El 23/3/2013 se celebraron unas jornadas sobre sostenibilidad energética (y mucho más) en Bullas, Murcia, en una clara muestra de articulación de la sociedad entorno a estos temas, cuyas semillas sin duda van contribuyendo a generar momento para la transición.
En este enlace podéis acceder a la presentación que acompañó a la charla 'Hacia la sostenibilidad energética: Posibilidades y desafíos'.
En el caso de que haya otros contenidos accesibles en internet, confío en que los organizadores de las jornadas se sientan libres de referenciarlos en los comentarios.
jueves, 25 de abril de 2013
Costes de las tecnologías solares para generación de electricidad: Termosolar (CSP) versus fotovoltaica (PV)
Nos encontramos en pleno proceso de transición de nuestro
sistema energético desde la era fósil a la era renovable, y en este contexto,
la mayoría de las tecnologías renovables se encuentran recorriendo su curva de
aprendizaje, estando cada una de ellas en un punto distinto de su curva
correspondiente.
El hecho de que existe una evolución temporal dinámica por
la curva de aprendizaje a menudo se tiende a olvidar, confundiendo la situación
actual con una situación estática invariable a lo largo del tiempo (Figura-1).
En el sector energético hay mucha tendencia a olvidar de
dónde viene la situación actual a la hora de emitir juicios sobre cómo puede
desplegarse el futuro (y por tanto de planificar el sistema energético). Hay una
gran tendencia a creer que como están las cosas en el momento presente es de la
única forma de la que pueden estar y que no hay margen de evolución
significativa. Ya hemos asistido en varias ocasiones a ver cómo estos tópicos o
prejuicios se desmontan rápidamente al evolucionar las tecnologías por sus
curvas de aprendizaje:
·
Las
tecnologías convencionales olvidan fácilmente de dónde vienen y tachan de
inviables a las renovables por sus elevados costes o necesidad de apoyo, así
como por el bajo nivel de la demanda que cubren.
·
Incluso entre
las distintas tecnologías renovables en ocasiones se replica esta situación, y
asistimos a ver cómo unas tecnologías emiten este tipo de juicios sobre otras
tecnologías, a pesar de que hace pocos años la situación fuera radicalmente
inversa (caso CSP – PV)
Figura-1: Evolución dinámica de los costes de una tecnología
dada al avanzar por su curva de aprendizaje, en contraste con la percepción
estática en un instante dado.
Para incorporar esta situación dinámica en la planificación
energética se desarrollan escenarios de evolución a lo largo de las curvas de
aprendizaje, con el fin de incorporar el máximo conocimiento posible sobre la
probabilidad de cómo se puede desplegar el futuro de cara a enriquecer el
proceso de toma de decisiones actual, que sin duda conduciría a resultados
mucho más erróneos si las decisiones se tomaran exclusivamente en base a la
realidad estática actual.
El análisis basado en estos escenarios probables de cómo se
desarrollará el futuro arroja conclusiones muy interesantes y de gran peso
potencial sobre el proceso de toma de decisiones y planificación energética,
como el hecho de que en promedio a lo largo del periodo de transición, la
transición hacia un sistema energético eficiente y 100% renovable nos sale
considerablemente más barato que seguir con el sistema energético actual, o el
hecho de que cuanto más se acelere la transición del sistema energético durante
los primeros años, menor será el coste promedio en el periodo de transición
(ver estudio Energía 3.0 )
Sin embargo, la forma en que se puede desplegar el futuro no
es ni mucho menos única, y la velocidad de avance de las distintas tecnologías
por sus respectivas curvas de aprendizaje depende de muchos factores, de tal
forma que ninguna de ellas puede tomar por hecho que va a alcanzar su situación
de costes asintóticos potencial: Entre otras cosas dependerá de hasta qué punto
se le permita avanzar por la curva de aprendizaje en base al nicho de mercado
que le quede disponible en el mix energético que se acabe estableciendo.
Con todo, la mejor aproximación para gestionar el riesgo en
la toma de decisiones en base a esta incertidumbre de cómo se desarrollará el
futuro es mediante el desarrollo de escenarios probables con hipótesis y
metodologías homogéneas para las distintas tecnologías implicadas.
En el estudio Renovables 100% acometimos esta labor para las distintas tecnologías renovables (y también para
las tecnologías ‘convencionales’, que también se encuentran en una curva
dinámica de evolución de costes, pero en este caso es creciente…). A modo de
ejemplo, la Figura-2 reproduce la comparativa del LEC de la electricidad
producida con tecnología termosolar (CSP) y fotovoltaica (PV) al principio del
periodo temporal considerado en el escenario (año 2003) y al final del mismo
(año 2050). Como puede observarse, en estos escenarios desarrollados con
hipótesis homogéneas para las distintas tecnologías (entre otras que ninguna
tecnología veía diferencialmente restringido o retrasado su avance por la curva
de aprendizaje como motivo de elementos externos, como puede ser la disparidad
regulatoria, y análogamente que ninguna tecnología se vería sometida a
discontinuidades insostenibles del mercado que redujeran artificialmente su
coste), la CSP que en el año 2003 presentaba un coste de generación de la
electricidad inferior al de la PV mantenía un coste más favorable en el año
2050, si bien el escenario arrojaba para el año 2050 una considerable
uniformización de costes entre estas dos tecnologías.
Figura-2: Comparativa de los LEC de las tecnologías
termosolar y fotovoltaica en los escenarios desarrollados para el estudio
Renovables 100%
Pues bien, una de las cosas ‘divertidas’ de los escenarios,
es que al pasar el tiempo se puede comparar el desarrollo de la realidad con el
escenario realizado, lo cual, además de para regocijo o cabreo de quien
desarrolló los escenarios, puede servir para diagnosticar la presencia de
elementos que se han desviado de las hipótesis de partida y evaluar su impacto,
permitiendo en ocasiones identificar elementos críticos para desarrollar el
potencial de evolución.
La Figura-3 recoge la comparativa entre el escenario de
evolución de costes de la fotovoltaica (curva azul claro) desarrollado para el
estudio Renovables 100% y la evolución real que ha tenido la tecnología en estos años (cuadrados rojos
para instalaciones en tejado y triángulos verdes para grandes instalaciones de
suelo: Los puntos para los años 2015 y 2020 son proyecciones). Como puede
verse, la fotovoltaica se ha ajustado asombrosamente en su evolución de costes
al escenario desarrollado para el estudio Renovables 100% ,
si bien se aprecia una tendencia a costes algo inferiores a los del escenario
entorno al año 2010 y una tendencia (si damos credibilidad a las predicciones
para 2015 y 2020 que forman parte de las nubes de puntos ‘reales’) hacia una
asíntota de costes mayor de la pronosticada en el escenario del estudio
Renovables 100%. Este último hecho parece confirmarse cuando añadimos en la
misma figura los escenarios de evolución de costes de la fotovoltaica
desarrollados en 2012 para el ‘Renewable Energy Futures Study’ del NREL, que
claramente pronostican un coste asintótico superior al que incorporaba el
escenario del estudio Renovables 100%.
Hay otros aspectos que también cabe analizar, desde la
perspectiva de interpretar su repercusión el en desarrollo de la curva de
aprendizaje. Así, por ejemplo, podemos encontrarnos con discontinuidades
insostenibles de mercado, como puede ser el subsidio proporcionado por el
gobierno Chino a las fábricas de producción de módulos fotovoltaicos con la
finalidad de hundir el mercado para posteriormente poderse quedar con una mayor
cuota de él (ya hay fábricas Europeas que han cerrado por no poder competir en
estas condiciones), y que explica esa evolución de los precios por debajo del
escenario desarrollado para el informe Renovables 100% entorno al año 2010, así
como la percepción de que cuando esta discontinuidad pase, la tasa de reducción
de costes se va a ralentizar (insostenibilidad de la tendencia), pudiendo
incluso evolucionar hacia una asíntota de mayor coste tal y como apuntan los
recientes escenarios del NREL (lo cual tiene su lógica, pues el hundimiento del
mercado trae como consecuencia una reducción de los actores participando en la
oferta del mismo y por tanto del potencial de reducción de costes competitivo a
largo plazo, tanto por reducción de la oferta como por empobrecimiento de
contribuciones tecnológicas). Por otro lado están las posibles consideraciones
éticas de aprovecharse de esos costes artificialmente bajos de la fotovoltaica
durante la discontinuidad insostenible ocasionada por el intervencionismo del
gobierno Chino, sufragados por los impuestos recaudados al pueblo chino que no
anda precisamente sobrado…
Figura-3: Comparativa entre el avance real de la
fotovoltaica por su curva de aprendizaje con el escenario implementado en el
estudio Renovables 100% y con los recientes escenarios desarrollados en 2012
para el ‘Renewable Energy Futures Study’ del NREL
Y con la termosolar, ¿qué ha pasado?. La Figura-4 recoge a
la izquierda la evolución del LEC de la electricidad producida con centrales
termosolares a raíz del primer impulso comercial que recibió la tecnología con
el desarrollo de los 354 MWe de las plantas SEGS en California, mientras que a
la derecha de la figura mostramos el mapa de prestaciones en términos de LEC de
una tecnología termosolar (dada la gran diversidad tecnológica de la CSP los
mapas de prestaciones cambian de forma significativa entre distintas
tecnologías), con la estructura de costes de un proyecto actual, y en un buen
emplazamiento solar. Como podemos ver al comparar el valor mínimo del LEC que
nos puede ofrecer esta tecnología termosolar en la actualidad (el diseño óptimo
en términos de LEC) con los LEC que se proyectaban desde el desarrollo
comercial de las plantas SEGS en California, parece evidente que la tecnología
termosolar ha experimentado un retraso significativo en su avance por la curva
de aprendizaje. ¿Y qué es lo que ha habido desde el desarrollo comercial de las
SEGS en California y el año 2003 de elaboración de los escenarios, y la
actualidad? Pues básicamente la segunda etapa de desarrollo comercial de la
tecnología termosolar en España…
Figura-4: A la izquierda, evolución del LEC de la termosolar
en el pasado (primera etapa comercial de las SEGS en California), comparado con
el mapa de prestaciones en base a la estructura de costes de proyectos actuales
(a la derecha).
