o Ciclo de Rankine Regenerativo supercrítico (G,C,S).

o Ciclo de Rankine Regenerativo ultra supercrítico (G,C,S).

o Lecho fluizado circulante atmosféricos (S).

o Lecho fluizado circulante presurizado (S).

Tecnologías complementarias:

Además de las tecnologías de generación, también es necesario considerar las

tecnologías complementarias para reducir las emisiones de CO2.

Tecnologías complementarias CCS:

• Por método de separación del CO2:

o Pre combustión.

o Post combustión.

o Oxicombustión.

• Por el tipo de confinamiento geológico:

o Yacimientos de crudo y gas.

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TOMO I

o Yacimientos profundos de carbón.

o Formaciones y acuíferos salinos.

La previsión de descubrimientos anuales de petróleo y la producción anual ya estaba

estimada desde el año 2002, e indicaba una disminución de los mismos, sin tener en

cuenta la baja calidad de los recursos hallados.

Descubrimientos anuales de petróleo. Fuente: ExxonMobil (2002).

Los recursos petrolíferos y derivados que se descubren actualmente, cada vez son

más pesados y con una mayor dificultad de acceso y extracción, lo cual produce una

bajada del rendimiento energético de dichos combustibles pues tienen que ser

tratados para su utilización general. Además requieren mayores costes tecnológicos,

económicos y medioambientales. Por todo ello, se considera que su valor neto es

inferior al obtenido en los yacimientos del inicio de su explotación.

Evolución histórica de la extracción de petróleo no convencional y previsión hasta el año 2030.

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TOMO I

1.1.2 Generación eólica

El aumento en la capacidad instalada global de solar fotovoltaica ha tenido su reflejo

en un aumento considerable de la generación eléctrica través de esta tecnología, que

se ha multiplicado aproximadamente por 5 en los últimos cuatro años, alcanzando a

nivel mundial producciones de hasta 7.251 GWh para el año 2008.Esta evolución ha

estado propulsada principalmente por el crecimiento de la potencia instalada en

Europa y en gran parte por el empuje de Alemania y España.

a. Descripción general de la tecnología

Actualmente, existen dos tecnologías fotovoltaicas comercializadas:

Módulos de silicio cristalino, con un único cristal de silicio (monocristalino) o con

varias partículas cristalizadas (policristalino). Se trata de la tecnología fotovoltaica

más madura, por lo que su trayectoria tecnológica se ha centrado tanto en el

aumento de la eficiencia como en la reducción de costes de la misma. Las ventajas

más significativas residen en su mayor eficiencia, lo cual permite reducir la superficie

utilizada, así como en una curva tecnológica con mayor recorrido, en lo relativo a

eficiencia, que su competidora más cercana, la capa delgada. Por este motivo es la

más empleada en Canarias. Sin embargo, se trata de una tecnología con un mayor

coste de fabricación comparada con la capa delgada y con una alta dependencia del

coste del polisilicio, lo que hace que sea altamente vulnerable a la volatilidad del

mercado de esta materia prima. Esta tecnología supone aproximadamente un 90%

de la potencia instalada mundial y las soluciones comerciales alcanzan eficiencias

energéticas en un rango situado entre el 14 y el 20%.

Capa delgada (o thin film). Esta tecnología consiste en la superposición de láminas

de diversos materiales. Es una tecnología menos madura que la de silicio cristalino

pero con amplia experiencia en plantas comerciales, llegando a suponer

aproximadamente el 10% de la potencia instalada mundial. La ventaja sobre la

tecnología cristalina es su menor dependencia del polisilicio y sus menores costes de

fabricación. Así mismo, mantiene una mayor flexibilidad lo que la convierte en una

opción altamente atractiva desde un punto de vista arquitectónico. Sin embargo, la

mayor desventaja proviene de las eficiencias de sus módulos, que se encuentran en

el entorno del 7-12%, menos que la de los módulos cristalinos (esta menor eficiencia

implica mayores necesidades de terreno para alcanzar la misma potencias pico).

Además, en cuanto a las dinámicas del mercado en las que se encuentra inmersa

esta tecnología, cabe destacar la competencia abierta existente entre las propias

tecnologías de capa delgada, que aún debe resolverse, y los complejos procesos de

fabricación derivados de la superposición de las distintas capas de materiales.

Asimismo existen otra serie de tecnologías relevantes en estado pre-comercial o en

fase de I+D:

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TOMO I

Tecnología fotovoltaica de concentración (ConcentratedPhotovoltaic o CPV). La

tecnología fotovoltaica de concentración (ConcentratedPhotovoltaic o CPV) utiliza

elementos ópticos para concentrar la radiación solar en la célula fotovoltaica,

pudiendo alcanzar eficiencias superiores (entorno al 35-40%). Este tipo de

tecnología, que ha experimentado en los últimos años un desarrollo importante, ha

visto disminuido su atractivo desde la caída del precio del polisilicio en 2009-2010.

Sin embargo, este efecto habrá que valorarlo en los próximos años en función del

resultado de las plantas pre-comerciales o comerciales existentes, que no superan,

por el momento, el 1% de la capacidad mundial. Respecto al uso o tipología de la

instalación, es importante distinguir entre instalaciones en suelo o sobrecubiertas.

Las primeras suponen, aproximadamente, un 88% de la potencia total instalada en

España, mientras que las segundas alrededor de un 12%. La mayor diferencia entre

el suelo y la cubierta es la alta dependencia de las últimas de las estructuras donde

se vayan a instalar, lo que hace necesario la incorporación de estudios de viabilidad

en el proceso de montaje, especialmente en aquellas superficies donde se pretende

poner en marcha grandes instalaciones, si bien no exigen la ocupación del territorio,

ya que dicho suelo tiene un uso compartido con otras actividades.

Tradicionalmente, las instalaciones de suelo se han realizado fijas o mediante

sistemas con seguidores (heliostatos) que permiten aprovechar más las horas de sol

y generar más energía eléctrica a cambio de un incremento en el coste de los

equipos y del software de seguimiento y de control. Con la caída de los precios del

polisilicio en 2009, las plantas con seguidor han ido perdiendo competitividad (tanto

de uno como de dos ejes), y por ello la mayoría de instalaciones de suelo que se

ponen en marcha actualmente se llevan a cabo sin seguidores, fundamentalmente

por cuatro motivos:

• El mayor coste de los seguidores en el presupuesto total del sistema, una

vez que el precio de los módulos fijos se ha visto reducido debido a la

caída de precios entre 2009-2010.

• La mayor degradación anual de los módulos en sistemas con seguidor por

el mayor número de ciclos y, por tanto, su menor vida útil.

• La mayor necesidad de espacio para sistemas con seguidor con respecto

a los fijos.

• El incremento en la complejidad de diseño y mantenimiento.


• Complejos procesos administrativos, lo que supone una barrera

significativa, especialmente para los particulares.

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TOMO I

• Impacto visual de las instalaciones en viviendas particulares, lo que frena

su implantación.

• Para particulares, se presenta una profesionalización mejorable del sector

y falta de información para el potencial usuario final.

• De forma análoga al resto de tecnologías no gestionables (eólica,

termosolar sin almacenamiento, etc.) la FV conlleva imprevisibilidad del

suministro en un entorno de penetración creciente de las energías

renovables en España. La falta de capacidad de almacenamiento

supondrá un reto cada vez mayor para el sistema eléctrico.

c. Principales barreras al desarrollo de la tecnología.

La evolución y potencial disrupción de la tecnología fotovoltaica se basa

esencialmente en el incremento de la eficiencia de los módulos. La tercera

generación de tecnología fotovoltaica pasa por el aumento de la eficiencia a través

del uso de nanotecnología:

• A través del empleo de puntos cuánticos con materiales ya existentes

(diselenio de cobre e indio-CIS o teluro de cadmio-CdTe).

• A partir de la introducción de nuevos materiales (óxido de titanio-TiO2;

óxido de zinc ZnO, materiales orgánicos, etc.).

El desarrollo de esta tecnología supondría una mejora sustancial de la eficiencia de

los módulos, que podría alcanzar una cifra muy superior a las eficiencias

establecidas en la actualidad para las tecnologías cristalina y de capa delgada.

La mejora de eficiencia está vinculada a la utilización de materiales que permitan un

alto rendimiento a altas temperaturas y a su vez, a la disminución de las actuales

tasas de degradación.

1.1.2.1 Energía Solar termoeléctrica

En función del grado de cumplimiento de los diversos planes de desarrollo

anunciados, se espera que a finales de 2020 la potencia mundial instalada alcance

los 20 GW, principalmente por el impulso de España y EEUU y, en menor medida, de

Oriente Medio, Australia y Norte de África.


La energía solar termoeléctrica consiste en la concentración de la energía

proveniente del sol a través de un medio reflectante en uno o varios puntos para

elevar la temperatura de un fluido térmico (agua, aceites, sales fundentes, etc.) con

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TOMO I

el objeto de generar vapor de agua que, a su vez, se empleará para generar

electricidad en una turbina convencional de vapor.

Dentro de la tecnología de generación termoeléctrica, existen varias tecnologías o

configuraciones diferentes, con diverso grado de madurez tecnológica y penetración:

• Cilindros parabólicos, es la tecnología más extendida y supone

aproximadamente el90% de la capacidad mundial instalada.

• Tecnología de torre, con sus múltiples variantes, alcanza alrededor del

10% de la capacidad instalada mundial.

• El disco parabólico (o disco Stirling), no alcanza el 1% de la capacidad

instalada mundial.

• Tecnología de colectores lineales de Fresnel, tampoco llega al 1% de

la capacidad instalada mundial.

Actualmente, la mayoría de los sistemas de energía solar termoeléctrica, a excepción

dela tecnología de disco parabólico, ofrecen posibilidades de almacenamiento

energético mediante tanques de sales fundentes (nitrato de Sodio-NaNO3 y nitrato

potásico-KaNO3), que convierten a la tecnología termoeléctrica en una de las pocas

energías renovables gestionables a día de hoy. De hecho, ya existen plantas

comerciales, con tecnología de cilindro parabólico que hacen uso de la tecnología de

almacenamiento con sales fundentes.

Las plantas con capacidad de almacenamiento ofrecen pues importantes ventajas.

Por una parte, la gestionabilidad de la generación eléctrica en un escenario de

aproximadamente el 40% de generación eléctrica renovable, que permite:

1. Ajustar el perfil de producción a un perfil más adaptado a demanda real

de electricidad.

2. Reducir la variación diaria con el consecuente menor impacto en la

gestión de la red.

Además, las plantas termoeléctricas con almacenamiento conllevan la ventaja de

poder generar más electricidad para la misma potencia instalada, implicando un uso

más eficiente de la turbina. Sin embargo, las plantas con almacenamiento requieren

una mayor inversión por planta e incrementan la dependencia de materias primas.


Las principales barreras al desarrollo e implantación de la tecnología termoeléctrica

son:

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TOMO I

• Ciclo de construcción de plantas muy largo, que hace que los costes de

las plantas estén determinados por precios de 3 o 4 años anteriores a la

puesta en marcha.

• Limitación de potencia, debido a la regulación actual, a plantas de 50 MW

para optar a la prima, con lo que no se pueden conseguir ahorros

derivados de la escalabilidad de las plantas (~200 MW en plantas cilindro

parabólicas).

• Los diseños alternativos (torre, fresnel lineal, disco parabólico) tienen

costes elevados en la actualidad. Es necesario invertir en el desarrollo de

unas tecnologías con un potencial de reducción de costes por encima de

los diseños actuales.

• Exclusividad en la fabricación en algunos componentes clave (espejos,

tubos colectores) que pueden suponer un incremento en los costes de

inversión. Es necesario el desarrollo de este mercado pues es un factor

clave para eliminar los cuellos de botella.

• Mercado poco avanzado fuera de España, limitando las oportunidades de

recorrer la curva de experiencia para desarrollarse.

• Complejidad de los procedimientos administrativos, que dificulta la

participación de promotores de menor tamaño y/o extranjeros.

• Consumo de recursos naturales: agua y suelo.

• Expertos coinciden en que las tecnologías de colectores lineales de

Fresnel y disco parabólico se encuentran en un momento crítico de su

desarrollo como tecnologías comerciales. El desarrollo de proyectos

comerciales y la demostración de su viabilidad se están produciendo

actualmente, por lo que, en función de los resultados se producirá una

disrupción en el sector. De no ser así, existe el riesgo de que las

tecnologías como el cilindro parabólico y la torre alcancen un grado de

desarrollo elevado que dificulte aún más la penetración de dichas

tecnologías.


Diversas compañías y centros de investigación están trabajando en la actualidad

sobre posibles mejoras tecnológicas disruptivas de la base actual, tales como:

• Nuevos fluidos térmicos, capaces de soportar mayor temperatura,

consiguiendo un incremento de la temperatura de funcionamiento y la

eficiencia del sistema.

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TOMO I

• Instalación de Generación Directa de Vapor (DSG–

DirectSteamGeneration).

• Uso de vapor como fluido térmico, provocando la reducción de costes al

simplificar el sistema y aumentar la eficiencia ya que se puede trabajar a

mayor temperatura que con los aceites empleados en la actualidad.

• Desarrollo de sales fundentes sintéticas (por ejemplo, BASF).Reducción

de coste de inversión y de la volatilidad de precios de las sales.

• Uso de espejos de aluminio de bajo coste y alta reflectividad (por ejemplo,

Alcoa). Reducción del coste total hasta un 20%. Los espejos de aluminio

se pueden producir en masa y requieren menos reemplazos reduciendo

los costes de mantenimiento.

• Mejoras sobre el sistema de heliostatos, como son: heliostatos más

pequeños o el uso de heliostatos autónomos con células fotovoltaicas y

conexión sin hilos con el sistema de control(consiguiendo facilitar la

instalación y reducción del coste de instalación). Reducción de

autoconsumos y reducción de costes (eliminación de cableado y

canalizaciones).

• Torres de gas a presión.

• Reducción de costes por simplificación del diseño e incremento

significativo de la eficiencia por funcionamiento a mayores temperaturas.


La energía solar térmica de baja y media temperatura se utiliza para la producción de

calor y de frío. Este tipo de instalaciones utilizan la energía solar para calentar un

fluido que se hace circular por unos captadores de calor. La principal aplicación de la

energía solar térmica de media y baja temperatura es la producción de ACS.

Según su uso se pueden distinguir las siguientes aplicaciones para esta tecnología:

• Aplicaciones para generación de calor, se emplea para la producción de

agua caliente sanitaria (ACS), y también como apoyo a la calefacción y a

los sistemas urbanos de calefacción o districtheating.

• Respecto a la generación de frío se están implantando en España

instalaciones de calor y frío industrial que utilizan máquinas de absorción

o de adsorción. En estas instalaciones de producción de frío, la

temperatura de entrada del fluido en la máquina de absorción o adsorción

se sitúa en torno a los 100 ºC.

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TOMO I

Según sea el tipo de captador, el uso de la tecnología se divide en:

El captador es uno de los componentes clave en una instalación de energía solar

térmica ya que tiene bastante influencia en la eficiencia y el coste de la instalación. El

captador que se utiliza principalmente en España (y, por extensión, en Canarias)

para la generación de calor es el captador plano con recubrimiento, que supone el

90% del total del mercado. El captador plano sin recubrimiento representa un 5% del

mercado y el captador de tubo de vacío supone el 5% restante.

El captador plano sin recubrimiento, se utiliza para aplicaciones muy poco

sofisticadas y con poca demanda térmica como puede ser mantener la temperatura

de confort de las piscinas. En la actualidad tiene un uso cada vez más marginal. La

temperatura de salida del fluido en estas aplicaciones es de 20-40 ºC.

El captador plano con recubrimiento, es el más utilizado en la actualidad y se

empleaen zonas de alta irradiación para la generación de ACS y apoyo a la

calefacción. Este captador consigue temperaturas de salida del fluido entre 60-100

ºC.

El captador de tubo de vacío, es el segundo más utilizado en la actualidad y se

emplea en zonas de media irradiación para la producción de ACS y apoyo a la

calefacción. Este captador consigue temperaturas de salida del fluido entre 90-100

ºC por lo que es más utilizado en soluciones de apoyo a la calefacción.

El captador de tubo de concentración, tiene un coste más elevado que los anteriores

y se utiliza para soluciones de apoyo a la calefacción y de sistemas de distribución

urbana de calor o districtheating. Este captador consigue temperaturas de salida del

fluido mayores de 150 ºC.

