La Generación Eléctrica en el Siglo XXI - Consejo Superior de ...

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Depósito Legal: M-25181-2005

La Generación Eléctrica en el Siglo XXI

Comité de Energía y Recursos Naturales
del Instituto de la Ingeniería de España
D. Jesús Casado de Amezúa ❙ Presidente
D. José Luis Torá Galván ❙ Vicepresidente
D. José María Marcos Fano ❙ Secretario
D. Fernando Alegría Felices
D. Francisco Javier Alonso
D. Jesús Fernández González
D. Ricardo Granados
D. Arcadio Gutiérrez Zapico
D. Francisco Marcos Marín
D. Juan Emilio Menéndez Pérez
D. Alfonso Pantoja López
D. José Rubió Bosch
D. José Luis Sancha
D. José María de la Viña Molleda

Índice
Preámbulo .............................................................................................................................................................................. [009]
Prólogo........................................................................................................................................................................................ [011]
[1] Introducción. El Futuro de la Energía
Juan Avilés Trigueros ❙ Ingeniero Industrial y Economista ........................................................................................ [013]
[2] Generación de electricidad y medio ambiente:
el reto de la sostenibilidad
Ricardo Granados García ❙ Ingeniero Industrial ........................................................................................................ [025]
[3] Las centrales nucleares
José Luis Torá Galván ❙ Doctor Ingeniero del ICAI........................................................................................................ [049]
[4] La generación de electricidad mediante
centrales nucleares en la década 2000-2010
Pedro Coll Butí y Carlos Tapia Fernández ❙ Doctores en Ingeniería Industrial.......................................... [077]
[5] La situación del desarrollo tecnológico para
la utilización de los combustibles sólidos
Fernando Alegría Felices ❙ Doctor Ingeniero de Minas ............................................................................................ [111]
[6] Del carbón al carbono
Santiago Sabugal García ❙ Ingeniero Industrial ........................................................................................................ [137]
[7] La cadena del gas natural
Eloy Álvarez Pelegry ❙ Doctor Ingeniero de Minas
José Mª de la Viña Molleda ❙ Doctor Ingeniero Naval
Jacobo Balbás Peláez ❙ Ingeniero de Minas.................................................................................................................. [149]
[8] La generación de energía hidroeléctrica
José María Marcos Fano ❙ Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos .................................................................... [173]
[9] La energía eólica
Beatriz Yolanda Moratilla Soria ❙ Doctor Ingeniero Industrial del ICAI ............................................................ [187]
[10] Generación de energía eléctrica con biomasa a medio y largo plazo
Francisco Marcos Martín ❙ Doctor Ingeniero de Montes .......................................................................................... [211]
[11] Energía Solar Fotovoltaica
Javier Anta Fernández ❙ Ingeniero Industrial .............................................................................................................. [227]

[ ]
Preámbulo
Tengo el gusto de presentar este trabajo del comité de Energía y Recursos Naturales, que como en
ocasiones anteriores, se presenta como una monografía sobre un tema candente y de actualidad.
Los recursos para la generación de energía eléctrica se encuentran en crisis. El carbón y la energía
nuclear son de difícil aceptación, en el primer caso por motivos medioambientales y en el segundo
por motivos de opinión pública.
Por otro lado, el crecimiento de la demanda de energía eléctrica es imparable y se plantean
problemas para su cobertura debido a la falta de medios de producción o a coincidencias entre
los consumos del mismo recurso para diferentes usos.
El ahorro energético, necesario por motivos de desarrollo sostenible, no se produce con la rapidez
que sería deseable, a pesar del derroche energético de nuestra sociedad de consumo.
En estos momentos surgen con fuerza nuevos medios de producción de energía eléctrica. Las energías
renovables resultan prometedoras como apoyo a los medios tradicionales, pero ofrecen posibilidades
limitadas debido a su carácter de aprovechamiento de fuentes que carecen de una disponibilidad
acorde con la curva de demanda de energía eléctrica que debe satisfacerse en cada instante.
Esta monografía, que hoy presentamos dentro de los actos de celebración del primer centenario
del Instituto de la Ingeniería de España, servirá como documento imprescindible de consulta
para los Ingenieros que realizan su labor en un sector tan fundamental para el desarrollo de la
sociedad española como es el de la energía.
Por último, quiero agradecer a los autores de este trabajo su dedicación y colaboración con el
Instituto, la excelente calidad del trabajo realizado y animarles para continuar con su labor que
tanto apreciamos.
Junio de 2005
Luis Giménez-Cassina Basagoiti
Presidente del Instituto de la Ingeniería de España

[ ]
Prólogo
La energía eléctrica, la exigencia de su disponibilidad, la seguridad en su suministro a un coste
razonable y su producción con parámetros de sostenibilidad sigue siendo uno de los grandes
temas de interés de los ciudadanos y de los gobiernos.
La producción de energía eléctrica en España ha crecido a un ritmo medio anual del 3% en el
período 1979-1995. Sin embargo en los últimos años (1996-2003) este ritmo ha sido del 5,8%
anual. Es decir, casi se ha duplicado la tasa histórica. Este importante incremento del consumo
de energía eléctrica no es coyuntural. En el período 1990-2004 el crecimiento acumulado del
PIB ha sido del 44%, el del consumo de energía primaria del 54% y el de la electricidad el 79%.
Después de una década de los noventa en que apenas fue necesario invertir en nuevos medios de
generación, en las proximidades del nuevo milenio se produce un fuerte crecimiento económico
que trajo consigo un importante crecimiento de la demanda, llegándose al límite de la capacidad
del equipo existente, por lo que se hizo necesario acometer un nuevo ciclo inversor.
El sector eléctrico vuelve a estar de plena actualidad, no sólo a nivel nacional sino internacional.
De una parte, porque el extraordinario crecimiento de precios de las materias primas, petróleo,
gas y recientemente hasta el propio carbón. Por otra parte, los costes financieros, básicos en una
industria intensiva en capital, han tocado fondo recientemente y todas las previsiones apuntan a
un crecimiento de los mismos en el medio plazo. Todo ello hace prever el correspondiente y sostenido
crecimiento a futuro del coste de la energía eléctrica con la consiguiente repercusión en el
desarrollo de la actividad económica de todos los países
Vivimos actualmente en un escenario caracterizado por la estabilidad que proporciona la adopción
de la moneda única, unos condicionantes medioambientales que obligan a la limitación de las emisiones
de gases de efecto invernadero como consecuencia de la adopción y ratificación del Protocolo de
Kioto, la reducción de gases precursores de la acidificación, la volatilidad en los precios de las energías
primarias, la decisión política de alcanzar una notable penetración del gas natural en el balance
de energía primaria y el despegue a nivel comercial de algunas fuentes de energía renovable.
En tal situación, y con el fin de contribuir al debate sobre el futuro de la generación eléctrica, el
Comité de Energía y Recursos Naturales del Instituto de la Ingeniería de España estimó oportuno
realizar la presente Monografía sobre la Generación Eléctrica en el Siglo XXI, centrándose en las
tecnologías que están ahora disponibles a nivel comercial o lo estarán en el medio plazo.

La sociedad española debe reflexionar profundamente acerca de la influencia decisiva que la
energía eléctrica tiene en su progreso, en la satisfacción de las necesidades para el crecimiento
económico, en las exigencias sociales de bienestar y confort, sobre las tecnologías de suministro
eficiente y en las condiciones medioambientales, así como en el precio que debe soportar para
tener un suministro con calidad técnica y medioambiental.
Tal como indica el Congreso Mundial de la Energía, se deben mantener abiertas todas las
opciones energéticas y no se debe idolatrar ni demonizar ninguna tecnología. Estas incluyen
las opciones convencionales de carbón, petróleo, gas, nuclear para cubrir la energía de base
del sistema –la que debe funcionar 8.760 horas al año– la hidroeléctrica (ya sea grande o pequeña)
y las nuevas fuentes de energía renovable, combinadas por supuesto con una mayor
eficiencia energética. Cada una de ellas está sujeta a incertidumbres, y no podemos permitirnos
desaprovechar ninguna de ellas. La diversidad de las fuentes energéticas es la base de un
sistema fuerte, aun si la estructura óptima varía según las circunstancias locales.
Con esta Monografía, el Instituto de la Ingeniería de España pretende contribuir a la difusión
del conocimiento en materia energética para que se pueda sostener un debate con cierto fundamento
técnico y económico sobre la estructura de generación más conveniente desde diversas
ópticas, aportando algunos puntos de vista de diversos expertos en las distintas fuentes de
generación eléctrica.
Finalmente, queremos agradecer a la Asociación de Ingenieros del ICAI la colaboración prestada,
no sólo por haber financiado la edición de esta publicación, cosa difícil en estos momentos
de estrecheces, sino también por la importante labor realizada por la revista Anales en la
coordinación de ésta. Esperamos contar con ayudas similares para posteriores trabajos de este
Comité.
Jesús Casado de Amezúa
Presidente del Comité de Energía y Recursos Naturales

[ 1]
[Juan Avilés Trigueros] ❙ Ingeniero Industrial y Economista
Introducción.
El futuro de la energía
El estar informados sobre las tendencias mundiales, tablas estadísticas, rendimientos termodinámicos,
clase de tecnologías, análisis medioambientales, geopolítica en áreas productoras y
consumidoras, etc., todo el conjunto enlazado en un tejido socioeconómico del mundo energético
nos servirá como mínimo para el análisis individual y colectivo del problema número
uno del siglo XXI: el futuro de la energía.
Es posible que la discusión nos aclare el horizonte en los próximos años y en las significativas
decisiones a ejecutar en un futuro que se conjuga en presente:
❚ Recursos
❚ Ecoenergías
❚ Tecnoenergías 1
Tal vez seamos iluminados y logremos la abstracción por encima de consideraciones sociopolíticas,
aspectos llamados medioambientales e informaciones gratuitas al respecto, etc. El análisis
de la situación real nos dará conocimiento cívico-social y la responsabilidad conjunta de tomar
decisiones estratégicas para el futuro, en un área tan delicada y resbaladiza como es la energía.
[1.1] Recursos
Respecto a los recursos energéticos obtenemos el siguiente consumo mundial [Ver Tabla 1].
❚ Petróleo, 40%.
❚ Gas natural, 24,7%.
❚ Carbón, 25%.
❚ Energía nuclear, 7,7%.
❚ Energía hidráulica, 2,6%.
1
Los términos tecnoenergías y ecoenergías llevan incorporados los inputs concernientes a los costes (cualitativos y cuantitativos)
socio-medioambientales

[014] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Áreas
económicas
Fuente: Energy Policies of IEA Countries, 1993
Tabla 1. Consumo mundial de energía en 2000, por fuentes (unidad: Mtec)
Petróleo Gas natural Carbón
Energía
nuclear
Energía
hidráulica
Total %
Norteamérica 1.520,9 987,1 856,4 321,7 82,0 3.768,1 30,14
Centroamérica
y Sudamérica
312,4 119,3 28,4 4,3 66,7 531,1 4,24
Europa 1.075,1 589,9 496,3 359,4 76,3 2.597,0 20,77
Ex URSS 247,3 704,9 250,0 80,4 28,0 1.310,6 10,49
Oriente Medio 298,6 242,9 10,4 0,0 1,0 552,9 4,42
África 166,7 75,6 128,1 5,0 9,3 384,7 3,07
Asia y Australia 1.384,1 371,9 1.353,1 184,3 65,9 3.359,3 26,87
Total mundial 5.005,1 3.091,4 3.122,9 955,1 329,1 12.503,7 100
% 40 24,7 25 7.7 2.6 100
Destacada dependencia del petróleo, teniendo en cuenta la situación mundial (Golfo Pérsico,
Irak, Indonesia, Afganistán, Argentina, etc.), la inestabilidad sociopolítica es una evidencia,
podríamos establecer la curiosidad que poseer recursos energéticos puede provocarnos inestabilidades
de muy diverso matiz. El petróleo en los países desarrollados se esta distanciando
de la base generadora eléctrica.
El gas natural se convierte en recurso destacado, debido al consumo en la Federación Rusa
(15,8%) del consumo mundial y la disposición del 38% de los recursos mundiales; Irán que
consume el 2,6% mundial, posee el 15% aproximadamente de las reservas mundiales; por el
contrario Estados Unidos de América poseen el 3,3% de reservas y consume el 27,4% mundial.
En Europa, destacan Alemania y la Republica Checa con unos consumos mundiales del 3,3% y
4% respectivamente. En el área de Asia y Australia destaca Japón con un 3,2% del consumo
mundial y sin reservas del mismo.
El carbón se presenta como un combustible de consumo muy intensivo en el área de Asia-Australia
con 1.353,1(Mtec) secuencialmente sustitutorio del petróleo, destacando en recursos del
mismo en la zona de China (11%) de las reservas mundiales, Indonesia (3%) y Australia (9%) de
las mismas. La Confederación de Estados Independientes (CEI) destaca con unas reservas mundiales
del 23%, como también los Estados Unidos de América (EUA) con un 23% mundial; la
concentración mundial en estos dos países hace pensar que el carbón se mantendrá como combustible
en reserva y como emergencia sustitutoria al mundo del petróleo. Sudáfrica, con un 5%,
es el país determinante en el continente africano, e India supone el 6% de las reservas mundiales.
Para Europa, Alemania (8%) y Polonia (4%) determinan la base mas importante de todas las
reservas en recursos energéticos disponibles para la futura Unión Europea de 25 miembros.
La energía nuclear, estabilizada en la década de los 90, presenta notables incrementos en la próxima
década en la C.E.I, China, Corea del Sur, Japón, etc. Los Estados Unidos podrían en el plazo
de cinco años volver a la ejecución de proyectos nucleares, hoy en estado de postergación.
En Europa, Francia es la potencia nuclear determinante. Un 75% de su producción es nuclear;
Alemania (30% de su producción) destaca en la política energética de futuro en la UE ampliada
a 25 países. En resumen, parece determinante en el mundo desarrollado que la potencia base
disponible generadora en un futuro mayoritariamente nuclear con soporte regulatorio de

INTRODUCCIÓN: EL FUTURO DE LA ENERGÍA [015]
Clases
de energía
Fuente: Coal information 2001. AIE
Tabla 2. Evolución en la utilización de las diferentes clases de energía
1973 1980 1990 1999 1999-1973
Twh % Twh % Twh % Twh % Twh
Carbón 1.693,5 38,0 2.317,0 41,1 3.066,2 40,6 6.539,1 37,9 1.845,6
Fuel-oil 1.125,2 25,3 978,7 17,3 698,0 9,2 621,7 6,7 503,5
Gas natural 520,2 11,7 617,7 10,9 765,1 10,1 1.446,2 15,5 926
Nuclear 188,5 4,2 620,7 11,0 1.724,8 22,8 2.215,9 23,7 2.027,4
Hidráulica 912.3 20.5 1.084,3 19,2 1.169,7 15,5 1.311,3 14,1 399
Otras 14,4 0,3 25,4 0,5 136,0 1,8 198,7 2,1 184,3
Total 4.454,1 100,0 5.643,8 100,0 7.559,8 100,0 9.332,9 100,0 4.788,8
carbón. Esta tendencia asumida en el oriente del planeta empieza a movilizar las áreas occidentales,
hasta ahora en expectativas diversas muy loables, pero poco prácticas, el resto podemos
dialogar, experimentar, etc., pero no olvidemos el horizonte [Ver Tabla 2].
La OCDE (en el periodo 1973-1999) –en menos de 30 años de evolución– ha duplicado la
producción de electricidad.
Destacándose como fuentes energéticas la energía nuclear con 2.027,4 Twh su crecimiento
en la década de los setenta y ochenta fue espectacular observándose una estabilización en la
década de los años noventa.
La caída absoluta del consumo de fuel-oil en la década de los ochenta y noventa, cuantificándose
su decremento en 503,3 Twh, el alejamiento de las fuentes energéticas del mundo del
petróleo es totalmente evidente por muy diversas razones, el escuchar la palabra desabastecimiento
en el mundo energético causa pánico y no es para menos.
Incremento notorio del consumo del gas natural, sobre todo en la década de los años 90: la
variación (1973-1999) se cifra en 926 Twh.
El crecimiento en la OCDE de la producción eléctrica con base en carbón ha sido espectacular
en el periodo (1973-1999), se cuantifica en 1845,6 Twh.
El resto de fuentes energéticas especialmente las energías renovables se han intensificado
en la década de los 90 y su perspectiva es notoria pero pausada, en el periodo (1973-1999)
ha significado 198,7 Twh, todavía no pueden considerarse las energías alternativas como
abastecimiento base en generación.
En resumen: más de las 3/4 partes del incremento de la producción eléctrica ha sido generada por
las fuentes energéticas nuclear y carbón. Podemos vislumbrar a futuro el tándem NUCLEAR-
CARBÓN [Ver Tablas 3, 4].
Después de las sucesivas crisis del mercado petrolero, es muy significativo el giro efectuado en el
área del Pacífico al consumo del carbón como fuente en la producción de calor y electricidad (periodo
1990-1995), este área geopolítica posiblemente es la zona más significativa en el tándem NU-
CLEAR-CARBÓN en el mercado de generación eléctrica del siglo XXI, habiendo alcanzado valores
de más del triple de consumo con la base en consumo de 1980.

[016] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 3. Consumo mundial de carbón 2001 (unidad: millones de toneladas equivalentes de petróleo)
Áreas
económicas
Total
Norteamérica
Total
Centroamérica
y Sudamérica
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
513,0 507,6 512,3 525,6 531,3 534,9 559,6 573,4 580,0 580,1 600,9 590,9 26,2
17,2 17,4 16,9 17,3 18,1 18,2 19,3 20,3 19,3 19,1 20,7 22,4 1,0
% del
total
Total Europa 478,4 453,1 423,7 397,9 386,8 383,7 381,5 367,9 359,9 338,3 347,9 344,1 15,3
Total ex URSS 308,0 277,7 265,5 238,7 211,4 192,6 178,7 174,5 166,0 170,0 174,6 180,4 8,0
Total
Oriente Medio
3,4 3,6 4,3 4,8 5,1 5,5 6,2 6,3 6,8 6,7 7,3 8,0 0,4
Total África 79,4 77,5 74,8 78,1 81,7 85,4 89,8 92,4 91,7 90,2 89,5 88,6 3,9
Total Asia
y Australasia
Total
mundial
Del cual
Europa 15
Fuente: British Petroleum (+) menos de 0,5
Norteamérica sigue manteniendo su diversificación energética con un incremento del 68,2%
en el periodo (1980-1999) en la producción de calor y electricidad en base al carbón, porcentaje
notable y muy estable.
Respecto a Europa, ha reducido el consumo en la producción de calor y electricidad procedente
del carbón en un 14,2% en el periodo (1980-1999), sustituyéndose mayoritariamente con
energía nuclear en el periodo considerado. Se ha duplicado la producción nuclear; no hemos de
olvidar que el único recurso fósil que Europa posee en cifras significativas de reservas es el
carbón (Alemania 8% y Polonia el 4% de reservas mundiales respectivamente), por tanto, es un
recurso como mínimo a mantener en generación eléctrica, intentando en el plazo de 10 años lograr
tecnologías más eficientes no sólo en términos termodinámicos sino también y sobre todo
en términos medioambientales.
Los tres puntos claves en términos medioambientales de la combustión de carbón son las
emisiones de gases:
❚ Emisiones de NOx.
❚ Emisiones SOx.
❚ Emisiones COx.
866,6 881,1 906,1 937,2 984,9 1.035,0 1.100,7 1.088,7 1.056,1 958,1 975,9 1.020,7 45,3
2.266,0 2.218,0 2.203,6 2.199,6 2.219,3 2.255,3 2.335,8 2.323,5 2.279,8 2.162,5 2.216,8 2.255,1 100,0
294,7 281,0 260,7 238,9 235,4 231,7 225,0 215,1 215,5 204,6 213,8 212,5 9,4
OCDE 1.092,8 1.068,4 1.043,7 1.033,8 1.037,9 1.045,7 1.077,2 1.084,1 1.082,6 1.070,5 1.113,9 1.108,2 49,1
De las tres las emisiones NOx y SOx están bastantes desarrolladas y estudiadas con aplicaciones
en equipos e instalaciones altamente eficaces en las explotaciones de los grupos térmicos.
Las emisiones de COx deben de ser corregidas. Existe un aspecto de fondo fundamental; el
carbón es un combustible fósil orgánico, posiblemente se deba intensificar la investigación y
desarrollo con el ahínco que en su día se aplicó a desulfuraciones y desnitrificaciones.

INTRODUCCIÓN: EL FUTURO DE LA ENERGÍA [017]
Fuente: Coal Information 2001. AIE
Tabla 4. Principales consumidores de carbón en la OCDE
Demanda total (Mtec)
1980 1990 1995 1997 1998 1999 %
Norteamérica 571,3 691,6 723 805,2 819,1 819,7 43,4
Pacífico 144,6 192,6 213 238,5 236,4 247,2 70,9
Europa 655,5 624,8 515,9 500 481 452,4 -31
Alemania 201,5 183,6 130,1 123,3 120 113,4
Australia 39 50 53,6 64,7 64 67,7
Canadá 30,3 34,7 36,2 39,3 41,2 39,8
Corea 19,1 35,3 39,7 48,3 50 52,9
EE UU 537,1 652,4 679,1 756,4 768,4 770,6
Japón 85,1 105,7 118 123,6 120,9 125,1
Polonia 137,1 107,7 100,5 101,9 92,4 87
Reino Unido 98,3 91,5 69 57,2 55,4 50,4
Otros 223,6 248,2 225,8 228,9 224,2 212,4
Total OCDE 1.371,5 1.509,1 1.452 1.543,6 1.536,2 1.519,3 10,8
Demanda total (Mtec)
Norteamérica 432,2 575 659 729,9 319,8 727 68,2
Pacífico 31,6 58,6 105,7 134,4 101,6 107,3 339
Europa 255,1 271,7 324,8 333,3 232,7 223,4 -14,2
Alemania 81 84 105,1 104,8 70,1 66,9
Australia 20,2 28,8 44,2 50,6 38,6 40,4
Canadá 15 20 30,4 32,8 24,4 24,2
Corea 0,7 4,4 11,9 28,7 22,1 24
EE UU 417,2 553,7 623,8 691,2 691,2 698,5
Japón 10,5 25,3 49,4 54,5 40,5 42,4
Polonia 54 52,5 60 60,6 40,9 39,9
Reino Unido 51,7 48,7 52,4 39 29,4 24,7
Otros 68,6 87,9 112,3 135,4 96,9 96,7
Total OCDE 718,9 905,3 1.089,5 1.197,6 1.054,1 1.057,7 47,1
Se necesita en un futuro estratégico mantener la energía nuclear como base generadora con una
intensificación de explotación entre 7.000-8.000 horas, aproximadamente, y añadir como energía
base y regulatoria del sistema eléctrico a la energía térmica procedente del carbón, situándonos
entre 6.000-7.500 horas de utilización de estos grupos. No olvidemos que mayores potencias de
los grupos generadores nos obligan a una regulación del sistema eléctrico más elástico, potencialmente
generador en base sin perder notoriamente su rendimiento termodinámico.
La utilización de la energía nuclear es básica en la reducción de emisiones medioambientales;
hemos de tener en cuenta que en el periodo 1990-2020, en la previsión de incrementos en emisión
de gases a la atmósfera destaca principalmente la de COx [Ver tabla 5].

