Nov 21, 2017

Capítulo 15 - La energía en la economía española

209. ¿Cuál es el consumo de energía en españa?

Como país desarrollado e industrializado, España tiene un consumo relativamente elevado de energía (145,5 Mtep). Aunque en términos absolutos quedamos aún lejos de los países más industrializados (como EE.UU. con 2.331 Mtep, Japón con 514 Mtep, Alemania con 330 Mtep, Francia con 263 Mtep, Reino Unido con 227 Mtep), el consumo español bruto de energía primaria, similar al de México, supera al de todos los países del continente africano juntos (excluidos los tres grandes productores,

Sudáfrica, Argelia y Egipto, cuya demanda está favorecida por este hecho). Con respecto a los "tigres" asiáticos, China consume 1.387 Mtep e India 376 Mtep.

Medido en términos de energía primaria la evolución del consumo interior bruto español ha tenido en los últimos decenios una clara trayectoria ascendente, que se quiebra como consecuencia de la crisis del petróleo de los 70 para, desde entonces, acelerar su crecimiento. A idénticas conclusiones podría llegarse utilizando las estadísticas de consumo final, si bien por la limitación de las series temporales suelen emplearse bastante menos.

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210. ¿Cuál es hoy el balance energético español y cómo ha evolucionado?

Lo primero que destaca al observar el balance energético de España correspondiente al año 2004 es la enorme diferencia entre el consumo —145 Mtep— y la producción interna, con sólo 33 Mtep en datos de la Agencia Internacional de la Energía. España importa el 77% de la energía que consume, porcentaje 26 puntos porcentuales superior a la media de la Unión Europea. La factura que abona España es muy elevada y lo que es más importante, de difícil sustitución, pues petróleo y gas son insustituibles para la economía y la sociedad. Además, esta dependencia conlleva estar expuestos a la volatilidad del precio del petróleo, que en 2004 estaba a 20$ el barril y en 2006 a más de 70$, arrastrando al gas, combustible indexado en precio con aquél. Este incremento del precio del petróleo de 50€ ha supuesto a la economía española un coste de 18.000 millones de euros anuales pagados al exterior íntegramente.

Dentro del consumo energético español el papel del petróleo es fundamental ya que aporta holgadamente la mitad del total, algo que viene sucediendo desde hace más de 30 años. Teniendo en cuenta que nuestra producción de crudo es casi nula, aquí está una de las causas del déficit energético de España. El carbón hasta hace bien poco era la segunda energía primaria por su aportación al consumo bruto, pero ha cedido su puesto al gas. La energía nucleoeléctrica figura en cuarto lugar tras detenerse las nuevas inversiones a principios de los 80 y no preverse en un futuro inmediato la incorporación de nuevos reactores a nuestro parque nuclear.

El gas avanza imparable en el consumo siguiendo el camino de otros países europeos de nuestro entorno. La hidroelectricidad, que en los años 60 llegó a aportar más del 20% de nuestras necesidades energéticas, ha quedado relegada a un papel secundario, situándose en torno al 3%. Finalmente, las energías renovables lentamente incrementan su presencia y las expectativas son de alcanzar el 12% del consumo de energía primaria en 2010.

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211. ¿Por qué somos tan dependientes y vulnerables en energía?

En la pregunta anterior se puso de manifiesto cómo el "mix" energético español está muy desnivelado por el consumo de petróleo y gas, y además es muy sensible a la volatilidad de sus precios. En contraste con esta situación, la demanda energética crece de forma notable y la producción propia está estancada. Sin la energía nuclear y solo con la promesa de las renovables que no garantizan el suministro es muy difícil enviar señales positivas y de estabilidad al mercado y a la economía. Se puede proseguir incrementando la dependencia del petróleo y gas, pero habrá que aceptar las repercusiones de estas subidas y la dependencia exterior generada, además de no relegar de la memoria que son combustibles finitos con calendarios no tan lejanos.