Esta situación la podemos explicar cualitativamente tal y
como muestra la Figura-5, en la que la curva de aprendizaje de la termosolar ha
sufrido un desplazamiento en el tiempo, de tal forma que de presentar una
situación favorable frente a la fotovoltaica en el año 2003, ha pasado a
presentar una situación desfavorable en el 2013. En el año 2050, incluso con el
desplazamiento temporal sufrido por la termosolar, si ésta consiguiera recorrer
su curva de aprendizaje todavía podría proporcionar costes favorables frente a
la fotovoltaica, pero como comentábamos anteriormente ninguna tecnología puede
tomar como garantizada la seguridad de que vaya a poder recorrer toda su curva
de aprendizaje, y cabe la posibilidad de que su nicho potencial de mercado se
vea reducido por el avance a mayor velocidad de otra tecnología por su curva de
aprendizaje. Evidentemente, la termosolar puede aportar muchos otros valores al
despliegue de un sistema basado en renovables (ya retomaré esto en otro post),
pero también el contexto energético general puede cambiar introduciendo otros
elementos que hagan que sus actuales valores diferenciales pierdan valor
relativo.
Figura-5: Desplazamiento en el tiempo de la curva de
aprendizaje de la CSP
¿Y qué puede haber detrás de este desplazamiento en el
tiempo de la curva de aprendizaje de la termosolar?
La tecnología ha evolucionado a lo largo de estos años,
incluso en el periodo que hubo desde la primera implementación comercial en
California (entre mediados y finales de los años 80) y la segunda oportunidad
de implementación comercial en España (del 2007 al 2012), y ha alcanzado
reducciones de costes significativas, si bien todavía le queda un importante
camino que recorrer como consecuencia de su elevada diversidad tecnológica, que
en efecto puede estar introduciendo un retraso temporal aunque a la larga
permita alcanzar un mayor potencial de reducción de costes.
Pero hasta la fecha, esta reducción en costes de los
componentes no se ha trasladado de forma efectiva sobre el coste final total de
las centrales, y en esto probablemente ha tenido bastante que ver por un lado
las limitaciones de la regulación establecida para potenciar la tecnología (en
este caso en España), los modelos de negocio de las empresas involucradas en el
despliegue comercial de la tecnología, y la inestabilidad regulatoria que ha
aportado grandes incertidumbres sobre los modelos de negocio de las empresas
involucradas, y por tanto una tendencia a ‘protegerse’ por lo que pueda venir.
Por lo que respecta al mecanismo de apoyo en España, las
Figuras-6 y 7 recogen el valor de las tarifas reguladas del régimen especial y
las primas equivalentes, en términos específicos (por kWh producido) y
absolutos de las distintas tecnologías renovables a lo largo de los últimos
años. En relación a estas figuras podemos extraer las siguientes conclusiones:
·
El inicio del
apoyo a la fotovoltaica llegó en España muchos años antes que el apoyo a la
termosolar.
·
La prima
equivalente específica que incluso ahora (y durante los próximos 25 años)
recibe la fotovoltaica es considerablemente más elevada que la que recibe la
termosolar.
·
En términos
de prima equivalente absoluta acumulada, la fotovoltaica ha recibido y recibirá
cantidades muy superiores a las de la termosolar, con la estabilidad que esto
proporciona de cara al establecimiento de los modelos de negocio y al acceso a
economías de escala.
Figura-6: Tarifas del Régimen Especial, y primas
equivalentes asociadas, en términos específicos, para las distintas tecnologías
renovables en España.
Figura-7: Tarifas del Régimen Especial, y primas
equivalentes asociadas, en términos absolutos, para las distintas tecnologías
renovables en España.
En base a estas observaciones, podemos concluir que el
mecanismo de apoyo al desarrollo comercial (avance por la curva de aprendizaje)
de la fotovoltaica en España ha sido mucho más efectivo que el de apoyo a la
termosolar, si bien no podemos obviar el hecho de que esta mayor efectividad en
impulsar la tecnología por la curva de aprendizaje se ha hecho en base a una
significativa ineficiencia económica en el uso de los recursos, más si cabe por
el hecho de que el impulso al avance de la fotovoltaica al recorrer la curva de
aprendizaje ya se estaba y se sigue haciendo simultáneamente en otros países,
mientras el de la termosolar dependía totalmente de España hasta hace bien
poco. De hecho, no deja de resultar anecdótico el que encontrándose en la
actualidad la fotovoltaica en una situación de costes más favorable que la
termosolar (por el desplazamiento en el tiempo de la curva de aprendizaje de la
termosolar), durante los siguientes 25 años vayamos a pagar por cada kWh
fotovoltaico inyectado en la red una cantidad significativamente superior a lo
que vamos a pagar por cada kWh termosolar. En definitiva, la planificación del
marco regulatorio de apoyo al avance de las renovables por su curva de
aprendizaje en España probablemente no ha sido el más adecuado.
Digamos que la termosolar (cuyo recurso energético es la
radiación normal directa que en Europa tan sólo se encuentra en cantidad
suficiente en los países del sur), ha tenido la mala suerte de depender de
España (por la inestabilidad y eficacia del entorno regulatorio) para su avance por la curva de aprendizaje,
mientras que la fotovoltaica (cuyo recurso energético es la radiación total,
disponible también en los países del norte de Europa) además de las ventajas
comparativas con las que ha contado en el marco regulatorio Español, ha podido
acceder a muchos otros entornos regulatorios de apoyo al avance por la curva de
aprendizaje, que además han demostrado ser más estables que el Español, y se ha
visto por otro lado beneficiada por su mayor capacidad de acceder a la
modularidad (que la picaresca Española ha utilizado para ‘colar’ grandes
instalaciones con la tarifa más elevada de pequeñas instalaciones). La
termosolar también podría acceder a la modularidad (especialmente a nivel de
inversión distribuida, si bien también dispone de opciones tecnológicas de
pequeño tamaño), pero hasta la fecha, a diferencia de la fotovoltaica, no ha
desarrollado esta capacidad de forma significativa.
Actualmente existen en el planeta varios focos activos de
potencial desarrollo de la termosolar, con mecanismos de apoyo distintos al
empleado en España, y dónde por ejemplo en el caso de las ofertas competitivas
dónde se puede poner en valor la capacidad de ajustar costes en el diseño y
construcción de las centrales, ya estamos asistiendo a ofertas que van
significativamente por debajo de la tónica imperante hasta la fecha,
proporcionado indicios de materializar el avance por la curva de aprendizaje.
Pero la incertidumbre regulatoria en la mayoría de estos mercados todavía
persiste, por lo que no está claro que consigan acompañar a la termosolar por
su curva de aprendizaje proporcionando la estabilidad necesaria para que
lleguemos a beneficiarnos de su potencial estructura de costes asintóticos.
