lunes, enero 24, 2011

Hacia donde va el coste de la energía

Quisiera profundizar un poco más sobre algunos aspectos elementales del coste de la energía. Ya hemos analizado cual es el mix de generación, y me refiero al de generación no al de potencia instalada por lo cual podemos estudiar los componentes de precio (combustible, coste del capital, operación y mantenimiento, ...).

En algún artículo anterior indicaba que el precio de la energía (incluso el de la energía eléctrica) parece estar indexado al precio del petróleo y además lo aceptábamos con mucha naturalidad muy a pesar de que el petróleo pesa poco en la generación eléctrica.

Salvando este pequeño detalle, parece entonces de mucho interés saber cual va a ser la evolución del precio del petróleo. Existen tres variable fundamentales que afectan al precio del petróleo:
- El equilibrio entre la oferta y la demanda del mismo. No es tanto el hecho de que el petróleo se pueda agotar como el hecho de como se puede ajustar la capacidad de producción.
- El petróleo se comercia en dólares y como tal su precio se ajusta en función de la fortaleza o debilidad de dicha moneda, y más en concreto de la relación de cambio con las monedas de las mayores zonas macroeconómicas (Europa y China por concretar). Cuando el dolar se debilita el precio de los productores tiende a subir.
- El valor refugio de las materias primas en tiempos de crisis.

Para tranquilidad de unos y otros, resulta bastante improbable que el petróleo se agote. Es cierto que se agotan las reservas baratas y en ellas es aplicable la teoría del pico de producción de Hubbert (dedicaremos un capítulo a este tema) pero no es cierto que se pueda extrapolar dicha teoría a la reserva mundial, básicamente porque en realidad no se sabe dimensionar. A medida que los pozos tradicionales y baratos se agotan y el precio del crudo sube van apareciendo reservas antes económicamente no viables (por poner un ejemplo la extracción de pozos mediante plataformas marinas de gran profundidad o los esquites bituminosos en Canadá) y otros se empiezan a perfilar en el horizonte (los sedimentos orgánicos marinos del Caribe, la recuperación de los plásticos o los procesos CTL - Carbon To Liquid - por exponer unos entre tantos otros).

Lo que si parece cierto es que desde 1996 el precio del petróleo ha seguido una tendencia de mercado (se bautizó como el fin del petróleo barato) al reducirse el margen de explotación. Por tal margen de explotación me refiero a la capacidad de los productores de petróleo de exceder rápidamente la curva de demanda. Dicha curva de demanda está evidentemente relacionada con el crecimiento económico.

Correlacionemos el crecimiento del PIB mundial con el precio del petróleo:


La curva azul son datos del precio del barril de petróleo a nivel mundial y en dólares (ponderando el precio de cada productor por su volumen aportado) elaborados por el DoE (Department of Energy de USA) y la curva roja son datos del GDP en dólares según el FMI (Fondo Monetario Internacional) reales para el periodo 1997 a 2010 y previstos para el periodo 2011 a 2015.

Claramente se puede observar que existe una correlación directa entre el crecimiento económico del mundo y el precio del barril de petróleo. Dicha tendencia se desajusta durante la crisis de 2008-2009 (fundamentalmente por el tercer efecto anteriormente comentado y por la contra reacción de la OPEC para ayudar a la reactivación).

Si tenemos confianza en la prevision de crecimiento del GDP para 2015 que nos proporciona el FMI y proyectamos el crecimiento del precio del barril de petróleo podemos imaginar que facilmente se rondará un valor de 120 $ / barril con un crecimiento medio anual de 4%.

jueves, enero 13, 2011

De los mecanismos de evolución del precio de la energía

Este es uno de los misterios de la vida... aunque al final es más simple de lo que parece. En general el precio de la energía está indexado de manera más o menos fuerte al precio del barril de petróleo. Esto que todo el mundo acepta como verdad absoluta podría ser cuestionable si uno analiza cual es el peso del consumo cubierto por la generación a partir de Fuel en 2010 que se situa en el entorno del 3,5%.

Veamos con detalle nuestro mix de producción de energía en 2010. Es decir cuanta energía se ha producido realmente por cada tecnología, no la potencia instalada. Como siempre utilizaremos datos de REE.


He querido comparar el Factor de Capacidad real en 2010 y el Factor de Capacidad que el DoE (Department of Energy) a traves de EIA (Energy Information Agency) declara en EEUU para planificar el mix energético y que hemos utilizado en artículos anteriores.


Podemos ver que la nuclear y en menor medida la eólica y fotovoltaica están funcionando cerca de las capacidades teóricas que maneja el DoE. Es lógico que exista una cierta variación en las dos fuentes renovables porque la capacidad está determinada por la disponibilidad del recurso natural y no lo podemos comparar. En definitiva las tres fuentes de generación parecen funcionar de acuerdo a sus criterios de diseño lo cual refuerza mi apunte en un artículo anterior acerca de la no competencia entre nuclear y renovable.

La hidráulica puede ser poco comparable, depende de la hidraulicidad del año. Pero en el resto de tecnología podemos ver que tenemos un funcionamiento anómalo que no se corresponde con su criterio de diseño.