Recordemos que los recursos autóctonos de hidrocarburos y de gas son muy escasos —los del petróleo están a punto de agotarse—, que la oferta de carbones es limitada por carestía y mala calidad con el condicionante del comercio de emisiones auspiciado por el protocolo de Kioto, que la hidráulica está al límite de sus posibilidades y la limitación de la variabilidad de la producción eólica, que sólo logra operar la tercera parte de las horas del año y sin estar garantizada su potencia. La energía nuclear puede garantizar potencia y energía y reducir la dependencia exterior. Las energías renovables deben proseguir su avance pues complementan a las fósiles y a la nuclear. No se trata de que las energías compitan entre sí, sino de buscar su más adecuada utilización.

Estrechamente ligado al problema de la dependencia está el de la vulnerabilidad, que se define en función del grado de dependencia; concentración de las importaciones por países, áreas económicas y sistemas políticos, afinidad geográfica, política y cultural de los países que nos suministran energía y, finalmente, asimetría en los mercados. Nuestra incorporación a la Unión Europea ha disminuido la tensión asociada a la dependencia energética pero no por ello elimina las existentes por el desequilibrio de la balanza energética.

212. ¿Por qué existiendo mucho carbón en el subsuelo español tenemos que importarlo?

Los cálculos y estimaciones de nuestra riqueza carbonífera no son precisamente escasos, disponiéndose de una exhaustiva y actualizada información al respecto. Sobre esa base cabe afirmar que la disponibilidad de recursos carboníferos en España es alta en términos geológicos, cifrándose en unos 4.300 millones de toneladas. Ese total se distribuye en 2.300 millones de toneladas de hulla y antracita, 1.500 millones de lignito negro y 300 millones de lignito pardo. Sin embargo, la evaluación económica reduce considerablemente esas cifras, situándose las reservas recuperables en 1.450 millones de toneladas (850 de hulla y antracita, 400 de lignito negro y 200 de lignito pardo). Incluso existen cálculos más pesimistas basados en las dificultades y carestía de la explotación de nuestros yacimientos.

213. ¿Cuál es la producción de petróleo en españa?

España es un insignificante productor de crudo, con unas extracciones que en los últimos años están muy por debajo del millón de toneladas, con clara tendencia a descender. La escasísima producción interna contrasta con unas necesidades que pueden situarse en algo más de 74 millones de toneladas, con tendencia a incrementarse.

Hasta 1964, con el descubrimiento del campo de "Ayoluengo" (al norte de la provincia de Burgos), las prospecciones de crudo no tuvieron éxito. Después, la pésima calidad de crudo obtenido en ese yacimiento hizo imposible su refino, por lo que hubo que esperar hasta la década de los años setenta, con el descubrimiento de los campos "off shore" de "Amposta", "Casablanca" y "Dorada", situados en la plataforma continental de Tarragona, para que la producción española superase el millón de toneladas. En todo caso, la reducida cuantía de las reservas descubiertas hace pensar que en un futuro próximo la producción de crudo obtenida en España será prácticamente nula.

Actualmente la producción se obtiene en cuatro concesiones "Casablanca", "Boquerón", "Rodaballo" y "Ayoluengo".

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214. ¿Cuál es la producción española de gas natural?

Hasta 1984 la producción española de gas natural ha sido insignificante, limitándose al gas asociado a los crudos extraídos en algunos campos petrolíferos. Hoy en día, esta energía debe ser mayoritariamente importada, siendo las necesidades en 2004 de 27,4 millones de tep.

La crisis energética de los años 70 y comienzos de los 80 impulsó el establecimiento de un marco favorable para la prospección de hidrocarburos, con efectos positivos en lo relativo al gas natural, descubriéndose los campos de "Serrablo" (Huesca) y "Gaviota" (en la plataforma continental del Cantábrico) que facilitaron un considerable crecimiento de la producción, la cual llegó a superar a finales de la década de los 80 y comienzos de los 90 el millón de tep. Sin embargo, en los últimos años el declive de esos campos no ha podido ser compensado con la producción de los que más recientemente han entrado en operación, situados en el Golfo de Cádiz.

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215. ¿Cuál es el parque eléctrico español?

La producción de electricidad en España se obtiene mediante una variada gama de centrales que se pueden clasificar en cuatro tipos: hidráulicas, térmicas clásicas o convencionales, nucleares y renovables. Hay que añadir que estas instalaciones se computan en dos regímenes diferentes de cara a su concurso en el actual mercado eléctrico. El régimen ordinario con las grandes instalaciones de potencia superior, en general, a los 50 MW y el régimen especial, con los autoproductores y las energías renovables, con potencias inferiores a los 50 MW.