Y no nos engañemos, aunque a menudo planteemos la
complementariedad entre las distintas tecnologías renovables (y en concreto
entre CSP y PV) para configurar un mix energético basado en renovables, este
aspecto, aun siendo cierto, no puede compensar el impacto de importantes
desequilibrios en el apoyo al avance por las curvas de aprendizaje de las
distintas tecnologías, por lo que la capacidad de acceder a los beneficios de
alcanzar el coste potencial asintótico en todas ellas (y por tanto en el
conjunto del sistema energético) puede verse seriamente comprometido, más
cuando el contexto general del conjunto del sistema energético puede sufrir
importantes modificaciones en el futuro cercano, con el riesgo de que algunas
tecnologías se queden permanentemente a medio camino en el recorrido por su
curva de aprendizaje.
miércoles, 24 de abril de 2013
Receptores volumétricos de aire para centrales termosolares
En este enlace puede accederse a la presentación que hice en las Jornadas del Proyecto SOLGEMAC (Tecnología de receptores volumétricos) el 4/4/2013 relativa a las opciones y prestaciones de los receptores volumétricos abiertos de aire para centrales termosolares, y el resultado de su comparativa prospectiva con lo que puede considerarse una de las principales tecnologías de referencia de centrales termosolares, esto es, la de receptor central de sales fundidas.
El contenido puede resultar un poco demasiado técnico, pero apunta en la dirección de que la diversidad tecnológica de la tecnología termosolar tiene un papel importante que jugar en propiciar y potenciar el avance por la curva de aprendizaje, y en que las posibilidades de la tecnología van mucho más allí de lo que hasta ahora hemos visto implementado.
En la web de la Plataforma Solar de Almería puede accederse al resto de presentaciones de estas jornadas.
El contenido puede resultar un poco demasiado técnico, pero apunta en la dirección de que la diversidad tecnológica de la tecnología termosolar tiene un papel importante que jugar en propiciar y potenciar el avance por la curva de aprendizaje, y en que las posibilidades de la tecnología van mucho más allí de lo que hasta ahora hemos visto implementado.
En la web de la Plataforma Solar de Almería puede accederse al resto de presentaciones de estas jornadas.
Habemus certificación energética de edificios existentes… Pero no fumata blanca
En efecto, el pasado 13/4/2013 se publicó el RD 235/2013 que
aprueba el procedimiento básico para la certificación energética de edificios,
derogando el anterior RD 47/2007 que trataba la certificación energética de
edificios nuevos, e introduciendo la tan esperada certificación energética de
los edificios existentes.
Empecemos por los aspectos positivos:
·
El corto plazo de entrada en vigor: A partir del
1/6/2013 (¡dentro de menos de un mes y medio!) será exigible el certificado de
eficiencia energética del edificio para todos los contratos de compraventa o
arrendamiento celebrados a partir de esta fecha. En borradores anteriores de
este RD se mencionaban periodos de hasta 8 años para que la certificación
empezara a afectar a edificios con calderas de potencia inferior a 400 kW.
·
Para desarrollar los límites de la escala de
calificación de los edificios residenciales existentes se ha realizado la
primera evaluación oficial de la población de consumo energético del parque de
edificios residenciales existente bajo condiciones de internalización de las
demandas de los servicios energéticos consideradas por la certificación
energética (calefacción, refrigeración y ACS). Este documento con fecha del
5/2011, que se puede encontrar en la web del IDAE, resulta sorprendente que
todavía no esté incorporado en los documentos reconocidos de la certificación
energética de la web del Ministerio de Industria, dónde sí que está el
documento correspondiente para la certificación de edificios nuevos (de fecha
5/2009), pero sus resultados se encuentran integrados en la herramientas
oficiales para la certificación de edificios existentes. En relación a este
aspecto, mencionar que para el informe Energía 3.0
(ver informe completo, capítulo sobre el sector edificación), dada la ausencia
por aquel entonces de evaluaciones oficiales sobre la demanda potencial del
sector edificación, desarrollamos una evaluación de la demanda energética del
parque edificatorio Español para la cobertura de la demanda de servicios total
(más allí de calefacción, refrigeración y ACS para incluir iluminación y
equipamientos) tanto para los edificios residenciales como para el resto de los
edificios terciarios de distintos usos (para estos últimos sigue sin haber
ninguna valoración oficial) , incluyendo un ejercicio de calibrado con los
resultados energéticos macro de la IEA, y una proyección del potencial del
despliegue de eficiencia energética en base a modelado detallado de las
distintas tipologías de edificio que configuraban el reparto modal del parque
edificatorio esperado en España.
En el contexto político-social-económico actual, la noticia
de la aprobación del RD de certificación energética de edificios existentes se
ha recibido con mucha euforia, como si se tratara de un gran logro de nuestros
gestores. Pero no por estar atravesando una época de oscuras tinieblas y
despropósitos por lo que respecta a la
competencia y actividad de nuestros gestores políticos hay que dejarse
deslumbrar por cualquier novedad perdiendo la perspectiva de dónde viene y qué
implica (por cierto, para los que no lo hayan visto, el artículo
de Ignacio Pérez Arriaga sobre la falta de capacitación de nuestros gestores
energéticos, que aun no siendo una condición suficiente sí que es una condición
necesaria para el desarrollo de políticas energéticas coherentes).
Y en efecto, fumata blanca haberla no hayla …
Para empezar, el llegar a disponer de un procedimiento de
certificación energética de edificios que incluya el grueso del parque
edificatorio, nos ha llevado nada más ni nada menos que 20 años, desde que la
Directiva 93/76/CEE indicara la necesidad de que los estados miembros
introdujeran la certificación energética de edificios para apoyar el despliegue
de eficiencia en este sector difuso. En este sentido, la certificación
energética de edificios no es tan solo un proceso de respuesta lenta (en
contraste con los procesos de respuesta rápida: ver discusión en Energía 3.0
por lo que respecta a su capacidad de generar un proceso de transformación en
el sector edificación para su transición hacia la sostenibilidad, sino que
además ha sido un proceso de concepción MUY lenta, perdiendo totalmente la
posibilidad de impactar directamente (es decir, no en segunda pasada rehaciendo
los edificios mediante su rehabilitación) el grueso del parque edificatorio de
nuestro país desarrollado durante el boom inmobiliario entre los años 1995 y
2007. Prácticamente 10 años después, ante la inactividad de algunos países, la
Directiva 2002/91/EC sobre el desempeño energético de los edificios introdujo
la obligación de que los estados miembros implementaran un proceso de
certificación energética de los edificios (nuevos & existentes) para el
4/1/2006. Posteriormente, esta Directiva fue refundida por la Directiva
2010/31/EU para intentar ser más específica y contundente ante la falta de
cumplimiento de algunos estados miembros (lamentablemente la contundencia y
eficacia en impulsar la sostenibilidad no es el fuerte de las Directivas
Europeas, que a menudo se pierden en los compromisos y generalidades asépticas
que resultan de las negociaciones y regateos entre estados miembros…),
obligando a que los estados miembros traspusieran esta legislación (entre ella
la certificación energética de edificios) para el 9/7/2012 y en particular a
que la certificación de edificios existente empezara a aplicarse el 9/1/2013.
Por otro lado, la certificación energética de edificios
existentes se va a realizar con herramientas (actualmente son dos las
herramientas oficiales disponibles: CE3 & CE3X) que implementan
procedimientos simplificados
basados en los procedimientos y herramientas de referencia de la certificación
energética de edificios existentes (CALENER). No voy a entrar en detalle de
todas las limitaciones específicas de las herramientas de certificación de
edificios existentes (coeficientes emisiones, tratamiento de la cogeneración,
fuerte limitación al aporte con renovables en una de las herramientas, tratamiento
de la generación eléctrica renovable, superficialidad en el tratamiento de los
sistemas en una de las herramientas, limitación del tratamiento del régimen a
carga parcial en equipos eficientes, implementación de los factores de
ponderación en ambas herramientas, limitaciones tipológicas en alguno de los
procedimientos, tratamiento iluminación natural, limitaciones de claridad y compleción en la
documentación, …), pero el punto que quería resaltar es que todas ellas toman
como referencia los procedimientos y herramientas de la certificación
energética de edificios existentes, por lo que heredan todas sus limitaciones y
problemática. A modo de referencia, por quien esté interesado en profundizar en
estos aspectos, enlazo (en orden cronológico)
algunos documentos de acceso público donde he ido analizando algunos de
estos aspectos a lo largo de estos últimos años:
· (2004) Edificación y sostenibilidad: Limitaciones de la nueva normativa
· (2005) Energía y edificación: normativa inapropiada compromete sostenibilidad
· (2005) El código técnico de la edificación y la certificación energética de edificios: grandes limitaciones en las propuestas actuales
· (2005) Valoración energética de edificios: Necesidad de mejora en las propuestas de regulación y certificación para España
· (2006) Analysis of building energy regulation and certification in Europe: their role,limitations and differences
· (2007) La gestión de la demanda de energía en los sectores de la edificación y del transporte
· (2008) Problemática en la limitación del CTE sobre la demanda de refrigeración de los edificios
·
(2008) Certificación de Eficiencia Energética. La calificación de los edificios (en anexos)
·
(2011) Energía 3.0 (En 'informe completo',
capítulo sobre sector edificación)
En definitiva: Que hay cierto riesgo de que nos aboquemos a
un proceso de generación de PIB con impacto global negativo para nuestros
recursos, y por tanto nuestro sistema económico (como ese ejemplo del vertido
de residuo tóxico por accidente de camión en zona natural de alto valor, con el
consiguiente despliegue posterior de equipos de limpieza y recuperación, para
dejar detrás de sí un recurso natural deteriorado y un considerable gasto
económico, eso sí, con los políticos irresponsables muy contentos porque todas
estas actividades contribuyen a incrementar el PIB…)
Veamos con un poco más de calma el efecto del coeficiente de emisiones de la
electricidad que implementan todos estos procedimientos de certificación
(edificios nuevos y existentes). La certificación energética de los edificios
está basada en las emisiones de CO2 asociadas a algunas de las dimensiones
energéticas de la operación del edificio. Por tanto, los coeficientes de
emisión implementados en las herramientas de certificación para los distintos
tipos de energía final condicionan totalmente el resultado obtenido, pudiendo
desvirtuar totalmente el resultado final, impulsando la rehabilitación del
edificio en una dirección totalmente opuesta a la sostenibilidad.