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TOMO I

Tipos de captadores solares. Fuente: Análisis BCG: entrevistas con el sector ASIT

La superficie de paneles de energía solar térmica instalada en Canarias a 31 de

diciembre de 2011 se estima en 94.539 m2, aproximadamente el 80% se encuentran

en Gran Canaria y Tenerife.


Los condicionantes que limitan el desarrollo de la tecnología solar térmica en

España, pueden ser de tipo económico, operativo, tecnológico y de oferta.

• Instalación del equipamiento de energía solar térmica para cumplir con la

reglamentación. Además existe un alto grado de descuido en las

operaciones de mantenimiento conduciendo a undefinitivo abandono de

las instalaciones.

• Ausencia de gestión energética en las instalaciones solares térmicas

debido al incumplimiento de la regulación que obliga a su gestión, lo cual

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TOMO I

provoca el abandono o una explotación incorrecta de las instalaciones.

Esto último deriva en una mala imagen del sector ante la sociedad y un

rendimiento de las instalaciones inferior al estimado en la fase de diseño.

• En la actualidad existen problemas para el desarrollo de soluciones de

calor y frío por el bajo nivel de progreso de equipos estandarizados de frío

y la reducida compatibilidad que existe entre los sistemas de calor y los de

frío.

• Existen empresas de instalación e ingeniería poco cualificadas, con

escasa formación comercial y técnica de los instaladores que no cuentan

con ofertas de soluciones energéticas a medida.

• La ausencia de un marco retributivo estable no fomenta la producción de

calor y frío mediante la tecnología solar térmica.


• Se espera que durante el periodo 2010-2020 comience a desarrollarse

más la aplicación de energía solar térmica como apoyo a la calefacción, lo

que podría suponer el 25% del total del mercado en 2020. Esto conllevará

la entrada en el mercado de empresas más sofisticadas tecnológicamente

capaces de desarrollar sistemas cada vez más competitivos.

• A nivel industrial, se podría desarrollar el mercado de producción de calor

para los diferentes procesos industriales ya que España, y especialmente

Canarias,cuenta con un recurso solar que permite el desarrollo de

grandes instalaciones de calor.

• En relación con la tecnología de captadores se prevé la desaparición del

captador plano sin recubrimiento, la consolidación del captador con

recubrimiento y la entrada emergente del captador de tubo de vacío y del

tubo de concentración.

1.1.3 Generación fotovoltaica


La tecnología más extendida de generación eólica se basa en la utilización de

aerogeneradorestripala de eje horizontal y rotor orientado a barlovento. Las

tecnologías de eje horizontal se han impuesto frente a las de eje vertical, debido a la

mayor eficiencia eólica de las primeras.

En cuanto a la ubicación, las instalaciones eólicas pueden estar situadas en tierra

firme (eólica on-shore) o en el mar (eólica off-shore).

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TOMO I

• Eólica en tierra (onshore): La intensidad y calidad del recurso eólico on-

shore depende, entre otras cosas, de las características orográficas de la

localización: la intensidad y la turbulencia del viento es diferente en valles

o zonas elevadas, en zonas costeras o del interior, en zonas próximas a

vegetación/edificios o en campo abierto, etc.Con la tecnología actual, los

parques eólicos en tierra firme en España presentan habitualmente una

capacidad de producción de entre 1.900 y 2.900 horas anuales

equivalentes. En el caso de Canarias, se pueden alcanzar, y en muchos

casos superar, las 3.200 horas equivalentes anuales debido a las

magníficas condiciones eólicas que posee el Archipiélago gracias a sus

vientos predominantes: los alisios.

• Eólica marina (offshore): Los parques eólicos offshore, disfrutan de una

mayor intensidad de viento laminar a menores altitudes ya que el mar se

puede considerar como una superficie lisa, carente de obstáculos, lo que

permite utilizar torres de menor altura y obtener más de 3.000 horas

anuales equivalentes. En el caso de Canarias, este número sería mayor

ya que esas horas son las que ya se obtienen en tierra firme, en la mayor

parte de los emplazamientos de las islas. Actualmente no existen parques

eólicos offshore operativos en España ya que las condiciones de la costa

dificultan el desarrollo de esta tecnología debido a la falta de

disponibilidad de ubicaciones offshore aptas cercanas a la costa y de baja

profundidad que reduzcan las dificultades en materia de cimentación de

dichos equipos y las propias en cuanto a evacuación de energía

generada. Una alternativa muy atractiva a este problema es la instalación

de parques eólicos sobre infraestructuras portuarias. Con ello se consigue

obtener condiciones eólicas offshore, pues se trata de infraestructuras que

se adentran en el mar, y aprovechar la tecnología y experiencia en

cimentación onshore.

A pesar de la rápida expansión de la energía eólica en la última década, actualmente

la sólo aporta aproximadamente el 1,4% del total de electricidad generada en el

mundo. Sin embargo, el resultado ha sido mucho más significativo en España, donde

un crecimiento acumulado en la generación eólica del 23% desde 2001 ha supuesto

que aproximadamente el 14% de la energía total generada en 2009 sea de origen

eólico. No ocurre así en Canarias, donde la potencia eólica instalada se mantiene,

prácticamente, en los valores del año 2000.

b. Principales barreras al desarrollo de la tecnológica.

Los principales obstáculos al desarrollo de la tecnología se clasifican en función de la

tipología: tecnológicas, debidas a la infraestructura, regulatorias, ambientales,

sociales y de aprovechamiento del recurso.

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TOMO I

• La imposibilidad de gestionar la generación eólica en un entorno de

creciente capacidad eólica y peso en el mix energético tendrá un doble

impacto:

o Riesgo de que en las horas de poca demanda (horas valle) la potencia

generada por los parques eólicos no pueda ser vertida a la red, lo que

obliga a la desconexión de parques eólicos en los distintos sistemas

eléctricos, SE.

o Necesidad de instalar capacidad de generación de apoyo para

momentos de menor recurso eólico.

• La falta de evolución de soluciones para las cimentaciones off-shore. Para

profundidades superiores a 40 metros se reduce el potencial de desarrollo

de la tecnología offshore; en España, donde las principales zonas

desarrollables se encuentran a una profundidad superior a 50 metros

existen bastantes dificultades para su implantación.

• Baja inversión en materia de predicción temporal del recurso eólico, para

entender y predecir los niveles de viento de forma precisa y con la

suficiente antelación. Esto dificulta la casación de la oferta y la demanda

en el mercado eléctrico.

• Los procedimientos de medición de viento para alturas superiores a 100

metros (LIDAR, SODAR, torres meteorológicas especiales, etc.) son

diferentes a los procedimientos “tradicionales”.

• La distancia entre las principales zonas de generación eólica y los

principales núcleos de consumo eléctrico requiere unas mayores

infraestructuras para el transporte de la energía generada, y supone un

incremento de las pérdidas eléctricas.

• Los crecientes requerimientos tecnológicos de las instalaciones eólicas

con respecto a la potencia activa y reactiva, contenido de armónicos,

estabilidad frente a huecos de tensión, etc., implican mayores costes de

inversión.

• Falta de armonización entre los diferentes entes de la Administración que

intervienen en diferentes fases de desarrollo de los parques eólicos.

• Los impactos visual, sonoro y sobre aves y quirópteros limitan la

ubicación, las dimensiones y la velocidad de punta de pala del rotor.

• El impacto sobre el patrimonio cultural limita las ubicaciones donde

pueden ubicarse instalaciones de generación eólica.

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TOMO I

• La vida útil actual de diseño de los aerogeneradores, estimada en veinte

años, requerirá, cada vez más, la repotenciación de más parques eólicos.

Mantener el crecimiento en la capacidad total instalada requerirá

proyectos adicionales o permitir instalar mayor potencia en los proyectos

repotenciados.

• Incremento del coste de los nuevos parques al agotarse paulatinamente

los emplazamientos de mayor recurso eólico.

• De forma análoga al resto de tecnologías no gestionables (fotovoltaica,

termosolar sin almacenamiento, etc.) la generación eólica conlleva

imprevisibilidad del suministro en un entorno de penetración creciente de

las energías renovables en España. La falta de capacidad de

almacenamiento supondrá un reto cada vez mayor para el sistema

eléctrico.


Aunque son diversas las tendencias tecnológicas en eólica, no son previsibles

grandes cambios tecnológicos o disruptivos en la generación eólica. Los propios

agentes de mercado consideran que las mejoras futuras vendrán determinadas por

mejoras incrementales sobre la base de la tecnología actual. Las principales líneas

de investigación y desarrollo de la tecnología eólica son las siguientes:

• Línea 1: Nuevos aerogeneradores y componentes.

• Línea 2: Tecnología marina madura.

• Línea 3: Integración en red.

• Línea 4: Evaluación de recurso, planificación territorial y aceptación social.

Avances de Línea 1: Nuevos aerogeneradores y componentes.

• Aumento de la fiabilidad y diseño innovador para grandes

aerogeneradores (10-20 MW).

• Optimización de aerogeneradores y experimentación para terreno

complejo y climas extremos.

• Definición de metodología y normativa para ensayar componentes de

grandes aerogeneradores.

• Mejora y fiabilidad del tamaño y las capacidades de los laboratorios e

instalaciones de ensayo para aerogeneradores de 10-20 MW.

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

18


TOMO I

• Fabricación y logística a gran escala, tanto en tamaño como en número.

• Diseños de aerogeneradores que disminuyan las tensiones vibratorias

estructurales y/o el número de ciclos de vibración así como el ruido.

Por otro lado, mejorando el diseño y fabricación de componentes se consigue un

mayor rendimiento de los aerogeneradores aumentando sus horas equivalentes de

funcionamiento. Algunas de estos mejoras serían las siguientes:

• Mayor longitud de las palas, lo que permite barrer una mayor área.

• Optimización del diseño de las palas. Desarrollo de los diseños y de los

materiales utilizados para construir las palas de forma que sean más

resistentes y ligeras.

• Mayor altura de la torre, lo que permite alcanzar zonas de viento más

intenso y constante.

• Optimización de los sistemas de control. Mejora en la medición del

recurso eólico y adaptación del aerogenerador al mismo.

• Aumento de la potencia eléctrica neta. Tendencia hacia generadores

síncronos con multiplicadores pequeños (ratio 1:10) o sin multiplicador:

o Generador síncrono de imanes permanentes y multiplicador planetario

de 1 etapa (PMSG+1G).

o Generador síncrono de imanes permanentes con conexión directa

(PMSG+DD).

o Generador síncrono excitado eléctricamente con conexión directa

(EESG+DD).

Avance de Línea 2: Tecnología marina.

• Tecnología marina para aguas profundas e identificación de

emplazamientos para demostración de estructuras de gran escala.

• Iniciativa industrial completa en fabricación masiva de subestructuras.

• Desarrollo de normativa.

Avance de Línea 3: Integración en red.

• Soluciones combinadas para conexión a red de parques eólicos

Aprobación Inicial

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19


TOMO I

• Soluciones terrestres y marinas con multiterminal HVDC controlable en el

caso de futuribles interconexiones entre las islas.

• Tecnologías de estabilización que permitan la penetración eólica a gran

escala.

• Integración en mercado.

Avance de Línea 4: Evaluación de recurso, planificación territorial y

aceptación social.

• Mejora de los modelos de evaluación del recurso eólico disponible.

• Procesos de coordinación para planificación territorial, tanto terrestre

como marina.

• Estudio eólico europeo del valor socio-económico del empleo en el sector

de la energía eólica en la UE.

Además actualmente se desarrollan aerogeneradores capaces de producir en

entornos urbanos atendiendo con ello al mercado de la producción para el

autoconsumo y por extensión a la generación distribuida. En esta línea se evoluciona

en la elaboración de mapas eólicos urbanos, con los que se busca cuantificar el

efecto de los obstáculos sobre el flujo de viento así como sus variaciones

espaciales, y en el desarrollo de aerogeneradores de media y micro potencia.

1.1.4 Energía biomasa

1.1.4.1 Energía de la Biomasa: Generación eléctrica y cogeneración


En España, la potencia de generación con biomasa creció un 8% anual desde 2004

hasta 2009, y llegó a los 477 MW eléctricos de potencia instalada con una venta de

electricidad estimada de 1.959 GWh en 2009. El crecimiento en España ha estado

asociado a la instalación de nueva potencia de generación eléctrica a partir de

residuos forestales y de cultivos energéticos agrícolas.

En el caso de Canarias, sólo existe aprovechamiento energético de la biomasa

procedente de los residuos sólidos urbanos, RSU, y lodos de depuradoras; por este

motivo, se describirán brevemente, y de manera general, las tecnologías que se

emplean para generar electricidad a partir de la biomasa procedente de residuos

forestales, agrícolas y/o ganaderos, ya que ésta no tiene aplicación en el caso de

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

20


TOMO I

Canarias y se describirá con más detalle aquéllas que tengan que ver con los RSU y

lodos de depuradoras.

Tecnología de Combustión directa con caldera y turbina:

La tecnología más extendida consiste en la combustión de biomasa en una caldera

de parrilla que cede el calor a un ciclo de vapor. Este vapor actúa sobre un grupo

turbogenerador que produce electricidad.

Se trata de una tecnología simple y madura con un rendimiento eléctrico entre 20 y

28%, y que permite combinar diferentes tipos de combustibles (biomasas).

Como norma general, estas instalaciones tienen una potencia nominal de entre 2 y

20 MW. Una potencia inferior tiene efectos de escala excesivamente negativos

mientras que una potencia superior requeriría el aprovisionamiento de un volumen

elevado de biomasa.

De hecho, a finales del año 2009, 470 de los 477 MW eléctricos instalados,

empleaban esta tecnología.

Tecnología de gasificación:

Esta tecnología consiste en la gasificación de la biomasa y combustión del gas en un

motor-generador de combustión interna. Es una tecnología muy compleja cuya

principal ventaja es un potencial de alto rendimiento eléctrico entre el 28 y el 32%,

superior por tanto al rendimiento de plantas de caldera y turbina.

Se trata de plantas con altos costes de inversión y que requieren un

aprovisionamiento de biomasa muy homogéneo. Las plantas de tamaño medio

oscilan entre 1 y 10 MW, siendo por tanto planta de menor escala. En España, las

plantas de gasificación alcanzan 7 MW en total a finales de 2009, muy por debajo de

los 470 MW de plantas de turbina y caldera.


Las principales barreras para el desarrollo de la generación eléctrica con biomasa

han sido identificadas y clasificadas como barreras en el aprovechamiento del

recurso, barreras normativas y barreras tecnológicas.


Se han identificado tres tendencias tecnológicas significativas que podrían reducir los

costes de generación en el futuro, si alcanzaran su madurez comercial. Se trata de:

• Plantas de gasificación de mayor escala.

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21


TOMO I

• Desarrollo comercial de los ciclos ORC.

• Calderas de biomasa asociadas a motores Stirling.

1.1.4.2 Energía de la Biomasa: Generación térmica


La generación térmica con biomasa consiste en la combustión de biomasa como

fuente de calor para calefacción o agua caliente sanitaria (ACS). La generación

térmica con biomasa en España se estima actualmente en aproximadamente 40

TWh anuales, habiendo permanecido constante en los últimos años. Debe

distinguirse entre:

• Instalaciones residenciales (entre 25 y 500 kW)

• Instalaciones industriales (entre 500 y 2.000 kW)

En el caso de instalaciones residenciales, se contempla la posibilidad adicional de

incluir unos equipos de absorción para generación de frío a partir de la caldera de

biomasa.

En Canarias no se realiza un aprovechamiento térmico de la biomasa en

instalaciones residenciales e industriales.


Las principales barreras para el desarrollo de la generación térmica con biomasa han

sido identificadas y clasificadas como barreras, económicas y sociales, en el

desarrollo del sector y de normativas.


No se esperan cambios tecnológicos significativos en las calderas de biomasa, pues

las calderas de biomasa son una tecnología muy extendida en algunos países

europeos, lo que implica que la curva de experiencia tecnológica y de costes está

muy avanzada actualmente, con altos rendimientos y precios ajustados.

1.1.4.3 Energía de Biometanización: Generación eléctrica


La tecnología de generación eléctrica mediante biometanización consiste en la

combustión de biogás en un grupo motogenerador. Adicionalmente el biogás

obtenido en la biometanización se podría emplear para la generación de calor/frío si

Aprobación Inicial

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22


TOMO I

éste es purificado hasta alcanzar un contenido en metano superior al 90% e

inyectado en la red de gas natural mediante equipos de alta presión.

El biogás se genera mediante la digestión de materia orgánica en espacios

anaerobios, habitualmente vertederos, estaciones de depuración de aguas residuales

o digestores agroindustriales. En canarias existen dos plantas de producción de

biogás en vertederos, una en Lanzarote y otra en Tenerife.