En su cómputo total, con ambos regímenes incluidos, se puede observar que el 44% de la potencia instalada corresponde a las centrales térmicas clásicas, el 23% a las hidroeléctricas, el 10% a las nucleares y el 23% restante a renovables.

Es de notar que ha habido un incremento de potencia de las centrales nucleares desde 1990, cifrado en casi 500 MW y que no se debe a la incorporación de nuevos reactores sino a cambios de generadores de vapor y de turbinas, junto a modificaciones de diseño tendentes a la optimización del rendimiento térmico de estas centrales.

El régimen ordinario, con 60.126 MW instalados, supone el 75% del total instalado, correspondiendo los restantes 19.079 restantes al régimen especial. En lo que se refiere a la estructura de generación del régimen ordinario y a las centrales térmicas convencionales (combustibles fósiles), el parque de centrales de ciclo combinado de gas natural tienen la misma potencia instalada que el parque de centrales de carbón, alrededor de 12.000 MW, mientras el de fuelóleo suma 6.960 MW y el de fuelóleo/ gas 3.600 MW.

Debe tenerse muy en cuenta el gran desfase que hay entre la estructura de potencia instalada y la de producción. Mientras las centrales nucleares logran aprovechamientos de máxima capacidad de producción con el 90%, la hidráulica y la eólica solo alcanzan entre un 20 y un 30%, a causa de la irregularidad meteorológica. Esto quiere decir que la estructura de potencia, sin más, no es un indicador de capacidad de suministro ni de garantía de abastecimiento.

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216. ¿Qué centrales nucleares hay en españa?

Actualmente funcionan en España seis centrales nucleares con ocho reactores acoplados a la red eléctrica peninsular, de ellas, dos —Almaraz y Ascó— disponen cada una de dos reactores casi gemelos. Se las suele clasificar en tres etapas en función de su época de construcción y de otros criterios aún más relevantes. La Central de Santa María de Garoña pertenece a la primera etapa, junto a las ya clausuradas de Vandellós I (se cerró en 1989) del tipo francés GCR, con 480 MWe de potencia, y José Cabrera, modelo PWR, cerrada en 2006. Estas centrales se construyeron en la segunda mitad de la década de los 60.

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A la segunda etapa pertenecen las centrales de Almaraz (dos reactores), Ascó (dos reactores) y Cofrentes, conectadas a la red entre 1983 y 1986. La construcción de los cinco reactores hoy en funcionamiento se dilató a lo largo de unos diez años —fueron autorizadas entre 1971 y 1972— por las incertidumbres políticas de la época. La participación nacional se situó en torno al 60 por 100 entre obra civil y equipo, con importantes efectos impulsores sobre la industria española. La construcción de la central de Lemóniz con dos grupos, y perteneciente a esta segunda etapa fue abandonada por problemas, ajenos a la técnica, surgidos durante su construcción.

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A la tercera etapa pertenecen las centrales de Valdecaballeros (I y II), Trillo (I y II), Vandellós (II y III), Sayago y Regodola, con un total inicialmente autorizado (entre septiembre de 1975 y septiembre de 1976) de 7.914 MWe. De estas centrales sólo entrarían en funcionamiento Trillo I y Vandellós II, tras doce años de construcción plagada de incertidumbres políticas. Las demás entraron en moratoria, unas en avanzado estado de construcción, como Valdecaballeros, otras con solo algunos suministros de ingeniería y equipo y las otras con las obras de explanación realizadas, como Trillo II, Sayago y Regodola.

217. ¿Por qué varía tanto la producción hidroeléctrica anual?

Al depender de la hidrografía, en último término, del régimen de precipitaciones, la producción eléctrica de origen hidráulico está sometida a las fuertes variaciones climatológicas de nuestro país y, en concreto, de la España peninsular, en donde se encuentra la totalidad de la potencia hidroeléctrica disponible.

