Repositorio Institucional de Documentos

Universidad de Zaragoza Centro Politécnico Superior Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Industrial Mención: Energía y tecnología de calor y fluidos El sistema energético de Aragón. Estrategias para afrontar el futuro The Energy System in Aragón facing the Future Memoria 1/2 Autora: Marta Rodríguez Pascual Director: Germán Maldonado Chalmers University of Technology Energy and Environment Ponente: Inmaculada Arauzo Pelet Centro Politécnico superior Departamento de Ingeniería Mecánica Zaragoza, Septiembre 2010 II III Agradecimientos A mis padres y a mi hermana, por apoyarme durante todos estos años. Sin vosotros esto no habría sido posible. Al resto de mi familia, por estar siempre dispuestos a buscarme una mesa para estudiar en el lugar más insospechado. A Fredrik, por hacerme dejar de trabajar cuando la cabeza no da para más. A mis amigos en España, por hacerme caso desde la distancia. Gracias por los emails diarios y las llamadas justo cuando acabo de llegar de Suecia. A mis amigos españoles en Suecia, por tantísimos buenos momentos aquí y allí. Especialmente a Nuria, por haberme tenido que aguantar durante dos años. A mis amigos Suecos, por integrarme en su vida. En especial a los compañeros de Energiteknik, por las charlas y helados durante los últimos seis meses. A Inmaculada Arauzo y a Germán Maldonado, por el interés, la disponibilidad y la ayuda. Al Departamento de Planificación Energética de la DGA, y en especial a Sergio Breto, por los datos y el apoyo al proyecto. Gracias a todos IV V RESUMEN El sistema energético de Aragón. Estrategias para afrontar el futuro. El objetivo de este proyecto es estudiar el desarrollo del sistema energético de Aragón y analizar algunas opciones para su futura evolución, aplicando un enfoque de sistemas. El proyecto se divide en dos partes, la primera centrada en el sector eléctrico y su evolución y la segunda incluyendo todo el sistema energético y consiste en la simulación de distintos escenarios para el desarrollo futuro de este. Para elaborar este proyecto se realizó primero una revisión bibliográfica para encontrar datos históricos del sistema energético aragonés. Después se calcularon las curvas logísticas de evolución para el consumo de electricidad, la potencia instalada y la generación de electricidad. Para la segunda parte, se utiliza el programa LEAP y se elabora un caso base y tres escenarios más: carbón prioritario (COAL), electricidad renovable (REN) y coches eléctricos (ELECAR). Durante la realización del proyecto se ha localizado una gran cantidad de datos sobre el sistema energético en Aragón. Sin embargo, cuando se han necesitado datos detallados han sido difícil de encontrar, y muchos de ellos se han encontrado mal organizados o con erratas. A su vez, cabe destacar la deficiencia de la planificación energética a nivel estatal, tanto pública como privada. LEAP es un programa sencillo de utilizar y con pocos requerimientos, pero es poco robusto. En los resultados obtenidos, se concluye que tanto el escenario REN como el ELECAR supondrían una disminución de las emisiones de CO2, aunque también es son los escenarios más caros. El escenario COAL sería el escenario más barato y con más emisiones. Otra de las conclusiones importantes del proyecto es que hay un exceso de potencia instalada en Aragón, debido a la baja producción de las centrales térmicas de carbón y la entrada de ciclos combinados. VI VII Tabla de contenidos 1 Introducción .........................................................................................................................1 1.1 Objetivo y alcance ........................................................................................................1 1.2 Método .........................................................................................................................2 1.2.1 Datos ....................................................................................................................2 1.2.2 LEAP ......................................................................................................................3 1.3 Curva logística ..............................................................................................................4 1.4 Enfoque sistémico, historia y diagrama del balance energético ...................................4 1.5 Contenido .....................................................................................................................5 2 Historia del sector eléctrico en Aragón ................................................................................7 2.1 Visión general. ..............................................................................................................7 2.2 Evolución de las tecnologías de generación de electricidad de 1992 a 2008. ..............9 3 Curvas logísticas .................................................................................................................13 3.1 Consumo de electricidad ............................................................................................13 3.2 Potencia instalada ......................................................................................................14 3.3 Generación de electricidad .........................................................................................14 4 Situación actual del sector energético aragonés ................................................................16 5 Escenarios ..........................................................................................................................18 5.1 Año base .....................................................................................................................18 5.2 Caso base....................................................................................................................19 5.2.1 Asunciones clave ................................................................................................19 5.2.2 Demanda ............................................................................................................19 5.2.3 Transformación de energía .................................................................................20 5.3 Carbón prioritario (COAL) ...........................................................................................24 5.4 Electricidad renovable (REN) ......................................................................................24 5.5 Coches eléctricos (ELECAR) .........................................................................................24 6 Resultados de los escenarios ..............................................................................................26 6.1 Caso base....................................................................................................................26 6.2 Carbón prioritario .......................................................................................................31 6.3 Electricidad renovable ................................................................................................33 6.4 Coches eléctricos ........................................................................................................35 