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484 Greenpeace Energía 3.0

Greenpeace Energía 3.0Un sistema energético basadoen inteligencia, eficienciay renovables 100%


imagenLa lámpara de mesa Sunnan de Ikea no consume electricidad.Incluye un panel solar extraíble cuyo tiempo de recarga es denueve a doce horas en un día de sol. A plena carga de batería

emite luz a toda potencia durante tres horas aproximadamente. © IKEA

Costes

4

Energía 3.0 Greenpeace 485

4.1 Introducción

En este capítulo vamos a recopilar y desarro-llar escenarios de costes de los distintos com-ponentes del sistema energético, tanto en elcontexto BAU como en el E3.0, en los queposteriormente nos apoyaremos para evaluarel coste total del suministro de energía en loscontextos BAU y E3.0, bajo distintos casos decobertura de la demanda.

Los indicadores principales que hemosadoptado en este estudio, para describir eldesempeño del sistema energético, son elcoste absoluto total del suministro de energíay el coste específico total por unidad deenergía final suministrada. Por tanto, estosindicadores principales contarán con contri-buciones de distintos elementos (electrici-dad, combustibles fósiles, hidrógeno, etc.)que adquirirán distintos pesos específicospara cada una de las combinaciones entrecontexto de demanda y sistema empleadopara su cobertura.

Habitualmente los costes de la energía se nospresentan en unidades totalmente distintas904

que impiden que podamos realizar una com-paración directa entre los costes de las dis-tintas formas de energía. Nosotros vamos aproceder a expresar todos los costes de lasdistintas formas de energía en las mismas uni-dades (c€/kWh), con la finalidad de poder dis-poner en todo momento de una comparacióndirecta y clara sobre los costes relativos deunas formas de energía respecto a otras905,así como de disponer de una información másintuitiva del efecto que cabe esperar quetenga la participación de esta forma de ener-gía en la cobertura de la demanda, sobre elcoste específico del conjunto del sistemaenergético, que es el indicador que hemosadoptado para describir el desempeño de losdistintos casos analizados.

Por otro lado, desde el punto de vista de lacomparación, los costes de las distintas for-mas de energía deberían incorporar la valora-ción económica de todas sus externalidades,pues de lo contrario falsean la comparativa aldejarse fuera del contexto de la comparaciónunos costes adicionales que deberá pagar lasociedad, pudiendo la comparación de es-tructuras de costes imperfectas conducir aunas conclusiones totalmente erróneas. En lamedida de lo posible incorporaremos en losescenarios de costes una valoración de lasexternalidades, y en este aspecto considera-mos que hemos sido conservadores, portener el convencimiento de que la gran mayo-ría de las externalidades se encuentran fuer-temente infravaloradas906.

Los resultados de costes se presentan a lolargo de todo el informe en términos de eurosconstantes del año 2007. Puesto que las re-ferencias de partida para elaborar los escena-rios presentan los resultados económicos entérminos de dinero corriente, o constante, re-ferido a otra base, e incluso a menudo en otramoneda (normalmente dólar), todos estos re-sultados se han adaptado con los tipos decambio correspondientes a cada año, y conlas series de IPCA para trasladarlos907 a la uni-dad seleccionada de euros constantes delaño 2007 (€-2007).

4.2 Escenarios de costes

En este punto presentamos el desarrollo deescenarios de costes de las distintas fuentesde energía consideradas en los estudios decobertura de la demanda desarrollados eneste informe.

Es de resaltar que estamos bastante acos-tumbrados a ver escenarios de costes, es-pecialmente de los combustibles fósiles, que



Capítulo 4Costes

904 €/MWh, €/litro, €/barril,€/tonelada, €/GJ, €/lb-U3O8,etc.

905 Otro elemento a tener encuenta de cara a poderestablecer comparacionesentre los costes de las distintasformas de energía es el deincluir los mismoscomponentes de la estructurade costes. Así, por ejemplo,para poder comparar loscostes de las energíasrenovables con los de loscombustibles fósiles, paraestos últimos habrá queconsiderar los costes entérminos de suministro deenergía final (distintos a los deimportación de la materiaprima), pero sin incluir lascargas impositivas.

906 Sin ir más lejos, el escenario decostes de CO2, elaborado apartir de la tendencia delmercado actual, claramenteinfravalora esta externalidad alser incapaz, por sí mismo, depotenciar el cambio del modeloenergético en la direcciónrequerida.

907 Esto hace, por ejemplo, que losresultados del informe R100%(GP, 2007) en los que sedesarrollaron los escenarios decostes de las energíasrenovables que vamos aemplear, al estar expresadosen €-2003, no se puedancomparar directamente con losempleados en este informe,que han sido adaptados a €-2007.


Capítulo 4Costes


de forma consistente infravaloran la inflación in-cremental a la que se ven sometidos estos re-cursos, por lo que no coinciden ni con la ex-periencia cotidiana del incremento de costesde estos recursos, ni con aspectos estructura-les como lo que cabe esperar que le pase a unrecurso escaso y limitado al verse sometido auna demanda fuertemente creciente. Es portanto bastante habitual que de un año a otroasistamos a modificaciones al alza de estos es-cenarios de costes conservadores908. Por estemotivo, en lugar de adoptar escenarios exis-tentes sobre la evolución del precio de los re-cursos energéticos, hemos optado por desa-rrollar escenarios de costes en el marco deeste informe que respondan a estos elemen-tos estructurales, y que nos permitan, portanto, extraer conclusiones de la comparaciónde resultados elaborados con estos escena-rios. Hay que tener presente que nuestro inte-rés consiste en comparar un escenario decambio (E3.0) con un escenario BAU, y si se-guimos en un contexto BAU extrapolando lastrayectorias seguidas por los países desarro-llados al conjunto del planeta, no existe otraopción que la de enfrentarnos a tasas crecien-tes de inflación de los recursos limitados y es-casos que han soportado la evolución BAU,por mucho que prefiramos seguir mirando es-cenarios que predicen bajas tasas de inflaciónen estos recursos909.

Cabe señalar que en esta labor de desarrollode escenarios de costes de los recursos ener-géticos hemos sido bastante conservadoresa la hora de elaborar los escenarios de tasasde inflación incremental, optando por escena-rios bastante más moderados de lo que cre-emos que puede llegar a ser el futuro próximosi el conjunto del planeta se queda estancadoen el contexto BAU. Por tanto, la hipótesis im-plícita es que incluso en el contexto BAU partedel planeta910 evolucionará hacia el contextoE3.0, y atenuará la inflación incremental que

cabría esperar en los recursos energéticos delcontexto BAU, si el conjunto de la poblacióndel planeta evolucionara por la senda BAU.

4.2.1 Energías renovables

Los costes correspondientes a las energíasrenovables que hemos empleado en este es-tudio son los que se desarrollaron en el estu-dio R100% (GP, 2007). En esta referencia, sipartimos de los costes correspondientes alinicio del periodo de análisis (que era el año2003), se desarrollaron curvas de aprendizajepara las distintas tecnologías consideradas,que generaron una evolución de costes en elperiodo considerado (2003-2050). Sin em-bargo, para este estudio el inicio del periodode análisis ha pasado de 2003 al 2007, mo-tivo por el cual los costes correspondientes alinicio son inferiores (debido a la evolución porlas curvas de aprendizaje), y adicionalmente,los costes de (GP, 2007) se han adaptadopara pasar de €-2003 a €-2007. Referimos allector a la referencia (GP, 2007) si quiere pro-fundizar sobre las hipótesis y resultados de losescenarios de costes de las energías renova-bles que vamos a emplear.

4.2.2 Costes de emisiones de CO2

En este punto presentamos el escenario decostes de emisiones de CO2 que hemosadoptado, el cual constituye uno de los ele-mentos de internalización de externalidadesrequerido para poder establecer una compa-ración adecuada entre los costes de los dis-tintos tipos de energía.

El primer punto a tener en cuenta es que ac-tualmente los mercados de emisiones afectantan solo a una pequeña parte de los sectoresenergéticos, y quedan excluidos de los mismos

908 No solo hay diferenciasimportantes entre losescenarios de distintasreferencias, sino que losescenarios de una mismareferencia se modifican deforma significativa en cortosintervalos de tiempo.

909 Lo cual, por otro lado,inevitablemente desemboca enla situación en quebruscamente nos damoscuenta de que la realidadevoluciona en otro sentido.Esta brusquedad es lo quehabitualmente denominamoscrisis, y suele constituir unproceso bastante traumáticode adaptación a la realidad.

910 Lo que entendemos que noconstituye una hipótesisadecuada, ni tan solo para elcontexto BAU, es el que lademanda se mantendráacotada por mantener privadaa una gran parte del planeta delacceso a esos recursosenergéticos. Esta desigualdadestructural en la que se haapoyado la evolución delcontexto BAU hasta laactualidad ha alcanzado sulímite, y si no proporcionamoslas vías para que desaparezcade forma gradual, el sistemasocial generará lasdiscontinuidades necesariaspara superar este límite.



Capítulo 4Costes

todos los sectores difusos entre los que se en-cuentran el sector edificación y el sector trans-porte. El planteamiento que hemos adoptado aeste respecto es que gradualmente todos lossectores se van incorporando al mercado deemisiones o mecanismos equivalentes (comopuede ser una carga impositiva asociada a lasemisiones), y por tanto el coste de estas emi-

siones se va gradualmente incorporando alcoste correspondiente de cada tipo de energíafinal.

La evolución del precio del CO2 en los merca-dos existentes ha sido bastante irregular, y haalcanzado cotizaciones de la tonelada de CO2

que han estado bastante por debajo de los

€/tC

O2

30

25

20

15

10

5

0

Sep

. 05

Ene

. 06

May

. 06

Sep

. 06

Ene

. 07

May

. 07

Sep

. 07

Ene

. 08

May

. 08

Sep

. 08

Ene

. 09

May

. 09

Sep

. 09

Ene

. 10

May

. 10

Sep

. 10

Figura 556. Evolución del precio mensual medio del CO2 en el mercado de la UE(http://www.bluenext.eu/).

25

20

15

10

5

0

€/tC

O2

20102005 2006 2007 2008 2009

Figura 557. Evolución del precio anual medio del CO2 en el mercado de la UE.

costes actuales de eliminación de CO2 co-rrespondientes a la mayoría de las tecnologíasde generación requeridas para articular latransición hacia el contexto E3.0, e inclusohan alcanzado valores prácticamente nulos enalgunos periodos911. La figura 556 recoge laevolución de los precios mensuales medios alo largo de los últimos años en el mercado dela UE, mientras que la figura 557 presenta loscorrespondientes precios anuales medios.

Estas fuertes irregularidades en el histórico delos precios del CO2 constituyen un mal puntode partida para la elaboración de escenarios.Sin embargo hay tres elementos que parecenclaros para ser tenidos en cuenta al elaborarun escenario de precio del CO2:

• Los costes tenderán a ir incrementándose alpasar el tiempo, a medida que se vaya cons-tatando que las señales de precios propor-cionados por los mismos son insuficientes,y que los requerimientos de reducción deemisiones vayan haciéndose más estrictos.

• A medida que vaya pasando el tiempo,todos los sectores responsables de emisio-nes deberán ir incorporándose al mercadode emisiones o incorporando otros meca-nismos para que paguen por el CO2 emitido.

• Cabe esperar un retraso importante en larespuesta de señales de precio en relacióna los requerimientos reales de reducción deemisiones, dado que el contexto regulatorioen el que se desarrollan estos mercados esel de la asignación de derechos de emisio-nes, que fácilmente puede llevar un desfasemínimo de 10 años respecto a los requeri-mientos del sistema climático. Por el mismomotivo, cabe esperar que los precios delCO2 en el mercado se encuentren por de-bajo de los costes de la internalización realdel impacto de las emisiones de CO2.

Con estas consideraciones en mente,hemos adoptado los dos escenarios del pre-cio del CO2 que aparecen en la figura 558. Elescenario denominado “actuales” se refiere


Capítulo 4Costes


911 A lo cual contribuye laintervención regulatoriaasociada a la concesión deexcesivos derechos deemisiones.Año

80

70

60

50

40

30

20

10

02000 20602030 2040 20502010 2020

Total

Actuales

€-20

07/t

CO

2

Figura 558. Escenarios de costes de emisiones de CO2. El escenario denominado “actual”se refiere a los sectores que actualmente ya se encuentran participando en los mercados deemisiones de CO2, mientras que el “total” se refiere al promedio con el total de sectores.



Capítulo 4Costes

912 Pues en los sectores queactualmente participan en elmercado, no todas susemisiones tiene un costeasociado: solo aquellas másallá de los derechos deemisiones asignados se venactualmente repercutidas por elcoste del CO2 en el mercado.

913 Los sobrecostes normalizadosson los que se puedecomparar directamente con losLEC.

914 Realmente, según losescenarios de precio del CO2

que anteriormente hemospresentado, el precio del CO2

se ve sometido a una inflaciónincremental a lo largo deltiempo. Este aspecto no hasido retenido en este puntopara proporcionar informacióndirecta de la relación entre elprecio del CO2 y elcorrespondiente sobrecoste enel precio de la energía delcombustible considerado.Posteriormente, al desarrollarlos escenarios de costes de losdistintos tipos de combustibleya incorporaremos el efecto deesta inflación incremental.

a la evolución del precio del CO2 en los sec-tores que actualmente ya disponen de unmecanismo de asignación de coste a lasemisiones de CO2. Por otro lado, el esce-nario denominado “total” se corresponde altotal de las emisiones de CO2, y por tantorecoge el efecto de dilución de costes entreesa parte912 de las emisiones de sectores,con mecanismo de asignación de emisio-nes con el conjunto de las emisiones deCO2 de todos los sectores. Ambos escena-rios van convergiendo a medida que va cre-ciendo el porcentaje de las emisiones tota-les que se ven afectadas por el precio delCO2, hasta que a partir del año 2030ambos escenarios coincidirían al encon-trarse todas las emisiones incorporadas enalgún mecanismo de asignación de costesa las emisiones de CO2.