[018] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 5. Consumo mundial de energía nuclear (unidad: millones de toneladas equivalentes de petróleo)
Áreas
% del
económicas
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
total
Total
Norteamérica
166,1 166,5 167,8 178,0 184,4 183,5 170,9 178,8 192,4 198,0 202,6 33,7
Total
Centroamérica y
Sudamérica
2,1 2,0 1,9 1,9 2,2 2,2 2,5 2,4 2,5 2,7 4,8 0,8
Total Europa 187,0 189,2 197,8 198,1 202,5 212,1 215,0 213,3 217,1 218,5 225,0 37,4
Total ex URSS 48,1 47,2 46,9 39,5 41,3 46,4 45,7 44,1 46,1 49,3 51,2 8,5
Total
Oriente Medio
- - - - - - - - - - - -
Total África 2,2 2,2 1,7 2,3 2,7 2,8 3,0 3,2 3,1 3,1 2,6 0,4
Total Asia
y Australasia
Total
mundial
Del cual
Europa 15
69,4 71,4 79,2 84,2 93,0 97,8 104,1 108,7 110,2 113,4 115,0 19,1
474,9 478,5 495,3 504,0 526,1 544,8 541,2 550,5 571,4 585,0 601,2 100,0
169,3 171,9 179,7 179,3 183,3 192,3 194,5 192,6 196,4 195,7 201,6 33,6
OCDE 409,1 414,3 431,0 443,6 462,2 474,2 469,8 480,3 498,8 506,7 518,8 86,3
Fuente: British Petroleum (+) menos de 0,5
Tabla 6. Consumo mundial de gas natural (unidad: millones de toneladas equivalentes de petróleo)
Áreas
% del
económicas
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
total
Total
Norteamérica
575,7 592,4 611,9 626,8 649,0 663,3 663,6 647,0 655,4 683,6 650,4 30,0
Total
Centroamérica y
Sudamérica
54,4 54,8 58,0 60,4 65,9 71,1 74,9 80,0 78,8 83,7 87,2 4,0
Total Europa 305,3 303,2 318,2 319,2 342,9 380,5 374,6 386,1 399,9 412,9 423,0 19,5
Total ex URSS 99,0 565,4 548,0 510,4 492,2 498,6 467,1 476,8 480,6 492,3 493,6 22,8
Total
Oriente Medio
88,3 99,6 107,2 117,6 127,7 135,7 148,5 156,4 163,5 173,4 181,3 8,4
Total África 31,7 33,6 35,9 37,7 40,3 42,4 41,4 43,0 45,1 50,0 54,1 2,5
Total Asia
y Australasia
Total
mundial
Del cual
Europa 15
52,0 160,8 169,7 185,4 195,5 212,4 221,9 227,6 245,9 261,6 274,7 12,7
1.806,4 1.809,8 1.848,9 1.857,5 1.913,5 2.004,0 1.992,0 2.016,9 2.069,2 2.157,5 2.164,3 100,0
237,8 237,5 252,3 252,8 272,2 302,5 300,9 313,5 327,8 338,2 343,3 15,9
OCDE 920,4 938,1 975,6 1.000,3 1.047,5 1.105,9 1.106,6 1.106,5 1.138,7 1.184,9 1.167,2 53,9
Fuente: British Petroleum (+) menos de 0,5
❚ COx 2020 = 1,458188 COx 1990
❚ SOx 2020 = 1,021671 SOx 1990
❚ NOx 2020 = 1,116182 NOx 1990

INTRODUCCIÓN: EL FUTURO DE LA ENERGÍA [019]
El gas natural debe considerarse básico, para su consumo en las economías domesticas donde
su rendimiento es máximo, utilizar gas natural para la generación eléctrica es un lujo de derroche
absurdo, si tenemos en cuenta la diversificación en recursos energéticos deberemos situar
al gas en la zona de generación en horas punta-punta, es decir producir en zonas de alto e inestable
consumo y solo en las horas del día y no todos los días de máxima demanda; las infraestructuras
de abastecimiento de gas a las grandes poblaciones de interior es costoso y se debe de
disponer de una red de distribución de emergencia con carácter estratégico, pero intentar
recuperar las inversiones en periodos inferiores a 40/50 años en este tipo de infraestructuras
puede resultar inviable la ejecución de los proyectos de aplicación gasística, como así los
monopolios públicos o privados de abastecimiento exterior o de mercado [Ver Tabla 6].
En resumen reflexionemos y no compliquemos más allá de la dificultad.
Tabla 7. Tecnologías para la producción de electricidad en las proximas décadas
Tecnologías a base de combustibles fósiles
Tecnologías a base de combustibles de origen no fósil
No renovables
Renovables
Turbina de gas
Calderas alimentadas por combustibles fósiles:
❚ Convencionales
❚ Avanzadas
Combustión en lecho fluidificado:
❚ A presión (CLFP)
❚ Presión atmosférica(CLFA)
Celdas de combustibles:
❚ Gas natural
❚ Gasificación integrada
Ciclo Avanzado:
❚ Ciclo binario Rankine
❚ Gasificación/híbrido a base
de lecho fluidificado a presión
❚ magnetohidrodinámica
Gasificación de carbón/ciclo combinado
Ciclo combinado con combustión directa de
carbón
Nuclear
❚ LWR convencional
❚ LWR avanzado
❚ PHWR convencional
❚ PHWR avanzado
❚ Reactor reproductor rápido
❚ Reactor refrigerado por gas
❚ Reactores de pequeña
y mediana potencia
Hidroeléctricas:
❚ Grandes
❚ Pequeñas
Geotérmicas:
❚ Convencionales
❚ Binarias
❚ Geopresurizadas
❚ Roca caliente seca
❚ Magna
Eólicas:
❚ Terrestres
❚ Marinas
Solar:
❚ Torre solar
❚ Parabólico de un solo paso
❚ Disco parabólico/ciclo Sterling
❚ Fotovoltaico amorfo
❚ Fotovoltaico de película delgada
❚ Concentradores fotovoltáicos
Biomasa:
❚ Desechos de recoletos
❚ Cultivos energéticos
Residuos urbanos:
❚ Gas vertedero
❚ Combustión
Mareotérmica
Mareomotriz
Olas
Fuente: Energía n° 4/93
LWR = reactor de agua ligera; PHWR = reactor de agua pesada a presión

[020] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[1.2] Tecnoenergías
Tenemos que ir acostumbrándonos a incorporar términos no necesariamente tecnológicos con
un concepto clásico basado en parámetros fundamentalmente termodinámicos; actualicemos
nuestro posicionamiento y nos encontraremos los inputs medioambientales tan importantes o
más que la propia tecnología; es cierto que cada técnica tiene su dimensión, pero todas ellas deben
estar asociadas a su proceso de generación medioambiental eficaz [Ver Tabla 7] [Ver Figura 1].
Es fácil deslizarse por “utopías” o por el “circo de la vida medioambiental”, el trabajo profesional
silencioso que hoy poseemos es el resultado de esfuerzos pasados sumatorios y gran parte de
ellos anónimos.
Hemos de volver a incrementar la inversión pública y sobre todo privada en el binomio I+D de la
energía, pasando después a la fase de aplicación energética, fase en la cual se ajustan los parámetros
econoenergéticos y tecnoenergéticos, situando en el mercado los prototipos realmente eficaces,
sin necesidad de I+D, parámetros con resultados negativos para las empresas energéticas: no
olvidemos los periodos tan amplios de vida útil y su recuperación econoenergética [Ver Figuras 2-4].
Figura 1. Evolución de los rendimientos de conversión de las centrales a base de combustibles fósiles
% 30 35 40 45 50 55 60 65 70
Turbina de gas
CLFA
Caldera fósil
Caldera fósil avanzada
CLFP
Gasificación/Ciclo combinado
Gasificación/CLFP híbrida
MHD
Comb. directa/Ciclos comb.
Ciclo binario Rankine
Ciclos combinados
Gasif. Int./Celda combustible
Celda de combustible
❚ Indica el intervalo posible de rendimientos netos (basados en el poder calorífico inferior del combustible)
❚ 1990-2000 ❚ 2000-2010 ❚ 2010-2020
Carbón: bituminosos, 25 Mj/Kg (poder calorífico bajo), 3% de azufre (base exenta de cenizas y de agua)
Gas natural: metano, 50 Mj/Kg (PCB)
Fuente: Anuario de Energía

INTRODUCCIÓN: EL FUTURO DE LA ENERGÍA [021]
Figura 2. Inversión pública en I+D energética
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Millones de $ de 1993
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993
❚ Francia ❚ Alemania ❚ Italia ❚ España ❚ Reino Unido
Fuente: Energy Policies of IEA Countries, 1993
Figura 3. I+D energético/PIB
1,4
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
Millones de $ de 1993
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993
❚ Francia ❚ Alemania ❚ Italia ❚ España ❚ Reino Unido
Fuente: Energy Policies of IEA Countries, 1993
[1.3] Ecoenergías
La definición económica en general debe de evolucionar bajo un desarrollo más amplio del
concepto simple de coste; hemos utilizado hasta ahora un tándem fundamentalmente financiero-contable,
etc. Debemos cuantificar en un futuro el apartado medioambiental –nivel de bienestar,
etc.– que hasta ahora no era un costo integrado, sino algo ajeno a mejorar en el conjunto
de la ejecución de proyectos energéticos; por tanto se incluye un pequeño desglose material
de equipos e instalaciones que en un futuro deberán incorporar los costes o porcentajes de
adaptación socio-medioambiental [Ver Tablas 8-10][Ver Figuras 5-7]. [ ]

[022] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 4. Estructura del presupuesto total de los proyectos de investigación
[Combustibles fósiles]
38,3%
[Sistemas eléctricos]
24,7%
[Diversos y planificación]
7,6%
[Nuclear]
1,6%
Fuente: UNESA La industria eléctrica y la investigación
[Uso de la energía]
1,6%
[Energías renovables]
13,3%
Tabla 8. Análisis de costes de generación energética
Central nuclear
Central de turbina de
gas de ciclo combinado
Central termoeléctrica
de carbón
Energía eléctrica (MW) 1.250 400 500
Rendimiento neto termodinámico (%) 35 55 41
Coste de inversión (*) (millones de euros) 2.186 229 407
Coste de inversión por capacidad de unidad (*)
(euros por KW)
1.749 572 814
Precios de combustible (euros por MWh) 1 10,83 4,2
Costes de combustible en la producción
eléctrica (euros por MWh)
2,86 19,88 10,26
Costes fijos anuales de operación y
mantenimiento (O&M) (porcentaje de inversión)
1,5 1,5 2
Costes variables de O&M (euros MWh) 3,41 0,31 4,82
Vida útil de explotación (años) 40 25 25
Tipo de interés (%) 4,5 4,5 4,5
* Los intereses que deben pagarse durante la construcción se incluyen en el coste de inversión. Para la central nuclear, también se incluye la carga
de combustible en el coste de inversión
Fuente: Profesores Risto Tarjanne y Saulin Rissanen. Universidad Tecnológica de Lappeenranta. Finlandia

INTRODUCCIÓN: EL FUTURO DE LA ENERGÍA [023]
Tabla 9. Costes de generación como función de horas por año de operación a plena capacidad (euros por MWh)
Horas de operación Nuclear Gas natural Carbón
4.000 36,63 31,97 32,97
4.500 33,26 30,66 31
5.000 30,56 29,61 29,41
5.500 28,35 28,75 28,12
6.000 26,51 28,04 27,04
6.500 24,95 27,44 26,13
7.000 23,62 26,92 25,35
7.500 22,46 26,47 24,67
8.000 21,45 26,08 24,08
8.500 20,56 25,73 23,55
8.760 20,13 25,56 23,3
Fuente: Profesores Risto Tarjanne y Saulin Rissanen. Universidad Tecnológica de Lappeenranta. Finlandia
Tabla 10. Costes de generación de las tres alternativas con 8.000 horas de operación por año (euros por MWh)
Nuclear % Gas natural % Carbón %
Costes de capital 11,88 55,4% 4,82 18,5% 6,86 28,5%
Costes fijos de operación y mantenimiento 3,3 15,4% 1,07 4,1% 2,04 8,5%
Costes de combustible 2,86 13,3% 19,88 76,2% 10,26 42,6%
Costes variables de operación y mantenimiento 3,41 15,9% 0,31 1,2% 4,92 20,4%
Total 21,45 100,0% 26,08 100,0% 24,08 100,0%
Fuente: Profesores Risto Tarjanne y Saulin Rissanen. Universidad Tecnológica de Lappeenranta. Finlandia
[Costes variables de operación
y mantenimiento]
16%
Figura 5. Costes de generación: energía nuclear
[Costes de combustible]
13%
[Costes fijos de operación
y mantenimiento]
15%
[Costes de capital]
56%
Potencia considerada: 1.250 Mw; Horas de operación: 8.000; Situación de explotación: Plena carga

[024] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 6. Costes de generación: gas natural
[Costes variables de operación
y mantenimiento]
1%
[Costes de capital]
18%
[Costes fijos de operación
y mantenimiento]
4%
[Costes de combustible]
77%
Potencia considerada: 400 Mw; Horas de operación: 8.000
Figura 7. Costes de generación: carbón
[Costes variables de operación
y mantenimiento]
20%
[Costes de capital]
28%
[Costes de combustible]
44%
Potencia considerada: 500 Mw; Horas de operación: 8.000; Situación de explotación: Plena carga
[Costes fijos de operación
y mantenimiento]
8%

[ 2]
[Ricardo Granados García] ❙ Ingeniero Industrial
Generación de electricidad y medio ambiente:
el reto de la sostenibilidad
[2.1] Electricidad, desarrollo y sostenibilidad
Energía y desarrollo son conceptos estrechamente unidos. La energía permite utilizar los recursos
de una manera eficiente y dar cobertura a unas necesidades amplias de la colectividad.
Por ello un suministro energético suficiente, accesible y de calidad queda ligado al desarrollo
de la sociedad. Sin embargo disponer de este suministro y utilizarlo conlleva actuaciones con
impacto en el medio ambiente.
El crecimiento de la población y la necesidad de equilibrar las importantes desigualdades que se dan en
su nivel de desarrollo, junto con una vocación colectiva de progreso, requieren un mayor suministro
energético. Realizar y mantener a largo plazo este suministro de una forma que pueda ser asumida por
nuestro entorno es el reto que nos impone la necesidad de que el desarrollo pueda tener continuidad,
que responda a un concepto de desarrollo sostenible.
Dentro de la globalidad del campo energético, la electricidad constituye uno de los vectores básicos.
Como vector energético no es una fuente de energía disponible directamente, sino una
forma de energía que, requiriendo para su generación fuentes energéticas primarias disponibles
en la naturaleza, contribuye a la accesibilidad, a la facilidad y a la calidad en la aplicación de estas
fuentes primarias [Ver Figura 1].
Su generación permite utilizar un amplio abanico de fuentes energéticas. En el año 2002 representó,
a nivel mundial, 16.054 TWh. Las energías fósiles –carbón, gas y petróleo– son las fuentes
primarias más utilizadas en su producción. Suponen el 65,3% de la generación.
La producción de electricidad utilizó unos 3.400 millones de toneladas equivalentes de petróleo
(Mtoe) de energías primarias. Ello supone que un 33% de la producción total de energía
primaria está dedicado y se utiliza a través de la generación de electricidad.
Esta cifra se transforma en 13.285 TWh (1.142 Mtoe) de electricidad puesta a disposición del
consumo final. Medida de esta forma, de acuerdo con su equivalente físico en energía contenida,

[026] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 1. Producción mundial de electricidad por fuentes. Año 2002 1
[Hidráulica] 16,2%
[Otras]* 1,9%
[Carbón] 39,0%
[Nuclear] 16,6%
*Incluye geotérmica, solar, eólica, etc.
[Gas] 19,1% [Petróleo] 7,2%
representó un 16,4% del consumo final de energía. La consecución de un vector energético eficiente
comporta pérdidas energéticas en su generación [Ver Figura 2].
La generación de electricidad no sólo supone producir un vector energético eficiente, sino
también un vector energético limpio, cuyo consumo queda liberado de las principales acciones
sobre el medio ambiente. La electricidad, una vez producida, constituye un suministro
de calidad: ambientalmente limpio, eficiente y extraordinariamente flexible en sus aplicaciones.
Sin embargo, la generación de un vector energético limpio comporta concentrar en ella los
efectos ambientales. De esta forma, en la generación de electricidad se acumulan los efectos
ambientales del consumo de un tercio del total de energía primaria: utilización y agotamiento
de recursos naturales y producción de emisiones, de vertidos y de residuos.
Figura 2. Consumo final de energía por vectores de consumo 1
[Otros]* 3,5%
[Carbón] 7,1%
[Electricidad] 16,1%
[Combustibles renovables y resíduos]
16,1%
[Petróleo] 43,0%
*Incluye geotérmica, solar, eólica, etc.
[Gas] 16,2%
1
Agencia Internacional de la Energía. Key World Energy Statistics 2004

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [027]
La dimensión comercial de las instalaciones de generación de electricidad es normalmente importante
y en ellas se concentran los efectos ambientales de un gran consumo de electricidad.
Esta concentración supone, por una parte, singularizar impactos en unas instalaciones cuantitativamente
limitadas, lo que comportará la exigencia de realizar para ellas un estudio detallado
de su impacto ambiental. La utilización de los otros vectores energéticos es en muchos casos difusa
y distribuye entre millones de consumidores el impacto del consumo mayoritario de energía
primaria: dos tercios del consumo total de energía.
Sin embargo, por otra parte, esta singularización de impactos en un número limitado de instalaciones
permite la introducción en ellas de las mejores tecnologías, que suponen una reducción de sus
efectos y favorece la adopción de los mayores controles técnicos y administrativos para asegurarlo.
Las instalaciones de generación de electricidad por esta doble característica –instalaciones singulares
que concentran efectos ambientales e instalaciones en las que puede incidirse en la aplicación
de mejoras tecnológicas y controles administrativos– han estado, están y estarán sujetas a
una exigencias ambientales que pueden considerarse superiores a las aplicadas a otros vectores y
a otros consumidores energéticos. Por ello, junto con los objetivos tecnológicos que en el área
eléctrica supone realizar y mantener en el futuro una producción suficiente, fiable, de calidad y
competitiva, desarrollarla con el menor impacto ambiental es una de los retos fundamentales.
[2.2] Impactos ambientales de la generación de electricidad
La utilización de energía en el proceso de generación de electricidad comporta efectos ambientales,
que difieren en función de la fuente primaria utilizada, las tecnologías aplicadas y la situación
y el entorno de las instalaciones, que definen el medio afectado.
Esencialmente, estos efectos derivan de la utilización y agotamiento de recursos naturales; de
la emisiones realizadas, esencialmente en procesos de combustión; de los vertidos originados,
fundamentalmente en la transformación térmica de energía primaria; de los residuos convencionales
y radiactivos producidos y del riesgo de la producción de accidentes graves con impacto en
el entorno.
Un análisis completo de los efectos ambientales asociados a cada caso o a cada tecnología
concreta exige considerar:
❚ Todas las actividades asociadas a cada caso o a cada tecnología, desde la extracción y el transporte
de combustible, si lo hay, la generación de electricidad y su transporte, hasta la disposición
de los residuos generados.
❚ Todo su ciclo de vida, la construcción de las infraestructuras, equipos e instalaciones necesarias.
Su operación y mantenimiento y su desmantelamiento.
Se han desarrollado diferentes estudios considerando el ciclo de vida de distintas instalaciones
y tecnologías de producción eléctrica y valorando sus impactos.
La Unión Europea puso en marcha en 1991 el programa ExternE (External Costs of Energy),
que contaba asimismo con la colaboración del US Department of Energy. El programa, desarrollado
por un conjunto de grupos interdisciplinares en distintos países, entre ellos España, se
orientaba a cuantificar monetariamente el daño socio-ambiental causado por la producción y el
consumo de energía.
Utilizando una metodología común en el estudio de diferentes casos correspondientes a instalaciones
de generación de electricidad con diferentes tecnologías y en distintos entornos, se

[028] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
desarrollaron análisis de los costes externos que representaban sus efectos ambientales y se
plantearon aproximaciones generales de los efectos correspondientes a las distintas fuentes de
energía primaria y a las diferentes tecnologías utilizadas.
El análisis permite considerar los aspectos en los cuales los nuevos desarrollos pueden dar lugar a tecnologías
más limpias que contribuyan a reducir los efectos ambientales en la generación de electricidad.
De las evaluaciones obtenidas se desprende, en primer lugar, que los costes externos de la generación
de electricidad son sustanciales y pueden alcanzar en media un 1% del Producto Interior
Bruto. En segundo lugar, se aprecia que existen diferencias básicas no sólo en función de la
fuente de energía primaria utilizada, sino también de la tecnología elegida y del entorno del
emplazamiento de la instalación. Los resultados de los análisis, realizados bajo la misma metodología,
son fuertemente dependientes de estos tres factores y las generalizaciones que de sus
resultados puedan efectuarse deben tenerlos muy presentes.
Dentro de este contexto puede señalarse que el estudio pone de manifiesto que, en general, las
tecnologías eólicas son ambientalmente positivas. Las emisiones de gases contaminantes y de
efecto invernadero atribuibles a su ciclo de vida son muy pequeñas. Sin embargo, no todos los
emplazamientos son igualmente adecuados desde el punto de vista ambiental a su ubicación.
A ello es debida la variabilidad de los resultados obtenidos, que incluye la consideración del
impacto sonoro y los efectos sobre el entorno natural y el paisaje.
La energía nuclear comporta, en general, bajos efectos ambientales. Su origen reside esencialmente
en la probabilidad de accidentes, muy baja pero de consecuencias muy graves, y en los
impactos del ciclo del combustible.
Existen una gran diversidad de tecnologías de utilización de la biomasa y, adicionalmente, su
impacto puede variar en función de las alternativas de depuración de gases adoptadas. Por ello
y si bien, esencialmente, en todas ellas las emisiones de gases de efecto invernadero son bajas
considerando su ciclo completo de vida, el efecto ambiental global puede variar suponiendo
desde bajos hasta altos costes externos.
La generación fotovoltaica es muy limpia en su utilización, pero la consideración de su ciclo de
vida total, que requiere una importante realización por unidad de energía producida, supone
unos costes externos apreciables.
Las tecnologías basadas en la utilización de gas natural son relativamente limpias en relación con la
emisión de contaminantes, pero sus emisiones de gases de efecto invernadero dependen de la tecnología
concreta utilizada. Las tecnologías de ciclo combinado contribuyen, por su rendimiento
elevado, a la reducción de estas emisiones. Sus costes externos ocupan una posición intermedia.
La utilización del carbón supone las mayores emisiones de gases de efecto invernadero y
usualmente emisiones importantes de gases contaminantes y partículas, en especial en centrales
antiguas. Sus costes externos, dentro de la variabilidad que las diferentes situaciones representan,
son los más elevados.
La [Tabla 1] recoge un resumen de los costes externos evaluados por los diferentes grupos nacionales
para los casos concretos que cada uno de ellos ha analizado. En ella puede apreciarse la
magnitud de los costes externos, su variabilidad y las características generales expuestas en los
párrafos anteriores para los diferentes grupos de fuentes de energías primarias utilizadas.
La metodología utilizada en el estudio parte de la consideración de las distintas acciones de las
instalaciones a lo largo de su ciclo de vida: emisiones, vertidos, residuos. Modeliza su dispersión

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [029]
Tabla 1. Costes externos de la generación de electricidad en la Unión Europea para tecnologías existentes
(en céntimo de € por kWh*) 2
País Carbón & lignito Turba Petróleo Gas Nuclear Biomasa Hidráulica Fotovoltaica Eólica
Austria 1-3 2-3 0,1
Bélgica 4-15 1-2 0,5
Alemania 3-6 5-8 1-2 0,2 3 0,6 0,05
Dinamarca 4-7 2-3 1 0,1
España 5-8 1-2 3-5** 0,2
Finlandia 2-4 2-5 1
Francia 7-10 8-11 2-4 0,3 1 1
Grecia 5-8 3-5 1 0-0,8 1 0,25
Irlanda 6-8 3-4
Italia 3-6 2-3 0,3
Holanda 3-4 1-2 0,7 0,5
Noruega 1-2 0,2 0,2 0-0,25
Portugal 4-7 1-2 1-2 0,03
Suecia 2-4 0,3 0-0,7
Gran Bretaña 4-7 3-5 1-2 0,25 1 0,15
*Subtotal de la externalidades cuantificables (como calentamiento global, salud pública, salud laboral, daños materiales)
**Biomasa coincinerada con lignitos
y evalúa los efectos de su interactuación sobre el medio. Finalmente valora monetariamente las
consecuencias de estos efectos sobre la salud, los elementos materiales, las cosechas, el ecosistema
o el calentamiento global.
La concreción económica de los resultados no es óbice para señalar la existencia de amplios
márgenes de incertidumbre a lo largo de todo el proceso de evaluación.
La [Tabla 2], correspondiente al análisis realizado para las centrales seleccionadas el Alemania,
señala las categorías de daños evaluados en forma de costes externos. En adición a ellos se han
evaluado los impactos sobre los ecosistemas (acidificación y eutrofización) y sobre el calentamiento
global.
Tabla 2. Costes externos marginales de la producción de electricidad en Alemania 2 (céntimos de € por kWh)
Carbón Lignito Gas Nuclear Fotovoltaica Eólica Hidráulica
Costes de daños
Ruidos 0 0 0 0 0 0,005 0
Salud 0,73 0,99 0,34 0,17 0,45 0,72 0,051
Materiales 0,015 0,020 0,007 0,002 0,012 0,002 0,001
Cosechas 0 0 0 0,0008 0 0,0007 0,0002
Total 0,75 1,01 0,35 0,17 0,46 0,08 0,05
Coste de supresión de daños
Ecosistemas 0,20 0,78 0,04 0,05 0,04 0,04 0,03
Calentamiento global 1,6 2,00 0,73 0,03 0,03 0,04 0,03
*Estimaciones medias tecnologías actuales; las emisiones de CO 2 están valoradas teniendo en cuenta costes de supresión de las mismas de
19 € por tonelada de CO
2
European Commission. External Costs. Research results on socio-environmental damages due to electricity and transport

[030] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
La tabla pone de manifiesto la importancia que esencialmente tiene el efecto sobre el calentamiento
global sobre las fuentes de energías primarias fósiles, derivado de las correspondientes
emisiones de gases de efecto invernadero. Asimismo, puede observarse el papel que corresponde
en segundo lugar a los efectos sobre la salud, derivados también de emisiones, en este caso
de gases y partículas contaminantes.
La utilización predominante de tecnologías de combustión en la generación de electricidad y la
producción de emisiones de gases de efecto invernadero y contaminantes como resultado de
estas tecnologías coloca como acción prioritaria a considerar para la reducción de los impactos
debidos a las mismas la disminución, retención y control de estas emisiones.
[2.3] Reducción de los impactos ambientales de la generación de
electricidad. Reequilibrio en la estructura de producción
[2.3.1] Participación de las tecnologías de combustión en la generación
de electricidad
La generación de electricidad permite utilizar la practica totalidad de las fuentes energéticas a
través de múltiples tecnologías. Por ello la evolución de su estructura de producción de las distintas
fuentes primarias y tecnologías, es un reflejo tanto de la aplicabilidad y disponibilidad, real o
percibida, que determina sus costes directos, como de sus efectos, reales o percibidos socialmente,
de los que se derivan sus costes externos o sus posibilidades de aceptación.
Actualmente [Ver Figura 1] un 65,3% de la generación de electricidad a nivel mundial procede de
la combustión de recursos fósiles: carbón, petróleo y gas. La generación nuclear representó un
16,6% y la correspondiente a energías renovables un 18,1%.
En España, la generación de electricidad con combustibles fósiles representó en el año 2003 un
49% de la generación de electricidad; la generación de origen nuclear un 26% y la generación
con energías renovables un 25%. La hidraulicidad de dicho año contribuyó a una mayor participación
de estas energías en el computo total [Ver Tabla 3].
Queda patente pues la importancia que en la producción de electricidad tiene la generación
térmica con utilización de recursos fósiles, que ocupa el primer lugar entre la alternativas actualmente
empleadas.
La utilización de recursos fósiles conlleva en primer lugar el agotamiento de unas reservas que
la naturaleza ha tardado miles de millones de años en producir.
Las reservas probadas a nivel mundial de combustibles fósiles representaban a finales del año 2003
unos 156.000 millones de toneladas para el petróleo; para el gas natural, unos 175.780.000 millones
de metros cúbicos, equivalentes a 158.202 millones de toneladas de petróleo, y para el carbón unos
984.453 millones de toneladas, equivalentes a 484.475 millones de toneladas de petróleo.
Las cifras de consumo anual de estos recursos en el año 2003 representaron, en millones de toneladas
equivalentes de petróleo, unas cifras aproximadas de 3.600 para el petróleo, 2.300 para
el gas natural y 2.500 para el carbón.
Tal como pone de manifiesto la [Tabla 4], al ritmo actual de consumo las reservas actuales de
combustibles fósiles tendrían en su conjunto una vida de unos 93 años (vida útil estática).