La generación de biogás en vertederos está significativamente extendida pero se

espera una tendencia decreciente debido a las políticas de la UE respecto de la

cantidad y contenido de los residuos depositados en los vertederos, de acuerdo con

la Directiva Europea 1999/31/CE y la Decisión 2003/33/CE. Así, la producción

primaria de biogás en los países de la UE-27 se situó en casi 6.000 ktep en el año

2007, de los cuales aproximadamente la mitad se produjeron en vertederos y la otra

mitad en estaciones de depuración (EDAR) y digestores agroindustriales.


Los principales obstáculos para el desarrollo de la generación eléctrica mediante

biometanización han sido identificados como normativos respecto de las tarifas y los

costes, e impedimentos normativos respecto del desarrollo regulatorio y financieros.


• Valorización de las plantas de biometanización.

Una alternativa de futuro para la valorización de las plantas de biometanización

consiste en la venta del biogás purificado (hasta contenidos de metanocercanos al

100%) inyectándolo directamente en la red de gas natural o como combustible de

vehículos de transporte. Esto, en la actualidad, no es aplicable al caso de Canarias

En cualquier caso las instalaciones de inyección de biogás en la red o de un

dispensador de biogás para transporte requieren una mayor inversión que una

instalación para generación eléctrica.

1.1.4.4 Energía de Residuos sólidos Urbanos


Los residuos forman parte de la cadena de consumo natural de las sociedades

modernas, siendo su ciclo de vida aprovechable como suministro de material de

entrada para la generación de energía.

La tecnología más extendida de generación eléctrica con residuos sólidos urbanos

consiste en la incineración de una fracción de los residuos (principalmente rechazos

Aprobación Inicial

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23


TOMO I

de la fracción seca de los residuos) en un horno-caldera que cede el calor a un ciclo

de vapor. Este vapor actúa sobre un grupo turbogenerador que produce electricidad.

Como norma general, estas instalaciones incineran entre150.000 y 450.000 t de

basura al año.

La potencia eléctrica de una planta nueva de incineración con tecnología

“convencional” se estima entre 16 y 47 MW respectivamente para las capacidades de

incineración mencionadas.

La situación de las plantas españolas de incineración de residuos en zonas alejadas

de núcleos urbanos, dificulta el aprovechamiento del calor del ciclo como agua

caliente sanitaria (ACS) y calefacción, todo lo contrario al resto de países europeos.

Hay que destacar también el esfuerzo que se ha venido realizado en la reducción de

emisiones de las incineradoras en los últimos años, lo cual por un parte incrementa

significativamente los costes de inversión, pero por otra puede favorecer la

integración de estas plantas cerca de núcleos urbanos lo que favorecería su

integración en red de distribución de calor.

El volumen de RSU incinerado en España apenas alcanza el 9% frente a países

como Dinamarca, donde se incinera el 56% de los residuos sólidos urbanos, lo que

muestra un amplio potencial no aprovechado. En Canarias, actualmente, no hay

plantas de incineración en funcionamiento.


Las principales trabas para el desarrollo de la generación eléctrica con residuos

sólidos urbanos han sido identificadas de tipo normativo y tecnológico:

• La ubicación de las incineradoras en emplazamientos alejados de núcleos

urbanos dificulta la cogeneración, reduciendo la eficiencia energética de

las plantas.

• Las fuertes limitaciones sobre el contenido de los gases de escape exigen

instalar la mejor tecnología disponible para medir (en continuo cuando sea

posible) y reducir las emisiones, lo que aumenta los costes de inversión y

operación.

• La duración de las primas energéticas no está alineada con la vida útil de

la planta, lo cual reduce el acceso a capital y la rentabilidad de las

inversiones.

• La limitación del cupo de generación eléctrica a partir de incineración de

residuos a 350 MW restringe el potencial de la tecnología en España.

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

24


TOMO I

• La tecnología sufre un alto nivel de oposición social, incluso desde

plataformas ecologistas, y está asociada a altos costes políticos, lo cual se

traduce en retrasos e incluso bloqueos de los planes de desarrollo de

nuevas plantas.


• Valorización energética de las plantas convencionales. La principal

tendencia tecnológica está influenciada por los requisitos energéticos

europeos. Estos requisitos dificultan la obtención de la calificación de

valorización energética para plantas de tecnología convencional ubicadas

en climas cálidos y sin cogeneración, lo cual dará lugar a plantas de

mayor rendimiento eléctrico a partir de los residuos y a un mayor número

de plantas con cogeneración.

• Gasificación o la pirólisis de RSU: Tecnologías alternativas como la

gasificación o la pirólisis de RSU se encuentran todavía por encima de los

costes de generación con tecnologías convencionales.

1.1.4.5 Biocarburantes


La producción de biocarburantes consiste en la obtención de carburantes de origen

biomásico y/o biogénico para motores de combustión interna, incluyendo residuos

(aceite de fritura, grasas animales, residuos agrícolas o forestales, residuos de papel,

etc.).

Para el caso de sustitutivos de gasolina, en la actualidad el producto más común es

el etanol, que se puede mezclar directamente en la gasolina o como ETBE (Éter

EtilTert-Butílico en español) el cual es un aditivo de la gasolina, realizado a partir de

etanol y isobutileno y se puede mezclar con un máximo de 22% en volumen en las

gasolinas. Adicionalmente es posible incrementar la mezcla con vehículos

especiales. En la producción de etanol en España se emplea fundamentalmente el

trigo, el maíz, la cebada y el alcohol vínico.

Otros biocarburantes sustitutivos de la gasolina incluyen el biobutanol.

En el caso de sustitutivos de diésel nos encontramos con el biodiésel, diésel

renovable, como producto de la hidrogenación de aceites vegetales o synfuel en el

caso de proceso Fisher-Tropsch.

En el caso del biodiésel, en la actualidad éste se produce principalmente mediante la

transesterificación de aceites vegetales o grasas animales.

Aprobación Inicial

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25


TOMO I

Según la Comisión Nacional de La Energía (CNE), para el biodiésel producido en

España se emplea como materia prima fundamentalmente palma, soja y aceite de

fritura, y en menor medida, colza, girasol, grasas animales y aceite de oliva. Para el

caso del biodiésel importado a España, éste se produce fundamentalmente a partir

de palma y soja. Por otra parte, se está avanzando en el desarrollo de materias

primas como las algas o la jatropha.


En cuanto a las barreras que limitan el desarrollo de los biocarburantes en España,

se pueden encontrar barreras económicas, en el aprovechamiento del recurso y

barreras tecnológicas, entre las que cabe destacar:

• La competitividad en precios frente a combustibles de origen fósil, debido

al alto precio de las materias primas, especialmente en el caso de

biodiésel.

• Para el caso de etanol y biodiésel es necesario adaptar la flota de

vehículos para soportar mayor contenido energético de bioetanol o

biodiésel. Esta barrera no sería tal para el caso de diesel renovable

producido a partir del proceso de hidrogenación de aceites vegetales.

• Impacto de otras tecnologías para el transporte de bajo contenido en CO2,

tales como el vehículo eléctrico, los coches de gases licuados del petróleo

y los coches de gas natural vehicular.


• Desarrollo a nivel comercial de plantas de bioetanollignocelulósico.

• Desarrollo a nivel comercial de plantas de BTL (BiomasstoLiquids–

biomasa a líquidos).

• Desarrollo de algas como biocarburantes.

• Desarrollo de flota de vehículos adaptados: Atendiendo a los usos del

biocarburante como el etanol o el biodiésel, es necesario el desarrollo de

una flota de vehículos capaz de absorber mayor cantidad de

biocarburante. Por otro lado, es posible desarrollar la demanda de

biocombustibles a partir de vehículos flexibles capaces de consumir

mezclas de hasta un 85% de etanol en volumen (E85). Un ejemplo exitoso

de esto último es el caso de Brasil.

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TOMO I

1.1.5 Energía mini-hidráulica


La tecnología hidráulica se basa en el aprovechamiento de saltos de agua para la

generación de electricidad. Las centrales hidráulicas de pequeña potencia (< 10 MW)

se suelen denominar centrales mini-hidráulicas y la energía producida se suele

denominar energía mini-hidráulica.

La energía hidráulica es una energía altamente gestionable y es muy importante para

la regulación del sistema eléctrico en España y para el casamiento de la oferta y la

demanda. Con el aumento progresivo de la generación eólica y solar en España, la

energía hidráulica va a jugar un papel muy importante en garantizar la estabilidad del

sistema de generación eléctrica.

Existen cuatro tipologías de instalaciones de energía hidráulica:

• Centrales de agua fluyente. Se construyen en una derivación de un río a

través de un canal que acaba en una cámara de carga y, mediante tubería

forzada, conduce el agua hasta la turbina. El agua turbinada se devuelve

al cauce del río. Este tipo de centrales se mueve en rangos de potencia

bajos (normalmente inferiores a 5 MW) y tiene una cuota en España del

~75% del mercado.

• Centrales de pie de presa. Se construyen pequeños embalses para

retener el agua. El agua retenida se conduce a las turbinas a través de

una tubería y se devuelve al río. Estas centrales suelen tener unos niveles

de potencia superior (5-10 MW) y suponen el ~20% del mercado en

España.

• Centrales de canal de riego. Utilizan el desnivel del agua en los canales

de riego para producir electricidad. El rango de potencia de las centrales

utilizadas es de 1-5 MW y pueden suponer el 5% del mercado en España.

• Centrales reversibles. Realizan bombeo en las horas valle y turbinan en

las horas punta. El rango de potencia instalada es de 1-5 MW y la cuota

de mercado en España es muy pequeña (~1%).

En Canarias, para el año2011, existían 2.020 kW mini-hidráulicosinstalados de los

cuales se encontraba en funcionamiento 1.220,0 kW, procedente de dos plantas

situadas en Tenerife, con potencias instaladas de 463 kW y 757 kW. Los 800 kW

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27


TOMO I

restantes se encuentran instalados en La Palma (El Mulato), pero está fuera de

servicio desde el año 2004.


Para el desarrollo de la tecnología hidráulica de pequeña potencia en España, tan

necesaria para los mercados de regulación eléctrica, se encuentran obstáculos

relacionados con el recurso hidráulico y administrativos.

• La falta de conocimiento en detalle del potencial de recurso hidráulico de

pequeña potencia que dificulta o ralentiza la realización de proyectos.

• Existe una fuerte dependencia tecnológica del exterior sobre todo en la

fabricación de turbinas y hay una falta de capacidad de “lobby” en la

industria de la energía hidráulica en España. El sector tiene capacidades

pero hay que ser capaz de desarrollar más mercado.

• Dificultad a la hora de obtener los permisos para el uso del agua y

dificultad en la obtención del permiso medioambiental para acometer las

inversiones.

• Renovar el periodo de concesión de aguas en las instalaciones existentes.

La no renovación de las concesiones puede derivar en el abandono y una

inversión deficiente de las plantas existentes durante los últimos años de

explotación de las mismas.

c. Tendencias en avances tecnológicos más relevantes

La energía mini-hidráulica es una tecnología madura y no se esperan cambios

tecnológicos a medio plazo.

• Almacenamiento del exceso de la generación eólica y solar. El aumento

de potencia de generación eólica y solar requiere aumentar la capacidad

de almacenamiento energético en España para cubrir las horas de baja

producción. En este sentido, la energía hidráulica de bombeo puede ser

una solución que supla en parte la necesidad de almacenamiento

energético bombeando con los excedentes de producción y turbinando en

los momentos de pico de demanda eléctrica.

1.1.6 Energía geotérmica


La energía geotérmica es la producción de calor o electricidad aprovechando el

recurso térmico que se encuentra bajo el suelo. El recurso geotérmico se caracteriza

Aprobación Inicial

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TOMO I

por la temperatura, la profundidad y el gradiente térmico. Así podemos tener

diferentes tipos de recursos:

• Recurso geotérmico somero o de muy baja temperatura con una

profundidad menor de 250 metros y una temperatura de salida del fluido

menor de 30 ºC.

• Recurso geotérmico de baja temperatura con una profundidad de 1.500 a

2.500 metros para un gradiente térmico normal y una profundidad menor

de 1.000 metros para un gradiente térmico elevado y con una temperatura

de salida del fluido entre 30 y 100 ºC.

• Recurso geotérmico de media temperatura con una profundidad de 2.000

a 4.000 metros en cuencas sedimentarias y una profundidad menor de

1.000 metros para un gradiente térmico elevado y con una temperatura de

salida del fluido entre 100 y 150 ºC.

• Recurso geotérmico de alta temperatura con una profundidad de 1.500 a

3.000 metros con gradiente térmico elevado y una profundidad de 4.000 a

6.000 metros con gradiente térmico normal y una temperatura de salida

del fluido de más de 150 ºC.

Las principales aplicaciones de la energía geotérmica varían en función de la

temperatura del recurso que se encuentra bajo el suelo.

• Para un recurso de muy baja temperatura o un recurso geotérmico

somero la principal aplicación es la generación de calor con bomba de

calor. Esta aplicación supone el 76% del mercado de producción de calor

a nivel mundial.

• Para un recurso de baja temperatura que supone el 24% del total del

mercado de producción de calor las aplicaciones más importantes dentro

del sector industrial y terciario, suponen aproximadamente el 22% del total

de aplicaciones en el mundo.

• Para un recurso de alta y media temperatura la aplicación principal es la

generación de electricidad a través de plantas flash (~60%), plantas de

vapor seco (~30%) y plantas de ciclo binario (~10%).

Tecnologías de energía geotérmica somera en España.

El desarrollo de tecnologías de energía geotérmica somera para la producción de

calor, se basa en la utilización de cuatro tecnologías principales:

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TOMO I

• Circuito cerrado con intercambiador horizontal, que se basa en captadores

a muy baja profundidad (< 1 metro). La cuota de este mercado en

geotérmica somera en España es de ~10% y no se espera un desarrollo

en el periodo 2010-2020.

• Circuito cerrado con intercambiador vertical, con profundidades de

perforación entre 60 y 200 metros. La cuota de mercado de esta

tecnología en España es de un ~55-60% y en la UE es de ~45% sobre el

total de geotérmicas. Se espera que este tipo de aplicación sea la que

más se desarrolle en el periodo 2010-2020.

• Circuito abierto, que consiste en la captación directa y posterior restitución

de agua de subsuelo. Esta aplicación tiene una cuota en España de ~30-

35% pero no se espera un fuerte desarrollo en el futuro ya que el potencial

de nuevas instalaciones de este tipo es reducido.

• Sistemas tierra-aire, que cuentan con una cuota muy reducida en la UE y

España, menor del 5%.

Tecnologías geotérmicas de alta y media temperatura.

El mercado de producción de electricidad a partir del recurso geotérmico de alta y

media temperatura cuenta con tres tipos de tecnologías de generación de

electricidad:

• vapor seco: permite utilizar directamente el fluido geotérmico que llega a

la superficie en estado de vapor saturado o bien ligeramente recalentado

a turbina. El tamaño medio de las plantas instaladas en el mundo es de

~45 MW y tienen una temperatura de salida del recurso geotérmico de

más de 180 ºC.

• flash: Las plantas flash se caracterizan por el aprovechamiento de mezcla

de vapor y agua. El vapor primero se separa del líquido y posteriormente

se expande en una turbina. El tamaño medio de las plantas es de ~29 MW

y la temperatura de salida del recurso geotérmico es de más de 180 ºC.

• ciclo binario: Las plantas de ciclo binario se caracterizan por el uso de un

fluido secundario con un comportamiento termodinámico mejor que el

fluido térmico. El fluido geotérmico entrega el calor al fluido secundario a

través de un intercambiador de calor. La temperatura de salida del fluido

geotérmico es de 120-180 ºC y el tamaño medio de las plantas es

reducido (~3 MW), si bien existen plantas de 40-50 MW en el mercado.

Esta tipología de plantas son las que más encajan con el recurso

geotérmico en España.

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TOMO I

En la actualidad, la gran mayoría de las instalaciones son de energía geotérmica

convencional con plantas flash (5,6 GW), geotérmica convencional con planta de

vapor seco (2,6 GW) y plantas de ciclo binario que utilizan geotérmica convencional y

cuencas sedimentarias profundas (0,8 GW).