La repercusión del coste del CO2 sobre elcoste de las distintas formas de energía de-pende tanto de los coeficientes de emisionesde cada combustible, como de los procesosde transformación a los que se somete dicho

combustible para proporcionar la forma deenergía final suministrada.

En las figuras 559 y 560 recogemos el efectodel precio del CO2 en el sobrecoste de distin-tos combustibles (referido al contenido ener-gético del combustible, y por tanto previo acualquier forma de transformación en otrasformas de energía final). La primera figura re-coge el sobrecoste en un punto dado a lolargo del tiempo, mientras que la segunda fi-gura recoge los sobrecostes normalizados913

a lo largo de un periodo de 30 años, supo-niendo constante914 el precio del CO2 en esteperiodo. Como podemos apreciar más ade-lante, el sobrecoste asociado a las emisionesde CO2 fácilmente alcanza valores del ordende magnitud del precio actual de estos com-bustibles, lo cual constituye una clara indica-ción de cómo de incorrecta es la señal de pre-cios asociada a estos combustibles, y decómo de erróneas son las comparaciones decostes entre estos combustibles y las tecno-logías renovables que ya tienen internalizadoslos costes asociados a las emisiones.

c€-2

007/

kWhp

ci

8

7

6

5

4

3

2

1

0

Costes emisiones (€/tCO2)

0 150125100755025

Carbón

Fueloil

Gasóleo A, B y C

Queroseno

Gasolina

Gas natural

Figura 559. Sobrecostes en el precio de distintos combustibles como consecuencia de lainternalización de costes de las emisiones de CO2. Resultados sin normalizar.


Capítulo 4Costes


Por lo que se refiere a la electricidad, la reper-cusión de los costes de emisiones sobre elprecio final de la electricidad depende decómo evolucione el rendimiento de las centra-les termoeléctricas del mix BAU. Siguiendo lareferencia ([R]E-2010, GPI) hemos adoptadolos escenarios de mejora915 del rendimiento dela generación termoeléctrica convencional queaparecen reflejados en la figura 561.

4.2.3 Combustibles fósiles

Los combustibles fósiles constituyen un re-curso preciado y escaso, que ha estado en labase de los modelos energéticos de contextoBAU que han impulsado el desarrollo econó-mico de una parte relativamente pequeña dela humanidad. La exclusividad en el uso deestos recursos a unos pocos ha llegado a su

915 Cabe resaltar que algunos deestos escenarios de mejora delas tecnologías convencionalespueden resultar excesivamenteoptimistas, lo cual nos sitúa enuna posición conservadoradesde el punto de vista de losanálisis desarrollados.

c€-2

007/

kWhp

ci

8

7

6

5

4

3

2

1

0

€/tCO2

0 150125100755025

Carbón

Fueloil

Gasóleo A, B y C

Queroseno

Gasolina

Gas natural

Figura 560. Sobrecostes en el precio de distintos combustibles como consecuencia de lainternalización de costes de las emisiones de CO2. Resultados normalizados.

CCGN

Carbón y lignito

Fueloil

Ren

dim

ient

o

65%

60%

55%

50%

45%

40%

35%

30%2000 2060

Año

2020 20402010 2030 2050

Figura 561. Evolución de los rendimientos de las centrales térmicas en el mix BAU.



Capítulo 4Costes

fin, por lo que la situación de demanda rápida-mente creciente ejercida sobre un recurso es-caso, que sería el contexto BAU, inevitable-mente conduce hacia costes rápidamentecrecientes de estos recursos.

Si lo que el futuro nos depara son unastasas de inflación acotadas y pequeñassobre estos recursos, será porque la de-manda sobre los mismos se ha limitado gra-cias a que parte de la población mundial seha apartado de la senda del contexto BAUpara evolucionar hacia el contexto E3.0, y hareducido la presión sobre esos recursos es-casos. ¡Ojalá que este sea el caso!, y portanto la evolución futura de los costes de losrecursos fósiles sea más parecida a los es-cenarios conservadores que encontramosen la actualidad que a los escenarios quenosotros vamos a desarrollar para este in-forme. Pero de cualquier forma, si ese es elcaso, esa evolución futura no se correspon-derá a un contexto BAU sino a un escenariode transición desde el contexto BAU al E3.0,y por tanto a nosotros no nos sirve para re-presentar el contexto BAU en el marco de

este informe916. Aún con todo, tal y comomostraremos más adelante, nosotros tam-bién hemos sido bastante conservadores aldesarrollar las tasas de inflación de los com-bustibles fósiles, al establecer escenarios desaturación hacia el final del periodo anali-zado, por lo que implícitamente917 ya esta-mos considerando que en el contexto BAUEspañol hay una parte del planeta que aban-dona la senda BAU para pasarse a la E3.0.

Como ejemplo de los escenarios oficiales dis-ponibles relativos a la evolución de los preciosde los combustibles fósiles, recogemos losescenarios de la Agencia Internacional de laEnergía recogidos en sus publicaciones(WEO-2009 y ETP-2010)918, donde se nosplantean tres escenarios, el de referencia, elalto, y el bajo. La figura 562 recoge el esce-nario correspondiente al precio del petróleo.

La figura 563 nos recoge los escenarios altospara los precios del petróleo, gas natural ycarbón según las referencias (WEO-2009 yETP-2010), mientras que la figura 564 re-coge las tasas anuales equivalentes (TAE)

916 En este informe tambiéndesarrollaremos escenarios detransición desde el contextoBAU al E3.0, pero el punto departida para estos escenariosde transición es tenercorrectamente caracterizadoslos contextos BAU y E3.0 y,por tanto, no es posible edificarun escenario BAU sobre unescenario de costes de losrecursos energéticos que secorresponde ya en sí a unescenario de transición.

917 Este es un elemento que nohay que perder de vista alanalizar los resultados de esteinforme: las ventajas de latransición desde el contextoBAU al E3.0 podrían ser inclusosuperiores a las que hemosobtenido, si una parte mayordel planeta permanece ancladaen el contexto BAU.

918 WEO = World Energy Outlook;ETP = Energy TechnologiesPerspective.

7

6

5

4

3

2

1

01990 2060

Año

2020 2040

c€-2

007/

kWh

2000 2030 20502010

Figura 562. Escenarios de referencia, bajo y alto, para el precio del petróleo, según (AIE,

WEO, 2009) y (AIE, ETP, 2010).


Capítulo 4Costes


correspondientes a la inflación incremental919

implícita en estos escenarios.

Estos escenarios de la AIE resultan real-mente sorprendentes, en especial por lo querespecta a la contención de costes de estosrecursos que pronostican. En efecto, como

podemos ver, a pesar de la existencia deunas tasas tremendamente elevadas de in-flación incremental en el histórico reciente(del orden de un 14%/a para el periodo2000-2008), los escenarios de la AIE pro-nostican unas tasas de inflación incrementaldecrecientes con el tiempo y con un salto

919 Nótese que esta tasa deinflación es incremental a lainflación general, por provenirde los costes expresados entérminos de dinero constante(es decir, incluyendo ya losefectos de la inflación general).

16%

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%

-2%

TAE

(%/a

)

Periodo de tiempo

Carbón

Petróleo

Gas natural

2000-2008 2008-2015 2015-2020 2020-2025 2030-20502025-2030

Figura 564. Tasas anuales equivalentes (TAE) de inflación incremental asociadas a losescenarios de precios de los combustibles en las referencias (AIE, WEO, 2009) y (AIE,ETP, 2010).

Petróleo-alto

Gas natural-alto

Carbón-alto

c€-2

007/

kWh

7

6

5

4

3

2

1

02000 2050

Año

2020 20402010 2030

Figura 563. Escenarios altos, para el precio del petróleo, gas natural y carbón, según(AIE, WEO, 2009) y (AIE, ETP, 2010).



Capítulo 4Costes

muy brusco al pasar al siguiente periodo detiempo (2008-2015). Estas tendencias real-mente parecen totalmente injustificables segúnlos argumentos básicos de una demanda ga-lopante sobre unos recursos finitos y escasos,y del requerimiento de internalización de cos-tes para estos recursos. Es como si estos es-cenarios apuntaran a intentar infundir una falsaesperanza de estabilidad de los precios de loscombustibles fósiles, esperanza que se truncasistemáticamente cuando los valores futurospasan a ser históricos en ediciones de añosposteriores de estos informes.

Por lo que se refiere a la evolución históricareciente del precio de estas formas de ener-gía, recogemos a continuación algunos resul-tados del análisis de los datos disponibles enEurostat.

Las figuras 565 y 566 recogen la evoluciónhistórica del precio del gas natural, sin im-puestos, para un consumidor industrial yotro doméstico en España, Alemania (como

ejemplo de serie histórica más larga), y elconjunto de la UE.

Por lo que respecta a la serie más larga, la co-rrespondiente a Alemania, observamos un pe-riodo inicial en el que los precios del gas na-tural se mantuvieron aproximadamenteconstantes en términos de dinero corriente,asociado a un periodo de demanda relativa-mente baja de este recurso. Desde el año2000 en que la demanda de este recursoenergético ha empezado a crecer de formamás acentuada, se observa, a pesar de lasoscilaciones interanuales, una tendenciamedia claramente creciente en el precio deeste recurso, que de cara al futuro, en un con-texto BAU de demanda fuertemente crecientede este recurso limitado, cabría esperar quetodavía se acentuase más.

Si nos fijamos en las tasas anuales equivalen-tes de inflación incremental asociadas a estasseries históricas en términos de precios cons-tantes, la figura 567 nos muestra cómo ésta

España-I1-sin impuestos

UE-I1-sin impuestos

Alemania-I1-sin impuestosc€/k

Whp

ci

6

5

4

3

2

1

01980 2015

Año

1990 20051985 1995 20102000


UE-I1-sin impuestos


Whp

ci

6

5

4

3

2

1

01980 2015

Año

1990 20051985 1995 20102000

Figura 565. Evolución histórica del precio del gas natural sin impuestos para unconsumidor industrial I1 (pequeño consumidor por debajo de 278 MWh/a). Procesado apartir de datos Eurostat.


Capítulo 4Costes


se va incrementando al reducir el periodo detiempo considerado, llegando a alcanzar va-lores muy elevados en los últimos años.

Otro elemento relevante de los precios es lareducción del precio al incrementarse el

consumo. La figura 568 recoge el ejemplo delgas natural para consumidores industrialesen España. En el caso de estructuras tarifa-rias con un gran peso de la potencia insta-lada, como es el caso de la electricidad, estasdiferencias se hacen mucho más acusadas.


UE-I1-sin impuestos


Whp

ci

6

5

4

3

2

1

01980 2015

Año

1990 20051985 1995 20102000

Figura 566. Evolución histórica del precio del gas natural sin impuestos para unconsumidor doméstico D3 (consumo por encima de 56 MWh/a). Procesado a partir dedatos Eurostat.

10%

9%

8%

7%

6%

5%

4%

3%

2%

1%

0%1996-2008 2003-2008 2005-2008

TAE

(%/a

) España

Alemania

UE-15

Figura 567. Tasas anuales equivalentes de inflación incremental en distintos periodos detiempo para el precio del gas natural doméstico D3 (consumo superior a 56 MWh/a).Procesado a partir de datos Eurostat.



Capítulo 4Costes

Por lo que respecta a los combustibles de au-tomoción, las figuras 569 y 570 nos muestranla evolución histórica reciente del precio de lagasolina y del gasóleo de automoción, en tér-minos de dinero constante e incluyendo losimpuestos, en España y en otros países denuestro entorno. Podemos observar que engeneral los precios de estos combustibles en

España han sido inferiores a los de paísescomo Alemania y Dinamarca, lo cual indicaque cabe esperar un mayor incremento decostes en España de cara al futuro920. Por logeneral, se puede apreciar una tendenciamedia creciente, es decir, una inflación incre-mental significativa en el precio de estos re-cursos energéticos, que de cara al futuro, en

920 De hecho, estas serieshistóricas no recogen losprecios registrados a principiosde 2011, que en España ya sepusieron en el orden de losvalores presentados paraAlemania y Dinamarca comoconsecuencia del incrementodel precio del petróleoasociado a las inestabilidadessociopolíticas en el norte deÁfrica y Oriente Próximo.



c€/k

Wh

6

5

4

3

2

1

02004 2011

Año

2006 20092005 2007 20102008

Figura 568. Comparación de los precios del gas natural sin impuestos para un pequeñoconsumidor industrial (I1: hasta 0,28 GWh/a) y un gran consumidor industrial (I5: a partirde 1111 GWh/a).

c€-2

007/

kWh

España-gasolina 95

Alemania-gasolina 95

Dinamarca-gasolina 95

15

14

13

12

11

10

91998 2012

Año

2002 20082000 2004 20102006

Figura 569. Evolución histórica reciente de los precios de la gasolina, en términosconstantes e incluyendo impuestos. Procesado a partir de datos Eurostat.

un contexto BAU con una demanda crecientesobre estos recursos escasos y que hastaahora se han administrado principalmentepara el bien de unos pocos sin repercutircompletamente sus beneficios sobre el con-junto de la población de los países de origen,solo cabe esperar que se incremente signifi-cativamente esta inflación incremental.

Pero de hecho, las figuras anteriores, al pre-sentar los precios con impuestos, la inflaciónincremental real del recurso se ve atenuada.En la figura 571 podemos observar la evolu-ción de los precios del fueloil industrial sin im-puestos, confirmándose una mayor tendenciainflacionista que en los precios de gasolina ydiésel que incluían impuestos.


Capítulo 4Costes


c€-2

007/

kWh

España-gasóleo

Alemania-gasóleo

Dinamarca-gasóleo

14

13

12

11

10

9

8

7

61998 2012

Año

2002 20082000 2004 20102006

Figura 570. Evolución histórica reciente de los precios del gasóleo de automoción, entérminos constantes e incluyendo impuestos. Procesado a partir de datos Eurostat.

c€-2

007/

kWh

España-fueloil

Dinamarca-fueloil

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,01998 2012

Año

2002 20082000 2004 20102006

Figura 571. Evolución histórica reciente de los precios del fueloil industrial, en términosconstantes y sin incluir impuestos. Procesado a partir de datos Eurostat.