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [031]
Tabla 3. Producción bruta de electricidad en régimen ordinario y producción en régimen especial por fuentes.
España peninsular año 2003 3
Régimen Ordinario
Hidroeléctrica 38.824 38.824
Total Renovables Nuclear Fósiles
Nuclear 61.835 61.835
Carbón nacional 59.066 59.066
Carbón importado 13.290 13.290
Fuel 4.335 4.335
Gas 18.708 18.708
Régimen Especial
Energías renovables 18.160 18.160
Residuos 1.911 1.911
Cogeneración 19.225 19.225
Tratamiento residuos 1.910 1.910
Total 237.264 58.895 25% 61.835 26% 116.534 49%
Un progresivo aumento en el consumo de energía reduciría esta vida útil. El desarrollo de mejoras
tecnológicas, junto con un incremento en los precios aceptables, pueden conducir a un
aumento de las reservas incorporando recursos que hoy en día pueden considerarse como no
convencionales. Sin embargo, es de señalar que, en todo caso, se trata de unos recursos que si
bien a medio plazo pueden ser suficientes, con una óptica de sostenibilidad y a largo plazo son
esencialmente limitados.
En segundo lugar la utilización de combustibles fósiles representa la emisión de los gases producidos
en la combustión. Esta emisión de gases y partículas arrastradas por ellos, es su efecto
ambiental más característico.
Por su propia naturaleza la combustión de recursos fósiles, materia orgánica carbonizada o
transformada en hidrocarburos, produce dióxido de carbono. Ello es consustancial con el propio
proceso que, al crear fuertes enlaces carbono-oxígeno, permite la liberación de la energía
utilizada.
El dióxido de carbono es un gas de efecto invernadero. En el momento actual, su contribución
al calentamiento global es el preponderante entre la correspondiente a otros gases cuya
Tabla 4. Reservas y consumo de combustibles fósiles 4
Reservas Consumo Vida útil estática
millones de tep
Petróleo 156.700 3.636 43
Gas natural 158.202 2.356 67
Carbón 484.475 2.587 187
Total 799.377 8.579 93
años
3
CNE. Información básica de los sectores de la energía. Año 2004 y elaboración propia
4
BP Statistical Review of World Energy, June 2004 y elaboración propia

[032] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
emisión contribuye también a este efecto: metano, óxido nitroso, CFC’s. En la Unión Europea
sus emisiones representaron más del 80% del total de emisiones antropogénicas de gases de
efecto invernadero, y su origen fundamental son los procesos de combustión.
Adicionalmente, en el proceso de combustión pueden derivarse emisiones de óxidos de nitrógeno,
formados esencialmente por la oxidación de nitrógeno contenido en el aire de combustión;
emisiones de óxidos de azufre, derivadas del contenido en azufre del combustible; emisiones
de metales pesados, singularmente de mercurio contenido en el combustible; y partículas,
pequeñas cenizas originadas en la combustión.
Esencialmente constituyen contaminantes, con efectos potenciales sobre la salud y sobre el
medio. Su deposición puede dar lugar a lluvia ácida y a procesos de eutrofización. Los óxidos de
nitrógeno son adicionalmente precursores de la formación de ozono troposférico, dando lugar
al smog o niebla fotoquímica.
Los efectos de estas emisiones pueden tener un carácter global sobre la totalidad del planeta o un carácter
restringido a áreas más o menos extensas en función de la dispersión de la que pueden ser objeto,
de acuerdo con su vida media en la atmósfera o con sus condiciones de deposición en el medio.
La transformación termodinámica del calor producido en energía mecánica exige el empleo de
un foco frío. Los efectos de esta exigencia sobre las aguas superficiales (ciclos abiertos) o sobre
la atmósfera y la utilización de recursos hídricos (aerocondensadores y ciclos cerrados) tienen
que ser contemplados, si bien usualmente se trata de impactos de carácter local y restringido.
Finalmente, tanto la combustión como los procesos que puedan ser implantados para la depuración
de los gases producidos pueden originar residuos. Su volumen puede ser importante
cuando se utilizan combustibles sólidos con alto contenido en cenizas.
Ante estas acciones, asociadas a la utilización de combustibles fósiles en la generación de electricidad,
se consideran líneas de actuación para reducir sus efectos. Conllevan medidas administrativas
y programas tecnológicos y en general existe a nivel mundial una coincidencia en los
objetivos propuestos, si bien este acuerdo no ha alcanzado a la totalidad de la normativa desarrollada
para alcanzarlos.
[2.3.2] Potenciación de otras fuentes energéticas. Las fuentes de energía
renovables
Una primera línea de actuación es la potenciación de otras fuentes energéticas primarias con menores
costes ambientales. Las energías fósiles tienen y continuarán teniendo un papel importante en la
generación de electricidad. Sin embargo, tanto el propio desarrollo tecnológico de las fuentes de
energía renovables, tratado a lo largo de diferentes capítulos de esta monografía, como el apoyo administrativo
y su implantación han de favorecer su penetración en la estructura de la generación de
electricidad.
A nivel español, esta potenciación se manifiesta en la existencia de un Régimen Especial de
Producción de Electricidad que se aplica a la producción de electricidad con energías renovables
y mediante procesos de cogeneración.
Regulado desde 1980, año en el se promulgó la Ley 80/1980 de Conservación de la Energía, los
posteriores desarrollos legislativos –RD 2366/1994 sobre producción de energía eléctrica por instalaciones
hidráulicas, de cogeneración y otras instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de
energía renovables; RD 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [033]
por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración;
y actualmente el RD 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para
la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción
de energía eléctrica en Régimen Especial– establecen un régimen de promoción. Este régimen
de promoción está basado en asegurar la incorporación al sistema de toda la energía eléctrica generada
por estas instalaciones y garantizar la percepción de unos incentivos económicos adicionales
al precio del mercado, de forma que pueda asegurarse su rentabilidad económica.
En diciembre de 1999, el Gobierno aprobó un Plan de Fomento de Energías Renovables. En
el ámbito de la generación eléctrica su objetivo es doblar en el año 2010 la generación de electricidad
a través de estas fuentes (pasar de una generación equivalente en año hidráulico medio
de 38.851 GWh en 1998 a 76.596 en el año 2010). Ello implica desplazar el grueso de la contribución
actual de estas energías, de origen hidráulico en un 90%, hacia la energía eólica y la biomasa,
quedando la energía hidráulica en un 50% de la generación de electricidad con fuentes
renovables.
A nivel europeo, esta potenciación de las energías renovables se revela en el Libro de Verde sobre
la Seguridad de Abastecimiento Energético (noviembre de 2000) y fundamentalmente en
la Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001,
sobre la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el
mercado interior de electricidad, que no sólo define las líneas generales para el establecimiento
de programas a nivel estatal de fomento de la generación de electricidad con energías renovables,
sino que fija también objetivos a nivel nacional. El objetivo asignado a España de participación
de las energías renovables en la estructura de la producción de electricidad en el año
2010 es del 29,4% (19,9 en 1997).
[2.3.3] La energía nuclear
La energía nuclear aporta una importante contribución a la generación de electricidad y puede permitir,
como en el caso de las energías renovables, una reducción en la utilización de energías fósiles.
Los análisis de sus costes externos, presentados en el apartado anterior, ponen de relieve unos
efectos ambientales bajos, que contribuirían, con un aumento de la participación nuclear en la
producción de electricidad, a la disminución global de su impacto ambiental.
La aceptación pública de esta fuente energética es la mayor dificultad existente en el presente
para su desarrollo. En esta línea el Libro Verde de la Comisión Europea “Hacia una estrategia
europea para la seguridad del suministro de energía” califica a la energía nuclear, junto con los
combustibles sólidos como “los indeseables” 5 .
Las líneas de acción para permitir un aumento de la contribución de esta fuente energética para
mejorar el impacto global de la generación de electricidad no deben pues olvidar esta orientación
de mejora de la aceptación pública.
Desde el punto de vista ambiental los retos más importantes de la generación nuclear en su actual
tecnología de fisión se dirigen a mejorar su ya muy elevado nivel de seguridad y a materializar
soluciones definitivas de disposición de residuos. Pero asimismo la nuevas tecnologías de
fusión pueden representar un hito importante en la generación limpia de electricidad.
Todos estos aspectos se analizan en detalle en el correspondiente apartado de esta monografía.
5
Comisión Europea. Libro Verde, Hacia una estrategia europea para la seguridad del suministro de energía. Punto II A

[034] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[2.4] La mejora en las tecnologías de generación eléctrica con
combustibles fósiles
Como se ha señalado, el papel de la generación de electricidad con combustibles fósiles mantendrá,
cuanto menos en el horizonte de planificación actual e incluso con la potenciación del
papel de las energías renovables, una importancia capital.
Por ello la mejora de los tecnologías de generación eléctrica con combustibles fósiles es básica
en la reducción de los efectos ambientales atribuibles globalmente a la electricidad.
[2.4.1] La mejora del rendimiento
Obtener un aumento en el rendimiento de los sistemas de generación supone una reducción
del combustible utilizado por unidad de energía producida. Ello contribuye a limitar la utilización
y el agotamiento de recursos naturales limitados.
Sin embargo este no es sólo su único efecto. Los gases de combustión están relacionados con
cantidad de combustible utilizado. A igualdad de condiciones una reducción en la utilización de
combustible contribuye a limitar las emisiones derivadas de la generación de electricidad.
Una mejora en el rendimiento es básica pues para la reducción de la contribución al efecto invernadero
de la generación con combustibles fósiles. El avance desde rendimientos típicos del
35% a rendimientos próximos al 60% de modernos desarrollos puede suponer por sí sólo reducciones
de las emisiones de gases de efecto invernadero por unidad de energía eléctrica
producida próximas al 40%.
Análogas reducciones se obtienen en la reducción del consumo de combustible.
En todas las tecnologías de utilización de energías fósiles se han producido desde su inicio
avances considerables en los rendimientos obtenidos.
Los ciclos combinados, mediante la utilización de un ciclo de Brayton (turbina de gas), la generación
de vapor aprovechando el calor residual de los gases de escape de la turbina y su
utilización en un ciclo de Rankine (turbina de vapor) permiten acercarse a los rendimientos
del 60% señalados.
La situación del desarrollo tecnológico correspondiente a la utilización de combustibles sólidos
es analizada en el apartado correspondiente de la presente monografía.
El desarrollo de pilas de combustible con utilización de vectores energéticos, hidrocarburos o hidrógeno,
derivados de los combustibles fósiles puede asimismo contribuir a esta mejora de rendimiento.
En todo caso debe considerarse el rendimiento global de la totalidad del ciclo de transformación
del recurso fósil en vectores finales o hidrógeno y de su posterior conversión en electricidad.
[2.4.2] Cogeneración
La cogeneración, producción combinada de energía eléctrica y calor útil, supone la aportación
una mayor eficiencia energética global al ciclo de generación de electricidad.
Sus efectos son equivalentes a una mejora en el rendimiento y suponen una reducción del combustible
utilizado por unidad de energía, eléctrica y térmica, producida.

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [035]
Como en el caso anterior, ello contribuye a limitar la utilización y el agotamiento de recursos
naturales y a limitar las emisiones derivadas de la generación de electricidad y calor.
La cogeneración esta promovida en España a través de su inclusión en el Régimen Especial de
Producción de Electricidad, ocupando un primer lugar en cuanto a la electricidad generada
dentro del mismo [Ver Tabla 3].
El RD 436/2004, de 12 de marzo, asegura su incorporación al sistema y garantiza la percepción
de unos incentivos económicos adicionales al precio del mercado, para contribuir a su rentabilidad
económica.
El 28 de noviembre de 2003 el Consejo de Ministros aprobó la Estrategia de Ahorro y Eficiencia
Energética en España (E-4) para el período 2004-2012. En el área de cogeneración preveía
un objetivo de incremento en la potencia instalada entre el año 2002 y el año 2011 de 1.700
MW, sobre los 5.579 existentes, lo que totalizaría 7.279 MW. Los avances experimentados en la
tecnología, con rendimientos obtenibles superiores y el fomento de tipos de cogeneración no
industriales, sino con aplicaciones en el sector terciario, como el “district heating”, pueden favorecer
adicionalmente su implantación.
En el ámbito europeo ello se ratifica con la emisión de la nueva Directiva 2004/8/CE del Parlamento
Europeo y del Consejo, de 11 de febrero de 2004, relativa al fomento de la cogeneración
sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía y que modifica la
anterior Directiva 92/42/CE.
[2.4.3] La reducción de emisiones contaminantes
Las emisiones constituyen, como se ha señalado, el efecto ambiental más característico e importante
de la generación de electricidad con combustibles fósiles.
Su reducción, siempre importante, constituye en la actualidad en una sociedad con utilización
masiva de energía a nivel mundial, un factor crucial.
Como se ha señalado las emisiones de gases de efecto invernadero, singularmente de dióxido de
carbono, forman parte sustancial del proceso de combustión, la creación del enlace carbono-oxígeno
permite precisamente la liberación de la energía utilizada en el proceso de generación de electricidad.
A su análisis se reserva en exclusiva el siguiente epígrafe, dada la importancia global de sus
efectos y la novedad de las tecnologías planteadas para evitarlos, secuestro y aislamiento del dióxido
de carbono, serán tratadas en el siguiente apartado.
Las emisiones contaminantes, esencialmente, óxidos de nitrógeno, dióxido de azufre, partículas
y metales pesados, derivan de contaminantes contenidos en el combustible o de procesos adicionales
asociados a la combustión.
Sus efectos como ya se ha señalado son asimismo importantes, fundamentalmente a una escala
regional, con efectos directos sobre la salud, la economía y el medio. Históricamente han sido
objeto de atención, al ser perceptibles más directamente. Sin embargo el incremento en el consumo
de energía ha conducido a su extensión y las medidas, legales y tecnológicas para su limitación
han alcanzado una gran importancia.
Desde el punto de vista legal, en Europa, las directivas sobre calidad de aire y concretamente
las directivas 1999/30/CE –que establece límites para el dióxido de azufre, los óxidos de nitrógeno,
las partículas y el plomo en el aire ambiente– y 2002/3/CE –que establece límites para el

[036] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
ozono– juntamente con las directivas que limitan las emisiones de la grandes instalaciones de
combustión, y concretamente la Directiva 2001/80/CE, imponen conjuntamente restricciones
de importancia a las emisiones de contaminantes por las centrales térmicas.
Estas directivas están traspuestas en nuestro país por los Reales Decretos 1073/2002 sobre evaluación
y gestión de la calidad del aire y 1796/2003 sobre ozono en el aire ambiente, así como por
el Real Decreto 430/2004, que limita las emisiones de las grandes instalaciones de combustión.
Desde el punto de vista tecnológico las medidas técnicas de reducción han alcanzado un elevado
desarrollo y permiten una reducción de las emisiones de contaminantes hasta alcanzar
niveles muy bajos.
[2.4.3.1] Técnicas de reducción de emisiones de partículas
Se trata, históricamente, de las primeras medidas aplicadas. Las cenizas de la combustión,
arrastradas por los gases de combustión, han constituido y constituyen uno de sus efectos
ambientales más notorios y significativos.
Desde el punto de vista primario, la emisión de partículas está ligada a la cantidad de inquemados
producidos en el proceso de combustión. Depende por ello, no sólo de que el propio
proceso de combustión sea completo, sino también de la composición del combustible. Su
contenido de materia inorgánica se transformará esencialmente en cenizas.
Por ello son los combustibles sólidos los que presentan en mayor medida esta problemática.
Las técnicas de reducción secundaria de emisiones de partículas operan sobre los gases de
combustión producidos, alcanzan en la actualidad eficiencias muy importantes, que pueden
llegar hasta el 99,9% 6 .
Estas eficiencias son, sin embargo necesarias para mantener niveles adecuados de calidad del
aire, acordes con la reglamentación, esencialmente en el caso de utilización de determinados
combustibles sólidos.
Por otra parte, las eficiencias varían con el tamaño de las partículas contenidas. En adición a la
emisión total de partículas, su espectro de tamaños determina sus efectos. Tamaños menores
presentan mayores efectos sobre los seres vivos, al rebasar sus mecanismos de retención. De
aquí la importancia concedida sucesivamente a las partículas de menor diámetro.
Las técnicas de reducción de emisiones presentan asimismo menores eficiencias ante menores
tamaños de partículas.
Esencialmente están basadas en tres tecnologías:
❚ Precipitadores electrostáticos con extracción seca o húmeda de las partículas captadas. Son
los elementos más comúnmente utilizados. Su eficiencia frente a partículas mayores de 10 micras
puede alcanzar el 99,5%. Sin embargo disminuye para partículas de pequeño tamaño, llegando
a alcanzar el 96,5% para partículas de 1 micra. Los esfuerzos de desarrollo se dirigen a
aumentar la eficiencia para pequeños tamaños.
❚ Filtros de mangas. Consiguen eficiencias muy altas, tanto para partículas grandes (99,95% para
diámetros superiores a 10 micras) como pequeñas (99,6% para partículas de 1 micra). Su
6
EU IPPC Draft Reference Document on Best Available Technique for Large Combustion Plants. Draft 2001

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [037]
utilización comienza a ser difundida, especialmente al poder ser combinada en aplicaciones
tecnológicas para reducir la emisiones de dióxido de azufre, por vía seca o semiseca, como se
analizará en el siguiente punto. La disminución de las pérdidas de carga y la mejora en la duración
de los filtros son temas de desarrollo actual.
❚ Sistemas de lavado húmedo. Basados en la pulverización de agua sobre los gases de combustión
para el arrastre de las partículas contenidas. Usualmente constan de un venturi para la
pulverización de agua en los gases de combustión y de un separador ciclónico, al que pasan
para separar de ellos la fase líquida arrastrada. La fase líquida es recirculada, efectuándose
purgas para la extracción de la partículas depositadas.
El lavado húmedo supone una reducción de temperatura de los gases y una saturación de agua
de los mismos. Su uso exclusivamente para la eliminación de partículas se ha reducido, teniendo
en cuenta las alternativas existentes. Sin embargo y como en el caso anterior su aplicación
combinada con tecnologías de reducción de emisiones de dióxido de azufre y de metales por
vía húmeda es frecuente.
Los sistemas de lavado húmedo permiten altas eficiencias (del 99,9% para diámetros superiores
a 10 micras hasta el 98,5% para partículas de 1 micra).
[2.4.3.2] Técnicas de reducción de las emisiones de óxidos de azufre
Desde el punto de vista primario, la emisión de óxidos de azufre está ligada a la cantidad de azufre
contenido en el combustible, que en el proceso de combustión se trasformará en dióxido de azufre.
La eliminación de azufre del combustible constituye pues la medida primaria para la reducción
de estas emisiones. La normativa ha limitado progresivamente los contenidos de azufre de los
combustibles líquidos y gaseosos aplicando técnicas de desulfuración de los mismos, hasta niveles
bajos. El lavado de carbones contribuye a la eliminación de compuestos en los que queda
contenido. En todo caso son usualmente los combustibles sólidos los que presentan en mayor
medida esta problemática.
Las técnicas de reducción secundaria de emisiones de dióxido de azufre operan sobre los gases
de combustión producidos y llegan a alcanzar eficiencias del 90-95% 7 .
La técnica más utilizada es el lavado húmedo con lechada de caliza. Esencialmente, el carbonato
cálcico reacciona con el dióxido de azufre formando sulfito cálcico, que puede oxidarse,
de forma natural o forzada, a sulfato cálcico.
La extracción de grandes cantidades de azufre significa la utilización de cantidades importantes
de caliza y la generación asimismo de cantidades importantes de subproducto. En este sentido
es importante que este último, por responder a un proceso forzado de oxidación, éste constituido
esencialmente por yeso y sus características permitan su utilización. De no conseguirse esta
oxidación puede requerirse destinar a vertedero el producto obtenido.
Adicionalmente, y tal como se ha señalado en el punto anterior, el lavado supone dejar a los
gases de combustión en condiciones de humedad y temperatura próximas a la saturación, que
pueden incluso exigir su recalentamiento mediante un cambiador de calor.
Junto con las técnicas de lavado húmedo, se plantean técnicas semisecas o secas, basadas en la adición
de lechadas concentradas, o incluso polvo, de hidróxido cálcico a los gases de combustión. La
7
EU IPPC Draft Reference Document on Best Available Technique for Large Combustion Plants. Draft 2001

[038] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
reacción se produce en vía seca, produciendo como en el caso anterior sulfito y sulfato cálcico que
son arrastrados por los gases. La separación se produce mediante filtrado de los gases de combustión.
Usualmente se introducen sistemas de reciclaje para conseguir una adecuada utilización del reactivo.
La vía seca supone rendimientos menores que se traducen usualmente en la utilización
de mayores cantidades de reactivo (superiores entre el 10 y el 40%) y la reducción del rendimiento
de separación (85-95%).
En el extremo la adición de los reactivos a los gases de combustión para la reducción de los óxidos
de azufre puede realizarse en línea incluso desde el propio proceso de combustión. Los
rendimientos obtenidos serán variables dependiendo de las condiciones en que se realicen. Se
reportan rendimientos desde el 40 al 90%.
[2.4.3.3] Técnicas de reducción de las emisiones de óxidos de nitrógeno
Tras la reducción de las emisiones históricamente más significativas del proceso de combustión
–partículas y óxidos de azufre– ha cobrado importancia la reducción de la emisiones de óxidos
de nitrógeno.
La emisión de óxidos de nitrógeno es esencialmente independiente de la composición del combustible,
ya que su generación se produce en el proceso de combustión a partir del nitrógeno
atmosférico. La producción de electricidad, que en algunos casos debe utilizar combustibles de
menor calidad y potencialmente contaminantes, no ocupa por ello más que un papel secundario
en las emisiones de óxidos de nitrógeno, cuya primera causa es debida a la combustión en
los vehículos: el tráfico.
La reducción de los óxidos de nitrógeno generados en el proceso de combustión parte de medidas
primarias: modificación del propio proceso para reducir la formación óxidos de nitrógeno,
singularmente por utilización de quemadores de baja producción de NOx.
La reducción primaria de la producción de NOx se basa en:
❚ Reducción de la temperatura de combustión, que disminuye la formación de NOx. Puede
suponer reducción de rendimiento.
❚ Reducción del exceso de aire de combustión. La reducción de la disponibilidad de oxígeno
contribuye a reducir la formación de NOx. Puede conducir a combustión incompleta.
De acuerdo con estos principios los quemadores de bajo NOx se basan en adecuar:
❚ La distribución del aire, con creación de dos zonas de combustión: zona primaria con alta
temperatura, pero con déficit de oxígeno, y zona secundaria con inyección de aire que concluye
la combustión a baja temperatura.
❚ La recirculación de los gases de combustión, reintroduciéndolos en la zona de combustión, lo
que reduce la disponibilidad de oxígeno en ella.
❚ La distribución de combustible, con creación de una segunda zona de requemado por inyección
adicional de combustible que reacciona en déficit de oxígeno, y finalmente de aire para
completar, a baja temperatura, la combustión.
Estas alternativas conducen a reducciones en las emisiones de óxidos de nitrógeno cifradas en
el 65% 8 .
8
EU IPPC Draft Reference Document on Best Available Technique for Large Combustion Plants. Draft 2001

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [039]
La reducción a menores niveles puede realizarse mediante medidas secundarias, aplicadas a los
gases resultantes de la combustión: reducción selectiva catalítica (SCR) y reducción selectiva
no catalítica (SNCR). Ambas están basadas en la adición a los gases de combustión de amoniaco
(o de urea) como agente reductor que reacciona con los óxidos de nitrógeno formando nitrógeno
molecular y agua.
En el primer caso se realiza a temperaturas del orden de 300 a 400°C precisando la utilización
de catalizadores. En el segundo a temperaturas altas, entre 850 y 1.100°C no precisando catalizadores.
En ambos casos se pueden llegar a obtener muy bajas tasas de emisión. El límite a dicha reducción
viene dado por la posibilidad de mantener en las emisiones excesos de amoniaco, mayores
en la medida en que se deseen tasas de emisión más bajas de NOx. La reducción selectiva catalítica,
más eficiente, permite obtener reducciones del 95%.
[2.4.3.4] Metales pesados: mercurio
Tras considerar la reducción de los contaminantes definidos tradicionalmente como los principales
asociados al proceso de combustión, tanto por su significación como por el valor de las
concentraciones alcanzadas en los gases de combustión, se ha considerado la reducción de contaminantes
emitidos en muy pequeñas concentraciones pero cuyos efectos pueden ser apreciables
dada la progresiva importancia del proceso. Es el caso de los metales pesados, destacando
entre ellos el mercurio.
Los diferentes carbones presentan, en mayor o menor proporción, trazas de mercurio, de forma
que la combustión es una de la fuente de emisión a la atmósfera de este metal.
En los países en los que las fuentes tradicionales de mercurio –entre ellas metalurgia, industria
clorocaústica, baterías, fungicidas, usos médicos– reducen su importancia, la cobran las fuentes
derivadas de la combustión y entre ellas de la incineración de residuos y de la combustión en
centrales térmicas.
Las tecnologías de filtración y de reducción de óxidos de azufre, tanto en vía húmeda como en
vía seca, suponen una captación sustancial de mercurio. La incorporación adicional de los sistemas
de reducción catalítica incrementa considerablemente la retención de mercurio, que de
esta manera puede llegar hasta cifras de reducción del 80%.
[2.4.4] Otras líneas de mejora: refrigeración y residuos
El uso del agua como fuente fría es un efecto ambiental típico en la generación térmica de electricidad.
Su calentamiento o su evaporación, al utilizar ciclos cerrados con torres húmedas de refrigeración,
constituyen efectos a considerar. La gestión adecuada de estos efectos y la utilización de
las tecnologías de refrigeración más adecuadas en cada caso puede contribuir a su reducción.
La utilización de combustibles y principalmente de combustibles sólidos puede conllevar una importante
generación de residuos: escorias, cenizas o componente derivados de la depuración de gases.
La consideración, en la mayor medida posible, de estos elementos como subproductos de
utilidad en otros sectores y procesos puede aliviar la generación de residuos. La utilización
de cenizas en la fabricación de cemento, o del yeso producido en la desulfuración en construcción
son algunas de las posibles aplicaciones que deben ampliarse y desarrollarse.

[040] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[2.5] Reducción de emisiones de dióxido de carbono en la
generación con combustibles fósiles. Captura y confinamiento
de emisiones
[2.5.1] Dióxido de carbono y cambio climático
El dióxido de carbono es y ha sido siempre un compuesto presente e importante en nuestra
atmósfera es por ello un contaminante de la misma. Sin embargo, si su incorporación a la atmósfera
es de tal magnitud que conduce a incrementar sensiblemente el porcentaje en que
participa en su composición, puede contribuir a modificar, de forma global, su comportamiento.
Uno de los efectos de esta modificación en la composición de la atmósfera, detectado actualmente
como más significativo, es su contribución a aumentar la absorción de la radiación de calor
terrestre. Ello provoca una elevación de la temperatura en la que se produce el equilibrio
entre la energía recibida y la emitida por nuestro planeta. Es el efecto conocido como “efecto
invernadero” y su repercusión es un cambio climático a escala global.
El dióxido de carbono es el más característico de los gases de efecto invernadero. Otros gases,
como el metano y el óxido nitroso, y los aerosoles sulfurados CFC’s cuya emisión se deriva
también en medida significativa de las actividades humanas, contribuyen al mismo.
El cambio climático es objeto de un amplio análisis a escala mundial. Ante la complejidad del
fenómeno, la Organización Meteorológica Mundial (OMM) y el Programa de las Naciones
Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) crearon en 1988 el Grupo Intergubernamental de
Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), con el objetivo de disponer de una fuente de
información objetiva y ampliamente aceptada sobre el cambio climático, sus repercusiones
ambientales y socioeconómicas y las opciones de respuestas posibles.
El IPCC ha publicado tres informes los años 1990, 1995 y 2001 que han contribuido a confirmar
la existencia de bases científicas relativas al cambio climático y que han sido documentos
de referencia en los procesos internacionales de negociación sobre desarrollo sostenible.
El informe de 2001 ratifica las conclusiones de los dos anteriores:
❚ Pone de manifiesto el incremento en la concentración de dióxido de carbono en la atmósfera,
que evalúa en el 31% desde el inicio de la revolución industrial (1750), sitúa esta concentración
en el nivel más elevado desde los últimos 420.000 años y probablemente en los últimos
20 millones de años.
❚ Analiza las consecuencias de este incremento que, junto con el correspondiente a otros gases
de efecto invernadero, se traduce en un aumento de la temperatura de la superficie de la tierra,
una disminución de la capa de nieve y hielo, un aumento del nivel del mar y una mayor
incidencia de situaciones climáticas extremas.
❚ Finalmente considera opciones de reducción y mitigación de emisiones.
[2.5.2] Limitación de emisiones: una actuación necesaria
La necesidad de dar una respuesta a esta situación supuso, en coincidencia con la Cumbre de
Río, el establecimiento de una primera plataforma para tomar medidas para hacer frente al
cambio climático: la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático,
adoptada en 1992.

