“Seguridad energética y sostenibilidad
urbana”Fermín Rodríguez
Geopolítica. Grado en Geografía y Ordenación del Territorio
Los Sectores Energéticos: Perspectivas de Futuro Gijón 29 de Septiembre de 2006
2
ÍndiceAbastecimiento energéticoSostenibilidad, competencia y
seguridad de suministroPanorama de las energías primariasSector eléctrico: situación actual en EspañaPerspectivas Energía y sistema urbanoResumen y conclusiones
Consumo de energía primaria en España, 2009
Carbón1.6%
Productos Petrolíferos
56.4%
Gas 15.8%
Electricidad21.4%
E.renovables4.8%
GRÁFICO 2. CONSUMO DE ENERGÍA FINAL 2009
Producción nacional de energía 2009CUADRO 1. GRADO DE AUTOABASTECIMIENTO (%) (1 )
2007 2008 2009
Carbón 28.8 31.4 23.5
Petroleo 0.19 0.18 0.17
Gas Natural 0.05 0.04 0.04
E.nuclear 100 100 100
Hidráulica 100 100 100
E.renovables 100 100 100
Total 20.7 21.6 21.7
(1) Grado de autoabastecimiento: relación entre
producción interior y consumo total de energía
Estructura de generación eléctrica en España, 2009
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ÍndiceAbastecimiento energéticoSostenibilidad, competencia y
seguridad de suministroPanorama de las energías primariasSector eléctrico: situación actual en EspañaPerspectivas Energía y sistema urbanoResumen y conclusiones
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Las perspectivas globales de crecimiento económico e inversiónPosible efecto negativo de unos mayores precios reales de la energía con efecto también en el despliegue de nuevas tecnologías.
Accesibilidad de los pobres a la energíaNecesidad de políticas dirigidas a compensar los precios más altos de la energía final.
Seguridad de suministro especialmente para los grandes nodos urbanosPerspectivas de la oferta. Crisis de flujos por acontecimientos catastróficos derivados de conflictos geoestratégicos. Las concentraciones metropolitanas son los elementos finales del sistema. Hay puntos críticos en la geografía del suministro que es necesario proteger
Emisiones locales, regionales y globales que resultan de la producción y uso de la energía.
La acción principal para alcanzar simultáneamente los dos últimos objetivos es mantener abiertas todas las opciones energéticas
El desarrollo tecnológico será critico para determinar qué opciones estarán disponibles y en qué momento.
Es necesario una visión geostratégica del sistema y una visión local urbanísitica para acondicionar las ciudades, pues todos los factores están interrelacionados.
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Electricidad: garantía de suministroConsidera los aspectos: Potencia instalada suficiente (fiabilidad de largo plazo) Seguridad de suministro (fiabilidad a corto plazo)
Viene determinada por factores como: Diversificación de fuentes, tanto geográfica como tecnológica Grado de autoabastecimiento energético Regulación administrativa
Licitaciones, Pagos de capacidad, mercados de capacidad y de reservas..
Generación eléctrica: competitividad económica
La comparación de costes entre las tecnologías debe incluir los costes externos. Algunos de ellos, como los costes de emisión han sido parcialmente internalizados a través de la creación de los mercados de emisiones.
La comparación internacional de costes no muestran una ventaja clara de ninguna tecnología.
El coste nuclear se aproxima al del resto de las tecnologías cuando se incorporan los costes de desmantelamiento y de gestión de residuos. Sin embargo existe un coste social percibido muy elevado respecto a éstos últimos.
El riesgo financiero es muy elevado en las centrales nucleares por ser intensivas en capital y tener períodos de construcción muy largos. Su encaje en entornos liberalizados es más difícil.
Existe una gran indiferencia en coste entre la generación con carbón y la de ciclo combinado de gas, que se puede inclinar hacia un lado u otro en función de los precios relativos gas y carbón y de del valor de los derechos de emisión.
