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Anexo I. COTEC Energía

Anexo Técnico I

La tecnología en el sector eléctrico. Situación actual y perspectivasJosé M. Martínez-Val

INDICEIINDICE

1. Introducción histórica 12. Objetivos e ideas fuerza en el sector eléctrico 203. El mantenimiento del parque actual 274. El factor económico en la generación de electricidad 325. El parque del futuro 536. Oportunidades tecnológicas en el desarrollo eléctrico 64

Anexo I. COTEC Energía1

ANEXO I

La tecnología en el sector eléctrico. Situación actual y perspectivas

1. Introducción histórica

Una de las características señaladas del sector eléctrico en nuestro país a lo largo de su

historia ha sido la capacidad de explotar eficientemente y sin mucha dilación las tecnologías que en

cada época estuvieran disponibles en el contexto internacional. El concepto de disponibilidad se ha

de entender aquí de una manera genérica, que requerirá varias matizaciones a lo largo de este

informe, por estar relacionado con el de dependencia tecnológica, autosuficiencia en la resolución

de problemas, y obtención de resultados físicamente eficientes y con rentabilidad económica.

En esta larga ejecutoria eléctrica de más de un siglo, pueden encontrarse otras

características perdurables, como han sido la concentración empresarial y un ajuste relativamente

rápido a las variaciones en los mercados de combustibles. Como ejemplo de lo primero, se puede

recordar que a principios del siglo XX, cuando se efectuó en 1901 el primer inventario de fábricas de

luz en nuestro país, se censaron más de ochocientas, casi todas ellas compañías independientes,

con suministro de corriente continua a una barriada pequeña o incluso menos. Cien años después el

sector eléctrico está ampliamente dominado por cuatro compañías matrices, si bien la reordenación

reciente de liberalización del sector ha fragmentado interiormente éstas en sectores de actividad.

Por lo que corresponde a la generación de electricidad, es notoria dicha concentración empresarial,

aunque en el último decenio del siglo XX creciera señaladamente la importancia de la generación en

régimen especial, tanto en cogeneración como en energías renovables (aunque hay que señalar

que la presencia de las cuatro grandes compañías eléctricas es no nula, ni muchísimo menos, en

las explotaciones bajo este régimen, que en el total de producción peninsular alcanzó en el año

2000 un 9% por lo que corresponde a cogeneración, y algo más de un 4% de renovables, sin contar

la hidráulica clásica).

En cuanto a la adecuación del sector a las fluctuaciones del mercado de combustibles, los

ejemplos son variados, pero de modo singular cabe recordar la reacción ante la segunda gran crisis

petrolífera (1979) con la formulación del Plan Acelerado del Carbón, que permitió una reducción


significativa del consumo de petróleo en nuestro país, cayendo desde el máximo histórico hasta

aquel momento (50 Mtep en 1980) a menos de 40 Mtep en 1985, al tiempo que aumentaba el

consumo de carbón desde 13,3 Mtep en 1980, hasta más de 19 Mtep en 1985, manteniéndose a

ese nivel, aproximadamente, hasta la actualidad.

Por fortuna esa época de máxima incidencia en nuestro país de la crisis petrolífera coincidió

también con la incorporación al parque eléctrico de las centrales nucleares de la llamada segunda

generación (cinco unidades, a las que agregar otras dos de la tercera generación) y en energía

primaria el parque nuclear pasó de representar alrededor de 1,5 Mtep en 1980 a más de 7 Mtep en

1985, para comenzar el siglo XXI con más de 15 Mtep/año. Este despliegue redujo notoriamente la

dependencia respecto del petróleo, que no obstante es mucho mayor que la media de la Unión

Europea (52% frente a 41%).

Hay que anotar, sin embargo, que la decisión de construir centrales nucleares en nuestro

país no vino motivada por las crisis petrolíferas (aunque la de 1979 coadyuvara a dar el permiso

definitivo de construcción a las dos unidades de la tercera generación). La incorporación al parque

español de las centrales eléctricas obedeció básicamente a una decisión tecnológica, que por

supuesto incluía la disponibilidad y buen precio del combustible nuclear, incluyendo los servicios de

enriquecimiento. Como tal decisión tecnológica tuvo efectos muy positivos en la capacitación

industrial del país, pues se logró realizar una extraordinaria tarea de asimilación de tecnología

nuclear en nuestro país, lo cual ha tenido repercusiones muy importantes en varios aspectos, desde

los socioeconómicos, incluyendo la generación de empleo, hasta los específicamente eléctricos,

pues el alto factor de disponiiblidad de las centrales nucleares españolas ha sido posible en gran

medida gracias al dominio que de esta tecnología se ha alcanzado en el país, lo cual ha involucrado

tanto a los equipos humanos como al equipamiento material.

Otra característica histórica del sector eléctrico en el pasado ha sido el de conjugar o

amoldar su desarrollo en función de las políticas energéticas de los poderes públicos. Cabe aquí

recordar la naturaleza de monopolio natural que a veces se ha dado a la electricidad, que procede

de sus propias peculiaridades físicas, y en particular de las dificultades de su almacenamiento. Al

contrario que los hidrocarburos, por ejemplo, muy fáciles de almacenar (sobre todo los menos

ligeros) la electricidad requiere que su generación iguale de manera continua a su demanda. De lo


contrario, se producen caídas en alguna o varias de las variables físicas, como el voltaje o la

frecuencia, lo cual no es admisible, e incluso se ha de mantener en una banda de tolerancia muy

estrecha.

En el contexto internacional ha habido sectores eléctricos de muy variada naturaleza, y el

sector español puede considerarse que ha tenido un desarrollo peculiar, con una participación

importantísima del sector privado. En el primer tercio del siglo XX hubo además una presencia

notable de capital extranjero, que mermó enormemente tras la Guerra Civil, en la que este sector,

como prácticamente toda la actividad socioeconómica, hubo de recomponerse por completo,

aunque en el caso eléctrico la recomposición fué más tecnológica que de participación estatal,

lográndose en todo caso una estructura productiva notoriamente eficaz, comparándola en cada

momento con el entorno productivo en el que se estaba.

A este respecto se puede trazar cierto antiparalelismo entre dos sectores que pueden

considerarse servicios de base industrial con características de monopolio natural: el ferrocarril y la

electricidad.

Al margen de la diferencia en aproximadamente medio siglo en el comienzo de su

implantación, en ambos casos se produce un despliegue basado en concesiones o autorizaciones

públicas, a empresas inicialmente con una fuerte presencia de capital extranjero, y con tecnología

también predominantemente extranjera de principio.

El ferrocarril tiene un primer ciclo expansivo, que abarca casi toda la segunda mitad del

siglo XIX, que claramente es un ciclo de negocio, en el que además se va produciendo una clara

concentración empresarial alrededor de dos grandes firmas: la MZA (Madrid-Zaragoza-Alicante, que

tal era el título, aunque lógicamente correspondiera a dos ramales distintos, no a un despliegue

geográfico único) y la Compañía del Norte.

Estas compañías comenzaron a nacionalizar su tecnología a finales del siglo XIX, y así

mismo fué en aumento la presencia de capital nacional (pues las dos compañías tuvieron en origen

una participación extranjera, sobre todo francesa, totalmente mayoritaria). Sin embargo, y al igual

que la gran mayoría de las empresas ferroviarias mundiales, entraron en crisis financieras (no


propiamente tecnológicas) tal como avanzaba el siglo XX, y en la mayor parte de Europa se llegaría

a la nacionalización de las empresas ferroviarias, creando por lo general una gran compañía estatal.

Tal fué en España el caso de la RENFE, creada a principios de los años 40 del siglo XX (para lo

cual, por cierto, hicieron falta tres leyes, por la complejidad del sistema concesional y empresarial

ferroviario).

Paralelamente en España se planteó la problemática de la electricidad (y recuérdese que en

muchos países europeos, nada más acabar la II Guerra Mundial, fueron muchos los servicios

eléctricos que se nacionalizaron).

A lo largo de los años 40 se llevó a cabo una profunda reordenación del sector eléctrico,

que prácticamente quedó estructurado para los siguientes sesenta años, si bien ocurrieran cambios

significativos a principios de los años 80 (siempre referidos al siglo XX) y a final de siglo, en este

último caso abordando una liberalización o desregulación que conforma un panorama de política

energética que sin duda repercute en los aspectos tecnológicos, como de hecho ha sido siempre a

lo largo de la ejecutoria eléctrica.

La reordenación de los años 40 fué tanto empresarial como legal y tecnológica, siendo

crucial el año 1944 y su entorno cronológico, que vió nacer a empresas tan importantes como

FENOSA e IBERDUERO, por fusiones de compañías previas, a ENDESA y ENHER, como

empresas públicas, instrumentos de participación estatal en el sector, y a UNESA, como asociación

y ente autorregulador, quedando además constituido el RECA, despacho de Reparto de Cargas,

actividad fundamental en el sector eléctrico, por la obvia necesidad de armonizar los polos de

generación con las necesidades de la demanda, lo cual técnicamente se cubre hoy día con Red

Eléctrica S.A.

Al contrario que en el caso ferroviario de la RENFE, y al contrario que en otros países como

Francia, Italia o Reino Unido en la electricidad, en España no se optó por nacionalizar el sector

eléctrico en esa época, pero sí se establecieron a lo largo del tiempo mecanismos para regular su

desarrollo, como fueron los Planes Eléctricos Nacionales; los cuales no constituyeron casos

asilados en el quehacer socioeconómico del país, sino al contrario, eran una expresión más, aunque


muy importante, del modo de fomentar y armonizar el desarrollo económico en aquellas fechas, lo

cual tenía su máxima expresión en los Planes de Desarrollo (a partir de 1964).

Aunque pueda percibirse a primera vista que estos aspectos están muy alejados del

problema tecnológico, en realidad no es así, sino muy al contrario, pues la tecnología era uno de

los elementos esenciales en la dinamización que se intentaba estimular de manera planificada (lo

cual, por otro lado, era muy del gusto internacional de la época, que vió y vivió multitud de

programas y planes a tal efecto, y la aparición de la OCDE como gran organización para estimular el

desarrollo económico bien armonizado).

El tema tecnológico fue importante en el sector eléctrico, y a él será forzoso volver, pero no

fué privativo de éste. En el campo químico, por ejemplo, tuvo lugar una actuación similar, siempre

bajo la cobertura de los Planes de Desarrollo, y que en este caso se concretó a través de los

llamados Polos de Desarrollo. Hay que señalar que la mayoría de las instalaciones refineras y

petroquímicas de la España peninsular fueron aprobadas y proyectadas precisamente en la época

de los Polos, aunque lógicamente las instalaciones se hayan ido actualizando y ampliando, aunque

siempre sobre las bases de los primitivos polos (Tarragona, Huelva, La Coruña, Castellón de la

Plana y Puertollano, aunque las instalaciones más antiguas, como las de Cartagena, fueran

anteriores a la política de Polos).

Particularizando este breve recorrido histórico al caso tecnológico eléctrico, se ha señalado

ya la gran apuesta que supuso la Energía Nuclear como fuente de generación eléctrica. Esta

apuesta se desplegó en las llamadas generaciones, partiendo en los años sesenta de la primera de

ellas (Zorita, Garoña y Vandellós I) que representaron auténticas puntas de lanza en la adquisición y

asimilación de tecnología.

La participación española en la construcción de nuestras centrales nucleares fue en

incremento constante y significativo, superando un 85% de participación en las dos centrales de la

tercera generación. En punto alguno debe verse en este comentario un canto en pro de la

autosuficiencia total o autarquía tecnológica, que no tendría ningún sentido y mucho menos en la

actualidad, pero es imprescindible señalar que se optó por una decisión político-empresarial de

capacitarse fuertemente en el ámbito nuclear, para llegar a alcanzar plena capacidad y


responsabilidad en la explotación de estas centrales, lo cual no cabía conseguir sin un dominio

tecnológico más que suficiente.

A tenor de los resultados operativos del subsector nuclear y de la capacidad para definir,

abordar y resolver sus problemas tecnológicos, no cabe duda que se consiguió un éxito notable en

esa capacitación técnica. Está fuera de este marco introductorio la valoración de este subsector en

su problemática actual y en su prospectiva, lo cual se hará en su capítulo correspondiente, pero sí

resulta procedente señalar su caso histórico, como ejemplo relevante de la capacidad del sector

eléctrico de aprovechar una energía disponible, incluso con el grado de complejidad de la energía

nuclear.

En términos generales ello podría decirse de la tecnología electrotécnica en sí. Tampoco

puede pretenderse aquí un grado completo de autosuficiencia, pero sí hay que señalar que de

manera continuada durante más de un siglo, y quizá sin tanta decisión planificada como la

anteriormente comentada, el país ha sabido ir asimilando y adquiriendo la tecnología eléctrica

necesaria tanto de generación como de distribución y uso final. En ello España ofrece unas

características muy nítidas, que prácticamente pueden definirse como prototípicas de nuestras

características y carencias en el trinomio ciencia-tecnología-industria, y que merecen comentarse

brevemente y en grandes rasgos históricos, por su significación y como introducción a los capítulos

más específicos de los diferentes ámbitos tecnológicos de generación de electricidad.

A lo largo del siglo XIX, España no participó activamente en la creación de la Electricidad

como ciencia, cuyos polos fundamentales de desarrollo fueron Reino Unido y Francia, y en menor

medida Alemania y Estados Unidos, pero tal como la Electricidad se afianzaba como tecnología

aprovechable, hacia 1870, en España existía ya un pequeño plantel de profesores capacitados en el

tema, de entre los cuales hay que citar a dos Ingenieros Industriales, don Gumersindo de Vicuña

(catedrático de la Universidad Central) y, sobre todo, don Francisco de Paula Rojas, cuyo libro

“Electrodinámica Industrial” podría perfectamente estudiarse hoy día, ciento veinte años después,

con plena vigencia de sus explicaciones científicas.

Desde este punto de vista, a finales del siglo XIX, España no carecía de conocimientos

científico-técnicos en materia de Electricidad y ello posibilitó la aparición de dos focos o escuelas en


el despliegue de la Electricidad en España, los dos bajo la égida intelectual y científica de D.

Francisco Rojas: las escuelas de Barcelona y Madrid.

Rojas era catedrático de Física Aplicada en la Escuela de Ingenieros Industriales de

Barcelona en los años 70 del siglo XIX y a partir de ella, y con gran respaldo de su director, D.

Ramón Manjarrés, se instaló en la Escuela a mediados de esa década, la primera “central eléctrica”

de España, lógicamente de carácter experimental y de muy escasa potencia, con dos máquinas

generadoras del belga Z. Gramme (que poseía una patente no muy dispar de la dinamo creada

unos años antes por W. Von Siemens).

A partir de la Escuela de Ingenieros Industriales de Barcelona nace la primera escuela o

foco de electricidad en España, de la que son nombres indiscutibles Narcis Xifra, A.Planas y A.

Flaquer. Xifrá fue el constructor de la primera central eléctrica comercial española, en la

barcelonesa Rambla de Canaletas, poco antes de 1880, dando lugar a la primera empresa española

del sector, la “Sociedad Española de Electricidad”, del empresario Sr. Dalmau, que en pocos años

perdería la titularidad de la misma, pasando a capital y tecnología extranjera. Cabe citar a este

respecto que la primera central eléctrica había contado con generadores eléctricos Gramme,

fabricados en Bélgica por dicho ingeniero, del que la “Casa Dalmau” era representante en España.

No obstante, la maquinaria para mover los generadores era española, concretamente motores de

explosión que usaban el llamado gas pobre (gas manufacturado). Los motores fueron fabricados en

Barcelona por la “Maquinista Terrestre y Marítima” con tecnología propia. Sin embargo, a medio

plazo esa tecnología (incluyendo la de Gramme) sería desplazada por otras de mayor empuje

industrial, perdiendo gran parte del protagonismo tecnológico que había habido en los comienzos.

En Madrid, la escuela o foco para el despliegue eléctrico se demoró unos años, y de hecho

cobró vigor gracias al traslado a la capital del reino de D. Francisco Rojas, como profesor de la

Escuela Preparatoria de Ingenieros (además de catedrático de la Universidad Central). A través de

la Preparatoria, su “Electrodinámica Industrial” pasó a ser texto fundamental para una generación

larga de ingenieros. De entre ellos, por su significación tecnológica, cabe destacar a los ingenieros

de Caminos González Echarte, Mendoza y Moreno (fundadores de Mengemor, la primera compañía

española de ingeniería) y a su colega Otamendi.