Volvamos por un momento a la dependencia del coste del kWh con el barril de petroleo. Es normal que exista una relación entre el coste del gas natural y el del barril de crudo. En ocasiones se extraen de los mismos pozos y son productos claramente sustitutivos. Puede haber razones para una interrelación fuerte entre los precios del carbón y del petroleo. Pero desde luego debería ser muy débil en el caso del combustible nuclear (que de hecho además pesa muy poco en el coste del kWh como ya pudimos ver) y nada en el caso de las renovables. Entonces ¿porque percibimos de una manera tan directa que si sube el barril debe subirnos el coste de la electricidad?

De hecho el coste de generación de las renovables, natural al irse produciendo una evolución tecnológica y generarse un volumen de producción critico. No ocurre lo mismo con las tecnologías convencionales térmicas y fundamentalmente es debido a que el coste del combustible (petróleo, gas natural o carbón) solo se visiona creciendo de manera continua en el tiempo. Como cierre de este artículo permitirme que adjunte los que BP ha dado en llamar como el camino hacia la paridad en precios.

miércoles, enero 12, 2011

El coste de la generación eléctrica

Poco a poco nos acercaremos al "Déficit de Tarifa", que básicamente viene a reconocer el desajuste entre lo que se paga a las eléctricas (para controlar el precio final del kWh al consumidor) y lo que realmente les cuesta a las eléctricas producir esa electricidad. Conceptualmente es simple y uno a primera vista podría asumir que existe una gran transparecia en los costes ya que se trata de retribuirlos de manera justa.

Nada más lejos de la realidad. Oímos y leemos acerca de que tal o cual fuente de generación es barata o cara pero nadie realmente aporta datos. Así que existen muchos mitos que se están inculcando de manera perseverante pero nadie los substenta con datos contrastados. Todos hemos oído que las nucleares proporcionan el kWh más barato, que las renovables son la fuente de generación más cara y por eso hay que subsidiarlas y además son el motivo principal de la existencia del "Déficit de Tarifa".

Vamos a tratar de proporcionar un poco de luz al respecto, porque afortunadamente existen personas y organizaciones que tienen un interés muy alto en entender esto. Quizas porque puede ser clave a la hora de establecer una política energética.

Lo primero es definir una magnitud de medida que nos armonice todas las fuentes de generación. Básicamente queremos saber a cuanto debería venderse el kWh, teniendo en cuenta la inversión en activos, el coste del capital, el coste del combustible, los costes de operación, y la vida útil de la planta de generación. En su día se definió una magnitud que recogía los anteriores conceptos y la llamó LCOE (Levelized Cost Of Energy) o LEC (Levelized Energy Cost).


Respondiendo a mis preocupaciones, el año pasado un buen samaritano trato de resumir de manera gráfica las conclusiones relativas al LEC de las tres fuentes de generación del regimen ordinario más importantes que diferentes estudios publicados arrojaban. Los estudios son 7:

a) The Cost of Generating Electricity, Royal Academy of Engineering, London, United Kingdom 2004.
b) University of Chicago The Economic Future of Nuclear Power, Chicago, United States 2004
c) Levelized Unit Electricity Cost Comparison of Alternate Technologies for Baseload Generation in Ontario, Canadian Energy Research Institute, Calgary, Canada 2004
d) The Energy Challenge, United Kingdom Department of Trade and Industry, London, United Kingdom 2006
e) Energy Sources, Production Costs and Performance of Technologies for Power Generation, Heating and Transport, European Commission, COM(2008)744, Brussels, Belgium 2008
f) House of the Lords, The Economics of Renewable Energy, 4th Report of Session 2007-08, Vol. I: Report, Select Committee on Economic Affairs, London, United Kingdom 2008
h) MIT, Update on the Cost of Nuclear Power, Cambridge, United States 2009.

Los resultados que se muestran en la siguiente gráfica vienen a decirnos que la energía nuclear no es la más barata, siendo de hecho considerada mayoritariamente la más cara. Esto contrasta con la percepción pública que se ha instaurado en España que defiende que la energía nuclear es la más barata.


Como estoy seguro, de que si me pongo a ello (y seguro que recibo muchas ayudas para hacerlo) encontraría otros tanto informes que dirían cosas diferentes, creo que existen dos fuentes de información de alto prestigio internacional que además son fuente de la planificación de la política energética para muchos países. Me refiero a la IEA (International Energy Agency) y la EIA (Energy Information Administration encuadrada dentro del Department Of Energy de EEUU).

En el caso de la EIA (agencia del DoE) se estudiaron las plantas de generación o en proceso de construcción en EEUU para determinar cual es el coste del kWh esperable en un futuro cercano. El estudio forma parte del EIA Annual Energy Outlook 2010.


El estudio parece concluir que, tal y como mostraban otros estudios, la energía nuclear es más cara que las centrales convencionales de carbón y ciclo combinado. Solo es más barata que las que incorporan tecnologías de captura o reducción de CO2. Por otro lado el coste del kWh eólico está muy cerca del coste del kWh nuclear. Por último, los costes del kWh de las distintas renovables es muy consistente con los costes proporcionados por nuestro sistema de primas. Es decir, aparentemente las primas del sistema español no parecen excesivas si se trata de retribuir de modo justo las tecnologías (y no olvidemos que el concepto de "Déficit de Tarifa" consiste precisamente en eso.

Prácticamente al mismo tiempo la IEA (International Energy Agency) junto con la OECD (Organisation for Economic Co-operation and Development) y NEA (Nuclear Energy Agency) realizaron un estudio similar.