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [041]
Su objetivo es la estabilización de los gases de efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que
impida interferencias antropogénicas peligrosas en el sistema climático. Establece el compromiso
de adoptar medidas para prevenir el cambio climático en un contexto de colaboración internacional
y de promoción del crecimiento económico sostenible. En esta línea se fijó para los
países desarrollados el compromiso de volver, en el año 2000, individual o colectivamente, a los
niveles de emisión de 1990, estableciendo procedimientos de examen de la adecuación de este
compromiso al objetivo de la Convención.
Ya en el primer examen realizado en Berlín en 1995 se puso de manifiesto que era necesario un
mayor esfuerzo de reducción, llegándose a un consenso en Kioto el 11 de diciembre de 1997.
De acuerdo con este Protocolo de Kioto los países desarrollados deben reducir sus emisiones
de gases de efecto invernadero globalmente en un 5% para el periodo 2008-2012, en relación
con las correspondientes a 1990, fijándose para cada país un porcentaje concreto de reducción.
El máximo esfuerzo corresponde a la Unión Europea a la que, en conjunto, corresponde reducir
sus emisiones en un 8%, cifra superior a la acordada para los Estados Unidos (7%) o para
Japón (6%). Otros países como Rusia deberán estabilizar sus emisiones o podrán aumentarlas
como Australia (8%) o Islandia (10%). Dentro de la Unión Europea la reducción se distribuye
en función de la situación de cada país, alcanzando el 21% para países como Alemania o Dinamarca
y aumentos del 15% para España o del 27% para Portugal.
Las dificultades que ha supuesto esta ratificación del protocolo ponen de manifiesto que la necesidad
de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero no parece haber quedado
asumida como una cuestión prioritaria a nivel general, máxime cuando países que figuran
en primera línea como emisores de dióxido de carbono han rechazado su compromiso. Sin embargo
es evidente que un desarrollo sostenible no puede tener lugar sin una limitación de emisiones
de gases de efecto invernadero.
[2.5.2.1] Equidad en la limitación de emisiones: un condicionante derivado de las desigualdades
existentes
La necesidad de reducción de emisiones a nivel global se inserta en un contexto de gran desigualdad
mundial en riqueza, consumo de energía y generación de emisiones.
El Consejo Mundial de la Energía pone de manifiesto en su Informe 2000 este aspecto, señalando
que un 20% de la población mundial, 1.000 millones de personas de los países industrializados,
consumen un 60% del abastecimiento energético. El 80% restante de la población
mundial, 4.000 millones de personas de los países en vías de desarrollo, consumen únicamente
el 40%.
La disparidad de este balance es aún más significativa presentada en forma individual: el 20%
de la población, el más desarrollado, tiene ingresos per cápita superiores a 22.000 $ anuales y
consume 5 toneladas equivalentes de petróleo al año. El 40% de la población, el menos desarrollado,
tiene ingresos inferiores a 1.000 $ anuales y consume 0,2 toneladas equivalentes de
petróleo al año. Es decir, tanto la renta como el consumo energético per cápita son unas 25 veces
superiores en los países más desarrollados que en los menos desarrollados. Las emisiones
de gases de efecto invernadero están en la misma proporción.
Es por ello los países más desarrollados los que deben soportar fundamentalmente la reducción
y en este sentido tanto la Convención Marco como el Protocolo de Kioto imponen la reducción
de emisiones a los países desarrollados, excluyendo a los que se encuentran en vías de desarrollo.
Las medidas de limitación de emisiones, basadas esencialmente en limitar el consumo de

[042] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
combustibles fósiles, no pueden cuestionar la aspiración de los países menos desarrollados a
aproximar sus niveles de desarrollo económico a los de los países más desarrollados. Ello, incluso
adoptando las mejores medidas de ecoeficiencia energética, puede conllevar aumentos en su
demanda energética y en sus emisiones.
En menor medida esta situación se reproduce entre los países desarrollados, en función del
nivel alcanzado. Si bien la reducción de emisiones tiene que ser un objetivo para todos, son lógicamente
los países más desarrollados y con superiores emisiones per cápita los que deben
afrontar en mayor medida la reducción.
[2.5.2.2] La Directiva Europea sobre el Régimen de Derechos de Emisión de Gases de
Efecto Invernadero
El cumplimiento de los compromisos de la Unión Europea en el Protocolo de Kioto exige actuaciones
para mantener la reducción global del 8% aceptada. La Directiva Europea sobre el
Régimen de Derechos de Emisión de Gases de Efecto Invernadero establece un sistema que
permite asignar a las empresas cuotas para sus emisiones de gases de efecto invernadero, en
función de los objetivos que corresponden a sus respectivos Estados dentro del compromiso
global.
La Directiva afecta a sectores que por sus emisiones de dióxido de carbono se consideran prioritarios:
actividades energéticas (instalaciones de combustión de más de 20 MW, refinerías y coquerías),
producción y transformación de metales férreos (siderurgia), industrias minerales
(producción de cemento, vidrio y cerámica), producción de pasta de papel y cartón. A nivel
europeo se estima que estos sectores representan el 45% de las emisiones.
La Directiva prevé su posible extensión a otros sectores en el futuro. Es pertinente destacar la
importancia que el transporte representa en la generación de emisiones de dióxido de carbono.
El sistema distribuye, dentro de cada Estado y de manera esencialmente gratuita, a cada empresa
de los sectores afectados, unas cantidades determinadas de emisiones de dióxido de carbono
(derechos de emisión). Para sobrepasar estas emisiones cada empresa deberá adquirir a
otra los derechos de emisión necesarios. Opuestamente, si una empresa dispone de derechos
de emisión que superan sus emisiones puede vender el excedente a las que lo precisen. Se crea
así un mercado de derechos de emisión a nivel general de la Unión Europea.
El sistema ofrece flexibilidad y motiva la aplicación de nuevas tecnologías limpias en las empresas,
tanto para cumplir la cuota de emisión asignada como para obtener ingresos adicionales por venta
de parte de la cuota si pueden reducir sus emisiones.
[2.5.3] El reto de la generación con fuentes de energía fósiles: la captura y
confinamiento de las emisiones de dióxido de carbono
La combustión es la causa más importante de las emisiones de dióxido de carbono y en general
de las emisiones de gases de efecto invernadero causadas por el hombre.
La combustión, como la degradación de la materia orgánica descompuesta por los seres vivos,
son procesos de obtención de energía creando el fuerte enlace carbono-oxígeno y por tanto con
desprendimiento de dióxido de carbono. Son procesos inversos a la fijación del dióxido de carbono
como materia orgánica, rompiendo dicho enlace y precisando por ello energía que realizan
los vegetales. La energía es energía solar aportada a través de la función clorofílica.

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [043]
Un equilibrio supone mantener la cantidad de dióxido de carbono, conservando el stock de materia
orgánica existente, viva o fósil.
Se considera que la combustión de materia orgánica generada a través de la actual actividad
vegetal, biomasa, no supone una reducción en el stock de materia orgánica, siempre
que se queme exclusivamente la cantidad generada. Sin embargo esta combustión puede
evitar aumentos en el stock de biomasa que pudieran constituir sumideros de dióxido de
carbono.
La combustión de recursos fósiles supone reducir el stock de materia orgánica fósil, en la que
los vegetales, en épocas geológicamente lejanas, secuestraron dióxido de carbono. En este caso
satisfacer necesidades energéticas actuales con estos recursos manteniendo el equilibrio, exige
recoger y retener de alguna forma el dióxido de carbono producido.
[2.5.3.1] La captura de las emisiones de CO 2
El dióxido de carbono generado en la combustión es un componente minoritario de los gases
producidos en ella. Su concentración, en los gases de combustión producidos por la generación
eléctrica con combustibles fósiles, oscila entre cifras del 4% para los ciclos combinados con gas
natural hasta el 14% para centrales de carbón.
Desarrollar un confinamiento en condiciones técnica y económicamente aceptables supone en
primer término separar o cuanto menos enriquecer sustancialmente en su contenido a los gases
de la combustión.
En este sentido se desarrollan tres líneas tecnológicas de actuación:
[Captura post combustión]
Dentro de esta línea pueden utilizarse una gran variedad de técnicas para separar del
dióxido de carbono de los gases de combustión. Las más probadas en el presente corresponden
al lavado con monoetilamina (MEA).
La amina absorbe, reaccionando químicamente, el dióxido de carbono de los gases de
combustión en la sección de absorción y posteriormente, por calentamiento en la columna
de desgasificación expulsa, por reacción inversa, una corriente de dióxido de
carbono concentrado, regenerándose la amina para su utilización.
De esta forma puede obtenerse una captura de hasta el 98% del dióxido de carbono,
(para centrales de generación se proponen normalmente cifras de alrededor del 90%),
con límites de hasta el 99% para la pureza del dióxido de carbono obtenido.
[Captura pre combustión]
La gran cantidad de gases a tratar por los procedimientos post combustión plantean
esencialmente la posibilidad de conversión del combustible en hidrógeno, captando el
dióxido de carbono generado en esta conversión. Ello reduce el volumen de gases tratados
pero exige la realización de reacciones de gasificación fundamentalmente a partir de
combustibles sólidos o de conversión de metano en hidrógeno, a partir del gas natural.
La utilización del hidrógeno una vez producido, mediante combustión o mediante
pilas de combustible, queda libre de emisiones de dióxido de carbono.

[044] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Las emisiones se concentran así en la primera parte de producción de hidrógeno.
El hidrógeno producido debe de ser separado de los restantes componentes de las
reacciones de gasificación, lo que conlleva por una parte la separación del dióxido
de carbono, y por otra orientar el proceso hacia la máxima producción de hidrógeno
mediante reacciones sucesivas de otros compuestos de carbono generados (monóxido
de carbono) hasta su oxidación total y conversión en dióxido de carbono.
En el siguiente apartado se amplia el análisis del papel del hidrógeno como vector
energético.
[Combustión con oxígeno]
La concentración de dióxido de carbono en los gases de combustión puede aumentarse
hasta cifras del 80% enriqueciendo en oxígeno el comburente utilizado.
Ello supone la utilización de procesos costosos de enriquecimiento en oxígeno. El desarrollo
de nuevas tecnologías de membranas puede sustituir las actuales técnicas
criogénicas, costosas en términos energéticos y económicos.
La utilización de esta línea puede simplificar otras acciones de depuración, al posibilitar
el secuestro, no sólo del dióxido de carbono sino también, junto con él, de otros
contaminantes producidos en la combustión como los óxidos de azufre.
Tras la captura del dióxido de carbono debe procederse a su presurización para su almacenamiento,
transporte y posterior confinamiento.
En la actualidad se realizan experiencias previas de desarrollo en plantas piloto, no se dispone
de instalaciones de dimensión comercial. En base a los desarrollos planteados la totalidad de las
operaciones de captura puede representar unos costes elevados tanto desde el punto de vista
económico como energético.
Los rendimientos netos pueden verse reducidos en cifras situadas entre los 8 y los 12 puntos
porcentuales. La repercusión económica puede representar cifras de unos 40 $ por tonelada de
dióxido de carbono capturado 9 .
Estos costes no recogen los relativos al confinamiento del dióxido de carbono que serán analizados
posteriormente.
[2.5.3.2] Alternativas de confinamiento
Las alternativas de confinamiento de dióxido de carbono consideradas habitualmente pueden
agruparse en tres diferentes áreas: confinamiento en el mar, confinamiento en estructuras
geológicas profundas y confinamiento químico, en forma de compuestos minerales.
Una de las primeras alternativas consideradas para el confinamiento de dióxido de carbono es
su bombeo e inyección profunda en el mar, hasta unos 1.000-2.000 m, buscando su retención a
través de su disolución en el agua.
De hecho el mar retiene una parte importante del dióxido de carbono de la superficie terrestre.
9
Para costes del gas del orden de 2 $/ GJ y para costes de 4 $/ GJ sería del orden de 50$. IEA Workshop on carbon dioxide capture
and storage, November 2002. General overview of costs, Paul Freund y John Davison

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [045]
Su contenido se cifra en unas 38.000 Gt de carbono, unas 50 veces más que la atmósfera terrestre,
que contiene unas 750 Gt.
Por su solubilidad, el aislamiento que puede suponer la estratificación de las capas profundas
de los océanos y por los ciclos biológicos que se desarrollan en el mar puede estimarse que los
periodos de retención serían muy dilatados y que la retención final sería importante.
Sin embargo, el conocimiento de los efectos que podría suponer esta disolución dista de ser
completo y pequeñas alteraciones en los equilibrios bioquímicos del mar podrían, como en la
atmósfera, ser causa de efectos importantes.
El cambio del pH de los océanos que supondría una inyección masiva y prolongada de CO 2 ,
compatible con la duración de las reservas de combustibles sólidos, podría tener consecuencias
en los ciclos de vida marinos. Por ello los esfuerzos de investigación de esta alternativa se centran
en el análisis y en la valoración de sus impactos, considerando diferentes situaciones y condiciones
de inyección.
El confinamiento terrestre de dióxido de carbono, en estructuras geológicas profundas, tiene una
experiencia paralela, aunque de magnitud diferente, en el almacenamiento de gas natural para el
mantenimiento de reservas importantes que permitan asumir las condiciones de la demanda.
Tradicionalmente se ha considerado para dicho uso en primer lugar la utilización de los propios
yacimientos agotados de gas y en general de hidrocarburos, en segundo lugar la utilización de
acuíferos profundos y finalmente la ejecución ex profeso de cavidades en zonas salinas que garanticen
una estanqueidad. Esta última solución queda descartada en el caso del almacenamiento
de dióxido de carbono debido a que si bien proporciona una gran elasticidad y facilidad
de funcionamiento, su capacidad es esencialmente limitada.
Los yacimientos agotados de gas o hidrocarburos en general están constituidos por zonas porosas,
rocas yacimiento, aisladas de la superficie por capas naturales estancas. Estas formaciones
han demostrado, precisamente por haber mantenido los hidrocarburos a lo largo de un periodo
muy largo de tiempo a escala geológica, su capacidad de retención y confinamiento.
Los acuíferos profundos presentan características similares. Son formaciones porosas separadas
del entorno por capas impermeables, susceptibles de retener y confinar gases.
Ambos tipos de formaciones pueden considerarse a profundidades de 1.000-2.000 m con espesores
de zona porosa que pueden llegar hasta 400 m.
En adición a estas estructuras geológicas, se ha propuesto el almacenamiento de dióxido de carbono
en depósitos de carbón no explotables. Constituyen estructuras de retención siempre que
los estratos del depósito presenten características de homogeneidad, continuidad y aislamiento.
Este tipo de almacenamiento puede permitir adicionalmente recuperar reservas de metano
atrapadas en el depósito, concurriendo de esta manera dos objetivos que pueden contribuir a la
reducción de los costes de confinamiento del dióxido de carbono.
Las capacidades estimadas de retención de estas formaciones se recogen en la [Tabla 5], que
pone de manifiesto la diferencias entre las estimaciones existentes.
Como puede apreciarse el potencial de almacenamiento más importante esta ligado a la capacidad
de los acuíferos profundos, sin embargo existe para ellos una importante incertidumbre en
las estimaciones, en adición, los yacimientos de gas proporcionan una capacidad significativa.

[046] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 5. Capacidades de almacenamiento estimadas para diferentes tipos de formaciones geológicas 10
Alternativa de almacenamiento
Capacidad global
Gt CO 2 % emisiones 2000-2050
Yacimientos de gas agotados 690 34
Yacimientos de petróleo agotados 120 6
Acuíferos profundos 400 - 10.000 20 - 500
Depósitos de carbón no explotables 40 2
La capacidad total para afrontar el confinamiento de las emisiones previstas hasta 2050 está
muy condicionada por las estimaciones de la capacidad de retención de los acuíferos salinos.
De aquí la importancia de continuar el análisis de otras alternativas, como la ya considerada de
la inyección marina que puede aportar varios miles de Gt de capacidad o el confinamiento
químico en minerales.
El confinamiento mineral se plantea básicamente como la carbonatación de calcio y magnesio.
Si bien estos elementos no se presentan en la naturaleza en forma de óxidos, lo que permitiría
fuertes reacciones exotérmicas de carbonatación, se presentan en forma de silicatos y, significativamente
para el magnesio, en forma de serpentinas y olivinos.
Pese a quedar integrados en forma de silicatos la reacción de carbonatación de dichos minerales
se mantiene ligeramente exotérmica y permite plantear un confinamiento del CO 2 en esta
forma. Una vez confinado su almacenamiento podía realizarse por relleno de la propia cantera
del material base.
Las reservas de minerales carbonatables permiten considerar el almacenamiento de varios
miles de Gt.
Las cifras actuales de costes de confinamiento del dióxido de carbono se sitúan alrededor de los
10 $ por tonelada 11 . Teniendo en cuenta los costes totales de captura y confinamiento del CO 2
la repercusión sobre el coste total del kWh de electricidad sería del orden de un 40 a un 60%.
[2.5.3.3] La generación de hidrógeno como vector energético a partir de recursos fósiles
con confinamiento del CO 2 producido
El planteamiento de la captura previa del CO 2 a través de la conversión de los combustibles fósiles
en hidrógeno, captando el dióxido de carbono generado en esta conversión, ofrece la alternativa
de la utilización del hidrógeno, no sólo para la producción de electricidad alimentando a
una red eléctrica convencional, sino como vector energético destinado al consumo final, adaptable
a en múltiples aplicaciones y cuya combustión puede realizarse y sin emisiones de CO 2 .
Ello no es óbice para que este consumo final pueda realizarse no sólo en forma de energía
térmica y mecánica sino también en forma de electricidad a través de su aplicación en pilas
de combustible.
La conversión de los combustibles fósiles en hidrógeno se plantea a través de reacciones de
gasificación del carbón.
10
IEA Workshop on carbon dioxide capture and storage, November 2002. Overview of CO 2 emission sources, potential, transport and
geographical distribution of storage possibilities, John Gale
11
IEA Workshop on carbon dioxide capture and storage, November 2002. General overview of cost, Paul Freund y John Davidson

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y MEDIO AMBIENTE: EL RETO DE LA SOSTENIBILIDAD [047]
Si bien el gas de síntesis obtenido a través de las reacciones de gasificación habituales conduce
a la formación no sólo de hidrógeno sino también y principalmente a una importante proporción
de monóxido de carbono como gas combustible, la introducción de etapas posteriores
catalíticas completan la formación de hidrógeno.
De esta forma el conjunto de reacciones buscadas es del siguiente tipo:
C + H 2 O - CO + H 2
2C + O 2 - 2CO
CO + H 2 O - H 2 + CO 2
Estas reacciones se completan con la separación del hidrógeno, del CO 2 y de otros gases generados.
De esta forma se puede obtener hidrógeno para su aplicación como vector energético y
separar el dióxido de carbono para su confinamiento.
La conversión implica pérdidas de energía. Para la consecución de una máxima eficiencia se
plantean integraciones de procesos de generación de hidrógeno y de energía eléctrica. En todo
caso los rendimientos globales citados como obtenibles son del orden del 60 al 75%.
El gas natural constituye otra materia prima para su conversión en hidrógeno. La conversión
del gas natural, esencialmente metano en hidrógeno pasa, al igual que en el caso de la gasificación
del carbón, por la obtención por oxidación parcial del metano de un gas de síntesis
conteniendo hidrógeno y monóxido de carbono, completada con la oxidación catalítica total
del monóxido de carbono.
De una forma simplificada el conjunto de reacciones buscadas es del siguiente tipo:
CH 4 + H 2 O – CO + 3H 2
2C + O 2 – 2CO
CO + H 2 O – H 2 + CO 2
Como en el caso anterior estas reacciones se completan con la separación del hidrógeno, del
CO 2 y de otros gases generados. Se puede así obtener hidrógeno y separar el dióxido de carbono
para su confinamiento.
La obtención de hidrógeno como fuente de energía se realiza actualmente en su mayor parte a
partir del gas natural, en procesos de síntesis de este tipo y de esta forma son alimentadas
múltiples aplicaciones de demostración en el área del transporte.
La generalización del uso del vector hidrógeno se ha propuesto de esta forma como un paso
para la sustitución de hidrocarburos no sólo en la producción eléctrica, en la que podrían
constituir como ya se ha tratado con anterioridad, un tratamiento pre combustión, sino y
fundamentalmente en aplicaciones finales, referidas tanto a sectores de transporte como industriales.
Esta generalización, combinada con un adecuado sistema de confinamiento del dióxido de
carbono producido en su generación, constituye un esquema para la reducción global de las
emisiones de dióxido de carbono y en el extremo una sistemática de emisiones nulas de dióxido
de carbono a la atmósfera. [ ]

[ 3]
[José Luis Torá Galván] ❙ Doctor Ingeniero del ICAI
Las centrales nucleares
[3.1] Introducción
La energía nuclear se ha desarrollado industrialmente hasta un nivel muy elevado de madurez
tecnológica. La base fue la investigación realizada desde 1940 hasta mediados de los años
cincuenta, particularmente con el Proyecto Manhatttan (1941-1945), sin el cual su desarrollo
posiblemente hubiera requerido varios decenios; en él se concentraron en unidad de acción,
tiempo y lugar un equipo humano y de investigación como nunca antes se ha dado en la historia
de la ciencia y la tecnología. Esta concentración no se mantuvo tras acabar la II Guerra Mundial,
pero sí se continuó con una I+D organizada, orientada no sólo al desarrollo de explosivos
nucleares sino a la propulsión de navíos y submarinos mediante reactores nucleares.
El éxito energético-económico de la energía nuclear ha sido muy señalado en países como
Francia, Japón, Corea y Finlandia. En porcentaje, la energía nuclear ha llegado a proporcionar
aproximadamente un tercio de la electricidad de la Unión Europea, pero este porcentaje está
decreciendo por la moratoria nuclear que se da en casi todos los países, e incluso por el abandono
ya iniciado en algunos de ellos, bien total (Italia), bien parcial (Suecia), como consecuencia
de los accidentes nucleares que han ocurrido en centrales eléctricas de este tipo. El de
Harrisburg o TMI-2 (USA, 1979) provocó el referéndum sueco de 1980 en el que se planteó en
15 años el desmantelamiento programado de las centrales nucleares suecas. En Italia provocó
el referéndum de cierre de las centrales nucleares el accidente de Chernobyl (URSS, 1986). No
obstante, el desarrollo italiano en este área, que había comenzado mucho antes que el español,
nunca se había concretado en una iniciativa organizada.
Además de los accidentes nucleares, la situación actual de moratoria nuclear en muchos países
del mundo se basa en dos aspectos sociales importantes:
❚ La oposición político-social debido a:
[] La seguridad nuclear y la posible liberación de cantidades importantes de productos radiactivos,
[] La gestión de los residuos nucleares con vida radiactiva y radiotoxicidad muy elevada, que
habrá que mantener lejos del entorno humano durante decenas de miles de años.

[050] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
❚ Y por otro lado:
[] En algunos casos la opción política y social dominante.
[] Las dificultades de licenciamiento de nuevas instalaciones, sobre todo en caso de existir vías
de interposición de recursos para demorar los permisos de construcción y, sobre todo, de
explotación.
Hay elementos positivos de cara al desarrollo de la energía nuclear como “El Libro Verde” de
la Unión Europea, que pone la etiqueta de “indeseable” al carbón y a la energía nuclear, al
tiempo que alaba su potencialidad tecnológica-económica y la iniciativa de los EE UU denominada
“Generation 4”, destinada a promover los reactores nucleares del futuro a medio-largo
plazo.
Otros argumentos positivos son:
❚ La madurez tecnológica.
❚ La abundancia de combustible y de su disponibilidad internacional.
❚ La capacitación de los equipos humanos.
❚ La no emisión directa de CO 2 .
Estos argumentos internacionales también son aplicables al caso español, lo que es particularmente
importante debido al esfuerzo tecnológico efectuado durante más de cuarenta años.
Aún contando con estos elementos, la energía nuclear presenta sin duda un innegable nivel
de riesgo asociado al propio funcionamiento de las centrales nucleares y a la generación de
residuos radiactivos de muy largo plazo de radiotoxicidad, lo que ha provocado una creciente
oposición política y social. Esto además se potencia por el miedo que consciente o inconscientemente
se deriva de las imágenes relativas al poder destructivo del armamento nuclear, que
forma un conjunto que es fácilmente explotable por parte del activismo antinuclear.
Esta oposición sociopolítica a la energía nuclear es sin duda el mayor escollo para su futuro desarrollo.
Sin embargo hay que precisar que los países que dominen la energía nuclear a corto,
medio y largo plazo, estarán en condiciones únicas de competir y ofrecerán costes del kWh sustancialmente
más baratos que los que puedan aportar otros sistemas de generación masiva de
energía eléctrica. El gobierno actual de los EE UU mira hacia el futuro de la explotación de la
energía nuclear, a través de la denominada “Generation 4”, con la cual se pretenden desarrollar
reactores inherentemente seguros, con eliminación del riesgo de proliferación nuclear, y competitivos
económicamente.
En Europa, recientemente, en marzo de 2002, se publicó un Eurobarómetro dedicado a la demoscopia
del pensamiento público europeo acerca de la energía nuclear, las centrales nucleares
y sus residuos.
Uno de los elementos más significativos en esa muestra fue la identificación de la falta de información
del público como uno de los puntos que motivan la oposición nuclear: el miedo a lo
desconocido y potencialmente dañino. Aunque múltiples organizaciones internacionales y nacionales
están efectuando esfuerzos informativos en el área de la Unión Europea, los resultados
son sin embargo poco alentadores, pues sigue resultando difícil dar información convincente y
asimilable por parte de la población. De hecho, en varias de las campañas informativas la dificultad
proviene de que el público en general parece poco predispuesto a dar credibilidad a las
informaciones que provienen de las compañías comerciales, e incluso de los profesores universitarios
especialistas en temas nucleares, aun cuando no tengan intereses mercantiles en ellos.
Este rechazo a la información proveniente del campo profesional sin lugar a dudas no favorece
la aclaración de los temas nucleares.