Muy a principios del siglo XX abordaron la construcción de la primera “gran central

hidráulica” de España, y en 1902 llegó a Madrid la corriente alterna generada en ella, concretamente

en el embalse de Santillana, al pié de la pedriza del Manzanares, aprovechando precisamente ese

curso de agua. Dicha central hidráulica es otra demostración palpable de la rapidez de aplicación

tecnológica que efectúa el sector eléctrico de nuestro país en cuanto que existe disponibilidad de

una nueva fuente de energía. En este caso, la disponibilidad era esencialmente tecnológica, y

provenía de dos grandes avances realizados una veintena de años antes a escala de laboratorio y

taller, y que llevaban escasamente diez años de aplicación industrial. Se trataba de la corriente

alterna, y concretamente del alternador, inventado por N.Tesla, y el transformador, de L.Gaulard, lo

cual permitía la transmisión de grandes potencias eléctricas gracias a la elevación de la tensión en

los transformadores, reduciendo así la intensidad transmitida y sus pérdidas.

En cuanto al censo antes comentado de “fábricas de luz” efectuado en 1901 por el

Ministerio de Agricultura, Industria, Comercio y Obras Públicas, se contabilizaron 859 centros, con

una potencia total de 128.000 caballos de vapor (94 MW, es decir, unos 110 kW de potencia por

fábrica) correspondiendo el 60% a centrales térmicas (con motores de gas) y el 40% a hidráulicas

(de corriente continua) accionadas por molinos de agua próximos a las ciudades.

La central hidráulica de Santillana, al norte de Madrid, fué un revulsivo tecnológico

fundamental que tuvo de inmediato, también en las cercanías de Madrid, una réplica ampliada, la

del Salto de Bolarque, inaugurado como central eléctrica en 1904.

Ello requirió voltajes cada vez más elevados en las líneas de transmisión de electricidad, en

lo cual España fué pionera a nivel europeo. En 1908 se inauguró la primera línea eléctrica del

continente que operaba a 30.000 voltios, entre Quintana y Bilbao (de Hidroeléctrica Ibérica,

integrada en Iberduero en 1944) y al año siguiente se escaló aún más alto: 66.000 voltios en la línea

“Jucar”, que prácticamente comunicaba Madrid con Valencia y con las centrales intercaladas, de

Hidroeléctrica Española (hoy día fusionada con Iberduero en Iberdrola).

Estas líneas eléctricas no habrían sido posibles sin una base tecnológica muy fuerte, sobre

todo de transformadores, y esa base estaba también radicaba en España, en gran medida. En este

contexto es imprescindible señalar a D. Luis Muntadas, ingeniero industrial barcelonés, hijo de uno


de los célebres Hermanos Muntadas, los fundadores de “La España Industrial”, una de las más

señeras iniciativas industriales españolas de mediados del siglo XIX.

Luis Muntadas creó en 1895 la compañía “La Industria Eléctrica”, en Cornellá, Barcelona,

que fué la suministradora del equipo del parque de alta tensión de la Central de Santillana,

transformadores incluidos, en lo cual Muntadas trabajó personalmente, en particular con D. Antonio

González Echarte.

Curiosamente también en 1895 instaló su primera fábrica en España la alemana “Siemens”,

aunque sus iniciativas comerciales habían sido anteriores. Quince años más tarde, Muntadas

fusionaba su compañía con la alemana, quedando él al mando de lo que se llamó en 1910

“Siemens-Shukert Industria Eléctrica, S.A.”, hoy día “Siemens”. Aún cuando los talleres no tengan

nada que ver con los de hace un siglo, los terrenos de Cornellá siguen operativos como fábrica de

esta compañía.

Sin acumular más ejemplos del ámbito electrotécnico, sí parece posible señalar que el

conocimiento científico (fundamentalmente impartido desde la universidad) no ha supuesto un

escollo relevante en el despliegue tecnológico, sino lo contrario, al menos en el campo eléctrico. Los

ingenieros españoles a caballo entre el siglo XIX y el XX disponían de suficiente información y

formación para acometer sus iniciativas, de manera similar a como los que están a caballo entre el

siglo XX y el XXI no padecen ninguna carencia significativa científico-técnica en su formación para

trabajar en las tecnologías del sector.

El problema tecnológico tampoco constituyó un obstáculo relevante a principios del siglo XX

para el despliegue de la alta tensión y la corriente alterna, aún cuando gran parte de la maquinaria

generadora hubiera que adquirirla en el extranjero. Los ingenieros españoles tuvieron solvencia

sobrada para calcular y dimensionar los diversos elementos de las centrales, tanto hidromecánicos

como eléctricos, y los conjuntos se ensamblaron con rapidez y notable éxito.

Donde más falló ese despliegue, y en gran medida es el fallo más reiterado de nuestro país

en ese ámbito, fué en el paso de la tecnología a la industria o, dicho de otro modo, en la explotación

industrial del avance tecnológico.


En ello hay que tener en cuenta la fuerte competitividad internacional en el tema

tecnológico-industrial (ya desde el siglo XIX) y la creciente globalización a la que este tipo de bien

ha estado sometido desde hace más de un siglo, que ha propiciado la concentración empresarial

multinacional, encontrándose que en casi todos los ámbitos (no sólo la electricidad) el número real

de grandes marcas (grandes compañías) raramente llega a la decena. Eso ocurre también con el

equipamiento de generación de energía. Pero no todo en tecnología eléctrica es el gran

equipamiento, como habrá ocasión de señalar en diversos capítulos de este informe

En los párrafos precedentes se ha pasado brevemente revista a ciertas características del

desarrollo tecnológico en el sector eléctrico español, del que volvemos a señalar su capacidad para

asimilar y aprovechar las tecnologías que hacen aparición.

Ha parecido oportuno retrotraerse hasta prácticamente los orígenes, a caballo entre los

siglos XIX y XX, pues es una época que puede considerarse epítome de las debilidades y fortalezas

del sistema español ciencia-tecnología-industria, aplicado en este caso al ámbito eléctrico.

El desarrollo subsiguiente a lo largo del siglo XX continuó ofreciendo pautas relativamente

similares, aunque matizadas por los ciclos políticos y socioeconómicos que se vivieron, lo cual es

obviamente comprensible.

En 1919, el padre jesuita Pérez del Pulgar, fundador del ICAI, los ingenieros Echarte y

Mendoza, ya mencionados, y los catedráticos de la Escuela de Ingenieros Industriales de Madrid,

J.Morillo y J.A. Artigas, estudiaron y propusieron lo que hubiera sido el primer Plan Nacional de

Electricidad, que tenía como columna vertebral el despliegue de una potente red de alta tensión, con

nodos singulares de distribución para unir los centros de producción con los de consumo.

Veinticinco años después, prácticamente los mismo protagonistas, más don Esteban

Terradas (presidente fundador de Endesa) y don José Mª de Oriol (presidente de Hidroeléctrica

Española) sentaron las bases técnicas del subsiguiente desarrollo eléctrico español (paralelo a la

reestructuración empresarial del sector) en 1944.


En esa redefinición técnica hubo dos palabras claves: carbón y cemento. Carbón nacional

cuyas cuencas había que explotar con centrales a bocamina, y cemento para la construcción de

grandes presas.

Por caprichos de la meteorología, coincidió esa época con el estiaje más largo del siglo XX,

la llamada pertinaz sequía, desde el verano de 1942 hasta 1945, y al margen de otros efectos

socioeconómicos graves, la sequía estimuló la construcción de grandes embalses para la regulación

de los caudales de agua. En esa regulación la producción de electricidad no gozaba, ni podía gozar,

ni entonces ni ahora, de una prioridad muy alta, pues los usos biológicos del agua han tenido

siempre prelación ante cualquier otra aplicación. Aún así, en 1945 la potencia hidroeléctrica

instalada, que era de 2 GW, ascendió a prácticamente el doble en 1955, llegó a 5 GW en 1961, y a

10 GW en 1969, estando hoy en casi 18 GW (contando minihidráulica).

La contribución de la parte hidroeléctrica a la construcción de grandes presas en España

fué fundamental, y es un ejemplo adecuado de sinergias entre objetivos públicos o políticos, como

en este caso era el agua, y actividad empresarial, en este caso eléctrica. Este buen entendimiento

entre las actuaciones políticas, estén o no estructuradas en planes y programas, y el sector

eléctrico, es un aspecto lateral al tema tecnológico, pero no superfluo ni intrascendente. La

existencia de un marco definido y suficientemente perdurable es una referencia muy útil para la

programación de las inversiones empresariales, las cuales pueden efectuarse, a partir de ese marco

y con las restricciones relativamente bien conocidas, con mayor atención a los temas tecnológicos.

Obviamente éstos jamás se abordan aisladamente ni por sí mismos, aunque estén siempre

presentes en las decisiones empresariales, pues tampoco cabe adoptar éstas sin un conocimiento

suficiente y riguroso de las tecnologías disponibles.

En una siguiente etapa en el desarrollo tecnológico del sector eléctrico aparecen las

centrales de fuelóleo, como consecuencia de la disponibilidad de combustible, de precio además

muy bajo desde la postguerra de la II Guerra Mundial hasta la crisis de 1973. Ello hace que la

potencia instalada en centrales térmicas convencionales pase de poco más de 2 GW en 1960 a más

de 10 en 1973. Precisamente a partir de esa fecha se tendrá en España una producción de energía,

anual, en centrales térmicas convencionales, mayor que en las hidráulicas. Hasta entonces había

sido significativamente al contrario.


En este dominio creciente de la generación térmica convencional hay que anotar dos

hechos contrapuestos: la creciente participación de las centrales de carbón y la decreciente

actividad de las centrales de fuelóleo, que durante varios ejercicios llegaron a tener un

funcionamiento meramente testimonial, como consecuencia del alto precio del combustible.

Hay que señalar además que la planificación de construcción de estas centrales se efectuó

en tiempos de crecimiento fortísimo de la demanda, que prácticamente se multiplicó por 10 entre

1950 y 1973 (de 7 a 70 mil millones de kWh en números redondos).

La planificación procedente de esas condiciones provocó el sobreequipamiento del parque

ante la reducción de la tasa de crecimiento que subsiguió a las crisis del petróleo. En los años 80 se

registraron crecimientos muy moderados, por debajo del 3% anual, cuando en los años 60 habían

sido cercanos al 10%. A finales del siglo XX el crecimiento del consumo eléctrico ha vuelto a crecer

sensiblemente, por encima del 5%, con algunos años cercanos al 7%.

El sobreequipamiento procedente de las planificaciones de los años 70 se debió así mismo

a la finalización de las centrales nucleares de la segunda generación (a excepción de los dos grupos

de Lemóniz) y la rápida activación de las centrales del Plan Acelerado del Carbón, llevado a cabo a

principios de los ochenta.

Ciertamente el sobreequipamiento ha permitido disponer de márgenes de reservas muy

elevados, que además se han visto reforzados por el creciente aumento del factor de disponibilidad

de las centrales de carbón y nucleares, durante los años ochenta y gran parte de los noventa. Sin

embargo, el factor de disponibilidad se ha estancado, e incluso ha entrado en pequeña regresión en

algunos grupos, lo cual no es objeto de esta introducción, sino un problema importante de la

situación actual, y ligado al mantenimiento.

Por otra parte, el fuerte crecimiento de la demanda de electricidad a partir de 1996 ha

originado una considerable merma en el margen de reserva del parque peninsular, cifrado en más

del 33% en dicho año, y que para el año 2000 puede evaluarse en tan sólo 12%. Téngase en cuenta


que en ese quinquenio el incremento acumulado del consumo de energía eléctrica fué

prácticamente del 30%.

Un apartado subsiguiente se dedicará al estudio del parque actual, al cual se ha llegado

como proyección de lo planificado o comprometido de construcción a principios de los años 80 del

pasado siglo, con dos cuestiones adicionales, que han sido novedosas y emergentes durante el

último decenio del siglo: la cogeneración, y las energías renovables, fundamentalmente la eólica. En

ambos casos se da también, como en tantos otros de los explicados anteriormente, una

convergencia eficaz entre la tecnología disponible, las iniciativas empresariales, no siempre de

dentro del sector en este caso, y la incentivación por determinadas políticas gubernamentales de

apoyo indirecto y directo (subvención de I+D, por ejemplo, más estímulo o prima en la tarifa).

La cogeneración comenzó a plantearse como una rama más en la optimización energética

en tiempos de carestía de combustible, e inicialmente (año 1990) la electricidad generada en las

plantas cogeneradoras era mayoritariamente consumida para el fín in situ, y una fracción menor (del

orden del 30%) se vertía a la red.

El hecho de que por el marco tarifario y la optimización del uso del combustible, tal régimen

fuera rentable en gran medida, hizo que a lo largo del decenio de los noventa las instalaciones

cogeneradoras se multiplicaran, llegando a representar del orden del 10% de la producción de

energía eléctrica. En este sentido hay que señalar que se ha revertido el reparto de la energía

generada, que actualmente es del orden del 30% para el fín in situ, y un 70% se vierte a la red.

Tecnológicamente la cogeneración no ha encontrado obstáculos a su desarrollo, lo cual es

digno de reseña, pues cualitativamente coincide con la característica señalada al principio de este

capítulo sobre la eficacia del sector eléctrico en el aprovechamiento de las tecnologías disponibles.

Algo similar cabe decir del despliegue de la energía eólica en nuestro país, también gran

novedad del último decenio del siglo XX, con tendencia claramente superior a las expectativas,

cuestión ésta que no se da con el resto de las energías renovables, cuyas dificultades tecnológicas

intrínsecas son superiores, y su rentabilidad para la generación de electricidad no es alcanzable con

niveles de apoyo aceptables (como es el caso de la energía eólica).


No obstante, en la situación de finales del siglo XX la energía eólica era aún muy poco

significativa respecto de la hidráulica general, e incluso de la minihidráulica (instalaciones con

potencia menor de 10 MW). En 1998, la hidráulica convencional produjo 30,7 TWh, la minihidráulica

5,6 TWh, y la eólica 1,4 TWh. La siguiente energía renovable a tener en cuenta sería la biomasa

(1,1 TWh) aunque la parte sustantiva del uso de biomasa (más del 50%) se emplea para

calentamiento directo en el sector doméstico. (Para datos más precisos de la producción de

electricidad, véase Anexo II, y en particular tabla II.1.4.)

Puesto que con estas apreciaciones se entra prácticamente ya en la situación actual y su

proyección futura, que es el objeto fundamental de este Informe, conviene recapitular subrayando

de nuevo la capacidad que ha demostrado el sector eléctrico español para utilizar las tecnologías

mundialmente disponibles, sin gran retraso respecto de los países más pioneros en este campo, si

bien el esfuerzo ha sido a menudo más loable en calidad que en cantidad, por las dificultades de

conseguir masas críticas y sinergias en un mercado de tamaño relativamente reducido como fue el

español durante gran parte de su historia, pero no ya en el caso actual.

1

Motores de explosión de Gas

Hidroeléctrica corriente continua

Fuel

Grandes presas (Hidroeléc.)

Diesel

Nuclear

Bombeo

Cogeneración

Eólica

Hidroeléctrica con corriente alterna

Gas (CGCC)

Biomasa

Carbón (Turbina vapor) GICC

En el sector eléctrico se han aprovechado las tecnologías disponibles que mejor se ajustaban a una cobertura eficiente y económica de la demanda. Es uno de los ámbitos donde la actualización tecnológica

ha sido más permanente

Tec

no

log

ía

Año18801890

19001910

19201950

19601970 1990

20001940 19801930


En la capacitación tecnológica en la generación de energía eléctrica se podrían citar casi

todos los modos de producción, comenzando por la hidroeléctrica y el carbón, pero resulta posible

identificar dos campos en que el esfuerzo de capacitación fue, ha sido o es, especialmente intenso y

productivo: el de la energía nuclear (comenzando como tal esfuerzo tecnológico en los años

sesenta del siglo pasado, y que al cabo de una generación ha conseguido cotas muy altas de

productividad, calidad y eficiencia); y el de la energía eólica, correspondiendo a un modelo

tecnológico y empresarial totalmente distinto; como distintos son entre sí los mecanismos que en

cada caso intervienen para generar electricidad a partir de los correspondientes principios físicos.

En los capítulos correspondientes se desarrollan más específicamente ambos casos, junto al resto

de las formas energéticas de producción que intervienen o podrían intervenir en la satisfacción de

nuestra demanda eléctrica.

Durante la mayor parte del tiempo transcurrido desde la aparición industrial de la

electricidad, la demanda se ha cubierto con solvencia y fiabilidad. Solo la época de la postguerra

civil y la de la II Guerra Mundial, registraron, por motivos obvios, serías dificultades en la cobertura

de la demanda. Este éxito social e histórico, raramente reconocido, se basa en gran medida en la

buena capacitación tecnológica del sector y a su rapidez de actualización ante las tecnologías que

van alcanzando madurez competitiva.