Las conclusiones es que en Europa se confirma que la energía nuclear es la más cara de las tecnologías convencionales y en algunos casos más cara incluso que la eólica. Es entendible la horquilla de costes de la energía eólica porque el emplazamiento con alto recurso permite bajar el coste del kWh producido y viceversa. Pero sorprende mucho la variabilidad del coste del kWh nuclear, máxime si lo comparamos con otras tecnologías convencionales y con otras áreas geográficas (parece que en Asia y Norte América controlan mejor los costes de proyecto).

Primera reflexión: de acuerdo a estas cifras (recordemos que España forma parte de la IEA y de la OECD) los precios del mercado libre, para un mix de generación exclusivamente convencional, deberían oscilar entre los 60 €/MWh y los 90 €/MWh. En caso contrario se estaría generando un "Déficit de Tarifa".


La gráfica recoge los precios del mercado libre tal y como los proporciona OMEL (Operador del Mercado ELéctrico). El precio que se alcanza en el mercado libre (que ya explicaremos se fija mediante la más cara de las tecnologías que cada hora proporciona un kWh) se mueve en el 2010 en una horquilla entre los 30 €/MWh y los 55 €/MWh.

¿Cómo es posible? Básicamente por 2 efectos complejos de desacoplar. Por un lado las renovables expulsan del mercado a las tecnologías más caras y esto es un crédito positivo que no se le reconoce a las "costosas" energías limpias. Por otro lado algunas de las tecnologías tiene en parte amortizadas sus inversiones porque en su día, cuando las eléctricas eran públicas, los costes de inversión salieron de los presupuestos generales (grandes infraestructuras hidráulicas, ayudas a la construcción de centrales térmicas y nucleares) o incluso se generaron pagos específicos fuera del sistema (por ejemplo el 3% de incremento de los recibos del usuario final para financiar la moratoria nuclear o los costes de gestión de residuos) o se leas ayudó para que pudieran competir en el mundo privado a través de los CTC (Costes de Transición a la Competencia).

En definitiva, salvo por lo que se refiere a las energías renovables, los costes reales de generación de nuestro mix eléctrico son difíciles de conocer. Por otro lado, no solo las renovables han recibido ayudas para su desarrollo como acabo de comentar. Ya lo explicaré más adelante, pero es que además me parece lógico.

Seguiremos profundizando en los costes porque el tema da para mucho...

martes, enero 11, 2011

¿Como fue posible? Íbamos a por 400 y volvimos con 4.000

La energía solar, en cualquiera de sus vertientes, es una de las opciones de mayor futuro ya que auna una menor variabilidad, una capacidad de recorrido tecnológico muy grande, y una posibilidad de integración tanto en espacios públicos como en combinación con fuentes de generación convencionales.

Recientemente se ha certificado el primero de los paneles de uso industrial con rendimientos del 25% frente al 16-19% de los actuales. No tengo muchas dudas acerca de que la fotovoltaica va a convertirse en una fuente de generación de gran desarrollo a nivel mundial.

Desde un punto de vista legislativo y regulatorio, el caso de la eólica es un paradigma de como un buen mecanismo regulador puede servir para llevar una tecnología de la mano acompañando un crecimiento industrial y empresarial (IBERDROLA Renovables, GAMESA, INGETEAM o ACCIONA Energía) y una madurez tecnológica (si se fuera valiente y con la sola obligación de adquirir la energía generada la eólica está muy cerca de no necesitar ninguna prima).

El caso de la solar fotovoltaica es el paradigma de lo contrario; cualquiera de las opciones que se barajan (limitación de horas por poner un ejemplo candente) no favorecen la búsqueda de la eficiencia y el mayor tecnólogo español está al borde de la bancarrota arrastrado por un sinsentido legislativo. Cualquier recorte de primas es absurdo porque se iniciaría una perdida de valor en entidades financieras y propietarios que en realidad han pagado a tecnólogos y promotores el valor de la instalación en función de un marco retributivo. Por otro lado es indudable que se producirá un aparatoso proceso jurídico de denuncias y reclamaciones, amen de la falta de credibilidad legislativa. Como muestra un botón, la prensa internacional ha recogido y advertido de las funestas consecuencias que una decisión de tal cariz conllevará para las futuras inversiones extranjeras y para el precio de la deuda soberana.

El PFER 2000-2010 (Plan de Fomento de las Energías Renovables) marcaba un objetivo a desarrollar de 150 MW de potencia instalada fotovoltaica, que posteriormente fue ampliado por el PER 2005-2010 (Plan de Energías Renovables) a 400 MW. Vamos a ver como evoluciona todo en el tiempo.


La linea azul es la potencia instalada en términos acumulados. La línea roja es el objetivo del PER 2005-2010 para esta tecnología. Los círculos identifican la entrada en vigor de los 3 Reales Decretos que articulan y legislan el desarrollo del sector.

El RD 436/2004 entra en vigor el 12 de Marzo de 2004, en el último consejo de ministros del gobierno saliente de José María Aznar. En lo que se refiere a la fotovoltaica, trata de dar un impulso al desarrollo de la misma pasando de instalaciones de 5 kW a 100 kW, modificando el RD 2818/1998. A final de 2003 solo se habían instalado 11,4 MW por lo que se trataba de dar un incentivo al desarrollo con el objetivo de lograr los 150 MW del PFER 2000-2010.