Me resulta realmente difícil de entender la cabezonería de
forzar para la electricidad, desde el inicio de los procedimientos de
certificación en España hasta la actualidad (herramientas de certificación de
edificios existentes), unos coeficientes
de emisiones exageradamente más elevados que los del sistema eléctrico. En
efecto, todas las herramientas de certificación de edificios llevan
internamente codificados unos coeficientes de emisiones para la electricidad de
649 grCO2/kWh para la electricidad peninsular, y de 981 grCO2/kWh para la
electricidad extrapeninsular. Los procedimientos de certificación denominan a
estos coeficientes los coeficientes de la ‘electricidad convencional’, y los
asignan a cualquier uso de electricidad que haga el edificio a certificar, como
si el edificio pudiera diferenciar entre la electricidad ‘convencional’ que
lleva la red eléctrica y la ‘no-convencional’. La realidad es que en el año
2010 el coeficiente de emisiones de la electricidad nacional proporcionado por
la Comisión Nacional de la Energía (CNE) ya era de 240 grCO2/kWh como
consecuencia de la integración de energías renovables en la red eléctrica, que
incluso siendo conservador con los rendimientos de T&D y sin tener en
cuenta los potenciales efectos positivos sobre estos rendimientos de la
generación renovable distribuida, podría conducirnos a un coeficiente de
emisiones de la electricidad en baja tensión suministrada a los edificios
residenciales del orden de 280 grCO2/kWh, menos de la mitad de lo que fuerzan
las herramientas de certificación. Es más, la tendencia del coeficiente de
emisiones del sistema eléctrico (en España y en otros países) es a irse
reduciendo rápidamente a medida que se va introduciendo generación renovable,
tal y como pudimos experimentar en nuestro país antes de que empezara a
desplegarse la regulación energética irresponsable, y si tenemos que evolucionar hacia sostenibilidad,
el sistema político será el primero sobre el que la sociedad forzará un cambio,
por lo que el sinsentido de los últimos años por lo que se refiere a la
regulación de la integración de renovables en la red se acabará, y el
coeficiente emisiones retomara su senda hacia cero.
En este sentido, es importante darse cuenta de que la vida
útil de las actuaciones de rehabilitación sobre la envolvente y sistemas de un
edificio es de 50 – 20 años, y por tanto, si el origen de estas actuaciones es
la certificación energética de los edificios obtenida hoy, esta certificación
(y las recomendaciones de actuación asociadas a ella) debería mirar incluso más
allí de la condición actual, para reflejar las condiciones medias en el periodo
de vida útil de las actuaciones propuestas: No vaya a ser que en aras a la
mejora de la certificación recomendemos e implementemos hoy una medida de
rehabilitación (gastando recursos para ello) que en unos pocos años haga que el
edificio en cuestión descienda a los últimos escalones de la escala de
sostenibilidad…
Veamos una ilustración de esta situación mediante un
ejemplo: La Figura-1 recoge una
comparativa del coeficiente de emisiones
de la unidad de energía térmica útil de calefacción suministrada por distintos
sistemas según el coeficiente de emisiones de la electricidad considerado.
En color gris recogemos el coeficiente de emisiones con
calderas de combustión de distintos combustibles, que evidentemente no se ven
afectadas por el coeficiente de emisiones de la red pues (mayoritariamente)
usan un combustible fósil como energía final. Podemos observar una gran mejora
al pasar de una caldera estándar de gasóleo a una de condensación de gas
natural.
En color azul recogemos los resultados correspondientes a
sistemas de calefacción eléctricos resistivos (por efecto Joule) para distintos
valores del coeficiente de emisiones de la electricidad (valores
extrapeninsular y peninsular implementados en las herramientas de
certificación, valor real del sistema eléctrico en el año 2010, y proyección de
lo que podría ser el sistema eléctrico en el año 2020). Hay varios elementos
importantes a observar en este caso:
·
Imaginemos la cara que se les debe quedar a los
de la isla del Hierro, con un sistema eléctrico prácticamente 100% renovable
(coeficiente de emisiones nulo), cuando les digan en base a la certificación
que su sistema de calefacción eléctrica por efecto Joule tiene un coeficiente
de emisiones de 981 grCO2/kWh y por tanto, como medidas de mejora del parque
edificatorio fuerzan a cambiar todas las calderas para producción de ACS a
calderas estándar con gasóleo, que mejoran de forma muy importante la
calificación energética de sus edificios (¡¡!!). Por cierto, esta situación de
sistema eléctrico prácticamente 100% renovable es hacia la que evoluciona
también el sistema eléctrico peninsular. Es decir, en base a la certificación
se procede a cambiar todas las calderas de ACS por calderas de combustible
fósil de gasóleo , pasando a emitir 370 grCO2/kWh cuando con un sistema
eléctrico resistivo hubieran tenido emisiones nulas, además de haber podido
contribuir con la gestión de su demanda a la operación del sistema eléctrico
basado en renovables.
·
Incluso para el sistema peninsular con el
coeficiente de emisiones implementado en las herramientas de calificación, la
calificación energética indicaría que hay un potencial de mejora significativa
al cambiar el sistema de calefacción
eléctrica por una caldera estándar quemando gasoil (de hecho hay que apuntar
que como consecuencia de los factores de ponderación no documentados y no
justificables que implementa alguna de las herramientas de calificación de
edificios existentes, la diferencia en la calificación todavía resultaría
superior a la mostrada por la Figura-1). Como consecuencia, se implementan
programas de rehabilitación (con subvención incluida) destinados a cambiar
todos los sistemas de calefacción eléctrica resistiva por calderas de gasóleo.
Sin embargo, si nos fijamos en el factor de emisiones del sistema de calefacción
eléctrica con el coeficiente oficial de emisiones de la red eléctrica en el año
2010, la sustitución por la caldera de gasóleo realmente conduce a unas
emisiones reales un 31% superiores (independientemente de lo que diga el
papelito del certificado energético), y es más, si miramos en el punto medio de
la vida útil de esta medida de rehabilitación (entorno al año 2020), con un
menor coeficiente de emisiones de la red eléctrica, la solución con caldera de
gasóleo que impulsamos en la rehabilitación tiene unas emisiones que son un
208% superiores a las del sistema de calefacción eléctrica por efecto Joule al
que sustituyó. Una vez más, imaginemos la cara que se le va a poner al
propietario del edifico a quien en aras a la mejora de la certificación energética
se le condujo a empeorar de forma tan significativa su sistema de calefacción
y/o ACS… O la cara que se nos pondría a todos como sociedad si impulsáramos ese
tipo de rehabilitación con fondos públicos para unos pocos años después
encontrarnos de frente con la realidad de que hemos empeorado
significativamente la sostenibilidad del sistema edificatorio. En fin, que
empieza a sonar un poco a eso de
incrementar el PIB en base a vertidos tóxicos en zonas de elevado valor ambiental…
Por último, en barras de color rojo, la Figura-1 nos muestra
los resultados correspondientes a cubrir las demandas de energía térmica con
una bomba de calor, una forma en base al uso de electricidad como energía final
pero considerablemente más eficiente que los sistemas eléctricos resistivos que
consideramos anteriormente. En concreto, la bomba de calor que hemos
considerado en este ejemplo, con un SCOP = 3.1 es una bomba de calor buena,
pero sin exagerar, dentro de la disponibilidad actual del mercado (en la
actualidad, y en climas más severos como el Danés, ya se comercializan bombas
de calor con SCOP = 4.5, y en el mercado Japonés todavía las hay más
eficientes). En este caso, la solución con bomba de calor con los coeficientes
de emisiones implementados en las herramientas de certificación, en el caso
peninsular ya sale más favorable que las calderas standard con gasóleo o gas
natural (no así en el caso extrapeninsular), pero conduce a unas emisiones un
3.1% superiores a las de una caldera de condensación con gas natural, si bien
con el coeficiente real de emisiones del sistema eléctrico en el año 2010 las
emisiones de la bomba de calor son un 124% inferiores a las de la caldera de
condensación con gas natural, y en el punto medio de la vida útil de esta
medida de rehabilitación (año 2020), las emisiones de la bomba de calor resultan
ser un 425% inferiores a las de la caldera de condensación de gas natural. Sin
embargo, la herramienta de certificación energética de edificios fallaría en
capturar esta gran ventaja de la bomba de calor frente a la caldera de
condensación, impulsando por tanto hoy una rehabilitación energética con
prestaciones ambientales tremendamente inferiores a la de la alternativa de la
bomba de calor.