6.5 Emisiones ...................................................................................................................39 6.6 Costes .........................................................................................................................40 7 Discusión ............................................................................................................................43 VIII 7.1 Datos e información ...................................................................................................43 7.2 Planes y previsiones ...................................................................................................43 7.3 LEAP y resultados .......................................................................................................44 8 Conclusiones y trabajo futuro ............................................................................................46 8.1 Conclusiones...............................................................................................................46 8.2 Trabajo futuro ............................................................................................................47 Referencias.................................................................................................................................49 Abreviaturas ...............................................................................................................................51 1 1 Introducción Este proyecto se ha realizado en la Universidad Tecnológica de Chalmers, contando con la colaboración de la Dirección General de Energía y Minas de la Diputación General de Aragón. Si bien no se engloba en ningún proyecto mayor, la Universidad de Chalmers tiene interés en este tipo de proyectos y ha colaborado en estudios similares en otras ciudades españolas, como Valencia o Barcelona. 1.1 Objetivo y alcance El objetivo de este proyecto es estudiar el desarrollo del sistema energético de Aragón y analizar algunas opciones para su futura evolución, aplicando un enfoque de sistemas. El proyecto se divide en dos partes: 1. Desarrollo histórico del sistema eléctrico de Aragón. Este apartado se centra en el sistema eléctrico con el objetivo de identificar las componentes más importantes del sistema socio-tecnológico. Se incluye en análisis de las curvas logísticas. Está formada por los Capítulos 2 y 3. 2. Simulación y análisis de algunas opciones de desarrollo del sistema energético integrado con el programa LEAP (Long Range Energy Alternatives Planning system). El objetivo de esta parte es simular y analizar diferentes escenarios, intentando contestar a la pregunta “¿Qué pasa si…?” (“what if?” scenarios). Incluye los Capítulos 4, 5 y 6 Aunque este es un trabajo académico, los resultados obtenidos generarán conocimientos relevantes tanto para la administración como para las empresas del sector energético. La Figura 1 muestra los límites del sistema de este estudio. El estudio de la transformación de la energía final en energía útil se ha excluido por no disponer de datos específicos para Aragón. La producción de productos derivados del petróleo se ha excluido, ya que no se produce en Aragón. De la producción del resto de energías secundarias solo se incluyen electricidad y calor, debido a disponibilidad de datos. Estos límites del sistema son los mismos que la Diputación General de Aragón (DGA) utiliza en sus balances energéticos. Cabe destacar que se ha cambiado la denominación de energía primaria utilizada en los informes de la DGA por la de entradas energéticas. Esta denominación podía dar lugar a confusión ya que incluye productos petrolíferos, hidrogeno y biocombustibles. La introducción de los productos petrolíferos en la energía primaria es una práctica habitual cuando no se producen en el territorio a estudiar. Sin embargo, tanto hidrogeno como biocombustibles son producidos en Aragón, y si bien ahora forman una parte mínima del sistema, en el futuro esta situación podría cambiar. La minería de carbón también ser realiza en Aragón, aunque el consumo de energía en esta actividad desde 2002 es siempre menor que el 3% del carbón producido, excepto en 2005 que es el 5% (Foro de la Industria Nuclear Española, 2010). Por lo tanto, la exclusión de esta actividad no debería tener un efecto importante en los resultados. Los límites geográficos del estudio son los de Aragón. También se deben considerar algunos aspectos españoles y europeos, como legislación o planes futuros. En cuanto al límite temporal de los escenarios, se fija en 2030. Sin embargo, 2020 es una fecha a tener en cuenta, ya que muchos de los objetivos actuales están fijados para ese año, tanto españoles como europeos, 8 • 1978-1980:instalación de la central térmica Teruel (C.T. Teruel) • Década de los 80: Cierra la central de Aliaga y Escatrón disminuye capacidad por requisitos medioambientales hasta que cierra en 1988. • Década de los 90: lento crecimiento de cogeneración y eólica. • 2000-2008: continuo aumento de la potencia instalada de energía eólica, en más de 1500 MW. En 2006 se introduce el Ciclo Combinado (CC). Los 1770 MW instalados en Aragón en dos años se distinguen claramente en la curva. El crecimiento de la potencia instalada desde mitad de la década de los 70 hasta mitad de los 90 se vio afectado por un crecimiento de la demanda española menor a lo esperado por el gobierno español (Mir, 1999). Figura 5 Potencia instalada de las diferentes tecnologías en Aragón de 1944 a 2008. Fuente: (Germán, 1998, DGA, 2000, DGA, 2005a, Ministerio de Industria, 2010, DGA, 2006, DGA, 2007, DGA, 2008, DGA, 2009b) Finalmente, la Figura 6 muestra la evolución de la electricidad generada desde 1944 a 2008. Lo primero que cabe destacar es la diferencia entre la electricidad generada en Aragón y la electricidad consumida. Esto se debe a que Aragón siempre ha sido un gran exportador de electricidad al resto de España. De hecho, la gran mayoría de las primeras compañías que se instalaron en la región eran de fuera de Aragón. También se distinguen los acontecimientos explicados anteriormente, y además algunas sequias que disminuyen la producción, marcadas en la gráfica con círculos negros. Sin embargo, la mayoría de las fluctuaciones que no se deben a cambios en la capacidad son causadas por la política energética nacional en cuanto a carbón y reservas hidráulicas (DGA, 2005a). MW 9 Figura 6 Generación de electricidad en Aragón de 1944 a 2008. Los círculos de puntos negros muestran algunas de las sequias en Aragón. Fuente: (Germán, 1998, DGA, 2000, DGA, 2005a, Ministerio de Industria, 2010, DGA, 2006, DGA, 2007, DGA, 2008, DGA, 2009b). 