Capítulo 4Costes

Cuantificando las tasas anuales equivalentesde inflación incremental durante el periodo2003-2008, en la figura 572 podemos obser-var que estas tasas han sido importantes. Paralos casos con impuestos, esta inflación incre-mental aparece más contenida (aunque parael diésel alcanza valores nada despreciables

del 6%/a), pero sin impuestos, esta inflaciónincremental se sitúa en el orden del 10%/a osuperior.

Por lo que se refiere a los precios de importa-ción del petróleo en España, la figura 573 nosrecoge su evolución durante los últimos 20

16%

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%España Alemania Dinamarca

TAE

(%/a

)

Gasolina 95con impuestos

Diésel automocióncon impuestos

Fueloil industrialsin impuestos

Figura 572. Tasas anuales equivalentes de inflación incremental de los precios de lagasolina y diésel (con impuestos) y del fueloil industrial (sin impuestos), para el periodo2003-2008, en España, Alemania y Dinamarca.

c€/k

Wh Corrientes

Constantes 2007

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,01990 2010

Año

20001995 2005

Figura 573. Evolución de los precios de importación en España a lo largo de los últimos20 años, en términos de dinero corriente y constante. Información procesada a partir dedatos AIE (http://www.aie.org/stats/index.asp).


Capítulo 4Costes


años, tanto en precios corrientes como cons-tantes, donde se puede apreciar una impor-tante inflación incremental.

De hecho, si procesamos las tasas anualesequivalentes de inflación incremental del

precio del petróleo importado en España du-rante distintos periodos recientes, observa-mos, tal y como nos muestra la figura 574,que dichas tasas son muy elevadas y cre-cientes a lo largo del tiempo, y llegan a alcan-zar valores del orden del 17%/a en el periodo

18%

16%

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%1990-2008 1998-2008 2003-2008

TAE

(%/a

)

Figura 574. Tasa anual equivalente de inflación incremental en el precio del petróleoimportado en España a lo largo de distintos periodos de tiempo.

120%

100%

80%

60%

40%

20%

0%Gasolina 95 Diésel automoción

para uso comercialGasoil

domésticoFueloil

industrial

Car

ga im

posi

tiva

Figura 575. Peso relativo de la carga impositiva respecto al precio del recurso sinimpuestos para España en 11/2010 (procesado a partir datos AIE (http://www.aie.org).



Capítulo 4Costes

2003-2008. En este contexto, y teniendo encuenta que la demanda planetaria de petróleodentro de un contexto BAU seguirá creciendoprácticamente de forma exponencial en losaños próximos, junto al carácter finito y escasode este recurso, no deberíamos esperar otroescenario que no fuera el de precios rápida-mente crecientes para este recurso.

Para apreciar la importancia de la carga im-positiva, y la indexación a los precios delpetróleo, en las figuras 575 y 576 recoge-mos esta información para los precios enEspaña a 11/2010 para la gasolina, el dié-sel, el gasóleo doméstico y el fueloil indus-trial. Como podemos apreciar el peso de lacarga impositiva es muy dispar entre los

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Ene

rgía

prim

aria

(EJ/

a)

Renovables

Nuclear

Fósil

WEO2002

WEO2004

WEO2006

WEO2007

WEO2008

WEO2009

[R]E2008

[R]E2010

200%

180%

160%

140%

120%

100%

80%

60%

40%

20%

0%Gasolina 95 Diésel automoción

para uso comercialGasoil

domésticoFueloil

industrial

Ratio con preciopetróleo por litro

Ratio con preciopetróleo por kWh

Figura 576. Indexación al precio del petróleo para España en 11/2010 (procesado apartir datos AIE (http://www.aie.org).

c€-2

007/

kWh

1,2

1,1

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,41998 2010

Año

2002 20082000 2004 2006

Figura 577. Evolución del precio del carbón importado en la UE a lo largo de los últimosaños, en términos de dinero constante (procesado a partir de datos “AIE KeyStatistics”).


Capítulo 4Costes


distintos componentes, y es especialmenteelevado en las gasolinas.

Por lo que respecta al carbón, en la figura577 vemos recogidos los precios corres-pondientes al carbón importado en la UE alo largo de los últimos años, y se puede

apreciar una tendencia media claramentecreciente, que en términos de tasa anualequivalente de inflación incremental conducea un 7,4%/a en el periodo 1999-2008.

En la figura 578 podemos comparar la evolu-ción histórica reciente de los precios de venta

TA (%

/a) i

ncre

men

tale

s

Fueloil industrial

Fueloil doméstico

Gasóleo automoción

Gasolina 95

Gas natural industrial

Gas natural doméstico

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

-10%

-20%

-30%

-40%2004 2010

Año

2005 20082006 20092007

Figura 579. Evolución durante los últimos años de las tasas de inflación incremental

asociadas a la venta en España de distintos combustibles fósiles (procesado a partir de

datos “AIE Key Statistics”).

c€-2

007/

kWh

Gasolina 95

Gasóleo automoción


Fueloil doméstico

Fueloil industrial


12

10

8

6

4

2

02003 2010

Año

2005 20082004 2006 20092007

Figura 578. Evolución durante los últimos años de los precios de venta en España dedistintos combustibles fósiles, en términos de dinero constante (procesado a partir dedatos “AIE Key Statistics”).



Capítulo 4Costes

921 Ya hemos comentadoanteriormente que los preciosde venta camuflan elincremento del recurso por ladilución y distorsión que leproporciona la cargaimpositiva.

922 El año de inicio del desarrollode escenarios en este informe.

de distintos combustibles fósiles en España,mientras que la figura 579 nos presenta lascorrespondientes tasas de inflación incre-mental anual, y la figura 580 las tasas anua-les equivalentes de inflación incremental du-rante el periodo 2003-2010. En estas figuraspodemos apreciar una tendencia media cre-ciente en los precios de venta921 de estoscombustibles, con unas tasas de inflación in-cremental anual muy inestables, pero que envalor promedio conducen a unas tasas anua-les equivalentes de inflación incremental en elperiodo 2003-2010 que son muy importan-tes, a pesar de la reducción de precios aso-ciada al año 2009 y ocasionada como res-puesta a la reducción de consumo por lacrisis económica.

De cara al desarrollo de escenarios del costede los combustibles fósiles, partimos de losvalores existentes en el año 2007922, y que entérminos de precio final, sin impuestos, y endinero constante del año 2007, podemos

comparar en la figura 581. En esta figuraapreciamos la ventaja de emplear las mismasunidades de coste para todas las fuentes deenergía, lo que favorece una comparaciónclara y directa entre ellas.

El siguiente paso para desarrollar los esce-narios de costes es adoptar unas tasas deinflación incremental de los costes de estosrecursos.

Como hemos visto anteriormente la evolu-ción de los costes de los combustibles fósi-les se ve sometida a una tasa incremental deinflación creciente a medida que pasa eltiempo, consecuencia directa de la econo-mía de los combustibles fósiles (recursos fi-nitos y escasos sometidos a una demandacreciente). La aplicación de una tasa de in-flación incremental constante conduciría a uncrecimiento exponencial del precio, y si latasa de inflación incremental crece con eltiempo, el crecimiento que cabría esperar es

TAE

(%/a

)

8%

7%

6%

5%

4%

3%

2%

1%

0%

Fuel

oil

indu

stria

l

Fuel

oil

dom

éstic

o

Gas

óleo

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moc

ión

Gas

nat

ural

indu

stria

l

Gas

nat

ural

dom

éstic

o

Gas

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a95

Figura 580. Valor de las tasas anuales equivalentes de inflación incremental durante elperiodo 2003-2010 asociadas a la venta en España de distintos combustibles fósiles(procesado a partir de datos “AIE Key Statistics”).


Capítulo 4Costes


todavía superior. La figura 582 recoge la evo-lución histórica del precio de importación depetróleo en España anteriormente presen-tada, a la que se han superpuesto dos ajus-tes exponenciales: uno para el periodo923

1990-2008 y otro para el periodo 1998-2008. El incremento de pendiente del ajusteexponencial para el periodo 1998-2008 esun reflejo directo de esa tasa de inflación in-cremental creciente con el tiempo.

Empecemos por explorar el efecto de extra-polar las tasas de inflación incremental exis-tente en los periodos 1990-2008 y 1998-2008 hacia el futuro, suponiendo que lastasas de inflación incremental se quedarancongeladas en los valores medios corres-pondientes a estos dos periodos de tiempo(en lugar de seguir creciendo en el futuro), yprolongando los ajustes exponenciales de lafigura anterior hacia el futuro. En estas con-diciones, el precio924 del barril de petróleo enel año 2050 sería de 499 $-2007/barril siempleamos el ajuste exponencial del pe-riodo 1990-2008, y asciende hasta 10.091

$-2007/barril si empleamos el ajuste expo-nencial del periodo 1998-2008. La figura583 recoge la evolución hasta el año 2030.

Es evidente que en estas condiciones, queson las que cabría esperar al extrapolar elcontexto BAU al conjunto del planeta y lle-varlo hacia el futuro, la economía mundial co-lapsaría totalmente. Por tanto cabe esperarque la tendencia BAU evolucione en una delas dos direcciones siguientes, ambas paraacotar las tasas de inflación incremental delos recursos fósiles:

• La mayoría de las economías del planetano reaccionan ante esta situación de formasignificativa, por lo que los elevados pre-cios de los recursos fósiles desencadenanen episodios de crisis profunda que acotanel crecimiento del precio de los combusti-bles fósiles.

• Mirado desde la perspectiva positiva, cabríapensar que una parte del planeta optará poriniciar la transición hacia un contexto E3.0,

923 El año 2009 se excluye delanálisis por estar sometido alas perturbaciones ocasionadaspor el periodo de crisis quecamufla las tendencias BAU.

924 De forma puntual, aquíretomamos las unidadesconvencionales de precios delbarril de petróleo ($/barril) paraque se pueda poner encontexto.

c€-2

007/

kWh

6

5

4

3

2

1

0

Impo

rtac

ión

barr

il pe

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Fuel

auto

moc

ión

Gas

oil

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Gas

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ica

Gas

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ural

dom

éstic

o

Fuel

oil

indu

stria

l

Gas

nat

ural

indu

stria

l

Car

bón

Figura 581. Valores de partida del precio de los combustibles fósiles, en términos deprecio final sin impuestos, y en dinero constante de 2007.



Capítulo 4Costes

y aligerará la presión sobre los recursos fó-siles, de tal forma que se contengan lastasas de inflación incremental a las que seven sometidos estos recursos en unos va-lores más tolerables para las economías quesiguen siendo dependientes de estos recur-sos. Sin embargo, en esta situación, no senos debe escapar que las condiciones en

que se quedan las economías que optaronpor la transición al contexto E3.0 son mu-chísimo más favorables que las condicio-nes en que se quedan las economías quepermanecieron en el contexto BAU yestán, por tanto, lastradas por el preciocreciente de esos recursos fósiles de losque dependen.

c€-2

007/

kWh Constantes 2007

Tendencia exponencial1990-2008

Tendencia exponencial1998-2008

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,01990 2010

Año

20001996 20061992 1994 1998 2002 2004 2008

Figura 582. Ajuste de tendenciales exponenciales a los datos históricos de precios deimportación de petróleo en España (procesado a partir de datos AIE:http://www.aie.org/stats/index.asp).

$-20

07/b

arril

Exponencial 1998-2008

Exponencial 1990-2008

1.200

1.000

800

600

400

200

02005 2035

Año

2010 20252015 20302020

Figura 583. Aplicación de las tendencias exponenciales históricas del precio del barrilde petróleo para proyectar al futuro.

925 Y profundizando más, ¿enfunción de qué procedimientosy argumentos se supone quese mantienen estos niveles dedesigualdad? Claramente, ymirando los acontecimientosque se están desarrollando yaen el año 2011, solo habría unmodo de mantener estasdesigualdades, y es un usodespiadado de la fuerza.¿Quién le pone esa etiqueta alescenario correspondiente delcoste del petróleo, y en quémedida se evalúa el coste deesas “externalidades”?

926 Es decir, que no se priva delacceso a los recursosnecesarios para seguir unproceso de desarrolloadecuado al grueso de lapoblación del planeta.

927 Observando las evidenciashistóricas y actuales, cabríapensar que las posibilidades deque se dé este escenario sonbastante bajas. Pero eldespliegue de inteligencia en elsistema social esperfectamente capaz deproducir cambios en escalónque nos sitúen en la trayectoriade este escenario. Lo quetampoco hay que olvidar esque las alternativas menosfavorables nos dirigirían decabeza a episodios de crisismuy profundos.

928 Esta es la última concesión quehacemos a las unidades decostes convencionales delpetróleo.


Capítulo 4Costes


Por tanto podemos apreciar cuánta incerti-dumbre hay de cara a desarrollar escena-rios del precio de los combustibles fósiles.En esencia, detrás de cada escenario debehaber respuesta a preguntas de este estilo:

• ¿Hasta qué nivel se suponen perpetuadoslos niveles de desigualdad entre las distin-tas economías del planeta925?

• ¿Cuál es el porcentaje de transición entrelas distintas economías mundiales hacia uncontexto E3.0?

• ¿Cuántas economías se supone que van acolapsar y con qué intensidad los corres-pondientes periodos de crisis?

Y los valores finales del coste del petróleopara los distintos escenarios, de acuerdo a larespuesta a las preguntas anteriores, se en-contrarán en cualquier lugar en el rango entrelos 200-20.000 $-2007/barril.

Nosotros optamos por un enfoque positivo, yvamos a asumir, por tanto, que en un contexto

de igualdad entre las distintas economías delmundo926, una gran parte de ellas optan poruna transición hacia el contexto E3.0, paraconducirlas por tanto a una evolución del pre-cio de los combustibles fósiles que tiende aestabilizarse hacia el final del escenario. Y apartir de este punto, el análisis se centra enanalizar cuáles serán las consecuencias paraEspaña si opta por ser una de las economíasque se quedan ancladas en el contexto BAU.En este sentido, es preciso no perder de vistaque los resultados que presentemos para elcontexto BAU se corresponden con la mejorde las posibles alternativas927, cuya materia-lización depende de que la mayoría de laseconomías del planeta opten por evolucionarhacia el contexto E3.0.