Figura-1: Coeficiente de emisiones de la unidad de energía
térmica útil de calefacción suministrada por distintos sistemas según el
coeficiente de emisiones de la electricidad considerado.
Otro tema que distorsiona significativamente el resultado de
la calificación energética de los edificios es el tratamiento de la cogeneración
que se implementa en las herramientas de certificación, en las que se asignan
unas emisiones nulas al calor ‘residual’ obtenido en la cogeneración. El eximir
de cualquier responsabilidad ambiental (e incluso económica) al calor producido
en la cogeneración era algo que podía tener sentido en la era de los fósiles,
es decir, cuando la única forma de generar electricidad era quemando
combustibles fósiles. Pero en la era de las renovables, cuando existen otras
alternativas para generar electricidad que no implican quemar un combustible
fósil, es ciertamente un sin sentido. Los Daneses apostaron por la cogeneración
cuando tocaba, en la era de los fósiles, pero en el periodo de transición hacia
la era de las renovables se están encontrando las consecuencias de rigidez del
sistema energético heredadas por el falso etiquetado verde del District Heating
en base a eximir al calor de la cogeneración de sus responsabilidades
económicas y ambientales, y en la actualidad ya están procediendo a separar
responsabilidades entre calor y electricidad en las centrales de cogeneración,
aunque en ocasiones todavía de forma más favorable para el calor de lo que le
corresponde. El tema es muy sencillo: cuando existen otras opciones para
generar electricidad sin quemar fósiles, la elección de la cogeneración es por
el ‘calor’, no por la ‘electricidad’, por
lo que el ‘calor’ deja de ser un residuo para pasar a ser uno de los dos
productos del proceso (calor & electricidad) y por tanto debe
corresponsabilizarse de las implicaciones ambientales (emisiones en este caso)
en relación al ratio de servicios energéticos proporcionado.
El origen de los propios indicadores de eficiencia
energética en los que se basan las escalas de calificación, y por tanto el
resultado de la certificación energética, es otro de los aspectos que no hay
que perder de vista a la hora de interpretar y evaluar el resultado y utilidad
de la certificación energética:
En el caso de los edificios no residenciales, el indicador
de eficiencia energética es el cociente entre las emisiones de CO2 del edificio
considerado y las emisiones de un edificio de referencia que ¡cambia para cada
edificio analizado!. Es decir, que dados dos edificios no residenciales
colocados uno al lado del otro, los dos con el mismo uso (por ejemplo hoteles),
el edificio de mayores emisiones por unidad de superficie (o mayor consumo de
energía por unidad de superficie) puede tener una calificación energética mejor
que el edifico de menores emisiones! En efecto, dado que el denominador del
indicador de eficiencia energética (kgCO2/m2-a de referencia con el que se
compara el desempeño del edificio) cambia para cada uno de ellos, la evolución
de los numeradores (emisiones por unidad de superficie de los edificios
considerados) no condiciona el resultado del indicador por sí solos. ¡con lo
sencillo y transparente que resultaría el asignar un valor constante al consumo
(o emisiones) de referencia por unidad de superficie (kWh/m2-a) para cada uno
de los usos de edificios terciarios en base al cual confeccionar el indicador
de eficiencia energética!
Para el caso de los edificios residenciales sí que se emplea
una referencia absoluta para el denominador del indicador de eficiencia
energética, el percentil 50% de la población de desempeño energético del parque
de edificios considerados (edificios nuevos o edificios existentes), si bien,
para confeccionar el índice de calificación energética en el que se basa la
escala de calificación, además de este valor de referencia es preciso
introducir un indicador de la dispersión de la población correspondiente (el
indicador de la dispersión usado en este caso es el ratio entre los percentiles
50% y 10%). ¿Por qué estas dispersiones en el desempeño energético (o
ambiental) de las poblaciones de edificios residenciales de referencia? En el
caso de los edificios existentes es debido a la coexistencia de edificios
construidos en distintos periodos de tiempo en el que estaban en vigor
distintas regulaciones energéticas, y al hecho de que algunas de estas
regulaciones no capturaban completamente (aunque si parcialmente) el efecto de
variables de diseño como la compacidad del edificio. Pero en el caso de los
edificios nuevos, aquellos construidos según el CTE (una única regulación
energética), la dispersión del consumo energético de los edificios
residenciales cumpliendo la normativa es incluso significativamente superior a
la del parque de edificios existentes (un 55% superior en el caso de los
bloques de vivienda), consecuencia directa de que el CTE es una regulación
energética que a diferencia de las anteriores pierde cualquier información
sobre una variable de diseño tan relevante como es el factor de forma del
edificio, y que por tanto no es eficaz en imponer un límite determinado al
consumo energético del edificio, sino que el límite regulatorio de consumo
energético permitido por la normativa en los edificios nuevos es variable con
una función de densidad de probabilidad que tiene una varianza elevada.
Realmente esta situación tampoco parece adecuada por tanto y cuando que no está
orientada a objetivos de hacer evolucionar el sector edificación hacia niveles
conocidos de eficiencia. ¡con lo
sencillo y transparente que resultaría el asignar un valor constante al consumo
(o emisiones) de referencia por unidad de superficie (kWh/m2-a) para los
edificios residenciales!
Otro tema que merece ser comentado el escaso espíritu
crítico mostrado por la mayoría de profesionales relacionados con el desempeño
energético de los edificios (arquitectos, ingenieros, consultores
ambientales,...), que en líneas generales
se han limitado a 'bailar' con la corriente dominante, sin realizar análisis
críticos de lo que se les estaba imponiendo. Estos mismos colectivos son los
que pasan a estar automáticamente habilitados por RD para suscribir la
certificación energética de los edificios (aunque todavía queda pendiente la
especificación por parte de la administración de qué otros colectivos estarás
acreditados para suscribir la certificación energética de los edificios). En
este sentido, parece haber poco margen para el optimismo respecto a la
capacidad de reconducir el desarrollo de la certificación mediante el uso
responsable de la actividad profesional más allí de las limitaciones impuestas
por procedimientos y herramientas.
En fin, que esta es la certificación energética de edificios
que habemus en España, y
probablemente, al igual que en otros aspectos, sea la que nos merecemos.
Si bien es cierto que no creo que directamente quepa esperar
una gran contribución de este esquema de certificación para impulsar el parque
de edificios hacia la sostenibilidad, tanto por sus limitaciones intrínsecas
como por el hecho de constituir de por sí un mecanismo de respuesta lenta, sí
que creo que puede abrir los canales (comunicación relativa a aspectos
energéticos entre usuarios de edificios y profesionales del sector) para que se
empiecen a desplegar otros mecanismos de cambio de respuesta más rápida,
evolucionando desde el ‘papelito’ del certificado energético hacia prestaciones
de servicios energéticos con garantías de resultados: Es decir, valoraciones de
desempeño energético calibradas con la realidad del comportamiento del edificio
y en las que basar la decisión de mejoras de eficiencia con garantía de
resultados a implementar en el edificio. Se trata de un cambio cualitativo muy
importante, al asumir responsabilidades sobre los resultados del desempeño real
del edificio, con vinculaciones económicas y credibilidad que sin duda facilita
la implementación de medidas que realmente conduzcan el sector de la edificación
hacia la sostenibilidad en unos tiempos de respuesta muy inferiores, y con el
potencial de realmente activar el mercado de la construcción sostenible y su
correspondiente actividad económica con aportación positiva para el conjunto de
la sociedad más allí de la creación de PIB. Y evidentemente en este contexto,
el analista energético trasciende las limitaciones de las herramientas y
procedimientos de certificación aprobados, pues al tener asociada una garantía
de resultados con sus análisis, ya se encargará de emplear las herramientas más
fiables y eliminar cualquier restricción estructural como las que comentábamos
más arriba.