Energía eléctrica producida anualmente, en miles de millones de kW-hora

0,1

1,0

10,0

100,0

1000,0

1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000Fuente: UNESA


Energía eléctrica producida según el tipo de central,en miles de millones de KW-hora

Potencia instalada en miles de MW

en miles de millones de kW-hora

0

10

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50

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120

130

1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000

Térmica convencional Hidráulica Térmica nuclear

Fuente: UNESA

0

10

20

30

40

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1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000Fuente: UNESA


Potencia instalada según el tipo de central en miles de MW

Potencia instalada en % según el tipo de central

0

5

10

15

20

25

30

1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000

Hidráulica

Térmica convencional

Térmica nuclear

Fuente: UNESA

0

10

20

30

40

50

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80

90

100

1930

1933

1936

1939

1942

1945

1948

1951

1954

1957

1960

1963

1966

1969

1972

1975

1978

1981

1984

1987

1990

1993

1996

1999

Hidráulica


Térmica nuclear

Fuente: UNESA


Energía eléctrica producida en porcentaje según el tipo de central

En el cuadro crono-tecnológico adjunto (página 14) se evidencia la sucesión de

incorporaciones de las diversas fuentes y formas de energía a la generación de electricidad. Cada

incorporación produce el efecto de un ciclo de negocios de cierta intensidad y duración, limitándose

las inversiones de construcción a veces a periodos relativamente bien definidos y no muy largos,

pero extendiéndose los efectos de ese ciclo, en generación de electricidad, durante una fase en

general muy larga. Epítome de ello pueden ser las grandes presas con sus centrales hidroeléctricas.

Se ha señalado lo que a veces se denomina “política del pendulazo”,pues hay ciclos de

negocio que en su fase expansiva son tan fuertes que llegan a anular (o casi) las otras opciones,

habiendo etapas que podrían bautizarse como “todo hidráulica”, “todo carbón”, “todo nuclear”, etc,

pues hay en esos momentos, muy frecuentes en nuestra historia, una vocación fortísima hacia un

solo tipo de centrales para nuevas instalaciones. En el momento actual podría decirse que estamos

en una etapa de “todo gas”.

Aunque estas situaciones tan focalizadas hayan recibido cierto tipo de críticas, desde la

óptica preventiva de no poner todos los huevos en la misma cesta, lo cierto es que la situación

monotemática que a menudo se da en la implantación de nuevas centrales tiene su plena

justificación, que podríamos llamar darwinista, pues en realidad es el resultado de lo que podríamos

considerar una selección natural entre opciones energéticas. Esta selección se produce como

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1931

1934

1937

1940

1943

1946

1949

1952

1955

1958

1961

1964

1967

1970

1973

1976

1979

1982

1985

1988

1991

1994

1997

2000

Hidráulica


Térmica nuclear

Fuente: UNESA


confluencia de dos éxitos: disponibilidad de tecnología eficiente y precios competitivos de

combustible.

Como las diversas tecnologías son muy dispares entre sí (incluso entre ramas hermanas,

como son las de la combustión) y como también son muy dispares las condiciones geopolíticas y

económicas de los combustibles y materias primas, no es de extrañar que en un momento dado los

tipos de centrales no sean realmente competitivos entre sí, resultando uno predominante. Ello

explica la aparición de focos de atracción dominante, dándose los llamados pendulazos.

Lógicamente éstos tienen su razón de ser en función de una situación dada, que no es

invariante en el tiempo (como pasó con el “todo fuelóleo” de los años sesenta) y tanto el precio del

combustible como la evolución tecnológica pueden provocar enormes cambios en la perspectiva

prevista, con consecuencias negativas a medio plazo. De ahí la bondad precautoria de diversificar

las fuentes de energía, dentro de límites de solvencia tecnológica y costes de combustible que se

acepten como razonables. En todo caso, la buena adaptación de un sector eléctrico (o,

microeconómicamente, de una empresa) a las características del ciclo de negocio dominante en un

plazo temporal suficientemente dilatado, es crucial para el buen éxito económico y la competitividad

del país (o de la empresa).

De cometer errores importantes en la gestión de las inversiones por no valorarse

apropiadamente las características en cuestión, los perjuicios, bien macroeconómicos, bien

empresariales, pueden ser importantes. Viceversa, el éxito de un buen despliegue tecnológico

(como el de las centrales nucleares españolas) más un nivel de coste de combustible no disparado

respecto de las previsiones, es una clave fundamental del éxito económico y del bienestar social.

En los gráficos anteriores se exponen algunos datos representativos de la evolución

macroscópica del sector eléctrico español, cuya producción se multiplicó por más de 1000 a lo largo

del siglo XX, con un impacto extraordinario en el modus vivendi y el bienestar de toda la sociedad

española, tanto directamente, como usuarios inmediatos de la electricidad, como a través del gran

despliegue industrial que la electricidad coadyuvó a hacer realidad. La conclusión fundamental del

análisis de la evolución histórica de este sector es precisamente ésta: la gran contribución de la

electricidad, como industria, al progreso socioeconómico y personal de los españoles.


2. Objetivos e ideas-fuerza en el desarrollo eléctrico

El parque actual de centrales eléctricas está constituido básicamente por instalaciones cuya

autorización e inicio de construcción tuvo lugar hace más de veinte años. En una amplia mayoría de

casos, las centrales tienen más de diez años de funcionamiento. En los próximos diez, hasta el

horizonte 2010, puede esperarse cierta reducción de potencia de ese parque clásico, en particular

de carbón, y sobre todo de fuelóleo, pero se prevé que el 85% del parque clásico actual (lo cual

representaría 45 GW en números redondos) esté operativo en el 2010, y pueda proporcionar algo

más del 50% de la energía producida en ese horizonte, para el que se espera que el otro 45-50%

sea aprovisionado por gas natural (∼25%) renovables (∼10%) y cogeneración (12-13%) contando

en esto posiblemente ciertas unidades de Generación Distribuida.

Esto supone un cambio estructural considerable en el sector eléctrico, al que hay que

añadir un profundo cambio legal de liberalización y desregulación, y a ambos se superponen

cambios o novedades tecnológicas en los que muy probablemente se tendrá éxito, pero que no

serán simples y necesitarán una capacitación en equipo y equipamiento no exenta de problemas.

Adicionalmente se ha producido un cambio sustancial en las ideas-fuerza que han

orientado al sector en política energética. En decenios precedentes, la garantía de suministro, la

independencia energética y la diversificación eran los objetivos de referencia. Esto ha cambiado

notoriamente, pues la garantía de suministro parece darse por hecha (lo cual no es en absoluto

cierto) y los otros dos factores prácticamente se han quedado sin peso en comparación con las

nuevas ideas-fuerza: competitividad empresarial y, sobre todo, consideraciones ambientales

globales.

En este panorama se aprecia pues un triple cambio de base, como consecuencia del cual

cambiará la estructura productiva del sector en plazo muy breve. Este triple cambio hace referencia

a:

-las ideas-fuerza de la política energética

-los cambios legales y comerciales en el sector

-los cambios tecnológicos


El hoy y el mañana previsible

Energía eléctricaproducida

Hidráulica27,8 TWh

Térmica deCarbón 76,4TWh

Térmica Fuel/Gas 10,2TWh

Nuclear62,2 TWh

Cogeneración

Renovables 8,9 TWh

2000 (204,1 TWh)

Hidráulica30,4 TWh

Térmica de Carbón47,6 TWh

Térmica Fuel/Gas 1 TWh

Nuclear58,4 TWh

Cogeneración32,7 TWh

Renovables 24,8 TWh

CGCC64,8TWh

2010 (259,7 TWh)

Hidráulica16,5 GW

Térmica de Carbón11,5 GW

Térmica Fuel/Gas 8,2GW

Nuclear 7,8 GW

Cogeneración 5,3 GW

Renovables 3,6 GW

2000 (53,0 GW)

Hidráulica16,5 GW

Térmica deCarbón 9,4 GW

Térmica Fuel/Gas4,1GW

Nuclear 7,9 GW

Cogeneración 6,5 GW

Renovables9,7 GW

CGCC 11,6 GW

2010 (65,7 GW)

Potencia eléctricainstalada


Evolución de electricidad generada (TWh) y potencia instalada (GW)en un escenario de crecimiento alto

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50

100

150

200

250

300

1 2

Hidráulica

Carbón

Fueloleo

Nuclear

Cogeneración

Renovable

GasTWh

204,1

Año 2000 Año 2010

0

8,8

18,6

62,2

10,2

76,4

28

0

72

28

35,5

60

55

30,5

TWh

282

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1 2

Hidráulica

Carbón

Fueloleo

Nuclear

Cogeneración

Renovable

GasGW

52,9

Año 2000 Año 2010

0

3,6

5,3

7,8

8,2

16,5

2

13

13

7,5

7,9

10,5

GW

70,4

16,5 16,5

11,5


A estos últimos va fundamentalmente dedicado este informe, en el que conviene decir que

la situación tecnológica del inmediato futuro será bastante disimilar a la actual, y aunque no haya

motivo de alarma ni reserva fundamentada, sí quedan pendientes varios interrogantes.

Téngase en cuenta que en estos momentos la experiencia acumulada en nuestro país de

Centrales de Gas de Ciclo Combinado es prácticamente nula (salvo por la muy singular planta de

GICC de Puertollano). Aunque la oferta de los suministradores principales es muy fiable, ésta está

en muy pocas manos, y la relación entre las compañías españolas y estos suministradores se ha

efectuado en un marco internacional de tanta demanda de este tipo de maquinaria, que la situación

está fuertemente dominada por el lado del suministrador, que además actúa en un marco de

competencia comercial y técnica muy fuerte, y por tanto en un ámbito muy poco propicio,

lógicamente, para la transferencia de tecnología.

Por supuesto, existen otros factores de tipo positivo en este campo, como es el hecho de

que los suministradores principales tengan un buen asentamiento en nuestro país, pero con

seguridad necesitarán mucha mayor plataforma operativa aquí, si se desea una tasa de éxitos y una

velocidad de respuesta como son tradicionales en el sector eléctrico español.

Este problema se agrava, o al menos se modula, por el hecho de estar en un marco

liberalizado con muy escaso dirigismo estatal en temas tecnológicos, lo cual tiene pleno sentido en

el marco político internacional en el que España se mueve (Unión Europea) y en el marco

económico mercantil dominante (liberalización, globalización) pero no deja de ser un referente a

tener en cuenta al evaluar la potencialidad tecnológica para abordar un cambio estructural como el

que se prevé.

Recuérdese, aunque todo precedente histórico ha de mirarse con mucho cuidado y con

ánimo de aprender, no de repetir, que en el despliegue de la Energía Nuclear en nuestro país, el

suministrador principal de la primera central (Zorita) fué animado a firmar un convenio de

colaboración para transferencia de tecnología tanto a la propietaria de la central (Unión Eléctrica

Madrileña en aquellos momentos, 1964) como a la Junta de Energía Nuclear. De hecho, ese caso


no fue en absoluto singular, sino habitual en ese campo energético y su desarrollo, llegándose

además al otorgamiento de las licencias oportunas para la fabricación en el país de la totalidad de

los componentes del circuito nuclear, incluyendo la propia vasija del reactor y los elementos

combustibles de éste. Ello propició una rápida transferencia de tecnología, particularmente

importante en una forma de energía con notorias implicaciones de seguridad, por lo que incluso

desde el punto de vista regulatorio y de inspección parecía muy procedente ahondar en la

capacitación tecnológica.

El desafío tecnológico también es notable en las otras dos áreas señaladas en expansión,

cogeneración y energías renovables, aunque quizá no aparezca tan crítico por varias razones que

se expondrán con detalle en sus capítulos respectivos, pero que conviene adelantar muy

resumidamente: tratarse de unidades más distribuidas, cuyas tasas de fallos parecen más

asimilables en el contexto general, y no ser tecnologías tan novedosas, pues de ellas ya hay cierto

grado de conocimiento en el país, con experiencia más que suficientemente positiva.

Por el contrario, y particularmente por lo que corresponde a energías con un grado notable

de aletoriedad intrínseca, como son la minihidráulica y la eólica, aparece el problema de la potencia

de respaldo para garantizar un margen de reserva suficiente en la cobertura de la demanda.

Indudablemente, el problema de la disponibilidad de estas fuentes de energía, y de la predictibilidad

de su disponibilidad, es quizá el que más críticamente las afecta.

Este punto es imprescindible de tener en cuenta en la evaluación tecnológica de las

proyecciones o planificaciones que se planteen, pues el primer objetivo de un sistema eléctrico

ha de ser la satisfacción de la demanda. Cualquier optimización, económica o de otro género,

que conduzca a situaciones con alta incertidumbre sobre la cobertura de la demanda eléctrica, debe

rechazarse de plano, pues incumpliría el objetivo esencial del sistema

En la historia que arranca de la Revolución Industrial y llega a nuestros días, pasando por

un enjundioso proceso industrializador, se aprecian tres ideas-fuerza que sucesivamente han

dinamizado ese desarrollo, aunque de manera no única. Estas tres ideas-fuerza son: productividad,

seguridad y calidad.


En el ímpetu industrializador inicial, y ésto prácticamente para cada país o área geográfica

de desarrollo similar, la capacidad productiva ha sido o fue el primer objetivo cronológico a

satisfacer, pues sin la demostración palmaria del resultado industrial, fuera cual fuese el producto,

no cabía hablar de industria. Esto puede aplicarse a la fabricación de acero, a la industria textil, o a

la generación de energía eléctrica.

Una segunda idea-fuerza que estimuló el desarrollo industrial, tal como la productividad

quedaba dominada, fue el concepto de seguridad, realmente más complejo de lo que a primera vista

parece, y que como mínimo comporta tres niveles o ámbitos de actuación: la seguridad laboral o de

los operarios profesionalmente expuestos a los riesgos industriales; la seguridad de las

instalaciones, especialmente de aquéllas con altas concentraciones de productos tóxicos o

energéticos; y la seguridad de los productos y de los usuarios de los productos, incluyendo entre

éstos los servicios industriales, como es la electricidad.

Una tercera idea-fuerza que se sobrepone a las dos anteriores y constituye como un nivel

superior de desarrollo, es la de calidad, que a su vez tiene varios ámbitos de proyección: la calidad

de los productos y servicios industriales, medida como satisfacción idónea de la función que tienen

que cumplir; y la calidad ambiental, como minimización del impacto que todo el ciclo de vida de la

producción y del producto efectua sobre el bien común general, típicamente el medio ambiente.

En el desarrollo eléctrico estas ideas-fuerza se han manifestado claramente en las

sucesivas etapas de desarrollo, y en gran medida han animado o inspirado las políticas energéticas

a las que se ha tenido que acoplar el desarrollo eléctrico. Precisamente por este forzoso y lógico

acoplamiento, las ideas-fuerza han tenido y tienen una incidencia enorme en la valoración de las

tecnologías disponibles y en la prelación de éstas a la hora de efectuar o priorizar las inversiones

energéticas. De ahí que sea importante entender estas ideas-fuerza, considerarlas en su contexto

histórico y en su incidencia sobre la tecnología, y entender más claramente el planteamiento

eléctrico actual en el que, como ya se ha dicho, convergen un importante cambio tecnológico de

generación con un importante cambio legal del sector, por la liberalización de éste, coincidente

además con una liberalización y globalización general de la economía mundial, particularmente la

europea.


Tomando como punto de partida 1944, por ser el año ya comentado de refundación del

sector, encontramos una primera fase de productividad donde esta idea-fuerza se materializa en un

objetivo fundamental: la cobertura de la demanda.

Ello exigió actuar en varios frentes económicos, empresariales y tecnológicos, por

requerirse nuevas y crecientes inversiones, propiciarse la integración de compañías y buscarse todo

medio útil, suficientemente rentable, de producción de electricidad.

Esa etapa no llegó a superarse hasta llegada la década de los sesenta del siglo XX, pues

en los cincuenta finales aún eran frecuentes los apagones en varias ciudades del país, y mucho

más aún en los pueblos, sin entrar en la problemática de la electrificación rural.

Durante esa etapa, cuestiones tan elementales de seguridad como las proteccio nes de los

circuitos eléctricos domésticos se dejaban al amparo de los llamados “plomos”, que por lo común

eran filamentos de cobre conectados a sentimiento, sin guía métrica ninguna sobre su longitud y

sección recta.