2.2 Evolución de las tecnologías de generación de electricidad de 1992 a 2008. Hay seis tecnologías generadoras de electricidad en Aragón: centrales térmicas de carbón, centrales hidráulicas, cogeneración, eólica, ciclo combinado y solar fotovoltaica. La Figura 7 y la Figura 8 representan potencia instalada y electricidad generada por tecnologías, y son explicadas en los siguientes párrafos. Tradicionalmente, las más importantes son hidráulica y las centrales térmicas de carbón. La potencia instalada de ambas tecnologías se mantiene constante durante los últimos años, al igual que la producción de electricidad, aunque esta última fluctúa más. Sin embargo, la generación de las centrales de carbón disminuyó en 2008, y a partir de ese año ha disminuido hasta el mínimo (REE, 2009). En el año 2008 la energía hidráulica proporcionó el 15% de la electricidad y las tres centrales eléctricas (Escatrón, Escucha and C.T. Teruel) el 25%. Ambas tecnologías están en la fase final de la curva logística (ver 1.3). La cogeneración ha aumentado la potencia instalada en Aragón hasta suponer un 8% en 2008, partiendo de un 2% en 1992, y la electricidad generada supone un 18% de la total generada en la región. El mayor desarrollo se dio antes de 1998. El calor producido por cogeneración fue 4187 GWh, más del 99% de la demanda final de calor (no de la demanda útil). La cogeneración parece estar llegando a la madurez en la curva logística (ver 1.3). 10 La siguiente tecnología que se introdujo en Aragón fue la eólica, que ha en 2008 representaba el 25% de la potencia instalada y el 18% de la generación de electricidad, cuando en 1992 apenas estaba presente. Aunque la tasa de crecimiento media anual durante este periodo es de 111%, desde 2001 ha disminuido hasta estancarse en 2008, debido a los problemas que genera la eólica en el sistema y a que los mejores emplazamientos están ya ocupados. La energía eólica está claramente llegando a la madurez en la curva logística (ver 1.3), aunque esta situación cambiaría si se resolvieran los problemas que genera en la red eléctrica. La última tecnología importante en Aragón es el CC. La primera planta se instaló en 2006 con 791 MW. En 2008 la potencia instalada de CC era el 25% de la potencia instalada total (con tres plantas, Escatrón, Castelnou y Peaker), y representa el 26% de la electricidad producida. El CC también parece haber llegado a la madurez en la curva logística (ver 1.3). Figura 7 Potencia instalada de cada tecnología generadora de electricidad en Aragón de 1992 a 2008. Fuente: (DGA, 2000), (DGA, 2005a),(DGA, 2007, DGA, 2009b, DGA, 2006, DGA, 2008) Cabe destacar el desarrollo en los últimos años de la solar fotovoltaica, que se puede observar tanto en la Figura 7 como en la Figura 8, aunque su porcentaje de generación de electricidad es solo del 1%. Desde el año 1997 hasta el 2005 el crecimiento anual de la potencia instalada estuvo siempre por encima del 30%, pero a partir del 2005 aumentó por encima del 100%, mientras que en 2008 la potencia instalada se multiplicó por 19. La situación de la energía solar fotovoltaica es típica de estar en la fase anterior al crecimiento en la curva logística (ver 1.3). 0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 MW Hydro Coal thermal Cog. CC Wind Solar PV 11 Figura 8 Electricidad generada por tecnologías en Aragón de 1992 a 2008. Fuente: (DGA, 2000), (DGA, 2005a),(DGA, 2007, DGA, 2009b, DGA, 2006, DGA, 2008) La Figura 9 muestra las horas equivalentes de funcionamiento (ℎ𝑒𝑞) para cada tecnología, calculadas según la ecuación (1): ℎ𝑒𝑞 =𝐸𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 [𝑀𝑊ℎ] 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 [𝑀𝑊] (1) La primera característica de la Figura 9 es la diferencia entre las ℎ𝑒𝑞 de las plantas térmicas de carbón y las de cogeneración con el resto de tecnologías. Por otro lado, cada tecnología tiene un valor aproximadamente constante de ℎ𝑒𝑞. Esto se debe a que cada tecnología tiene un valor máximo asociado, que en las térmicas de carbón, el ciclo combinado y la cogeneración pueden ser hasta 8760. Las variaciones respecto a ese valor asociado se deben a la disponibilidad de recursos naturales en las tecnologías renovables y a las variaciones en la cobertura de la demanda. La eólica y las solar son tecnologías no gestionables, es decir, no se pueden adaptar a las necesidades del sistema, mientras que el resto de tecnologías son gestionables. Las centrales térmicas de carbón han disminuido sus horas de funcionamiento cuando han aumentado las horas de funcionamiento del CC, ya que la demanda a cubrir no es suficiente para que ambas tecnologías trabajen un elevado número de horas. Los combustibles utilizados por cada tecnología son los correspondientes recursos renovables en las energías renovables, carbón, gas natural, biomasa y otros minoritarios. El carbón utilizado en las centrales térmicas es autóctono e importado, con un porcentaje de carbón autóctono que desde 1992 varía entre un 15% y un 61%. El gas natural se usa en CC y como 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 GWh Hydro power Coal thermal Cogeneration CC Wind Solar 12 combustible mayoritario en las instalaciones de cogeneración, donde supuso el 88% del combustible en el año 2008. También se utiliza biomasa en la cogeneración, que supone el 10% del combustible. El resto son productos del petróleo y, en una facción muy pequeña, residuos. Figura 9 Horas equivalentes de funcionamiento de las distintas tecnologías generadoras de electricidad en Aragón de 1992 a 2008. 0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 hours Hydro Coal thermal Cogeneration CC Wind Solar PV 13 3 Curvas logísticas 3.1 Consumo de electricidad La Figura 10 ilustra el consumo de electricidad en Aragón desde 1959 y las curvas logísticas calculadas. Como se explica en el Capítulo 2, se distinguen 3 periodos: • De 1959 a 1979: el consumo aumenta debido al crecimiento en España. • Final de la década de los 70 hasta mitad de la década de los 80: disminuye la demanda debido a los efectos retardados de la crisis del petróleo • Finales de la década de los 80 hasta 2008: la demanda aumenta. Desde el año 2000 el aumento es más pronunciado, debido a un mayor crecimiento económico. Figura 10 Consumo de electricidad en Aragón de 1959 a 2008, y curva logística hasta 2030. La asíntota calculada para la curva logística es de 25 632 GWh. Por lo tanto, la demanda de electricidad no ha llegado todavía a la madurez según este método, por el que crecería todavía un 62% hasta 18 493 GWh en 2030. Si se aumenta la asíntota un 5%, el consumo en 2030 aumenta un 2% hasta 18 943 GWh. Si se disminuye un 5%, el consumo es 2.5% menor, 18 016 GWh. Es importante tener en cuenta que los resultados cambian si la situación del sistema sociotecnológico cambia, por ejemplo al introducir mejoras en la eficiencia de aparatos o con cambios en los valores de la sociedad. 