Por tanto creo que hay lugar para adoptar una visión
en positivo de toda esta situación. El
resultado del proceso de certificación energética de edificios queda en manos
de la responsabilidad profesional y espíritu crítico de los técnicos
certificadores, que a pesar de poderse ver 'encorsetados' por procedimientos y
herramientas, pero con un uso crítico de los mismos tienen vía libre para la información que hagan llegar a sus clientes
a través de este nuevo canal de comunicación que la certificación energética
abre, de tal forma que pueden desarrollar un análisis más completo salvando
parcialmente las imperfecciones los procedimientos / herramientas establecidos
con mensajes del estilo de: Haciendo esto
te da una certificación X, pero las emisiones y consumo que cabe esperar son
peores que las de esta otra medida que te conduce a una certificación X-1 hoy (pero
que a medida que madure el proceso certificador puede conducirte a mejor
certificación que la anterior). Evidentemente el alcance real va a quedar
limitado por el contexto y la disponibilidad presupuestaria de la interacción
profesional, pero siempre hay margen para superar limitaciones mediante un
ejercicio crítico y responsable de la actividad profesional. De hecho, esta
situación no difiere en exceso de la de cualquier otra actividad profesional:
Al final, la capacidad de potenciar la transición reside principalmente en la
actuación personal.
miércoles, 20 de marzo de 2013
El valor de las renovables
A las renovables,
a diferencia de aquellos a los que hicieron la mili, el valor no sólo no se les
supone, sino que en los últimos años en nuestro país está continuamente siendo
cuestionado y puesto en entredicho en base a manipulaciones malintencionadas de
la información disponible, que respondiendo a una estrategia de protección de los
intereses particulares de esos colectivos que se están viendo perjudicados por el
despliegue de las renovables en el sistema eléctrico, y dada la falta de
gobernanza de nuestro sistema político, han pasado por encima de los intereses
del conjunto de la sociedad, desembocando en una etapa de regulación caótica
que nos aleja cada vez más de la senda de sostenibilidad.
En este contexto,
creo que se impone el realizar un esfuerzo para cuantificar, desde la
perspectiva de la sociedad, el valor
que las energías renovables aportan a la sociedad, de tal forma que sea posible
realizar una comparación directa de este valor con el coste que su despliegue supone, de tal forma que se pueda
llegar a una conclusión objetiva sobre la conveniencia o no de incurrir en este
coste.
En efecto, hay
una diferencia fundamental entre coste
y valor, y el limitarse
exclusivamente a argumentar sobre el coste sacándolo del contexto del valor
asociado, tal y como sucede últimamente con las energías renovables en nuestro
país, sencillamente no tiene sentido alguno, pues resulta imposible sacar ninguna
conclusión o tomar decisiones coherentes.
Empecemos por
poner encima de la mesa los costes.
En la mayoría de los casos, los costes de las
renovables en la actualidad vienen fuertemente determinados por los mecanismos
de apoyo introducidos para su despegue comercial. Estos mecanismos de apoyo
toman distintas formas según el país que consideremos: En España toma la forma
de una tarifa (FIT) o prima a la generación renovable (la prima era antes del
RDL 2-2013) fijada por el gobierno y con recaudación mediante la parte regulada
de la tarifa eléctrica, en Sudáfrica toma la forma de un PPA (power purchase
agreement) competitivo entre el productor y la compañía eléctrica nacional con
un techo fijado por el gobierno y una recaudación a través de la tarifa
eléctrica, en Arabia Saudí toma la forma de un PPA fijado por el gobierno, en
Chile toma la forma de un PPA comercial con compañías eléctricas o grandes
consumidores, en EEUU toma la forma de PPA comercial con compañías eléctricas
que deben satisfacer una integración mínima de renovables fijada por el
gobierno que además proporciona mecanismos de exención fiscal y garantías para
reducir el coste de la financiación,…
La Figura-1
recoge la evolución a lo largo de los últimos años de la tarifa (FIT) y prima
equivalente de las distintas tecnologías renovables dentro del Régimen Especial,
en términos específicos por unidad de energía generada. Como podemos observar,
el nivel de prima difiere de forma muy significativa entre las distintas tecnologías,
lo cual es hasta cierto punto razonable debido a que el mecanismo del FIT tiene
como objetivo principal el catalizar el despegue comercial de tecnologías que
se encuentran en distintos puntos de sus curvas de aprendizaje, y por tanto
requieren de valores distintos de la prima o tarifa para viabilizar
económicamente las inversiones que permitan activar la progresión por las
curvas de aprendizaje que eventualmente conduzca a unos costes asintóticos más
reducidos, pero también distintos para cada tecnología.
Sin embargo, el
acertar con el valor adecuado de FIT o prima para conseguir los objetivos de
despegue y acompañamiento a lo largo de la curva de aprendizaje de cada
tecnología (adaptación gradual
de las FIT o primas) con el mínimo gasto posible no es ni mucho menos sencillo,
y en España claramente no se ha conseguido.
En la Figura-1 podemos
observar desde tecnologías como la eólica, que al iniciar el despliegue
comercial en España dentro del Régimen Especial ya llevaban un considerable
camino recorrido por sus curvas de aprendizaje gracias a que otros países
(Dinamarca, EEUU, Alemania) las habían acompañado por su curva de aprendizaje,
y que por tanto requerían primas relativamente bajas para empezar a tener
actividad comercial en nuestro país, hasta tecnologías como la fotovoltaica
para la que se estableció una prima mucho más elevada que reflejaba su menor
avance por la curva de aprendizaje al introducir el Régimen Especial en España,
prima que efectivamente fue capaz de propiciar el despegue de esta tecnología,
pero que por la incapacidad del mecanismo de apoyo de realizar un
acompañamiento adecuado a la progresión por la curva de aprendizaje ha dado
lugar a una baja eficiencia económica y a la aparición de algunos procesos
especulativos. También podemos observar en la Figura-1 otras tecnologías como
la solar termoeléctrica para la que la regulación no fue capaz de atinar con un
valor suficientemente elevado de la FIT como para iniciar el despliegue
comercial en nuestro país hasta los últimos años, habiéndose interrumpido
bruscamente el mecanismo de apoyo en el año 2013. En este sentido, claramente
aquellas tecnologías como la solar termoeléctrica en las cuales España tuvo la responsabilidad
de iniciar su despegue por la curva de aprendizaje, dado el caos y descontrol
regulatorio en nuestro país, han sido bastante menos afortunadas que otras
tecnologías (como la eólica o la fotovoltaica) para las cuales esta
responsabilidad ha recaído en los hombros de países más responsables.
Figura-1:
Evolución para las distintas energías renovables del Régimen Especial de las
tarifas (FIT) y primas equivalentes a lo largo de los últimos años. Datos
procesados a partir de resultados de la CNE.
Pero además de
los costes específicos por unidad de energía generada, resulta ilustrativo
echar un ojo a los valores absolutos de las primas. La Figura-2 nos presenta
esta información tanto en términos anuales como acumulados. Como podemos observar,
el peso principal en términos absolutos se encuentra actualmente dominado con
diferencia por las tecnologías fotovoltaica y eólica, a pesar de que la
fotovoltaica inició su despegue comercial en nuestro país considerablemente más
tarde que la eólica.
Figura-2: Prima
equivalente absoluta, anual y acumulada, para distintas tecnologías renovables
dentro del Régimen Especial. Datos procesados a partir de resultados de la CNE.
Bueno, pues estos
son los costes de las renovables. Lo habitual es interpretar estos costes en
relación al precio del mercado eléctrico, tal y como muestra la Figura-3, considerando
que la diferencia entre ambos es una subvención que se está proporcionado a la
tecnología en cuestión.
El hecho de que
ciertas tecnologías reciban subvenciones para poder desarrollarse no es per se
ni malo ni nuevo: Prácticamente todas las tecnologías ‘convencionales’ que
actualmente configuran el grueso del sistema energético han recibido
subvenciones al inicio de su despliegue comercial, y algunas de ellas (como la
nuclear y el carbón) siguen en la actualidad recibiendo subvenciones directas e
indirectas después de muchos años, lo cual ciertamente resulta bastante más
difícil de justificar. Pero al inicio del despliegue comercial de una tecnología
es normal que esta requiera de cierto tipo de subvención para poder competir
con otras tecnologías que recibieron esta subvención en el pasado: El elemento realmente
importante es evaluar el monto de esta subvención en relación al valor que el
despliegue de esa tecnología aportará a la sociedad.