Por estar este Informe orientado específicamente a la generación de electricidad, el tema de

la seguridad del usuario, no resulta tan directamente relevante, pero en todo caso sí es digno de

reseñar el gran avance que se produjo a partir de los años sesenta en materia de seguridad en

todos los niveles, lo cual redujo mucho más el ya bajo nivel de electrocuciones, y así mismo el de

incendios por cortocircuito, en el que el avance en seguridad fué aún mayor.

Por lo que corresponde a la productividad, esta idea se vió afectada de manera notoria por

las crisis petrolíferas de 1973 y 1979, por lo que la garantía de suministro inspiró la aparición de

políticas energéticas que atendían a un triple objetivo: ahorro energético, diversificación, e

independencia o autosuficiencia en el suministro. Esta última idea-fuerza, por ejemplo, fue decisiva

para que Francia se decantara por un proceso masivo de nuclearización de su parque eléctrico, en

lo cual ha conseguido un éxito difícilmente parangonable.

El advenimiento del concepto de calidad como idea-fuerza en el desarrollo energético se

materializó muy especialmente en el tema mediomabiental, que activó la aparición de políticas que


propiciaran las energías renovables, por su menor impacto ecológico. Al mismo tiempo persistían

las ideas de seguridad, especialmente significativa en aspectos tecnológicos importantísimos en los

diversos tipos de centrales, y de productividad, ligada a la competitividad, rentabilidad económica y,

por supuesto, a la garantía del suministro con cobertura plena de la demanda.

El enfoque que domina la proyección futura del parque eléctrico en nuestro país está

inspirado en los tres aspectos anteriores -productividad, seguridad, calidad- materializados en las

ideas-fuerza antedichas, no siempre fáciles de armonizar, pero que han alumbrado un marco como

el que se ha esbozado en el apartado anterior, que se basa por una ampliación del parque con

tecnologías relativamente novedosas, al tiempo que mantiene como centrales de base a una

fracción apreciable de las centrales actuales

3. El mantenimiento del parque actual

Habida cuenta de que la mayor parte del parque clásico actual (∼85%) deberá estar aún

plenamente operativo dentro de diez años, resulta imprescindible un planteamiento riguroso del

mantenimiento de estas centrales.

Aunque el tema pueda parecer obvio y de inmediata solución por contarse con gran

experiencia y una solvente infraestructura de apoyo técnico, existen cuestiones de diversa índole -

circunstanciales, funcionales, etc.- que pueden inducir un deterioro significativo en la capacidad para

mantener plenamente operativas dichas centrales, lo cual sin duda repercutiría en una pérdida del

factor de disponibilidad y una mayor propensión a averías y accidentes.

En el último decenio del siglo XX se experimentó un importantísimo avance en el factor de

disponibilidad de las centrales térmicas, tanto de carbón como nucleares, en lo cual influyó de

manera notoria el buen nivel de mantenimiento efectuado en dichas centrales, basado no solo en la

experiencia acumulada, sino en el acierto en la eliminación de los problemas de nacimiento de

muchas de esas centrales. Estos problemas de nacimiento (o construcción) están relacionados con

la mayor tasa de fallos de los primeros años de una instalación, sobre todo si ésta tiene

características singulares, y en el caso español se dieron singularidades con notoria profusión tanto

en las centrales de carbón como en las centrales nucleares. A este respecto, y sin ánimo de


adelantar acontecimientos, cabe señalar que cuando los sistemas técnicos, como las centrales

eléctricas, entran en la fase de envejecimiento, vuelve a aumentar su tasa de fallos, según lo

describe la llamada curva de bañera de la fiabilidad, lo cual inmediatamente repercute en la

problemática del mantenimiento y, por lo general, en una caída drástica del factor de disponibilidad.

En función de la entrada en servicio de cada central, los fallos de infancia fueron

subsanándose convenientemente, y prácticamente en los años 80 quedaron solventados su

mayoría, y de ahí que se pudiera conseguir un aumento importante de la disponibilidad de las

centrales en los años 90 del siglo pasado. Esta disponibilidad tiene también su razón de ser en la

mejor operación y en un adecuado mantenimiento preventivo, que ha reducido notablemente las

paradas no programadas de las centrales. En cuanto a las programadas, ha sido sensiblemente

importante la mejora de estas en cuanto a calidad técnica, particularmente en el caso de las

centrales nucleares, en las cuales se ha reducido también notoriamente la duración de la parada de

recarga del combustible, sin lugar a dudas la más importante de las que ha de experimentar este

tipo de centrales. A finales de los años 80 las paradas de recarga, particularmente para las centrales

de la segunda generación, estaban por encima del mes de duración, y próximas en general a los 45

días. A finales del siglo XX, las paradas programadas de recarga del combustible y de revisión de

equipos y componentes en las centrales nucleares duraban aproximadamente 15 días o como

máximo tres semanas, lo cual suponía un acortamiento en un factor de entre dos y tres respecto de

los valores de diez años antes, en cuanto al número de días de indisponibilidad de la central debido

a la parada programada de recarga.

En las centrales nucleares se aprecia también la existencia de otra modificación

tecnológica importante en beneficio del aumento de la disponibilidad, consistente en efectuar las

paradas de recarga con intervalos entre sí cada vez mayores, que obedecen a longitudes mayores

del ciclo de quemado, que durante los años 70 se programaba con una duración efectiva de unos

doscientos setenta o doscientos ochenta días, y en la actualidad se programa para año y medio e

incluso para dos años.

Esto es posible por un mejor conocimiento del comportamiento del combustible en cada tipo

de reactor, teniendo en cuenta sus peculiaridades fisico-químicas (que pueden afectar a la

corrosión, limpieza y activación neutrónica de los materiales suspendidos o disueltos en el


refrigerante) así como a las características neutrónico-termohidráulicas del reactor. En todo ello el

punto más crítico es el comportamiento del propio combustible en cuanto a degradación de sus

características, especialmente importantes por lo que corresponde a su vaína, cuya integridad es

fundamental como primera barrera de confinamiento de los productos radiactivos.

El mejor conocimiento de la evolución del combustible nuclear a lo largo de quemados muy

dilatados, en cuestiones referentes a su estabilidad dimensional, interacción con la vaína,

acomodación de los productos de fisión gaseosos, etc., han permitido una mejor operación de estas

centrales con menor número de paradas no programadas, y así mismo las programadas. Esto se

detallará con mayor precisión en el punto correspondiente a la energía nuclear, en el Anexo VI.

Similarmente, el mejor conocimiento de las características de combustión de las centrales

de carbón ha permitido una mayor disponibilidad de éstas. Este mejor conocimiento tiene diversas

procedencias, unas relativas al combustible, y otras al propio proceso de combustión y la

termoquímica de sus productos, cuestión ésta fundamental en una fuente de energía muy sometida

a legislación ambiental, pues los compuestos que se generan (en particular NOx ) dependen de ello.

Por lo que corresponde a la combustión, téngase en cuenta que éste es un proceso muy

complejo, con interacción de muchísimas reacciones en cadena y ramificadas, con características

endotérmicas en algunas de ellas, como son las que llevan a la producción de óxidos de nitrógeno.

Por lo que corresponde a la mejor resistencia de los componentes de la caldera ante la

agresión de la llama y los humos, por efecto de su temperatura y de la actividad química, el mejor

conocimiento de las características de combustión en cada caldera ha permitido efectuar las

modificaciones pertinentes en éstas de tal modo que se minimice el riesgo de deterioro o de

degradación de elementos sensibles en la caldera; al tiempo que se mejoraba la transmisión de

calor desde los humos al fluido de trabajo (agua en fase líquida o vapor, con diverso título) y se

mejoraba por tanto el rendimiento de la instalación. De manera más señalada aún se mejoraba la

capacidad de la instalación de funcionar durante largos periodos de tiempo sin necesidad de

reparaciones importantes en los componentes internos de las calderas y sus elementos asociados,

aumentando por tanto la disponibilidad de la planta.


Para este mejor conocimiento de la combustión como ya se señalará en el apartado

correspondiente a las centrales de carbón, las empresas eléctricas han hecho un esfuerzo notorio

de mejor entendimiento de los procesos termoquímicos, apoyándose en simulaciones numéricas

para esa mejor comprensión, y contrastando los resultados con los datos experimentales y medidos

in situ, que han permitido la modificación de los diseños o de los componentes que más deterioro

exhibían.

La cuestión de la combustión ha sido también crucial para mejorar la calidad de los humos,

disminuir los inquemados, disminuir por tanto una parte sustantiva de la contaminación, y en

definitiva simplificar los elementos purificadores de los humos, los cuales también han sido objeto de

estudio para minimizar los riesgos de pérdida de disponibilidad de la central por problemática en la

emisión de los humos.

También ha sido notable la mejora en el conocimiento y caracterización de los carbones

empleados, produciéndose en algunos casos mezclas entre carbones in situ y carbones importados

con el objeto de estandarizar más el poder calorífico del combustible empleado.

Como resultado de todas estas operaciones para un mejor mantenimiento y funcionamiento

de las centrales térmicas, se ha producido una mejora sustantiva en sus factores de

disponibilidad, lo cual sin embargo ha llegado prácticamente a saturación, y muy posiblemente se

esté dando una pequeña regresión de esa tendencia de mejora de la disponibilidad en los primeros

años del siglo XXI. Esta es una cuestión que debería cuidarse muy fundamentalmente, por la

enorme garantía y respaldo que estas centrales proporcionan al sistema eléctrico español, en

función de la buena operación demostrada durante más de un decenio.

El mantenimiento de las centrales más jóvenes del parque actual es sin duda uno de los

puntos más señalados en los desafíos tecnológicos que se prevén para los próximos diez años, y

aunque este desafío venga avalado o garantizado por la experiencia anterior, no cabe duda de que

exigirá mantener dicho esfuerzo, y adecuarlo a los nuevos problemas que vayan surgiendo

conforme la central acumule horas de funcionamiento y por tanto mayor deterioro por integral de

trabajo acumulado.


En este sentido cabe indicar una posibilidad fundamental a medio plazo para las centrales

nucleares, y quizá para algunas de las centrales de carbón, como es la llamada extensión de vida

útil o gestión de la vida remanente de una central.

Aunque las centrales se proyecten económicamente con un determinado plazo de

amortización, es bien conocido que una gran parte de los componentes principales de la misma

pueden tener una duración significativamente más larga, o pueden ser reemplazados con un lógico

coste, pero así mismo con una proyección de recuperación económica de esa sobreinversión que

las hace muy rentables.

Como ejemplo representativo de esta capacidad tecnológica en el sector nuclear, cabe

recordar que por problemas de nacimiento, relativos al diseño de los tubos y la placa de tubos de

los generadores de vapor de las centrales PWR de la segunda generación, hubo que hacer un

reemplazamiento de éstos, operación costosa, que sin embargo se ha revelado de extraordinaria

utilidad y rentabilidad para dichas centrales, con un aumento apreciable del rendimiento de las

mismas, y sobre todo de su factor de disponibilidad (con eliminación de los problemas relativos a la

comunicación hidráulica entre el primario y el secundario).

El reemplazamiento de estos grandes componentes, y de otros varios que van

experimentando degradación por el funcionamiento, es una señal inequívoca de que las centrales

nucleares, y algunas de carbón, podrían extender su funcionamiento durante mucho más allá del

plazo inicialmente proyectado, elevando éste por encima de los treinta años, llegando incluso a los

cuarenta, y con posibilidades no irreales de extenderlos hasta los sesenta años.

En otros países occidentales, y muy señaladamente en Estados Unidos, esta extensión de

vida es una realidad creciente, al igual que lo ha sido la recalificación de potencia o upgrading, en lo

cual las centrales nucleares españolas también han manifestado una capacidad notable, que sin

embargo está prácticamente saturada, pues no parece muy probable un aumento adicional de su

potencia nominal, mientras que sí parece posible el mantenimiento de su alto nivel de disponibilidad,

y la extensión de vida para un funcionamiento eficiente y seguro durante un largo número de años.


A estos problemas y oportunidades en el campo de las centrales térmicas se volverá con

más detalle al analizar sus respectivos subcapítulos.

Como resumen de este punto, cabe indicar que la tecnología necesaria para estas

funciones de mantenimiento y de alargamiento de vida están perfectamente radicadas en España,

con las lógicas conexiones internacionales en el tema, pero sin manifestar en ningún momento

ninguna dependencia crítica respecto del exterior. Esto ayuda a conformar la idea de garantía y

respaldo que las centrales nucleares y de carbón proporcionan para el suministro eléctrico en el

plazo previsible, e incluso en el medio plazo. Hay que tener en cuenta que a ellas les corresponderá

casi la mitad de la producción que en España se prevé para dentro de una decena de años.

En este sentido, se detecta en este ámbito una clara fortaleza del sector eléctrico español,

que sin embargo debería mantenerse y no comprometerse con políticas inadecuadas, tanto

referentes al factor humano como al equipamiento técnico, pues conviene volver a subrayar que

dicha fortaleza es absolutamente esencial en el mantenimiento de una capacidad operativa

imprescindible para España durante un decenio, y posiblemente a más largo plazo.

4. El factor económico en la generación de energía eléctrica

4.1. El entorno económico

Como toda actividad socioeconómica la generación de electricidad debe estar justificada

por su rentabilidad económica, lo cual implica que los costes de la actividad han de ser menores que

el precio que se recibe por ella, en este caso identificada por el kWh. Por las peculiaridades de este

bien socioeconómico, la electricidad ha sido tratada como un monopolio natural hasta finales del

siglo XX, en el sentido de que no se han aplicado sobre ella las pautas o filosofías de mercado que

son comunes en la práctica mercantil, fundamentalmente por dos cosas:

- La necesidad de garantizar su suministro, no sólo como un bien económico, sino también

como un bien social de enorme valor.


- Su incapacidad de almacenamiento, por lo cual su producción ha de estar capacitada para

satisfacer las puntas de demanda, incluída la punta extrema, que se presenten en el

sistema.

Esa realidad fundamental de no ser un bien almacenable, y sin embargo tener una gran

importancia social, hizo que la electricidad durante muchos decenios tuviera un tratamiento

económico específico, no exclusivamente mercantil.

A finales del siglo XX se fué produciendo un cambio en la consideración económica de la

energía eléctrica, y al igual que en el sector de las telecomunicaciones, se pasó a cuestionar su

trato como monopolio natural que hubiera de tener unas especificaciones peculiares en su modo

económico de regularse. A esto ayudó el avance tecnológico, que en el caso de las

telecomunicaciones facilitó una enorme panoplia de posibilidades de conexión que modificó

sustancialmente el concepto de territorio interconectado a través de una única red con regulación

muy rígida.

Las ideas liberales, particularmente en el gobierno norteamericano del Presidente Reagan y

en el gobierno británico de la Premier Margaret Tatcher, plantearon la posibilidad de que los

avances tecnológicos fueran elementos fundamentales para hacer desaparecer los monopolios

naturales en su concepción tradicional, y convertirlos en una estructura de mercado, relativamente

similar a la de los mercados de libre competencia.

Los objetivos de política económica que se iban buscando son lógicamente los de una

economía liberal, en la cual los costes de la actividad socioeconómica se minimizan en base a la

propia competencia libre que se establece. En el caso del sector eléctrico, las condiciones de

partida y de funcionamiento propias del sector, lógicamente hacen que éste requiera un tiempo para

amoldarse a esas nuevas condiciones de operación y mercado, pero prácticamente y en todo el

mundo occidental se ha aceptado que esa filosofía puede ser la más beneficiosa para un buen

resultado económico general, particularmente a corto plazo, aunque se abran interrogantes acerca

de la garantía de suministro a mayor plazo.


La liberalización del sector eléctrico se ha entendido en estos últimos años como un

elemento fundamental de la política económica, con varios objetivos prácticos, como son la

liberalización de rentas y, de modo muy particular, la lucha contra la inflación.

Este cambio de filosofía económica en la producción de electricidad ha instituido una

auténtica crisis en el sector, en el sentido de que se tiene que reacondicionar a una estructura

económica y de inversiones totalmente nueva.

Como se ha analizado en varios estudios sobre el particular, particularmente en el ámbito

de la Unión Europea, el establecimiento de una práctica mercantil liberalizada en el sector eléctrico

hace que se pierda una de las características económicas fundamentales con las que contaban las

compañías eléctricas. Estas planificaban sus inversiones en nuevas centrales contando con un

mercado seguro y protegido para su producción a largo plazo, y por tanto con unos esquemas que,

dentro de unos márgenes razonables de funcionamiento, aseguraban la recuperación de la

inversión.