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 1959 1964 1969 1974 1979 1984 1989 1994 1999 2004 2009 2014 2019 2024 2029 GWh Calculated logistics Calculalated logistics +5% Calculated logistics -5% Consumption 14 3.2 Potencia instalada Como muestra la Figura 11, la potencia instalada se encuentra en la fase de crecimiento de la curva logística, cerca de alcanzar la madurez. La asíntota calculada para la capacidad instalada en Aragón es de 11 562 MW, y el valor para 2030 es de 9185 MW, partiendo en 2008 de 7080 MW. Esto implica un crecimiento del 30% durante este periodo. Los cálculos con un ±5% de asíntota dan un rango de crecimiento de ±3% en 2030 respecto a la asíntota original, con el límite superior en 9697 MW y el inferior en 9109 MW. Figura 11 Potencia instalada desde 1944 a 2008 y curva logística hasta 2030. Al igual que en la demanda de electricidad, esta curva logística de la potencia instalada cambia al cambiar el sistema. El caso más claro es el de la introducción de una nueva tecnología. La generación de electricidad es un mix de tecnologías con distintos grados de madurez. Cuando una nueva tecnologías se une a este mix, tiene más potencial para crecer que el resto de las tecnologías que ya son maduras. Por lo tanto, la curva logística total también aumentará su potencial para crecer. En Aragón el ciclo combinado, la última tecnología introducida, ha tenido un gran efecto. Si esta curva se calcula con datos hasta 2005, antes de introducir el CC, la asíntota cambia de 11 562 MW a 5089 MW. 3.3 Generación de electricidad La generación de electricidad ya ha alcanzado la zona de madurez de la curva logística, como se observa en la Figura 12. La electricidad producida en 2008 fue de 22 450 GWh, y la asíntota calculada es de 23 871 GWh, solo 6% mayor. Este resultado parece contradictorio con el resultado de para la potencia instalada, que todavía no ha llegado a la zona de madurez. Sin embargo, tiene su explicación en el crecimiento del CC mientras las plantas de carbón siguen teniendo la misma capacidad pero han disminuido la producción. Es decir, la introducción del 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 1944 1949 1954 1959 1964 1969 1974 1979 1984 1989 1994 1999 2004 2009 2014 2019 2024 2029 MW Calculated logistic Calculated logistic +5% Calculated logistic -5% Data capacity 15 CC ha influido más en la potencia instalada que en la generación de electricidad. El aumento en energías renovables también puede tener influencia en este resultado. Figura 12 Generación de electricidad desde 1944 hasta 2008 y curva logística hasta 2030. Como en la curva logística de la potencia instalada, la generación de electricidad también se ve afectada por las nuevas tecnologías. Sin embargo, como se ha explicado anteriormente, el CC ha tiene menos influencia en este caso. El valor de la asíntota cambia de 23 8872 GWh a 18 564 GWh, “solo” un 22% de diferencia, comparado con más de 50% de diferencia en el caso de la potencia instalada. 0 5000 10000 15000 20000 25000 1944 1949 1954 1959 1964 1969 1974 1979 1984 1989 1994 1999 2004 2009 2014 2019 2024 2029 GWh Logistics Logistics +5% Logistics -5% Production 16 4 Situación actual del sector energético aragonés En este capítulo se resume la situación actual del sector energético en Aragón. Para una información más detallada, consultar el Tomo 2. El diagrama del balance energético de Aragón para el año 2008 está representado en la Figura 13. El diagrama representa el camino seguido por cada combustible con un color diferente, indicando en tep las unidades energéticas consumidas en cada punto del sistema. Empezando por la izquierda, la primera columna recoge las entradas energéticas y las exportaciones de electricidad. La segunda columna, la transformación de entradas energéticas en energía secundaria que ocurre en Aragón. Después, hay una linera vertical para cada combustible, que representa el transporte y distribución, y finalmente una columna que recoge la información del consumo final. En la parte de debajo de la figura se recogen algunas cifras totales. La primera columna del diagrama incluye las entradas energéticas. En el año 2008, el gas natural fue la entrada energética más importante, suponiendo un 35.4% del total, y habiendo incrementado su participación constantemente en los últimos años. Los derivados del petróleo se sitúan en el segundo lugar, con un 28.5%. Su consumo ha crecido en los últimos años, pero a un ritmo mucho menor que el del gas natural. El tercer lugar lo ocupa el carbón con 21.2%. El consumo de carbón ha disminuido en los últimos años. Las energías renovables suponen un 14.9% de las entradas energéticas, siendo la energía eólica la más importante (5.5%), seguida de la biomasa (4.8%) y la hidráulica (4.4%). En cuanto a la generación de energía secundaria, en Aragón solo se genera electricidad y calor. La generación de electricidad ha sido explicada en la Sección 2.2. El calor en Aragón solo se produce con cogeneración, solar térmica y geotérmica, representando la cogeneración más del 99% del calor generado. El calor generado por cogeneración se consume prácticamente en su totalidad en el sector Industrial. Cabe destacar que si bien la energía solar térmica ha aumentado su presencia en la comunidad desde 1992, la energía geotérmica produce todos los años 1200 tep de calor. Las pérdidas de electricidad se estiman en un 2% por la DGA. Se carece de datos del resto de combustibles. La demanda de energía final está dominada por los derivados del petróleo, que suponen un 46% de esta en 2008. La electricidad supone un 25% de la demanda de energía final, y ha tenido un aumento del 110% desde 1992. La tercera fuente de energía final más utilizada es el gas natural, que supone en el 2008 el 13% de la energía final total. Desde 1992, su consumo se ha multiplicado por 1.7. El calor ha experimentado el mayor crecimiento desde 1992, al multiplicarse su consumo por 4.7 y representar en 2008 un 9% del consumo de energía final. Finalmente la biomasa representa un 6% y el carbón un 1%, manteniéndose ambos aproximadamente constantes desde 1992. Los sectores con el mayor consumo son el sector Industrial y el Transportes, seguidos por el RCS y finalmente el sector agricultura. 17 Figura 13 Diagrama del balance energético de Aragón en 2008. Unidades: tep. Fuente:(DGA, 2009c, DGA, 2009a, DGA, 2009b) Other fuels 3 446 Coke 46 106 Kerosene 17 442 Other fuels 1 922 Coke 46 106 Biodiesel 3 075 Electricity 493 773 Natrual Gas 301 982 LPG 80 439 LPG 58 863 Fuel oil 49 734 Gasoline 194 544 Coal 36 680 571 Heat 339 135 Diesel 1 451 379 82 583 288 111 Biomass 146 247 746 729 Fuel oil 57 866 8 132 359 998 1 524 Electricity 392 534 Heat 9 593 Natural Gas 229 957 Natural Gas 2 292 307 997 467 509 831 Biomass 76 407 12 272 Diesel 140 147 264 647 416 346 LPG 21 576 Coal 693 609 1 119 319 Electricity 21 850 554 66 364 Heat 12 320 Coal 943 535 216 498 Natural Gas 3 900 66 574 Biomass 3 324 Hydro 283 473 Diesel 323 958 216 847 Wind 355 620 355 557 Biomass 308 561 Kerosene 17 442 Biodiesel 4 634 Biodiesel 7 709 Solar 11 236 10 698 10 698 Electricity 19 076 Gasoline 194 544 Hydrogen 5.41 Hydrogen 4.56 536 Diesel 986 149 Geothermal 1 200 1 736 Electricity 932 381 Energy inputs Final consumtion 3 934 933 Production 1 908 264 In 3 837 176 Electricity 53 220 Electricity 927 233 Imports 4 840 213 Out 2 292 061 Heat 686 Heat 361 048 Total Bruto 6 748 477 Electricity 1 930 327 Natural gas 535 839 Stocks 264 647 Heat 361 734 Biomass 225 978 Total net 6 483 830 Oil products 1 838 520 Other 46 315 Distribution losses 2% Energy inputs Demand Thermal Teruel Thermal Escucha Wind farms Cogeneration Hydro SR Hydro OR Secondary Energy/Transformation LPG Industry Households and Services Agriculture Coal stock Own consumption TRANSPORT Diesel Road and Rail Electricity Heat Natural Gas Biomass Air Transformation IMPORTS PRODUCTION Combined Cycle EXP. Solar PV Heat 24 5.3 Carbón prioritario (COAL) Este escenario tiene como objetivo responder a la pregunta: “¿Qué pasa si la plantas térmicas de carbón pasan a tener prioridad para producir electricidad?” Los únicos cambios introducidos son: • El orden de entrada de las térmicas de carbón pasa a ser 1, como las renovables. • Al introducir la potencia endógena, el orden será primero eólica, segundo carbón y tercero ciclo combinado, pasando así el carbón al segundo lugar. 