El coste de las renovables irá disminuyendo a medida que vaya generalizándose el uso de las mismas. Las políticas de I+D tienen protagonismo relevante en la disminución del coste de inversión de estas energías
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ÍndiceAbastecimiento energéticoSostenibilidad, competencia y
seguridad de suministroPanorama de las energías primariasSector eléctrico: situación actual en EspañaPerspectivas Energía y sistema urbanoResumen y conclusiones
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Carbón
Reservas muy abundantes y repartidas . Mercado internacional competitivo Estabilidad de precios. No competitividad del carbón UE-15.Uso mayoritario en la generación eléctrica. Futuro depende de los desarrollos tecnológicos que
reduzcan su impacto ambiental Centrales hipercríticas con desulfuración
Gasificación, captura y almacenamiento de CO2
Nuclear, petróleo y gas naturalNuclear
Estancado su crecimiento a finales de los ochenta por su falta de competitividad económica frente a otras fuentes de producción eléctrica y al rechazo social a la misma.
Difícil encaje en los diseños de mercado actuales (de corto plazo) por el elevado riesgo financiero que suponen. Muy pocos proyectos en la U-15 (Finlandia, Francia). En USA se apuesta por el alargamiento de vida útil (hasta 60 años) Las nuevas generaciones de centrales nucleares son de coste más reducido y más seguras (seguridad pasiva).
Petróleo Uso marginal en la generación eléctrica. Seguirá siendo la energía primaria más utilizada en las próximas décadas debido a su papel
preponderante en el transporte y al incremento de éste uso en los países en desarrollo. Irá cediendo terreno a los combustibles sintéticos y en el futuro al hidrógeno.
Gas natural Crecimiento de su consumo acelerado por su utilización en la generación eléctrica Reservas concentradas en zonas inestables. Combustible “limpio” Precio muy volátil.
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Imprescindibles para el cumplimiento de los objetivos de política energética y medioambiental. Objetivo en España: 30% del consumo de eléctrico en 2010.
Las políticas de I+D tienen protagonismo relevante en la disminución del coste de inversión de estas energías. Este coste irá disminuyendo a medida que vaya generalizándose el uso de las mismas.
La mayoría de ellas (hidráulica, eólica, solar) se caracterizan por su estocasticidad por lo que su potencia instalada no está garantizada . No evitan la necesidad de centrales térmicas de respaldo.
Su carácter no programable (eólica, solar…) y la gran penetración actual, que se incrementará en el futuro, obliga a necesidades crecientes de reservas de regulación.
Protagonismo de las energías renovables
RenovablesEólica
Más de 60.000 MW de potencia instalada en el mundo (cuadriplicado entre los años 1999 y 2005 al mismo tiempo que se ha producido una gran disminución en los costes de producción), menos del 1% al suministro eléctrico mundial. Implantación es muy elevada en algunos países representando el 23% del consumo eléctrico en Dinamarca, el 4,5% en Alemania y el 8% en España, donde alcanza los 11.000 MW, siendo el tercer país en el mundo por potencia instalada, por detrás de Alemania y EEUU.
Hidráulica Crecimiento limitado a países No-OECD en base a grandes proyectos Hidroeléctricos (Asia)
Solar La solar térmica es una tecnología madura en la que España ocupa una posición Falta clarificar el marco
legislativo y de ayudas La solar fotovoltaica ha de reducir varias veces su costea través de la curva de experiencia para poder
ser competitiva, para lo que precisa grandes esfuerzos en I+D+I. Futuro ligado a la aplicación en lugares aislados
Cogeneración Gran desarrollo en Europa y central ligada a la calefacción de barrio. En España ha sido frenada en los
últimos años por el elevado precio del gas natural. La transposición de la Directiva europea sobre fomento de la cogeneración de alta eficiencia ha de suponer un estímulo para su crecimiento.