Ese mismo año se publica el PER 2005-2010 que eleva a 400 MW el objetivo. En Mayo de 2007, el ejecutivo publica el RD 661/2007. Tiene 2 objetivos fundamentales, el primero es el de modular el crecimiento de las distintas tecnologías, ajustando la retribución a un valor "razonable". La razonabilidad se fijó en un TIR del 7% a 20 años con lo que se diseñaron las primas a partir de los costes reales a esa fecha y este criterio de rentabilidad. Este previsible ajuste a la baja en la retribución provocó una aceleración del despliegue de instalaciones en el primer trimestre de 2007, con anterioridad a la publicación del RD, como se puede apreciar en la gráfica.

En segundo lugar, y dado que tanto la eólica como la fotovoltaica se acercaban a los objetivos del PER 2005-2010, definir el punto de fin de validez del marco legal.

"Una vez se alcance el 85 por ciento del objetivo de potencia para un grupo o subgrupo, establecido en los artículos 35 al 42 del presente real decreto, se establecerá, mediante resolución del Secretario General de Energía, el plazo máximo durante el cual aquellas instalaciones que sean inscritas en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial con anterioridad a la fecha de finalización de dicho plazo tendrán derecho a
la prima o, en su caso, tarifa regulada establecida en el presente real decreto para dicho grupo o subgrupo, que no podrá ser inferior a doce meses.
Para ello la Comisión Nacional de Energía propondrá a la Secretaría General de Energía una fecha límite, teniendo en cuenta el análisis de los datos reflejados por el sistema de información a que hace referencia el artículo 21 y teniendo en cuenta la velocidad de implantación de nuevas instalaciones y la duración media de la ejecución de la obra para un proyecto tipo de una tecnología."

Este segundo elemento provocó la aceleración del despliegue de plantas fotovoltaicas, todavía más acusada, una vez se publica el Real Decreto.

En la fecha de publicación, la potencia fotovoltaica instalada es de 272 MW (62% PER), pero la CNE, que debe fijar la fecha de fin de cobertura del marco jurídico, no lo puede saber. Existe gran retraso en la disponibilidad de la información al estar los registros en cada comunidad. Por lo tanto, con un valor de potencia instalada conocido mucho menor, se establece la fecha de 28 de Septiembre de 2007, como el momento en el que se alcanzará el 85%, y por tanto el marco legal se extiende hasta el 28 de Septiembre de 2008 de acuerdo con lo establecido en el RD. En realidad a final de Septiembre de 2007 se había alcanzado el 117% del objetivo del PER. Este desajuste y desconocimiento del proceso de despliegue de plantas viene fundamentalmente dado porque todas las competencias administrativas, industriales y medioambientales, están transferidas a las comunidades autónomas que son quienes autorizan las nuevas plantas pero no así con los costes asociados para retribuirlas.

La mera existencia de la fecha de fin del marco legal vuelve a provocar otro acelerón. Y por último el desconocimiento por parte del sector de cual iba a ser el marco legislativo con posterioridad a dicha fecha vuelve a provocar otro acelerón. Podemos apreciar en la gráfica como el segundo y tercer trimestre de 2008 son un hervidero de actividad.

El RD 1578/2008 se publica el 27 de Septiembre, implantando la necesidad de un registro central único, mecanismo que no había sido diseñado. El tiempo de despliegue provoca una brusca desaceleración del sector que conlleva despidos y quiebras. A mediados de 2009 arranca el proceso de nuevo.

El resultado es devastador: 180 MW en 10 años, y 3.000 MW en 1 solo año. Pero lo de la fotovoltaica amenazaba con ser una pequeña broma ya que a finales del 2009 existían 8000 MW de proyectos termosolares inscritos en el registro previo para un plan previsto de 500 MW. Si a todo esto sumamos un despliegue de los ciclos combinados por encima de los objetivos, un plan en ciernes de ayudas a las térmicas con el carbón nacional y una crisis que ha retraído el consumo interanual hasta niveles de Junio de 2006 (lo cual equivale a que se ha destruido el PIB generado desde entonces) pues tenemos un cóctel bastante explosivo (y eso que no meto en la ecuación el affaire SONATRACH que disparará el coste del gas natural en más de un 30% muy posiblemente debido a una curiosa liberalización del mercado)

Por último el 23 de Noviembre de 2010, se publica el RD 1565/2010 que recorta las primas a futuras instalaciones y de manera retroactiva modifica la duración del mecanismo retributivo a 25 años. Solo un mes después, el 23 de Diciembre de 2010, se publica el Real Decreto Ley RDL 14/2010 que de manera retroactiva reduce en el entorno de un 30% las horas que se retribuirán de acuerdo al RD 661/2007. Si pensamos que dichas tarifas se pensaron para dar una rentabilidad "razonable" del 7% a 20 años y que en su mayor parte son inversiones apalancadas alrededor de un 80% nos podemos temer una serie de quiebras y bancarrotas personales.

lunes, enero 10, 2011

Sobre el mix de generación eléctrico (II)

Continuando con nuestro análisis del mix de generación, vamos a analizar el crecimiento de las renovables (excluyo de este ámbito algunas de las que se incluyen en el régimen especial como pueden ser los casos de cogeneración y por otro lado el resto, y lo haremos a nivel peninsular. Lo vamos a realizar en términos de potencia instalada disponible. Es decir la potencia instalada por su factor de capacidad habitual. Recordemos que anteriormente habíamos establecido un 85% de capacidad disponible para la nuclear, la térmica convencional (carbón, fuel y gas) y los ciclos combinados y un 30% para el resto de tecnologías. Podríamos tratar de ser más precisos pero no alteraríamos las conclusiones.