La clave está en la irregularidad temporal del régimen de precipitaciones peninsular, sometido no sólo a variaciones estacionales bastante conocidas, con prolongados estiajes y lluvias torrenciales en primavera y otoño, sino a diferencias interanuales también muy acusadas. Aunque mediante embalses hiperanuales se viene tratando de regular a largo plazo el caudal de nuestros principales ríos, la realidad es que la sucesión de años húmedos y secos provoca notables oscilaciones en la producción de hidroelectricidad. En todo caso, la producción hidroeléctrica es de gran interés por su disponibilidad para atender puntas de demanda.

En el gráfico siguiente se han tratado de resumir las más importantes y recientes variaciones anuales de la producción hidroeléctrica, tomando como referencia la capacidad instalada en este tipo de centrales.

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218. ¿Por qué necesitamos producir electricidad con centrales nucleares en españa?

A partir de la segunda mitad del pasado siglo, la electrificación española desde el punto de vista de la generación eléctrica se ha desarrollado en cuatro fases.

Primeramente, las grandes centrales hidráulicas protagonizaron las inversiones en los años 50 y 60, pues era la tecnología disponible y además utilizaba los caudales fluyentes de nuestros ríos. Además, la construcción de embalses resolvía otras necesidades en un país seco que debe dar respuesta a éste y a los restantes usos de abastecimiento.

Sin embargo, la climatología ibérica restringe y limita los caudales hidráulicos y supone un techo a esta fuente energética. Hoy, los grandes aprovechamientos están ya utilizados y la pequeña potencia hidráulica adicional soporta un coste ambiental importante.

Ya en los años 60, las nuevas tecnologías de plantas térmicas, junto con el bajo precio de los combustibles fósiles, impulsaron inversiones en estas centrales, que independizaban la producción de los ciclos climatológicos y, además, atendían a las nuevas necesidades de la economía.

Primero fue el carbón autóctono, después desplazado por el fuelóleo cuyo uso era impulsado por unos precios del petróleo mínimos y que hacían rentables cualquier inversión. Sin embargo, la crisis del petróleo en la década de los 70 tuvo un fuerte impacto en la situación económica mundial y los estados entendieron la necesidad de diversificar sus fuentes energéticas.

Las economías occidentales apostaron, entonces, por impulsar ambiciosos programas nucleares hasta el accidente de Chernobyl en 1986 que frenó en seco esta carrera. En esa época entró en juego el recurso al gas natural gracias al desarrollo de la tecnología de ciclos combinados y al despejarse el acceso a las extensas y nuevas reservas de los países productores. También se acometió un programa de nuevas centrales de carbón, esta vez importado, con novedosas tecnologías de quemado y eliminación de sus gases contaminantes.

En estos últimos años la energía eólica se ha incorporado a la producción eléctrica con un ambicioso programa de inversiones que ha logrado, en apenas unos años, alcanzar una potencia instalada de casi 10.000 MW aunque limitada en su disponibilidad a la tercera parte de las horas del año. Además, el protocolo de Kioto penaliza ahora las emisiones de CO2 y altera la competitividad de los combustibles fósiles.

¿Cuáles son las necesidades de la economía española? Analizando el parque de potencia disponible y su producción anual obtenemos una primera y clara respuesta. Las centrales térmicas convencionales y nucleares, con el 55% de la potencia instalada, abastecen el 85% del consumo. Luego, añadiendo los datos de cobertura de la demanda en un día de máximo consumo histórico, por ejemplo el 11 de julio de 2006 con 40.600 MW, obtenemos el resto de la información para concluir dónde están las soluciones: nuevamente, los combustibles fósiles y el uranio resolvieron el 75% del suministro.

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La energía nuclear muestra su potencialidad como energía de base y al ser garante de suministro al cubrir el 20% de la demanda con solo el 10% de la potencia a lo largo del año. Las renovables muestran su condicionamiento a la variabilidad climatológica y las fósiles cumplen su función de cobertura pero transmitiendo los costes de producción a los consumidores y a la economía.