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ÍndiceAbastecimiento energéticoSostenibilidad, competencia y
seguridad de suministroPanorama de las energías primariasSector eléctrico: situación actual en EspañaPerspectivas Energía y sistema urbanoResumen y conclusiones
Los ciclos de crecimiento del consumo eléctrico
-1,0%-0,5%0,0%0,5%1,0%1,5%2,0%2,5%3,0%3,5%4,0%4,5%5,0%5,5%6,0%6,5%7,0%7,5%8,0%8,5%9,0%9,5%
10,0%10,5%11,0%11,5%12,0%12,5%
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
50
567
Inc Anual Dem% Inc Anual PIB % Dem (BC)
21
Evolución de la potencia instalada en España peninsular
05.000
10.000
15.00020.00025.00030.000
35.00040.00045.00050.000
55.00060.00065.00070.000
75.00080.00085.000
MW
Régimen especial Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/Gas Ciclo combinado de gas
22
Evolución de la potencia de Régimen especial
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
22000
24000M
W
Hidráulica Biomasa R.S. Industriales R.S. Urbanos Solar Cogeneración Eólica
23
Capacidad comercial de intercambio
1100-1300
1000-1300
400-500
1200-1400
800
800
24
La mejora de la capacidad de interconexión internacional
FRANCIA: 1.400 4.000 MW capacidad comercial D.C Bescanó-Baixas: 2.600-3.000 MW (año ?) Conexión Pirineo Central (año ?)
Muruarte- Marsillon Sallente-?
PORTUGAL: 1000 2.250 MW capacidad comercialConexión Duero Internacional- Aldeadávila (año 2009)
Conexión Noroeste Pazos- Viladoconde 3.000 MW capacidad comercialConexión Sur Guillena -Sotavento
25
Evolución de la cobertura de las puntas de demanda
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
60.000
65.000
EN
E 9
8
AB
R 9
8
JUL
98
OC
T 9
8
EN
E 9
9
AB
R 9
9
JUL
99
OC
T 9
9
EN
E 0
0
AB
R 0
0
JUL
00
OC
T 0
0
EN
E 0
1
AB
R 0
1
JUL
01
OC
T 0
1
EN
E 0
2
AB
R 0
2
JUL
02
OC
T 0
2
EN
E 0
3
AB
R 0
3
JUL
03
OC
T 0
3
EN
E 0
4
AB
R 0
4
JUL
04
OC
T 0
4
EN
E 0
5
AB
R 0
5
JUL
05
OC
T 0
5
EN
E 0
6
AB
R 0
6
JUL
06
OC
T 0
6
EN
E 0
7
AB
R 0
7
JUL
07
OC
T 0
7
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
60.000
65.000
POTENCIA HIDRÁULICA MÁXIMA (10.000 MW)
POTENCIA HIDRÁULICA MÍNIMA (6.000 MW)
GENERACIÓN NO HIDRÁULICA
DEMANDA PUNTA MENSUAL
FALLO 5000 MW
(MW
)
EVOLUCIÓN DE LA COBERTURA DE LAS PUNTAS DE DEMANDA (eólica P>95%: ≈6% P.I)
(1998-2007)
26
La garantía de la hidráulica Generación hidráulica.
Elevada variabilidad interanual.
Estacionalidad anual y gran dispersión respecto a los valores medios mensuales (invierno y primavera).
Disponibilidad limitada por hidrología y reservas.
Necesaria para cubrir reserva secundaria de “buena calidad” y terciaria rápida.
Podría utilizarse para compensar la variabilidad de la eólica
27
Garantía de la generación nuclear
Sus características técnicas- económicas hacen que no puedan ser utilizadas en los mercados de reserva.• Coste variable muy reducido (generación de base)
• Gran rigidez de carga Fiabilidad.
Las CCNN han tenido en España una excelente disponibilidad durante los últimos años, superior en la mayoría de ellos al 90%. Sólo incidentes aislados han causado en algunos casos indisponibilidades de larga duración.
Seguridad de suministro.• Disponibilidad de combustible nuclear asegurada:
• Reservas abundantes de uranio
• Enriquecimiento y fabricación en Europa de elementos combustibles
Garantía de la generación térmica clásicaCARBON Obsolescencia del parque actual.
Vida media del parque de carbón: 26 años-145.000 horas funcionamiento equiv.
Incremento de probabilidad de fallo.Problemas medioambientales.