En un mercado totalmente liberalizado de energía eléctrica, este principio de garantía de

recuperación de la inversión, que algunos daban en llamar de mercado cautivo, desaparece por

completo, por lo cual los agentes productores de electricidad necesitan replantear sus sistemas de

inversión y a su vez ello genera incertidumbres de tipo socioeconómico, de las cuales el caso más

flagrante o visible ha sido el de las crisis de California del 2000-2001.

Aunque el problema californiano de la incapacidad de asegurar suministro se escapa del

análisis de este Informe, sí conviene recordar algunas de las causas que más frecuentemente se

citan sobre dicha crisis de suministro de electricidad. Algunas de estas causas, como la baja

pluviometría desde el año 2000, son de tipo circunstancial meteorológico, pero en absoluto

desdeñables o sin implicaciones tecnológicas, pues las incertidumbres en las variables naturales,

como es la pluviometría, han sido precisamente una de las causas de que en el pasado hubiera un

sistema económico de protección a la generación de electricidad, pues era necesario contar con la

potencia térmica de respaldo para situaciones de baja hidraulicidad.


En California también pesaron aspectos sociales, y en particular las oposiciones locales al

establecimiento de nuevos elementos de generación, materializándose a veces dicha oposición en

denegación de permisos, o dilaciones insoportables en la concesión de éstos, así como en

encuestas públicas que en definitiva hicieron imposible aumentar la capacidad del sistema.

Algo similar cabría decir de las líneas de transmisión, cuya no ampliación dejó a algunas

áreas de fuerte consumo en condición de no accesibilidad desde los polos de generación o desde

los estados vecinos, a partir de los cuales se habría podido importar electricidad.

Hubo una razón económica adicional, y fué el crecimiento de la electricidad durante el

decenio de los 90 por encima de lo que esperaban tanto las autoridades públicas, como los

reguladores del mercado eléctrico, como las propias compañías, por lo cual no se preparó con

tiempo ninguna medida para estimular las nuevas unidades de generación, habida cuenta de que

éstas no se consideraban necesarias.

Hubo así mismo causas directamente relacionadas con el modelo económico liberalizado

de explotación, y en particular las medidas que podrían denominarse de defensa de la competencia.

Para obligar a que esta competencia fuera real y, por decirlo en términos económicos llamativos,

muy fiera, se impedían los contratos a largo plazo que sirvieran para hacer una estabilización

artificial de precios, o incluso provocar un alza de éstos por encima de lo establecido por los

mercados puntuales.

Ahora bien, la volatilidad de esos mercados puntuales no hizo sino crecer desde la

liberalización del mercado eléctrico, haciendo que los precios oscilaran y subieran muy por encima

de lo que hubiera sido previsible en caso de permitir contratos de muy largo plazo para evitar dichas

oscilaciones. Este tema está en el centro neurálgico de la decisión liberalizadora, pues una libre

competencia sin intervención ninguna del estado, podría dar lugar a asociaciones o contratos que

vulneraran o amortiguaran la competencia como tal, que se hace mucho más explícita cuando tiene

que resolverse en plazos temporales muy cortos, y según las fuerzas de mercado.

Obviamente, las fuerzas de mercado, que en este caso vienen especificadas

fundamentalmente por la demanda de electricidad, son relativamente pronosticables en función de


las variaciones diurnas y estacionales, pero estos pronósticos tienen también importante carga de

incertidumbre, lo cual también era tenido en cuenta en los modelos anteriores de mercados

cautivos, donde estos se desarrollaban en función de directrices estatales en las que se planificaba

el desarrollo del sector eléctrico en función de las pautas de demanda previsible y en función

asimismo de las programaciones de funcionamiento que se pudieran dar en los diversos tipos de

centrales eléctricas, incluyendo aquellos, como es el caso de la hidráulica, sujetos a niveles

importantes de incertidumbre por su dependencia de variables aleatorias.

A pesar de que varios países de la Unión Europea tuvieran monopolios estatales o

paraestatales en su sistema eléctrico, en diciembre de 1996 el Parlamento y el Consejo acordaron

una normativa común para el Mercado Único en materia de electricidad, lo cual significaba que los

diversos sistemas eléctricos nacionales debían abordar su liberalización, a través,

fundamentalmente, de las disposiciones legales pertinentes.

En el caso español, eso se concretó con la Ley 54/1997 de 27 de noviembre del sector

eléctrico, que es nuestro marco legal fundamental, y la que establece las condiciones de

liberalización del sector.

A esta Ley le han seguido diversos Reales Decretos, como el 2019/1997, de 26 de

diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, y las

Ordenes Ministeriales de 29 de diciembre de 1997 y de 17 de diciembre de 1998 en la que se

desarrollan algunos aspectos del Real Decreto anteriormente mencionado, relativos a la

regularización del mercado de producción de energía.

Asimismo hay que dejar constancia, pues afecta como marco general a las condiciones de

libre competencia, el Real Decreto-Ley 6/2000 de 23 de Junio de medidas urgentes de

intensificación de la competencia en mercados de bienes y servicios.

Este Real Decreto-Ley es actualización de uno anterior, el 6/1999, de 16 de abril, también

sobre medidas urgentes de liberalización e incremento de la competencia.


Obviamente, desde el punto de vista energético esto no solo afecta a la electricidad, sino a

los hidrocarburos y a una gran variedad de bienes energéticos, salvo aquellos que están regulados

por un régimen especial. En tal sentido cabe citar la Ley 34/1998 del sector de hidrocarburos, que

supone el marco por el cual se liberalizarán los suministros y servicios a diversos tipos de clientes,

comenzando por los más caracterizados, es decir aquellos que reciben la electricidad en alta

tensión, o en el caso del gas, que tienen un consumo anual de gas natural superior a los 3 millones

de metros cúbicos. La fecha dada para el comienzo de esta liberalización fué el 25 de Junio de

2000, previéndose para el 1 de Enero de 2003 la apertura total del mercado.

Obviamente, no todos los países de la Unión Europea están reaccionando con la misma

velocidad ante el proceso liberalizador, siendo por un lado Inglaterra la que más tempranamente

comenzó esta modificación, y la que está en un mayor grado de su desarrollo, mientras que otros

países y singularmente Francia, todavía tienen por abordar su liberalización, habida cuenta que su

sector sigue dominado por el monopolio natural representado por Électricité de France.

4.2. La liberalización en el caso español

Ya se ha comentado que en función de las decisiones políticas supranacionales y

nacionales, se abordaron a finales del decenio pasado una serie de modificaciones legales que han

llevado a un marco de libre competencia en el sector energético, y particularmente en el sector de

electricidad.

Esta transición hacia la competencia en mercado libre no está exenta de dificultades de

todo tipo, tanto tecnológicas, que son las de más fácil superación, como de reestructuración

organizativa y económica, que son mucho más complejas de resolver, pues afectan a un cambio

estructural profundo en la forma de retribuir la electricidad y por tanto recuperar inversiones y

obtener rentabilidad.

En tal sentido, se previeron unos costes de transición a la competencia, que dieron lugar,

como es sabido, a una serie de interpelaciones parlamentarias y de advertencias por parte de la

Unión Europea, pero que en definitiva no son sino el síntoma claro de las dificultades de pasar de


una situación de cierta competencia, pero en un marco legal estable, a otra situación en la cual las

inversiones no conllevan garantía de recuperación, dentro de unos márgenes dados.

En el sistema español de electricidad han quedado claramente dibujadas las funciones y

responsabilidades de los diversos agentes que intervienen en el suministro de electricidad,

habiéndose separado por completo la función de generación de la distribución. Ambas dos han

quedado absolutamente liberadas, aunque lógicamente el suministro de electricidad, sobre todo por

su imposibilidad de almacenamiento, tiene que hacerse de una manera regulada, lo cual recae en

Red Eléctrica de España, que es la operadora del sistema y la responsable del transporte de la

electricidad a través de la red de alta tensión, aun cuando no todas las redes sean de su propiedad.

También existe liberalización en este ámbito, pero la propiedad de las líneas de transporte no

faculta al titular a su uso en exclusivo, sino que dentro de las condiciones marcadas por la

operación, tiene que permitir acceso a terceros.

Así como Red Eléctrica de España se encarga de la parte técnica de la electricidad en

cuanto a operadora del sistema y despacho de cargas, la Compañía Operadora del Mercado

Eléctrico (OMEL) efectúa la tasación entre oferta y demanda según un régimen de subastas que

permite minimizar los precios que se pagan por la satisfacción de la determinada cantidad de

energía en una determinada franja horaria.

En efecto, los avances tecnológicos han permitido que el sistema eléctrico pueda funcionar

así sin ningún problema desde el punto de vista de su operación y gestión, tanto técnica como

económica, pues hay capacidad más que sobrada para la regulación y control de los polos de

generación; pues teniendo en cuenta por otro lado las características de funcionamiento y

económicas de los diversos tipos de centrales existentes, cabe efectuar una previsión global de

funcionamiento, y modular la satisfacción de electricidad con los grupos que puedan funcionar en

media punta o en punta.

Indudablemente, la finalidad fundamental del sistema eléctrico es la garantía de suministro,

de modo que con carácter previo a su minimización de costes es imprescindible regular todas las

funciones necesarias de generación y de transporte para poder verter en las redes de distribución la

demanda que se plantea.


Este requisito es fácilmente aplicable en la mayor parte de las horas del año en función de

la infraestructura de producción y transporte que se tiene en nuestro sistema eléctrico, que no

olvidemos que prácticamente en su totalidad deriva todavía de la situación anterior de monopolio

natural. No obstante, en diciembre del año 2001 se produjeron situaciones de crisis en la garantía

de suministro, que obligaron a interrumpir los contratos de suministro en aquellos casos en que

había cláusulas de interrumpibilidad incluídas, y así mismo se hubo de proceder a diversos cortes

sectoriales momentáneos de electricidad con objeto de que la red en su totalidad se pudiera

mantener en servicio. Esto afectó básicamente al atardecer del 17 de diciembre de 2001, y con

características no tan alarmantes al 19 de diciembre de dicho año. Las cuestiones relativas a la

satisfacción de las puntas son especialmente complicadas en el nuevo marco económico de

liberalización del sector eléctrico, en que las fuerzas del mercado dictan los valores económicos de

referencia, e indudablemente plantea ciertas inquietudes acerca del porvenir y ampliación del

parque eléctrico.

También cabe señalar que en mercados algo más liberalizados que el nuestro, como es el

alemán, prácticamente también en esa mismo mes, diciembre de 2001, se produjeron alzas

sustanciales en el precio del kWh de generación, como consecuencia del fuerte aumento de la

demanda, llegándose a los 60 céntimos de euro por kWh en algunos momentos, por la enorme

tensión de la demanda sobre la oferta. En esas situaciones de precios muy elevados como

consecuencia de la oferta, tienen particular protagonismo las llamadas energías especiales, y

fundamentalmente la cogeneración, que no son siempre rentables en todo margen de valor del kWh,

pero sí lo son cuando éste aumenta considerablemente.

Hay que hacer por tanto mención del régimen especial de electricidad, que no funciona

según las pautas generales del mercado liberalizado, sino en base a sus propias características.

En el caso de la cogeneración, los autoproductores tienen que declarar su programación

de actividad con cierta antelación. En el caso de las energías renovables, fundamentalmente la

eólica, no es fácil realizar esta programación, por depender de una variable aleatoria como es el

viento, por lo que en tal caso funcionan en régimen sin garantía de potencia. Debido a las

perturbaciones que esto ocasiona en la red, hay tendencia a obligar a los grandes modos de


producción eólica a efectuar previsiones de funcionamiento, lo cual ha quedado obligado por el R.D.

841/2002.

Tanto la cogeneración, por el efecto positivo que produce en la optimización del bien

energético gastado, como las energías renovables, por sus beneficios intrínsecos, tienen primas que

están reconocidas por el Real Decreto que las regula, en este caso el Real Decreto 2818/1998, que

se supone tendrá que ser actualizado antes de que entre la liberalización completa del mercado el 1

de Enero de 2003.

El régimen especial aproximadamente monta en España a un 10% de la generación total de

electricidad, aunque en los momentos de mayor demanda de energía en la red, su contribución

sobre todo y masivamente de cogeneración, ha sido del 15%.

Aunque lógicamente el régimen especial produce ciertas distorsiones en el mercado de la

electricidad y su regulación dentro de la economía liberalizada, aún parece posible aumentar el

porcentaje de energía especial que puede actuar en un sistema eléctrico, sin condicionarlo muy

negativamente en cuanto a la garantía de potencia.

4.3. Los factores económicos en la ampliación del parque eléctrico

El marco macroeconómico que se ha descrito establece unas reglas que condicionan

enormemente los criterios de inversión en nuevas unidades de generación.

En el modelo anterior, la inversión intensiva en capital, y por tanto a largo plazo, se

facilitaba por varios mecanismos de recuperación de la inversión, que han quedado desmontados al

establecerse el nuevo marco liberalizado, tendente a disminuir los costes de la electricidad mediante

el establecimiento de competencia entre productores.

A partir de ahora, con el nuevo marco ya establecido, las compañías eléctricas no podrán

amplificar sus inversiones en nuevas centrales contando con un mercado seguro y protegido, en el

cual las probabilidades de recuperación de la inversión estaban prácticamente garantizadas siempre

y cuando se funcionara con márgenes de operación aceptables.


En esta nueva situación, hay dos factores claves que dominarán las tendencias de

inversión:

- disminuir la inversión inicial tanto como se pueda

- asegurar un coste de su combustible lo más bajo posible, durante un plazo suficientemente

dilatado.

Con estas dos premisas, los diversos modos de generación de electricidad tienen muy

distintas valoraciones, y todas aquellas como la nuclear, y en menor medida el carbón, que

impliquen muy altas inversiones iniciales, tendrán dificultades de principio para poder participar

de manera inmediata en la ampliación del parque.

Por el contrario, las centrales de gas de ciclo combinado ofrecen inversiones específicas y

tiempos de construcción notoriamente más bajos, lo cual explica que en el mercado liberalizado más

antiguo en el contexto europeo, que es el del Reino Unido, desde 1991 no se ha construido ninguna

central eléctrica adicional de carbón o nuclear, sino que todas las nuevas construcciones han sido

de centrales de gas de ciclo combinado. A este respecto hay que añadir que el Reino Unido dispone

de una importante cantidad de gas, pero la situación va a cambiar radicalmente en los próximos 20

años, en los cuales el Reino Unido pasará a ser un importador de gas con una dependencia muy

alta de las importaciones por lo que corresponde a la generación de electricidad. En las

proyecciones que se han realizado hasta la fecha en la planificación indicativa en el Reino Unido,

contenidas en el documento “Energy Projections for the UK, 1995-2020”, publicado en 1995 por la

Oficina Majesty’s Stationery Office, se prevé que para tal fecha (2020) entre el 38 y 55 % de la

electricidad del Reino Unido sea producida por centrales de gas de ciclo combinado, lo cual estará

en todo caso condicionado por la evolución de los precios del gas.

Si atendemos a la segunda consideración planteada, relativa al precio del combustible,

precisamente la situación es la opuesta, pues la energía nuclear es la que proporciona menor coste

del combustible, y el más estable en el plazo de una generación, en función de la disponibilidad de

materia prima y de servicios de enriquecimiento, estando el carbón en segundo lugar, y siendo sin

duda el gas el más volátil de precios en dicho sentido, por estar además indexado al precio del

petróleo.


Así pues, por lo que corresponde a las fuentes de generación fundamentales o de base, la

situación es paradójicamente contraria entre las dos características o criterios que anteriormente se

mencionaban. En cuanto a la minimización de la inversión inicial, incluyendo en ello los costes

intercalarios que se derivan de una construcción muy dilatada en el tiempo, las centrales de gas de

ciclo combinado exhiben con diferencia las mejores condiciones, tras ellas las centrales de

carbón, siendo las nucleares las que requieren mayores inversiones. En estimaciones realizadas en

el Reino Unido en 1996, para una central nuclear de 1000 MW eléctricos, la inversión total hubiera

sido de 3000 millones de libras, previéndose un plazo de construcción de 80 meses, pero hay que

señalar que dicha cantidad y duración de construcción hacen referencia a la central Sizewell B pues

las centrales francesas construídas en la última generación los costes fueron aproximadamente la

mitad de lo citado en el Report británico.

No obstante, eso cabe compararlo con el coste de instalar 1000 MW en centrales de gas de

ciclo combinado, aproximadamente con potencias unitarias de entre 200 y 400 MW, lo cual en total

significaría 400 millones de dólares y unos 24 meses de construcción (atendiendo a la experiencia

británica que fue la primera en Europa de estos casos).