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La solución está en mantener un parque diversificado en tecnologías y fuentes energéticas, con suministradores y abastecimientos también diversificados geográficamente. Cualquier abandono de una energía primaria tiene unos costes muy elevados, pues a los datos del cuadro anterior hay que añadir los costes de producción y de los combustibles utilizados que inevitablemente tendrán que ser transferidos a la economía y a sus consumidores. Además, no hay que olvidar que habrá que sumarles los correspondientes al cumplimiento del Protocolo de Kioto.

219. ¿Es más barato producir electricidad con centrales nucleares?

La comparación de costes entre las diferentes tecnologías y combustibles exige disponer de una estadística de datos provenientes de un número suficiente de centrales diferentes y correlacionarlos con los de otros países a efectos de eliminar errores sistemáticos y estadísticos inducidos por las peculiaridades de las diferentes economías.

Los factores que entran en juego en este cálculo son, en lo que se refiere a los costes de producción: la amortización de la inversión con diferentes períodos de construcción y costes de su financiación, los de operación y mantenimiento y los del combustible. La volatilidad de estos factores es por consiguiente distinta y en algunos de sus términos muy elevada.

Quedarían por incluir los costes de final del ciclo con el tratamiento de los residuos generados y el desmantelamiento de la central. No hay homogeneidad en la comparación entre las diferentes tecnologías pues la restitución de minas y emplazamientos de centrales, así como del tratamiento de desechos de todo tipo no se exige por igual. En el caso nuclear sí está establecido y previsto solucionar este aspecto, pero no así en las restantes tecnologías.

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Para una mejor y más correcta comparación, deben tenerse en cuenta las estructuras de costes de las diferentes tecnologías pues es de esta manera como podemos evitar la distorsión producida por factores de difícil control como el coste de la inversión y de los combustibles.

Del cuadro expuesto, se deduce que las energías nuclear y eólica son muy sensibles al coste de inversión y por consiguiente a los plazos de construcción y al coste de su financiación. Además, en el caso de la nuclear la estandarización de equipos y del mantenimiento pesará a la hora de disminuir los costes de operación y mantenimiento. Será en estos casos su disponibilidad para estar el máximo de horas conectadas a la red lo que determinará la mejor rentabilidad de la inversión.

En las energías fósiles, carbón y gas, así como en la biomasa, es el coste de combustible el que determina mayormente el coste final de producción. Habida cuenta de los elevados consumos que tienen estas centrales y de la volatilidad de los precios de abastecimiento, el riesgo de estas inversiones es elevado y por consiguiente los plazos de amortización deben ser muy cortos, lo que se traduce en precios de producción muy elevados y sensibles al mercado.

La evolución de los precios de los combustibles queda reflejada así:

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220. ¿Cuál es la participación española en el diseño y construcción de nuestras centrales nucleares?

La participación nacional en los programas nucleares ha variado en el tiempo. Así, en las tres centrales de la primera etapa (José Cabrera, Santa María de Garoña y Vandellós I) la participación fue relativamente baja —entre un 42 y un 44%— debido a las condiciones de contratación. Como por aquella época, finales de los años 60, no parecía clara la ventaja de ninguna tecnología, se decidió que cada una de ellas fuese de distinto tipo, contratándose bajo la modalidad de "llave en mano", con subcontratación para empresas constructoras y de equipo españolas.

Cuando a comienzos de los años 70 se autorizaron los siete grupos de la segunda etapa, optándose por el sistema PWR en seis, Almaraz I y II, Ascó I y II, y Lemóniz I y II (estos dos últimos no se terminaron) y por BWR en el grupo de Cofrentes; la experiencia y la tecnología adquiridas hicieron posible que la participación nacional alcanzase ya niveles elevados, entre el 65 y el 70 por 100.

Finalmente, en las dos centrales —Trillo I y Vandellós II— de la tercera etapa, con una industria española de bienes de equipo ya madura en el campo nuclear, y con amplia experiencia y capacitación adquiridas tanto por las empresas de construcción y montaje, como por las de ingeniería, ensayo y control de calidad, se alcanzaron niveles de participación nacional muy altos (85%).

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221. ¿Cuáles son las bases de una política energética y cuál es el sentido de una planificación energética en la actualidad?