España tiene un recurso geotérmico medio dentro de Europa que puede permitir el

desarrollo de instalaciones de producción de calor en gran parte del territorio y de

soluciones de producción de electricidad en Canarias y en ciertas zonas de

Andalucía.

b. Principales barreras al desarrollo de la tecnología

Se han identificado dificultades económicas, operativas y de oferta para el desarrollo

de la tecnología geotérmica en España, que afectan tanto a la producción de calor

como a la producción de electricidad:

• Falta de apoyo financiero a los sondeos, la prefactibilidad y la perforación:

La inversión en los proyectos de energía geotérmica es muy elevada en la

fase inicial debido a los altos costes de sondeos y perforación, y

actualmente no existes modalidades de financiación adecuadas para este

tipo de inversiones.

• Falta de apoyo al desarrollo del I+D+i.

• Obstáculos burocráticos: Dificultad para conseguir permisos

administrativos para sondeos y perforación, debido a que no existe un

proceso claro y conciso para la obtención de las licencias. Como

resultado, los procesos para la obtención de las licencias son largos, con

trámites administrativos de 3-5 años en geotérmica de media y baja

temperatura y trámites de 3-8 meses en geotérmica de baja y muy baja

temperatura.

• Bajo desarrollo del sector de la energía geotérmica en España: Implica

que en la actualidad no existan suficientes empresas especializadas ni

cualificadas en nuestro país. El mercado de la energía geotérmica en

España es en la actualidad de aproximadamente 30 M€/año y no existe un

tejido empresarial para el desarrollo de soluciones competitivas en

términos de costes y de disponibilidad de la mejor tecnología. Existen

pocas decenas de empresas con cierto desarrollo tecnológico en España,

de las cuales más de un tercio son filiales de empresas extranjeras.

Aprobación Inicial

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31


TOMO I


• Mejora de componentes y materiales específicos: mejora del rendimiento

y eficiencia de la bomba de calor, mejora de la transmisividad de las

sondas geotérmicas y del relleno del sondeo, mejora de la eficiencia de

las instalaciones y equipos y mejoras en el comportamiento de los

materiales.

También se pueden realizar mejoras en el modelo de negocio del sector mediante el

desarrollo de más proyectos de hibridación con otras energías renovables y la

potenciación del calor de distrito.

1.1.7 Energías del mar


El recurso marino es uno de los más abundantes y con mayor potencial de

generación eléctrica. Sin embargo, la capacidad de generación comercial instalada a

nivel mundial se ha mantenido prácticamente constante desde los años noventa, con

un valor registrado en 2008 de 261 MW, según la IEA.

Las tecnologías del mar aprovechan la energía contenida en los mares y los océanos

para generar energía eléctrica y pueden ser clasificadas en función del recurso

marino que aprovechen:

• Utilizando la oscilación creada por las olas, la energía undimotriz.

• Aprovechando el movimiento natural de ascensos (pleamar) o descensos

(bajamar) de las mareas.

• Aprovechando el movimiento de las corrientes marinas.

Los tres tipos de tecnologías referenciados, olas, mareas y corrientes, suponen los

casos con un mayor grado de madurez.

Energía de las olas

Las olas creadas por el viento suponen el mejor recurso marino para la generación

de electricidad ya que pueden viajar miles de kilómetros sin pérdidas importantes de

energía. Al contener energía cinética (movimiento) como energía potencial (altura),

se puede hacer uso de ellas para generar electricidad.

Tipología:

En cuanto a sistemas existentes dentro de esta tecnología de olas, se podría

distinguir entre: a) sistemas on-shore y b) sistema off-shore.

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32


TOMO I

• Sistemas on-shore: suelen consistir en plantas incorporadas en

infraestructuras de tipo “rompiente de mar” construidos habitualmente en

nuevas infraestructuras. Las ventajas que implican este tipo de sistemas

consisten principalmente en su fácil instalación cuando se incluyen en el

proyecto inicial, el mantenimiento moderado, la ausencia de anclajes de

profundidad así como de interconexión a través de cable marino. En

contra, cabe decir que son sistemas que aprovechan un régimen de olas

menor que el resto y que entrañan cierta dificultad de instalación cuando

se trata de sistemas que necesitan modificar infraestructuras existentes.

• Sistema off-shore: se clasifican en función de la distancia a la costa. Son

tecnologías que demandan la utilización de cable de conexión marino:

o b.1.Sistemas off-shore cercanos a la costa: suelen construirse en

aguas con una profundidad moderada (20-25 m) y a una distancia de

la costa de entre 30 y 100 m. Las ventajas de este tipo de sistemas

son la dificultad media para su construcción y la explotación de un

régimen de olas moderado. Esta última característica es una ventaja,

en lo que se refiere al sufrimiento del propio sistema pero es, a su vez,

una desventaja en cuanto a que no aprovecha un régimen de olas

potentes.

o b.2. Sistemas off-shore lejanos a la costa: se construyen en aguas de

mayor profundidad (> 25 m) con diseños centrados en aparatos

modulares que permiten alta producción de electricidad. La ventaja de

este tipo de sistema es que es capaz de aprovechar los regímenes

más potentes de olas, aunque demandan una instalación complicada,

un mantenimiento dificultoso y precisan de ubicaciones que pueden

ocasionar impactos negativos a la navegación.

Señalar que la costa norte de las islas Canarias cuenta con un gran potencial para el

desarrollo de esta tecnología, no obstante, habrá que realizar los estudios

correspondientes de las zonas previamente elegidas según la batometría disponible,

el tipo de fondo (por si se eligen dispositivos fondeados), disponibilidad de puertos

próximos, impactos medio ambientales e impacto sobre las actividades tanto en la

costa como en sus proximidades.

Una vez elegido el emplazamiento habrá que establecer el clima marítimo local

calando la o las boyas direccionales instrumentadas a fin de obtener los parámetros

del oleaje para predecir la potencia obtenible con más precisión teniendo en cuenta

la profundidad real, el shoaling, la refracción y/ o difracción del oleaje así como

estudios previos de propagación de oleaje por métodos numéricos.

Aprobación Inicial

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33


TOMO I

Cuando estos estudios estén completados y se haya elegido el dispositivo más

conveniente habrá que empezar las pruebas de mar para verificar la potencia.

Clasificación de los sistemas de aprovechamiento de las olas.

La clasificación de esta tecnología según su tamaño y orientación es la siguiente:

• Totalizadores: Se caracterizan por estar situados perpendicularmente a la

dirección de la ola incidente, es decir, paralelos al frente de la ola, siendo

su pretensión el captar la energía de una sola vez.

• Atenuadores: Están formados por largas estructuras colocadas con su eje

mayor paralelo a la dirección de propagación de las olas, pretendiéndose

así absorber la energía de la ola de un modo progresivo. Tienen la ventaja

de poder captar la energía por dos lados, siendo los esfuerzos ejercidos

sobre la estructura menores, lo que implica un anclaje más sencillo.

• Puntuales: Son dispositivos capaces de captar no sólo la energía de la

porción de la ola directamente incidente, sino también la de un entorno

más o menos amplio. Suelen ser cuerpos de revolución, por lo que son

indiferentes a la dirección de propagación de la ola

Energía de las mareas.

En el caso de la tecnología de mareas, se aprovecha este recurso causado por la

interacción de los campos gravitacionales de la tierra, el sol y la luna, para producir

movimiento en turbinas que generan electricidad en base a las subidas y bajadas en

los niveles del mar. El concepto de funcionamiento es parecido al de la mini-

hidráulica. Esta tecnología permite la utilización de turbinas con un grado de madurez

mayor que las utilizadas en el resto, permitiendo un uso comercial y un

mantenimiento relativamente fácil. Sin embargo, demanda la utilización de un tipo de

infraestructuras que son difíciles de aprovechar si no han sido diseñadas incluyendo

la tecnología (alto coste de modificación) y que sólo es aprovechable comercialmente

con mareas de alta intensidad (> 6 m).

Energía del movimiento de las corrientes marina.

La tecnología de corrientes, aprovecha el recurso generado principalmente por el

movimiento de rotación terrestre, las mareas y la configuración de las costas, para

generar movimiento en turbinas con los flujos de agua generados. En cuanto a la

tipología de las turbinas utilizadas se pueden distinguir entre turbinas horizontales y

verticales, si bien las dificultades tecnológicas de ambas son similares ya que se

encuentran en fase piloto. Presenta las desventajas de la dificultad de instalación, el

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

34


TOMO I

potencial impacto en la navegación y la escasez de resultados con garantía

comercial.

Tecnología de gradiente.

• Gradiente térmico: aprovecha la diferencia de temperatura entre el agua

de la superficie calentada por el sol y el agua más fría de las

profundidades; lo que se conoce como energía maremotérmica. El

aprovechamiento de este tipo de energía requiere que el gradiente térmico

sea de al menos 20 ºC. En estas plantas se transforma la energía térmica

en energía eléctrica utilizando el ciclo termodinámico denominado “ciclo

de Rankine” en el que se emplea calor para evaporar un líquido, que

posteriormente se utiliza en el accionamiento de una turbina, la cual se

acopla a un generador eléctrico para producir energía eléctrica.

• Gradiente salino: hace uso de las diferencias de salinidad entre el agua de

mar y el agua dulce, mediante un proceso de ósmosis separadas por una

membrana. A través de este proceso el agua dulce fluye hacia el agua

salada aumentando la presión y transformándose en energía eléctrica a

través de una turbina.

Aunque actualmente, la capacidad instalada para el aprovechamiento del recurso

marino es reducida, la energía del mar para generar electricidad podría suponer uno

de los recursos con mayor potencial del mundo, de hecho, se estima que el potencial

de generación con recurso marino podría superar en cinco veces la producción

eléctrica mundial actual, según la AIE (Agencia Internacional de la Energía). Sin

embargo, se encuentra en una fase muy temprana tecnológicamente y sin grandes

proyectos comerciales hasta la fecha. Tanto es así, que de toda la generación de

electricidad comercial obtenida con energías del mar, una gran parte (519 GWh al

año) corresponde a una única planta de marea situada en Rance, Francia y el resto

prácticamente a plantas situadas en Canadá.

En la tabla adjunta a continuación se muestra el estado en el que se encuentran la

mayoría de los dispositivos existentes en la actualidad. Como se puede ver tan solo

unos pocos han llegado al estadio de dispositivos a escala real y, en algunos casos,

la investigación y su desarrollo están parados.

Dominio Dispositivos de

captación Potencia del

dispositivo [kW] Superficie de

ocupación [m2]

Ratio aprox. [kW/m

2]

Captadores ubicados en la costa

Balsa de Cockerell 2.000 5.000 0,40

Convertidor Belfast 75 51 1,47

OWC Alda 1.000 - -

OWC Breakwave 750 525 1,43

OWC de China 30 40 0,75

OWC de Kujukuri 30 31 0,97

OWC de Pico 400 96 4,16

OWC de Unión Fenosa 27 48 0,56

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

35


TOMO I

Dominio Dispositivos de

captación Potencia del

dispositivo [kW] Superficie de

ocupación [m2]

Ratio aprox. [kW/m

2]

OWC Energetech 500 875 0,57

OWC Kvaerner 500 79 6,33

OWC Limpet 500 84 5,95

OWC Nereida 250 700 0,36

OWC Sakata 60 360 0,16

Tapchan 400 7.000 0,06

Captadores ubicados cerca de la costa

AWS 1.200 90 13,3

BBDB 200 36 5,5

OWC MightyWale 110 1.200 0,092

Oyster 500 216 2,31

Waveplane 30 22 1,36

Waveroller 13 16 0,81

Wavestar 6.000 1.440 4,16

Captadores ubicados lejos de la costa

Aquaboy 500 157 3,18

Buque Kaimei 2.000 960 2,08

El Pato Salter 2.310 4.050 0,57

OWC Clam 2.500 2.827 0,88

OWC NEL 2.000.000 1.552.000 1,29

Pelamis 75 490 1,53

PowerBuoy 20 20 1

Searev 500 375 1,33

Wavebob 1.500 225 6,66

Wavedragon 6.000 51.000 0,12

En cualquier dominio SSG 1.200 75.000 0,016

Comparativa de los distintos captadores de energía. Fuente: Garcia, S.i de la Villa.

En la actualidad existe un gran número de proyectos de este tipo de infraestructuras

de aprovechamiento de la energía de las olas, sobre todo en el Mar del Norte, en el

caso de Europa. En España, existen los siguientes proyectos:

Ejemplo en España de dispositivo en costa:

Proyecto Mutriku (Guipuzkoa):

Se aprovecha la construcción de un nuevo dique de abrigo, para integrar una planta

para aprovechamiento energético del oleaje.

Tecnología OWC (columna de agua oscilante).

Promotores: Dirección de Puertos del Departamento de Transportes y Obras

Públicas (Gobierno Vasco).

Datos técnicos:

• Tecnología WAVEGEN-Voith Siemens HydroPowerGeneration.

• Multiturbina (16 x 18,5 kW), 296 kW Potencia instalada.

• 600 MWh/año (consumo equivalente a 1.000 personas).

• 600 T CO2 evitadas.

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

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TOMO I

• Inversión: 5,73 millones Euros.

• Puesta en marcha: marzo 2009.

Ejemplos en España de dispositivos colocados en alta mar

Proyecto Santoña (Cantabria):

Proyecto llevado a cabo por Energías Marinas de Cantabria S.A”, que está

constituido por: IBERENOVA en un 60%, la Sociedad para el Desarrollo Regional de

Cantabria (SODERCAN) en un 10%, el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de

la Energía (IDAE) en un 10%, TOTAL (compañía francesa) en un 10% y

OceanPower Technologies Incen un 10%.

Potencia generada: 1,39 MW. Parque formado por 1 boya de hasta 40 kW (6m) y 9

boyas de 150kW.

Se encuentra a unos 3 ó 4 km.

b. Principales barreras tecnológicas al desarrollo de la tecnología.

Existen tres barreras fundamentales que están dificultando el desarrollo tecnológico

general de estas tecnologías:

• Multitud de tecnologías y prototipos existentes (según la IEA existen más

de 130 prototipos diferentes). Esto dificulta que los esfuerzos se centren

en un desarrollo tecnológico concreto con garantías de futuro. Se trata de

una situación similar a la que se produjo en la tecnología eólica antes de

que se impusiera el diseño tripala de eje horizontal.

• Dificultad de lanzar modelos a escala real que permitan corroborar las

simulaciones iniciales.

• Reducido apoyo a la I+D, necesario para alcanzar un nivel tecnológico

que permita la supervivencia del sistema. En su estado actual, las primas

no permiten potenciar eficazmente la tecnología.

Por otro lado, también hay que tener en cuenta la barrera administrativa a la que se

enfrentan estos proyectos para ponerse en marcha, debida, principalmente, al gran

número de organismos con autoridad de los que es necesario obtener la aprobación

por tener competencias en el entorno marino.

Asimismo, el desarrollo de estas tecnologías se encuentra limitado también por otras

barreras, no menos importantes que las anteriores:

Aprobación Inicial

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37


TOMO I

• Percepción negativa sobre el impacto visual de las instalaciones en el

medio marino.Si bien es cierto que el impacto visual suele ser bajo y será

inferior al de la tecnología eólica offshore.

• Escasez de estudios de impacto medioambiental de las diferentes

tecnologías.

• Competencia con los diversos usos del mar como pesca y navegación.

El propio grado de inmadurez de esta industria está limitando, por el momento, el

desarrollo de condiciones favorables para el despegue de estas tecnologías. Así, los

distintos agentes de este mercado se están enfrentando a una cadena de valor poco

desarrollada y una falta de personal cualificado en las diferentes fases de los

proyectos (diseño, ingeniería, instalación, gestión) que reducen la capacidad de esta

industria de competir con el resto.


El principal reto tecnológico es la supervivencia del sistema en el medio marino. Por

ello, los esfuerzos deben concentrarse en aquellos aspectos que permitan mejorar

las modelizaciones de tal forma que tanto la interacción del sistema con el medio,

como la interacción entre las distintas piezas del sistema, permitan alcanzar los

rendimientos que potencialmente se estiman para esta tecnología.

Así, debe optimizarse, también, el proceso de instalación del cableado, el desarrollo

comercial de los cables HVDC, la estandarización de los cables de conexión, el

impacto de la corrosión en las partes móviles del sistema y el desarrollo de sistemas

de baja fricción entre componentes.

1.1.8 Tecnologías de almacenamiento

Las energías renovables son un instrumento eficaz para el uso racional de los

recursos energéticos de nuestro país pero, debido a su naturaleza intermitente y las

fluctuaciones del propio recurso energético, algunas energías renovables ofrecen

escasas garantías de capacidad frente a las energías más tradicionales.

Dentro del parque generador, las centrales térmicas convencionales son las que

mantienen una mayor garantía de suministro, superior al 90% de la potencia

instalada, mientras que las centrales con turbina de gas y agua fluyente se ven

limitadas por sus elevados costes operativos y por la fluctuación del nivel de agua de

los ríos, reduciendo con ello su fiabilidad hasta el 64 y 40%, respectivamente.