Por el contrario, los precios del gas pueden seguir aumentando en el futuro, de manera

incluso mayor a lo de este último quinquenio, donde se ha producido un encarecimiento notable que

ha llevado a algunas plantas de cogeneración en los años 2000 y 2001 ha reducir mucho sus horas

de funcionamiento, pues solo en los momentos de alta demanda y por tanto de alto precio del kWh,

estaba justificada la producción (en el gráfico adjunto se expone la evolución de los precios de

diversos bienes energéticos).


El riesgo de depender de una fuente externa, como es el gas natural, y en creciente demanda

en todo el mundo, ha sido analizado desde diversas ópticas, y en concreto a nivel de país con

190

180

170

160

150

140

130

120

110

100

90

80

701998 1999 2000

Gasóleocalefacción

Eurosuper

Gas

Butano

Electricidad

177,1

126,5120,8117,7

82,4

Evolución comparada del precio deproductos energéticos para usos domésticos

Fuente: La Industria Eléctrica 2000 (UNESA), que cita la siguientes fuentes:Tarifa eléctrica: Memoria Estadística Eléctrica UNESATarifa Gas Doméstico: Revista Hidrocarburos del Ministerio de Economía y BOEPrecio Bombona de Butano: Revista Hidrocarburos del Ministerio de Economía y BOEPrecio Eurosuper: Revista Hidrocarburos del Ministerio de Economía y UE Bulletin PetrolierPrecio Gasóleo Calefacción: UE Bulletin Petrolier


experiencia en uso de las centrales CGCC, como es el caso británico. Ello se contiene en el análisis

del documento varias veces citado “Energy Review”, elaborado por la Performance and Innovation

Unit del gobierno británico. En dicho análisis se aprecia que en unos 20 años, el Reino Unido pasará

de estar autoabastecido de gas natural a depender de las importaciones en un 70% o incluso más,

siendo el gas empleado tanto para calentamiento directo industrial y de servicios como para la

producción de electricidad, que será masivamente realizada por gas, a medida que vaya

reduciéndose la participación del carbón, que está en franca retirada en dicho país, y también

empiece a reducirse la nuclear, por llegar al final de su vida útil dichas centrales a partir del año

2010 aproximadamente.

La penetración de las centrales de gas de ciclo combinado en el Reino Unido estuvo

también favorecida por el hecho de que las centrales de carbón presentaban rendimientos

relativamente modestos, lo cual fué acelerando su desmantelamiento. En otras partes de este

Informe se advierte contra la problemática de esa desaparición acelerada de algunas clases o

familias de centrales eléctricas en un contexto dado, y el ejemplo británico de las centrales de

carbón fué auténticamente espectacular a partir de las crisis que tuvieron lugar en el gobierno de

Margaret Tatcher a mediados de los 80. En su momento de máxima producción, las centrales de

carbón británicas produjeron del orden de 200 TWh anuales, cifra que todavía se daba a finales de

los años 80. En la actualidad, esa cifra se ha reducido a la mitad, habiendo tomado las centrales de

gas de ciclo combinado esa cuota de producción, e incluso una porción adicional. Para el año 2020,

las centrales de carbón británicas habrán reducido su producción otra vez a la mitad, hasta alcanzar

los 50 TWh, y aún es posible una reducción más acelerada, debido a esa problemática de abandono

de las centrales que empiezan a tener problemas y presentan pocas probabilidades de recuperar las

inversiones en mantenimiento y reparación.

El criterio económico acerca de minimizar los costes de instalación, hace preferibles las

centrales de gas de ciclo combinado como se ha comentado. Por el contrario, las incertidumbres

acerca del precio del gas natural hace que en su evaluación a lo largo de la vida útil completa de

estas centrales, se presenten algunas incertidumbres, que en el citado documento “Energy Review”

se subrayan como auténticos riesgos para el sistema eléctrico británico, lo cual puede extrapolarse

a cualquier otro sistema aun cuando no esté tan gasificado como el británico, el primero que


comenzó en dicha línea en Europa, además de haber iniciado, así mismo el primero, la

liberalización del sector eléctrico.

Acerca de esas incertidumbres, se puede hablar en términos de modelos de prospección o

proyección de cómo va a desarrollarse el sector energético en general y el eléctrico en particular. En

épocas pasadas este desarrollo venía en gran medida condicionado por las directrices de los

correspondientes planes energéticos nacionales, que a menudo tenían consideraciones estratégicas

de muy largo plazo. Eso ayudó en muchos casos a la penetración de la energía nuclear, siendo el

caso francés el más paradigmático a estos efectos, pues a raíz de la primera crisis petrolífera, dicho

país, con una política energética suprapartidista, optó por una fuerte nuclearización, que le permite

ser en este momento el único país del mundo que tiene un consumo de petróleo por debajo del

consumo de energía nuclear.

Sin embargo, de cara al futuro el modelo dirigido en el cual pesaban consideraciones

estratégicas tales como la independencia o garantía de suministro y la diversificación de fuentes, ya

no será aplicable. Estando en un marco liberal, podría decirse que el modelo de proyección

corresponderá más a los planteamientos darwinianos, en los cuales la fuente más adaptada a las

necesidades del momento, y no tanto a las previsibles, será quien tenga mejores posibilidades de

implantación.

En tal sentido está claro que ha comenzado ya un ciclo de negocio a nivel mundial sobre el

gas natural, y que este ciclo tendrá su aplicación en el sector eléctrico.

Del análisis de la cantidad de reservas de gas natural y de su distribución geográfica se

pueden derivar varias conclusiones, y entre otras que no está tan radicalizado en sus reservas

geográficas como el petróleo, pero sin embargo tiene mayores inconvenientes que éste para su

transporte, que va a obligar a una multiplicación de gasoductos y de infraestructura de gas natural

licuado que sin lugar a dudas encarecerá su despliegue.

No obstante, el precio del gas dependerá fundamentalmente de la evolución de su

economía sectorial internacional y de cómo se articulen los contratos de suministro entre los países

productores y los consumidores, y en tal sentido hay que reconocer que en algunos casos se


establecen prácticas de tipo abusivo con contratos que obligan a una gasificación muy fuerte, sin

gran margen para el almacenamiento intermedio o la modulación de la demanda.

En algunas planificaciones del futuro mercado energético se considera que el gas natural

tendrá un ciclo de negocio que irá fundamentalmente desde fecha actual hasta aproximadamente

mitad del siglo XXI, con una reducción progresiva del mismo para quedar a niveles muy inferiores a

los actuales a finales de dicho siglo.

Así pues, desde el punto de vista de cantidad de reservas no parece que haya alarma

fundamental sobre el gas natural, pero si lo podría haber por su precio, y por tanto en la

competitividad de dichas centrales respecto de otras, teniendo estas últimas el inconveniente de

requerir inversiones iniciales muy fuertes y plazos de recuperación muy dilatados.

A nivel empresarial, lógicamente las consideraciones son estrictamente mercantiles, y no

por tanto de tipo macroeconómico, en el sentido de que una empresa individual no tiene por qué

adecuar su funcionamiento a criterios tales como la garantía de suministro global, sino aprovechar

las circunstancias de mercado para obtener los mayores beneficios en una actividad dada, como es

en este caso la generación de electricidad.

En tal sentido, la política más adecuada a nivel empresarial parece ser la de minimizar los

costes de instalación, sin olvidar la faceta del precio del combustible, en lo cual sin embargo actúan

las incertidumbres antedichas acerca de la evolución de los precios del gas.

A continuación se comentan una serie de estimaciones de precios de kWh en el contexto

actual, que pueden servir como referencia para entender el papel que las diversas fuentes de

energía pueden jugar en un marco liberalizado como el descrito.

En la situación actual y previsible, con un sector eléctrico en vías de liberalización

completa, las inversiones las efectuarán los promotores en función de sus planteamientos

económicos particulares, que lógicamente dependerán de los precios de adquisición de las

tecnologías y de los combustibles. Los dos criterios fundamentales en este sentido son:


- Minimización de los costes de la inversión inicial, incluyendo los intereses

intercalarios, y tendiendo a períodos de construcción cortos, y lo menos condicionados

posible respecto de autorizaciones públicas.

- Aseguramiento de unos precios de combustible bajos y estables.

En gran medida, estos criterios son contrapuestos, particularmente en relación con las tres

tecnologías que básicamente se barajan para la ampliación del parque de centrales en régimen

general, con garantía de potencia, que son: Gas, Carbón y Nuclear.

En cuanto a costes de inversión, el menor valor corresponde al Gas (CGCC) con cifras del

orden de 500 euros/kW, o algo superiores (∼ 85.000 pta/kW). En el caso de las centrales de carbón,

el coste de instalación depende mucho de la tecnología usada, siendo en general más cara cuanto

más limpia. La horquilla de inversión podría situarse entre los 1000 y 1500 euros/kW. Para el caso

nuclear, la cifra podría ascender a unos 2000 euros/kW, aunque dependería bastante de los plazos

de ejecución (al reducirse éstos de 7 a 5 años, se podría conseguir un ahorro del orden del 10%).

Aquí habría que añadir un tipo específico de incertidumbre, por las exigencias regulatorias

nucleares.

Por el contrario, por lo que corresponde al coste del combustible, el valor más barato lo

proporciona el caso nuclear, con ∼ 0,35 céntimos de euro/kWh (en barras de central). Para el

carbón es del orden de 1,6 céntimos de euro/kWh (suponiendo un precio para la termia de 0,7

céntimos de euro). Para el gas, con un precio de 1,85 céntimos de euro/termia, el coste del

combustible sería de 3,35 céntimos de euro/kWh (b.c.). Indudablemente esta mayor dependencia

del combustible implica un mayor nivel de incertidumbre para la integral de toda su vida útil. Puede

recordarse que en el último trienio el gas natural ha experimentado una subida de precios del orden

del 7% anual (lo cual ha provocado peores resultados económicos en las unidades de

cogeneración, y un estancamiento de proyectos en esta área).

El coste total por kWh, contando la amortización de la inversión, el combustible, y los de

operación y mantenimiento (O&M) depende lógicamente del número de horas al año que se

supongan de funcionamiento. En el caso de las nucleares, la cifra de horas es realmente alta, con

un factor de carga medio, en estos últimos diez años, por encima del 80%. Para las de carbón ha


sido algo menos del 70%. Para las CGCC las previsiones varían bastante, pues será muy difícil que

la mayoría de ellas puedan funcionar en base.

Suponiendo ∼ 7500 horas de funcionamiento para una central nuclear (con los valores

antedichos de inversión específica y de combustible, más los convencionales de O y M, y un plazo

de amortización de 30 años) el coste total del kWh sería ∼ 3,7 céntimos de euro (lo cual es superior

al que realmente están obteniendo las centrales nucleares en funcionamiento, que en casi todos los

casos es menor de 2,5 céntimos de euro).

Para una central de carbón, con 1100 euros/kW y 1,6 céntimos de euro/kWh de

combustible, se obtiene un coste total de 4,2 céntimos de euro/kWh, con 6000 horas/año (y 25 años

de amortización).

Para una CGCC, con unas 5000 horas de funcionamiento, 20 años de amortización, y los

datos dados anteriormente, se obtiene un coste total de ∼ 5,5 céntimos de euro/kWh

(correspondiendo por tanto un 60% de ello al combustible). Para el mismo supuesto, con 7000

horas/año de funcionamiento, el coste total sería de ∼ 5 céntimos de euro/kWh (y el coste del gas

representaría ∼ 67%).

Para las energías en régimen especial los criterios lógicamente no son comparables, pues

estas energías dependen mucho de la prima tarifaria que se establezca, que en estos momentos

viene fijada por los R.D. 2366/94 y 2818/1998. Sobre el precio medio de producción en 2001 (∼ 4,0

céntimos de euro/kWh) la cogeneración tenía una prima de 2,4 céntimos de euro/kWh (con algunas

excepciones de primas menores), y la energía eólica 2,88.

Los resultados económicos son muy dependientes de las hipótesis efectuadas para su

cálculo, que no siempre se cumplen, ni en las inversiones iniciales, ni en los costes de combustible,

ni en las contingencias de operación y mantenimiento, o número de horas de funcionamiento

equivalente a plena potencia. Por ello cabe complementar los cálculos anteriores con algunos

análisis de sensibilidad acerca de las variables que más puedan afectar a los distintos tipos de

centrales.


Particularizando a cada una de estas, en el caso nuclear las mayores incertidumbres

pueden afectar a las inversiones en la construcción, por los riesgos de licenciamiento y similares. De

hecho, los costes de inversión específica (euros/kW) han variado mucho de unas instalaciones a

otras, por afectar mucho temas tales como las economías de escala, replicabilidad del modelo,

utilización o no del concepto de central de referencia para guiar el licenciamiento, etc. Sin embargo,

el número de horas de funcionamiento efectivo es en general muy alto, y para la experiencia

española sería aceptable 7500 horas, y esto no constituye una incertidumbre con visos de

producirse, como tampoco se asocia incertidumbre significativa al coste del combustible ni al de

operación y mantenimiento, tanto de carácter fijo como variable (siendo este último el directamente

dependiente de los kWh generados). De ahí que en los gráficos subsiguientes se haya tomado la

inversión inicial específica (euros kW) como variable independiente (e incierta) respecto de la cual

estudiar el precio del kWh producido (céntimos de euro/kWh).

Por lo que corresponde a las centrales de carbón, en éstas es donde menos niveles de

incertidumbre se dan en la realidad. Una vez elegido el tipo de central (convencional con

desulfuración de humos, de lecho fluido a presión, de gasificación integrada con ciclo combinado,...)

el nivel de inversión quedaría bastante bien aquilatado, y lo mismo cabría decir de los gastos de

O&M y de combustible.

Por el contrario, los precios del gas manifiestan mucha mayor volatilidad, por varios

motivos, tanto geopolíticos como técnico-económicos. De ahí que se haya elegido esta variable

como característica de la incertidumbre del precio del kWh en las CGCC, lo cual se muestra en el

gráfico correspondiente. Al igual que en el caso nuclear, aunque respecto de variables distintas, el

coste del kWh producido manifiesta bastante variabilidad respecto de la variable independiente (o

incierta).

En el caso nuclear, un 20% de variación en la inversión especifica comporta una variación ∼

14% en el coste del kWh.

Para el caso de las CGCC, la dependencia respecto del precio del gas resulta casi lineal en

valores altos de éste, pues el combustible pasa a ser la partida fundamental del precio.


Una perspectiva esencialmente diferente es la que se encuentra en las centrales eólicas, en

cuyo caso no existe coste de combustible, y la inversión inicial está muy bien aquilatada (y los

precios de construcción son cortos, con proyectos en los que caben pocas incertidumbres

significativas). En las explotaciones eólicas hay fundamentalmente dos fuentes de incertidumbre,

una asociada a las horas de funcionamiento, pues depende de la meteorología, y otra referente al

coste real del mantenimiento, pues se tiene aún poca experiencia acumulada de las necesidades de

reposición de material (p.e. los multiplicadores de velocidad). De ahí que en los gráficos

subsiguientes se hayan utilizado estas dos variables como independientes para representar la

sensibilidad del coste del kWh a estas fuentes de incertidumbre. Lógicamente, el número de horas

de funcionamiento resulta esencial para obtener unos precios bajos.

En el caso de los costes fijos de mantenimiento (anual) de los aerogeneradores éstos se

han expresado como porcentaje de la inversión inicial específica.

En los cálculos representados en los gráficos se han tomado como datos básicos los que

figuran en la tabla siguiente (en la que se indican como variables aquellas magnitudes que se toman

como abscisas de los gráficos respectivos). Por descontado, podría efectuarse un análisis de

sensibilidad más extenso, pero éste se ha centrado en las raíces de incertidumbre más

representativas, teniendo en cuenta las características de cada tecnología.

Tabla de base para cálculos económicos

Magnitud Nuclear CGCC EólicaPotencial total (MWe) 1000 400 1

Rendimiento (%) 35 55 N.A.Inversión específica(euros(kW) Variable 500 820

Coste de combustible(céntimos de euro/kWh)

0,35 Variable N.A.