La figura 584 recoge el escenario adoptadopara la evolución de las tasas anuales de in-flación incremental en el precio del petróleo,mientras que la figura 585 recoge el escena-rio correspondiente de evolución de los pre-cios del petróleo en sus unidades convencio-nales928, mientras que en la figura 586recogemos este escenario en términos de las

6%

5%

4%

3%

2%

1%

0%2000 2060

Año

2020 2040

TA (%

/a)

2010 2030 2050

Figura 584. Escenario adoptado para las tasas anuales de inflación incremental en losprecios del petróleo.



Capítulo 4Costes

unidades comunes empleadas para todos lostipos de energía (c€-2007/kWh).

Por lo que respecta al carbón y el gas natu-ral, en la figura 587 recogemos los escena-rios de indexación con los costes del petróleopara estos dos combustibles.

Para el carbón hemos adoptado un escena-rio de indexación creciente ocasionado por lamayor disponibilidad de recurso de carbón yla saturación supuesta de los precios del pe-tróleo. Sin embargo, hacia el final del periodoconsiderado también planteamos una satu-ración de los precios del carbón apoyada por

$-20

07/b

arril

230

210

190

170

150

130

110

90

70

50

Año

2005 20502010 2020 2025 2035 20452015 2030 2040

Figura 585. Escenario adoptado para la evolución de los precios del petróleo, entérminos de unidades convencionales.

c€-2

007/

kWh

10

9

8

7

6

5

4

3

2

Año

2005 20502010 2020 2025 2035 20452015 2030 2040

Figura 586. Escenario adoptado para la evolución de los precios del petróleo.


Capítulo 4Costes


los mismos argumentos que en el caso delpetróleo, pues a pesar de la mayor disponibi-lidad de recursos, sigue tratándose de un re-curso limitado con una demanda global en elcontexto BAU fuertemente creciente, a lo quehay que añadir que las consideraciones aso-ciadas al calentamiento global es de preverque introduzcan límites al crecimiento de lademanda de este recurso.

Por lo que respecta al gas natural, al tratarsede un recurso de mayor calidad ambientalque el petróleo pero igualmente escaso, plan-teamos un escenario de indexación respectoal petróleo que inicialmente haga crecer suprecio por encima del petróleo y finalmentetienda a una saturación por las mismas con-diciones que en el petróleo.

Carbón

Gas natural parageneración eléctrica

120%

100%

80%

60%

40%

20%

0%2000 2060

Año

2020 20402010 2030 2050

Figura 587. Escenarios adoptados de indexación de los costes del gas natural y delcarbón a los del petróleo.

c€-2

007/

kWh

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

Año

2005 20502010 2020 2025 2035 20452015 2030 2040

Combustible automoción


Gasoil doméstico

Gas natural electricidad


Fueloil industrial

Petróleo

Carbón

Uranio

Figura 588. Comparativa de los escenarios adoptados para la evolución del coste de

distintos productos energético de origen fósil y nuclear.



Capítulo 4Costes

Las indexaciones al precio del petróleo adop-tadas para otros productos energéticos pro-ceden del análisis de los valores históricos yactuales, y son de 188% para los combusti-bles de automoción, 153% para el gasóleodoméstico, 108% para el fueloil industrial,113% para el gas natural industrial y 162%para el gas natural doméstico.

Para terminar, en la figura 588 reproducimoslos escenarios de costes de los distintos pro-ductos energéticos fósiles adoptados paraeste estudio, donde por conveniencia hemosañadido el escenario para el coste del uraniodesarrollado en el apartado siguiente.

4.2.4 Energía nuclear: combustiblesy O&M

Por lo que respecta a la evolución de loscostes de la materia prima929 para elaborarel combustible nuclear, su evolución histó-rica muestra una gran volatilidad, así como

una tendencia reciente al gran incrementode costes como consecuencia de la de-manda creciente y del agotamiento de lasreservas que suplementaban a la minería: elmáximo mensual se alcanzó en junio de2007 con un valor de 136 $-2007/lb-U3O8.

Analizando la evolución del precio del ura-nio en la historia reciente, y adaptando a lasunidades de costes energéticos adecuadaspara comparar con los otros combusti-bles930, obtenemos los resultados presenta-dos en la figura 590. Como podemos apre-ciar, por unidad de energía térmica liberada,el coste del uranio es significativamente in-ferior al de los combustibles fósiles931, peroestá sometido a una considerable volatilidadincluso con los relativamente bajos nivelesde utilización de la energía nuclear a nivelmundial.

La volatilidad del precio del uranio es todavíasuperior si analizamos los valores mensuales.La figura 591 recoge los valores del precio del

Dólares nominales

Ajustada para la inflacióna dólares-enero 2007

140$

120$

100$

80$

60$

40$

20$

0$1945 2005

Año

1955 19851965 199519751950 1960 1970 1980 1990 2000

Figura 589. Evolución histórica del precio del óxido de uranio empleado como materiaprima para confeccionar el combustible nuclear. Fuente: 1948-1967 de la publicaciónGJO-100(82) del Departamento de Energía de Estados Unidos; 1968-2007 de TradeTech(Denver, Colorado).

929 A lo que habrá que añadir loscostes propios del procesadopara obtener los costes finalesdel combustible.

930 Considerando un “burnup”, elanálogo para el combustiblenuclear al poder calorífico enlos combustibles fósiles, de 50GWd/tIHM, que está asociadoa un grado de enriquecimientodel uranio de 4,5%, y es portanto equivalente a unos 117GWh/kgU.

931 Aunque a este coste del uraniose le deben añadir los costesde procesado para obtener elcombustible nuclear, pero eltotal del coste de l combustiblenuclear sigue siendosignificativamente inferior alcoste de los combustiblesfósiles.

uranio por unidad de energía térmica liberadapara los años 2007 y 2010.

Estos gráficos nos proporcionan una idea delcoste de la materia prima para confeccionarel combustible nuclear, y es preciso añadir loscostes correspondientes al procesado paraobtener el coste final del combustible nu-clear932. Existen múltiples variaciones y op-ciones en el ciclo del combustible nuclear,con opciones para reducir significativamentelos requerimientos de uranio natural medianteel reciclado del plutonio y el uranio usado. Laaplicación de estos procesos de reciclado re-duce el coste de la materia prima, pero in-crementa el coste del procesado, con un ba-lance global que aumenta el coste total delcombustible nuclear933.

Desde el punto de vista del desarrollo de es-cenarios del combustible nuclear, la aproxi-mación que vamos a adoptar va a ser partir

de un valor del orden de los costes actuales,establecer una tendencia inicial creciente decostes hasta alcanzar los valores necesariospara que el reprocesado resulte rentable, y apartir de este momento reducir la tasas anua-les de inflación incremental para reflejar losvalores residuales asociados al incremento dela demanda global, si hubiera una participa-ción significativa de la tecnología nuclear en elBAU de las distintas economías del planeta.Sin embargo, los costes asociados al alma-cenamiento y disposición final de los residuosnucleares, debido a su mayor nivel de incer-tidumbre, no los vamos a incluir en el costedel combustible, sino junto a los costes deO&M, que además de los costes de disposi-ción incluyen otros componentes de elevadaincertidumbre y difícil valoración.

Por lo que respecta a las tasas de inflación in-cremental asociadas al incremento de la de-manda sobre un recurso escaso, cabe esperar


Capítulo 4Costes

c€-2

007/

kWht

0,18

0,16

0,14

0,12

0,10

0,08

0,06

0,04

0,02

0,001985 2015

Año

1995 20101990 2000 2005

Figura 590. Evolución histórica reciente del precio del uranio (promedios anuales) por unidadde energía térmica liberada (burnup = 50 GWd/tIHM) (el “burnup” expresa la liberación deenergía térmica desde el combustible nuclear, y recibe su nombre a partir de la analogía conla combustión de combustibles, que viene aquí expresado como gigavatios-día por toneladade metal pesado inicial- IHM en nomenclatura inglesa) (procesado a partir de datos:http://www.cameco.com/marketing/uranium_prices_and_spot_price/spot_price_5yr_history/)


932 De hecho, para incluir elconjunto del ciclo delcombustible nuclear, al costedel recurso natural (uranio),habría que añadir los costes deconversión, enriquecimiento,fabricación, y almacenamientoy disposición de los residuosfinales, y en este últimoelemento es donde empiezanlas incertidumbres del coste delcombustible nuclear, para tenerla seguridad de que no seestán trasladandoexternalidades fuera delalcance de la valoración decostes del combustible nuclear.

933 El coste total del combustibleen un proceso de reciclado deplutonio (MOX) puede llegar aser casi cinco veces superior auno de un solo paso del uranio(UOX) con los costes actualesdel uranio, situándose en tornoa 1 c€-2007/kWht. Para que elreprocesado resultaraeconómicamente viable, lasuma de los costes del uranionatural y del almacenamiento ydisposición de los residuosdebería subir por encima de los0,7 c€-2007/kWht ( MIT, “Thefuture of nuclear power”, 2003).

que sean significativas en un contexto BAUque se apoyara en la energía nuclear deforma significativa a nivel global. En efecto,incluso con despliegues limitados934 de laenergía nuclear como los correspondientes acuadriplicar la potencia nuclear actualmenteinstalada (350 GWe → 1.500 GWe), que son

los manejados en referencias como (MIT,“The future of nuclear power”, 2003), ya con-ducen a agotar todas las reservas de uranioactualmente conocidas, por lo que cabe es-perar una presión significativa sobre este re-curso si la opción nuclear se adopta comoválida a nivel global.

Ene

ro

Febr

ero

Mar

zo

Abr

il

May

o

Juni

o

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ubre

Nov

iem

bre

Dic

iem

bre

c€-2

007/

kWht

0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

0,00

2007

2010



Capítulo 4Costes

934 Limitados desde el contexto deque si la energía nuclear seadopta como soluciónadmisible para el contextoBAU, esta debería extenderseal conjunto de economías delplaneta, y no quedarse limitadaa las economías queactualmente usan la energíanuclear. Es decir, si latecnología nuclear no esexportable al conjunto de laseconomías del planeta,entonces no constituye unasolución BAU para ningún país,pues no se podría manteneresta desigualdad en el tiempo(sería excesivamente caromantener esta desigualdad enel tiempo).

Figura 591. Evolución mensual del precio del uranio por unidad de energía térmica liberadaen los años 2007 y 2010 (burnup = 50 GWd/tIHM) (procesado a partir de datoshttp://www.cameco.com/marketing/uranium_prices_and_spot_price/spot_price_5yr_history/).

c€-2

007/

kWht

1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0

Año

2000 20602010 2020 2030 2040 2050

Figura 592. Escenario de costes del combustible nuclear adoptado.


Capítulo 4Costes


La figura 592 recoge el escenario adoptadopara la evolución de los costes del combus-tible nuclear.

Pero los costes del combustible constituyentan solo una pequeña parte de los costes dela electricidad proporcionada por las centra-les nucleares, y se encuentra el grueso de lasincertidumbres y externalidades no cubiertasen el resto de costes, esto es, en los costesde inversión y los de operación y manteni-miento, incluidos entre estos últimos los cos-tes asociados a la disposición final de los re-siduos generados.

Por lo que respecta a los costes de inversión,la revisión de la literatura arroja un amplioabanico de estimaciones de costes de inver-sión: 3.400-5.200 €-2007/kWe (DLR, [R]E,2010), 2.500 €-2007/kWe (MIT, “The future ofnuclear power”, 2003), 2100-2600 €/kWe

(AIE, ETP, 2010)… Encontrándose los costesde inversión finales de las últimas centralesconstruidas en el rango superior, después dehaber ido incrementando sus costes de in-versión a lo largo del proceso de construc-ción, lo cual constituye una clara muestra delcarácter excesivamente conservador de lasestimaciones de coste de inversión mostra-das en las referencias. Pero es más, los cos-tes de inversión de la tecnología nuclear nohan llegado a su techo en las últimas plantasconstruidas, pues los requerimientos de se-guridad sobre estas instalaciones seguiráncreciendo a lo largo del tiempo, en el procesode responder a las crecientes demandas deseguridad sobre un proceso intrínsecamenteinseguro.

Y todavía mayor incertidumbre de costesnos encontramos en el marco de los costesde operación y mantenimiento (O&M), dóndeen la actualidad se encuentran la mayoría delas externalidades sin valorar o infravalorados

en la estructura de costes de la generaciónnuclear:

• Gobernabilidad935.• Seguridad de operación.• Desmantelamiento• Cobertura de responsabilidades ante

incidencias936.

• Gestión de residuos.• Prevención de atentados.• Control de proliferación de armamento

nuclear.• Control de garantías de diseño y

operación en un contexto de globalizaciónde la tecnología nuclear.

Muchos de estos elementos resultan de difí-cil valoración, y no se puede esperar otra si-tuación que la existencia de unas tasas de in-flación incremental creciente a medida que lasociedad va exigiendo una cobertura máscompleta de estos aspectos. De hecho, yaen la actualidad se detecta una clara tenden-cia a infravalorar los costes de O&M de lascentrales nucleares (MIT, “The future of nu-clear power”, 2003), que en algunas referen-cias cuantifican en torno a un 30% (OakRidge National Laboratory) incluso sin retenerla gran mayoría de los aspectos que relacio-nábamos anteriormente, con lo que los cos-tes de O&M se situarían ya en la actualidad937

en torno a los 2,1-4,4 c€-2007/kWhe.

En estas condiciones, el escenario de cos-tes de O&M que vamos a adoptar parte deunos valores iniciales descompuestos938

entre un coste de O&M fijo de 80 €-2007/kWe-a y un coste de O&M variable de0,1 c€-2007/kWhe, a los que ya incorporare-mos una internalización parcial de externali-dades, y consideraremos una internalizacióngradual del resto de las externalidades no in-corporadas en estos costes de O&M. Las fi-guras 593 y 594 reproducen los escenarios

935 En particular por lo que afectaa los requerimientos detransparencia y reflejo de laopinión de la sociedad en lasdecisiones y gestión de lasinstalaciones nucleares y susincidencias.