5.4 Electricidad renovable (REN) En este escenario se intenta contestar a la pregunta: “¿Qué pasa si las únicas plantas generadoras de electricidad que se pueden construir son eólicas o solares?”. Por lo tanto, el único cambio introducido es que la potencia endógena solo pueden ser 100 MW de energía eólica o 100 MW de energía solar. 5.5 Coches eléctricos (ELECAR) En este escenario se intenta contestar a la pregunta “¿Qué pasa si en 2030 todos los coches matriculados son eléctricos y además estamos en el escenario REN?”. Para una información más detallada de cómo se ha construido este escenario se recomienda consultar el Tomo 2. Siguiendo la Estrategia Integral del vehículo eléctrico, se ha determinado el número de coches eléctricos que resultarían en Aragón. Las ciudades implicadas serían Zaragoza y Huesca, por tener más de 50 000 habitantes (Ministerio de Economía y Hacienda, 2010b). Tras analizar la demanda de coches en Zaragoza y Huesca y España, se llega a la conclusión de que se registran en estas ciudades el 2% de los coches registrados anualmente en España. A partir de estos resultados se calcula la curva logística. Para la asíntota de la curva logística se utiliza la media de coches matriculados en Zaragoza y Huesca anualmente desde 1999, que es 30 000 coches. El segundo cálculo importante es el consumo de energía de cada coche. Para este escenario se ha supuesto que un kilometro recorrido con un coche eléctrico es un kilometro no recorrido por un coche convencional. A partir de los resultados del caso base se han añadido 2.1 MWh (0.18 tep) por año por coche eléctrico y se han restado 0.95 tep, el consumo correspondiente del coche convencional. El último cambio añadido a este escenario es el coste que tiene la política actual de apoyo al coche eléctrico. Este se ha calculado como el 2% del coste total de la propuesta, lo que resulta en 3.9 millones de euros anuales desde 2010 a 2014. En el escenario ELECAR se mantienen también los cambios incluidos en el escenario REN. 25 Figura 18 Número de coches en Huesca y Zaragoza desde 1992 a 2008 y proyección lineal hasta 2030. Número de coches matriculados en Huesca y Zaragoza desde 1999 a 2008. Cálculos de LEAP para la previsión de coches eléctricos desde 2009 a 2030. Las flechas indican los ejes de lectura de cada una de las curvas. Fuente(IAEST, 2010) y cálculos propios. 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Yearly registered cars Acumulated number of cars All cars Acumulated electric cars Yearly registered cars Yearly registered electric cars Lineal (All cars) 26 6 Resultados de los escenarios 6.1 Caso base El consumo de entradas energéticas está representado en la Figura 19. Se observa un mínimo en 2009 de 6 036 ktep en 2009, del que la demanda se recupera llegando en 2030 a 6 947 ktep. El cambio más importante es que el uso de carbón prácticamente desaparece, lo que hace disminuir el consumo total, como se observa en el escalón que aparece del año 2018 al 2019, cuando la C.T Teruel cierra. Por otro lado el consumo de gas natural aumenta un 50% y se convierte en la entrada energética más importante; el de energías renovables sin incluir hidráulica aumenta algo más de un 100%, pero partiendo de cifras mucho más bajas que el gas natural; y el de biomasa un 50%. El consumo primario de energía hidráulica aumenta únicamente 16% y el de productos derivados del petróleo 6%. Figura 19 Necesidades de entradas energéticas para el caso base. Biomasa incluye biomasa y biocombustibles, combustibles sólidos incluye todos los tipos de carbón y renovables incluye viento, solar, geotérmica e hidrogeno. La Figura 20 muestra el consumo de entradas energéticas para el año 2030 en el caso base. El gas natural pasa a representar el 50 % del consume de entradas energéticas, comparado con el 35.4% en 2008. También aumenta la participación de la energía renovable, incluyendo hidráulica y biomasa, que aumenta a 22.6% en 2030 desde 15% en 2008. Los productos derivados del petróleo mantienen su participación aproximadamente constante, mientras que el uso del carbón disminuye hasta representar solo un 0.5% de las entradas energéticas en 2030. La exportación de electricidad aumenta un 28%, hasta los 1 189 ktep en 2030. 27 Figura 20 Mix de entradas energéticas en 2030. Caso base. El consumo total de entradas energéticas es 6 806 ktep. Los cambios más importantes en la rama de transformación de energía se producen en el sector eléctrico. La potencia instalada sin incluir cogeneración aumenta un 44% desde 2008. Además de los cambios introducidos exógenamente en los escenarios (ver sección 5.2.3), LEAP introduce potencia en los años 2019 y 2020, coincidiendo con el cierre de la C.T. Teruel, y más tarde en 2024, 2026 y 2028. Estos aumentos de potencia endógenos se recogen en la Tabla 3, mientras que la potencia total existente cada año está ilustrada en la Figura 21 Tabla 3 Aumento de potencia endógeno en el caso base. Unidades: MW. Año Ciclo combinado Eólica Carbón Total 2019 800 200 80 1080 2020 400 100 40 540 2024 0 0 40 40 2026 0 100 0 100 2028 400 0 0 400 Total 1600 400 160 2160 28 Figura 21 Potencia instalada sin incluir cogeneración en el caso base. Finalmente, la electricidad generada aumenta un 27% desde 2008 a 2030 hasta alcanzar los 24 181 GWh, como puede observarse en la Figura 22. Como se ha mencionado, la generación de electricidad con carbón disminuye desde un 30% en 2008 a un 5.8% en 2015 y finalmente un 0% en 2030. En 2030 las centrales instaladas solo actúan como centrales de reserva. El ciclo combinado aumenta su representación en el mix energético desde 31% a 47.5%. La producción de electricidad con energía eólica crece un 72%, produciendo en 2030 el 30% de la electricidad sin incluir la cogeneración. Por su parte, la generación a partir de energía solar se multiplica por 13.6 durante este periodo. Al partir de cifras bajas en 2008, la producción total en 2030 es de “solo” 1 792 GWh. La electricidad generada a partir de energía hidráulica aumenta lo mismo que su potencia instalada, un 16%. En cuanto a la cogeneración, tanto la generación de calor como la generación de electricidad aumentan un 16% respecto a 2008. Tras alcanzar un mínimo en 2011 de 275 tep en generación de electricidad, y 345 tep de calor generado, en 2030 se generan 333 tep de electricidad, o 3 778 GWh, y 418 tep de calor. El mix energético de generación de electricidad al introducir cogeneración se recoge en la Tabla 4. Aunque el ciclo combinado es la tecnología más importante, las renovables sin incluir biomasa para utilizada en cogeneración representan el 45% de la electricidad generada (incluyendo la biomasa representan 46.5%) 29 Figura 22 Electricidad generada sin incluir cogeneración. Caso base. La última parte de los resultados es la rama de la demanda, o el consumo final de energía, ilustrada en la Figura 23. El consume de energía total se incrementa en 579 tep, y todas las fuentes aumentan su consumo. La biomasa sufre el aumento más alto, un 63%, debido sobre todo al aumento de los biocombustibles en el sector transporte. Sin