En primer lugar vamos a ver cual ha sido el impacto del crecimiento explicado en el artículo anterior.


Desde un punto de vista técnico se puede apreciar como el crecimiento de la energía solar y su impacto en el sistema eléctrico es menor (1.000 MW). La energía eólica crece de manera moderada (4.350 MW). Por el contrario el crecimiento de la energía es el predominante (17.700 MW).

Profundicemos en este aspecto por que es muy relevante. Las centrales térmicas de fuel decrecen en 3.450 MW y las otras tecnologías del régimen ordinario (nuclear y carbón) en 300 MW, así que la disponibilidad efectiva que aportan las nuevas instalaciones de ciclos combinados es de unos 14.000 MW. Esto es casi 3 veces la capacidad instalada disponible aportada por las renovables.

Vamos a ver una foto del mix eléctrico de 31 de Diciembre de 2003 teniendo en cuenta la disponibilidad sobre la capacidad instalada y referido al total en esa fecha.


En aquel entonces, la tecnología dominante era la de las centrales térmicas del carbón, seguida por una terna equilibrada de nuclear, hidráulica, térmicas de fuel y ciclos combinados. Las renovables pesan poco y por aquel entonces todavía se le pedía a la energía eólica que se desconectase en caso de fallos en la red para que no estorbase.

Vamos a ver la misma foto pero a 31 de Diciembre de 2010 teniendo en cuenta la disponibilidad sobre la capacidad instalada y referido al total en esa fecha.


El espectro de generación ha cambiado radicalmente. La tecnología de ciclos combinados aporta casi el 40% de la potencia disponible cuadriplicando su presencia y la energía renovable ha triplicado su presencia, pasando de un 4% a un 12%.

Solo quisiera aportar un dato más. Siempre hablando en términos de potencia instalada disponible peninsular, es importante ver como se adecua dicha oferta a la demanda de energía. Es lo que en anteriores artículos he definido como el factor de reserva.


Poco se puede añadir, más allá de que es evidente que la oferta de capacidad de generación está creciendo mucho más rápidamente que la demanda de energía de manera continua a lo largo de los siete últimos años. Esto necesariamente va a llevar a tensiones de costes y relaciones entre todos los agentes (productores, distribuidores, autoridades y consumidores).

En el próximo capítulo abordaremos un tema fascinante: que pasó en el año 2008 con la fotovoltaica...

domingo, enero 09, 2011

Sobre el mix de generación eléctrico (I)

Como anticipábamos en otros artículos es preciso entender como ha evolucionado el mix de generación eléctrica para entender porque nos encontramos en esta situación. La siguiente gráfica refleja la evolución de la potencia instalada por tecnología y año. He realizado el análisis a nivel peninsular para desacoplar posibles efectos específicos de las operaciones insulares y a partir de datos de REE.


Vamos a diseccionar la gráfica. Lo primero que podemos observar es que la capacidad instalada en centrales nucleares, térmicas del carbón o gran hidráulica no ha variado. La tecnología que más ha crecido en términos absolutos, y velocidad de crecimiento, es la de los ciclos combinados (+21.000 MW), seguida de la eólica (16.500 MW). Se aprecia el crecimiento explosivo de la energía solar en el año 2008 (incluida dentro del capítulo de otras renovables junto con la térmica de la biomasa) y como con anterioridad y posterioridad a dicho año el crecimiento es marginal. Otro aspecto interesante, y positivo desde un punto de vista medioambiental y económico, es la progresiva reducción de la capacidad en plantas de fuel. Por último podemos ver el crecimiento de otras no renovables que está constituido por pequeña hidráulica y las plantas de cogeneración fundamentalmente industriales. El bache de esta última tecnología en 2009 puede tener que ver muy claramente con los efectos de la crisis en el sector industrial y por ello puede ser muy positivo el repunte de 2010.

Las tecnologías están ordenadas por lo que REE conoce como régimen ordinario (hidráulica, nuclear, carbón, Fuel/Gas, y ciclos combinados) y lo que conoce como régimen especial (eólica, otras renovables, y otras no renovables).

Si por un momento nos olvidamos que existe el régimen especial, las tecnologías responden a la cobertura de la carga base fundamentalmente con la nuclear, carbón y ciclos combinados más la carga variable con la hidráulica, Fuel/Gas y parcialmente con algunas térmicas del carbón y algunos ciclos combinados pequeños.

Esto ya nos permite apuntar lo siguiente. No es real el debate entre nucleares y renovables. Las renovables por el momento no pueden dar respuesta a la carga base y por lo tanto no compiten con la energía nuclear. El verdadero problema de fondo y estructural del sector eléctrico es que no hemos resuelto el mix mas conveniente para dar respuesta a la carga base y tenemos tres tecnologías que están compitiendo por ese mix: nuclear, carbón y ciclos combinados.

El crecimiento de la nuclear tiene un techo que es el mínimo del consumo, aproximadamente unos 15.000 MW, lo que representa duplicar la potencia instalada actual. Pero para ello se tendrían que tomar medidas drásticas con respecto a la potencia instalada de carbón y ciclos combinados. Como se puede ver el problema de momento no afecta a las renovables.