Figura-3:
Habitualmente la referencia para valorar los costes de las renovables es el
precio del mercado eléctrico.
En efecto, tal y
como recoge la Figura-4, el coste de las renovables debería compararse
directamente con el valor que aportan esas tecnologías a la sociedad, mediante
la comparación directa de sus huellas de coste y valor, en cuyo caso podríamos
encontrarnos las dos situaciones recogidas en esta figura, es decir, que ese
coste implique una subvención a la tecnología (coste > valor), lo cual puede
quedar justificado si permite que la tecnología en cuestión avance por su curva
de aprendizaje hasta que su coste sea menor o igual que el valor que aporta, o
incluso encontrarnos en la situación de que incluso ya en la actualidad el
coste sea inferior al valor, y por tanto que el despliegue de la tecnología
aporte un ahorro neto a la sociedad. Evidentemente, tanto la huella de coste
como la de valor difieren tecnología a tecnología.
Figura-4: Huellas
de coste y valor. El patrón de comparación adecuado para juzgar la idoneidad
del coste de una tecnología dada es el valor que esa tecnología aporta a la
sociedad.
Por tanto, el
objetivo de cara a proporcionar la información necesaria tanto para la
planificación energética como para juzgar la idoneidad o no de apoyar a una
tecnología determinada para que pase a formar parte del sistema energético,
debería ser el cuantificar los distintos elementos que constituyen su coste y
valor. Y es más, esta evaluación debería hacerse tanto para las condiciones
actuales, como para las condiciones resultantes cuando la tecnología en
cuestión haya progresado a lo largo de su curva de aprendizaje, pues la evolución a lo largo de esta curva es lo
que proporciona los costes promedio para la sociedad con los que hay que
comparar el valor aportado por esa tecnología (en el informe Energía 3.0 se proporciona una detallada cuantificación de estos costes promedio).
La Figura-5
recoge una representación esquemática de los distintos elementos de coste y
valor que habría que evaluar. Como podemos ver, los elementos a considerar
especialmente en la huella de valor son muy numerosos. El hecho de que muchos
de estos elementos habitualmente no se encuentren cuantificados, representa la
falta de internalización de estas dimensiones en ell valor real que la
tecnología en cuestión proporciona a la sociedad.
Figura-5:
Dimensiones de las huellas de coste y valor a cuantificar para cada una de las tecnologías
renovables.
Comentemos con un
poco más de calma algunas de las dimensiones de las huellas de coste y valor:
Por lo que se refiere
al coste, en la Figura-5 además del precio del mercado y la prima (siendo la
suma de ambos la FIT, o el PPA – power purchase
agreement – con el que se retribuye
esa generación), encontramos otros dos componentes de coste:
·
El
coste asociado a los requerimientos de regulación complementaria que pueda
tener la introducción de esa tecnología. En el caso de tecnologías renovables
no despachables, si estas no asumen los requerimientos de regulación mediante
una reducción de su factor de capacidad (es decir, generando por debajo de sus posibilidades
para proporcionar servicios de regulación), es muy posible que el sistema
eléctrico requiera incorporar otros mecanismos de regulación con su
correspondiente coste.
·
El
potencial coste de oportunidad de la prima proporcionada a esta tecnología. Este elemento recoge la dimensión que Pedro
plantea en su post ,
y que quedaría representado por la diferencia entre el valor que aportaría a la
sociedad el usar los recursos económicos dedicados a la prima para otra
inversión con mayor retorno social, y el valor que aporta a la sociedad la
tecnología en cuestión.
Por lo que se
refiere al valor, profundicemos un poco en el significado de alguno de los
distintos elementos recogidos en la Figura-5:
·
Por
lo que se refiere al valor de la energía, el precio del mercado proporciona una
cobertura tan solo parcial de este valor, dado que por un lado representa tan
solo los costes de oportunidad (y no los del ciclo de vida), y por otro lado
tiene externalizados muchos de los impactos asociados a la generación de esa
energía. El valor de la energía puede diferir entre las distintas tecnologías
renovables como consecuencia de las distintas franjas horarias en que se genera
y su relación con la demanda. las tecnologías gestionables, especialmente para
elevadas penetraciones renovables, proporcionan un valor de la energía más
elevado. En la Figura-5 hemos representado con el mismo tamaño los componentes
de coste de la energía (precio mercado) y valor de la energía, pero por lo
general pueden ser distintos: El coste de la energía vendría representado por
el precio medio en el mercado, mientras que el valor de la energía vendría
representado por el coste de la energía en relación a la demanda existente en
el momento de la generación.
·
El
valor de la capacidad de una tecnología de generación eléctrica está asociado a
la capacidad con la que se puede contar con esa tecnología para la cobertura de
la demanda. También depende de la franja horaria y la relación con la demanda
(básicamente por comparación al precio de la capacidad de la tecnología de referencia
a la que sustituye), y por supuesto también depende mucho de la tecnología
renovable considerada. las tecnologías no gestionables tienen por lo general un
valor de capacidad significativamente inferior a las gestionables, debido al
hecho de que por lo general en un determinado instante de tiempo la capacidad
con la que se puede contar para una tecnología no gestionable es
significativamente inferior a su capacidad nominal.
·
Externalidades
parcialmente internalizadas. Se refiere a aquellas externalidades que al menos
de forma parcial se encuentran ya internalizadas. Un ejemplo serían las
emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), que mediante los mercados de
emisiones existentes proporcionan una valoración a las emisiones de GEI. La
internalización es sin embargo tan solo parcial, pues debido a las
imperfecciones de estos mercados, los precios asignados a las emisiones de GEI
son significativamente inferiores al coste que va a tener su contribución al
cambio climático. De hecho, como consecuencia de asignaciones excesivas de
derechos de emisiones, el precio de las emisiones de GEI ha llegado a ser
prácticamente nulo en algunos periodos.
·
Complemento
de las externalidades parcialmente internalizadas, como puede ser el
complemento al precio del mercado de GEI para capturar el valor completo de
evitar esas emisiones desde la perspectiva de eliminar su contribución al
cambio climático.
·
Generación
de actividad económica, tanto directa como indirecta por efecto de arrastre de
otros sectores de la economía.
·
Generación
de empleo. Una forma de valorarlo es mediante los subsidios de desempleo
evitados por los puestos de trabajo que genera esa tecnología a lo largo de
todo su ciclo productivo.
·
Corrección
de imperfecciones del mercado. El mercado eléctrico puede tener, y en nuestro
caso tiene, imperfecciones, por lo que el coste que asigna a la energía no
tiene por qué corresponderse con el coste en el ciclo de vida para generar esa
cantidad de energía. En el caso de nuestro mercado eléctrico, donde las ofertas
se realizan en base al coste de oportunidad, conduciendo a la situación donde
algunas tecnologías ofertan a coste cero, resulta evidente que el precio del
mercado es tan solo una cota inferior del coste del ciclo de vida.
·
Universalización,
espacio-temporal, del acceso a la energía. El desarrollo de las tecnologías
renovables (mediante el apoyo para que recorran su curva de aprendizaje) pone a
disposición de todo el mundo y de todas las generaciones un modelo energético
sostenible, en contraposición al modelo energético actual que con tecnologías
poco democráticas usa los recursos de todos (en términos espacio-temporales)
para satisfacer las necesidades y el lucro de unos pocos.
·
Soberanía
energética y reducción de exposición a la volatilidad del coste de los
combustibles fósiles. Reduce la vulnerabilidad asociada a la dependencia
energética por usar recursos energéticos autóctonos y no especulativos, que
además tienen una estabilidad temporal de costes. Adquiere un valor económico
directo ante situaciones de escalada de los precios de los combustibles fósiles
de los que España tiene una grandísima dependencia, que pueden ser esporádicas
como respuesta a tensiones socio-políticas, o estructurales como la
irremediable inflación incremental de recursos escasos y finitos sometidos a
una demanda creciente.
·
Mejora
de la balanza de pagos, como consecuencia de la menor necesidad de importar recursos
y servicios energéticos, potenciado tanto por el carácter autóctono de las
tecnologías renovables, como por su elevado potencial de localización en la
fabricación, construcción y explotación de las instalaciones.
·
Reducción
de las pérdidas de T&D. Este elemento hay que considerarlo con carácter
potencial por el mayor carácter distribuido de la generación basada en
renovables, pero debe ser analizado con detalle en cada caso porque tanto los
requerimientos de regulación como la necesidad de transporte a grandes
distancias puede conducir a un balance final que no necesariamente tiene que
ser positivo para un sistema basado en renovables. Depende de la condición de
referencia y de la ubicación y características del las tecnologías renovables
desplegadas.