Reserva secundaria de “baja calidad”. Elevados tiempos de arranque (en frío >8 horas) → reserva fría no válida en caso de emergencia. Fiabilidad en el suministro.
Seguridad en la disponibilidad de combustible (Almacenamiento mínimo en parques equivalente a 720 h. De plena carga).
CICLOS COMBINADOS DE GAS
Buena disponibilidad (reducidas tasa de fallo y mantenimiento programado). Reducidos tiempos de arranque (en frío 2 horas) Participación en reserva secundaria. Reducción de potencia en puntas de verano (elevadas temperaturas)
29
Garantía de la generación eólica• Generación eólica.
– Comportamiento estocástico y estacionalidad anual. – Previsible sólo en el corto plazo (unas horas hasta dos días) – Bajo factor de utilización – Gran variabilidad – Difícil previsión y gradientes elevados (Mw/h)– Desconexión ante perturbaciones:
Los Sectores Energéticos: Perspectivas de Futuro Gijón 29 de Septiembre de 2006
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ÍndiceAbastecimiento energéticoSostenibilidad, competencia y
seguridad de suministroPanorama de las energías primariasSector eléctrico: situación actual en EspañaPerspectivas Energía y sistema urbanoResumen y conclusiones
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La Coruña
Lugo
Orense
León
Vizcaya
Guipúzcoa
Palencia
Burgos
Álava
Soria
Zamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Cáceres
Badajoz
Huelva
Sevilla
Córdoba
CádizMálaga
Granada
Almería
Jaén
Murcia
Alicante
Valencia
Castellón
Barcelona
Gerona
LéridaHuesca
Zaragoza
Teruel
Guadalajara
Cuenca
Albacete
Ciudad Real
Toledo Mallorca
Ibiza
Formentera
7,5Asturias
Navarra
Madrid
Cantabria
Tarragona
Pontevedra
incorporaciones en 2007nº
1
2
3
4
5
6 7
8 9
10
11 12
13 14
15
16
17
18
19
20
21
22 23
24
25
26
27
28 29
30 3132
33 34
35 37 38 39
40 41
42 43
44
36
45 46
49 48
47
50 51
1) gasNatural (San Roque)2) gNc/Endesa (Besos)3) gNc/Endesa (San Roque)4) gasNatural (Besós)5) gNc/Hidrocantábrico (Castejón 1)6) Iberdrola (Castellón A-1)7) Iberdrola (Castellón A-2)8) BBE 1 (BBG Bilbao 1)9) BBE 2 (BBG Bilbao 2)10) Iberdrola (Castejón 2)11) gNc/Endesa (Tarragona)12) Iberdrola (Tarragona)13) U.F. (Campo de Gibraltar 1)14) U.F. (Campo de Gibraltar 2)15) Iberdrola (BBG. Santurce)16) Iberdrola (Arcos A-2)17) gasNatural (Arrubal 2)18) U.F. (Palos 1)19) Iberdrola (Arcos A-1)20) gasNatural (Arrubal 1)21) U.F. (Palos 2)22) Shell/ESBI (Amorebieta 1)23) Shell/ESBI (Amorebieta 2)24) Iberdrola (Aceca)25) U.F. (Palos 3)26) U.F. (Aceca)27) gasNatural (Escombreras 1)28) Iberdrola (Arcos B-1)29) Iberdrola (Arcos B-2)30) gasNatural (Escombreras 2)31) gasNatural (Escombreras 3)32) gNc/Endesa (Huelva)33) gNc/Electrabel (Castelnou 1)34) gNc/Electrabel (Castelnou 2)35) Iberdrola (Sag. Escombreras 1)36) Iberdrola (Sag. Escombreras 2)37) GdF/AES (Escombreras 1)38) GdF/AES (Escombreras 2)39) GdF/AES (Escombreras 3)40) U.F. (Sag. Sagunto 1)41) U.F. (Sag. Sagunto 2)
42) gasNatural (Plana de Vent 1)43) gasNatural (Plana de Vent 2)44) U.F. (Sag. Sagunto 3)45) Endesa (Reganosa, As Pontes 1)46) Endesa (Reganosa, As Pontes 2)47) U.F. (Reganosa, Sabón 1) 48) Viesgo Generación (Escatrón G-1)49) Viesgo Generación (Escatrón G-2)50) Iberdrola (Sag. Castellón B-1)51) Iberdrola (Sag. Castellón B-2)