embargo, la biomasa sigue siendo uno de los combustibles menos utilizados, por detrás solo del carbón y el petróleo en crudo. El consumo de electricidad aumenta un 23 %, y el de gas natural un 20%. Estas tres fuentes de energía substituyen a los productos del petróleo, por lo que su consumo final solo aumenta un 3%, aunque siguen siendo los combustibles más demandados. Durante la primera parte del periodo su consumo aumenta más rápidamente, llegando a un máximo de 1957 ktep en 2020. Pero a partir de este año empieza un lento decrecimiento hasta 1895 ktep en 2030. Tabla 4 Mix de tecnologías generadoras de electricidad incluyendo cogeneración para el caso base. Tecnología 2008 2030 Ciclo combinado 26% 41% Carbón 25% 0% Eólica 18% 25% Cogeneración 15% 14% Hidraúlica 15% 14% Solar 1% 6% 30 Figura 23 Consumo de energía final por fuentes en el caso base. La evolución del consume final por sectores es algo más desigual. Como se muestra en la Figura 24, el sector RCS es el sector más aumenta su demanda, un 35% durante todo el periodo, sobre todo debido a la demanda de electricidad y de gas natural. El segundo sector con el mayor aumento es el sector Transportes, con un 20%, debido a los derivados del petróleo hasta 2020, y en menor medida al aumento del consumo de biodiesel después. Figura 24 Consumo de energía final por sector en el caso base. En el sector Industrial la situación es distinta, ya que el consumo de energía final es solo del 4% desde 2008. Este pequeño aumento se debe primero a la crisis económica, hasta 2014, y después a la implementación de medidas de eficiencia energética que suponen las 31 predicciones de la Unión Europea. Una situación similar ocurre en el sector Agrícola, que aumenta su consumo en n 9%. 6.2 Carbón prioritario En esta sección se explican las diferencias más importantes entre el caso base y el escenario COAL, que se limitan a la demanda de entradas energéticas y a la rama de transformación. Los resultados absolutos más importantes se muestran en la Figura 26, la Figura 27 y la Figura 28. Como muestra la Figura 25, en este escenario el carbón sustituye al gas natural, especialmente antes del 2020. Cada tep de gas natural es sustituida por 1.4 tep de carbón, debido a los distintos rendimientos de las tecnologías. Figura 25 Diferencia en las necesidades de entradas energéticas entre el caso base y el escenario COAL. Las diferencias en la rama de transformación aparecen en la generación de electricidad, con resultados similares a los que aparecen en la rama de las necesidades primarias. Las centrales termoeléctricas sustituyen a las de ciclo combinado todos los años, en un máximo de 7 200 MWh en 2011 y un mínimo de 755 MWh en 2023. A partir de ese año la sustitución se estabiliza en 1000 MWh. Las energías renovables también generan menos energía que en el caso base. La tecnología más afectada es la eólica, con descensos de 264 MWh en 2020, 2021, y a partir de 2026. Está disminución está causada porque al dar prioridad al carbón, se instala menos potencia eólica. Por último, las centrales térmicas de carbón cubren tanto la demanda valle como la pico en el principio del periodo, mientras que al final del año cubre una carga base de 123 MW que en el caso base eran cubiertos por 93 MW de ciclo combinado y 30 MW de eólica. 32 Figura 26 Demanda de entradas energéticas en el escenario COAL. Figura 27 Electricidad generada en el escenario COAL. Figura 28 Potencia instalada en el escenario COAL. 33 6.3 Electricidad renovable En esta sección se explican las diferencias más importantes entre el caso base y el escenario REN, que se limitan a la demanda de entradas energéticas y a la rama de transformación. Los resultados absolutos más importantes se muestran en la Figura 30, la Figura 31 y la Figura 32. Los cambios en el escenario REN son similares a los del escenario COAL. La Figura 29 muestra el cambio de demanda de entradas energéticas a partir de 2019, cuando se construyen las plantas de energía eólica y solar para sustituir a las de carbón. Por cada tep de energía renovable que se consume en el escenario REN, 1.9 tep de gas natural se dejan de consumir respecto al caso base. Durante todo el periodo, esto significa una reducción en la importación de gas natural de 16666 ktep. Figura 29 Diferencia en las necesidades de entradas energéticas entre el REN y el caso base. A parte de aumentar la generación de electricidad con energías renovables a partir de 2019, también aumenta la potencia instalada total del sistema (ver Figura 32). Esto ocurre porque las plantas de energías renovables contribuyen en menor medida al margen de reserva, por lo tanto es necesario construir más potencia. Nótese que no se incluye en este proyecto el estudio de cómo solventar el problema de la no gestionabilidad de las renovables, al tratarse de una primera aproximación al estudio sistemático del sistema energético aragonés. Una vez más, hay diferencias en como el sistema cubre las demandas pico y las demandas valle. Así, en 2019, las energías renovables cubren aproximadamente toda la demanda en horas valle, ya que se utilizan 1050 MW de energía eólica, 364 MW de energía solar, 435 MW de hidráulica y solo 15 MW de ciclo combinado. Durante el año 2030, los ciclos combinados solo son introducidos durante la mitad del año, el resto de la demanda se cubre con energías renovables. 40 Figura 42 GWP asignado a la demanda para todos los escenarios. 6.6 Costes En esta sección se explica el análisis de coste-beneficio calculado por LEAP. Este análisis no pretende estudiar la viabilidad económica de los distintos escenarios, si no que proporciona una herramienta para comparar escenarios y decidir cuáles son socialmente aceptables (COMMED, 2010) Los costes incluyen el coste de capital, operación y mantenimiento, y el coste del combustible para la generación de electricidad y de calor, así como una estimación del coste de la política para introducir el coche eléctrico. Se presentan los resultados sin descontar (ver Figura 43), con una tasa de descuento del 2% (ver Figura 44), del 5% (ver Figura 45) y del 10% (ver Figura 46 ). Todos los costes están descontados al año 2006. En la Figura 43 se muestran los costes de todos los escenarios sin descontar. El único escenario con un coste menor al caso base es el escenario COAL, que supone un ahorro de 3 047 millones de euros. Esto ocurre porque las tecnologías consideradas que utilizan carbón son las más baratas, y el precio de las emisiones no es lo suficientemente alto como para incrementar el precio de este escenario por encima del caso base. El escenario más caro es el ELECAR, con un coste de 32 052 millones de euros más que el caso base. Esto ocurre porque las tecnologías que aprovechan los recursos renovables son las más caras, como se ve en las prvisiones del escenario REN, que se aproxima en coste al escenario ELECAR. Sin embargo, se tiene que tener en cuenta que si el ELECAR o el REN escenario ocurren, es muy probable que los precios de estas tecnologías disminuyeran al tener estas una mayor penetración en el mercado (ver en la Sección 1.3 la explicación de la curva logística). Así mismo, no se ha incluido ningún tipo de subsidios que serían necesarios para alcanzar tanto el escenario COAL como el escenario REN, lo cual debería ser analizado en futuros trabajos. 