¿Porque afirmo que existe ese techo?. Como todo en la vida, lo afirmo porque existen una serie de supuestos básicos. El primero es que no existe capacidad de almacenar energía y por tanto todo lo que se produce se ha de consumir. Como las centrales nucleares funcionan a régimen constante no son especialmente idóneas para afrontar variaciones rápidas en profundas en la demanda de energía. Para romper esta limitación es necesario tener capacidad de acumular o disipar energía. A fecha de hoy todavía no existen tecnologías que nos permitan acumular TWh de modo razonable así que solo nos queda trasvasar esa energía. Esta es la razón real por la que Francia puede tener la capacidad nuclear que tiene, su capacidad de interconexión con los mercados eléctricos, belgas, alemán, danés u holandés es la clave. Y esto nos lleva al segundo supuesto básico, la capacidad de interconexión del sistema peninsular es prácticamente nula (10 años después seguimos sin desplegar las lineas de alta tensión con Francia) lo que nos convierte en una isla energética.

El crecimiento en potencia instalada de los ciclos combinados no es sostenible, y muy posiblemente nos enfrentemos en breve al cierre de algunas de las plantas actuales. La sobresaturación de capacidad de las tecnologías que dan servicio a la carga base está obligando a operar a regímenes no constantes incrementándose los costes de mantenimiento por un lado y la forma en que se ha liberalizado el mercado ha derivado en un monopolio de los productores de gas que se traducirá en breve en importantes incrementos del coste del combustible. Hablaremos del affaire Sonatrach más adelante. Alternativamente los ciclos combinados, diseñados para operar a régimen constante y competir con la nuclear y las térmicas ha desplazado su operación a los mercados spot y a cubrir la demanda variable compitiendo con renovables y otras tecnologías.

Las térmicas del carbón tienen un futuro más razonable. Tecnológicamente han incrementado de manera importante sus eficiencias, funcionan en base a uno de los combustibles con mayores reservas y existen soluciones para la captura del CO2 que les permitirán obviar algunas restricciones a su desarrollo.

El asunto del mix es denso por lo que seguiremos hablando del mismo en el siguiente capítulo.

sábado, enero 08, 2011

Potencia Instalada en el Sistema Eléctrico Español

Y si, como veíamos ayer, para cubrir la carga base del sistema nos sobra potencia instalada, ¿que ocurre con la cobertura de la demanda máxima?.

Recordemos que solo con la generación convencional (excluyo la gran hidráulica) se alcanzaba una potencia instalada de 52.339 MW que con sus correspondientes factores de capacidad (85% si queremos ser conservadores) nos permitirían una potencia disponible de alrededor de 44.500 MW cuando nuestro pico de consumo máximo registrados es de unos 45.000 MWh.

Aparentemente, nos bastaría con gestionar los intercambios con Francia, Marruecos y Portugal, y podríamos desmantelar toda la hidráulica, eólica, solar y térmica de la biomasa, en total otros 50.747 MW de potencia instalada que con un factor de capacidad del 30% equivalen a unos 15.000 MW. En total alrededor de 60.000 MW de potencia disponible frente a un consumo pico de 45.000 MWh. Llamaremos factor de reserva a la relación entre la potencia disponible frente a la potencia instantánea demandada. Ese factor de reserva lo voy definir en tres escenarios: consumo mínimo, consumo promedio anual y consumo máximo y vamos a suponer que la demanda mínima de potencia es de 15.000 MW y la máxima de 45.000 MW:

a) FRmax = 60.000 MW / 45.000 MW = 1,33
b) FRmed = 60.000 MW / (275.252.000 MWh / 8760 h) = 1,91
c) FRmin = 60.000 MW / 15.000 MW = 4,00

En promedio tenemos disponible casi el 200% de la potencia necesaria y un 33% más que lo requerido en la situación más demandante. En apariencia nuestra potencia instalada está sobre dimensionada.

Vamos a ver como hemos llegado a esta situación. En primer lugar sería interesante ver si ese crecimiento ha sido parejo al crecimiento económico.


La gráfica representa desde el año 1997 el crecimiento porcentual del consumo (línea roja) y de la potencia instalada (línea azul) frente al valor del año anterior. Claramente se puede apreciar que dichos crecimientos era parejos hasta el año 2004. Es decir la capacidad instalada crecía al mismo ritmo que la demanda de energía. A partir del año 2004 la velocidad de crecimiento de la potencia instalada aumenta sobrepasando la velocidad de crecimiento del consumo y dicho desajuste todavía se agrava más al producirse la recesión. No solo eso, sino que a pesar de que en 2010 empieza a recuperarse el consumo a una velocidad menor a la situación anterior a la crisis el crecimiento de la potencia instalada sigue al mismo ritmo.

Es necesario empezar a profundizar en el mix energético para tratar de entender este aparente desajuste. Lo veremos a lo largo de los próximos días.

viernes, enero 07, 2011

Operación del Sector Eléctrico

El sector eléctrico y su operación está dirigida por el consumo o lo que es lo mismo por la demanda. Puede parecer obvio pero no lo es ya que otro método de funcionamiento posible es que estuviera gobernado por la oferta.

¿Cual es la diferencia?. En el primer caso, el consumidor no tiene restricciones, es libre de consumir o de dejar de consumir y en consecuencia las fuentes de generación deben apagar, encender o regularse para adecuarse a la demanda. Esto introduce muchas exigencias en la operación del sistema; gestión de reservas de capacidad, previsiones de consumo, criterios de regulación, etc.

En el segundo caso, la generación funciona optimizando su operación y el consumidor consume o no si el sistema le ofrece la capacidad.