Por su parte la energía eólica y la fotovoltaica, denominadas energías renovables

fluctuantes (RF), mantienen una garantía de suministro inferior al 10% debido a que

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

38


TOMO I

su generación es altamente variable. En particular, sólo entre un 5-8% de la potencia

eólica instalada podría sustituir a las centrales convencionales actuales, lo que

implica que el crecimiento de las renovables fluctuantes no está actualmente en

condiciones de asegurar la sustitución de aquellas energías basadas en los

combustibles fósiles.

Esta limitación actual de las energías renovables fluctuantes, deriva en la necesidad

de mantener un parque convencional con elevada garantía de suministro, mientras

que se invierte en parques de energías renovables que puedan sustituir, cumpliendo

un programa firme de garantía y seguridad de suministro, a las centrales eléctricas

convencionales.

El origen de la reducida garantía de suministro de las renovables fluctuantes

proviene de las variaciones de su propio recurso natural y se pueden caracterizar a

través de cuatro grupos:

• Fluctuaciones de día-noche, que afectan principalmente a las tecnologías

fotovoltaica (PV) y solar termoeléctrica (CSP).

• Fluctuaciones anuales-estacionales, que afecta a la PV, CSP y la eólica.

• Fluctuaciones de corto plazo, que afecta mayoritariamente a la energía

eólica.

• Fluctuaciones de medio plazo, que fundamentalmente influye en la

energía eólica.

Las fluctuaciones de día-noche y las anuales estacionales son fluctuaciones

recurrentes. Esto implica que son predecibles y que, por lo tanto, se puede actuar

frente a ellas. Sin embargo, en el caso de las fluctuaciones de corto y medio,

causadas básicamente por el viento, se trata de fluctuaciones erráticas, difíciles de

predecir, y cuya forma de contrarrestar implica métodos de mejoras en la previsión

difíciles de conseguir actualmente.

Sin embargo, independientemente de cuál sea el carácter de la fluctuación, es

posible establecer tres enfoques para hacer frente a las mismas y aumentar la

garantía de capacidad de las energías renovables.

• Compensaciones interregionales: ampliación de la potencia de la red de

transporte para equilibrar la fluctuación entre regiones.

• Compensación intermodal: adaptación del parque convencional de

centrales eléctricas para ajustarse mejor a la generación de las RF.

Aprobación Inicial

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TOMO I

• Compensación intertemporal: uso de instalaciones de almacenamiento de

energía y/o gestión de la demanda para equilibrar la fluctuación entre

periodos.

La aplicación de sistemas de almacenamiento energético tiene las siguientes

ventajas:

• Aumentar la eficiencia de los sistemas eléctricos, al reducir la necesidad

de centrales de generación de respaldo.

• Aumentar la fiabilidad de los sistemas eléctricos, al evitar los costes de

interrupción del suministro.

• Aumentar la disponibilidad de fuentes renovables.

• El almacenamiento permitiría nivelar pequeñas variaciones y reducir la

diferencia entre horas pico y valle).

• Al hablar de almacenamiento se debe considerar tanto la energía que se

puede almacenar (densidad energética) como la eficiencia con la que

puede recuperarse.

a. Descripción general de las principales tecnologías.

Las tecnologías de almacenamiento se pueden clasificar en:

• Potenciales: Almacenamiento hidráulico (centrales de bombeo)

• Mecánicos: Volantes de inercia, aire comprimido.

• Electroquímicos: Baterías estáticas, pilas de combustible, baterías de

flujo.

• Eléctricos: Imanes superconductores, condensadores.

• Térmicos: Sales fundidas, Materiales de cambio de fase.

Actualmente, las tecnologías de almacenamiento se encuentran en distintas fases de

maduración y conllevan una serie de ventajas, desventajas y costes asociados que

las convierten en alternativas potencialmente viables a gran escala en función de las

circunstancias y las demandas de generación.

Tecnología de Almacenamiento Potencial. Centrales de hidrobombeo

El sistema de hidroelectricidad bombeada consiste en bombear agua hasta un

depósito ubicado a una cierta altura para almacenarla como energía potencial, que

Aprobación Inicial

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TOMO I

puede ser aprovechada a medida que el agua baja accionando una turbina, que

acoplada a un generador, permite obtener electricidad.

Se utiliza para suavizar la carga de generación diaria, bombeando agua al depósito

durante horas valle (horas de baja demanda), usando los excedentes energéticos

disponibles en el sistema eléctrico. Durante las horas punta (horas de alta demanda),

el agua almacenada se puede utilizar para generar electricidad turbinando el agua

que se deja caer desde el depósito superior al inferior, convirtiéndose así en una

reserva de alto valor por su capacidad de respuesta rápida para cubrir picos

transitorios de demanda.

La eficiencia global de los sistemas de hidroelectricidad bombeada bien diseñados

está en el rango de 72 a 81%. De todas formas no hay que perder de vista que la

energía consumida en el proceso de bombeo es superior a la recuperada en el

proceso de turbinación. Actualmente es la forma más rentable de almacenamiento de

energía. El principal problema es que requiere generalmente dos depósitos ubicados

en cotas diferentes y a menudo tiene asociados considerables costes de capital.

La central hidroeléctrica reversible está formada por:

• Un embalse situado al pie de la central.

• Un embalse situado a mayor altura, al que llega el agua bombeada.

• Una central hidroeléctrica reversible que será la encargada de

turbinar/bombear el agua entre los dos embalses. La central estará

formada por un conjunto de turbinas (normalmente turbinas Francis) y

generadores (normalmente síncronos), para producir la energía eléctrica.

Tecnología de Almacenamiento Mecánico

Volantes de Inercia.

Los volantes giratorios o flywheels son ruedas hechas de un material muy resistente

a la tensión y con una distribución de materia que ayuda a soportar grandes

velocidades (por ejemplo, un tipo de rueda es más delgada en el borde y aumenta de

espesor conforme se acerca al centro). Hay distintas formas de volantes giratorios:

anillos concéntricos unidos por resinas, ruedas con grosor decreciente y anillos

suspendidos magnéticamente. Para generar electricidad los volantes giratorios se

colocan en una unidad sellada al vacío, para evitar las pérdidas por fricción con el

aire y se conectan a un motor-generador.

En los volantes giratorios se almacena energía cinética que es directamente

proporcional a la tensión del material e inversamente proporcional a la densidad del

mismo. Conforme aumenta la velocidad de giro del volante, aumenta la energía

Aprobación Inicial

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TOMO I

almacenada. La principal desventaja de estos sistemas es que su capacidad de

almacenamiento de energía es reducida por lo que se entiende mejor si se piensa en

él como un dispositivo de almacenamiento para mantener la estabilidad del sistema

en un periodo corto de tiempo.

La evaluación general es que en la actualidad los volantes de inercia se utilizan

principalmente como sistemas de potencia ininterrumpida (UPS) como un sustituto

para grandes baterías y que en el futuro podría suponer una solución para equilibrar

a corto plazo los picos de electricidad en la red. Se trata de una tecnología

totalmente madura.

En Canarias, se pretende poner en funcionamiento una planta piloto de volante de

inercia en La Palma. Con ella se pretende:

• Mejorar la estabilidad de la frecuencia del sistema y, eventualmente

(dependiendo de la zona en la que se conceda el acceso a la red de

distribución) el control de la tensión.

• Obtener experiencia operativa con estos dispositivos (contrastar datos

técnicos del fabricante, la adaptabilidad de las estrategias de control y la

fiabilidad del equipo y sistemas auxiliares).

• Explorar la posible aportación de estos dispositivos para maximizar la

integración de energías renovables (“reposición” de la inercia del sistema

a consecuencia del desplazamiento de la generación ordinaria).

• Este proyecto lo financia REE (Red Eléctrica de España) íntegramente y

forma parte de su estrategia de posibilitar una alta penetración de EERR

en los sistemas eléctricos insulares (SEI) de Canarias sin comprometer

por ello la seguridad del suministro en los mismos.

Aire comprimido.

Las instalaciones de almacenamiento de energía de aire comprimido (CAES)

funcionan como grandes baterías. Unos potentes motores eléctricos manejan los

compresores que comprimen el aire en una formación geológica subterránea (minas

abandonadas, cavidades rellenas con soluciones minerales o acuíferos) durante los

períodos de tiempo en que el uso de la electricidad es menor, como por ejemplo

durante las noches. Cuando se necesita satisfacer un aumento de demanda, el aire

comprimido pasa por unas turbinas de combustión modificadas para generar

electricidad. Todavía se necesita gas natural u otros combustibles fósiles para hacer

funcionar las turbinas, pero el proceso es más eficiente. Este método utiliza hasta un

50 % menos de gas natural que el sistema de producción normal de electricidad.

Aprobación Inicial

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TOMO I

Aunque el concepto del almacenamiento energético por aire comprimido tiene más

de 30 años, sólo existen dos plantas: una de 30 años de antigüedad en Alemania, y

una de 17 años en Alabama, ambas en cavernas. Una tercera se está desarrollando

en un acuífero cerca de Des Moines, Iowa.

Las ventajas de esta tecnología son la escalabilidad total de la capacidad energética

y su potencial como solución económica para el almacenamiento a corto plazo. Sin

embargo, su eficiencia global es baja (40-55% para las CAES) lo que conlleva que

los principales retos tecnológicos futuros se centren en la mejora de la compresión

de calor y el almacenamiento de calor presurizado.

Tecnología de Almacenamiento Electroquímico.

Las baterías o pilas son dispositivos electroquímicos que convierten la energía

eléctrica (en forma de corriente directa o constante) en energía química durante la

carga de la batería, y durante la descarga, convierten la energía química en energía

eléctrica. En los sistemas de almacenamiento de energía sólo se pueden emplear las

baterías recargables. De ellas, la más conocida es la batería de automóvil, que es

una batería que funciona con la reacción química que se produce cuando se combina

plomo con un ácido. Sin embargo, existen otras que son apropiadas para el

almacenamiento, como las de cloruro de zinc y agua (ZnCI2.H20), las de litio, con una

aleación de sulfuro ferroso (Li-FeS) y las de sulfuro de sodio (NaS).

El coste, la duración, la eficiencia, la vida útil de la batería, así como la energía que

puede proporcionar por unidad de volumen son algunas de las características más

importantes que deben considerarse antes de seleccionar algún tipo de pila:

Batería Estática. Baterías de Plomo (Pb):

• Tipo de baterías más comunes.

• Costes bajos.

• •Ciclo de vida limitado cuando se descarga profundamente.

• Muy pesadas.

• Gran volumen.

Baterías de flujo: Las baterías de flujo, que comprenden una gran variedad, han

llevado a cabo su desarrollo principalmente en base a una apuesta por dos

tecnologías, las Baterías Redox (procesos de reducción-oxidación), baterías de

Vanadio (VRB) y baterías de sodio y azufre (NaS), que son actualmente los

sistemas, de este tipo, con una mayor evolución tecnológica.

Aprobación Inicial

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TOMO I

Batería de Redox de Vanadio: La batería redox de vanadio es considerada como una

opción con futuro para el almacenamiento a gran escala. Su funcionamiento se basa

en el almacenamiento químico en diferentes formas iónicas de vanadio en electrolitos

de ácido sulfúrico. Los electrolitos son oxidados y reducidos creando una corriente,

que se recoge a través de electrodos en una reacción reversible que permite a la

batería cargarse, descargarse y recargarse. Las ventajas de esta tecnología son su

potencial de escalabilidad energética, y su alta eficiencia, 75-85%, que contrastan

con la necesidad de grandes cantidades de químicos acídicos que implican altos

costes. La valoración general de esta tecnología es la de un sistema con un grado

medio de madurez, del que ya se han realizado sistemas comerciales menores, y

que promete ser una opción consistente para dispositivos con escala media. Sin

embargo, se debe seguir investigando en lo relativo a la escalabilidad de sus celdas

de combustibles.

Baterías de Sodio-Azufre: En contraste, las baterías de NaS, suponen una tecnología

que ya se ha instalado a gran escala con resultados aceptables. Su funcionamiento

se basa en el almacenaje químico en diferentes formas iónicas de sodio y azufre

como electrodos líquidos, formando reacciones reversibles que permite que la

batería se cargue, se descargue y se recargue, como en el caso de las VRB. Las

ventajas clave de esta tecnología son que las materias primas como el azufre y el

sodio están altamente disponibles y no son tóxicas, que mantiene una eficiencia de

ciclo elevada, 75–85% y que es posible obtener escala en las grandes instalaciones.

Sin embargo, tiene como desventaja que el acumulador de alta temperatura necesita

aislamiento y que el exceso de calentamiento requiere energía (capacidad de batería

de 15-30 kW/MW). Además, en estos momentos sólo existe un fabricante en todo el

mundo (NGK Insulators Ltd. Japón).La evaluación general es que se trata de una

tecnología prometedora y relativamente madura para capacidades de tamaño medio

o grandes, con variedad de proyectos operativos de referencia, gran eficiencia y sin

problemática de materias primas. Actualmente, el mayor sistema de almacenamiento

de NaS tiene una capacidad de 34 MW.

Por su parte, UNELCO-ENDESA plantea proyectos experimentales para la

instalación de baterías de flujo, baterías electroquímicas y ultracondensadores con el

objeto de demostrar la viabilidad de estos dispositivos en aplicaciones de

almacenamiento de energía a pequeña escala.

Pilas de combustible o de hidrógeno: Los emplazamientos de hidrógeno son una

buena solución para el almacenamiento a largo plazo. Su funcionamiento se basa en

la electrolisis para la generación del H2 (y O2) y el posterior almacenamiento del H2,

bien en emplazamientos o tanques, lo que permite una posterior generación eléctrica

(y calorífica) en turbinas o celdas de combustible. Las ventajas de esta tecnología

son la mayor densidad energética entre las grandes soluciones de escala

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

44


TOMO I

(aproximadamente 65 veces mayor que el A-CAES) y que supone la solución más

económica para el almacenamiento a largo plazo de energía. Sin embargo, es una

tecnología que en la actualidad mantiene bajas eficiencias (inferiores al 40%) y que

demanda la construcción de grandes emplazamientos.

Tecnologías de Almacenamiento Eléctrico.

Imanes Superconductores.

El fenómeno de la superconductividad consiste en que, al bajar la temperatura de

algunos materiales como el mercurio, el niobio, el plomo o el tantalio o aleaciones

como el estaño, se alcanza una temperatura crítica en que la resistencia al paso de

la corriente se hace igual a cero. Otra propiedad es la presencia del efecto Meissner,

que consiste en la desaparición total del flujo del campo magnético en el interior de

un material superconductor por debajo de su temperatura crítica, propiedad que

posibilita que un superconductor flote en el aire si se coloca bajo un imán.

Un imán superconductor es una bobina hecha de un material superconductor (un

alambre enrollado en un núcleo) por la que se hace pasar una corriente elevada,

produciéndose un campo magnético que induce una corriente eléctrica (la energía

almacenada es proporcional al cuadrado del campo magnético producido).

Se ha propuesto almacenar energía mediante grandes bobinas enterradas bajo

tierra, hechas de materiales superconductores, pues en estas condiciones las

corrientes serían elevadas y los campos magnéticos que se producirían serían

intensos. Dichas bobinas deben estar provistas de un sistema de enfriamiento para

alcanzar las condiciones de superconductividad.

La gran ventaja de los imanes superconductores es su elevada eficiencia, así como

el almacenamiento directo que se logra de la energía eléctrica.

Supercondensadores.

Los supercondensadores almacenan energía eléctrica en forma de cargas

electroestáticas confinadas en pequeños dispositivos, formados por pares de placas

conductivas separadas por un medio dieléctrico. Los supercondensadores tiene la

capacidad de ser cargados y descargados en brevísimos periodos de tiempo, del

orden de segundos o menos, lo cual los hace especialmente apropiados para

responder ante interrupciones de suministro de poca duración.

Tecnologías de Almacenamiento Térmico. Sales de Fundidas.

Esta tecnología se basa en la utilización de la energía solar concentrada para

calentar sales fundidas de forma indirecta (a través de petróleo sintético en CSP de

cilindro parabólico) o directamente (en las configuraciones de torre de potencia).

Aprobación Inicial

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TOMO I

Para la descarga, el calor almacenado se convierte en electricidad a través de una

turbina de vapor. El sistema de dos tanques es la solución moderna más típica por la

cual las sales fundidas son bombeadas del tanque “frío” al intercambiador de calor y

después hasta el tanque caliente.