10 incorporaciones en 2007
grupo 400 MWnº
Potencia instalada a 31-dic-200751 x 400 = 20.400 MW
Ciclos: situación prevista a final de 2007
32
nº CTCC nº CTCC
BBE 2
mapa correspondiente a la situación a 31-dic-2007 Endesa 6GNCom 11Gaz de France 3HC 1Iberdrola 14Shell 2U. Fenosa 10Viesgo Generación 2
nº CTCC nº CTCC
Andalucía 12 Valencia 7Aragón 4Castilla-Mancha 2Cataluña 6Galicia 3La Rioja 2Murcia 8Navarra 2País Vasco 5
x 51 ctcc =Potencia instalada en CTCC: 400 MW
por Comercializadoras
ubicación por CCAA
20.400 MW
Ciclos: situación prevista a final de 2007
Los Sectores Energéticos: Perspectivas de Futuro Gijón 29 de Septiembre de 2006
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Plantas existentesPlantas existentes
HUELVAHUELVA
MUGARDOS (2007)MUGARDOS (2007)
BARCELONA
BARCELONA
CARTAGENACARTAGENA
En construcción
En construcción
LACQLACQ
MAGHREBMAGHREB
SINESSINES
BILBAOBILBAO
En proyectoEn proyecto
GIJON GIJON
MEDGAZ (2009)MEDGAZ (2009)
SAGUNTOSAGUNTO
Entradas al Sistema gasista
34
Vandellós II
1087 MW
Vandellós II
1087 MW
Almaraz
1893 MW
Almaraz
1893 MWCofrentes
1064 MW
Cofrentes
1064 MW
S.M. Garoña
466 MW
S.M. Garoña
466 MW
Trillo
1033 MW
Trillo
1033 MW
Ascó
2055 MW
Ascó
2055 MW
Centrales nucleares en España
Pot. Max Puesta Servicio Fin vida útilGRUPO (b.c) año en base a
MW 40 años
S.M.GAROÑA 447 1971 2011ALMARAZ 1 942 1981 2021ALMARAZ 2 955 1983 2023ASCO 1 977 1983 2023COFRENTES 1056 1985 2025ASCO 2 974 1986 2026VANDELLOS 2 1045 1988 2028TRILLO 998 1988 2028
7394
35
EL futuro de la generación en las centrales de fuel/gas
Obsolescencia del parque de generación de fuel/gas. Afectadas por las directivas GIC y NEC.
Elevado coste de combustible elevado coste variable y de emisiones.
Bajo rendimiento
Posición muy marginal en el sistema No competitivas. No se prevén nuevas inversiones en centrales de este tipo
Sustitución progresiva de las centrales existentes por ciclos combinados de gas ocupando sus emplazamientos.
36
El futuro de la generación con carbón
Centrales de carbón existentes Obsolescencia del parque de generación actual de carbón´.
Importantes inversiones en 2008 en desulfuración
Muchos grupos de carbón existentes tendrán un funcionamiento limitado más allá del 2007. Aquellos que no dispongan
de unidades de desulfuración no podrán funcionar más de 20.000 horas. Su cierre puede verse acelerado por la presión
de los costes de emisiones.
La Directiva GIC restringirá la utilización de algunas centrales de carbón a partir de 2010.
Nuevas centrales de carbón: Indiferencia en coste variable con las centrales de ciclo combinado de gas, dependiendo de los precios relativos del
gas y del carbón (más estable) y del precio del derecho de emisión.
La presión de los objetivos medioambientales (emisiones) parecen decantar la preferencia a las CCGT.
La necesaria diversificación de fuentes (seguridad de suministro) favorece la instalación de generación con carbón.