Habitualmente, sobretodo en Occidente, estamos acostumbrados al primer criterio pero somos capaces de aceptar con cierta naturalidad el segundo como es el caso de los sistemas aislados de la red.

Pues empecemos con las preguntas: ¿Como se consume la energía en España?


Esta gráfica de REE muestra el consumo de energía el miércoles 14 de Octubre de 2010. La línea amarilla es el consumo real de energía eléctrica, la curva verde/azul la previsión que realizó de manera anticipada REE y la curva roja muestra como se van conectando o desconectando las centrales para dar respuesta a la demanda.

Ya se pueden comentar varios aspectos. El primero es que el error de previsión que tiene REE sobre el consumo esperado es realmente bajo, en el entorno del 2%. Si redujésemos el ámbito geográfico ese error iría aumentando. En cualquier caso, se ajusta de manera excelente dicha previsión en función de la meteorología, la estacionalidad y la estructura económica del país.

En segundo lugar uno puede apreciar claramente el comportamiento económico. En el eje de las ordenadas tenemos las horas del día. Hacia las 10 de la noche nos empezamos a ir a la cama y progresivamente va descendiendo el consumo hasta alcanzar un mínimo gobernad por la actividad económica nocturna (empresas industriales o actividades del sector servicios). Hacia las 6 de la mañana nos levantamos y progresivamente vamos encendiendo tostadoras, maquinillas de afeitar, empresas, etc. Hacia el mediodía se produce una ralentización del consumo (uno podría argumentar que es la evidencia de que la siesta sigue formando parte de nuestros activos culturales) que se acelera en la segunda mitad del día. A partir de las 9 de la noche empezamos a sustituir consumo industrial por el consumo doméstico y finalmente nos vamos a dormir completando el ciclo.

En términos globales el consumo oscila entre los 20 MWh de las 12 de la noche hasta los 35 MWh de las 9 de la noche. Ese máximo puede verse notablemente incrementado en momentos puntuales (exceso de frio o de calor) que tradicionalmente se dan en verano e invierno. En el caso del año 2010 se alcanzó el máximo de consumo el 11 de Enero alrededor de las 7 de la tarde con un valor de 44.122 MWh y un mínimo de 24.059 MWh a las 4 de la mañana.

En su informe del año 2010, REE nos proporciona información acerca de estos máximos.


Ya sabemos por un lado que nuestro sistema eléctrico debe estar dimensionado para puntas de 45 MWh que con un factor de cobertura nos debería ayudar a dimensionar la capacidad instalada de plantas de generación requerida y por otro lado que nos movemos en mínimos que pueden oscilar entre 15 MWh y 25 MWh los que nos dice que capacidad de generación continua nos podemos permitir. Me refiero a plantas que por su operación o rendimiento es desaconsejable operar de modo no continuo. Vamos a llamar a ese consumo mínimo la carga base del sistema.

¿A que fuentes de generación nos referimos para dar respuesta a la carga base?. Pues, por este orden a la energía nuclear, las centrales térmicas y los ciclos combinados. La energía nuclear funciona a régimen constante, las centrales térmicas suelen requerir horas para su arranque o cambio de régimen y los ciclos combinados si bien son de operación rápida su punto de diseño fue pensado para régimen constante con más de 8.000 h/año. Los ciclos combinados tiene turbinas de gas que fuera del punto de diseño pierden rendimiento de manera elevada.

¿Cual es la capacidad instalada de estas tecnologías? Si acudimos al anteriormente mencionado informe de REE, en España tenemos 7.716 MW nucleares, 11.890 MW térmicos de carbón, 5.889 térmicos de fuel, y 26.844 MW de ciclos combinados. Esto totaliza 52.339 MW de potencia instalada. No quiere decir que siempre esté disponible esa potencia, ya que hay periodos de mantenimiento, inspección, etc. Los valores típicos de disponibilidad de este tipo de plantas según la IEA es del 85% al 90%.

Si nos quedamos con la energía nuclear y con las plantas térmicas del carbón tendríamos una capacidad instalada de 19.606 MW y teniendo en cuenta un factor de disponibilidad del 85% se podría dar respuesta con fiabilidad a 16.665 MWh. Los 5.889 térmicos de fuel con un factor del 90% nos permitiría incrementar esa respuesta a una carga base de hasta los 21.957 MWh.

Esto lleva a que como está sucediendo en la práctica, casi la totalidad de la potencia instalada de ciclos combinados no este funcionando para las condiciones que fue diseñada (régimen de operación constante). Resulta todavía mas sorprendente por tanto que se haya excedido en 10 GW la potencia instalada de ciclos combinados con respecto a los objetivos del plan energético o que en 2010, en plena recesión económica, se haya incrementado esta tecnología en un 9,8% aportando casi 2.500 MW extras al sistema, que se debe sumar a otros 2.500 MW en 2009 en plena virulencia de la recesión.