La principal ventaja de esta tecnología es que no hay conversión a energía eléctrica

antes del almacenamiento, lo que favorece la eficiencia del ciclo. Sin embargo, se

trata de una opción no apta para las soluciones descentralizadas, ya que la sal

puede congelarse durante los periodos de baja radiación. Por tanto, se trata de una

tecnología madura con I+D en curso que se limita principalmente a las plantas de

energía solar de concentración, con un potencial uso en otras tecnologías que

todavía está siendo evaluado (en particular, se está estudiando para el contexto de

las tecnologías de CAES).

1.1.9 Gestión de la demanda

Con la gestión de la demanda se busca que las fluctuaciones de las redes sean las

menores posibles, adaptando las condiciones de la demanda a la generación. Sus

ventajas se sintetizan en:

• Reducción de puntas de consumo energético en los sistemas eléctricos.

• Aumento de los consumos en periodos horarios valle.

• Mayor eficiencia energética y reducción de emisiones de gases

contaminantes, entre ellos el CO2, al mejorar la eficiencia de los

generadores convencionales y contribuir a la maximización de las

energías renovables.

En 2020, la previsión de punta de demanda eléctrica peninsular, en el escenario

central, es de 55.500 MW. Esto implica que, teniendo en cuenta un Índice de

cobertura (IC) de la demanda punta del 110%, no se precisaría potencia firme

adicional a la prevista actualmente hasta, aproximadamente, 2019. Así, además del

aumento de potencia prevista de algunas energías renovables que aportan potencia

firme en parte, y de la previsiónde 3.100 MW adicionales de potencia hidroeléctrica

de bombeo, el cumplimiento del IC establecido requeriría de 1.800 MW adicionales

de potencia firme en 2020, que sólo funcionarían durante un número de horas muy

reducido (menor de 100 h).

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TOMO I

Evolución de la curva monótona de demanda eléctrica en el sistema peninsular español. 1000 horas de máxima demanda. Fuente: REE

Debido al bajo número de horas en las que se prevé su uso, no parece necesaria la

instalación de nuevas centrales térmicas de ciclo combinado para la cobertura de la

punta de eléctrica, sino el uso de otras soluciones, como medidas de gestión de la

demanda, aumento de potencia en centrales hidroeléctricas existentes, aumento de

centrales de bombeo y, si fuera necesario, instalación de turbinas de gas en ciclo

abierto. Estas soluciones se entienden sin perjuicio de otras, como puede ser el uso

de baterías, que podrían contribuir a la gestión de demanda una vez que se produzca

el desarrollo tecnológico necesario para su uso a esta escala.

Estos datos de carácter estatal pueden ser extrapolados para el caso de Canarias,

siendo igualmente adecuado el uso de gestión de demanda en los sistemas

eléctricos insulares. Los mecanismos de gestión de demanda permiten el

aplanamiento de la curva de demanda en los SE donde se aplican, optimizando los

rangos de producción de la generación convencional y permitiendo paralelamente

maximizar el aporte de generación renovable.

En el desarrollo definitivo de esta tecnología será fundamental los avances en

electrónica de potencia y regulación automática, sobre todo en campos como las

micro-red eso la telegestión.

c. Tendencia en avances tecnológicos más relevantes.

La gestión de la demanda próxima, gestión activa de la demanda, está asociada a

una evolución tecnológica para poder sustentar una generación distribuida con micro-

redes y como alternativa de fiabilidad al consumo futuro por autoabastecimiento.

Entre los métodos innovadores en la gestión de la demanda, destacan proyectos de

infraestructuras inteligentes para la gestión de la oferta y la demanda de las redes

eléctricas. Estos proyectos permitirán gestionar la producción y el consumo de

energía a partir de pequeños nodos o micro-redes (instalaciones industriales,

viviendas, edificios, empresas,…), creando un sistema descentralizado de

generación y consumo de energía. Con ellos se pretende mejorar la gestión

energética por medio del diálogo de los equipos consumidores y generadores de

energía entre sí y con el usuario. Esto se realiza por medio de una nueva capa

Aprobación Inicial

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TOMO I

tecnológica, basada en la computación distribuida (o smart-grid), sobre la tradicional

red de distribución eléctrica. Dicha evolución tecnológica se basa en el sistema de

telegestión. Es un sistema integrado de gestión remota y automática de contadores y

otros dispositivos adicionales, basada en nuevas tecnologías de información,

electrónica y comunicaciones. Su objetivo principal es mejorar la eficiencia del

sistema eléctrico y la calidad del servicio prestado.

Contadores Digitales.

Los contadores digitales son equipos multifunción que integran equipos de precisión

a las funciones de medida, registro y tarifación de energía eléctrica.

Las funciones requeridas por la normativa actual y que deben satisfacer los

contadores digitales son:

• Lectura remota de los registros de energía activa y reactiva, así como de

potencia.

• Lectura remota de los registros de los parámetros de calidad.

• Discriminación horaria con capacidad de gestionar 6 periodos

programables.

• Medida bidireccional (energía activa y reactiva importada y exportada)

• Parametrización del equipo de medida de forma remota, incluyendo la

configuración de los períodos de discriminación horaria y la potencia

contratada.

• Registrar y almacenar 3 meses de curvas horarias de energía activa y

reactiva.

• Control de la potencia demandada, maxímetro o dispositivo de control de

potencia.

• Sincronización periódica remota con los concentradores.

• Corte y reconexión remotos.

• Capacidad de gestión de cargas.

El empleo de estos contadores garantiza una gran estabilidad de las medidas gracias

a la inmunidad a las derivadas causadas en los componentes por envejecimiento o

por cambios ambientales.

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

48


TOMO I

Además del contador inteligente, el proceso de telegestión requiere otros dos

elementos:

Concentrador, elemento que une los contadores con el sistema central.

Sistema central, gestiona a distancia los contadores y los concentradores, y sirve de

conexión con los sistemas comercial y técnico de la compañía.

1.1.10 Soluciones de ahorro y eficiencia energética

El Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) 2011-2020 presenta

un conjunto de medidas y actuaciones coherente con los escenarios de consumo de

energía final y primaria incorporados en otros instrumentos de planificación en

materia de energías renovables (de acuerdo con las obligaciones que se derivan de

la Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de

energía procedente de fuentes renovables) y de planificación de los sectores de

electricidad y gas. De esta forma, la planificación en materia energética constituye un

conjunto coherente, conducente al objetivo de mejora de la intensidad final del 2%

interanual en el período2010-2020.

El escenario considerado como objetivo de este Plan y escenario, por tanto, de

eficiencia, presenta un consumo-objetivo de energía primaria de142.213 ktep en

2020, lo que supone un incremento interanual del 0,8% desde el año 2010 y una

mejora de la intensidad primaria del 1,5% anual entre ambos años.

Actuación para el ahorro y la mejora de la Eficiencia Energética.

Algunas de las soluciones contenidas en el PANER para cada uno de los sectores

son las siguientes:

Sector Industrial;

• Promoción de la mejora tecnológica en el sector Industria, favoreciendo la

adopción de las Mejores Tecnologías Disponibles (MTD),

• Implantación de sistemas de gestión energética

• Apoyo a la realización de auditorías energéticas.

Sector Transporte;

• Impulso del cambio modal, conducentes a una mayor utilización del modo

ferroviario,

• Uso racional de los medios de transporte

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

49


TOMO I

• Renovación de flotas.

Sector Edificación y Equipamientos;

• Eficiencia energética de la envolvente edificatoria,

• Instalaciones térmicas y de iluminación del parque edificatorio existente

• Mejora de la eficiencia energética de las instalaciones de frío comercial;

• Construcción y rehabilitación integral de 8,2 millones de m2/año con alta

calificación energética

• Construcción de edificios de consumo de energía casi nulo.

• En lo relativo al equipamiento, se propone la continuación del Plan

Renove de Electrodomésticos con el objetivo de sustitución de 500.000

equipos/año (de un parque estimado de 90 millones de equipos).

Sector Servicios

• Mejora de la eficiencia energética de las instalaciones de alumbrado

público exterior existentes

• Mejora de la eficiencia energética de las instalaciones de de

potabilización, abastecimiento, depuración de aguas residuales y

desalación,

• Además de otras relativas a la formación de gestores energéticos

municipales y a la realización de estudios,

• Análisis de viabilidad

• Auditorías en alumbrado público.

Sector Agrícola y pesca

• Mejora de la eficiencia energética de las instalaciones de riego,

• Apoyo a la migración hacia la agricultura de conservación de los sistemas

de riego por aspersión a sistemas de riego localizado,

• Medidas de promoción y formación sobre técnicas de uso eficiente de la

energía en el sector agrario y pesquero,

• Renovación de maquinaria.

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

50


TOMO I

Sector Transformación de la energía

Por último, en el sector Transformación de la energía, el objetivo propuesto es la

instalación de 3.751 MW de nueva potencia de cogeneración hasta 2020, y la

renovación de hasta 3.925 MW de potencia de cogeneración con más de 15 años de

antigüedad.

Con estos objetivos, se prevén apoyos específicos que impulsen la cogeneración de

pequeña potencia y las cogeneraciones no industriales así como desarrollos

normativos para la conexión a red de la cogeneración de pequeña escala.

1.1.11 Otras tecnologías

Según la Directiva 2009/28/CE relativa al fomento del uso de energía procedente de

fuentes renovables, las energías aerotérmica, hidrotérmica y geotérmica capturadas

por bombas de calor quedan consideradas como energías procedentes de fuentes

renovables, aunque debido a que necesitan electricidad u otra energía auxiliar para

funcionar, solo se tendrán en cuenta las bombas de calor cuya producción supere de

forma significativa la energía primaria necesaria para impulsarlas.

1.2 Evaluación del potencial de EERR

La evaluación del potencial de las EERR está fuertemente influenciada por las

evoluciones tecnológicas y las condiciones coyunturales que existan en el periodo

temporal en el que se realiza dicha evaluación. Es por ello, que pueda existir una

variación considerable del potencial estudiado entre periodos considerables de

tiempo.

1.2.1 Eólica

1.2.1.1 Eólica terrestre (On Shore)

El potencial eólico es altamente sensible a la evolución del nivel tecnológico, por lo

que no se trata de un valor estable en el tiempo, estimándose en España superior a

los 330 GW en tierra y próximo a los 8 GW en el mar en aguas no profundas (menor

de 50 m de profundidad).

En cuanto a la eólica de pequeña potencia, todavía no se ha aprovechado su

capacidad para aportar energía renovable, de forma distribuida, mediante su

integración en entornos urbanos, semi-urbanos, industriales y agrícolas, asociada a

puntos de consumo de la red de distribución. Estas instalaciones tienen una serie de

ventajas adicionales respecto a la gran eólica, como una mayor eficiencia potencial

global por las pérdidas evitadas en las redes de transporte y distribución, y que

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

51


TOMO I

permiten la integración de generación renovable sin necesidad de crear nuevas

infraestructuras eléctricas.

Para la consecución de los objetivos fijados por la Unión Europea, aparte de

propuestas de carácter general, esenciales para permitir la mayor integración del

conjunto de las energías renovables (marco retributivo estable y predecible,

adecuado desarrollo de las infraestructuras eléctricas de transporte, nuevas

interconexiones, aumento de la capacidad de almacenamiento energético, y

potenciación de la gestión de la demanda en tiempo real), se incluyen diversas

propuestas para eliminar las barreras identificadas en cada subsector eólico,

especialmente en la Eólica Marina y la Eólica de Pequeña Potencia, todavía por

desarrollar en España. En particular, destacan, especialmente, las propuestas

relacionadas con la simplificación de las tramitaciones administrativas para las

repotenciaciones de parques eólicos, para las nuevas instalaciones de I+D+i+d, tanto

en tierra como en mar, y el tratamiento regulatorio específico para las máquinas de

En el informe del IDAE sobre Evaluación del potencial de EERR, se realiza un

resumen del potencial eólico en parámetros de km² de superficie disponible tras

realizar filtros técnicos, medioambientales y de ocupación. En la siguiente tabla se

muestra el potencial de la Comunidad Autónoma de Canarias desglosado en

superficie real disponible y superficie disponible con velocidades de viento de

rendimiento eólico.

Comunidad Autónoma Superficie

disponible tras filtrados (km

2)

Superficie disponible tras filtrados (%)*

Superficie disponible con v>6

m/s (Km2)

Superficie disponible con

v>6 m/s (%)*

Islas Canarias 2.119 28,44 1.309 17,57

Resumen de la superficie disponible tras la aplicación de los filtrados

(*) Porcentaje referido al total de la comunidad

En potencia, el IDAE estima un potencial eólico de 5,2 GW muy superior al debido a

los filtros territoriales y técnicos administrativos se puede alcanzar.

Comunidad Autónoma Potencial eólico estimado (GW)

Velocidad media anual (m/s)*

Rango de horas equivalentes netas

(h)

Rango de generación

eléctrica estimada

(TWh)

Islas Canarias 5,20 7,10 2.450-2.650 13-14

Referido a Canarias, el potencial eólico existente y las limitaciones para su

implantación, según el objetivo marcado por el PECAN 2006,era alcanzar una

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

52


TOMO I

potencia instalada de 1.025 MW en el horizonte del año 2015, lo que significaría

multiplicar por más de 7 la potencia instalada a 31 de diciembre de 2004, que

ascendía solamente a 136,4 MW.

Según la senda de penetración de la energía eólica prevista en el PECAN 2006, en

2011la potencia eólica instalada debía haber alcanzado los 656,00 MW. Sin

embargo, la potencia realmente instalada a finales de 2011 asciende a 145MW.

No obstante, y de acuerdo con las nuevas previsiones, se considera factible llegar en

el año 2020 al objetivo de potencia instalada de 1.025 MW

Este potencial queda restringido, en principio, por la capacidad de evacuación de la

energía potencia anual esperada por REE y la CNE para Canarias.

1.2.1.2 Eólica Marina (Off Shore)

La Península Ibérica y Canarias están situadas en un entorno singular en lo que se

refiere a recursos eólicos offshore, concentrándose las posibilidades de desarrollo en

cuatro grandes zonas:

1. Galicia

2. Golfo de Cádiz

3. Costa Mediterránea

4. Islas Canarias

A pesar de la existencia de un elevado recurso eólico, en las zonas descritas

anteriormente, se puede prever que, por diferentes circunstancias, no todo ese

potencial eólico podrá ser explotado. Como se puede apreciar en la siguiente

ilustración, el potencial eólico marino en las islas es máximo en términos de densidad

Potencial Eólico ON-Shore CANARIAS

AÑO [MW]

2012 145,0

2013 156,4

2014 207,9 2015 421,7

2016 421,7

2017 647,9

2018 647,9 2019 647,9

2020 1025,0

Previsión de potencia eólica en Canarias (MW.)

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

53


TOMO I

de potencia del viento (del orden de 450 a 800 W/m2) destacando, principalmente, los

sectores marítimos siguientes: los sectores cónicos al sureste de las islas de

Tenerife, Gran Canaria y La Gomera, el sur de La Palma extendiéndose hasta el

noroeste de La Gomera, el noroeste de La Palma y el sureste y noroeste de El

Hierro.

Atlas eólico de Canarias. Fuente: Instituto de Diversificación y Ahorro Energético (IDAE).

Además del recurso eólico marino, hay que tener en cuenta el Estudio Estratégico

Ambiental del litoral español para la instalación de parques eólicos marinos cuyo

objetivo es la determinación de las zonas del dominio público marítimo terrestre que,

a los solos efectos ambientales, reúnen condiciones favorables para la instalación de

parques eólicos marinos, de acuerdo con la disposición adicional tercera del Real

Decreto 1028/2007. Este Estudio identifica las siguientes zonas aptas (en color

verde), zonas con condicionantes (amarillas) y zonas de exclusión (rojas) para

Canarias:

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

54


TOMO I

Mapa eólico marino. Fuente: Estudio Estratégico Ambiental del Litoral Español (Ministerio de Industria, Turismo Y Comercio).

1.2.2 Energía Solar

1.2.2.1 Solar térmica baja temperatura

El potencial de la energía solar térmica, por la situación geográfica del Archipiélago

canario, así como su favorable climatología, permiten que la aplicación de la energía

solar térmica sea superior al del resto de las comunidades autónomas, por lo que se

han fomentado estrategias que permitan el desarrollo del sector.

La aplicación solar térmica en las islas se centra en la producción de agua caliente

sanitaria (ACS) en los sectores turístico y doméstico. El potencial teórico en

Canarias, considerando que las necesidades de ACS de una persona se podrían

cubrir con un metro cuadrado de colector solar, estaría en torno a los 2.000.000 m²,

un valor inferior al total de la superficie instalada en el territorio peninsular.