LAS CENTRALES NUCLEARES [051]
En el sondeo del Eurobarómetro, curiosamente fueron los españoles, dentro de la UE, quienes
manifestaron tener el menor nivel de información, porcentualmente hablando, de toda la población
europea, señalando no estar suficientemente informados en el tema nuclear casi el 80%
de la población. En las preguntas paralelas o aclaratorias, se puso en evidencia que el público
estima que no hay información creíble sobre temas nucleares, y particularmente sobre los residuos
nucleares. La labor que desde hace muchos años ha efectuado ENRESA, que ha puesto a
disposición del público numerosos mecanismos de información y diverso tipo de bibliografía,
sin embargo no ha calado suficientemente en la población.
La realización de campañas informativas de manera continuada, de tal forma que se vaya mejorando
el nivel público de conocimiento de estas materias, es por tanto imprescindible.
En otros países, y particularmente los nórdicos –Suecia y Finlandia– el nivel de información
que la ciudadanía cree tener es sustancialmente mayor, y ello también se aprecia en otras preguntas
fundamentales de dicho Eurobarómetro, particularmente en la contestación que dan a
la pregunta siguiente: en caso de resolverse satisfactoriamente el problema de los residuos nucleares,
¿estaría Ud. a favor de continuar con la explotación de la energía nuclear? A esta pregunta,
la mayoría de los europeos contestaron afirmativamente, incluso en países antinucleares
(y que no tienen centrales nucleares) como es el caso de Austria. Todos los países con centrales
nucleares se manifestaron favorablemente, aunque en España se produjo la menor aceptación
de dicha opción, mientras que en los países nórdicos una amplia mayoría de personas, por encima
del 75%, respondían afirmativamente a la hipótesis planteada si se soluciona el tema de los
residuos considerados por la población como una indeseable herencia que se deja con carácter
de muy largo plazo a la humanidad venidera.
Ahora bien, convendría también que se planteara por parte de la población actual el hecho de
que los combustibles fósiles, sobre todo los hidrocarburos, prácticamente se van a explotar en
un par de siglos, dejando a la humanidad posterior privada de unos recursos de tipo químico de
alto valor, que vamos a convertir en dióxido de carbono y vapor de agua. El problema es el hecho
de que la humanidad de los siglos XX y XXI va a ser la única que disfrute de un tesoro no
sólo energético sino también químico, almacenado en la tierra durante el transcurso de millones
y millones de años.
[3.2] Centrales nucleares del futuro
Los nuevos diseños de las centrales avanzadas, algunas de ellas ya licenciadas en sus países de
origen, EE UU o Francia y Alemania, y otras en vías de licenciamiento, pueden posibilitar su
más rápida comercialización en caso de que efectivamente se pudieran construir. Por ahora,
esas centrales avanzadas prácticamente sólo han sido construidas en fecha muy reciente en el
Lejano Oriente (Japón y Corea del Sur).
Este conjunto de centrales nucleares avanzadas es uno de los ejemplos más significativos de la potencialidad
de la energía nuclear, entendiendo por éste el conjunto de actividades que podrían y se
deberían llevar a cabo para alcanzar una explotación significativa del uranio y en segunda línea del
torio. Para explotar eficientemente la energía contenida en los núcleos atómicos es imprescindible
provocar un número suficiente de fisiones. En los reactores actuales, sólo del orden del 4% de los
nucleidos inicialmente cargados en el reactor sufren proceso de fisión, y ese porcentaje aproximadamente
es el enriquecimiento en U-235 que se realiza para fabricar el combustible nuclear fresco.
Sin embargo, la naturaleza sólo ofrece un enriquecimiento en U-235 de 0,7%, por lo cual se ha
de producir el consabido enriquecimiento artificial en las plantas de separación isotópica, de las
cuales sale una pequeña porción enriquecida y una gran porción de colas, empobrecidas, pero en
la cuales aún hay un enorme contenido energético que podría ser recuperado [Ver Figura 1].

[052] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 1. Porcentaje de utilización de la materia prima nuclear
100
Utilización del combustible
80
60
40
20
Razón de
conversión
0
0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3
Utilización: LW HW HT TB FB
(1,82%) (2,9%) (4,5%) (10-70%) >80%
Porcentaje de utilización de la materia prima nuclear en función de las características de los reactores nucleares que se empleen, caracterizadas
por su razón de conversión (que es el cociente entre la tasa de generación interna, en el reactor, y la tasa de destrucción, también en el reactor,
de los isótopos llamados fisibles, como el U-235 y el Pu-239 principalmente). Los tipos de reactores empleados serían:
LW: agua ligera; HW: agua pesada; HT: de alta temperatura; TB: reproductores térmicos; FB: reproductores rápidos
En los reactores reproductores, la razón de conversión es mayor que la unidad. En todos los casos se supone el despliegue de reelaboración y reciclado
de combustible.
Con objeto de alcanzar un porcentaje más alto de consumo del combustible nuclear o materia
prima, se ha de reciclar el combustible, y sobre todo se ha de aprovechar un conjunto de las
reacciones que sufren el U-238 y el Th-232, los materiales primigenios más abundantes entre
los nucleidos pesados, con objeto de transformar éstos en nucleidos fácilmente fisionables, concretamente
Pu-239 y U-233.
Para ello se han de construir reactores reproductores con los que se podrá multiplicar por un
factor superior a 100 la capacidad energética que tiene hoy en día la energía nuclear.
En este momento, el contenido energético que se puede extraer del uranio natural, cuyas reservas
conocidas son del orden de 1,5x1017 btu (B. Barré, Nuclear Physics A654 (1999) 409-
416). Si se pudiera explotar esa reserva de uranio a través de reactores reproductores y reciclado
del combustible, la energía total extraíble sería del orden de 120x1017 btu.
En la figura adjunta se aprecia cómo el consumo de uranio depende fuertemente de la denominada
razón de conversión (también llamada razón de reproducción si es mayor que la unidad)
que es una característica intrínseca de cada tipo de reactor. Los reactores actualmente comercializados
tienen un valor muy inferior a la unidad, lo que supone un alto consumo de combustible.
Esta propiedad es importante de cara a la consideración de la energía nuclear a largo plazo,
cuando se abordara la potencialidad de la energía nuclear de fisión a largo plazo, mediante
la construcción de reactores reproductores y reciclado del material reprocesando el combustible.
Los reactores de tercera generación son los que cobran protagonismo en la actualidad; éstos se
han desarrollado a partir de los reactores conocidos y comercializados tipo LWR principalmen-

LAS CENTRALES NUCLEARES [053]
te, orientando su nuevo diseño a satisfacer el requisito de mantener la integridad asegurando la
refrigeración por procedimientos esencialmente pasivos, basados en mecanismos naturales de
transferencia de calor.
Los riesgos que pueden encarecerlos o producir desviaciones presupuestarias en la ejecución
de los proyectos son:
❚ De licenciamiento, que posiblemente son los que pueden afectar de una manera más directa
a los proyectos nucleares. Para ello, lógicamente se ha de partir o bien de centrales ya licenciadas
previamente por el organismo regulador nacional competente, o bien de centrales en
operación que sirvan de centrales de referencia, concepto muy utilizado en los países que no
tienen tecnología nuclear original propia, como es el caso español. En ese sentido, disponer
de una central de referencia permite minimizar los riesgos.
❚ De ingeniería, relacionados particularmente con los cambios y modificaciones que se han de
realizar para ubicar una determinada central en un determinado entorno, en función de cuestiones
como las demográficas, geosismotectónicas, hidrológicas, etc.
❚ Tecnológicos, derivados de la gestión del aprovisionamiento de los componentes primarios,
secundarios y auxiliares de la central.
❚ De programación, para llevar a cabo las diversas tareas de construcción parcial y modular y de
montaje en los que se divide el proyecto.
❚ Financieros, relacionados con las dificultades de financiación que puede tener un determinado
proyecto; y en definitiva.
❚ De los costes, derivados de modificaciones del proyecto o de su ejecución.
Los nuevos modelos de centrales avanzadas han tenido en cuenta esos dos requisitos, los de
seguridad y los económicos. Si los económicos son función de los riesgos citados que afectan al
coste y la rentabilidad de una determinada central, los de seguridad se han plasmado en requisitos
tales como los que en su momento fueron establecidos por la Unión de Compañías Eléctricas
Europeas, dando lugar a los llamados EUR (European Utilities Requirements) o los que
estableció la NRC (Nuclear Regulatory Commission) americana para las centrales denominadas
pasivas, y los establecidos por las autoridades reguladoras alemanas y francesas con objeto de
prelicenciar nuevos diseños de reactores nucleares.
El primer diseño de 3ª generación corresponde a las centrales avanzadas tipo ABWR, las primeras
diseñadas para cumplir con los nuevos requisitos de la NRC sobre accidentes severos. La
respuesta ante ellos no requiere la acción de los operadores, por lo cual pueden calificarse como
de avanzadas.
Estas centrales han sido construidas en Japón (dos unidades) y en Taiwán (dos unidades). Las
primeras llevan ya varios años funcionando, y por tanto podrían servir como centrales de referencia
para nuevas centrales que se construyeran en otros países, como es el caso de Finlandia.
El segundo diseño avanzado que ha sido licenciado por la Nuclear Regulatory Commission de
los EE UU y certificado ha sido el AP-600, correspondiente a un reactor nuclear de agua a presión
que utiliza tecnologías pasivas de seguridad.
El AP-600 incorpora sistemas pasivos de inyección de refrigerante para la eliminación del calor
residual y para la refrigeración del edificio de contención y sus componentes fundamentales.
Esos sistemas pasivos cumplen los criterios establecidos por la NRC relativos al fallo único de
un componente, de tal forma que éste no implique compromiso de seguridad para conseguir el
objetivo fundamental sobre la integridad del combustible y de la contención. En este caso tienen
especial relevancia las lecciones aprendidas del accidente de Harrisburg (TMI-2) que sucedió
asimismo en una central de agua a presión, aunque de fabricante diferente y con estructuración
y disposición geométrica de sus componentes distinta.

[054] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
El diseño AP-600 utiliza por otra parte una tecnología básica ampliamente probada, procedente
de más de un centenar de reactores de agua a presión que han sido construidos con características
similares. Sin embargo se ha hecho un esfuerzo enorme en cuanto a la solución de los
problemas técnicos para mejorar los márgenes de seguridad, y asimismo simplificar la construcción
de tal manera que algunas de sus partes sean de carácter claramente modular, y por tanto
sean más económicas y se reduzca el plazo de construcción mediante la incorporación de soluciones
pasivas y la utilización de tecnología altamente probada, se espera que también mejore
la aceptación pública. La simplificación de los sistemas junto con los amplios márgenes operativos
permite reducir de forma significativa las acciones que debe realizar el operador en caso de
accidente. En cuanto al diseño del reactor, tanto de su núcleo como de la vasija, el AP-600 tiene
características muy similares a los reactores convencionales de agua a presión de Westinghouse,
especialmente el modelo de tres lazos.
El combustible tiene una disposición esencialmente idéntica a la ya comprobada en los reactores
Westinghouse utilizándose un total de 145 elementos de combustible.
El AP-600 permite ciclos de recarga de 18 y 24 meses, con un factor de carga mínimo del 90%
en función del enriquecimiento utilizado en el combustible, y sin requerir venenos neutrónicos
consumibles, excepto durante el primer ciclo de operación.
La modificación que se ha realizado en estos reactores con relación a los precedentes hace referencia
a los sistemas que son básicos para la seguridad. En este sentido, los sistemas pasivos
cumplen las funciones de seguridad y establecen y mantienen la refrigeración del núcleo y de la
contención indefinidamente sin necesidad de intervención del operador ni de la actuación de
sistemas eléctricos. Los sistemas pasivos están diseñados para cumplir el criterio de fallo único
y la frecuencia de fusión del núcleo cumple los criterios de los organismos reguladores. En realidad,
la fusión del núcleo sólo podría producirse por una redundancia de causas catastróficas
que eliminaran algunas de las funciones pasivas por razones no previsibles ni en el diseño ni en
el licenciamiento.
Por otro lado, los sistemas pasivos son más sencillos que los sistemas de seguridad convencionales.
Tienen menos componentes y requieren menos vigilancias y mantenimiento. Ello se debe a
la reducción del número de bombas y de válvulas, sistemas de control y eléctricos, pues en definitiva
se fía a las fuerzas naturales el cometido de la refrigeración de emergencia. Entre estas
fuerzas lógicamente se cuenta con la gravedad, la convección natural o libre estimulada por gradientes
térmicos apropiadamente dispuestos, y a la acción de gases a presión que se liberan
cuando los fusibles por alta temperatura o las sobrepresiones provocan su ruptura y el vaciado de
los depósitos, lo que permite la parada segura o la reducción de potencia de la central en caso de
que accidentalmente se produzca una pérdida de la presión del gas que actúa sobre los mecanismos
de refrigeración. Por otro lado, las válvulas de seguridad están diseñadas para actuar de modo
que para cumplir su función haga falta que les llegue una señal que las cierre. En caso de que
haya pérdida de energía en la planta, las válvulas quedarían abiertas y por tanto se produciría la
actuación de los mecanismos naturales que permiten la refrigeración pasiva del núcleo.
En concreto se identifican tres sistemas pasivos, más algunos sistemas o actuaciones auxiliares.
Los sistemas pasivos concretamente hacen referencia a:
❚ La refrigeración del núcleo en emergencia.
❚ La extracción del calor residual.
❚ La refrigeración de la contención.
Los dos primeros están orientados a mantener la integridad del combustible en situaciones de
emergencia o frente a transitorios.

LAS CENTRALES NUCLEARES [055]
El sistema pasivo de refrigeración del núcleo en emergencia proporciona la refrigeración del
núcleo ante roturas de los lazos de refrigeración, manteniendo la temperatura del núcleo por
debajo de los 500ºC.
Por lo que corresponde al sistema pasivo de refrigeración de la contención, este proporciona un
auténtico sumidero final de calor, que es el elemento de refrigeración intermedio entre la parte
interna de la central donde se genera el calor y el exterior de la misma hacia el que puede evacuarse
la cantidad de calor con suficiente garantía, tanto a la hidrosfera como a la atmósfera. El
calor se elimina de la superficie de la contención por un proceso de convección natural. En situación
de accidente la circulación del aire se suplementa por la evaporación del agua, que cae
por gravedad a la superficie exterior de la contención desde un tanque situado encima del edificio,
y cuyas válvulas de alivio actúan inmediatamente en cuanto se pierde la energía eléctrica
que las mantiene cerradas.
El sistema pasivo de refrigeración de la contención, funcionando en su modo de circulación natural,
mantiene a la contención por debajo de la presión de fallo. Es importante señalar también
que en las nuevas tecnologías de centrales avanzadas se ha prestado una notable atención
a la mitigación de accidentes severos a largo plazo. Esta fue una cuestión crucial en el caso del
accidente de Harrisburg, y ofreció numerosas dificultades en el caso de Chernobyl, no sólo por
sus características catastróficas, sino por la propia imprevisión en el diseño de la posibilidad de
actuación sobre un núcleo degradado.
En las nuevas tecnologías de fisión nuclear, y particularmente en el AP-600, la mitigación de los
efectos accidentales tiene lugar sin necesidad de acción del operador incluso por perdida de energía.
En el accidente base de diseño que ha sido aprobado en el proceso de licenciamiento por la
NRC, se ha apreciado que el inventario de refrigerante en la contención es suficiente para realizar
todos los cometidos de refrigeración requeridos por el núcleo, y asimismo para mantener el boro
disuelto con objeto de asegurar la subcriticidad del núcleo. La disposición de este sistema es tal
que no es necesaria la intervención del operador ni de elementos externos durante 30 días para
mantener esas condiciones. Pasados 30 días, el inventario de radiación habrá bajado sustancialmente
por lo que será necesaria la actuación directa para evaluar la respuesta ante el accidente.
Es importante señalar que en estas nuevas líneas de desarrollo tecnológico para centrales avanzadas
ha tenido un papel importante la utilización de nuevas técnicas de diseño, como es la
simulación tridimensional con un soporte en base de datos que permite la comprensión de la
Figura 2. Descripción esquemática de la contención y su refrigeración pasiva
Salida de aire por
convención natural
Tanque de agua de descarga
por gravedad PCCS
Película de agua de evaporación
Toma de aire para refrigeración exterior
Vasija de contención de acero
Vasija de contención de acero
Fuente: J. Winters, J. J. Cobian: Nuclear España, 219, mayo 2002

[056] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 3. AP-600
Válvulas de
despresurizado
IRWST
PRHR HX
Presurizador
SG
CMT
Colector de aceite
Pantalla
CMT
ACG
Compartimento
de lazo
RV
Bombas
ACG
AP-600. Esquema del sistema pasivo de refrigeración del núcleo, ya licenciado por la NRC norteamericana. El tanque de recarga de combustible
hace de sumidero de calor para el intercambiador pasivo de calor, en caso de que haya afección grave en el sistema de agua de alimentación a los
generadores de vapor de potencia, incluyendo rotura de éstos o de las tuberías principales.
variada fenomenología que puede ocurrir en una central de este tipo. La mejora en los sistemas
de información tiene lógicamente una repercusión positiva en el diseño [Ver figuras 2, 3].
Aunque no es un tema de seguridad, también hay que señalar que estos mismos análisis han
servido para estimar los costes de construcción de este tipo de centrales y su plazo de construcción.
De acuerdo con las simulaciones realizadas y basadas en sistemas expertos que disponen
de los datos disponibles sobre las últimas centrales construidas, se estima que una vez obtenidos
los permisos, la construcción de la central nuclear se realizaría en 36 meses desde el inicio
de la obra civil a la carga de combustible.
El nuevo modelo AP-1000, de mayor potencia, se ha basado en los mismos principios que el
AP-600, pero con modificaciones que se refieren a la altura y la densidad de potencia del combustible:
la mayor potencia permite reducir el coste del kWh producido.
El tercer modelo de reactor avanzado es el reactor europeo de agua a presión (EPR), desarrollado
inicialmente por FRAMATOME y SIEMENS, por su filial NPI, y actualmente de FRA-
MATOME, ya que ha adquirido los activos nucleares de la compañía alemana.
El diseño del EPR es la evolución de la tecnología nuclear de los reactores franceses de agua a
presión en los que:
❚ Se han mejorado de los elementos de seguridad.
❚ Cumplen los requisitos establecidos por las compañías explotadoras en el EUR.
❚ Cumplen los requisitos de licenciamiento de las autoridades correspondientes francesas y alemanas.
❚ Mejoran el rendimiento económico de la instalación, buscando la reducción de los costes de
capital, el aumento del rendimiento eléctrico de la central, y por consiguiente la reducción
del coste del kWh.

LAS CENTRALES NUCLEARES [057]
Figura 4. Filosofía de seguridad imperante en el reactor avanzado EPR (European Pressurized Water Reactor)
Nivel de seguridad/
estado de la planta
Objetivo de protección
Medidas esenciales para una mayor
reducción de la probabilidad de accidente
[1] Operación normal
[2] Irregularidad funcional
[3] Fallo
[4] Accidente
▲ ▲ ▲ ▲
Evitar irregularidad funcional
Evitar fallo
Controlar fallo y evitar accidente
Controlar accidente
❚ Menor densidad de potencia para
incrementar la inercia térmica
❚ Mayor inventario de agua para
aumentar el tiempo de carencia
❚ I&C y regulación digitales para
mejorar la vigilancia de procesos
Medidas esenciales para
el control del accidente
❚ Confinamiento y refrigeración seguros
de la masa de fusión del núcleo para
evitar repercusiones en el entorno
La filosofía de seguridad del diseño del EPR se recoge en el diagrama adjunto, básicamente se
atiende a las dos cuestiones fundamentales en la teoría del riesgo: la probabilidad de que ocurra
un accidente y la gravedad de dicho accidente.
La primera teniendo en cuenta diversas medidas para reducir la probabilidad de accidente, mejorando
la funcionabilidad e intentando controlar los fallos mediante la mejora de los sistemas
de instrumentación y control.
Además se han tomado medidas de diseño para mitigar los efectos de los accidentes, asegurando
el confinamiento y la refrigeración del reactor, aún en el caso de encontrarse este absolutamente
degradado y fundido. En otras palabras, dentro de los límites estudiados en los análisis
de seguridad del EPR no se ha descartado la posibilidad de que existiera fusión del núcleo del
reactor, con lo cual, para cumplir el objetivo de seguridad de confinar los productos radiactivos,
es fundamental actuar sobre la contención y la descontaminación de su interior. En la [Figura 4]
se comprueba como los equipos de seguridad, acumuladores y el interior de la contención contribuyen
a reducir la presión en ésta. El agua en el edificio del reactor actúa tanto de acumulador
para proporcionar refrigeración adicional al núcleo como para recoger las posibles fugas del
primario dentro de la contención.
El EPR tiene cuatro redundancias para la refrigeración en emergencia, para asegurar la integridad
de la contención.
En este caso, cuando hay fusión de núcleo el aumento de su superficie por unidad de masa,
asegura la subcriticidad del núcleo, pero no así su refrigeración en condiciones aceptables ni la
presión de diseño en el edificio de contención. Precisamente para atender a estos requisitos se
realizó un análisis exhaustivo del diseño del EPR, incluyendo la doble contención, que permite
la evacuación del calor generado en el interior del mismo y la recombinación del hidrógeno que
se produce por oxidación de las vainas del combustible en su interacción química con el vapor
de agua a alta temperatura.
Mediante la convección natural dentro de la contención, el EPR permite que incluso con accidentes
con degradación del núcleo, el edificio de contención soporte los efectos del mismo y
mantenga confinados los productos de fisión [Ver Figura 5].

[058] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 5. Esquema del equipamiento de seguridad del EPR
Turbina/
Condensador
EBS 2 x
LHSI/MHSI/RHRS 4 x
Acumuladores
(4 acumuladores)
IRWST
Área de
expansión
Agua de
inyección
Piscina de agua
de inyección de
emergencia
Piscina de agua de
inyección de emergencia
(4 sistemas)
Disminución de presión y
evacuación de calor de la
contención (2 sistemas)
Fuente: Nuclear España, SNE, mayo 2002
[3.3] Los reactores del futuro
En la actualidad, la OIEA, con participación de gran numero de países, está analizando los reactores
del futuro, enfocados a la mejora de la seguridad y del mejor aprovechamiento del
combustible. Rusia esta en el proyecto y, dentro de los productos en análisis, están los reactores
reproductores de los que tiene mucha experiencia, aunque no hay un único producto en
análisis.
Por otra parte, los Estados Unidos dedican un gran esfuerzo económico a los reactores del futuro
de la cuarta generación.
En este momento participan en el proyecto la mayoría de los países occidentales. España está
analizando su posible participación en el mismo. El proyecto está en la fase de definición de sus
objetivos y su plan estratégico para tener disponibles nuevos diseños en la segunda década del
siglo XXI.
Desde el punto de vista de nuevos reactores no hay que olvidar el desarrollo que en Sudáfrica
están realizando con reactores de alta temperatura modulares de pequeño tamaño en el que
participan diferentes diseñadores, a la vez que los modelos IRIS, ABR pasivo, etc. son objeto
de interés de los suministradores para mantener la tecnología de sus equipos pensando en un
futuro relanzamiento de la energía nuclear.
[3.4] La energía nuclear a mayor plazo. El área de fisión
La potencialidad de la fisión nuclear para generación de energía eléctrica a plazo largo y muy
largo se ve sin duda favorecida por sus características intrínsecas de alta intensidad energética

LAS CENTRALES NUCLEARES [059]
y disponibilidad muy apreciable de combustible, sin estar sometido a ningún tipo de restricción
geopolítica.
Contemplado el tema con una perspectiva de muy largo plazo, propia del desarrollo energético
sostenible, el primer punto que conviene abordar es el uso eficiente de la materia prima disponible,
que con características asintóticas se podrían cifrar en unos tres millones de toneladas de
uranio natural y unos ocho millones de toneladas de torio. Desde el punto de vista de contenido
energético total teóricamente extraíble de estas reservas, se alcanzarían 2,6x10 23 J procedentes
del uranio natural, y 6,9x10 23 J procedentes del torio.
La producción bruta anual de energía térmica (convertida posteriormente en energía eléctrica)
en las centrales nucleares hoy día en operación alcanza 2,7x10 19 J/año. Ello significa que medido
en años de consumo, el máximo asintótico total previsto con las cantidades anteriormente
mencionadas sería de 35.000 años. Sin embargo, las reservas potenciales contenidas en los núcleos
pesados no son hoy día explotables con eficiencia, pues tan sólo se cuenta con LWR, cuya
capacidad de extracción de energía a partir de la materia prima está muy limitada. Con la tecnología
actual, las reservas probadas proporcionan una cobertura de unos 200 años. Así pues,
en caso de que la energía nuclear hubiera de jugar un papel significativo en el futuro suministro
de electricidad, se tendría que hacer un esfuerzo importante en el desarrollo de reactores con
mejores capacidades para explotar las materias primas nucleares, lo cual además comportaría el
establecimiento de ciclos de combustible nuclear con elaboración y reciclado, pues sólo de esa
manera, explotando eficientemente el alto contenido energético del combustible nuclear irradiado,
se pueden alcanzar las altas cotas de producción energética anteriormente mencionadas
o al menos acercarse al máximo teórico posible.
La máxima extracción de energía a partir de los núcleos atómicos requiere la conversión del Th
existente en la naturaleza y del U-238 en nucleidos fácilmente fisionables como son el U-233 y
el Pu-239. Al mecanismo nuclear que en conjunto produce esa transformación de nucleidos se
le denomina reproducción nuclear, siempre y cuando ésta se verifique en un reactor de tal
manera que el conjunto de nucleidos fisibles que se produzcan (básicamente los anteriormente
mencionados U-233 y Pu-239) lo sean en cantidades mayores que el inventario de esos mismos
u otros nucleidos fisibles que hayan sido consumidos en el mismo periodo de tiempo. La importancia
de la reproducción nuclear es por tanto esencial, y ello explica que en los momentos
de mayor empuje en el despliegue de la energía nuclear, que corresponde a los años 60 y primera
parte de los 70, se pusiera un énfasis fundamental en la investigación de estos reactores.
Como prueba significativa del atractivo de la reproducción nuclear, puede tenerse en cuenta la
dedicación presupuestaria que en EE UU se dedicó en épocas pasadas a la energía nuclear, lo
cual viene recogido en la [Figura 6] (tomada del DOE de los EE UU).
Se aprecia que durante muchos años el mayor esfuerzo se fue realizando en el área de los reactores
reproductores (breeders) que sin embargo sufrieron un revés de tipo geopolítico importante
con el advenimiento del presidente Carter al poder. Este presidente era notoriamente
contrario al despliegue masivo de la energía nuclear, y revertió la tendencia que había habido
en EE UU desde 1953 con el lanzamiento del programa del presidente Eisenhower denominado
“Átomos para la Paz”.
El presidente norteamericano Carter no sólo se opuso a ese despliegue a nivel norteamericano,
sino que indujo la creación de la denominada INFCE (International Nuclear Fuel Cycle Evaluation),
la cual desde 1978 a 1980 abordó internacionalmente, bajo los auspicios de la ONU y
del OIEA, el análisis de la potencialidad nuclear y, fundamentalmente, sus riesgos, no sólo los
de carácter accidental y relativos a la posible emisión incontrolada de radiactividad sino sobre
todo los referentes a los riesgos de proliferación y uso extensivo del plutonio.