Hay consenso unánime en que el modelo energético de referencia que los gobiernos deben seguir para asegurar el suministro pasa por definir una "cesta" o "mix" energético en el que participen todos los combustibles existentes. No existe ninguna energía excluida en este empeño. Eso sí, cada gobierno aplicará para su exacta definición los condicionantes específicos nacionales. También deben diversificarse proveedores, tecnologías y aprovisionamientos geográficos. Las soluciones deben ser ambientalmente aceptables y debe promoverse el uso de las energías renovables.

Aunque existe consenso globalizado a nivel de instituciones supranacionales y nacionales, económicas y políticas, gubernamentales y privadas, en la totalidad de esos principios, no ocurre igual por parte de algunos agentes sociales y grupos de presión y ello pesa en el periódico examen ante las urnas y en la gestión política. A su vez esta incertidumbre incrementa el riesgo financiero y regulatorio ante las posibles inversiones afectadas, aplazándolas o sustituyéndolas, aun cuando solo sean soluciones a corto plazo desde el punto de vista energético. La opción nuclear está en esta situación.

Las políticas promovidas buscan el abastecimiento universal atendiendo al crecimiento, a que la energía sea accesible en precio y con un producto fiable y de calidad fomentando el funcionamiento de un mercado transparente y a que su utilización sea sostenible ambientalmente.

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Por último viene bien realizar una reflexión sobre el sentido de realizar en la actualidad una planificación energética. A este respecto hay que decir que la planificación energética tuvo sentido en un contexto muy concreto, como el que se dio en los años 70 y 80; contexto caracterizado por grandes incertidumbres en los mercados de crudo de petróleo y gas natural; una importante participación pública en todos los sectores energéticos; con monopolios u oligopolios en casi todos los mercados de energías finales y con rígidos mecanismos reguladores, herencia de un pasado proteccionista y autárquico.

Actualmente, en una economía cada vez mas globalizada y competitiva, los mecanismos clásicos de la planificación energética han perdido su sentido, quedando relegados dentro de las políticas económicas de los países industrializados. No obstante, para vigilar la competencia en los mercados y flexibilizarlos puede resultar conveniente establecer medidas cautelares de orientación, no reguladoras. Como pauta a seguir el norte lo constituyen las directivas comunitarias desreguladoras, que progresivamente se van incorporando al acervo de la Unión Europea.

222. ¿En qué consiste el plan de fomento de las energías renovables en españa?

En la ley del Sector Eléctrico 54/1997, se estableció el objetivo de que las energías renovables cubrieran el 12% del consumo de energía primaria en 2010. Este empeño cumplía con la recomendación a este respecto de la Unión Europea expuesta en el "Libro blanco de las energías renovables".

El Plan promueve unas energías que son autóctonas y por tanto tienen repercusión en las economías locales por la creación de empleo y en la industria por las oportunidades que crea para su desarrollo; sostenibles aunque medioambientalmente la biomasa genera gases del efecto invernadero y los procesos de fabricación de las restantes no son limpios; y que diversifican el abastecimiento y de esta forma ayudan a garantizar el suministro.

Los diferentes planes han ido actualizando objetivos y resultados en función de las expectativas y realidades tecnológicas y económicas, a la vez de su aceptación socioeconómica. En el momento de editar esta publicación está vigente el plan para el período 2005-2010.

En 1998, las energías renovables cubrían el 6,2% del consumo de energía primaria, en 2004 ese valor era del 6,9% y para 2010 se espera alcance el 12,1%. Destaca el creciente peso de la utilización de estas energías para la producción eléctrica que ha crecido el 10% en estos últimos años y todavía lo hará un 5% más hasta alcanzar el 67% del total de energía renovable generada.

En los próximos 5 años, 2005-2010, se espera que las nuevas inversiones en producción eléctrica añadan 42.163 GWh al actual mercado, siendo 61% eólicos y 28% biomasa. Además, se espera un crecimiento en la generación de calor mediante placas térmicas de baja temperatura cuya superficie instalada pasará desde los actuales 0,7 millones de m2 hasta los 4,9 millones de m2 de paneles.

La producción eléctrica con energías renovables está agrupada en el llamado "régimen especial" gozando de ayudas económicas que priman las nuevas inversiones y de subvenciones a la producción. Además, la producción es automáticamente aceptada por el mercado, independientemente del precio de coste.

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