Pese al elevado potencial en Canarias, la superficie de paneles de energía solar

térmica instalada a 31 de diciembre de 2011 se estima en 94.539 m², de los cuales

aproximadamente el 80% se encuentran en Gran Canaria y Tenerife. El PECAN

2006 estimaba una superficie ocupada de paneles solares térmicos para el año 2015

de 460.000 m² (a finales de 2011, no se alcanzaba ni una cuarta parte de esa

cantidad). El sector solar térmico contó en 2010 en España con 2.366.534 m² (1.657

MW), que produjeron 183 ktep (2.128 GWh).

La Evaluación del Potencial de EERR del IDAE, a la hora de evaluar el potencial de

solar térmica accesible en Canarias, introduce una serie de elementos restrictivos

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

55


TOMO I

que limitarán las instalaciones solares. Las limitaciones del potencial total a tener en

cuenta son las siguientes:

• Grado de penetración de cumplimiento del Código Técnico de la

Edificación, CTE: Más lento de lo esperado, coincidiendo los años de

menor penetración con los de mayor actividad en el sector de la

construcción.

• Exenciones técnicas: Prohibición de instalación de captadores debido a

normas de protección del patrimonio Histórico-Artístico, sobreproducción,

sombras o exenciones por sustitución por otras tecnologías renovables

(calderas de biomasa, micro-cogeneración y bombas de calor

geotérmicas).

• Incumplimientos por incorrecto diseño y ejecución de instalaciones.

1.2.2.2 Solar termoeléctrica

El sector solar termoeléctrico contó en 2010 en España con 632 MW de potencia

instalada, que produjeron 691 GWh.

Actualmente, las empresas españolas lideran el desarrollo del sector a nivel mundial,

participando prácticamente en todas las iniciativas que se llevan a cabo. Para los

próximos años se espera un descenso importante de los costes, debido a la

optimización de la fabricación de componentes, especialmente del campo solar, y a

la penetración de otras tecnologías como las de receptor central (torre) o disco

Stirling. El potencial del sector es muy grande y en ningún caso limita los objetivos

planteados.

Las propuestas planteadas están enfocadas, principalmente, al impulso de la I+D+i

en España, destacando la fabricación de componentes y la mejora de sistemas de

almacenamiento e hibridación con otras tecnologías que permitan un descenso de

costes y una penetración segura en el sistema eléctrico. Otras propuestas

normativas tienen especial importancia, pues es necesario un nuevo marco a partir

de 2013 que permita alcanzar los objetivos establecidos.

Canarias presenta un importante potencial de energía solar. La posible aplicación de

esta tecnología en Canarias pasa por las instalaciones pequeñas, con una potencia

límite de 20 MW y una ocupación del suelo de 4 ha/MW.

En base a ello, el Gobierno favorecerá la realización de un estudio‐inventario del

potencial de los recursos solares para evitar problemas de calidad y de desarrollo en

la energía solar termoeléctrica en Canarias. Al mismo tiempo analizará los cambios

normativos necesarios que permitan a esta tecnología una evolución lógica en

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

56


TOMO I

función de los recursos, el estado de la tecnología y el interés social por el desarrollo

de la energía solar.

1.2.2.3 Solar fotovoltaíca

El potencial de esta energía es inmenso, debido al alto recurso solar disponible y a la

versatilidad de la tecnología, que permite su instalación cerca de los centros de

consumo fomentando la generación distribuida renovable. En cuanto a la tipología de

las instalaciones, se prevé una mayor penetración en edificaciones, con instalaciones

de pequeña o mediana potencia, en vez del modelo previo donde predominaban las

grandes instalaciones en suelo.

Las propuestas planteadas están enfocadas, por una parte, a impulsar el descenso

de los costes de la energía producida con la tecnología y, por otra, a superar otras

barreras no económicas que permitan su integración a gran escala en el sistema

eléctrico. Destacan las propuestas sobre impulso a la I+D, desarrollo de

almacenamiento eléctrico, simplificación de procedimientos y fomento de

autoconsumo (balance neto).

En Canarias, como ya indicaba el PECAN 2006, los principales inconvenientes para

el desarrollo de la energía fotovoltaica y alcanzar su potencial teórico, radican en su

elevado coste y en que precisa de una gran cantidad de suelo para generar cifras

importantes de energía eléctrica.

La ocupación del territorio, es uno de los mayores inconvenientes a los que se

enfrenta la tecnología fotovoltaica ya que las protecciones a las que está sometido y

su escasez restringen considerablemente su ocupación. Por eso es deseable

concentrar la generación fotovoltaica en suelos ya antropizados. Sin embargo, existe

una disponibilidad limitada de superficie de cubiertas de edificaciones susceptibles

de ser utilizadas para la instalación de estos sistemas. Las estimaciones, según

recoge el PECAN 2006, dan un potencial de unos 1.500 MW (instalados en cubiertas

de viviendas, hoteles, naves industriales y edificios públicos). Por otro lado, existe

otra serie de restricciones técnicas como es la capacidad de las redes eléctricas de

aceptar la penetración de una energía intermitente como la fotovoltaica, que depende

directamente de las condiciones de irradiación solar.

En la siguiente tabla se exponen las previsiones realizadas por el PECAN 2006, para

el año 2006 y las realizadas en el apartado “Ejes de Energías Renovables” de las

DOSE para el horizonte temporal del año 2020.

EVOLUCIÓN DEL POTENCIAL SOLAR FOTOVOLTAICO CANARIAS (kW)

AÑO PECAN 2006 EERR consideradas en el documento

2012 128.500 176.233 2013 138.500 198.921

2014 148.500 221.941

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

57


TOMO I

EVOLUCIÓN DEL POTENCIAL SOLAR FOTOVOLTAICO CANARIAS (kW)

2015 160.000 245.136

2016 - 269.087 2017 - 292.672

2018 - 317.192

2019 - 343.457

2020 - 368.785

Evolución de la instalación del potencial fotovoltaico

A finales del año 2011, la potencia fotovoltaica instalada en las islas ascendía a algo

más de 152,6 MW por lo que casi se alcanzaba la previsión hecha por el PECAN

2006 para el año 2015.

1.2.3 Biomasa

En Canarias, respecto a la biomasa forestal y agrícola, la Consejería competente en

materia de energía favorecerá la realización de estudios específicos del potencial de

generación mediante esta tecnología, especialmente para uso térmico en agua

caliente sanitaria (ACS) y climatización (frío y calor),particularmente aplicable a

grandes consumidores de este tipo de energía, tales como: hoteles y edificios

públicos (hospitales, colegios, etc.).

En Canarias, por lo general, no se dispone de un potencial considerable de biomasa

de origen forestal, agrícola y ganadero. Entre 8-10 t/ha•año en las islas de La Palma,

El Hierro, Tenerife y Gran Canaria y, en menor volumen, en torno al 2-6 t/ha•año, se

encuentran las islas de Fuerteventura y Lanzarote.

1.2.4 Valoración energética de residuos

La fracción biodegradable de los residuos municipales e industriales es una fuente

renovable de energía, según la Directiva 2009/28/CE. Actualmente, existen en

España 115 MW renovables que suponen el tratamiento, mediante incineración, de

aproximadamente 2,5 millones de toneladas de residuos domésticos.

El uso de residuos con fines energéticos presenta un gran potencial tanto para

aplicaciones eléctricas como térmicas. A la hora de estudiar el potencial, se ha

diferenciado entre residuos sólidos urbanos y asimilables (RSU) y residuos

industriales.

RSU y asimilables

Considerando que los RSU están compuestos por materia orgánica, papel/cartón,

vidrio, envases y otros, incluyendo residuos voluminosos, residuos destinados a los

puntos verdes (residuos de electrodomésticos, muebles, aparatos electrónicos,

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

58


TOMO I

residuos peligrosos del hogar, metales, textiles, etc.) y otros residuos de recogidas

específicas; se han determinado varios tipos de potencial:

• Potencial total: es el derivado del conjunto de RSU generado.

• Potencial accesible: se ha considerado igual al potencial total, si bien

debido a las distintas particularidades y facilidades que van a mostrar para

los procesos de valorización energética, se han estudiado por separado

las áreas de densidad demográfica alta y las de densidad demográfica

baja.

• Potencial disponible: es la parte del potencial accesible una vez

descontados los usos alternativos.

Se trata de descartar aquellos residuos que pueden tener como opción de gestión

alguna de las prioritarias dentro de la jerarquía de gestión de residuos (prevención,

reutilización y reciclado). Es decir, este potencial recoge aquellos residuos que irían o

bien a valorización energética o bien a vertedero.

En la estimación de los potenciales, se ha respetado, en todo momento, la jerarquía

de gestión de residuos comunitaria:

• Recogida selectiva de papel/cartón, plástico, vidrio y fracción orgánica.

• Plantas de tratamiento mecánico-biológico para la fracción resto. El

aumento de la recogida selectiva tendrá como consecuencia, entre otros,

que la cantidad recuperable de la fracción resto vaya disminuyendo, con

porcentajes variables dependiendo del tipo de fracción de que se trate.

• Plantas de compostaje para FORSU (fracción orgánica de los residuos

sólidos urbanos).

• Plantas de digestión anaerobia con FORSU.

Dado que solo la parte biodegradable de estos residuos puede considerarse como

fuente renovable de energía, según la Directiva 2009/28/CE, y a falta de datos reales

suficientemente representativos, se ha considerado una composición renovable, en

términos energéticos de los RSU, del 50%. Para probar la solidez de esta estimación,

se ha hecho un análisis teórico del contenido energético renovable de la fracción

resto que, después de los procesos anteriormente descritos, iría a valorización

energética.

En el II Plan Nacional de Residuos Urbanos 2008-2015, se establece la siguiente

composición media nacional:

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

59


TOMO I

Residuo %

Materia orgánica 44

Papel/cartón 21

Plástico 10,6

Vidrio 7

Metales férricos 3,4

Metales no férricos 0,7

Maderas 1

Otros 12,3

Composición media de los RSU en España (PNRU 2008-2015).

Partiendo de la composición anterior y asumiendo que del 12,3% de “Otros” solo una

parte es renovable (el 17,2%, que supone un 2% del total, formado principalmente

por textiles y madera); teniendo en cuenta una serie de rendimientos en las

instalaciones de tratamiento mecánico-biológico, la composición teórica de la fracción

resto que iría a valorización energética sería la siguiente:

Residuo %

Materia orgánica 40,6

Papel/cartón 18,4

Plástico 14,2

Vidrio 4,7

Metales férricos 3,8

Metales no férricos 0,8

Maderas 0,5

Otros (renovable) 5

Otros (no renovable) 12

Composición de la fracción rechazo de las instalaciones de tratamiento.

Finalmente, para calcular la aportación energética renovable de esta fracción

rechazo, se han considerado los siguientes valores para el poder calorífico inferior

(PCI), inertes y humedad:

Composición%

PCI base seca

Kcal/kg

Inertes %

Humedad%

PCI base

seca sin inertes Kcal/kg

PCI por fracción Kcal/kg

Aportación al

PCI Kcal/K

g

Caudal (base

de cálculo) t/año

Energía térmica MWh/ año

Porcentaje

energético %

Fracción combustible renovable

64,6 - - - - - 747,3 65 17402 46,5

Orgánica 40,6 3645 8 70 3353,4 381,9 155,2 41 7333 20

Papel/cartón 18,4 4203 10 30 3782,7 2341,8 431,8 18 9257 25

Maderas 0,5 4617 2 4 4524,7 4316 22,6 0,5 14 0,04

Otros (renovable)

5 4600 6 30 4324 2764 137,7 5 798 21

Fracción combustible no renovable

35,4 - - - - - 1265,5 35 20001 53,5

Plástico 14,2 7653 3 10 7423,4 6598,1 934,7 14 15397 41

Vidrio 4,7 0 90 2 0 0 0 5 0 0

Metales férricos

3,8 0 99 1 0 0 0 1 0 0

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

60


TOMO I

Composición%

PCI base seca

Kcal/kg

Inertes %

Humedad%

PCI base

seca sin inertes Kcal/kg

PCI por fracción Kcal/kg

Aportación al

PCI Kcal/K

g

Caudal (base

de cálculo) t/año

Energía térmica MWh/ año

Porcentaje

energético %

Metales no férricos

0,8 0 99 1 0 0 0 1 0 0

Otros (no renovable)

12 4600 6 30 4324 2764 330,8 12 4604 12

Total 100 - - - - - - 100 37403 -

Cálculo teórico del componente energético renovable de la fracción rechazo de las instalaciones de tratamiento.

Como se puede observar, el valor estimado del 50% está muy alineado con el valor

teórico calculado (46,5%).

Para calcular el potencial total, se ha tenido en cuenta tanto la actual tasa de

generación de RSU (alrededor de los 1,5 kilogramos por habitante y día) como la

estimación hecha en las distintas planificaciones territoriales.

2010 2015 2020

Residuos domésticos 19.485.699 20.737.013 21.922.796

Residuos comerciales e industriales asimilables a urbanos

6.576.328 7.105.321 7.551.542

TOTAL RSU 26.062.027 27.842.334 29.474.338

Evolución prevista en la generación RSU

Metodología de evaluación del potencial de RSU.

Para evaluar el potencial accesible, que en este caso es igual al total, se ha tenido en

cuenta que la generación de los residuos está asociada a la actividad humana y que

la densidad de la población española se caracteriza por tener una distribución

irregular. Por estos motivos se ha distinguido entre:

• zonas de alta (más de 300.000 habitantes) caso de la Comunidad

Autónoma de Canarias.

• zonas de baja densidad geográfica.

Los CSR, se obtienen del tratamiento mecánico de la fracción resto, por medio de

una separación de las fracciones seca y húmeda de los residuos entrantes en la

planta de tratamiento mecánico-biológico y un procesado de la fracción seca

(trituración, separación de metales, etc.) hasta obtener el combustible con las

características demandadas por el usuario. La relación considerada de la cantidad de

producción de este material respecto al total de rechazos que producen las plantas

de tratamiento mecánico-biológico es del orden del 10-15%, según se vaya

implantando y desarrollando esta técnica con el tiempo (se ha considerado un PCI

promedio de 4.000 kcal/kg).

Aprobación Inicial

Aprobación Inicial

61


TOMO I

Además se debe incluir el potencial de los lodos de depuradora, cuyo 33% puede

considerarse de valorización energética indicado por el PNIR. El cual establece para

2015 el objetivo de que el 67% de los mismos sean destinados a aplicación en

suelos agrícolas, dejando el resto para valorización en otros suelos u otros tipos de

valorización, incineración y depósito en vertedero. Así pues, se ha considerado como

disponible el 33% de todo lo generado en el año 2015, estimándose el mismo valor

para el año 2020.

En Canarias podría extraerse un mayor rendimiento energético de sus residuos a

través de una gestión y tratamiento más optimizados de los mismos. En la

actualidad, Canarias cuenta, con una planta de biogás de aprovechamiento de

residuos sólidos urbanos, en el término municipal de Arico, Tenerife, con una

potencia de 1,6 MW, que produjo 8.812 MWh durante el año 2011 y otra planta de

biogás, con una potencia instalada de 1 MW, en el Complejo Medioambiental de

Zonzamas en el término municipal de Teguise, Lanzarote.

1.2.5 Cultivos energéticos

En cuanto al potencial de los cultivos energéticos en Canarias, no se conocen

estudios detallados de estimación de aprovechamiento de esta fuente. En la

actualidad, representan una alternativa completamente inviable por razones sociales,

económicas y territoriales, al menos a nivel comercial.

1.2.6 Geotérmica

La energía geotérmica es uno de los recursos energéticos más importante y menos

conocido, que puede ser aprovechado, en determinadas condiciones técnicas,

económicas y medioambientales, para la producción de electricidad y para usos

térmicos.

La evaluación de los recursos geotérmicos de España, se ha elaborado a partir de la

información recabada por el Instituto Geológico y Minero de España, IGME,

siguiendo la metodología propuesta por la Unión Europea en los sucesivos Atlas de

los Recursos Geotérmicos en Europa.

Dicho método se basa en el cálculo del calor almacenado en las diferentes

formaciones geológicas permeables profundas, que constituyen los reservorios

geotérmicos. Para ello se han tenido en cuenta las propiedades petrofísicas y

geométricas de dichos reservorios: extensión, espesor, porosidad, densidad,

temperatura y capacidad calorífica.

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TOMO I

1.2.6.1 Geotérmica de baja entalpía

El potencial geotérmico de baja entalpía es muy elevado en España por encontrarse

en zona geográfica adecuada.