·
Aportación
fiscal de las distintas actividades relacionadas con el ciclo de vida de las
tecnologías consideradas. Dado el gran potencial de localización, la aportación
fiscal trasciende a la propia actividad de generación para abarcar el proceso
de construcción y fabricación de equipos.
A lo largo de los
últimos años se han empezado a producir diversos informes que se centran en la
cuantificación de algunos de los componentes de la huella de valor de las
energías renovables. Se trata de valoraciones incompletas en el sentido de que
todavía hay varias dimensiones del valor de las renovables que no han recibido
cuantificación, pero nos proporciona ya unos primeros datos objetivos para
evaluar el peso relativo del coste de las renovables en función del valor que
aportan a la sociedad. En lo que sigue vamos a reproducir los resultados de
algunos de estos estudios, elaborándolos para adecuarlos al contexto de la
comparativa costes / valor reproducida en la Figura-5. Algunas de estas
adaptaciones tienen un carácter aproximado, pero tiene como objetivo el
proporcionar una corrección de los resultados presentados en los estudios
referenciados, que en ocasiones, por el ansia de acentuar el carácter benévolo
de las renovables, conducen a comparar cosas poco comparables, como es el caso
de asignar el total de la contribución al PIB o a la generación de empleo de
una determinada tecnología renovable a un único año, cuando una fracción
importante de estas contribuciones se centra en la etapa de construcción de la
central que representa tan solo una pequeña fracción del ciclo de vida entero
de la central.
Empezamos por
presentar resultados correspondientes al conjunto de las energías renovables
para generación eléctrica, procesadas a partir de la información presentada en
el estudio del impacto macroeconómico de las renovables en España publicado por APPA
(asociación de productores de energías renovables).
En la Figura-6
presentamos la comparativa entre huella de costes y valor para el año 2005,
mientras que en la Figura-7 reproducimos la comparativa de las huellas de
coste/valor en los años 2010 y 2011. En ambos casos, para la dimensión de
energía tanto en la huella de coste como en la de valor, se ha presenta el
coste medio de la energía en el mercado eléctrico durante el año
correspondiente, si bien, tal y como hemos indicado anteriormente, para la
huella de valor esta cantidad resulta distinta según el valor de la energía en
los instantes en los que la tecnología considerada contribuye a la cobertura de
la demanda. En este caso, en la huella de valor también hemos incluido la
valoración del ‘order of merit effect’,
es decir, la reducción del coste de la electricidad en el mercado eléctrico
como consecuencia de la penetración de las renovables, para poder comparar su
peso relativo frente a las otras dimensiones de valor, y a pesar de que tal y
como discutimos en el post anterior el ‘order of merit effect’ no puede entenderse como un valor
sostenible. Como podemos observar, si bien las huellas, tanto de coste como de
valor, se modifican año a año, en todos los casos la huella de valor es
significativamente superior a la de coste, incluso si no tenemos en cuenta el ‘order of merit effect’, y a pesar de
que hay muchas de las dimensiones de la huella de valor apuntadas en la
Figura-5 que no aparecen cuantificadas en las Figuras 6 y 7.
Figura-6: Comparativa
de las huellas de coste y valor del conjunto de las renovables para generación eléctrica
en el año 2005. Procesado a partir de los resultados del informe de APPA . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus
dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de
valor real.
Figura-7: Comparativa
de las huellas de coste y valor del conjunto de las renovables para generación eléctrica
en los años 2010 y 2011. Procesado a partir de los resultados del informe deAPPA . La huella de
valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus dimensiones, por lo que
consiste tan solo una cota inferior de la huella de valor real.
A continuación
presentamos los resultados correspondientes a la energía eólica, procesadas a
partir de la información presentada en el estudio del impacto macroeconómico de la energía eólica en España publicado por AEE
(asociación empresarial eólica).
La Figura-8
recoge las huellas de coste y valor para los años 2010 y 2011. En ambos casos,
para la dimensión de energía tanto en la huella de coste como en la de valor, se
ha presenta el coste medio de la energía en el mercado eléctrico durante el año
correspondiente, si bien, tal y como hemos indicado anteriormente, para la
huella de valor esta cantidad resulta distinta según el valor de la energía en
los instantes en los que la tecnología considerada contribuye a la cobertura de
la demanda. Como podemos observar, tanto las huellas de coste como las de valor
difieren significativamente de las correspondientes al conjunto de energías
renovables recogidas en la Figura-7, pero al igual que para el conjunto de las
renovables, en el caso de la energía eólica la huella de valor es
significativamente superior a la de costes, y ello a pesar de que en la huella
de valor hay muchas de las dimensiones recogidas en la Figura-5 que no han sido
valoradas.
La Figura-9
recoge la evolución desde el año 2005 al 2011 de las huellas de coste y valor
para la energía eólica en España. A modo de referencia se muestra también la
evolución de la prima equivalente recibida por esta tecnología a lo largo de
esos años.
Figura-8: Comparativa
de las huellas de coste y valor de la energía eólica en los años 2010 y 2011.
Procesado a partir de los resultados del informe de AEE . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus
dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de
valor real.
Figura-9: Comparativa
de las huellas de coste y valor de la energía eólica desde el año 2005 al 2011.
Procesado a partir de los resultados del informe de AEE . La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus
dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de
valor real.
Para finalizar
presentamos los resultados correspondientes a la energía solar termoeléctrica, procesadas
a partir de la información presentada en el estudio del impacto macroeconómico de la energía solar termoeléctrica en España publicado
por Protermosolar.
La Figura-10
recoge las huellas de coste y valor para los años 2010 y 2011. En ambos casos,
para la dimensión de energía tanto en la huella de coste como en la de valor, se
ha presenta el coste medio de la energía en el mercado eléctrico durante el año
correspondiente, si bien, tal y como hemos indicado anteriormente, para la
huella de valor esta cantidad resulta distinta según el valor de la energía en
los instantes en los que la tecnología considerada contribuye a la cobertura de
la demanda. Como podemos observar, tanto las huellas de coste como las de valor
difieren significativamente de las correspondientes al conjunto de energías
renovables y de la eólica recogidas en las Figura-7 y 8, pero al igual que para
el conjunto de las renovables y para la eólica, en el caso de la energía solar
termoeléctrica la huella de valor es significativamente superior a la de
costes, y ello a pesar de que en la huella de valor hay muchas de las
dimensiones recogidas en la Figura-5 que no han sido valoradas.
Figura-10: Comparativa
de las huellas de coste y valor de la energía solar termoeléctrica en los años
2010 y 2011. Procesado a partir de los resultados del informe de Protermosolar
.
La huella de valor tan solo presenta la valoración de algunas de sus
dimensiones, por lo que consiste tan solo una cota inferior de la huella de
valor real.
En definitiva, en
base a la información disponible hasta la fecha, la huella de valor para la
sociedad de las energías renovables para generación eléctrica es
significativamente superior a su huella de coste, y es importante contribuir a
que esto quede meridianamente claro para que los individuos y el conjunto de la
sociedad puedan interpretar correctamente las campañas de desprestigio hacia
las energías renovables lanzadas por unos lobbies interesados en defender a
toda costa sus parcelas de beneficio particular aun a costa del bien de la
sociedad, y de unos gobiernos plegados al servicio de estos lobbies que hace
mucho que han olvidado que su razón de ser y su responsabilidad es el estar al
servicio de la sociedad en lugar de contribuir a la especulación a costa de
esta, de tal forma que la sociedad pueda coger las riendas de la gobernanza y redirigir
la actuación de gobiernos descarrilados hacia los objetivos de interés para el
conjunto de la sociedad.
También hemos
podido ver que tanto huellas de coste como de valor difieren significativamente
entre las distintas tecnologías renovables. Incluso en el caso de que en las
etapas iniciales la huella de coste fuera superior a la de valor y por tanto se
requiriera un subsidio neto para esa tecnología, la cuantía de dicho subsidio
que quedaría justificada debería evaluarse en base a la evolución esperada de
las huellas de coste y valor al evolucionar la tecnología por su curva de
aprendizaje. Pero para todos los casos que hemos presentado, incluso en la
actualidad ya tenemos huellas de coste significativamente inferiores a las
huellas de valor, es decir, con un ahorro neto para la sociedad. En estos
contextos, la inteligencia reguladora debe actuar de tal forma que el valor de
la retribución regulada a la generación renovable (primas o FIT) sea el valor
mínimo adecuado para incentivar su desarrollo a la velocidad requerida (proporcionando
retornos adecuados a las inversiones necesarias, así como la seguridad jurídica
imprescindible para acometer estas inversiones).
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