936 Esta cobertura deresponsabilidades debeextenderse más allá de lasfronteras del país que decideutilizar la tecnología nuclear. Enefecto, actualmente, estacobertura de garantíasnormalmente no la asumecompletamente el promotor dela central nuclear, sino querequiere del apoyo de laadministración central parahacer viable la inversión. Perocon todo, la extensión de lacobertura de responsabilidadesse limita a una infravaloraciónde los daños potenciales y sequeda dentro de las fronterasdel país, mientras que unaccidente nuclear traspasa lasfronteras y por tanto incurre encostes y compromete recursoscuya valoración no seinternaliza.

937 Es decir, con una escasainternalización deexternalidades.

938 Algunos de los elementos decostes de O&M admiten unamejor correlación con lapotencia instalada, mientrasque otros están másrelacionados con la generaciónde la central. Por este motivoresulta conveniente separar loscostes de O&M en estos doscomponentes.



Capítulo 4Costes

de costes de O&M fijos y variables adopta-dos para las centrales nucleares. Evidente-mente, estos escenarios de costes de O&Mincluyen una gran incertidumbre, por la difi-cultad de asignar una valoración económicaa estos aspectos, pero este grado de incer-tidumbre es una característica intrínseca dela tecnología nuclear, y la ausencia de valo-ración de estas externalidades no constituye

una alternativa admisible para establecercomparativas con otras tecnologías.

4.2.5 Hidrógeno

Por lo que respecta al hidrógeno, adquiere unpapel relevante como vector energético enlos mix de generación 100% renovables, y

c€-2

007/

kWhe

4,5

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

Año

2005 20502010 2020 2025 2035 20452015 2030 2040

Figura 593. Escenario adoptado para la evolución de los costes de O&M variables delas centrales nucleares.

€-20

07/k

We-

a

300

250

200

150

100

50

0

Año

2005 20502010 2020 2025 2035 20452015 2030 2040

Figura 594. Escenario adoptado para la evolución de los costes de O&M fijos de lascentrales nucleares.


Capítulo 4Costes


contribuye de forma significativa a los costestotales del sistema energético mediante doscomponentes principales:

• Los costes asociados a la generación,acondicionamiento y distribución del hidró-geno a partir de la electricidad renovable.

• Los costes asociados a la acumulación delhidrógeno requeridos para regular el sis-tema de generación y acoplar la capaci-dad de generación de hidrógeno (exce-dente de capacidad de generación delparque renovable instalado) con la de-manda de hidrógeno.

Por lo que respecta a la producción del hidró-geno, dejando de lado los costes de produc-ción de la electricidad empleada para generarel hidrógeno que ya se evaluarán por sepa-rado939, los costes están dominados por loscostes de inversión del equipamiento necesa-rio, y a su vez se ven muy afectados por elfactor de capacidad con el que se usa el equi-pamiento de generación de hidrógeno.

En este sentido cabe comentar que el factorde capacidad resultante con el que se empleala potencia de generación del hidrógeno a niveldel sistema energético total, resultará ser muyinferior al factor de capacidad que se consideraen los estudios actuales sobre generación dehidrógeno, por lo que los costes por unidad deenergía son superiores. El motivo de los bajosfactores de capacidad del equipamiento de ge-neración de hidrógeno en el marco del sistemaenergético total, es que la producción de hi-drógeno se emplea como elemento de regula-ción del sistema energético, y requiere que seabsorba la potencia disipada por la regulacióndel sistema eléctrico. Por tanto, aumentar elfactor de capacidad del sistema de generaciónde hidrógeno, implica reducir el factor de ca-pacidad de la potencia renovable instalada y,

por tanto, requeriría aumentar la potencia totalde generación renovable instalada con el fin decubrir la demanda, lo cual conllevaría unos cos-tes totales del sistema de generación superio-res a los asociados a emplear el equipo de pro-ducción de hidrógeno con bajo factor decapacidad. Esta situación difiere mucho de lahabitualmente contemplada en los análisis degeneración de hidrógeno, en los que el sistemaanalizado es una fracción muy pequeña del sis-tema energético total, y por tanto el objetivo esalcanzar elevados factores de capacidad delequipo de generación de hidrógeno, para re-ducir los costes específicos por unidad deenergía del hidrógeno producido.

Queda fuera del alcance de este estudio anali-zar con mayor detalle las opciones de genera-ción de hidrógeno a partir de la electricidad y,por tanto, el escenario de costes adoptadoparte de unos costes representativos de la tec-nología actual e introduce unas tasas de apren-dizaje general para la tecnología, de tal formaque describe la evolución de costes que cabeesperar sin estar ligado a ninguna tecnología enconcreto. Es decir, cabe esperar que la tecno-logía de generación de hidrógeno se vaya mo-dificando al avanzar por la curva de aprendizaje.La figura 595 recoge el escenario consideradopara la evolución de los costes de inversiónasociados a la generación de hidrógeno.

Otro elemento relacionado con el hidrógenorelevante en cuanto a su impacto sobre la es-tructura de costes del sistema energéticototal es el coste asociado a los requerimien-tos de acumulación de hidrógeno.

Con el fin de acoplar la disponibilidad de elec-tricidad residual procedente de la regulacióndel sistema eléctrico con la demanda de hi-drógeno, y que por tanto la generación de hi-drógeno pueda actuar como elemento de re-gulación del sistema energético total, es

939 Los costes deacondicionamiento ydistribución del hidrógenorepercuten sobre el consumototal de electricidad necesariopara la generación dehidrógeno, y su efecto estáincorporado en el rendimientototal de generación dehidrógeno que hemosconsiderado.



Capítulo 4Costes

preciso disponer de una capacidad de acu-mulación de hidrógeno importante.

En el caso del contexto BAU, también se re-quiere una capacidad de acumulación decombustibles fósiles para acoplar la demanday producción de estos combustibles, y elefecto económico de esta capacidad de acu-mulación no la incluimos al evaluar el coste dela energía en el contexto BAU. Por tanto, enalgunas ocasiones, con el fin de no distorsio-nar la comparativa BAU frente a E3.0, tam-poco incluiremos los costes de acumulaciónde hidrógeno en el resultado de los costes delsistema energético en el contexto E3.0. Sinembargo, la transición desde el contexto BAUal E3.0 requeriría habilitar esa capacidad deacumulación de hidrógeno, por lo que tam-bién resulta interesante tener cuantificado suefecto sobre la estructura de costes del sis-tema energético en el contexto E3.0.

Existen muchas opciones tecnológicas paraacumular el hidrógeno: en fase gaseosa, enfase líquida, en forma de hidruros metálicos,etc., y dentro de cada una de ellas hay va-riables de diseño a optimizar. Así, por ejem-

plo, en el caso de la acumulación en fasegaseosa, una de las principales variables aoptimizar es la presión de almacenamiento,y se encuentran referencias940 en que estapresión varía entre 10 bar y 700 bar: a máspresión, menor es el volumen del recipientepara una capacidad de acumulación ener-gética dada, pero mayores son las exigen-cias estructurales para el recipiente.

Queda fuera del alcance de este estudio elprofundizar o detallar las opciones de acu-mulación de hidrógeno, y por tanto vamos aadoptar un escenario genérico de evoluciónde costes que, partiendo de unos costes re-presentativos de la situación actual, imple-mente unas tasas de aprendizaje del con-junto de la tecnología. Por tanto, más queestar ligado a una tecnología en particular,cabe esperar que las tecnologías de acu-mulación de hidrógeno se vayan modifi-cando a medida que se recorre la curva deaprendizaje que da lugar a este escenario deevolución de costes. La figura 596 recoge elescenario de evolución de costes de acu-mulación de hidrógeno que hemos adop-tado para este estudio.

940 Una presión tipo paraaplicaciones estacionariaspuede situarse en torno a 100bar, mientras que lasaplicaciones asociadas a lamovilidad emplean presionessuperiores. Pero no faltanpropuestas de almacenamientoa presiones distintas, como lacorrespondiente a emplear laspropias torres de losaerogeneradores paraacumular hidrógeno (R.Kottenstette, J. Cotrell,“Hydrogen Storage in WindTurbine Towers: Cost Analysisand Conceptual Design”,NREL/CP-500-34851, 2003).

€-20

07/k

We

1.000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

02005 20502010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045

Figura 595. Escenario de costes asociado a la inversión para generación de hidrógeno apartir de electricidad.

941 En este caso se trata de labiomasa primaria. Másadelante mostraremos loscostes correspondientes a losbiocombustibles procesados.


Capítulo 4Costes


4.2.6 Otros recursos energéticos

En este punto recogemos información rela-tiva a otros elementos de coste que intervie-nen en los costes totales del sistema energé-tico y que no han sido recogidos en otrosapartados.

Por lo que respecta a la energía solar térmica,tanto en el contexto BAU como en el E3.0

participa en la cobertura de la demanda deenergía térmica, tanto en el sector edificacióncomo en el industrial. La figura 597 recogelos costes normalizados considerados paraesta tecnología en los años extremos del pe-riodo de tiempo considerado.

Por lo que respecta al coste de la bio-masa941, hemos adoptado el escenario delcoste del recurso empleado en el estudio

€-20

07/k

Wh

12

10

8

6

4

2

0

Año

2005 20502010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045

Figura 596. Escenario adoptado para los costes de acumulación de hidrógeno.

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

02007 2050

Figura 597. Costes normalizados considerados para la energía solar térmica para

aplicaciones de cobertura de la demanda térmica.



Capítulo 4Costes

[R]E-2010 (GPI, 2010), que en términos delas unidades de coste energético que em-pleamos nosotros, aparece recogido en la fi-gura 598. Como puede apreciarse, este es-cenario incorpora una inflación incrementalpara el coste de la biomasa, lo cual se justi-fica por la demanda creciente que cabe es-perar sobre este recurso, que a pesar de ser

renovable, es relativamente escaso y tienemuchas aplicaciones potenciales. Al nor-malizar estos costes en el año inicial y finaldel periodo de tiempo considerado, y al in-corporar los efectos de la inflación incre-mental sobre este recurso, obtendríamoslos costes normalizados que se recogen enla figura 599.

C€-

2007

/kW

h

2,5

2,4

2,3

2,2

2,1

2,0

1,9

1,8

1,7

Año

2005 20502010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045

Figura 598. Escenario de evolución del coste de la biomasa. Adaptado de (GPI, [R]E,2010).

LEC

(c€-

2007

/kW

h)

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,02007 2050

Figura 599. Coste normalizado de la biomasa directa en los años inicial y final delperiodo de tiempo considerado.


Capítulo 4Costes


Por lo que respecta a los costes de los bio-combustibles procesados, la figura 600 re-coge la evolución histórica reciente compa-rada con los costes de la gasolina y elgasóleo.

En el marco de este estudio, hemos emple-ado un único escenario de costes para todoslos biocombustibles procesados, que repre-senta un promedio del mix de biocombusti-bles que se acaben usando para cubrir la

c€-2

007/

kWh

12

10

8

6

4

2

02007 2050

Sin normalizar

Normalizado

Figura 601. Costes de los biocombustibles procesados, sin normalizar y en términos

normalizados.

c€-2

007/

kWh

7,0

6,5

6,0

5,5

5,0

4,5

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

Oct

. 08

Nov

. 08

Dic

. 08

Ene

. 09

Feb.

09

Mar

. 09

Abr

. 09

May

. 09

Jun.

09

Jul.

09

Ago

. 09

Sep

. 09

Oct

. 09

Nov

. 09

Dic

. 09

Ene

. 10

Feb.

10

Mar

. 10

Abr

. 10

Biodiésel

Etanol

Gasolina

Gasoil

Figura 600. Evolución reciente de los costes de los biocombustibles procesados.(adaptado de: Ricardo Guerrero, Gustavo Marrero, José M. Martínez-Duart, Luis A.Puch, “Biocombustibles líquidos: Situación actual y oportunidades de futuro paraEspaña”, DD 19/2010, Fundación Ideas para el Progreso, 2010).


942 Consideramos de formaconservadora una vida útil de40 años para las nuevascentrales nucleares, si bien lascentrales nuclearesactualmente existentes enEspaña fueron diseñadas parauna vida útil de 30 años.

943 Para el caso del carbón, losrendimientos presentados sonsin incluir la captura de CO2 (enel caso de incluirla losrendimientos serían inferiores).Posteriormente se añadirá uncoste del CO2, que si estuvierabien puesto sería equivalente alincremento del coste degeneración asociado a laimplementación de la captura yalmacenamiento de CO2.


Capítulo 4Costes

demanda de este producto. El escenario seha confeccionado partiendo de los costes dela materia prima, los rendimientos tipo detransformación, y costes de procesado ca-racterísticos. Debido a la demanda crecienteque cabe prever sobre la biomasa, así comoa la limitación del recurso, hemos introducidounas tasas de inflación incremental que sinembargo quedan un tanto diluidas por la evo-lución de los costes de procesado. En la fi-gura 601recogemos los costes correspon-dientes a los años extremos del periodo detiempo considerado en el desarrollo de losescenarios, tanto en términos del coste paraese año, como en términos del coste norma-lizado durante un periodo de 30 años (a par-tir del año considerado) teniendo en cuentala inflación incremental a la que se ve some-tido este recurso.

4.2.7 Costes normalizados degeneración eléctrica fósil y nuclear

En este punto recogemos los costes norma-lizados de la electricidad para el contexto

BAU. Estos costes incluyen los escenarios decostes anteriormente presentados para loscombustibles, operación y mantenimiento,así como las correspondientes tasas de infla-ción incremental, y se encuentran normaliza-dos empleando un valor del interés del dinerodel 8%, y una tasa de inflación general del3,5%/a, así como una vida útil de las instala-ciones de 30 años para las centrales de ciclocombinado de gas natural (CC GN) y fueloil,de 35 años para las centrales de carbón, yde 40 años para las centrales nucleares942.

Los rendimientos considerados para las dis-tintas centrales de generación eléctricaBAU943 son los recogidos en la figura 602.