Coste de O&M fijo(céntimos de euro/kW.año)

0,40 0,14 Variable

Coste lineal de O&M(céntimos de euro/kWh)

0,30 0,36 0,84

Amortización (años) 30 20 20Horas de plena potencia/año 7500 5000 Variable

Para todos los casos se ha supuesto una inflación del 2% y un interés real de 5%


Coste del kWh nuclear en función de la inversión específica

3

3,2

3,4

3,6

3,8

4

4,2

4,4

4,6

4,8

1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400

€ / kWe

c€ /

kWh

Coste del kWh en una CGCC en función del coste del gas

5

5,2

5,4

5,6

5,8

6

6,2

6,4

6,6

1,7 1,85 2 2,15 2,3 2,45

c€ / termia (PCS)

c€ /

kWh


Coste del kWh eólico en función del número de horas anuales de funcionamiento(0,75% de coste de O&M fijo)

Coste del kWh eólico en función del coste de mantenimiento anual (para 2000 horasefectivas) expresado en % de la inversión inicial

4

4,5

5

5,5

6

6,5

7

7,5

1500 1700 1900 2100 2300 2500 2700 2900

Nº de horas (plena potencia equivalente) / año

c€ /

kWh

6

6,1

6,2

6,3

6,4

6,5

6,6

6,7

6,8

6,9

7

0,75 1,25 1,75 2,25 2,75

% (€ / kW.año) / (€ / kW, en inversión)

c€

/ k

Wh


El panorama económico y de rentabilidad de las diversas formas energéticas puede variar

en el futuro si se incorporan a la contabilidad (por internalización) ciertos factores hoy no

considerados, como los asociados al impacto ambiental, p.e., cuotas por emisión de CO2. De esta

tendencia hay claros precedentes en la energía nuclear, donde se constituye un fondo

independiente, gestionado por Enresa, para atender los costes previsibles de gestión y disposición

de los residuos nucleares, así como la clausura y desmantelamientos de las centrales. Estas cuotas

o sobrecostes podrían modificar significativamente los incentivos económicos de las diversas

energías.

5. El parque del futuro

Es bien conocido que las decisiones sobre las inversiones de cualquier tipo, y

específicamente las de generación de electricidad, han tenido siempre una clara razón económica

para su desarrollo, y ésto no ha cambiado sustancialmente en la actualidad, si bien hay que

matizarlo con la fuerte incidencia de las consideraciones ambientales, que incluso tienen una

componente de ayuda o prima para algunas fuentes energéticas o modos de producción, y

asimismo podrían verse afectadas por políticas fiscales que representaran adicionalmente un

tratamiento diferenciador entre las fuentes de energía con contaminaciones específicas, sobre todo

de tipo químico, y las energías renovables, sobre las cuales actúa la decisión política de su

potenciación, por tender a través de ellas hacia un desarrollo sostenible, y al mismo tiempo ser

importantes en la reducción del impacto ambiental.

Un tercer argumento fundamental en las decisiones de política energética es la

disponibilidad de combustible, y es bien sabido que a finales del siglo XX, como una característica

general del sistema mundial de comercialización de combustibles, se está produciendo un auge muy

significativo del mercado del gas natural, y de este auge no ha quedado exento nuestro país, que

proyecta su futuro, particularmente en lo referente a la producción de electricidad, sobre la base de

una mayor penetración del gas como fuente energética.

Actualmente las reservas de gas natural son de unos 140 Gtep (aproximadamente iguales

a las del petróleo). Como el consumo actual es algo inferior a 2,5 Gtep/año, al ritmo actual, sin

nuevas reservas, el plazo de agotamiento sería de unos 60 años. No obstante, el ritmo anual de


aparición de nuevas reservas prácticamente ha equilibrado el consumo, en estos últimos años, de

incremento relativamente moderado (Pasó de 1 Gtep/año en 1970 a 2 Gtep/año en 1990).

Las consideraciones geopolíticas y económicas sobre disponibilidad del gas escapan al

objeto de este estudio, pero no obstante cabe hacerse eco de lo formulado por el Green Paper de la

Unión Europea y por otros de diversos organismos, en los cuales se subraya que la fuerte tendencia

a la gasificación de todos los países hará que a medio plazo actúen fuerzas de muy alta demanda

sobre el gas natural que pueden provocar fuertes desequilibrios en los precios, aunque no se cree

que sean atentatorios contra el abastecimiento.

Hay que señalar a este efecto que algunos países, como es el caso del Reino Unido, prevén

que para el año 2020 más de la mitad de su energía primaria sea suministrada por el gas; con la

peculiaridad de que hoy día Reino Unido es exportador neto de gas, característica que dejará de

tener en un lustro, para ser importador fuerte de gas, aproximadamente el 75% de su consumo, en

el plazo señalado (2020).

El comentario anterior intenta reflejar que se va a producir en el mundo en general y

particularmente en Europa Occidental y países de la OCDE una tendencia similar a la que hubo en

los años 60 del siglo pasado respecto del petróleo, por la cual se llegó a que más de la mitad de la

demanda de energía primaria en esos países fuera satisfecha por el petróleo, lo cual sin duda

alguna fue caldo de cultivo para la aparición de las crisis petrolíferas de 1973 y 1979. A su vez las

crisis provocaron una reversión de esa tendencia consumista, dándose la situación de infrautilizar

infraestructuras y centrales de producción de electricidad a base de derivados de petróleo que por

cuestión de precios pasaban a ser no competitivas.

Además de producirse esa coincidencia internacional absoluta en la tendencia a la

gasificación, también se observa esa misma tendencia en nuestro país en los diversos sectores

consumidores que están tendiendo a su gasificación todos al unísono, con la lógica tensión en la

demanda y en las infraestructuras, lo cual sin lugar a dudas provocará ciertos desequilibrios entre

demanda y oferta, que posiblemente solo afectarán a los precios, por la disponibilidad considerable

de gas que existe mundialmente.


Junto a los factores económicos, ambientales y de disponibilidad de combustible, en la

planificación de nuevas inversiones para la generación de electricidad tiene sin duda una

importancia radical la disponibilidad de tecnología.

La importancia social y económica de la electricidad no permite hacer descansar la

cobertura de la demanda en fuentes de energía tecnológicamente inmaduras o no solventes, por las

indisponibilidades globales que pueden llegar a darse.

En este sentido, cabe señalar que en la política de planificación indicativa planteada por el

gobierno español y seguida notoriamente por el sector empresarial, las nuevas inversiones en

centrales de producción de energía eléctrica se focalizan fundamentalmente hacia las centrales de

gas de ciclo combinado y hacia las energías renovables, y dentro de éstas, a la energía eólica.

En sus capítulos respectivos se tendrá ocasión de hablar de ellas y de su valoración

tecnológica, pero lógicamente conviene señalar unas peculiaridades macroscópicas sobre ellas en

este momento.

a) Centrales de Gas de Ciclo Combinado (CGCC)

Las centrales de gas de ciclo combinado son prácticamente novedosas al cien por cien para

el sector eléctrico español, si se descuenta la experiencia singular, pero interesantísima desde el

punto de vista tecnológico, de la central de Puertollano de gasificación integrada con ciclo

combinado (GICC). Aunque la mayor singularidad de esta central procede de la gasificación del

carbón, lo cierto es que el uso del gas obtenido se efectúa en un ciclo de gas directo, seguido de un

ciclo de vapor que emplea la energía residual de los humos emergentes de la turbina de gas. Por

tanto, se tiene como experiencia previa y de características solventes, esta central GICC de

Puertollano, que además funciona parcialmente, sobre todo en los arranques de operación, con gas

natural, lo cual significa un antecedente aun más claro para las centrales que se proyectan. No

obstante estas nuevas centrales obedecen a una nueva concepción, distinta y bastante más

avanzada en cuanto a las exigencias de las turbinas de gas, y se enmarcan en un mercado

absolutamente globalizado de este tipo de instalaciones, de las cuales hay un pequeño número de

suministradores en el mundo, que además actúan casi siempre como suministradores llave en


mano, no solo del equipo productor de energía, sino de la planta en general, aunque ello se deba a

características que en su momento señalaremos, y que con el tiempo posiblemente se irán

modificando, si se produce una asimilación tecnológica por parte de los diversos propietarios.

Las centrales de gas de ciclo combinado presentan características muy positivas para su

desarrollo, como son los plazos de construcción relativamente cortos, del orden de los dos años

para la construcción en sí, más unas buenas perspectivas de mantenimiento, aunque este exija

reparaciones programadas importantes en las partes más sensibles de los componentes (como son

los álabes de la turbina de gas) cuestión ésta que se puede hacer mediante reemplazamiento por

álabes nuevos para rectificar los usados y ponerlos de nuevo en disposición de ser utilizados otra

vez.

En este ámbito concreto de centrales de gas de ciclo combinado, la capacitación

tecnológica española es realmente muy pobre en la actualidad y podría decirse que se está

efectuando un desembarco tecnológico en un área nueva, sin haber efectuado una programación

detallada del mismo en la parte tecnológica. En esto sucede, por ejemplo, lo contrario de lo que

ocurrió en el caso de la energía nuclear, en el cual el planteamiento se efectuó sobre una base de

asimilación tecnológica que parecía indispensable para el funcionamiento eficaz y solvente de

centrales de una tecnología compleja y con connotaciones muy peculiares, como era la nuclear.

Sin lugar a dudas, se habrá de efectuar un esfuerzo importante en la asimilación de parte de

esta tecnología, aunque posiblemente no en lo que podríamos denominar el corazón energético de

las mismas, que en principio está planteado sobre un nivel de competitividad internacional muy

fuerte entre las empresas suministradoras y por tanto poco propicio para el intercambio o la

transferencia de tecnología desde el suministrador al comprador.

b) Energía eólica

Otro campo de singular expansión en el parque eléctrico del futuro será el de los

aerogeneradores de energía eólica. El Plan de Fomento de Energías Renovables aprobado por el

gobierno a finales de 1999 recoge claramente la potencialidad energética-tecnológica de España, y

apuesta por una multiplicación del parque eólico instalado en España por un factor cuatro, entre el


año 2000, y el año 2010, horizonte del Plan; y por un factor similar se prevé la multiplicación de

energía.

Concretamente en el año 2000 la potencia instada en parques eólicos era próxima a 2,3

GW, y en el año 2010 se espera que sea próxima a los 9 GW. En cuanto a la producción, para el

año 2000 fue próxima a los 5 TWh, y en el 2010 se prevé que sea de 21,5 TWh.

El despliegue de energía eólica va en nuestro país por delante de lo previsto y en este

momento la capacidad tecnológica española es la única en Europa, a excepción de Alemania, que

puede poner en servicio más de un GW de nuevos parques eólicos en un año. Esto se debe al

fuerte desarrollo empresarial que ha habido en este último decenio en nuestro país, en muy gran

medida estimulado por la acción fomentadora del gobierno central y de las Comunidades

Autónomas, a lo cual ha acompañado una política tarifaria adecuada, aunque se debe reconocer

muy ensalzadamente la extraordinaria respuesta tecnológica del sector industrial español ante las

posibilidades abiertas por los parques eólicos. En cuanto a su significación en la producción de

electricidad, en el año 2000 fue algo menos de un 2,5 %, lo cual se triplicará prácticamente para el

2010, si se cumplen las expectativas de crecimiento de esta fuente de energía y de la demanda de

energía eléctrica, llegando a una cobertura de un 7,5 % de la demanda de electricidad nacional,

meced a la energía eólica.

En el Anexo correspondiente habrá que significar pros y contras de esta fuente de energía,

pero por lo que corresponde a la valoración tecnológica macroscópica que es necesario efectuar en

este capítulo, hay que señalar la buena salud de este sector, con unas perspectivas de

mantenimiento y consolidación magníficas, y una diversificación notoria entre tecnologías; y aunque

en ellas haya una participación considerable de patentes extranjeras, su asimilación por parte de las

empresas productoras de tecnología de este país ha sido muy rápida y eficiente, y el entramado que

se ha producido, empresarialmente hablando, aunque en algunos aspectos es demasiado

atomizado, sin lugar a dudas configura un marco solvente de tecnología, la cual no será en absoluto

un cuello de botella en este despliegue; si bien existen desafíos tecnológicos claramente

identificados y que habrá que abordar. Estos se comentarán en su capítulo correspondiente, tanto

referentes a la tecnología en sí, como a la disponibilidad de estas centrales, donde quizá radique su

debilidad, y acerca de lo cual hay que hacer un esfuerzo notorio en lo que podríamos llamar


tecnología del conocimiento, en este caso meteorológico, para aumentar la fiabilidad de la

predictibilidad en 24 horas y en un plazo inmediato, aproximadamente 2 horas, con objeto de poder

insertar la producción de electricidad eólica debidamente en el marco global de la red de distribución

a la que afecte. Esto es importante a nivel de la red peninsular, y más lo es aún a nivel de las

diversas islas.

Por lo que corresponde a su potencialidad teórica, nuestro país no está especialmente bien

dotado de vientos, respecto de lo que pueden ser otros países europeos de geografías más

nórdicas y con costas mucho más barridas por los vientos, y que sin embargo no en todos los casos

han experimentado un desarrollo tecnológico y de inversiones como el que se ha dado en el

nuestro. No obstante, la energía eólica tiene, en un plazo previsible, y posiblemente a lo largo de

toda una generación, una tarea importante de despliegue para aprovechamiento de los recursos

disponibles, y en tal sentido conviene volver a subrayar la capacidad tecnológica que ya se ha

desplegado.

c) Biomasa para electricidad

En cuanto a otras energías renovables, se puede destacar la biomasa, aunque adolece de

problemas considerables en su despliegue, que pueden comprometer muy seriamente la

prospección o previsión realizada por el Plan de Fomento de Energías Renovables.

De hecho, por lo que corresponde al tema eléctrico, la entrada en servicio de nuevas

instalaciones está siguiendo una velocidad muy por debajo de lo previsto, según lo cual para el año

2010 habría que llegar a 1,9 GW de potencia instalada, en números redondos partiendo del nivel del

año 2000 de 0,15 GW. Por lo que corresponde a producción, habría que pasar de 0,83 TWh a 14

TWh, cuestión esta realmente complicada teniendo en cuenta el panorama que en este momento se

presenta respecto de la biomasa. A ello habría que añadir una cierta contribución del biogas,

considerablemente modesta en relación con la biomasa, como puede verse en la información del

Anexo X, y así mismo de los residuos sólidos urbanos, que por lo que respecta a la producción de

electricidad, pasarían de los 0,65 TWh en el 2000 a los 1,85 en el 2010, con potencias respectivas

de 94 MW, a los 260 MW.


Este retraso importante en el despegue de la biomasa como fuente energética,

fundamentalmente por lo que corresponde a la producción de electricidad, se debe sobre todo a dos

tipos de problemas: el primero relativo al combustible en sí, y su dificultad de acopio y acarreo

(logística), por ser en general un combustible que ocupa extensiones considerables, lo cual significa

una problemática de transporte y concentración nada desdeñable, asociada a un empleo humano

bastante extensivo a la vez, lo cual tiene sin duda alguna connotaciones positivas desde el punto de

vista social, pero las tiene también negativas desde el punto de vista de rentabilidad económica

intrínseca.

El segundo tipo de problemas hace referencia a aspectos estrictamente tecnológicos, por

varias razones que resumidamente se exponen a continuación: en primer lugar, en la biomasa se

encuentran combustibles que ya están parcialmente oxidados, como son los hidratos de carbono y

asociados, lo cual representa un poder calorífico considerablemente menor al de los hidrocarburos,

lo cual induce una problemática elemental en la obtención de la alta entalpía que es necesaria para

la producción de electricidad, y que se ha de manifestar en alta temperatura y presión del vapor

producido, con objeto de que el rendimiento del ciclo termodinámico de conversión sea

suficientemente alto. A eso se debe añadir otra cuestión tecnológica básica, que radica en la

singularidad y falta de repetibilidad de muchas de las instalaciones energéticas de biomasa, que a

menudo tienen que tratar con residuos vegetales muy diferentes, lo cual implica ingenierías

absolutamente distintas, no solo en las fases previas del tratamiento del combustible, sino en la

caldera fundamentalmente. Esta falta de repetibilidad hace menos eficiente la curva de aprendizaje,

a resultas de lo cual se mantienen unos precios de instalaciones, en cuanto a inversión,

considerablemente altos. Conviene señalar aquí el antiparalelismo con la energía eólica, en la cual

se tiene una repetibilidad muy considerable de las instalaciones, pues aunque orográficamente

puedan ser notoriamente distintas, y también en cuanto a contenido de humedad en la atmósfera,

sin embargo en cuanto a la maquinaria en sí, prácticamente se puede dar una repetibilidad total, lo

que implica una altísima eficiencia en la reducción de costes merced al aprendizaje y a la economía

de escala en la producción de materiales y componentes.