41 Cabe destacar que el coste de la política introducida para apoyar el coche eléctrico hasta 2014 supone menos de un 1% del coste total de escenario ELECAR sin descontar. Figura 43 Costes del caso base y los escenarios COAL, REN y ELECAR sin descontar. Un billón de euros es igual a 1000 millones de euros. En las siguientes figuras se observa el efecto que tiene introducir una tasa de descuento en las previsiones de costes. Cuanto más elevada es la tasa de descuento, meno importancia tienen los costes futuros y por lo tanto los escenarios ELECAR y REN se abaratan, y el escenario COAL supone un ahorro menor. Para una tasa de descuento del 10% (ver Figura 46) el escenario ELECAR supone un coste de 5 332 millones de euros más que el caso base. Figura 44 Costes del caso base y los escenarios COAL, REN y ELECAR con una tasa de descuento del 2%. Un billón de euros es igual a 1000 millones de euros. 42 Figura 45 Costes del caso base y los escenario COAL, REN y ELECAR con una tasa de descuento del 5%. Nótese que en este caso el eje Y muestra millones de euros. Figura 46 Costes del caso base y los escenario COAL, REN y ELECAR con una tasa de descuento del 10%. Nótese que en este caso el eje Y muestra millones de euros. 43 7 Discusión 7.1 Datos e información La mayoría de la información necesaria para elaborar este estudio se encontró fácilmente en internet. Los Boletines de Coyuntura Energética, así como los libros publicados por la DGA, incluyen información bien clasificada sobre el sistema energético de Aragón. Así mismo, el documento Excel proporcionado por el Departamento técnico de la Dirección General de Energía y Minas de la DGA fue indispensable para entender ciertas partes del sistema energético. Sin embargo, a la hora de encontrar información más detallada, también necesaria para realizar los diagramas del balance energético, la dificultad fue mayor. Esta información se encuentra en su mayoría en la página web del IAEST, pero su clasificación puede resultas confusa, ya que se mezclan entre la sección de energía y la sección de medioambiente. Por otro lado, no hay consistencia en los datos en cuando a fecha, detalle, etc. Aunque todos los libros utilizados fueron fáciles de localizar, fue sorprendente que el Plan Energético de Aragón 2005-2012 no estuviera disponible en internet y en algunas bibliotecas. De cualquier forma, los libros publicados por la DGA, en especial el que cubre el periodo 1984- 1997 (DGA, 2000), tienen un nivel de detalle adecuado para realizar planificación energética. Los Boletines de Coyuntura Energética son de gran ayuda para tener una idea del sistema energético, pero no tienen el nivel de detalle necesario para realizar planificación energética, especialmente en cuanto a la demanda. Un problema importante es la falta de ciertos datos a nivel regional. Muchos datos están disponibles a nivel nacional, pero no a nivel regional. Incluso hay ciertos datos que son difíciles de extrapolar a nivel regional, como por ejemplo el orden de entrada en el sistema eléctrico de las distintas tecnologías. Esto debe ser considerado a la hora de escoger los métodos para la planificación energética. Otro problema encontrado al tratar los datos fue que no coincidían en todas las fuentes encontradas. Por ejemplo, algunos valores de los diagramas del balance energético publicados en internet son distintos a los publicados en libros, así como los datos de la DGA y del IAEST. A pesar de todo, la disponibilidad de datos oficiales es buena. Para resolver los problemas se debería crear un organismo para gestionar todo el sistema energético en su conjunto, incluyendo también asuntos sociales y medioambientales, como podría ser la Agencia de la Energía de Aragón. Dada la importancia del sector energético en Aragón, esta idea estaba considerada en el Plan Energético de Aragón 2005-2012, aunque no se ha llevado a cabo todavía. 7.2 Planes y previsiones Un problema muy importante encontrado en la mayoría de los planes y previsiones consultadas para elaborar este proyecto es la falta de explicación del método seguido para hacerlos y las aproximaciones hechas. Este problema es especialmente importante en el informe de UNESA (UNESA, 2007), la propuesta del gobierno (Ministery of Economy and Treasury, 2010a) y el plan del vehículo eléctrico (Ministery of Economy and Treasury, 2010b). 44 Por otro lado, contactar con empresas ha sido muy difícil. Todos los contactos intentados han resultado en una negativa a colaborar o en silencio. Por lo tanto, ha sido imposible tratar el tema de la coordinación entre planes de las empresas y de los gobiernos. Sin embargo, hay diferencias importantes entre las previsiones de UNESA y las del gobierno a nivel español, lo que sugiere que la planificación no es coordinada. Sin embargo, a nivel regional no hay ningún plan publicado por empresas. La cuestión de coordinación entre gobierno y empresas debería tenerse en cuenta, ya que actualmente la única planificación gubernamental que las empresas están obligadas a cumplir es la de transporte y distribución. Otro problema encontrado en la mayoría de los planes y predicciones energéticas es que se estudia la cogeneración independientemente de la demanda de calor, es más, la demanda de calor no se considera en casi ninguno de los documentos, y en ninguno de ellos como factor determinante del desarrollo de la cogeneración. Al contrario, el desarrollo de la cogeneración se estudia considerando únicamente la electricidad generada. Por lo tanto, un enfoque sistémico es mucho más útil en Aragón, donde la cogeneración genera una parte importante de la electricidad pero el factor que determina su desarrollo es la demanda de calor. La clasificación de los biocombustibles y el hidrogeno como energía primaria en los informes de la DGA es algo problemática. Ya que no se trata de energía primaria, y ambos se producen en la región, se debería introducir su transformación en el balance energético. Actualmente ninguno de los dos combustibles tienen una participación importante, pero si queremos saber cómo sería un sistema energético Aragón es con una participación importante del hidrogeno o de los biocombustibles, estos datos son necesarios. Así mismo, permitirían detector posibles ventajas o desventajas antes de que estén totalmente incluidos en el sistema. Se intentó contactar con diferentes empresas para conseguir datos, pero estas no respondieron. 7.3 LEAP y resultados Aunque LEAP ha sido una herramienta útil, también ha causado problemas. LEAP tiene errores que normalmente carecen de importancia, pero también pueden provocar resultados inservibles. El mayor problema es que si el usuario encuentra uno de esos errores (como ha sucedido varias veces durante la elaboración de este trabajo), la única solución es esperar a que se publique una nueva versión. Las nuevas versiones se suelen publicar cada mes. De todas maneras, cabe destacar la calidad de la atención de los desarrolladores, que están siempre accesibles a través de internet y ayudan en todo lo posible. Por lo tanto, se puede recomendar LEAP para ser utilizado como programa para hacer balances, para almacenar datos y para tener una idea rápida sobre los efectos que determinadas políticas pueden tener en el sistema energético, pero nunca si el trabajo a realizar tiene que cumplir un plazo estricto. Las curvas logísticas proporcionan dos resultados importantes. El primero es la diferencia entre el consumo de electricidad obtenido en 2030 con las curvas logísticas y con LEAP, ya que el calculado por la curva logística es 30% mayor. Esto se debe a que las curvas logísticas no incluyen cambios en el sistema socio-tecnológico, mientras que LEAP si, por ejemplo las medidas de eficiencia. Esto muestra como diferentes métodos de pronóstico pueden llevar a diferentes resultados. Que resultado es mejor no es parte de este estudio, si bien podría ser útil estudiar qué método obtiene mejores resultados en el caso de Aragón. 