Los usos térmicos de la geotermia se podrían aplicar, mediante iniciativas dirigidas a

favorecer aplicaciones directas térmicas (redes de climatización o balnearios) y

aplicaciones con bombas de calor geotérmicas para climatización y agua caliente

sanitaria (ACS), en el sector residencial y de servicios. Aunque su aprovechamiento,

en condiciones económicas y técnicas, está pendiente de su cuantificación precisa.

1.2.6.2 Geotermoeléctrica

Actualmente en España no existen instalaciones geotérmicas de alta entalpía para

generación de electricidad, aunque sí existe un gran y creciente interés en desarrollar

proyectos de este tipo en el corto-medio plazo.

Respecto a la geotermia para generación de electricidad, se estima que existe un

potencial bruto de casi 3.000 MW de recursos geotérmicos de alta temperatura para

generación de electricidad, aprovechables mediante geotermia convencional y con

las nuevas tecnologías de la geotermia estimulada.

La geotermia puede contribuir de forma importante al llamado “mix de renovables”

aportando además estabilidad a la red al ser una energía gestionable.

Canarias presenta un importante potencial geotérmico que está siendo investigado a

la luz de las nuevas técnicas de prospección geoquímica y geofísica aplicadas en

zonas volcánicas activas que permitan la definición de sistemas hidrotermales

ocultos en el subsuelo de las islas. Destacan por su elevado potencial Tª>150ºC, las

islas de La Palma, Tenerife y Gran Canaria.

Por ello, el Gobierno favorecerá la realización de los estudios necesarios para

determinar el potencial de generación de esta tecnología. Los planes de los Cabildos

de contemplan este potencial en los Planes Territoriales de Especial Ordenación de

Infraestructuras Energéticas (PTEOIE)

1.2.7 Oleaje

La evaluación del potencial correspondiente a las energías del mar se ha llevado a

cabo mediante la caracterización del flujo medio de la energía del oleaje (magnitud y

dirección) con una elevada resolución espacial (200 metros) desde profundidades

indefinidas (aguas abiertas) hasta la costa; y teniendo en cuenta su variabilidad

Aprobación Inicial

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TOMO I

temporal a distintas escalas (mensual, estacional, interanual y tendencias de largo

plazo).

La metodología utilizada combina información procedente de diferentes bases de

datos de oleaje (observaciones instrumentales y modelado numérico o de re-

análisis), utiliza modelos numéricos de propagación del oleaje capaces de reproducir

los procesos de transformación del oleaje desde profundidades indefinidas hasta la

costa y aplica una serie de herramientas matemático-estadísticas que gestionan

eficientemente la gran cantidad de datos que se generan, los cuales son validados

con la información instrumental de las redes de boyas que cubren el litoral español.

Finalmente, a partir de cada una de las series de datos de oleaje generadas, se

caracteriza el recurso energético del mismo y se evalúa su variabilidad estacional e

interanual y las tendencias de largo plazo.

Los resultados se presentan en forma de:

• Mapas a lo largo de todo el litoral.

• Mapas por mallas de cálculo: Los mapas a nivel de malla permiten

visualizar con un mayor detalle las características del recurso energético,

no solo a nivel de la cantidad de potencia sino también a su distribución

direccional.

• Fichas resumen en más de 1.000 puntos a lo largo de la costa a 20, 50 y

100 metros de calado y en profundidades indefinidas.

España posee un importante potencial energético marino. Por las características de

su costa, el aprovechamiento de la energía de las olas se vislumbra como una de las

tecnologías renovables más prometedora, según datos del informe de Evaluación

del Potencial de EERR del IDAE.

La energía de las olas en España es un recurso viable, de gran calidad para su futura

explotación, siendo la cornisa Cantábrica y la fachada norte de las Islas Canarias

donde se dan los mayores potenciales energéticos. En estos emplazamientos, la

energía anual por frente de ola se encuentra entre 20-30 kW/m2. Es por ello que las

islas podrían contemplarse como un laboratorio de ensayo de dispositivos de

captación de energía undimotriz y otras tecnologías marinas.

La energía de las corrientes, en el sur de la península, presenta también un elevado

potencial teórico, pero su viabilidad está muy limitada por el intenso tráfico marítimo y

los valores ambientales existentes en esa zona.

En España, los resultados de potencia se presentan por comunidades autónomas,

tanto en profundidades indefinidas como a 100, 50 y 20 metros de profundidad.

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TOMO I

Además de los valores medios, se han obtenido también la desviación típica y los

valores máximo y mínimo, con lo que se puede analizar la variación del recurso a lo

largo de las costas de cada zona. A partir de los datos de las siguientes tablas se

puede comprobar cómo la potencia media disminuye con la profundidad.

Potencia media a profundidades de 100m, 50m, 20m y en extremo ola (KW/m)

Potencia media en el exterior

Media Desviación tipica Máximo Mínimo

13,59 6,03 23,67 2,63

Potencia media a 100m


9,7 6,99 22,58 0,3



8,94 6,67 20,99 0,23



7,53 6,56 21,84 0,23

Potencia media de las olas en función de la profundidad en Canarias. Plan de Energías Renovables 2011-2020 (Borrador) IDAE.

En las Islas Canarias existen dos grandes tipos de clima marítimo. Durante el otoño e

invierno el clima se asocia a grandes swells1, relacionados con los grandes sistemas

de bajas presiones del Atlántico norte. Estos sistemas llegan más atenuados, de

dirección norte o noroeste y con alta frecuencia, impactando en las costas norte y

noroeste de todas las islas. A veces se superpone un mar de viento asociado a los

vientos alisios que también sopla con una intensidad media de 35 km/h durante el

invierno con dirección predominantemente norte y nordeste e impactando en las

costas norte y este de las islas. En general, la altura de ola asociada es

significativamente menor que el del swell y su periodo también es menor.

En la primavera-verano suele predominar el alisio y el oleaje está asociado a él y

tiene características similares a la ya descritas. Ocasionalmente en invierno aparecen

temporales de dirección sur o suroeste que impactan con grandes olas en las costas

de las islas abiertas a estas direcciones. No obstante la duración de las mismas es

realmente poco importante desde el punto de vista de la obtención de energía del

oleaje.

1Oleaje o mar de fondo. Este término se utiliza para describir el tamaño de ola estimada que romperá en la costa

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TOMO I

En las islas existen en la actualidad tres boyas con capacidad de adquisición de

datos de clima marítimo las cuales se pueden consultar a diario en la página web del

Ministerio de Fomento.

Las boyas están situadas en los puntos siguientes:

• Boya de Las Palmas: situada en la bahía del Confital en el norte de la isla

de Gran Canaria calada a 40 m de profundidad. Recoge los oleajes de

dirección norte, noroeste y nordeste.

• Boya de Sta. Cruz de Tenerife: situada frente a esta ciudad, calada a 65

metros de profundidad. Recoge los oleajes de orientación este a sur y

suroeste.

• Boya intermedia: Recientemente se ha calado una tercera boya en el

litoral este de la isla de Gran Canaria que permite registrar los oleajes

procedentes del nordeste, este y, sureste.

Las boyas Tenerife 1 y Las Palmas 1 muestran dos espectros de densidad de

energía adaptados a espectros teóricos tipo Jonswapen los que se observa que en el

caso de la boya de Las Palmas la energía es mucho mayor que para la boya de

Tenerife. En las rosas de oleaje también se observa que tanto para el swell como

para el sea la mayor proporción de oleaje está en las direcciones N, NNE, NE y NNW

y dentro de éste el porcentaje sobre el total de oleaje está por debajo de los 2 m de

altura significativa.

Con todo lo descrito hasta ahora se puede concluir que no es significativo el lugar en

el que se encuentra cada boya, sino la orientación que tiene, así, la boya ubicada en

Gran Canaria con orientación norte, presenta valores más elevados que la tinerfeña

con orientación sur.

La conclusión a la que se llega es que sin ser de los mejores lugares del mundo para

emplear este recurso undimotriz es viable el aprovechamiento de la energía de las

olas, principalmente al norte de las islas. Sin olvidar que es una energía que se

presenta como un tren de pulsos, muy inestable, muy aleatoria que requiere de

sistemas robustos y caros. Además se trata de una tecnología, a día de hoy, muy

poco desarrollada, sin ningún producto comercial que ofrezca un mínimo de fiabilidad

y garantía. Por lo que, de cualquier forma, su contribución a las islas, en el horizonte

temporal del año 2020, va a ser anecdótica en el caso de llegar a implantarse.

1.3 Estimación de la evolución esperada del precio de combustibles

Estimar la evolución del precio de combustibles es una tarea necesaria para

determinar el desarrollo esperado de las tecnologías energéticas. Escenarios de

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TOMO I

precios altos de petróleo y gas catalizarán el proceso de aumento de ahorro y

eficiencia energética y harán a las tecnologías renovables más competitivas en

costes, llevando asociadas políticas de promoción, infraestructuras de

almacenamiento energético, etc. Por el contrario, en escenarios de precios bajos de

combustibles convencionales, habrá una mayor tentación a seguir con un modelo

energético basado en los derivados del petróleo. Asimismo, también influirá en ese

desarrollo la evolución del precio de los derechos de emisión de CO2.

Los precios energéticos finales de los combustibles se establecen, en su mayor

parte, en función de los precios del crudo. Es lo que se llama la indexación de los

precios energéticos y ello supone que cualquier variación en los precios del petróleo

que se establezcan en los mercados de futuros incide en mayor o menor medida en

la formación del resto de los precios energéticos: carburantes (gasolinas y gasóleos

principalmente), gas y otros combustibles.

El precio del crudo se caracteriza por una serie de singularidades y de circunstancias

sociopolíticas, además de las específicamente económicas que marcan su evolución;

algunas de ellas lo condicionan de forma coyuntural y otras de forma estructural. En

el proceso de su formación intervienen múltiples variables, tanto objetivas como

subjetivas. Unas y otras tienen una influencia diaria en la cotización internacional y

además cualquier suceso imprevisto puede provocar su alteración en los mercados

que lo determinan.

Así, los países consumidores afrontan un riesgo de oferta: la inseguridad de

abastecimiento a precios asumibles en tanto que dependen de los suministros de los

productos petrolíferos.

1.3.1 Derivados del petróleo

De continuar las actuales pautas de comportamiento de la demanda y la oferta en el

futuro, como parece previsible, podría hablarse de la inauguración de una nueva

etapa caracterizada por una fortaleza secular de la demanda y por dificultades

crecientes de la oferta para satisfacer la demanda y, en consecuencia, se asistirá a

episodios de vulnerabilidad en la oferta, en paralelo a la expansión del comercio

internacional. De hecho, la apertura creciente del comercio internacional aumenta el

riesgo de alteración o interrupción en puntos críticos del paso del crudo. Cualquier

perturbación en estos puntos críticos podría tener efectos muy graves en los

mercados del petróleo.

Esa vulnerabilidad se traduce, además, en una mayor volatilidad de los precios. Por

tanto, la formación del precio del petróleo va a estar sometida en el futuro a fuertes

tensiones:

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TOMO I

• Retrasos por razones geo-tecnológicas en la puesta en explotación de

nuevos yacimientos.

• Infravaloración del declive de los yacimientos antiguos.

• Fenómenos climáticos cada vez más imprevisibles y agudos.

• Inestabilidad política en algunos países exportadores (Nigeria, Angola,

Irak, etc.).

• Cambio de paradigma en los países exportadores, que ya no están

dispuestos a incrementar a cualquier precio su producción, y apuestan por

mantener un flujo estable de su producción en función de sus intereses

nacionales (el llamado “nacionalismo energético”).

• Fuerte depreciación del dólar que causa un deterioro progresivo de las

rentas petrolíferas de los productores y depreciación de las reservas.

• Escenario de gran tirantez entre oferta y demanda, si sigue el mismo ritmo

el crecimiento de la demanda mundial.

A continuación, se toman en consideración los escenarios de evolución de los

precios del petróleo que se elaboraron dentro de los estudios realizados como apoyo

al desarrollo del Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020, aprobado por

Acuerdo del Consejo de Ministros de 11 de noviembre de 2011. Los escenarios

definidos están en línea con los manejados por instituciones internacionales como la

Agencia Internacional de la Energía (IEA, en sus siglas en inglés) y la Energy

Information Administration (Administración de información energética - EIA) del

Departamento de Energía de Estados Unidos.

En el escenario base, el precio del crudo previsto está alineado con la evolución

esperada del coste de producción del proyecto marginal, incluyendo costes de

capital, de los nuevos yacimientos necesarios para satisfacer la demanda futura de

crudo. En otras palabras, el escenario base refleja el precio requerido para satisfacer

la demanda futura de crudo. El escenario ácido alto o superior, asume un coste

mayor del crudo derivado de una alta demanda de crudo y una mayor dificultad y por

tanto coste para el reemplazo de las reservas de crudo. A esta situación se llegaría si

se produjera una recuperación económica más rápida de la esperada, una demanda

por parte de las potencias emergentes superior a la prevista, o mayores dificultades

de las previstas para reemplazar las reservas de crudo. El escenario ácido bajo o

inferior, por contra estaría alineado con una debilidad del consumo de crudo y una

mayor facilidad que la prevista en el acceso a nuevas reservas.

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TOMO I

Escenarios de precio del barril de crudo de petróleo Brent (en $ constantes de 2010). Fuente: BCG

1.3.2 Gas natural

En el caso del gas el coste de la materia prima supone aproximadamente el 90% de

la tarifa del gas natural y se calcula en función de una ponderación del precio del

brent-spot (precio de equilibrio entre oferta y demanda del petróleo) y de otros

componentes del petróleo como gasóleos y fuelóleos, a través de una serie de

multiplicadores.

Por lo tanto, la relación entre el precio del brent y el precio del gas es casi absoluta, y

en consecuencia, el precio del gas varía en la medida en que varíe el precio del

petróleo y sus componentes, aunque de una forma no lineal debido al efecto de los

multiplicadores. Así, un incremento en el precio del petróleo provocaría una subida

no sólo de los carburantes sino del precio del gas.

A continuación, al igual que para los derivados del petróleo, se toman en

consideración los escenarios de evolución de los precios del gas que se elaboraron

dentro de los estudios realizados como apoyo al desarrollo del Plan de Energías

Renovables (PER) 2011-2020, aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros de 11

de noviembre de 2011. Sin embargo, recientes descubrimientos de enormes

cantidades de gas y nuevas tecnologías de extracción, pueden conllevar a que el

precio del gas se reduzca de forma sensible en los próximos años.

Para la realización de las proyecciones, de igual forma que en el caso del crudo de

petróleo, se elaboraron tres escenarios (escenario base y escenarios ácido alto y

bajo) con una serie de hipótesis clave comunes a todos los escenarios.

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TOMO I

Proyecciones del precio del gas natural importado en España (en € constantes de 2010). Fuente: BCG

En el escenario base, el gas natural importado en España alcanzaría un precio en

2020, también a precios constantes de 2010, de 27,5 €/MWh, para una tasa de

cambio de 1,28 dólares USA por euro.

1.3.3 Otros combustibles

Los gases licuados del petróleo (GLP)

El origen de los GLP es doble: por un lado es un producto del refino del petróleo, de

donde viene su denominación, y por otra parte, y cada vez en mayor medida, su

producción está asociada a la extracción del gas natural en la que se obtiene,

además de metano, otros tipos de hidrocarburos que son separados del gas natural y

que son comercializables.

Al ser el petróleo la principal materia prima de su producción, el futuro y el precio de

los GLP están en gran parte ligados al del gasóleo y la gasolina.

Los biocarburantes

Coincidiendo con un aumento generalizado de los precios de ciertos alimentos y

materias primas, se ha abierto un debate sobre la influencia que los cultivos

energéticos pueden llegar a tener sobre dichos precios. El tema es tan relevante que

la UE está analizando tales efectos, los resultados se tendrán muy en cuenta antes

de tomar ninguna decisión sobre el establecimiento de nuevos objetivos de consumo

de biocarburantes para el 2020.

Existe un consenso técnico en que los biocarburantes de segunda generación,

fabricados a partir de madera y de otra biomasa lignocelulósica, son

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TOMO I

significativamente más sostenibles que los que se fabrican a partir de cultivos como

el trigo, el girasol, la colza o el maíz. Sin embargo, el proceso industrial necesario

para su fabricación es caro y poco desarrollado, por lo que no se prevé su

comercialización a corto plazo. Por lo tanto, sus precios estarán limitados por

factores como la disponibilidad de terrenos agrícolas, la influencia en los precios de

los alimentos y el desarrollo tecnológico.

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