[060] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 6. Historia de la financiación de la investigación y desarrollo en energías de fisión y fusión
3000
Financiación anual (millones de $ hasta 1997)
2500
2000
1500
1000
500
0
1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997
❚ Otra fisión ❚ Alimentadores ❚ Reactores de agua ligeros ❚ Reactores de gas a alta temperatura ❚ Fusión
Como consecuencia de los resultados de la INFCE, hubo una clara separación de alternativas
en el ámbito de la energía nuclear, quedando países como Francia y los del Lejano Oriente, con
clara vocación por desarrollar los reactores rápidos reproductores más las plantas de reelaboración
necesarias. En esto también fue significativa la apuesta del Reino Unido por el enriquecimiento
y la reelaboración, creándose en los años 80 la compañía BNFL que actualmente tiene
sin duda un liderazgo importantísimo en todo lo referente al ciclo nuclear.
Por el contrario, las plantas de reelaboración de combustible nuclear que estaban previstas en
EE UU a finales de los 70, no se realizaron, y por tanto la posibilidad del despliegue de reactores
rápidos en su territorio quedó absolutamente cercenada, pues al mismo tiempo se fueron
cerrando los programas de reactores rápidos, en particular el de Clinch River, quedando los
norteamericanos fuera de esa línea de investigación, donde los franceses, con la vía Phenix y
Superphenix, lograron los mayores éxitos tecnológicos, aunque de muy difícil proyección mercantil.
De hecho, la línea LMFBR, basada en sodio fundido, prácticamente ha sido detenida
precisamente con el funcionamiento del reactor Superphenix, que si bien logró funcionar con
unas prestaciones aceptables en cuanto a economía y seguridad, sin embargo comportaba una
problemática de mantenimiento y unos riesgos de difícil valoración que terminaron induciendo
a su cierre. No sólo eso, sino que en la propia área nuclear francesa los reactores reproductores
se ven hoy día con otra óptica, basada fundamentalmente en el uso de gas para refrigeración,
evitando metales fundidos porque las operaciones de vigilancia del combustible y de mantenimiento
son significativamente complicadas.
Pero con carácter prioritario y previo a abordar el tema del uso eficiente de los recursos nucleares
de fisión, es imprescindible de cara al futuro avanzar en el tema de la seguridad de sus
instalaciones, sobre todo de reactores, pero también de las demás etapas del ciclo de combustible
nuclear.
En tal sentido, se han apuntado ya algunas iniciativas, de las cuales la más consistente es la llamada
“Generation 4”, puesta en marcha por el presidente Bush. En el ámbito de la “Generation
4” hay cuatro líneas programáticas fundamentales que son:
❚ Resistencia a la proliferación, y por tanto dificultar la sustracción de material sensible o de
tecnología utilizable para fines no civiles.

LAS CENTRALES NUCLEARES [061]
❚ Seguridad intrínseca de los reactores y su ciclo de combustible asociado.
❚ Competitividad económica.
❚ Minimización en la generación de residuos.
Lógicamente estas líneas programáticas fundamentales se han de materializar en diseños concretos
que respondan a esos requisitos genéricos con soluciones imaginativas, físicamente bien
fundamentadas, e incorporando materiales capaces de resistir perfectamente las solicitaciones
de diverso tipo, incluyendo las térmicas y las de irradiación, que han de darse en estos reactores.
En los temas específicos de seguridad, los dos puntos básicos son:
❚ El mantenimiento de la subcriticidad incondicional del reactor cuando se detecte una avería o
cuando se deba poner al reactor en situación segura por previsión de un accidente o por haber
acaecido este.
❚ La garantía de refrigeración del núcleo del reactor para extracción de la potencia residual generada
por las desintegraciones radiactivas.
Como criterio complementario a este último, se podría citar el de confinamiento de los productos
radiactivos generados en el reactor dentro de las barreras adecuadas, lo cual requiere fundamentalmente
la extracción de la energía generada mediante los adecuados sistemas de transferencia
de calor, basados fundamentalmente en principios pasivos, como los comentados anteriormente.
Asimismo se ha de abordar la problemática de los residuos, incluyendo su posibilidad de transmutación,
entendiéndose ésta en un sentido amplio, pues gran parte de la transmutación de los
actínidos generados en productos de fisión se puede hacer in situ en los propios reactores, lo
cual es, como se ha indicado, una de las líneas programáticas de la “Generation 4”. Como la totalidad
de los actínidos generados, y particularmente los llamados actínidos minoritarios, son
de difícil eliminación en los reactores actuales, se abre aquí la alternativa de una segunda etapa de
transmutación post-reactor que se llevaría a cabo en sistemas de tipo ADS activados por acelerador,
y en régimen subcrítico.
Por lo que corresponde a los reactores críticos, existen ya algunos conceptos dentro de la iniciativa
“Generation 4” que podrían resultar en propuestas importantes a finales de este decenio.
Por otro lado se están resucitando algunas ideas estudiadas en los años 60 y principios de los 70,
como son los reactores refrigerados por gas, de alta temperatura, que podrían proporcionar
mejores características globales de funcionamiento, aunque son mucho más novedosos que los
reactores que se pueden considerar emergentes a partir de los modelos LWR avanzados.
En este último contexto hay que mencionar el proyecto IRIS (International Reactor, Innovate
and Secure). La iniciativa IRIS plantea un reactor de características sustancialmente distintas a
las que han venido imperando en el despliegue de las primeras fases de la energía nuclear. En
vez de buscar economías de escala y valores muy altos en la potencia nominal, el reactor IRIS
presenta la ventaja de ser modular y de gran sencillez, al menos en el plano teórico en la construcción
y operación. Asimismo se prestaría a un proceso de fabricación en serie a bajo coste
por unidad, cuya viabilidad no obstante requeriría un mercado global importante.
El reactor IRIS se basa en un reactor de agua ligera de pequeña potencia con un sistema
primario totalmente integrado en la vasija, por lo cual los accidentes graves de pérdida de refrigerante
no son posibles estrictamente hablando, aunque haya otros tipos de accidentes de
pérdida de refrigerante o refrigeración que deben ser estudiados a fondo. Por otra parte, la

[062] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
disposición de los elementos dentro de la vasija hace que la circulación natural sea estimulada
en el caso de que desaparezcan los mecanismos de activación del flujo de refrigeración, esto es,
las bombas del circuito primario. Para ello, el reactor ocupa un nivel geométricamente muy bajo
en la vasija, mientras que los generadores de vapor están en la parte anular superior.
Asimismo, este reactor se concibe con un enriquecimiento considerablemente alto, lo que le
permite una larga vida del núcleo y un quemado de descarga asimismo largo.
La potencia prevista para cada módulo está en el rango de los 100 MW eléctricos, aunque podrían
diseñarse con otras potencias en función de la demanda del mercado. Las características principales
de este concepto son: su diseño modular, su sistema primario integrado, la disposición
estructural de los componentes en la vasija para fomentar la convección natural, la aplicación del
concepto de seguridad por diseño, una contención de alta presión, un núcleo del reactor de vida
considerablemente larga y un mantenimiento optimizado con pocas paradas de recarga.
El proyecto IRIS está siendo desarrollado por un conjunto de compañías internacionales entre las
cuales se encuentra alguna española (particularmente ENSA) correspondiendo el liderazgo del
proyecto a la empresa Westinghouse-BNFL. La vasija del reactor tiene un tamaño previsto de 22
m de altura y unos 7 m de diámetro exterior, lo cual entra dentro de las capacidades de fabricación
actuales, y es uno de los puntos fuertes que la compañía española ENSA podría aportar.
En la parte baja de la vasija, en su zona central, se ubicaría el núcleo del reactor, con una altura
activa de 4,3 m, más un plenum para almacenar los gases de fisión de aproximadamente 0,5 m
de altura. Se ha considerado que los beneficios de una mayor seguridad y una más larga vida
del núcleo compensan la penalización en costos de la vasija y de otras estructuras asociadas a
una densidad de potencia relativamente baja, para no presentar requisitos excesivos a la refrigeración
en emergencia. De hecho, la potencia lineal media es aproximadamente 2/3 de la de un
reactor convencional PWR. La idea central es que el refrigerante, agua a presión, ascienda por
dentro del núcleo hacia la parte superior de la vasija, por su zona central, impulsado por seis
bombas encapsuladas en el canal anular que constituye el generador de vapor, que son intercambiadores
de características especiales, de los cuales se han diseñado algunos prototipos.
El rendimiento total del sistema es del orden del 33-34%, con temperaturas de entrada y salida
en el núcleo relativamente estándares de 292 y 330ºC respectivamente.
Otra de las cuestiones esenciales que se han abordado es la profundización en lo que se denomina
seguridad por diseño. En la segunda generación de reactores nucleares de agua a presión, los que
actualmente están en operación, las consecuencias de los accidentes se tratan con medios activos
para garantizar la integridad de las vainas del combustible e impedir la fuga de material radiactivo.
Las centrales avanzadas, que constituyen la tercera generación, disponen de una serie de elementos
pasivos con objeto de garantizar la mitigación de los efectos de los accidentes, sin necesidad
de intervención de los operadores y basándose en fenómenos naturales.
En la cuarta generación, de la que IRIS es uno de los primeros ejemplos, se ha reformulado la
filosofía de seguridad para eliminar de raíz algunos tipos de accidentes dentro del marco aceptado
de mantenimiento de la integridad de la vasija ante cualquier solicitación previsible. Al tener
los generadores de vapor, las bombas principales y el presionador dentro de dicha vasija se
elimina un gran número de tuberías y particularmente se reduce el riesgo de que éstas sufran
daños que provoquen grandes pérdidas de refrigerante. Por otra parte, la disposición de los elementos
estructurales ya se ha mencionado que beneficia la convección natural, y además permite
una buena disposición de otros componentes esenciales como son las barras de control y
los mecanismos para recarga del núcleo, lográndose una gran simplicidad de mantenimiento.

LAS CENTRALES NUCLEARES [063]
Son varias las innovaciones adicionales que se están incluyendo en el diseño de este reactor,
aunque lógicamente se requerirán varios años hasta terminar de efectuar su licenciamiento
completo. En principio, se prevé que el diseño preliminar quede finalizado el año 2005 y que el
informe final de seguridad se termine en el 2006. El paso fundamental de la fase teórica sería la
obtención de la certificación de diseño por parte de la NRC norteamericana, lo cual se espera
conseguir en el 2008, por lo que en el 2012 se podría construir un prototipo.
Por supuesto para que este tipo de reactores modulares tenga en el futuro una implantación
competitiva, se requeriría la construcción de un gran número de unidades, para aprovechar la
economía de escala en la fabricación de sus componentes y elementos principales.
De manera similar, atendiendo a las simplificaciones de diseño y a la mejora de la seguridad por
medio de estas simplificaciones, en Europa se están ensayando otras alternativas como la del
SWR-1000, también con sistemas pasivos de seguridad, pero empleando agua ligera en ebullición
para la refrigeración, y con características más convencionales en cuanto a su vasija y la
disposición del edificio de contención y los elementos esenciales de seguridad. No obstante, se
ha puesto énfasis en disponer de sumideros de calor suficientes dentro del edificio de contención,
y particularmente de una gran piscina de almacenamiento de agua en altura para proporcionar
los mecanismos de convección natural que permitirían la refrigeración en emergencia
del núcleo en situaciones muy degradadas, incluso en el caso de la fusión del núcleo con una
alta oxidación, a lo que se respondería con una inundación del pozo seco del reactor, más una
serie de sistemas de refrigeración mantenidos por convección natural esencialmente, funcionando
como condensador los sumideros últimos de calor implantados en la propia contención y
conectados térmicamente con el exterior para favorecer la refrigeración del conjunto total.
Asimismo, se están planteando otros reactores de características mucho más novedosas, sobre
todo en el campo de los reactores de alta temperatura, HTR. En estos cabe distinguir dos familias:
aquellos en los cuales el combustible quedaría constituido por bloques prismáticos refrigerables
por el He o el CO 2 de refrigeración, o los reactores constituidos por lechos de bolas,
siendo cada una de estas bolas un elemento de combustible con sus propios revestimientos que
hacen de vaina y confinan los productos radiactivos en su seno.
Los reactores de alta temperatura podrían presentar, al menos en el plano teórico, ventajas sustanciales
respecto de los reactores de agua ligera, y eventualmente se podría llegar a diseñar reactores
rápidos de esta familia, sobre todo en el caso de que el combustible sea prismático, que
minimizan la cantidad de moderador en el reactor, con lo cual se podrían obtener sistemas reproductores
de nucleidos fisibles que funcionaran con buenas características de seguridad.
Los reactores de lecho de bolas ciertamente permiten algunas características específicas que les
harían prácticamente invulnerables a los accidentes, sobre todo en aquellos casos en que los reactores
tuvieran potencias relativamente pequeñas, y por tanto dimensiones asimismo pequeñas, que
permiten la evacuación del calor residual por medio de mecanismos naturales como la radiación
térmica y la convección natural. Más aún, los reactores de lecho de bolas podrían incluir en su parte
inferior unos dispositivos de recogida del reactor fragmentado, entendiendo por éste la disgregación
de las bolas del lecho, que pasarían a conformar una geometría esencialmente subcrítica, por
extenderse las bolas a lo largo de una superficie suficientemente grande, que a su vez quedaría refrigerada
por los citados mecanismos de radiación térmica y convección natural. En este momento,
existe una iniciativa por parte sudafricana de construir, con ayuda internacional, reactores modulares
de este tipo, y asimismo hay compañías norteamericanas y europeas interesadas en desarrollar
este tipo de reactores, tanto para espectros neutrónicos rápidos como para térmicos.
De manera alternativa a las iniciativas que existen en el campo de los reactores críticos, encontramos
la propuesta de varios investigadores, y particularmente del Premio Nobel Carlo Rubia,

[064] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 7. Reactor híbrido de espalación-fisión o amplificador de energía
Inyectores Booster
Haz
(30 MW)
Generador
Intermedio
Complejo del acelerador
Bomba
Intercambiador de calor
Turbina
Condensador
Generación eléctrica
(675 MW)
Bomba
Núcleo
Reactor híbrido de espalación-fisión, o amplificador de energía. Se trata de un reactor de fisión subcrítico embebido en una alta vasija (con plomo
fundido como fluido calorífero), cuya energía térmica es transferida a un ciclo de Rankine (de vapor) para generación de energía eléctrica. Una
pequeña fracción de ésta es recirculada para activar un acelerador de protones cuyo haz se inyecta en un blanco de espalación (que puede ser de
plomo) para generar un alto número de neutrones por segundo, que son los que hacen funcionar al reactor subcrítico. Precisamente por esta característica
y por la posibilidad de refrigeración del reactor por convección natural, estos reactores ofrecen prestaciones de muy alta seguridad, aunque
los costes de inversión sean muy altos.
de construir reactores subcríticos para cuyo funcionamiento haría falta una fuente externa de
alta intensidad neutrónica, que tendría que ser activada por un acelerador de partículas, típicamente
protones, o en todo caso deuterones [Ver Figura 7].
Una ventaja sustancial de los reactores híbridos o subcríticos es el hecho de que su subcriticidad
da un grado de libertad adicional en materia de seguridad y en materia de economía, sobre
todo por lo que afecta a su razón de reproducción que en los reactores híbridos puede ser sustancialmente
superior a la unidad. En cuanto a la seguridad, el hecho de ser reactores subcríticos
implica que estos no podrán sufrir accidentes de reactividad, tipo Chernobyl. No obstante,
esto se ha de verificar en el diseño y licenciamiento para identificar qué tipo de accidentes, si
acaso, podrían producir cambios sustanciales en la criticidad, como podría ser la inclusión de
agua en algunos casos. Inclusión que podría estar vetada no sólo por la inexistencia de agua en
la instalación sino por la propia disposición de materiales, pues la refrigeración del reactor al
realizarse mediante plomo fundido, como es una de las alternativas, sería incompatible con el
agua, puesto que ésta flotaría sobre el plomo incluso si estuviera en fase líquida, sometida a
presión, y desde luego resultaría expelida si estuviera en fase de vapor.
Los reactores híbridos, llamados así porque además de la reacción de fisión necesitan otra de
espalación, para producir los neutrones necesarios, tendrían además, como ya se ha indicado,
grandes ventajas para el aprovechamiento de las materias primas nucleares, que son esencialmente
no fisibles, y de modo muy señalado esto abriría el potencial de la energía nuclear a un
campo muchísimo más fértil en cuanto a la energía total disponible, según se ha señalado al
principio, por la abundancia de estas materias primas no fisibles.
Lógicamente, a los reactores híbridos se les exigirían los mismos principios de seguridad y funcionamiento
que a los críticos, y además que no alcanzasen la criticidad en ningún caso.
Adicionalmente, tendrían que satisfacer los criterios de refrigeración de emergencia para asegurar
la integridad del combustible, cuestión ésta que puede resolverse mediante sistemas pasivos,

LAS CENTRALES NUCLEARES [065]
tanto si se emplean refrigerantes líquidos, tipo metal fundido, como en el caso de emplear gas,
fundamentalmente. He adoptando en estos casos soluciones relativamente parecidas a las ya
comentadas anteriormente para los sistemas pasivos.
Por consiguiente la potencialidad total en el área de fisión sólo podrá conseguirse mediante el
empleo de los ciclos completos del combustible nuclear, lo cual requería plantas de reprocesamiento
y de fabricación de combustible de óxidos mixtos. Hoy día, hay experiencia en el Reino
Unido y Francia, y en estos últimos años se ha producido un avance sustancial en los métodos
de reprocesamiento en laboratorio, mejorándose de forma notable la recuperación del Pu y
de los actínidos minoritarios. Por supuesto en la implantación de estos sistemas nucleares, con
reprocesamiento y fabricación de Mox, serían necesarios ciclos que erradicaran la posibilidad
de sustracción de material potencialmente aplicable para fines no civiles. Ello se lograría mediante
unos procesos químicos en los que tales materiales sensibles no aparecieran de forma
aislada sino contaminados radiológica y neutrónicamente con otros materiales, de forma que
perdieran su interés para fines no civiles.
En definitiva, el área de fisión a largo plazo presenta muchas posibilidades de estudio, en las
cuales España debe estar presente, bien a través de la Unión Europea o incluso de forma más
amplia. El apoyo de los programas públicos de I+D+D es fundamental para poder estar en estos
temas. En este ámbito se nota una carencia importante en estos últimos años con muy poca
atención a la potencialidad que la energía nuclear tiene y que podría materializarse en nuevas
posibilidades mucho más seguras y limpias de explotación de la materia prima nuclear, a
través de reactores inherentemente seguros y con nuevos ciclos de combustible nuclear y
no susceptibles para uso diferente del de la explotación comercial civil.
[3.5] La fusión nuclear
Puede decirse sin eufemismo que la fusión nuclear es la energía de las estrellas, pues gracias
a reacciones de fusión (hoy día muy bien conocidas) las estrellas generan una enorme cantidad
de energía que irradian al universo, y en el caso de nuestro sol, calientan el sistema planetario
a su alrededor. En las estrellas, y básicamente en las de tamaño medio como es el
propio sol, las reacciones dominantes son las del llamado ciclo de Bethe, por las cuales cuatro
protones fusionan a lo largo de una cadena de reacciones (no como una reacción cuaternaria)
y generan un núcleo de He y otras partículas adicionales, más una considerable cantidad de
energía.
Desde el punto de vista de los mecanismos energéticos, podría decirse que las estrellas son gigantescos
reactores de fusión confinada gravitatoriamente. Precisamente la gran masa de las estrellas
es lo que permite las grandes fuerzas de compresión que calientan la materia hasta el estado
de plasma, con separación de las especies iónicas y electrónicas, pudiendo los iones, que
son fundamentalmente protones, reaccionar entre sí con intervención de la llamada fuerza
fuerte ligando los nucleones de manera tal que adquieren mayor estabilidad con su correspondiente
defecto de masa, siendo esa masa que desaparece la causante de la gran cantidad de
energía que se irradia desde las estrellas, y que lógicamente corresponde a la famosa ecuación
relativista de Einstein E = m•c 2 .
Las reacciones de fusión y su papel esencial en la generación de energía en las estrellas fue
estudiado singularmente en los años 30 del siglo XX, y desde entonces se tienen nociones
muy acertadas sobre este tipo de reacciones, pudiéndose caracterizar muy bien la energía
procedente de las estrellas, y particularmente del sol, explicando los mecanismos de interacción
de tal manera que pueden también extrapolarse a otro tipo de reacciones entre nucleidos
ligeros, más propias de lo que puede darse en la tierra, pues las reacciones de fusión

[066] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
incluidas en el mencionado ciclo de Bethe son de muy lenta producción, y precisamente permiten
que el sol se esté manteniendo activo durante un periodo muy dilatado de tiempo que
oscilará entre 9.000 y 10.000 millones de años, estando en este momento prácticamente en
su fase media.
Lo que interesa en el contexto que se está estudiando es la posibilidad de utilizar otras reacciones
de fusión nuclear para generar energía abundante y controladamente, y convertir ésta en la
forma más útil de abastecimiento energético para la humanidad.
Conviene comenzar por analizar la cantidad de energía potencialmente contenida en los nucleidos
fusionables, que son fundamentalmente los nucleidos más ligeros de la tabla periódica,
y con prioridad los isótopos del hidrógeno, deuterio y tritio (aunque éste no exista de manera
habitual, teniéndose que producir a partir de litio).
También pueden experimentar fusión los nucleidos ligeramente superiores en tamaño, como
los isótopos del litio e incluso del boro, y de forma muy señalada el boro-11, que por fusión con
un protón produce tres partículas alfa, dando lugar a la reacción de fusión más limpia de las
que se han podido identificar.
La reacción más asequible para ser explotada en un reactor de fusión es la que sufren entre sí
un núcleo de deuterio y otro de tritio, generando un núcleo de He más un neutrón. El defecto
de masa asociado a esta reacción es aproximadamente 0,35%, lo cual le confiere una intensidad
energética –en energía liberada por unidad de masa– como no cabe encontrar en otras formas
energéticas. Dicha energía liberada lo es básicamente como energía cinética de las dos partículas
que emergen. La partícula alfa puede ceder parcialmente su energía en el seno del plasma
en el que nace, y la energía cinética residual ser absorbida en una primera pared apropiada, geométricamente
preparada, en el reactor, donde se producirá un enorme calentamiento superficial
que habrá que refrigerar para extraer la potencia térmica de dicho foco caliente. Con dicha
potencia térmica podrían satisfacerse diversos tipos de abastecimiento energético, bien directamente
calor para inducir procesos piroquímicos, o bien generar vapor de agua o calentar cualquier
otro fluido hasta muy alta entalpía específica, para ser posteriormente aprovechada dicha
entalpía en una turbina, bien de vapor, de gas, u otras alternativas que incluso se pueden dar de
forma combinada [Ver Figura 8].
Figura 8. Esquema del equipamiento de seguridad del EPR
Duterio
Neutrón
Energía
Helio
Tritio
Fuente: artículo de C. Alejaldre, Estratos, nº 64, 2002

LAS CENTRALES NUCLEARES [067]
La mayor parte de la energía liberada, un 80%, la lleva el propio neutrón, mucho más elevada
que en los neutrones generados en un reactor nuclear de una central de fisión convencional.
La interacción de dichos neutrones con la materia está muy bien estudiada y caracterizada,
de modo que cabe diseñar con gran precisión los sistemas y materiales que se deben disponer
alrededor de la cámara de plasma de fusión para que los mencionados neutrones realicen
las reacciones convenientes. Tal es el caso fundamental del Li, elemento bastante abundante
en la litosfera, y cuyos isótopos naturales, Li-6 y Li-7, reaccionan con los neutrones, aunque
de diversa manera, produciendo tritio y otras partículas. En particular es señalable la producción
de tritio pues este es el nucleido ideal, en cuanto a facilidad de reacción, para que fusione
con el deuterio, dándose la peculiaridad de que el deuterio es un isótopo natural, que
abunda en la naturaleza en proporción aproximada de 0,015% sobre el total del hidrógeno, y
el tritio es, sin embargo, un nucleido radiactivo de vida media corta (unos 17 años) y que por
tanto no existe en la naturaleza más que en pequeñas cantidades, pues se produce por la interacción
de la radiación cósmica con las capas externas de la atmósfera, donde posteriormente
se difunde. Aún dejando constancia de esa existencia natural por producción continua, la extracción
de tritio a partir de las fuentes naturales sería irrelevante. Mayor capacidad de producción
de tritio tienen algunas centrales nucleares de tipo CANDU, en las cuales el agua
pesada se va enriqueciendo en dicho material. No obstante, la mejor manera de producir industrialmente
grandes cantidades de tritio sería por interacción de los neutrones de fusión
con el Li, con lo cual se estaría produciendo continuamente el tritio necesario para mantener
las reacciones de deuterio-tritio, que son las que presentan unas condiciones de fusión más
asequibles.
Haciendo un resumen de manera esquemática sobre las diversas reacciones de fusión que se
pueden explotar a partir de los nucleidos fusionables que hay en la tierra, se puede considerar
que existe una cantidad de energía potencialmente liberable superior a 10 30 J, es decir, del orden
del millón de veces la energía que llega a la tierra procedente del sol en un año. Esto significa
que si en la tierra se explotaran los recursos de fusión del orden de la milésima parte de la
que nos llega del sol en este momento, la tierra podría abastecerse de energía durante más de
1.000 millones de años, lo cual entra lógicamente en una escala temporal absolutamente inimaginable.
Así pues, la perspectiva de la fusión en cuanto a cantidad total de energía generable es espectacular,
pues lleva a cantidades extraordinarias de energía, extraíbles básicamente del agua.
[3.5.1] Los problemas básicos de la fusión nuclear
Aunque las características científicas de las reacciones nucleares de fusión quedaron identificadas
suficientemente en la década de los años 30 del siglo XX, su explotación en un reactor nuclear
es complicada.
La dificultad proviene de que la materia tiene que encontrarse en estado de plasma, y por tanto
ionizado, lo cual exige temperaturas muy elevadas. Cuando una parte de la materia está a
una temperatura muy alta, lógicamente tiende a expandirse y a isotermalizarse con la materia
circundante, y por tanto junto al problema del calentamiento del plasma se encuentra el problema
adicional e importantísimo de su confinamiento; que debe mantenerse durante un tiempo
suficientemente largo para posibilitar que interaccionen los núcleos en cantidad suficiente
para generar energía a una tasa de potencia que sea relevante y producir más energía de la que
ha sido necesaria para calentar el plasma y confinarlo.
Las dificultades de la fusión nuclear desde el punto de vista de su preparación pueden resumirse
en: calentamiento y confinamiento del plasma.