Respecto a los costes de inversión, la figura603 recoge los valores considerados. Paraestos costes de inversión no hemos conside-rado una evolución con el tiempo, aunquepara la mayoría de ellas, elementos como lamadurez tecnológica actual, el incremento derendimiento proyectado, y probablemente lareducción del mercado global por transiciónde parte de las economías mundiales hacia

Ren

dim

ient

o

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%CCGN Nuclear

2007

2050

Carbón Fueloil

Figura 602. Rendimientos considerados para las centrales de generación eléctrica en elcontexto BAU al principio y final del periodo considerado para el desarrollo delescenario.


Capítulo 4Costes

el contexto E3.0, podrían recomendar el pro-yectar un incremento de costes de inversióncon el tiempo.

Mención aparte merece la tecnología nuclear.En este caso no se trata de una tecnologíamadura, dados los requerimientos de incre-mento de seguridad que siguen creciendocon el tiempo, y que conducirían a un incre-mento en los costes de inversión, así como a

la baja tasa de construcción de centrales enlos últimos años, que en caso de incremen-tarse podría conducir a una reducción de loscostes de inversión. En esencia vamos aasumir que estas dos tendencias se equili-bran, de tal forma que los avances por lacurva de aprendizaje compensan a los cre-cientes requerimientos de seguridad. El valordel coste de inversión adoptado se sitúa enel rango medio de los valores recogidos en

4.500

4.000

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0CCGN Carbón Fueloil Nuclear

Cos

te in

vers

ión

(€-2

007/

kWe)

Figura 603. Costes de inversión considerados para las distintas tecnologías delcontexto BAU.

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0CCGN Carbón Fueloil

c€-2

007/

kWe

Figura 604. Costes de O&M, excluyendo los asociados a las emisiones de CO2,adoptados para las tecnologías de combustión fósil (contexto BAU).



944 Cabe resaltar cómo losfactores de capacidadasumidos para las centrales deciclo combinado son inclusosuperiores a los registrados enla actualidad.

945 Ciertamente son bajos para losvalores tradicionalmenteempleados para evaluar laviabilidad económica de estascentrales, y probablementebajos también para los valoresempleados por los inversoresque decidieron empezar aintroducir los cicloscombinados por el sistema degeneración español a principiosdel siglo XXI.

946 LEC (levelized electricity cost)es el coste normalizado de laelectricidad producida (tambiénse puede extender a otro tipode energía final). El proceso denormalización consiste entrasladar al instante inicialtodos los costes incurridospara la generación de esaelectricidad a lo largo de la vidaútil de la instalación, teniendoen cuenta la variación del valordel dinero con el tiempo, de talforma que quede recogido enun único parámetro económicoel efecto de elementos tandispares como los costes deinversión inicial o los costesrecurrentes de loscombustibles empleados, y laO&M de la instalación. De estaforma es posible estableceruna comparación directa entretecnologías con coste deinversión relativamente bajo yelevados costes de operación(como las centrales decombustibles fósiles), y lasinstalaciones de energíasrenovables con costes deinversión relativamenteelevados, pero costes deoperación muy bajos eindependientes de losprocesos de inflación a los quese ven sometidos loscombustibles fósiles.


Capítulo 4Costes

la bibliografía reciente, y resulta probable-mente muy conservador por lo que se refierea las experiencias de las últimas centrales enconstrucción.

Por lo que respecta a los costes de O&M delas tecnologías de combustibles fósiles, losvalores adoptados, excluyendo los costesasociados a las emisiones de CO2 ya docu-mentados en otro apartado, son los quemostramos en la figura 604. Por lo que res-pecta a los costes de O&M de las centralesnucleares ya han sido presentados en unaapartado anterior.

Por lo que se refiere a los factores de ca-pacidad (CF) con los que operan estas tec-nologías en el sistema eléctrico, plantea-mos una reducción944 de los mismos a lolargo del tiempo, ocasionada tanto por lapaulatina integración de generación reno-vable (incluso en el contexto BAU), como ala limitación en la activación de mecanis-mos de gestión de la demanda dentro delcontexto BAU.

Aunque los factores de capacidad quehemos adoptado para las centrales de ciclocombinado y de carbón pueden parecerbajos945, realmente son elevados en relacióna las condiciones en que estas centralesestán operando en los últimos años. Enefecto, la figura 606 recoge los factores decapacidad con los que han operado estascentrales desde el año 2002 en que se em-pezaron a incorporar los ciclos combinados.Como podemos ver se observa una fuerte ymantenida caída de los factores de capaci-dad con los que han operado estas centra-les desde los años 2007-2008, coincidiendocon el impulso al despegue de las energíasrenovables en España.

Por tanto, los valores de los factores de ca-pacidad considerados para los ciclos combi-nados y las centrales de carbón los podemosconsiderar conservadores, en el sentido deque los LEC946 de estas tecnologías con los CFrealmente existentes en la actualidad seríanmás elevados. La hipótesis implícita en esteplanteamiento para los factores de capacidad

CF

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%CCGN Nuclear

2007

2050

Carbón Fueloil

Figura 605. Factores de capacidad con los que operan las centrales de generación delmix BAU.


Capítulo 4Costes


de los ciclos combinados y centrales de car-bón, es que la gran caída de estos indicado-res en los últimos años ya representa el iniciode la transición hacia el contexto E3.0, y portanto no representa el contexto BAU.

En estas condiciones, los costes totales(incluyendo costes de emisiones de CO2)

normalizados asociados a la generaciónde electricidad con las tecnologías del mixBAU son los recogidos en la figura 607.Las figuras 608 a 610 muestran la des-composición entre costes de generación ycostes de emisiones para cada una de lastecnologías fósiles.

CF

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Año

2002 20102004 2006 2008

Carbón

Ciclo combinado

Figura 606. Evolución de los factores de capacidad de las centrales de carbón y ciclocombinado en el sistema eléctrico peninsular desde que se empezaron a introducirciclos combinados en el sistema (procesado a partir de datos REE).

LEC

(c€-

2007

/kW

he)

60

50

40

30

20

10

0CCGN Nuclear

2007

2050

Carbón Fueloil

Figura 607. Costes normalizados de generación eléctrica con las tecnologías delcontexto BAU en los años extremos del periodo temporal considerado para el desarrollode los escenarios.



Capítulo 4Costes

LEC

(c€-

2007

/kW

he)

35

30

25

20

15

10

5

02007 2050

Emisiones CO2

Energía

Figura 608. Estructura del coste normalizado de generación de las centrales de ciclocombinado del contexto BAU.

LEC

(c€-

2007

/kW

he)

30

25

20

15

10

5

02007 2050

Emisiones CO2

Energía

Figura 609. Estructura del coste normalizado de generación de las centrales de carbóndel contexto BAU.


Capítulo 4Costes


4.3 Tratamiento de laevolución temporal del coste

Los costes de la energía obtenida con un mixdeterminado evolucionan a lo largo deltiempo947. En el caso de las renovables el ele-mento principal en la evolución de los costeses la reducción de los costes de inversión alprogresar estas tecnologías por sus curvasde aprendizaje, proporcionando unos costesdecrecientes de la unidad de energía gene-rada. Para el caso de las energías de origenfósil, el elemento principal de evolución desus costes es la inflación incremental en loscombustibles, consecuencia directa de cons-tituir un recurso escaso y limitado sometido auna demanda galopante, lo que conduce aunos costes crecientes de la unidad de ener-gía. En el caso de la energía nuclear, tanto loscostes de inversión (por motivos de demandacreciente de seguridad), como los de loscombustibles (por una inflación incrementalpor el mismo motivo que los combustibles fó-siles), y los de operación y mantenimiento(por los requerimientos de seguridad e inter-nalización del impacto futuro de sus resi-duos), contribuyen a producir unos costes

crecientes de la unidad de energía a lo largodel tiempo.

En el informe R100% (GP, 2007) para ilustrary enmarcar esta variación temporal de loscostes, proporcionamos los costes normali-zados de la energía (LEC) correspondientesa una instalación (o a todo un mix de genera-ción948) construida en 2003 y otra construidaen 2050, es decir, en los instantes extremosdel periodo de tiempo considerado en el es-cenario. Los costes en 2003 son indicativosde los costes iniciales asociados al desarrollode estos modelos basados en energías reno-vables, mientras que los costes en 2050 sonindicativos de los costes estables que perdu-ran una vez alcanzada la madurez tecnoló-gica y comercial de las tecnologías emplea-das. El promedio aritmético entre los costesen 2003 y 2050 proporcionaba una primeraaproximación a los costes promedios duranteel periodo considerado.

En este informe hemos procedido de formaparecida, proporcionando los costes aso-ciados al inicio del periodo de análisis (año2007949) y al final del periodo de análisis

LEC

(c€-

2007

/kW

he)

60

50

40

30

20

10

02007 2050

Emisiones CO2

Energía

Figura 610. Estructura del coste normalizado de generación de las centrales de fueloildel contexto BAU.

947 Aunque se expresen en dineroconstante para evitar el efectode la inflación.

948 Para el caso del sistemaenergético basado en energíasrenovables.

949 Respecto al estudio R100%(GP, 2007), en los añostranscurridos para marcar elinicio del periodo de análisis (de2003 al 2007), ya han visto unavance significativo de algunastecnologías a lo largo de suscurvas de aprendizaje, por loque los costes al inicio delperiodo de análisis sonsensiblemente inferiores eneste estudio que en el R100%.



Capítulo 4Costes

(año 2050). Sin embargo, hemos queridoprofundizar más en la evaluación de loscostes promedio a lo largo del periodo con-siderado para proporcionar una informaciónmás precisa de los costes asociados al pe-riodo de implementación del modelo ener-gético basado en energías renovables. Eneste punto exponemos la metodología em-pleada para elaborar este promediado. Sinembargo, debemos insistir en que más alládel año 2050, los costes estables que pre-valecen son los correspondientes al año2050, que en el marco de este estudio re-presentan la madurez tecnológica y comer-cial de todas las tecnologías consideradas.Por tanto, los beneficios a largo plazo de latransición hacia un modelo energético, ba-sado en energías renovables, son conside-rablemente superiores a los indicados porel coste promedio en el periodo de desarro-llo, y quedan mejor caracterizados por loscostes asociados al final del proceso del de-sarrollo tecnológico y comercial de las tec-nologías consideradas, es decir, a los cos-tes en el año 2050 por lo que respecta alcontexto de este estudio.

Partiendo de los costes normalizados de launidad de energía (LEC) expresados en di-nero constante (c€-2007/kWh) para el inicio(año 2007: LEC2007) y final (año 2050:LEC2050) del periodo considerado, vamos aadoptar un escenario de evolución de estoscostes. La evolución real de los LEC entrelos años 2007 y 2050 dependerá del ritmode implementación y progreso a nivel globalde las tecnologías consideradas, y por tantova mucho más allá de las consecuencias delmodelo energético que se desarrolle en Es-paña. Por tanto, el escenario de transiciónde costes considerado debe entenderse tansolo como una primera aproximación paraaproximar el coste promedio en el periodoconsiderado.

Por lo que respecta a estos escenarios detransición, vamos a adoptar dos: uno para loscostes decrecientes de las energías renova-bles (modelo energético del contexto E3.0), yotro para los costes crecientes de las ener-gías fósiles y nucleares (modelo energéticodel contexto BAU). La diferenciación entreestas dos situaciones es debida a que losmecanismos de evolución de costes enambas son distintos. Así, en el caso de lasenergías renovables, es de esperar una tran-sición gradual que tiende a una saturaciónfinal desde los costes iniciales hacia los fina-les, como respuesta a la progresión por lacurva de aprendizaje, mientras que en el casode las energías fósiles y nuclear cabe esperarun retraso inicial en la transición de costespara posteriormente pasar por una etapa in-termedia de mayor velocidad de transición.La figura 611 recoge los dos escenarios detransición considerados. Denominando A(t) alescenario de transición, el coste de la energíaen cada instante a lo largo del periodo detiempo considerado podrá obtenerse me-diante la siguiente expresión:

LEC(t) = (1-A(t)) • LEC2007+A(t) • LEC2050

Para el caso de las tecnologías fósiles, másdominadas por los costes de combustible,este LEC (t) ya puede ser representativo delLEC promedio del parque de la tecnología enel año considerado, que denominaremosLECm (t). Sin embargo, para las tecnologíasrenovables fuertemente dominadas por loscostes de inversión, el valor medio del LECcorrespondiente al parque operativo en uninstante determinado, deberá obtenerse pormedio del promedio ponderado de las cen-trales existentes en un momento concreto.Para estos efectos vamos a considerar queel parque de una tecnología dada, en cadainstante de tiempo, está formado por las ins-talaciones construidas durante los 20 años

950 Es decir, el valor de “f” en unaño dado representa el pesoporcentual del parque que seinstaló en ese año.


Capítulo 4Costes


anteriores, de tal forma que el LECm podráobtenerse mediante la siguiente expresión,donde f(x) representa la función de distribu-ción de la instalación de centrales de la tec-nología considerada a lo largo de los 20 añosanteriores950, que vamos a considerar repre-sentado por la figura 612.

Por último, el valor promedio del LEC en unperiodo de tiempo dado (T), vendrá dado porla siguiente expresión:

Esc

enar

io d

e tr

ansi

ción

Renovables

Fósil y nuclear

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%2000 2060

Año

2010 20402020 20502030

Figura 611. Escenarios de transición de costes. Representan el peso relativo del costeen el final del periodo considerado sobre el coste promedio.

f (x)

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%20

Año

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 191 2 3 6 7 84 5

Figura 612. Función de distribución del año de instalación del parque actual de unatecnología dada a lo largo de los 20 años anteriores.


951 Si bien hay que tenerprecaución al interpretar estosresultados. Más abajoprofundizaremos sobre esto.

952 Por ejemplo, si ya se tienecubierta toda la demanda dehidrógeno.

953 Especialmente si ya seencuentra desplegada lainfraestructura de inteligenciapara activar la respuesta de lademanda.


Capítulo 4Costes

Una vez desarrollados los distintos escena-rios de cobertura de la demanda, presenta-remos resultados tanto para los LEC2007,LEC2050, LECm(t) y LECpromedio, así como la dis-cusión correspondiente a estos resultados.