Sin lugar a dudas, esta falta de repetibilidad hace menos atractiva la biomasa en cuanto

fuente de energía, lo cual podría paliarse si se sistematizan los tipos de cultivos energéticos, como

es el famoso cynara cardunculus o cardo borriquero. Aun así, los cultivos energéticos están


teniendo un desarrollo muy reducido, sobre todo en comparación con el aprovechamiento de

residuos de industrias agrícolas, donde se produce una sinergia elemental muy fácil de aprovechar,

al contrario que en el despliegue de una nueva tecnología, que sin embargo merecería mucha más

atención habida cuenta de su muy alto potencial en nuestro país.

d) Las nuevas ideas-fuerza en el desarrollo eléctrico

Al considerar las nuevas instalaciones que conformarán el parque eléctrico español en los

próximos años, y particularmente este próximo decenio, conviene subrayar que se produce un

alineamiento entre el despliegue de las nuevas instalaciones y los criterios de política

medioambiental del gobierno español, incluyendo algunos compromisos internacionales importantes

como es el caso del Protocolo de Kyoto, aunque este último revista una dificultad intrínseca de

cumplimiento, ya señalada por el Green Paper de la Unión Europea, y que por otra parte está

relacionada con el problema científico del cambio climático, de enorme calado y envergadura, y que

en gran medida está aún por aquilatar. Cuestión que adicionalmente se complica con la posición

actual de Estados Unidos en dicho campo, siendo éste el mayor emisor de CO2 atmosférico, con lo

que ello significa. Esta problemática se tratará específicamente en la sección dedicada al carbón.

En cuanto al alineamiento que se ha indicado, es obvio que tanto las centrales de gas de

ciclo combinado, como más señaladamente la energía eólica y la biomasa, son fuentes que

minimizan el impacto ambiental, sobre todo estas últimas, y por tanto sirven al mismo tiempo a la

política energética y a la política medioambiental y de compromisos internacionales. Por lo que

respecta a las cuestiones económicas de la electricidad y al mantenimiento de la disponibilidad y

garantía de suministro eléctrico en su conjunto, habrá que valorar la repercusión de estas políticas y

tendencias.

La incidencia económica en la electricidad por las primas tarifarias a la producción en favor

de las energías renovables, no es de momento desequilibrante en ningún sentido, por tratarse

todavía de participaciones porcentuales pequeñas, pero lógicamente se habrán de tener en cuenta

cuando la participación aumente ligeramente. Aun así, y sobre todo en el caso de la energía eólica,

y por las razones antedichas, desde luego puede preverse una convergencia cada vez mayor de

precios entre ésta y formas más convencionales de producción de energía eléctrica.


No obstante, por los problemas de impredictibilidad y aletoriedad de su disponibilidad, se ha

de tener presente el problema de la potencia de respaldo inherente a los sistemas con alto

porcentaje de participación de energías renovables, pero esta cuestión afectaría más al desarrollo

eléctrico a largo plazo, es decir más allá del 2010.

En ese largo plazo, se entra ya en una dinámica tecnológica más complicada, donde

jugarán su papel cuestiones importantes relativas al desarrollo energético sostenible, para lo cual

posiblemente habrá que plantearse un horizonte de unos cincuenta años (tal horizonte, es decir el

del 2050, es el que se ha planteado en el reciente documento de la Performance and Innovation

Unit del gobierno británico).

La consideración de un largo plazo en aproximadamente cincuenta años suscita

indudablemente consideraciones tecnológicas de gran calado pero con mucha incertidumbre, pues

se da por supuesto en todos los escenarios contemplados que en estos próximos cincuenta años

deberá llevarse a cabo una revolución tecnológica considerable en el ámbito energético,

particularmente en la producción de electricidad, pero también en el transporte.

Ello se debe fundamentalmente a cuestiones ambientales, aún cuando éstas podrían

ponerse en cuestión en la revisión de los casos científicos relativos al cambio climático. No menos

importantes serán las causas limitativas, como el agotamiento de las reservas de combustibles

fósiles, que por motivos geológicos están lógicamente limitadas, y que mucho antes de su limitación

teórica suscitarán una problemática importante en cuanto al nivel de precios.

La prognosis realizada en los ejercicios relativos al desarrollo sostenible ha puesto mucho

énfasis en esta revolución tecnológica. En tal sentido, se considera que precisamente cincuenta

años parece plazo prudente y aceptable para el desarrollo tecnológico y la puesta a punto comercial

de la fusión nuclear, y al mismo tiempo para el despliegue completo de las fuentes renovables de

energía.

Cada una de estas fuentes, incluyendo la fusión, presenta su problemática específica. La

fusión, desde acabada la segunda guerra mundial, ha sido considerada como una fuente para la


generación siguiente, dando un plazo de unos treinta a cuarenta años para su puesta en

funcionamiento. Los avances en la física de confinamiento de plasma han permitido identificar

nuevos modos de operación del plasma confinado de fusión, y en tal sentido se han hecho avances

científicos considerables, aunque no tan exhaustivos como los que se preveían hacia 1970, cuando

se barajaban muy diversos tipos de máquinas de confinamiento. No obstante, hay que dejar

constancia del éxito de las investigaciones científicas de la fusión nuclear, sobre todo en la Unión

Europea, en relación con el desarrollo de tokamaks, con unas prestaciones del JET muy halagüeñas

en cuanto a resultados científicos, que han permitido redefinir la siguiente generación de este tipo

de máquinas, apuntando ya a un reactor prototipo, como podría ser el ITER-2 o nuevo ITER.

Ahora bien, en este ámbito la decisión norteamericana del gobierno del presidente Clinton

de retirarse del desarrollo tecnológico del ITER, significó un replanteamiento de las vías a continuar,

y el liderazgo pasó fundamentalmente a manos de la U.E. con participación de Japón, Rusia y

Canadá en menor medida. En el contexto de este liderazgo europeo hay que mencionar la

problemática del emplazamiento para la construcción de esta máquina, que sin duda alguna sería

un importante foco de atracción para la I+D en este campo, en los decenios venideros. Actualmente

se ha efectuado ya una evaluación completa del centro de investigaciones del CEA francés en

Cadarache (no lejano a Aix-en-Provence) pero el Ministerio español de Ciencia y Tecnología ha

hecho pública en la Unión Europea su ofrecimiento de Vandellós como emplazamiento para el ITER

en nuestro país. Indudablemente ello podría tener repercusiones importantísimas en cuanto a

movilización de investigadores y presupuestos, aún cuando el proyecto es una actividad

internacional, pues el país anfitrión del reactor no gozaría de ventajas específicas de I+D por ese

hecho, pero sí de otras, tanto directamente (concesiones de servicios, contratos...) como

indirectamente, por estímulo de vocaciones científicas, por ejemplo, y un mayor eco social del

interés de la I+D.

La fusión presenta sin embargo características complejas para su desarrollo tecnológico,

incluso en la redefinición más realista que se ha hecho para el nuevo ITER, y asimismo teniendo en

cuenta las posibilidades de los nuevos regímenes de confinamiento no inductivos, y que podrían

llevar a modos de funcionamiento muy duraderos, prácticamente estacionarios, en los sistemas de

fusión (Véase Anexo VI).


En todo caso, la dificultad de estos desarrollos ha hecho que en la U.E., y a instancias del

gobierno británico, se haya puesto en marcha una iniciativa de reconsideración de las

investigaciones de fusión, para poner en marcha lo que sería una vía más rápida de desarrollo, con

especial atención a los materiales que van a necesitarse para soportar las condiciones extremas de

funcionamiento en temperatura y en fluencia neutrónica, sobre todo, de los reactores de fusión. Esta

iniciativa, conocida como Fast Track Fusion, no ha hecho sino plantearse, y está por materializarse

en sus primeras conclusiones y en su incorporación a un programa de fusión, que en todo caso

sería de plazo muy largo.

De manera similar, en los escenarios más fiables que existen de despliegue completo de las

energías renovables, se señala un plazo de entre 30 y 60 años para ello, aun cuando las dificultades

de despliegue son de muy diversa naturaleza. De hecho son mínimas para el caso eólico, que sin

embargo puede encontrar su saturación en ese plazo, y son mucho más cuestionables para las

energías solares directas, tanto térmica como fotovoltaica, quedando en un campo intermedio la

capacidad tecnológica de la biomasa, por su problemática de bajo poder calorífico específico y

dificultades para ser explotada comercialmente en sistemas productores de electricidad con

rentabilidades similares a las que han propiciado el desarrollo económico de la sociedad occidental.

El muy largo plazo queda un tanto fuera del alcance planteado en este estudio, pues a

pesar de que ha habido varios escenarios considerados para planificar la investigación actual, lo

cierto es que en el ámbito de las energías renovables son bien conocidos los fundamentos físicos y

las limitaciones de las transformaciones energéticas que pueden darse en ellos.

En cuanto a la fusión, las incertidumbres son mucho mayores, y relativas a la capacidad de

operar,desde un punto de vista de ingeniería solvente, sistemas tan complejos, y sometidos a una

radiación neutrónica muy intensa, aunque sin productos de fisión ni actínidos, pero que producirán

campos de radiación ionizante muy altos en la propia instalación, además de la problemática del

manejo del tritio, isótopo radiactivo del hidrógeno, y que representa el mayor riesgo en la operación

de estas centrales, por lo que a protección radiológica se refiere. Cabría minimizar el uso de tritio,

acudiendo a ciclos de reacciones de fusión más avanzados, pero éstos exigen temperaturas de

confinamiento de plasma mucho más elevadas, e incluso en algunos casos, como en la llamada


fusión aneutrónica protón-boro, las estimaciones científicas señalan que sería prácticamente

imposible conseguir ganancia energética positiva con esta reacción.

6. Oportunidades tecnológicas en el desarrollo eléctrico

En este contexto aparece una dicotomía que merece comentarse brevemente por lo que a

valoración tecnológica se refiere: existen por un lado lo que podría denominarse tecnologías a gran

escala que implican desembolsos cuantiosos en investigación y desarrollo de muy pocos prototipos,

incluso uno solo, como puede ser la fusión. En tal caso, la investigación tecnológica española tiene

forzosamente que encuadrarse en la investigación de la U.E., cosa que de hecho ya está así

establecida, tanto por decisión política como por planteamiento y desarrollo en la comunidad

científica.

Por otro lado puede señalarse una tecnología de pequeña escala, donde los prototipos a

desarrollar y las investigaciones en materiales y procesos de transformación energética no

requieren desembolsos tan cuantiosos y pueden abordarse a nivel de un país, o incluso a nivel de

una compañía energética de tamaño suficientemente solvente. Este es el caso en general de las

fuentes de energía renovables, con las peculiaridades que cada una representa, y que ya se han

comentado en el caso de la eólica, con su capacidad de repetibilidad de los aerogeneradores, en los

cuales aún existe un campo no despreciable de mejora tecnológica, tanto en materiales, como en

equipo eléctrico.

Por lo que corresponde a la energía fotovoltaica es obvio que el desarrollo de dispositivos

de estado sólido más baratos de fabricación o con mejor rendimiento fotovoltaico no requieren unas

grandes inversiones, por tratarse de procesos que pueden estudiarse a escala muy miniaturizada.

Su comercialización sí requeriría un nivel distinto de inversiones.

A escala algo superior se han de tratar los problemas de la energía solar directa

heliotérmica, preferiblemente con concentración de la radiación solar directa para la obtención de

volúmenes de muy alta entalpía específica en el fluido de trabajo. Algo similar puede decirse de las

aplicaciones de combustión directa de la biomasa, donde hay un amplísimo rango de potencias y de

aplicaciones en los cuales puede investigarse con medios relativamente acotados.


Esta pequeña escala de desarrollo tecnológico debería ser especialmente cuidada en

nuestro país, pues además tiene posibilidades muy apreciables de desarrollo tanto en energía solar

directa, heliotérmica o fotovoltaica, y en energía procedente de la biomasa.

Los desafíos y oportunidades en este ámbito de investigación tecnológica, y en general en

todo lo referente a la tecnología, incluyendo su aplicación a la producción de electricidad de modo

maduro y competitivo, exigen unos sistemas de vigilancia y valoración tecnológica a los cuales

no siempre se les ha prestado la necesaria atención en este país. Aunque estos temas son

relativamente subjetivos de valoración, sí podría indicarse que el desembarco del sector eléctrico

español en el ámbito del gas, ha sido ligeramente más retrasado del que hubiera convenido para

una incorporación más capacitada de nuestro país al consumo de gas para la producción de

electricidad. En este caso, el tiempo de reacción ha sido tan escaso, que la práctica totalidad de los

proyectos contemplados a principios del siglo XXI han de desarrollarse llave en mano, con muy

fuerte responsabilidad por parte del suministrador del equipo, que ciertamente está actuando en un

contexto global de mercado fuertemente dominado por los suministradores al ser muy fuerte el tirón

de la demanda de estos equipos, lo que sitúa al suministrador en situación de predominancia.

Predominancia que se acentúa por el hecho de que el mantenimiento de estas centrales, sobre todo

en su parte más específica o compleja, requerirá la participación directa, cuando no la

responsabilización total, por parte del suministrador del equipo.

La valoración tecnológica de las oportunidades existentes en el mercado internacional ha de

realizarse con un criterio de vigilancia de la evolución de la tecnología y de actualización de su

significado, teniendo en cuenta todos los parámetros que intervienen, desde los precios del

combustible hasta los requisitos de tipo ambiental que puedan afectar. En el mundo desarrollado

occidental, esta vigilancia se ha de ejercer de manera fundamental por parte de las empresas del

sector, pero en algunos países existen comités o equipos de trabajo cuya misión fundamental es

estar atentos, a nivel nacional, de las posibilidades y ventajas, así como inconvenientes, que se

pueden asociar a los diversos modos tecnológicos de generación de electricidad. Materias de

estudio propias de estos comités pueden ser de variado tipo, como por ejemplo las dificultades

intrínsecas de la tecnología de la biomasa para sistematizar su uso y conseguir unidades de trabajo

con alto nivel de estandarización, que produzcan ahorros importantes gracias a la curva de


aprendizaje y a la economía de escala en la producción de largas series. De manera similar a como

resulta pertinente la vigilancia de la evolución de los precios internacionales de los combustibles, y

la vigilancia de su disponibilidad en función de factores geopolíticos, y no solo comerciales, cabe

subrayar la importancia de la vigilancia de las evoluciones de las diversas tecnologías, incluso con

el objeto de preparar adecuadamente los equipos humanos para la asimilación de esa tecnología o,

preferiblemente, su desarrollo tecnológico y comercial.

El tema de los equipos humanos, o del factor humano en general, resulta crucial en el

mundo tecnológico, puesto que la tecnología es en gran medida conocimiento, tanto de los procesos

en sí, como del saber ejecutar dichos procesos y llevarlos a una realización práctica eficiente y

rentable.

El tema del factor humano, o del capital humano como se le denomina en algunas

ocasiones, ha llamado la atención de numerosos estudios, y por lo general se ha subrayado la

enorme importancia de este factor en las prestaciones de un equipo de trabajo, y por tanto la

solvencia tecnológica y económica de una empresa, y en definitiva de un país. Sin embargo, se

señala en este campo, y en otros varios campos de la actividad industrial, que esta supuesta verdad

de la importancia capital del factor humano, sin embargo se ha relegado a menudo por motivos

económicos, llegando incluso a producir recortes considerables (por ejemplo con jubilaciones

anticipadas) de la capacitación operativa de un equipo humano, sin tiempo real para su relevo

generacional. Obviamente esto obedece a criterios económicos estrictos, contra los cuales resulta

muy complicado luchar, máxime si se tiene en cuenta que el factor humano tampoco se puede

considerar como un componente intrínseco de la empresa y absolutamente ligado a él, por la

capacidad de migración del factor humano de unas empresas a otras dentro de un mismo sector, o

entre sectores distintos. Esta característica absolutamente natural del factor humano, de no poderse

ligar a un determinado equipo en una determinada circunstancia operativa, hace que pierda valor

práctico la importancia que el factor humano tiene en sí, puesto que esa importancia puede ser

transferida de unas empresas a otras, o de unas instituciones a otras, con mermas a veces

sustantivas de la capacitación de la empresa de origen, que a menudo ha tenido que invertir

importantes sumas en la formación de su personal. Es bien conocido que en el caso de personal

específicamente necesario para una empresa, se pueden recurrir a sistemas de fidelización

estimulada, generalmente por vía monetaria con plazos de previsión suficientemente largos. En todo


caso, el factor humano no deja de ser un punto problemático en la capacitación tecnológica, en su

aplicación, y en como conseguir que la tecnología disponible a nivel mundial pueda materializarse

para un proyecto concreto, que es una de las facetas donde el factor humano puede resultar más

decisivo a la hora de obtener éxito y rentabilidad

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