[068] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Por otra parte hay dificultades de tipo tecnológico, sobre todo las relacionadas con los materiales
que se han de usar para conformar un reactor capaz de absorber la energía que se libera de
las reacciones de fusión y hacerlo de tal manera que los materiales aguanten por tiempo suficiente
y con sus prestaciones estables durante su funcionamiento.
La fusión termonuclear es la que ha recibido mayor atención y la que en principio presenta
mayores posibilidades de producir fusiones en cantidad tal que el conjunto sea energéticamente
rentable. Se distinguen básicamente dos opciones: la del confinamiento magnético,
en la cual se utilizan campos magnéticos generados exteriormente para confinar el plasma;
y la del confinamiento inercial en el cual el material fusionable, en muy pequeña cantidad,
del orden de miligramos, es comprimido hasta muy altas densidades y temperaturas,
durante plazos de tiempo brevísimos del orden de los nanosegundos, durante los cuales los
radionucleidos de dicha cápsula fusionable pueden experimentar reacciones de fusión entre
ellos.
Por diversas razones, incluyendo algunas de tipo geopolítico, la mayor atención de investigación
la ha recibido la fusión termonuclear por confinamiento magnético, a la cual corresponde la iniciativa
ITER, de la que habrá que hablar en párrafos posteriores, por las implicaciones que
puede tener de cara a la I+D en nuestro país.
[3.5.2] El confinamiento magnético
Los inicios del confinamiento magnético provienen de los años 40 y sobre todo los 50 del siglo
XX, y en principio se pensó que gracias a la investigación sobre diversas configuraciones de
campo magnético, en unos 20 o 30 años se habrían resuelto todos los problemas de tipo científico
relativos al confinamiento magnético, y sólo quedaría el desarrollo tecnológico de encontrar
los materiales apropiados para disponer de reactores comerciales de fusión.
La realidad experimental fue muy otra, y muchos de los métodos y configuraciones de confinamiento
magnético que se estudiaron durante aquellos decenios no llegaron a conclusiones significativas,
y en algunos casos, antes de abordar plenamente la investigación experimental a
gran escala, algunas de estas líneas se abandonaron pues los cálculos más precisos habían servido
para identificar su escasa relevancia a la hora de confinar eficientemente el plasma creado
(como fue el caso de los llamados tándem-mirror).
En los años 70 del siglo XX se identificó el TOKAMAK como la configuración de mayores posibilidades
de éxito en el campo del confinamiento magnético. Aunque fue una propuesta rusa,
de inmediato fue acogida tanto en Europa como en Japón y EE UU, que en breve plazo sobrepasaron
los desarrollos de la Unión Soviética en este tema.
Hoy el JET que responde a esta configuración, construido en el Reino Unido ha cumplido más
de 20 años de operación que se podría denominar totalmente satisfactoria desde el punto de
vista de los objetivos científicos. Tras los 15 primeros años de funcionamiento, a finales del siglo
XX ya había efectuado experimentos notorios, utilizando deuterio como combustible, y a la vez
se habían efectuado numerosas pruebas de tipo científico con plasmas exclusivamente de hidrógeno
(sin generación de energía) para estudiar múltiples modos de confinamiento y la forma
de mantener el calentamiento del plasma durante un tiempo suficiente.
La proyección de los resultados obtenidos con el JET condujeron a la propuesta ITER (International
Tokamak Experimental Reactor) que tomó carta de naturaleza precisamente como
consecuencia del final de la guerra fría y del acercamiento de posiciones entre los antiguos bloques.

LAS CENTRALES NUCLEARES [069]
En principio el ITER se concibió como una iniciativa cuatripartita entre EE UU, Rusia, Japón y
Europa, incluyéndose en Europa países no de la Unión Europea, como Suiza, e incluso Canadá.
El ITER original era un reactor con un presupuesto extraordinariamente alto. Por múltiples razones,
y entre ellas la enorme absorción de presupuestos de investigación que provocaría una
iniciativa de tal calibre, hubo una seria oposición por parte de muchos científicos y responsables
de la política científica, sobre todo en EE UU, lo cual llevó a que este país abandonara el
proyecto ITER a finales del siglo XX (durante la Administración Clinton).
La retirada de EE UU del proyecto original ITER provocó una importante crisis, por motivos
presupuestarios. Por otro lado, la aparición del primer ITER, provocó en cierta medida, la
desaparición del proyecto europeo que previamente se había estado configurando, JET. Al
abandonar EE UU, se hubo de rebajar considerablemente la ambición del proyecto, lo cual fue
diligentemente aprovechado por los científicos involucrados en la materia, fundamentalmente
los europeos, para reordenar el proyecto, hacerlo mucho más asequible, y utilizar sobre todo los
avances habidos en la experimentación del JET en los últimos años. Esto llevó a una redefinición
profunda el proyecto ITER, que incluso momentáneamente se le modificó de nombre,
apareciendo en algunos casos como ITER-2 y en otros como ITER-FEAT (Fusion Energy Amplifier
Tokamak), siendo esto último derivado de que al reducir las prestaciones que se iban a
exigir al nuevo ITER en su diseño, este funcionaría esencialmente como un amplificador de
energía, de tal manera que requiriera de manera continua energía suplementaria para su funcionamiento,
pero de tal manera que la energía generada fuera unas 20 veces superior. En el
caso del ITER original, se había soñado con que una vez alcanzadas las condiciones de fusión
en el plasma, este no requeriría de ningún calentamiento adicional para que la reacción se
mantuviera durante un tiempo suficientemente largo.
Aunque en la UE, y particularmente en España, se han seguido investigando otras líneas de
confinamiento magnético, el ITER sin duda concita las mayores esperanzas de poder desarrollar
un reactor de fusión nuclear. Esto es así hasta tal extremo, que a instancias del gobierno británico
en el año 2001 se ha puesto en marcha en la UE. la iniciativa denominada Fast Track Fusion
(fusión por la vía rápida) en la cual se propone que además de ahondar en los temas del
ITER, se investigen los materiales y su tecnología, de tal modo que se reduzcan las expectativas
temporales de poder disponer de la fusión, que en este momento, desde el punto de vista
comercial, estarían situadas en el año 2050, de manera realista. Este calendario previsto es el siguiente:
a finales del año 2003, la entidad legal ITER, constituida por Japón, Canadá, Rusia y la
UE, seleccionará el lugar donde definitivamente se construirá dicho reactor, y en ese momento
la denominada ILE (ITER Legal Entity) quedará constituida como entidad con sus correspondientes
compromisos presupuestarios. A partir de ese momento, se estiman diez años para la
construcción del ITER, aunque su diseño está muy avanzado, e identificados los 85 paquetes
tecnológicos que se han de subastar para ser suministrados por las compañías que liciten para ello.
A partir de ese momento, el ITER prevé una etapa de diez años de experimentación fundamentalmente
científica, seguida de otra etapa de otros diez años de experimentación esencialmente
tecnológica. A partir del año 2030 aproximadamente, se podría contar con experiencia
suficiente como para desarrollar ya una serie de prototipos de reactores de fusión, que actuaran
a nivel demostrativo o precomercial, y que se comercializarían a lo largo de la siguiente década,
por lo que la fusión podría tener una penetración incipientemente significativa en la producción
de energía hacia el año 2050, como se ha mencionado.
Lógicamente todo ello está sometido al desarrollo que se vaya efectuando de este reactor, y
también, por qué no decirlo a los desarrollos experimentales que vayan produciéndose en otras
áreas alternativas, tanto de confinamiento magnético como de confinamiento inercial. No obstante,
la línea ITER tiene hoy día tal grado de definición, programa y calendario de trabajo, que
no se le puede negar una enorme importancia en la I+D internacional, particularmente europea.

[070] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 9. Descripción paramétrica de los avances en la investigación de la fusión por confinamiento magnético
1000
Zona de ganancia
neta de energía
Temperatura de plasma (MK)
100
10
1ª generación ≈ 1970
2ª generación ≈ 1980
ITER
3ª generación ≈ 1990-2000
Concepto Tokamak desarrollado en los 60
0
10
17
10 18 10 19 10 20 10 21 10 22
Triple producto = densidad (partículas/m 3 ) x tiempo de confinamiento (s) x temperatura (KeV)
Fuente: tomada del artículo de C. Alejaldre, Estratos, nº 64, 2002
Así mismo hay que reconocer visos importantes de verosimilitud de su programa de trabajo, en
base a lo ya realizado por el JET, aunque no se pueden obviar las enormes dificultades tecnológicas
que habrá en dichos reactores, cuyos procedimientos de operación y mantenimiento
tendrán que ser realizados fundamentalmente por control remoto, lo cual complicará extraordinariamente
una instalación de por sí compleja, y que requerirá una enorme imaginación de
ingeniería mecánica para su rápido montaje y desmontaje, lo que presenta tanta o mayor dificultad
que la parte científica [Ver Figura 9].
Habida cuenta de la significación que en este momento tiene el ITER sobre la línea de fusión,
resulta importante comentar la oferta española para alojar el ITER en Vandellós. En dicho emplazamiento
existe una central nuclear en operación, Vandellós II, así como otra en desmantelamiento,
Vandellós I. Como emplazamiento tiene multitud de características positivas, entre
las cuales cabe citar el hecho de ser un emplazamiento que ya ha sido evaluado positivamente y
por dos veces como emplazamiento nuclear por nuestras autoridades nucleares. Así mismo tiene
un fácil acceso por barco para el traslado de la gran maquinaria que requiere su construcción
y está en un área de alta actividad industrial a su vez cercana a polos de cultura y economía
tan señalados como Barcelona, y a mayor distancia Zaragoza, Valencia o Madrid.
En su versión actual, e integrando los gastos a lo largo de los diez años de construcción y veinte
de operación, más cinco de desactivación para su clausura, se prevé un gasto total superior a los
10.000 millones de euros, lógicamente a aportar por las diversas partes del tratado, aunque en
proporciones que se estiman diferentes según el emplazamiento, y que comentaremos a continuación.
El reparto homogéneo de esas cantidades a lo largo del tiempo viene a significar algo
más de 450 millones de euros/año durante el periodo de construcción, seguido de algo más de
250 millones de euros/año durante la operación, más unos 85 millones de euros/año durante el
desmantelamiento.
Los candidatos para participar en el ITER siguen incrementándose, pero actualmente dos opciones
son europeas.
Rusia ha declinado ofrecer un emplazamiento y por tanto participar en los gastos correspondientes
al país anfitrión. Por otro lado, Canadá, y más estrictamente su provincia de Ontario (en

LAS CENTRALES NUCLEARES [071]
el municipio de Clarington) se ha ofrecido como candidato para albergar el ITER con unas
condiciones un tanto peculiares en cuanto al método de financiación.
Japón, todavía no ha realizado una oferta, e incluso ésta, podría ser múltiple, pues existen dos
localizaciones (Naka-Baraki y Rokaso-Haimori) que podrían ser consideradas.
En Europa hay dos países que se presentan como candidatos a albergar el ITER, Francia, que
hace ya más de un año propuso Cadarache, y España, que ha presentado Vandellós como posible
sede [Ver Figura 10].
Cadarache es un centro muy importante no lejano a Marsella y a Aix-en-Provence, dedicado a
investigaciones nucleares de diverso tipo, tanto de fusión como de fisión, incluyendo en algunos
casos laboratorios para Aplicaciones Militares del CEA (Comisariado de Energía Atómica
francés). En Cadarache existen importantes instalaciones de investigación de fusión, el Torse
Supra, un aparato de confinamiento magnético con bobinas superconductoras que alberga posiblemente
el inventario de He líquido más grande del mundo. Como emplazamiento reúne
condiciones muy positivas, sobre todo por su tradición científica, pero sin embargo presenta
muchos otros inconvenientes tanto profesionales como de acceso, respecto al de Vandellós, que
sin lugar a dudas resulta un posible emplazamiento de características muy interesantes, sin olvidar
además la calidad de vida de la provincia de Tarragona.
Desde el punto de vista económico EURATOM considera en su aproximación al caso ITER
dos posibilidades. Que se construya en Europa o fuera de Europa.
En este último caso, bien sea Canadá o Japón, la UE a través de EURATOM se encargaría de
una fracción entre el 33 y 34% de los costes totales. Ello significaría un gasto para la UE de unos
150 millones de euros/año durante la construcción, unos 110 durante la operación y unos 35
millones de euros durante el desmantelamiento.
En caso de la construcción del ITER en un país europeo, el total del gasto que la parte europea
tendría que cubrir durante la construcción sería de unos 242 millones de euros, de los cuales
Figura 10. Esquema de la planta ITER como reactor de fusión nuclear de tipo experimental
Deuterio
Combustibles
básicos
Primera
pared
Litio
Cámara
de vacío
Plasma
DT
u
u
T
He
Manto
fértil
T
DT, He
DT
Helio (cenizas
no radiactivas)
Líneas de
transmisión
Litio
Generador
de vapor
Procesado del
combustible
Turbina
4
He 4
He
4
He 4
He
Generador de
electricidad
Fuente: tomada del artículo de C. Alejaldre, Estratos, nº 64, 2002

[072] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
182 corresponderían a EURATOM, 46 millones al país anfitrión, y el resto (unos 14) a los países
asociados de la UE.
Durante la operación, la UE tendría que aportar 111 millones de euros al año, de los cuales
EURATOM se encargaría de 82, otros 22 serían por cuenta del país anfitrión y 7 serían a cargo
de los asociados de la UE.
Por último, en la fase de desmantelamiento, EURATOM se encargaría de la totalidad de los gastos.
En resumen, si el ITER se construye en nuestro país supondría aportar durante la construcción
entre 450 y 500 millones de euros, una cantidad similar durante los 20 años de la explotación.
Para que España pudiera efectivamente aprovechar su elección para construir el ITER en nuestro
país sería necesario que desarrollara un programa de I+D de características apropiadas. De
lo contrario la participación española sería sólo relevante desde el punto de vista financiero e
infraestructural de obra civil y similares, pero no para la creación de la estructura tecnológica
que cabe desarrollar en un proyecto como el ITER, en cuanto a materiales, ingeniería mecánica,
control remoto, robotización, diagnosis, protección radiológica, metrología de radiaciones,
producción, reciclado de tritio, etc.
Por otro lado, la decisión de presentar Vandellós para construir el ITER se ha tomado sin haber
efectuado un análisis relativamente riguroso coste-beneficio en el marco de la I+D+D
que sin embargo sí fue realizado en el caso francés, incluyendo un estudio de las posibilidades
ofrecidas por Cadarache. Hubiera sido pertinente, al igual que se ha hecho con otras iniciativas
científicas anteriormente, que se hubieran evaluado pros y contras para ofrecer el
emplazamiento de Vandellós y tener en cuenta las posibilidades científicas y tecnológicas de
nuestro país.
Como oportunidad política, sin lugar a dudas es el ITER un elemento que puede ser una locomotora
del sistema de ciencia y tecnología, particularmente en el área nuclear. Indudablemente
ello polarizará hacia este ámbito gran parte del desarrollo tecnológico que cabe hacer en áreas
como las mencionadas anteriormente, lo que podría significar un auténtico punto de inflexión
en el desarrollo de nuestra capacidad investigadora.
No hay que olvidar sin embargo que la fusión por confinamiento magnético requerirá investigaciones
adicionales en el tema de materiales (particularmente según la iniciativa anteriormente
mencionada Fast Track Fusion) y que no deben olvidarse otras alternativas básicas de configuraciones
de confinamiento magnético, pues podrían ofrecer mejores características y prestaciones
de cara al plasma idóneo para desarrollar un reactor comercial. En tal sentido, cabe citarse
que en España y otros países de la UE se han seguido otras líneas de investigación como los
“stellarators”, cuyos resultados científicos han sido tan prometedores o más que los de los tokamaks.
En todo caso, e independientemente de la configuración que se utilice, en las reacciones de fusión
deuterio-tritio se tiene siempre la aparición de un neutrón de 14 MeV a partir del cual se
puede inducir, y de hecho se induce, una cascada de activaciones radiactivas. De hecho, la cantidad
de neutrones que aparecen por unidad de energía es casi cuatro veces superior en el caso
de la fusión que en el caso de la fisión, lo cual hace que aquella tenga especial capacidad de
producir la denominada activación neutrónica, por la cual aparecen nucleidos radiactivos, como
puede ser el carbono 14 y otros varios, fundamentalmente como resultado de capturas en los
constituyentes de los materiales del reactor.
Hay que señalar sin embargo la diferencia radiológica que la fusión tiene respecto de la fisión,
sobre todo en inventario en el reactor y la problemática de residuos a largo plazo. En el primer

LAS CENTRALES NUCLEARES [073]
caso, en los reactores de fisión se produce la acumulación de los productos de fisión, que configuran
un inventario radiactivo de extraordinaria entidad al cual hay que mantener confinado en
el interior de barreras que impidan su difusión o dispersión por el medio ambiente. En particular,
ello es el objeto fundamental de la seguridad nuclear, y de ahí los principios de ingeniería
por los cuales se intenta garantizar la refrigeración de la potencia radiactiva asociada a estos
productos de fisión. Junto a ellos hay que contar con los actínidos, y en particular con los isótopos
del Pu que también van almacenándose de manera significativa en el reactor de tal manera
que entre los nucleidos pesados que se descargan del combustible gastado en el reactor, cerca
de un 1% de ellos pueden ser isótopos del Pu. Estos isótopos y sus descendientes son los que
originan una muy alta radiotoxicidad de los residuos nucleares hasta plazos muy dilatados
que llegan hasta los 100.000 años.
Esta fenomenología y por tanto de la peligrosidad asociada a los productos de fisión y a los actínidos
no aparece en los reactores de fusión. Sin embargo, sus materiales se activan radiológicamente
de manera significativa, sin que por lo general aparezcan nucleidos susceptibles de fácil
difusión atmosférica salvo el tritio generado en el litio y que se necesita en una central para ser
usado como combustible.
Aunque la fusión sea radiológicamente muchísimo más limpia que la fisión en cuanto al inventario
radiológico existente por las causas antedichas de no tener productos de fisión ni actínidos,
sin embargo el campo de radiación ionizante que llegará a existir en un reactor comercial
de fusión, y que existirá en el ITER cuando funcione de manera regular, hace que sea imposible
su acceso para tareas de mantenimiento o reposición. Todo ello tendrá que estar confiado a
sistemas robotizados y a movimientos mecánicos controlables remotamente, con objeto de desmontar
piezas dañadas y sustituirlas sin que ello suponga dosis inadmisibles para los trabajadores
profesionalmente expuestos [Ver Figura 11].
El campo de radiación ionizante asociado con la fuerte radiación neutrónica y los productos de
activación de ellos derivados, más las altas temperaturas del plasma y las bajas temperaturas
asociadas a los circuitos de generación de los campos magnéticos, constituyen algo muy complejo
que tecnológicamente habrá que resolver adecuadamente. Sin embargo, esto no requiere
Figura 11. Corte de la cámara de confinamiento y elementos periféricos esenciales del ITER
Solenoide central
Estructura
Bobina toroidal
Bobina poloidal
Soportes
Módulo fertilizante
Cámara de vacío
Criostato
Ventana de
inyección para
calentamiento
Purificador
Bomba criogénica
Fuente: tomada del artículo de C. Alejaldre, Estratos, nº 64, 2002

[074] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
más que el aprovechamiento de los conocimientos de los que se dispone y seleccionar los materiales
apropiados. Cuanto más baja susceptibilidad a la activación tengan estos materiales y
mayor sea su resistencia al daño neutrónico por irradiación, tanto mejor serán los resultados
operativos de los reactores de fusión. Obviamente, si la operación de estos reactores estuviera
continuadamente interrumpida por necesidades de mantenimiento, se habría fracasado tecnológicamente
en cuanto a la posibilidad de disponer de esta fuente de energía. Sin embargo, los
desarrollos tecnológicos que se han hecho en áreas como la aeronáutica o la astronáutica, permiten
suponer que puedan darse los mismos resultados positivos, pues no se exigen grandes reducciones
de volumen ni precisiones enormemente exigentes, sino mejoras en materiales, y en
ingeniería mecánica y robotización, para disponer de las prestaciones adecuadas para los reactores
de fusión nuclear por confinamiento magnético.
[3.5.3] El confinamiento inercial
Ya se ha mencionado que el confinamiento inercial se basa en la compresión y el calentamiento
de pequeñas cantidades encapsuladas de material fusionable, del orden del miligramo de deuterio-tritio
para producir en dicho estado ultracomprimido un número muy alto de reacciones
de fusión, que provocarán la microexplosión de dicha pastilla, liberando fundamentalmente los
propios productos de las fusiones más la disgregación del material encapsulado residual, que
también tendrá una energía no despreciable, aunque la mayor parte de ella estará en forma de
radiación neutrónica.
Las dificultades del confinamiento inercial son variadas, comenzando por la forma de producir
el confinamiento. En líneas generales se puede asociar esta idea a la implosión ultrarrápida que
se provoca en el interior de una cápsula, cuando la parte externa sufre una fortísima ablación
por la incidencia de un haz energético que deposita su energía en la corona de la cápsula esférica.
Como consecuencia de la evaporación de las capas superficiales de la cápsula y por el principio
de conservación del impulso lineal, las partes interiores sufren una aceleración hacia el interior
(efecto cohete), que también puede entenderse como inducida por las altas presiones
que se originan en la zona de la ablación y que actúan tanto hacia el interior como hacia el exterior,
proyectando las capas de ablación hacia fuera y las internas hacia adentro, con aceleraciones
enormes, de billones de veces el valor g.
Lo significativo para la fusión es lógicamente el núcleo central de la cápsula que hay que hacer
implosionar de manera eficiente, de tal manera que toda la energía cinética comunicada a la
parte interior de la cápsula se convierta en energía térmica cuando ésta llega a su máxima compresión,
no pudiendo continuar su viaje hacia el interior por encontrar el centro de la cápsula
esférica, donde convergen todas las trayectorias radiales. Indudablemente, para lograr una buena
compresión esférica, toda la interacción del haz externo confinante con la cápsula debe ser
también muy uniforme esféricamente hablando, lo cual resulta en unas exigencias importantes
para los haces confinantes. Estos pueden ser de diversa naturaleza, fundamentalmente láseres y
haces de partículas, aunque la irradiación más uniforme se obtiene embebiendo la cápsula en
un campo de radiación térmica de muy alta temperatura, centenares de miles de grados Kelvin,
en cuyo seno la cápsula sufre una súbita evaporación de su parte superficial que provoca exactamente
los mismos efectos que la ablación mencionada. Lógicamente, un campo de radiación
térmica tan intenso sólo puede obtenerse mediante otros haces energéticos que choquen con
los dispositivos adecuados y generen, por lo común dentro de un volumen diminuto de material
altamente reflectante como puede ser el oro, con un campo de radiación térmica de entre 2 y 3
millones grados Kelvin.
Un problema adicional es lograr un alto rendimiento en la fusión del material fusionable del
núcleo de la cápsula para lo cual esta no debe tener inestabilidades hidrodinámicas interiores

LAS CENTRALES NUCLEARES [075]
sino configurarse en un plasma central muy caliente a partir del cual se produce una onda
de fusión que se propaga hacia el exterior del material calentando el material fusionable
exterior y llevándolo a temperaturas de fusión para alcanzar un grado de quemado significativo.
Por último, una vez que se ha producido la microexplosión de fusión, se han de aprovechar
los productos energéticos que se crean, y de modo muy especial los neutrones generados.
En esto hay cierto paralelismo con la fusión por confinamiento magnético, aunque los efectos
sobre la primera pared pueden ser más problemáticos, por lo que ésta deberá tener un
revestimiento de tipo sacrificable como por ejemplo una película diminuta de espesor de Li
fundido.
El confinamiento inercial presenta algunas ventajas intrínsecas, como es la posibilidad de producir
ciclos catalíticos deuterio-tritio en los que se exige muchísimo menor contenido de tritio
para quemar el deuterio disponible. La complejidad tecnológica del combustible es menor y al
mismo tiempo disminuye la radiotoxicidad ligada a los inventarios de tritio necesarios para los
futuros reactores de fusión.
La colaboración internacional en este caso es difícil ya que algunos países no realizan investigaciones
sobre ello, por considerarlas cercanas a la tecnología necesaria para desarrollar armamento
nuclear de fusión. Aunque esto no parece que sea así desde un punto de vista estricto,
podría haber algún tipo de conocimiento de doble propósito que hace que varios países de la
UE particularmente los nórdicos estén en franca oposición a que haya un programa nuclear
europeo. La UE mantiene contacto con los grupos de investigación de otros países europeos
en los cuales sí se lleva a cabo alguna investigación en este campo, en particular Francia, que
goza de unos laboratorios con láseres y otros agentes confinantes que tienen características y
prestaciones muy señaladas para su uso para la investigación experimental en confinamiento
inercial.
En el caso norteamericano sí que existe una Oficina de Fusión Inercial desde hace más de una
decena de años, en el seno del Departamento de Energía (DOE), y son varios los laboratorios
tanto nacionales como universitarios que trabajan en ello. En ese contexto se definió la denominada
National Ignition Facility (NIF) ubicada en el Laboratorio Lawrence Livermore de California,
en la cual se espera conseguir la fusión con cápsulas de deuterio o deuterio-tritio, mediante
uso de un láser de muy alta potencia, y de pulso de duración de aproximadamente unos
10 nanosegundos.
La tecnología a desarrollar alrededor de estos sistemas es también compleja, incluso más multidisciplinar
que la necesaria para el confinamiento magnético, aunque la relación económica entre
investigación y resultados, en el caso del confinamiento inercial haya obtenido, en algunos
casos particulares, y sobre todo en el Laboratorio Nacional de Sandia en EE UU, resultados
ciertamente alentadores.
En resumen, los principios físicos en los que se basa la fusión nuclear son bien conocidos, e incluso
algunas de sus facetas primarias, como son los principios básicos de las reacciones, se han
podido verificar durante decenios mediante las oportunas observaciones experimentales.
Sin embargo, la realización a escala de laboratorio de experimentos representativos de plasmas
de fusión a escala industrial ha sido más difícil de lo que en principio se preveía, y la proyección
tecnológica de esos experimentos encuentra numerosos obstáculos que posiblemente serán resolubles
mediante el desarrollo tecnológico, pero que implicarán más gastos de investigación e
inversiones en los reactores durante muchos años, lo que cuestionará la competitividad económica
de estos sistemas de generación energética [Ver Figura 12]. [ ]

[076] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 12. Diseño conceptual de un reactor de fusión por confinamiento inercial
5 metros
Diseño conceptual de un reactor de fusión por confinamiento inercial, basado en la interacción de dos haces de láseres muy potentes, incidiendo
sobre una mircocápsula central, en cuyo interior estaría el combustible fusionable. Los neutrones ceden su energía a un espacio doblemente cónico
en el que pasan un conjunto de bolitas cerámicas (p.e., carburo de litio) que además de extraer el calor, producen tritio. Por su línea axil, el reactor
habría de tener un sistema de posicionamiento de la cápsula central, que se ubicaría allí antes de disparar los haces de luz láser ultrapotente. Esta
operación se repetiría con cierta frecuencia, por ejemplo, una vez por segundo. Una microexplosión de 1 mg de DT con una fracción de quemado del
orden de 1/3, produciría del orden de 100 MJ, que repetida cada segundo, produciría una potencia térmica de 100 MW.