No es descartable la instalación en el medio plazo de nueva centrales de carbón
37
Edad de las centrales térmicas españolas
0
2
4
6
8
10
12
14
< 10 años 10 -20 años 20 - 30 años > 30 años
GW
Fueles
Carbón
Nucleares
38
Necesidades de nueva Capacidad
Régimen especial
Hidráulica
Nuclear
Carbón
Fuel/Gas
Ciclo combinado de gas
05.000
10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.00045.00050.00055.00060.00065.00070.00075.00080.00085.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Po
ten
cia
efec
tiva
(M
W)
22.500MW
Necesidades Potencia
Demanda
MW para Índice de cobertura 1,1
18.000MW13.600
MW8.300MW3.900
MW
40
Evolución prevista de potencia instalada
Nuclear
Carbón
Régimen especial
Ciclos combinados
Hidráulica
Fuel/gas
05.000
10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.00045.00050.00055.00060.00065.00070.00075.00080.00085.00090.00095.000
100.000105.000110.000115.000120.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
MW
41
La generación futura Los objetivos de política medioambiental condicionarán el parque generador.
El crecimiento futuro se seguirá basando en los ciclos combinados y en las energías renovables .
La adecuación de los primeros se producirá en función de los gaps de mercado.
Estos gaps de mercado, dependerán del crecimiento de la demanda, del grado de penetración de las renovables y del ritmo de retirada de servicio de las centrales de fuelóleo y de carbón más obsoletas.
Todo ello vendrá condicionado por los precios relativos del carbón y gas y la presión efectiva de los objetivos medioambientales, en especial la reducción de CO2. En cualquier caso, la importancia creciente de las energías renovables en el balance eléctrico español requerirá un margen de reserva creciente.
El parque de fueloil no es competitivo e irá cediendo sus emplazamientos paulatinamente a los ciclos combinados de gas
42
La generación futura
Los objetivos de reducción de CO2 pesan sobre la generación de electricidad. El esfuerzo reductor se ha trasladado al período 2008-2012. Para fechas posteriores los objetivos están por definir. Los objetivos que se fijen para estos períodos y la asignación que se realice condicionará nuevamente el mix de generación. El sistema de primas de las energías renovables orientado a los objetivos establecidos para las mismas en los planes correspondientes también serán determinantes.
En la comparación de costes de las diversas tecnologías éstas deben internalizar los coste medioambientales
Deberá tenerse en cuenta el valor de la seguridad de suministro
Co-producción de Hidrógeno
Captura y almacenamiento de CO2
Aplicar la gasificación a Pilas de Combustible
GASIFICACIÓNLIMPIEZA
DEL GAS
CO + H2O CO2 + H2
SEPARACIÓN H2 / CO2
CICLO
COMBINADOPILAS DE
COMBUSTIBLE
CARBÓN + BIOMASA + RESIDUOS
CO2
H2
Potencial de demostración de nuevos procesos con
corriente parcial de gas de síntesis
Alternativas de nuevos procesos en GICC
Los Sectores Energéticos: Perspectivas de Futuro Gijón 29 de Septiembre de 2006
45
Evolución futura de las Centrales nucleares
46
La economía del hidrógeno Obtención del hidrógeno :
- Reformado de gas y productos petrolíferos- Electrolisis del agua.- Gasificación del carbón o de la biomasa.
Gran potencial como sustituto de los productos petrolíferos en el transporte a través de su utilización en las pilas de combustible.
Vector energético menos limpio en las aplicaciones que la electricidad tiene la ventaja respecto a ésta de poder ser almacenado. Sin embargo, el transporte de la electricidad es más económico que el del hidrógeno.
En la actualidad, existen obstáculos para el desarrollo a gran escala del hidrógeno, como son la capacidad de producirlo económicamente, el desarrollo de nuevas infraestructuras y la disponibilidad de pilas de combustibles a precios competitivos por lo que será sobre todo una oportunidad para las generaciones venideras.
En el futuro más lejano la captura y almacenamiento del CO2, ligados a la gasificación del carbón, abrirán grandes horizontes al hidrógeno.
Energía solar obtenida en instalaciones situadas en grandes desiertos y eólica obtenida en instalaciones marinas podrían almacenarse mediante la producción de hidrógeno.