4.4 Sobre el coste del ahorro

El coste asociado al despliegue de eficienciaes un aspecto importante al que ya noshemos referido anteriormente en este in-forme: dentro del capítulo dedicado a la de-manda del sector edificación, desarrollamosun análisis técnico-económico asociado al in-cremento de espesor de aislante en las pare-des de un edificio, y concluiremos que el nivelóptimo de despliegue de ahorro estaba enese caso asociado a un coste del negavatiodel orden de 1-2 c€-2007/kWh, mientras queotras referencias (AIE, ETP, 2010) apuntan alincremento del espesor de aislante como unade las medidas de eficiencia con mayor costedel negavatio dentro del sector edificación: esdecir, para la mayoría de las medidas de efi-ciencia dentro de este sector, los costes delnegavatio cabe esperar que se sitúen por de-bajo de 1 c€-2007/kWh. Así mismo, en esepunto también mostramos cómo en el casode diversas medidas de eficiencia, el costedel negavatio podía ser negativo como con-secuencia de las estructuras de precios delos productos disponibles en el mercado,cuyo volumen de mercado sigue los requeri-mientos regulatorios. Otras referencias, como(McKinsey&Company, “Pathways to a LowCarbon Economy”, 2009), también muestrancomo muchas de las medidas de eficienciaque podemos desplegar en sectores como laedificación tienen unos costes negativos951.

Otro de los elementos característicos de laeconomía del ahorro, que mostrábamos en elcapítulo dedicado al sector edificación, es la

saturación a la que se pueden ver sometidasalgunas medidas de ahorro, generando unóptimo técnico-económico a partir del cual elcoste del ahorro se incrementaba de formaimportante como consecuencia de una inver-sión creciente, sin prácticamente beneficioenergético marginal. Al superar estos puntosóptimos en el despliegue de eficiencia escuando, por lo general, entramos en la regiónen la que nos debemos empezar a preocu-par por el hecho de que el despliegue de efi-ciencia conduzca a un coste total del sistemaenergético, superior al correspondiente a cu-brir esta demanda marginal por otros medios.

En el caso del contexto E3.0, la alternativa auna inversión en eficiencia no es tan solo lainversión en capacidad adicional de genera-ción (que por lo general tendrá unos costessuperiores al despliegue de eficiencia hastallegar a su zona de saturación), sino que tam-bién tenemos disponible la respuesta de lademanda para acomodar la disponibilidad delsistema de generación. Así, el uso de esaelectricidad “residual” procedente de los re-querimientos de regulación del sistema eléc-trico, cuando no exista otra opción de inte-gración de la misma dentro del sistemaenergético952, constituye una alternativa demuy bajo coste953 al despliegue de eficienciaadicional.

Otro elemento a tener en consideración alcontrastar el coste del ahorro de una medidao conjunto de medidas dadas, es el grado deinternalización de externalidades en el costede referencia de cubrir esos negavatios congeneración adicional. Esto, a su vez, está es-trechamente relacionado con la existencia deunas condiciones de contorno que nos im-pone el medio físico en el que se desarrollanlas actividades de nuestros sistemas, y que enla actualidad se expresan de forma muy con-tundente en forma de restricciones impuestas

por el sistema climático, y en restricciones dedisponibilidad de recursos en los que apoya-mos la evolución de nuestros sistemas, espe-cialmente cuando imponemos la condiciónbásica de sostenibilidad de que estos recur-sos sean repartidos de forma equitativa entretodos sus potenciales usuarios (presentes yfuturos). En este contexto, no existen cotassuperiores al coste permisible del negavatiosiempre que esos negavatios sean imprescin-dibles para adaptarnos a las exigencias de lascondiciones de contorno a las que estamossometidos.

En este estudio, uno de los principales indi-cadores que hemos adoptado para describirel desempeño de las distintas opciones decobertura de la demanda es el coste total delconjunto del sistema energético para unascondiciones de demanda dadas. Para el casodel contexto E3.0, con un fuerte desplieguede medidas de eficiencia, el coste que obte-nemos es el del total del sistema energéticopara cubrir esa demanda, pero no incluye elcoste de las inversiones necesarias para ma-terializar ese despliegue de eficiencia en ellado de la demanda. Sin embargo, el hechode disponer de una referencia de costes to-tales en el contexto de demanda BAU con laque comparar los costes totales asociados aldespliegue de eficiencia en el contexto E3.0,nos permite evaluar un valor máximo delcoste del ahorro (coste del negavatio) aso-ciado al despliegue de medidas de eficienciapara que el coste total en el contexto E3.0,incluyendo el despliegue de eficiencia, semantenga por debajo del coste total954 delsistema energético en el contexto BAU. Tal ycomo mostraremos más adelante a lo largode este informe, esta cota del coste del aho-rro depende del año en que se evalúe y deltipo de sistema de generación empleadopara cubrir la demanda (mix BAU o mix 100%renovable), pero se encuentra en el rango de

15-25 c€-2007/kWh, un valor muy superioral del coste correspondiente al negavatio enla zona de despliegue de eficiencia óptimopara la gran mayoría de medidas de ahorro.

Conviene ahora detenerse un poco a anali-zar la información disponible en la bibliogra-fía sobre el coste del ahorro para, por unlado, ampliar el abanico de ejemplos delcoste del negavatio, y por otro lado adquiriruna mejor perspectiva de cómo y cuándo sepueden comparar los resultados presenta-dos en este informe con los que se encuen-tran en la bibliografía.

En la bibliografía reciente, la mayor parte de lainformación relativa al coste del ahorro la en-contramos embebida dentro de las evalua-ciones de los costes de reducción de emisio-nes, y por tanto, más que referidas al costedel negavatio, se refieren al coste de la re-ducción de emisiones. El primer elementopara deducir a partir de estos resultados elcoste del negavatio es el conocer la intensi-dad en carbono del sistema energético con-siderado, información que a menudo no seencuentra disponible en las referencias queproporcionan costes de eliminación de CO2.Este coste de emisiones varía fuertementesegún a qué región nos estemos refiriendo (lafigura 613 muestra valores para distintas re-giones del mundo), así como de si se trata delconjunto del sistema energético o de unaparte del mismo955. Además, la intensidadenergética del sistema energético irá variandoa lo largo de la vida útil de la medida de efi-ciencia, por lo que el coste asociado a su aho-rro de emisiones también cambiará. Por elcontrario, el coste del negavatio, al estar prin-cipalmente dominado por los costes de in-versión, se mantendrá prácticamente cons-tante a lo largo de toda la vida útil de la medidade eficiencia. Pero es más, los costes del aho-rro en términos de emisiones habitualmente


Capítulo 4Costes


954 Nótese que para el caso delcontexto BAU, el coste total delsistema energético tampocoincluye el coste de los equiposterminales de la demanda, ypor tanto este máximo delcoste del ahorro obtenido porcomparación de los costestotales BAU y E3.0, constituyerealmente una cota inferior delcoste máximo permisible paraque no se incurriera en unincremento del coste total delsistema energético.

955 Por ejemplo, para lageneración de electricidad elcoeficiente de emisiones sigueestando por encima de 500gCO2/kWh en muchas regionesdel mundo.


956 En términos de coste neto enel ciclo de vida, y por tantoincorporando los efectos delahorro producido por lareducción de consumo deenergía. Ver discusión másabajo.

957 De hecho, la mayoría de estosestudios adoptan losescenarios de la AIE sobre laevolución del precio delpetróleo, y por tanto estánasociados a suponer que elprecio del petróleo se mantienepor debajo de los 50-60$/barril.


Capítulo 4Costes

descuentan el ahorro asociado a la reduccióndel consumo BAU, por lo que son fuerte-mente dependientes de la evolución de loscostes de la energía en el contexto BAU.

Por todos estos motivos, resulta, por lo ge-neral, complicado deducir a partir de los cos-tes del ahorro, en términos de emisiones, loscostes del ahorro en términos energéticos(negavatio), y esta es una de las razones porla que nosotros hemos optado por expresarlos resultados en términos del coste del ne-gavatio, y en poner el foco de atención en laevaluación de los valores límite que se pue-den permitir en el coste del negavatio paraque el coste total del sistema energético en elcontexto E3.0 quede por debajo del corres-pondiente al contexto BAU.

En el informe de mitigación del 4º informe delIPCC (IPCC, 2007) aparece la recopilación dela cuantificación del potencial de reducciónde emisiones en los distintos sectores que re-producimos en la figura 614. El potencial totalde reducción de emisiones por debajo de100 $-2000/tCO2 que indican, puede llegar

a ser del orden del 50% de las emisiones to-tales en el año 2030. Como podemos ob-servar, el sector edificación es el que ofreceun mayor potencial de reducción de emisio-nes. De hecho, el 80% de las medidas de re-ducción de emisiones en el sector edificaciónson de coste negativo956.

El primer elemento a tener en cuenta en rela-ción a estos resultados es que el coste pre-sentado, por lo general, se refiere al costeneto en el ciclo de vida, y por tanto incluye losahorros asociados a reducir el consumo deenergía respecto a un escenario BAU comoconsecuencia de la aplicación de la medidade ahorro. Esta aproximación, si bien es muyapropiada para obtener un indicador del costeneto en el ciclo de vida, tiene el inconvenientede que al no estar directamente valorado elcoste del ahorro, sino expresado de forma re-lativa al coste BAU, los resultados son fuerte-mente dependientes de las hipótesis que sehagan sobre la evolución del precio de laenergía en el contexto BAU957. Aunque no esposible obtener una traducción exacta deestos resultados a costes del ahorro, el nivel

Ce

(gC

O2/

kWh)

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Mun

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Figura 613. Coeficiente de emisiones del sistema energético, referido a energía final, endistintas regiones del mundo para el año 2009. Procesado a partir de (GPI, [R]E, 2010).

958 Usando un coeficiente deemisiones global del sistemaenergético como elcorrespondiente al año 2007para el promedio del mundo.

959 En esta referencia se usa elescenario de la AIE con uncoste del barril de petróleo de60 $-2005/barril.


Capítulo 4Costes

de coste de las emisiones de 20 $-2000/tCO2

bajo el que se localiza el 80% del potencial dereducción de emisiones según esta referen-cia, se corresponden aproximadamente958 a5,5 c€-2007/kWh.

En (McKinsey&Company, “Pathways to a LowCarbon Economy”, 2009) encontramos un es-tudio más reciente sobre los costes y el po-tencial asociado a la reducción de emisiones.En esta referencia se manejan dos indicado-res, uno de ellos, el coste de reducción deemisiones, es el mismo anteriormente co-mentado, y expresa el valor neto a lo largo delciclo de vida de la inversión de la diferencia decostes entre la medida de eficiencia y la op-ción BAU. Por tanto, al tratarse de una eva-luación relativa, es fuertemente dependientesobre las hipótesis que se hagan en relación alos precios de la energía en el contextoBAU959. El otro indicador empleado es el quedenominan intensidad de capital de las medi-das de reducción, y está más cercano alcoste del ahorro en el sentido de que no in-corpora el coste ahorrado del contexto BAU,pero por un lado no está normalizado, y porotro no incorpora los costes de O&M de la

medida de eficiencia considerada. En las figu-ras 615 y 616 reproducidas de esta referenciapodemos observar las curvas de reducción deemisiones y de intensidad de capital. Tal ycomo se observa en esta referencia, el ordende mérito de las medidas según ambos indi-cadores es diferente, lo cual puede condicio-nar el orden con el que se apliquen las medi-das de eficiencia según el criterio empleado.

Según (McKinsey&Company, “Pathways to aLow Carbon Economy”, 2009), el desplieguede todas las medidas de eficiencia indicadasen estas figuras permitiría seguir un escenariode concentración de GEI con un pico de 480ppm CO2,eq y una estabilización en torno a400 ppm CO2,eq, con un coste total inferior al1% del PIB.

Procesando el indicador de la intensidad decapital, que como hemos comentado es elmás cercano al coste del negavatio, los resul-tados de esta referencia indican que el costemáximo del negavatio sería:

• Para el 50% del desarrollo del potencial:0,17 c€-2007/kWh.


7

6

5

4

3

2

1

0

GtCO2-eq/año

No OCDE/ EconomíasenTransiciónEconomías en TransiciónOCDETotal mundial

$USA/tCO2-eq<20

<50

<10

0

<20

<50

<10

0

<20

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<10

0

<20

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0

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<50

<10

0

<20

<50

<10

0

<20

<50

<10

0Suministroenergético

Transporte Edificios Industria Agricultura Bosques Residuos

Figura 614. Estimación del potencial de reducción de emisiones por rangos de costes(IPCC Fourth Assessment Report (AR4), WG III, “Mitigation of Climate Change”, 2007).

• Para el 75% del desarrollo del potencial:0,52 c€-2007/kWh.

Procesando los resultados sectoriales pre-sentados en (McKinsey&Company, “Pathwaysto a Low Carbon Economy”, 2009), los costesdel negavatio asociados a la inversión reali-zada, son los que presentamos en la figura617. Como podemos ver, los sectores trans-porte y edificación, a pesar de proporcionarbuenas prestaciones económicas en términosdel ciclo de vida (al incluir el efecto de los aho-rros que producen), son los sectores con unamayor peso de la inversión sobre el ahorro al-canzado, motivo por el que resulta crítico elarticular mecanismos de financiación adecua-

dos, y eliminar las barreras960 que introducenlos mercados imperfectos, para conseguir eldespliegue del gran potencial de eficienciaque llevan asociado.

En (McKinsey&Company, “Pathways to a LowCarbon Economy”, 2009) se resalta el hechode que un 50% del potencial de reducción deemisiones está asociado al desarrollo de nue-vas infraestructuras961, mientras que solo un15% está asociado a la rehabilitación (el 35%restante es independiente de las infraestruc-turas). Si a esto le añadimos el hecho de quelas nuevas infraestructuras introducen unaesclavitud por un periodo de 40-100 años,resulta fundamental evitar las inversiones en

60

50

40

30

20

10

0

-10

-20

-30

-40

-50

-60

-70

-80

-90

-100

Curva de costes de medidas mundiales de mitigación de gases de efecto invernaderomás allá de “seguir como hasta ahora” - 2030

Iluminación: cambio de incandescentes por LED (residencial)

Coste de eliminación€ por tCO2e

Potencial de eliminaciónGtCO2 por año

5 10 15 20 25 30 35 38

Nota: la curva presenta una estimación del máximo potencial de todas las medidas técnicas para reducir los gases de efecto invernadero por debajode 60€ por tCO2 si cada una de ellas se persigue con fuerza. No es un pronóstico sobre el papel que jugarán las diferentes medidas y tecnologías.Fuente: Global GHG Abatement Cost Curve v2.0.