Más adelante llegaremos a ver también el crecimiento de la energía solar. Pero si que me parece oportuno resaltar que en el sistema eléctrico español se están produciendo fuertes desajustes que no tienen nada que ver con las renovables y su desarrollo que por su puesto tiene sus defectos como veremos.

jueves, enero 06, 2011

Aspectos claves de la energía

Creo que antes de empezar es conveniente entender algunos de los conceptos claves de la energía. Lo primero que hay que entender es que es un indicador adelantado de la situación económica de un país y como tal es vigilado de manera continua por los gobiernos. La otra cosa que es relevante es que el consumo de energía primaria esta relacionado de manera directa y lineal con el crecimiento económico del país

Vamos a profundizar un poco en los anteriores conceptos. Empezaremos por la relación entre el PIB (Producto Interior Bruto) tal como lo conocemos en España o su equivalente en términos anglosajones del GDP (Gross Development Product). La relación entre el PIB o GDP y el consumo primario de energía es lineal. Es decir que si la economía crece un 3% necesariamente el consumo de energía primaria crece un tanto por ciento dado. La relación entre el crecimiento del PIB o GDP y el consumo de energía primaria es una constante que depende básicamente de la eficiencia energética del país (o del llamado factor de intensidad energética si lo definimos como la cantidad de energía primaria necesaria para incrementar la unidad de PIB). Esta eficiencia energética dependerá de factores tecnológicos y de la propia estructura económica de un país (entre otros del balance entre los sectores industriales, primarios y de servicios). La variación de este factor es lenta por definición y a él van enfocados todos los programas estatales de eficiencia energética.


La anterior gráfica, elaborada por la IEA (International Energy Agency) para el periodo 1971 a 2007, muestra la previsión de crecimiento del consumo de energía y su relación directa con el PIB o GDP. En ella se puede constatar la relación directa entre el consumo de energía y el crecimiento económico y como la eficiencia energética es mayor en países de la OCDE que en los que tradicionalmente se agrupan en las áreas de bajo desarrollo. Esto muestra como el consumo de energía primaria es un indicador adelantado de la situación económica, y de hecho algunos cárteles energéticos lo miran con mucha atención a la hora de fijar precios y volúmenes de producción tratando de evitar estrangulamientos del crecimiento económico de sus clientes (lección que aprendieron con la crisis económica de 1973).


La siguiente gráfica contrasta la previsión realizada por la IEA en el WEO 2008 (World Energy Outlook) a lo largo de 2007 cuando no se anticipaba la existencia de la crisis mientras se elaboraba el documento frente a la valoración recogida en el WEO 2009. A lo largo de 2008, la IEA estimó cual iba a ser el grado de profundidad de la crisis y por tanto cuando esperaban que la recuperación económica se iba a iniciar a nivel global.

A la luz de lo anterior, nos podríamos plantear una serie de preguntas sobre el caso específico de España: ¿Cuando empezó realmente la crisis? ¿Cuál ha sido la intensidad de la misma? ¿Cuando se puede esperar que salgamos de la misma. Cuando hablo de la crisis me refiero a la crisis económica no a la financiera que se desató en 2007.

Para responder a las anteriores cuestiones he acudido a datos de REE (Red Eléctrica Española) y a el INE (Instituto Nacional de Estadística). Para cada més he calculado cual es el consumo interanual de los doce meses anteriores. De ese modo se puede ver la tendencia del consumo eléctrico sin los efectos de la estacionalidad de las vacaciones o los ciclos laborales. No he considerado el efecto asociado a la meteorología porque me ha parecido de segundo orden.


En color anaranjado se refleja el consumo eléctrico interanual y en azul el crecimiento del PIB anual. Lo primero que me gustaría destacar de esta gráfica, si nos fijamos en la parte inferior izquierda, es la recesión de 1994-1996. En ella se puede ver como el consumo de energía eléctrica toca fondo en 1996 y los efectos sobre el PIB se extienden a 1997.

Ahora ya podemos responder a las tres preguntas planteadas anteriormente. La crisis económica se inicia a mediados de 1998. A final del tercer trimestre del 2008 los datos de tendencia ya era suficientemente acusados como para no dudar de la gravedad de la recesión. A final de 2009 se toca fondo en el consumo energético, igualando el que se producía en Junio de 2006. Básicamente entre 3 y 4 años de retroceso en la actividad económica lo que nos da una clara idea de la intensidad de la recesión. Aunque no lo refleja la gráfica, el consumo interanual de energía eléctrica ha vuelto a crecer a lo largo del 2010 y muy posiblemente el PIB no lo haga hasta 2011 como muy pronto. Existen por tanto indicaciones de que realmente nos aproximamos a una recuperación aunque está por ver si es una L, V, ó W.

miércoles, enero 05, 2011

A propósito de la retroactividad y el mix energético en España

En los últimos meses se ha generado cierto malestar público al respecto del mecanismo de financiación de las llamadas fuentes de energías renovables por unos y de régimen especial por otros. Dicho malestar, y la consecuente mala prensa, se ha ido cimentando, de manera más o menos interesada, sobre los rescoldos de una crisis económica sin precedentes y la necesidad de realizar ciertos ajustes sobre partidas que tienen su peso sobre el déficit público español, en concreto sobre el llamado Déficit de Tarifa del Sector Eléctrico.

Por ello os invito a lo largo de los siguientes artículos a profundizar sobre algunos aspectos que nos ayudarán a entender mejor las posturas que distintos agentes mantienen al respecto y las bondades que se realizan sobre distintos aspectos del sector eléctrico como por ejemplo los costes de generación, el mix energético, las ayudas vía subvención, presupuestos u otros mecanismos que se prestan o han prestado a las distintas tecnologías, etc.

Creo que sin poner un poco de orden, con datos en la medida que los logre que objetiven los comentarios, es difícil entender el porque hemos llegado a donde hemos llegado y que podemos esperar en los próximos años.