Los Sectores Energéticos: Perspectivas de Futuro Gijón 29 de Septiembre de 2006
47
ÍndiceAbastecimiento energéticoSostenibilidad, competencia y
seguridad de suministroPanorama de las energías primariasSector eléctrico: situación actual en EspañaPerspectivas Energía y sistema urbanoResumen y conclusiones
48
Generación media (horizonte 2008)
Planificación de la red de transporte: el mapa de generación
49
18.000 MVA de solicitudes de transformación transporte/ distribución 2.000 MVA de peticiones de demandas singulares (trenes AV y otros)
Demanda media (horizonte 2008)
Planificación de la RdT : el mapa de la demanda
50
Mejorar los sistemas que proporcionan señales a los agentes para adecuar la
localización de las instalaciones de generación Mejorar los sistemas que proporcionan señales a los agentes para adecuar la
localización de las instalaciones de generación
Generación media – demanda media (2008)
Falta de señales a la generación
Planificación de la RdT : el mapa de balance energético
lLa red urbana española (2003), según el PEIT.2
52
ÍndiceAbastecimiento energéticoSostenibilidad, competencia y
seguridad de suministroPanorama de las energías primariasSector eléctrico: situación actual en EspañaPerspectivas Energía y sistema urbanoResumen y conclusiones
Las nuevas inversiones en ciclos combinados y la eólica actualmente están recuperando el margen de reserva
El futuro inmediato se seguirá basando en los ciclos combinados y en las energías renovables, y la adecuación de los primeros se producirá en función de los gaps de mercado.
En la medida en que aumente la proporción de energía renovable (especialmente eólica) en el balance el margen de reserva debería crecer
Resumen y conclusiones I
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Resumen y conclusiones II
La incertidumbre regulatoria, junto con la evolución de otras variables como demanda, precio y suministro del gas, etc., condicionan las decisiones de inversión.
El riesgo regulatorio, por carencia o por impredecibilidad, actúa como barrera de entrada, siendo un factor que disminuye la apertura a la competencia.
El mercado requiere señales económicas estables que permitan detectar situaciones de carestía por parte de los agentes
El envío de señales adecuadas a la inversión y el pago por capacidad o garantía de potencia serán instrumentos claves para asegurar una reserva suficiente. Se requiere un nivel de fiabilidad mayor que el provisto por el mercado.
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Resumen y conclusiones III
Hasta el 2020 las energías renovables, cogeneración, las centrales CCTG e incluso de carbón cubrirán los aumentos de la demanda eléctrica
Mas allá del 2020 las CCNN existentes, junto a las nuevas generaciones de CCNN y las centrales de combustibles fósiles con captura de CO2 competirán en el suministro eléctrico.
Nínguna opción tecnológica debería ser descartada
En cualquier caso, para la comparación de costes de entre las diversas tecnologías deberán internalizarse los costes medioambientales incurridos.
La fusión nuclear podrá jugar un papel en la segunda mitad de siglo
La dependencia exterior de países inestables, las largas redes de aprovisionamiento y los puntos críticos en ellas exigen una política energética con dimensión geoestratégica (acción sobre la oferta).
La energía mueve el sistema territorial y sus focos más dinámicos y de mayor concentración de fuerza son los metropolitanos, una política energética debe tener en cuenta la acción sobre la demanda
acondicionado y ordenando eficazmente éstos.
Una de las acciones de ordenación metropolitana más importantes son las que inciden sobre la movilidad
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Resumen y conclusiones IV
Para dar respuesta al incremento de demanda y la conexión de nuevo
equipo generador la revisión de la Planificación 2005-2011 prevé una
fuerte inversión en infraestructuras de transporte de energía eléctrica
La red tiene limitaciones físicas, por lo que es imprescindible un
adecuado equilibrio zonal entre capacidad de generación y demanda para
asegurar el suministro eléctrico.
Para un adecuado desarrollo de la red de transporte es necesario:
–Eliminar los obstáculos que dificultan la construcción de instalaciones
–Mejorar la aceptación social de las instalaciones