Aparatos electrónicos residencial

Electrodomésticos residencial

Modernización HVAC residencial

Gestión de cultivos y residuos

Mejora aislamiento (residencial)

Coches híbridosReciclaje de residuos

Baja penetración eólicaCoches híbridos enchufables

Reforestación bosques degradadosNuclear

Forestación pastizalesRestauración tierras

degradadasBiocombustibles

2ª generaciónEdificación eficienteen edificios nuevos

Actualización ciclo combinado con CAC

Actualización carbón con CAC

Fabricación de hierro y acerocon CAC de nueva construcción

Carbón con CACde nueva construcción

Co-combustión encentrales de biomasa

Reducción de conversiónagricultura intensiva

Alta penetración eólicaSolar FV

Solar Térmicade Concentración

Restauración suelo orgánicoGeotérmica

Gestión de praderasReducción de conversión tierras de pastoreo

Reducción de la tala y quema para conversión en agricultura

MinihidráulicaBiocombustibles de primera generación

Gestión de arrozalesMejoras de eficiencia en otras industrias

Electricidad procedente de gas de vertedero

Sustitución de cemento por cenizas volantesGestión de nutrientes de tierras de cultivo

Motores eficientesMejora de aislamientos (comercial)


960 Barreras importantes en estossectores son: elevado valor dela inversión inicial necesaria,baja repercusión económicadel ahorro en el presupuestototal del usuario desagregado,y ausencia de repercusión delos efectos del ahorro sobrequien diseña y produce elequipo. Mecanismosadecuados para romper estasbarreras son aquellos en losque se apoya el despliegue deinteligencia en el contexto E3.0:empresas de serviciosenergéticos vinculadas aldesarrollo de los sistemas yequipos, empresas demovilidad vinculadas a losdesarrolladores de vehículos, yagregadores de la demanda.

961 Este porcentaje claramentedepende del sectorconsiderado, y como veremosa continuación, para el casodel sector edificación, elpotencial de la rehabilitación esmuy superior.


Capítulo 4Costes

Figura 615. Curva global de costes de reducción de emisiones de CO2e

(McKinsey&Company, “Pathways to a Low Carbon Economy”, 2009).

962 En España tenemos unejemplo cercano de lo que sedebería evitar: las excesivasinversiones en cicloscombinados desde el año2000, cuando era el momentode invertir en energíasrenovables, no solo absorbióparte de los recursosfinancieros que podríanhaberse dedicado al cambiodel modelo energético, sinoque ahora introduce unaelevada rigidez y presión sobreel sistema energético, debido aque la entrada de capacidadde generación renovablereduce las horas de operaciónde los ciclos combinados y nopermite que sus inversoresobtengan el retorno previstosobre la inversión.

963 En esta referencia también seapunta que un retraso de 10años (empezar en 2020 enlugar de en 2010) en el iniciodel despliegue de las medidasde reducción de emisionesimposibilitaría que el desplieguede este potencial noscondujera a una senda deestabilización de 400 ppmCO2eq, y resultaría inclusocomplicado alcanzar la sendaque conduce a unaestabilización en 550 ppmCO2eq

964 El CSH (code for sustainablehomes) tiene 6 niveles deexigencia creciente. El nivel-5es neutral para energíaregulada, y el nivel-6 incluye lademanda no regulada en elalcance de neutralidad. Elobjetivo del gobierno del ReinoUnido era que para 2016 todascasas nuevas fueran nivel-6 (eneste contexto, la neutralidad serefiere a equilibrar el consumoremanente de estos edificioscon generación renovable).

965 Lo cual es en gran medidadebido a los bajos costes de laenergía que considera en elcontexto BAU.

966 También concluye queconstruir con niveles 5 o 6 esmás atractivo que los niveles 3o 4 (menos exigentes) entérminos de los costes de lasemisiones y del potencial dereducción de emisiones: lasmedias tintas no parecen unaopción adecuada.

967 Reducción de un 80% deemisiones de 1990 en 2050.


Capítulo 4Costes


infraestructuras intensas en carbono y susti-tuirlas por infraestructuras de baja intensidaden carbono962, pues los errores cometidosahora actuarán como barreras y retrasos963

para desarrollar el proceso de transición.

Por último, (McKinsey&Company, “Pathwaysto a Low Carbon Economy”, 2009) tambiénapunta la gran dependencia de los resultadosen términos de costes de eliminación de CO2

con la evolución del precio de la energía en elcontexto BAU. Pasar del precio del barril de60 $-2005/barril empleado en esta referencia(escenario AIE), a un coste de 120 $-2005/ba-rril, implica que el coste medio de todas lasmedidas de reducción de emisiones pasarade los 4 €-2005/tCO2 a un coste negativo de-15 €-2005/tCO2.

Otra referencia reciente en la que se presentainformación asociada a los costes del ahorroes (Fiona MacKenzie, Christine Pout, LesShorrock, Alison Matthews and John Hen-derson, “Energy efficiency in new and existingbuildings. Comparative costs and CO2 sa-vings”, BRE Trust, 2010). Esta referencia secentra en el sector edificación, y enfoca suanálisis a comparar los potenciales y costesasociados a desplegar medidas de eficienciaen el parque de edificios existentes, y a des-plegar las exigencias de la nueva regula-ción964 en el Reino Unido sobre el parque deedificios nuevos. Concluye que la aplicacióndel nuevo código (CSH) conduce a costes deeliminación de CO2 positivos965, y resultamayor el potencial de reducción de emisio-nes asociado a la rehabilitación que el de la

180170160150140130120110100

908070605040302010 0

-10-20

Intensidad de Capital por medidas de mitigación

Intensidad de capital€ por tCO2e

Potencial de mitigaciónGtCO2e por año

5 10 15 20 25 30 35 40

Fuente: Global GHG Abatement Cost Curve v2.0.

Sustitución de cemento por cenizas volantes

Medidas en todoel sector agrícola

Reciclajede residuos

Forestación depastizales

Co-combustión de biomasaen centrales térmicas

Iluminación: cambio deincandescentes a LED

(Residencial)

Reforestación de bosquesdegradados

Reducción de la tala y quema paraconversión en agricultura

Reducción de conversión tierras de pastoreoCarbón con CAC de nueva construcción

Fabricación de hierro y acero con CACde nueva construcción

NuclearMejora de aislamientos (comercial)

Electrónica residencial

Geotérmica

Actualizacióncarbón

con CAC

Alta penetraciónde eólica

Minihidráulica

Otras medidas deeficiencia en industria

Solar térmica de concentraciónActualización ciclo combinado con CAC

Motores eficientes

Biocombustibles de 1ª generación

Baja penetración de eólicaSolar fotovoltaica

Mejora aislamientos (residencial)Electrodomésticos residencial

Electricidad procedente de gas de vertederoModernización HVAC residencial

Reducción de la conversióna agricultura intensiva

Edificios de nueva construcción eficientesBiocombustibles de 2ª generación

Coches híbridosCoches híbridos enchufables

Cambio de las centrales de carbón a un mayor uso de gasCalentamiento de agua residencial

Figura 616. Curva global de intensidad de capital para la reducción de emisiones deCO2e (McKinsey&Company, “Pathways to a Low Carbon Economy”, 2009).


968 Por ejemplo, para laelectricidad esta referenciaemplea un coste de 10,8 c€-2007/kWh, cuando elpromedio del escenario BAUque nosotros hemosdesarrollado conduce a unvalor de 17,5 c€-2007/kWh. Enel aporte de energía térmica,esta referencia consideracostes incluso mucho másbajos: 3,1 c€-2007/kWh.

969 Expresado en términos delcoste incremental respecto a latecnología de referencia.

970 Se trata de una mediaaritmética, y no ponderada conel potencial de ahorro asociadoa cada medida.


Capítulo 4Costes

nueva construcción966, aunque para alcanzarel objetivo de reducción de emisiones delReino Unido967 es imprescindible activartodas las medidas de reducción de emisio-nes, tanto en rehabilitación como en edificionuevo, y todavía habrá que ir más allá des-carbonizando la red eléctrica.

El indicador empleado por esta referencia esuna vez más el coste de reducción de emi-siones, expresado en valor neto, y por tantodescontando los ahorros económicos asocia-dos a la reducción de consumo de energía. Adiferencia de otras referencias, en esta sí quese proporciona información sobre los coefi-cientes de emisiones y los costes de la ener-gía a la que sustituyen los negavatios, por loque es posible estimar los costes del negava-tio a partir de los resultados presentados conun menor error. A modo de ejemplo, en la fi-gura 618 recogemos la curva de costes de eli-minación de CO2 para la rehabilitación en elsector residencial. Como podemos ver, hay

una gran parte del potencial de reducción deemisiones que presenta costes en el ciclo devida negativos. La cantidad de medidas concostes negativos sería incluso mayor en elcaso de que se usaran unos costes de laenergía más elevados968.

Procesado a partir de la información presen-tada en (Fiona MacKenzie, Christine Pout, LesShorrock, Alison Matthews and John Hender-son, “Energy efficiency in new and existingbuildings. Comparative costs and CO2 sa-vings”, BRE Trust, 2010) una aproximación delcoste del negavatio969, obtenemos la siguientetabla para distintas medidas de eficiencia apli-cables a la rehabilitación residencial. Eviden-temente en estos resultados hay una cierta in-certidumbre asociada al alcance de algunasde las medidas indicadas, así como a las tec-nologías y métodos de implementación quese han supuesto, pero de cualquier formaproporciona un orden de magnitud del costedel ahorro asociado a distintas medidas de

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kWh

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Sector

Figura 617. Costes del negavatio (en términos de la inversión) asociados al promedio delas medidas analizadas para cada uno de los sectores indicados. Procesado a partir de(McKinsey&Company, “Pathways to a Low Carbon Economy”, 2009).


Capítulo 4Costes


eficiencia. Podemos observar cómo los cos-tes indicados van desde valores negativos,hasta valores que en el rango de la eficienciapueden situarse en torno a 5 c€-2007/kWh.El valor medio970 del coste del ahorro aso-ciado al conjunto de las medidas apuntadasen esta tabla es de 1,16 c€-2007/kWh. Tam-bién resulta interesante observar la gran dife-rencia de costes entre las medidas enfocadasa la eficiencia, y las correspondientes a la ge-neración renovable, si bien es cierto que abien seguro estos resultados no contemplanla evolución por las curvas de aprendizaje delas tecnologías consideradas (fotovoltaica ymicro eólica), y se han limitado a introducir loscostes actuales en el Reino Unido.De este análisis podemos concluir que, por logeneral, el coste del negavatio, tanto el obte-nido por nosotros, como el que se puede de-ducir del análisis de la bibliografía, queda bienpor debajo del coste máximo971 del ahorro

para que el coste total del sistema energéticoen el contexto E3.0 sea inferior al coste totaldel sistema energético en el contexto BAU.

971 Evaluado más adelante en esteinforme.

700

600

500

400

300

200

100

0

-100

-200

-300

Potencial de ahorro de carbono (MtCO2/año)

Cos

te a

nual

net

o de

l car

bono

aho

rrad

o (£

/tC

O2)

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Electrodomésticosde frío de etiqueta A

Electrodomésticos deagua de etiqueta A

Dobleacristalamiento

Aislamientode puertas

Aislamiento dehuecos de paredespost-1983

Miniaerogeneradores

Paneles fotovoltaicos

Microaerogeneradores

Calderas decondensaciónde etiqueta A

Aislamientode huecos de

paredes Pre-1976

Aislamiento dehuecos de paredes1976-1983

Aislamientoparedes sólidas

Agua caliente solar

Figura 618. Curva de costes de reducción de emisiones para la rehabilitación deedificios residenciales proporcionada en (Fiona MacKenzie, Christine Pout, LesShorrock, Alison Matthews and John Henderson, “Energy efficiency in new and existingbuildings. Comparative costs and CO2 savings”, BRE Trust, 2010).



Capítulo 4Costes

Tabla 2. Estimación del coste del ahorro asociado a distintas medidas de eficienciaaplicadas a la rehabilitación energética en el sector residencial del Reino Unido.

Medida de eficiencia Coste ahorro c€-2007/kWhReducción consumo stand-by -1,84TV con TDT integrada -1,84Equipos de frío clase-A++ -1,04Hornos clase-A -0,61Calderas condensación clase-A -0,03Ventanas: simple → doble 0,02Puertas aisladas 0,03Aislamiento desván: 0 → 270 mm 0,36Aislamiento cavidades pared pre-1976 0,51Aislamiento suelo 0,57Aislamiento desván: 25 → 270 mm 0,72Aislamiento tuberías primario 0,85Aislamiento cavidades pared (1976 - 1983) 0,92Ventanas: simple → doble futuro 0,96Aislamiento desván 50 → 270 mm 1,13Termostatos calefacción por habitación 1,30Aislamiento desván 75 → 270 mm 1,57Aislamiento cavidades pared post-1983 1,72Aislamiento paredes macizas 1,96Aislamiento desván 100 → 270 mm 1,97Válvulas termostáticas radiadores 2,06Mejora estanqueidad aire 2,20Aislamiento desván: 125 → 270 mm 2,30Aislamiento desván: 150 → 270 mm 2,97Ventanas: nueva doble → futuro doble 3,57Placas cocina inducción 4,29Iluminación eficiente 4,76Fotovoltaica 31,32Micro eólica 43,71



Capítulo 4Costes

imagenGrupo de aerogeneradoresy torres de luz en el parque

eólico de La Veleta,en Monasterio deRodilla (Burgos).

© PEDRO ARMESTRE

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