45 El segundo resultado obtenido en las curvas logísticas es que hay excedente de potencia instalada. Un factor que contribuye a esto es la introducción de energías renovables, pero la razón más importante es que hay potencia instalada que no se está utilizando, tanto de centrales térmicas de carbón como de ciclos combinados. En los siguientes párrafos se enumeran los resultados más importantes de cada escenario. En el caso base, el cambio más importante es el aumento del uso de gas natural, mientras que el de carbón desaparece al convertirse las centrales térmicas en potencia de reserva. Por otro lado, LEAP solo introduce potencia a partir de 2019, cuando las centrales térmicas existentes se cierran. Esto vuelve a mostrar que hay un exceso de potencia instalada, ya que la demanda hasta 2019 puede cubrirse con las centrales existentes en 2008 y un aumento en renovables. En cuanto a la demanda final, el sector RCS es el que experimenta un mayor aumento de consumo. La sustitución del gas natural por carbón hasta 2019 es la característica más importante del escenario COAL. La seguridad energética aumenta, ya que el carbón es parcialmente un recurso local, aunque a su vez disminuye ligeramente la utilización de energías renovables. El lado más negativo es que aumentan las emisiones de CO2. En el lado opuesto está el escenario ELECAR, donde se introduce el coche eléctrico y el gas natural y gasolina y diesel son sustituidos por energía renovable, pero solo a partir de 2019, cuando cierran las centrales térmicas. La seguridad energética en este escenario es más alta que en el COAL. El escenario ELECAR tiene las emisiones más bajas. Es escenario REN es similar al ELECAR, pero únicamente se sustituye el consumo de gas natural por energías renovables. Como resultado se obtienen una emisiones algo más altas que en el escenario ELECAR, pero aún así representan una importante reducción respecto al caso base y al escenario COAL Otros problemas que podrían aparecer en los escenarios REN y ELECAR, como intermitencia o problemas con las redes de distribución, deberían considerarse en futuros estudios. Para solucionar el problema de la intermitencia LEAP requiere un margen de reserva de potencia de un 30% hasta 2019 y de un 50% después, pero no se ha estudiado si esto sería lo adecuado para el caso particular de Aragón. El análisis de coste-beneficio indica que el escenario más caro es el escenario ELECAR, y el más barato el COAL, incluyendo en el estudio el precio de la tecnología, del combustible y del CO2 de 25 euros por tonelada. El coste del escenario REN es cercano al ELECAR. Al ser las tecnologías renovables más caras, es necesario un precio del CO2 más alto para que sean competitivas en el mercado. Sin embargo, el efecto positivo que tendría en los costes una mayor penetración del mercado no se ha considerado, así como los costes que supondría mantener las centrales térmicas abiertas. El objetivo del análisis de costes de LEAP es guiar a un camino aceptable por la sociedad, aunque es difícil de alcanzar en este estudio debido a limitaciones de tiempo. Esta parte de LEAP podría ser muy útil en estudios que se centraran en políticas concretas. 46 8 Conclusiones y trabajo futuro 8.1 Conclusiones En la siguiente lista se resumen las conclusiones del proyecto: • Datos e information: o Los datos sobre el sistema energético aragonés son bastante buenos si no es necesario un gran detalle. o Algunos de los datos detallados no están bien organizados. o Se recomienda crear un organismo para resolver estos y otros problemas y para afrontar la planificación con un enfoque sistemático. o La clasificación de la energía primaria realizada por la DGA puede llevar a confusión en futuros planes energético. Se recomienda cambiar su denominación. • Planes y previsiones: o La planificación energética a nivel nacional (tanto pública como privada) es muy mejorable. o En ninguno de los informes consultados se estudia la demanda de calor como determinante para la instalación de plantas de cogeneración. • LEAP y resultados: o LEAP es poco robusto. Sin embargo es muy adecuado como base de datos y como estudio preliminar de efectos de políticas determinadas. o La curva logística extrapola resultados sin incluir cambios en el sistema sociotecnológico o Hay un exceso de potencia instalada en Aragón. Esto se manifiesta en varios resultados del proyecto, el más claro es que LEAP no necesita añadir potencia hasta 2019, cuando cierra la C.T. Teruel. o En el caso base, el gas natural sustituye al carbón, que desaparece de la generación de electricidad. El sector RCS es el que más aumenta su demanda, mientras que la industria y la agricultura aplican medidas de eficiencia energética. El sector transportes aumenta la demanda e introduce biocombustibles al final del periodo. o El escenario COAL es el que tiene los menores costes, y aumenta la seguridad energética. Sin embargo tiene las mayores emisiones. o El escenario REN es el único escenario produce una reducción de emisiones relevante. Pero es el escenario ELECAR el que disminuye al máximo las emisiones. Ambos aumentan la seguridad energética considerablemente. o La herramienta de análisis del coste proporcionada por LEAP tiene más posibilidades de las utilizadas en este proyecto. Es muy útil para comparar costes de diferentes políticas e incluir externalidades. 47 8.2 Trabajo futuro A lo largo de esta memoria se han sugerido temas para estudiar en un futuro. Se resumen en la siguiente lista: • Se recomienda profundizar en el análisis de la transformación de energía final en energía útil para el caso particular de Aragón. • Sería necesario hacer un estudio en profundidad del sector transportes e integrarlo realmente en la planificación energética. • La utilización del territorio que se conlleva instalar plantas de energías renovables y cultivar biocombustibles se tiene que empezar a considerar en futuros planes energéticos. • El ser este proyecto una primera aproximación al estudio del sistema energético aragonés con enfoque sistemático, no se ha podido considerar el desarrollo de las redes de transporte ni como solventar la no gestionabilidad de las energías renovables. Sería indispensable incluirlo en futuros trabajos, especialmente el estudio de las líneas de transporte. 48 49 Referencias CNE 2009. Informe macro sobre la demanda de energía eléctrica y gas natural, y su covertura. Año 2009. Comisión Nacional de Energía. COMMED. 2010. 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