[ 4]
[Pedro Coll Butí] [Carlos Tapia Fernández] ❙ Doctores en Ingeniería Industrial
La generación de electricidad mediante
centrales nucleares en la década 2000-2010
[4.1] Introducción
Transcurridos unos años de progresiva liberalización del sector eléctrico español y una vez establecido,
por parte de la Administración, un plan energético “indicativo” para la presente década
(periodo 2002-2011), consideramos oportuno efectuar algunas reflexiones acerca de la viabilidad
real de este plan, así como del papel de la energía nuclear en el mismo.
Es claro que en el marco legislativo energético español los planes energéticos deben ser indicativos
para las empresas implicadas. Por un lado, las empresas no deben perder la libertad de
mercado para decidir, por su cuenta y riesgo, los tipos de centrales generadoras a instalar, pero,
por otro lado, deben estar muy atentas a las directrices que pueda establecer la Administración,
al tratarse de un mercado regulado. También parece razonable que el Gobierno pueda exigir a
las empresas unos compromisos bastante firmes para asegurar el cumplimiento del objetivo
esencial de un servicio público –el abastecimiento eléctrico del país–, cual es la máxima fiabilidad
en la cobertura de la demanda en cualquier tiempo y circunstancia.
A nuestro juicio, el establecimiento, más o menos definido, de la estructura del parque de generación
eléctrica futuro de un país democrático como es España debería plasmarse en algún
tipo de acuerdo de carácter institucional, que incluso podría tener el rango de una ley emanada
del Congreso de los Diputados, y a ser posible, elaborada y aprobada con el máximo consenso
entre los distintos partidos políticos en él representados.
Nosotros creemos sinceramente que fijar, con algún grado de libertad, la futura estructura del
parque de generación eléctrica de un país es un asunto de carácter estratégico, de una importancia
vital, muy posiblemente mayor que otras decisiones estratégicas que suelen establecerse
mediante leyes; por ejemplo, los planes de realización de las grandes infraestructuras ferroviarias,
de carreteras, autovías y autopistas, los grandes trasvases hidráulicos, los grandes centros
sanitarios, etc. Ciertamente es lógico pensar que pocas personas darían menos importancia a
los futuros planes de abastecimiento eléctrico del país que a las futuras líneas de los trenes de
alta velocidad o a los nuevos trazados de las autovías, etc.

[078] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Al intentar elaborar un plan energético, ya sea “indicativo” o normativo, es indudable que
previamente conviene realizar una serie de estudios comparativos que permitan conocer las
ventajas e inconvenientes de los diversos tipos de medios de generación técnicamente disponibles
para el parque nacional de producción. En el actual plan “indicativo” español parece
evidente que estos estudios han sido poco profundos y, en buena parte, si existen no han sido
publicados.
Los usuarios, es decir, los consumidores de la energía eléctrica, deberían poder conocer, con
cierto detalle, las ventajas e inconvenientes de las diversas fuentes de energía que se propone
utilizar en el plan. Se trata de conocer con detalle los aspectos asociados a la economía
(los costes de generación), a la disponibilidad y fiabilidad del suministro de las materias primas
(combustibles), al impacto ambiental de cada fuente, a las posibles externalidades económicas
de cada tipo de central, a la fiabilidad y rendimiento del funcionamiento de las mismas,
etc.
En el presente artículo, los autores han pretendido aportar una serie de datos que pueden ser
útiles para elaborar este análisis comparativo, focalizando un poco el interés hacia su especialidad,
es decir, la generación de electricidad mediante centrales nucleares, aspecto que, en la
situación actual, parece sufrir síntomas de hibernación.
[4.2] Costes comparativos de generación de electricidad
con diversos tipos de centrales
En este apartado se incluyen una serie de comentarios, datos y resultados relacionados con la
actualización de los costes comparativos de la generación de electricidad, en la presente década,
publicados en el artículo “Estimación de costes de generación de electricidad en centrales
nucleares y otros tipos de centrales” [1], elaborado por los autores del presente artículo. Remitimos
al lector a esta referencia para conocer con más detalle las hipótesis utilizadas, así como las
características técnico-económicas de los diversos tipos de centrales analizadas. El artículo
antes indicado y el presente tienen la génesis que indicamos a continuación.
A finales de 2001, la Generalitat de Catalunya publicó, por encargo del Parlamento de Catalunya,
el estudio “Plà de l’Energia a Catalunya a l’Horitzó de l’Any 2010” [2], que representa un
plan energético indicativo para Catalunya en el presente decenio. Como soporte a esta publicación,
previamente, la Generalitat encargó diversos estudios sectoriales que sirvieron de material
de base para la realización del plan. En el presente artículo se da un resumen del contenido
del Capítulo 4, Parte A, de “L’Estudi del Sector Energètic Nuclear en el Marc de l’Estudi l’Energia
a Catalunya a l’Horitzó de l’Any 2010” –Barcelona, julio de 2001 [3]– elaborado por los
mismos autores, en el año 2001, en el que se analizan las características del sector nuclear en
Catalunya. El estudio refleja únicamente la opinión de sus autores, con la información disponible
en ese año. Algunas cifras se expresan en pesetas o en pesetas y euros para respetar el contenido
original del estudio citado.
Este estudio del sector nuclear catalán ha tenido dos grandes objetivos; por una parte, proporcionar
una visión actualizada del sector nuclear, centrada en las tres CCNN catalanas y
sus perspectivas en el periodo 2000-2010 y, por otra, realizar un análisis técnico-económico
de diversos escenarios según la duración de la vida útil de las mismas, comparándolos con el
escenario base, consistente en la hipótesis de una vida útil de 40 años. Los escenarios contemplan:
la parada anticipada de las tres CCNN en el año 2004; en el año 2010, y en el año
en que se satura la capacidad de almacenamiento de las piscinas del combustible irradiado,
que se sitúa en el 2012 para C.N. Ascó I, el 2014 para C.N. Ascó II y en el año 2020 para
C.N. Vandellós II.

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [079]
En cada uno de los escenarios se ha calculado la cantidad de combustible gastado (y su actividad
y potencia térmica) almacenada en las piscinas, así como los costes derivados del avance
temporal de las actividades de gestión de los residuos de alta actividad (combustible irradiado)
y del desmantelamiento, al no haberse podido efectuar una capitalización suficiente con la tasa
aplicada al precio del kWh en las tarifas eléctricas que recauda la Administración y gestiona la
Empresa Nacional de Residuos, S.A. (ENRESA), según se establece en los Planes Generales
de Residuos Radiactivos [4]. Asimismo, en cada escenario, se ha evaluado el sobrecoste derivado
de la necesidad de producir la electricidad de sustitución con otros tipos de centrales. La parte
del estudio (Capítulo 4, Parte A) dedicada al análisis de los costes comparativos de generación
del kWh producido con otras fuentes de energía, constituye un capítulo con entidad propia,
que puede tener interés independientemente del resto del trabajo. En él se da una estimación
comparada de los costes de generación de electricidad, en la década 2000-2010, mediante diferentes
tipos de centrales, cuyos resultados presentamos en este artículo.
En los estudios técnico-económicos a medio y largo plazo, como el presente, es corriente comprobar,
a posteriori, como, a menudo, se producen grandes errores en las previsiones efectuadas,
fruto de los errores asociados a las hipótesis utilizadas: estimación de las tasas futuras de
variación de los precios, de la inflación monetaria, del coste del dinero o tasa de actualización,
de las inversiones necesarias en cada tipo de central, de sus factores de carga, de sus costes de
operación y mantenimiento, de los costes del combustible, de la demanda de energía por unidad
de PIB, etc. Sin embargo, es claro que, a priori, parece razonable dar una mayor credibilidad
a aquellos tipos de estudios de prospección basados en modelos racionales, es decir, modelos
elaborados y analizados aplicando el método científico, según se ha hecho en el presente. Es
evidente que la historia de la planificación energética está sembrada de previsiones erróneas,
pero también parece una peor opción no efectuar ninguna. En todo caso, siempre será preferible
para los usuarios equivocarse por exceso (previendo sobrecapacidades de generación) que
por defecto (déficits de generación). El increíble caso de California en los pasados años 2000 y
2001 es un buen ejemplo.
También es claro que otros expertos o grupos de trabajo preguntados sobre este tema proporcionarían
resultados diferentes, pero probablemente siempre habrá, si los modelos son realistas
y racionales, algún tipo de semejanza o de línea maestra que proporcionará información útil
para los sectores o empresas involucradas en la producción eléctrica en nuestro país en la presente
década.
En los resultados hemos mantenido la mayoría de las cifras de costes y precios expresados en
pesetas, en lugar de euros, respetando la versión original del trabajo, que se realizó en el año
2001, antes de la adopción de la nueva moneda.
Para comparar los costes de generación de electricidad de las centrales nucleares catalanas con
otros medios de generación, a partir del año 2000, se han considerado aquellos tipos de centrales
que pudieran funcionar en régimen de base. Es claro, según nos enseña la teoría microeconómica,
que éstas deben ser centrales con un coste variable bajo –coste del combustible y de
operación y mantenimiento– que puedan funcionar muchas horas al año, es decir, con un elevado
factor de carga. Los tipos de centrales analizadas han sido las siguientes:
❚ Una central térmica de carbón de importación, equipada con las más modernas tecnologías
de desulfuración de gases de chimenea y de protección medioambiental, con fecha de operación
comercial en 2005.
❚ Una central térmica alimentada con un gas combustible obtenido a partir de la gasificación
del carbón, con operación comercial en 2007. El motivo de considerar una central de este
tipo se debe a la posibilidad estratégica de usar los carbones de mala calidad existentes en
Catalunya.

[080] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 1. Estimación del coste del kWh (ebc) de diferentes tipos de centrales eléctricas 1
Coste primer año
Pts/kWhe
25
20
15
10
5
Estructura
❚ CCNN con 2º parte ciclo
❚ Combustible
❚ 0&M
❚ Inversión
4,03 4,46 5,00 5,43 5,88 6,31
15,13 [13,17]
11,48 [9,99]
7,89 [7,15] 8,06 [7,45]
[6,91] [7,37]
8,51 8,99
0
A-I
(2000)
A-II
(2000)
V-II
(2000)
TC
(2005)
TCG
(2007)
TGN
(2007)
TCC
(2004)
CN
(2010)
A-I: Ascó I. A-II: Ascó II. V-II: Valdellós II. TC: central térmica de carbón. TCG: central térmica de carbón gasificado.
TGN: central térmica de gas natural. TCC: central térmica de ciclo combinado. CN: nueva central nuclear
❚ Una central térmica clásica de gas natural, con operación comercial en 2005.
❚ Una central térmica de ciclo combinado, con gas natural, con operación comercial en 2004.
❚ Una nueva central nuclear, con la tecnología del reactor europeo EPR, con operación comercial
en 2010.
La hipótesis relativa a la posible construcción de una nueva central nuclear en Catalunya, en la
presente década, lleva asociada un conjunto de incertidumbres posiblemente mayor que los
restantes tipos de centrales consideradas, especialmente en lo que concierne a la inversión necesaria.
Se ha supuesto un valor de 700.000 ptas/kW –4.204 €/kW– que, para una planta de
1.500 MW de potencia significa una inversión total, actualizada a la fecha de la operación comercial,
de 1,05 billones de pesetas (6.310 millones de euros). Otro aspecto nada desdeñable
que afecta, no sólo a las centrales nucleares, sino a los otros tipos de instalaciones, y que es fundamental
de cara a la viabilidad de los respectivos proyectos, es el ligado a los complejos procesos
de licenciamiento que deben conducir a la autorización, siendo clave la declaración de impacto
ambiental y el grado de oposición y rechazo por parte de la población más afectada.
Como resumen del análisis comparado de los costes de la energía eléctrica generada en las centrales
nucleares históricas, en las futuras y en los otros tipos de medios de generación, en la [Figura
1] se muestra una representación gráfica de los costes del kWh actual para las centrales nucleares,
y en el primer año de operación comercial (OC) en los otros tipos. Asimismo, se indica (entre
corchetes) este coste expresado en moneda de un mismo año (año 2000). También se indica,
para cada tipo de central, el desglose del coste total de generación (en barras de central –ebc–)
en sus tres componentes: coste de inversión, de operación y mantenimiento y de combustible.
En la [Figura 2] se muestra una representación gráfica de los costes de generación de cada
central, año tras año, a lo largo de su vida útil económica prevista, en moneda corriente de
cada año. El descenso en escalón que se observa se debe a la desaparición del coste debido a
1
Para las CCNN catalanas, es el coste para el año 2000. Para las otras centrales se da el coste del kWh en el primer año de su vida
útil, en moneda de este año –año indicado entre paréntesis– y en moneda del año 2000 –coste indicado entre corchetes–.
También se muestra la estructura del coste en sus componentes. El coste del combustible de la central (TCG) incluye la inversión
de la planta de gasificación del carbón

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [081]
Figura 2. Estimación del coste del kWh (ebc) de la electricidad, en moneda corriente, a lo largo de la vida útil
económica de diferentes tipos de centrales
Pts/kWhe
30
25
20
15
10
5
CNA-1
0
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
CNA-2
CNV-2
Años
❚ TCG: Térmica de carbón gasificado ❚ TGN: Térmica de gas natural ❚ TCC: Térmica de ciclo combinado
❚ TC: Térmica de carbón ❚ CN: Nueva central nuclear
la inversión, que se produce al final de la vida útil (30 años), momento en que la central se
supone totalmente amortizada desde el punto de vista contable. En cada tipo de central considerada
se han efectuado unas hipótesis razonables respecto a las tasas medias anuales de
incremento de precios y costes a lo largo de todo el periodo de vida útil económica.
Cuando se pretende comparar, como es este caso, los costes de generación de diversos medios
de producción que operan en diferentes periodos de tiempo, se presentan algunas dificultades
derivadas del hecho de comparar costes –en moneda corriente o moneda constante– en años
diferentes, con periodos de amortización distintos. Con el objeto de poder realizar comparaciones
homogéneas, es conveniente utilizar algún índice o parámetro que, de alguna manera, sea
representativo de los costes de una instalación a lo largo de todo su periodo de producción o vida
útil. En este sentido, proponemos el uso del denominado “coste medio actualizado”, que es
el cociente entre la suma total, actualizada a un año fijo, de las salidas de capital –gastos de operación,
de combustible y cargas financieras y amortizaciones– y la suma total actualizada a la
misma fecha de la energía producida durante todos los años de explotación. En nuestro caso,
con las cantidades económicas expresadas en moneda corriente de cada año, la tasa anual media
de actualización –coste del dinero– empleada ha sido del 6%. En la [Figura 3] se da la estimación
de dicho coste para los diversos tipos de centrales eléctricas consideradas en el estudio, a
lo largo del periodo de su vida útil económica, de 30 años. Puede observarse el bajo coste de las
centrales nucleares actuales en comparación con los otros medios de generación. Les siguen,
por orden creciente de costes, las centrales termoeléctricas de carbón (de importación) y las de
ciclo combinado de gas natural. El coste de generación de una hipotética nueva central nuclear
(integrado en todo el periodo de vida útil) parece al mismo nivel que dichas centrales de carbón
y de gas natural.
[4.3] Análisis detallado de los costes del kWh nuclear.
Las externalidades
Los costes de generación de las CCNN catalanas (C.N. Ascó y C.N. Vandellós II) se han estimado
en barras de central (ebc) y pueden considerarse representativos de las centrales españolas

[082] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 3. Estimación del “Coste Medio Actualizado”, en moneda corriente, de diferentes tipos de centrales eléctricas,
durante el periodo de toda su vida útil económica (30 años) 2
Coste medio actualizado
Pts/kWhe
25
20
15
10
5
4,14 4,62 5,13 5,62 6,06 6,56
❚ Coste con 1ª parte del ciclo ❚ Coste con 2ª parte del ciclo
20,80
15,36
9,96 10,88]
9,06 9,96
0
A-I
(2000)
A-II
(2000)
V-II
(2000)
TC
(2005)
TCG
(2007)
TGN
(2005)
TCC
(2009)
CN
(2010)
A-I: Ascó I. A-II: Ascó II. V-II: Valdellós II. TC: central térmica de carbón. TCG: central térmica de carbón gasificado.
TGN: central térmica de gas natural. TCC: central térmica de ciclo combinado. CN: nueva central nuclear
de las mismas generaciones. Estos costes se han desglosado es sus tres componentes: coste de
inversión, costes de operación y mantenimiento (O&M) y coste del combustible. Para los costes
de inversión se ha partido de los valores de las inversiones iniciales, en las fechas de operación
comercial de las centrales (OC), incluyendo, claro está, los intereses intercalarios, esto es, las
cargas financieras durante el periodo de construcción. Se trata de valores estimados, es decir, no
se han partido de las cifras de los libros de contabilidad de las empresas propietarias. No obstante,
creemos que dichos valores son suficientemente aproximados. Asimismo, el coste del kWh
debido a la inversión, a lo largo de los 30 años de vida útil económica prevista, se ha evaluado, al
igual que para los otros tipos de centrales, según el método de una anualidad constante (en moneda
corriente de cada año) a lo largo de la misma. La tasa anual media de actualización (coste
del dinero) utilizada en el estudio ha sido del 6%, valor que actualmente quizá sea algo elevado,
a la vista de los bajos tipos de interés del mercado de capitales.
Para los costes debidos a las inversiones realizadas en el periodo de operación también se han
estimado unos valores, no tomados directamente de la contabilidad, pero que creemos son suficientemente
fiables.
En cuanto a las producciones anuales, se han tomado los valores históricos hasta el 31 de diciembre
de 1999. A partir de 2000, habiéndose efectuado los cambios de turbina y los incrementos
de potencia térmica y eléctrica, los valores netos considerados han sido:
❚ C.N. Ascó I: 7.800 GWh/a.
❚ C.N. Ascó II: 7.700 GWh/a.
❚ C.N. Vandellós II: 8.200 GWh/a.
Los costes de O&M también presentan una inflexión en el año 2000, como consecuencia del
aumento de potencia. Tampoco son costes estrictamente contables. A partir del año 2000 se supone,
para este coste, una tasa de incremento anual media del 2%.
2
Para las CCNN catalanas actuales se da para el periodo desde el año 2000, hasta el final de su vida útil económica. Entre paréntesis
se indica el año inicial del periodo

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [083]
Los costes del kWh debidos al combustible nuclear se han calculado por el método clásico, teniendo
en cuenta los precios actuales y futuros de las diversas etapas del ciclo –concentrado de
uranio natural, conversión a hexafluoruro, enriquecimiento, fabricación, estancia en el reactor y
parte final del ciclo– con los decalajes temporales propios que generan las correspondientes
cargas financieras. Se han hecho algunas simplificaciones igualando el coste de las tres CCNN
catalanas [Ver Tabla 1].
El coste resultante, en el año 2000, es de 0,62 ptas/kWh –0,373 céntimos €/kWh–, que se supone
constante en el periodo 2000-2010 y escalado al 3% anual a partir de 2010.
La parte del coste debida a la fase final del ciclo del combustible se ha calculado utilizando una
metodología algo distinta a la empleada por ENRESA en el Plan General de Residuos Radiactivos
(PGRR) [3], con el objeto de “internalizarla”, es decir, imputar dicho coste al kWh generado
por las propias CCNN. Como es sabido, la metodología del PGRR obtiene un coste para
todas las CCNN españolas que se imputa a las tarifas eléctricas, es decir, al conjunto del parque
de generación, lo cual es evidentemente una externalización de este coste para las CCNN que
los generan. Al igual que en el PGRR, se valora el coste del kWh imputable a las CCNN, de tal
modo que escalado anualmente a una tasa media del 2%, permita hacer frente, durante y después
de la vida útil técnica supuesta de 40 años, a los gastos de la fase final del ciclo, que incluyen
el desmantelamiento de las instalaciones.
Los precios utilizados para la parte final del ciclo han sido: 200.000 ptas/kg U para la gestión
del combustible gastado, en moneda del año 2000, escalado al 2% anual, con un centro de
gravedad de las actividades situado 10 años después del final de la vida útil técnica (40 años)
y 100.000 millones de ptas (año 2000) para los gastos de desmantelamiento y clausura de la
central, a realizar tres años después del fin de vida útil, cantidad también escalada al 2%
anual.
Los costes obtenidos son los siguientes: la gestión futura de los Residuos de Alta Actividad
(RAA), es decir, del combustible gastado, tiene una repercusión en el año 2000, de 0,22
ptas/kWh (0,13 céntimos €/kWh), la gestión durante la vida útil de los Residuos de Baja y Media
Actividad (RBMA) repercute, en 2000, en 0,071 ptas/kWh (0,043 céntimos €/kWh), y la
gestión de las actividades de desmantelamiento y clausura repercute, en 2000, en 0,139
ptas/kWh (0,083 céntimos €/kWh). El coste total es, pues, de 0,43 ptas/kWh (0,26 céntimos
€/kWh) en el año 2000.
El coste total del kWh debido al combustible, internalizando la parte final del ciclo, en el año
2000 fue, pues, de 0,373 céntimos €/kWh (0,62 ptas/kWh ) + 0,258 céntimos €/kWh (0,43
ptas/kWh ) = 0,631 céntimos €/kWh (1,05 ptas/kWh), valor bastante inferior al coste del combustible
de las centrales termoeléctricas de carbón de importación o de ciclo combinado de
gas natural. Este coste incluye lo que algunos todavía denominan “externalidades” del ciclo
del combustible nuclear, es decir, incluye, creemos con un alto grado de fiabilidad, los futuros
gastos para hacer frente a la gestión del combustible gastado (residuos de alta actividad) y
al proceso de desmantelamiento de las instalaciones. Es sabido que, en España, si bien estos
costes para cubrir los gastos de la fase final del ciclo no se imputan directamente al kWh
generado en las CCNN, no obstante sí se imputan, vía recargo, a las tarifas que pagan los
consumidores. Los correspondientes ingresos, controlados por la Administración, son gestionados
por la empresa ENRESA, que los va capitalizando con objeto de disponer, en el futuro,
de los fondos suficientes para acometer la gestión de los residuos radiactivos de alta actividad
y el desmantelamiento de las centrales. Por tanto, no se trata de ninguna externalidad del
sector eléctrico. El desmantelamiento parcial de la Central Nuclear de Vandellós I (nivel 2
de desmantelamiento), ya se ha financiado con este fondo obtenido, desde hace años, a través
de las tarifas.

[084] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[4.4] El impacto ambiental de las centrales eléctricas
[4.4.1] Evaluación del impacto ambiental de las centrales nucleares
Cada Estado Miembro de la Unión Europea, según la Directiva 85/377/CEE y su posterior
modificación en la Directiva 97/11/CE del Consejo, está obligado a recabar una Evaluación del
Impacto Ambiental para aquellos proyectos que pudieran tener efecto significativo sobre el
medio ambiente. España ha incorporado ambas directivas a la legislación estatal en el Real Decreto
Legislativo 1302/1986, de Evaluación de Impacto Ambiental y Real Decreto 1131/1988
sobre el Reglamento de Evaluación de Impacto Ambiental, y en el Real Decreto-Ley 9/2000,
de 6 de octubre de modificación del Real Decreto Legislativo 1302/1986, de Evaluación de Impacto
Ambiental [6, 7].
En el sector de la industria energética, entre otros proyectos que deben someterse obligatoriamente
a la evaluación de impacto ambiental, se citan las centrales nucleares incluidos el desmantelamiento
y las instalaciones diseñadas para el reprocesado de combustibles nucleares
irradiados y el almacenamiento temporal (más de 10 años) o definitivo de residuos radiactivos o
combustible nuclear irradiado.
Como resultado de la aplicación de la legislación anterior, el Ministerio de Medio Ambiente establece
una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) que caso de resultar negativa impide la
realización del proyecto, y en caso contrario establece las condiciones desde el punto de vista
medioambiental.
Los emplazamientos y los proyectos de construcción las centrales nucleares catalanas fueron
autorizadas con anterioridad a la legislación ambiental sobre evaluación de impacto ambiental.
El proyecto más reciente de desmantelamiento de nivel 2 de la central Vandellós I (1994), a
cargo de ENRESA, sí ha requerido Estudio de Impacto Ambiental (1996) y se ha sometido a
evaluación de impacto ambiental, obteniendo la Declaración de Impacto Ambiental en septiembre
de 1997 [8].
No obstante lo anterior, la legislación nuclear aplicada a las centrales nucleares españolas
incorporó la necesidad de múltiples estudios sobre el medio ambiente, en todas las etapas
de autorización; primero en la autorización del emplazamiento, segundo en la autorización de
construcción, y en la autorización de puesta en marcha inicial. Por su especial significado se
exigieron estudios sobre el impacto ambiental radiológico de la operación normal de las instalaciones
y estudios sobre las consecuencias radiológicas de los accidentes.
El documento principal que contenía algunos estudios sobre medio ambiente y que era
obligatorio para obtener las autorizaciones de construcción y puesta en marcha de las centrales
se denomina Estudio de Seguridad. Este estudio se desarrolló siguiendo la norma de
Estados Unidos, y contenía varios capítulos relacionados con el impacto ambiental de la
central.
Otros documentos básicos sobre impacto ambiental de las centrales exigidos por la Administración
Estatal (Ministerio de Industria y Consejo de Seguridad Nuclear), durante la etapa de
autorización, fueron los Estudios Analíticos Radiológicos (EAR) y el proyecto de los Programas
de Vigilancia Radiológico Ambiental, tanto en la fase preoperacional como operacional.
El Programa de Vigilancia Ambiental específicamente dedicado a vigilar las emisiones de material
radiactivo de las centrales es el más importante de los que realizan las centrales nucleares, y
tiene un control de calidad independiente por parte de organismos autonómicos, por encomienda
del Consejo de Seguridad Nuclear.

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [085]
En los sucesivos permisos de operación, el Consejo de Seguridad Nuclear ha establecido nuevos
requisitos sobre el Estudio de Seguridad y sobre las Especificaciones Técnicas de Funcionamiento
que tienen relación con el impacto ambiental radiológico.
En la época en que se construyeron la mayoría de centrales nucleares españolas, en Estados
Unidos, además de los estudios de seguridad, la comisión reguladora (Nuclear Regulatory
Commission) requería de los titulares de las centrales en construcción un Estudio de Impacto
Ambiental –Environmental Report [9]–; el citado informe se somete a evaluación administrativa
según el Environmental Standard Review Plans. Este tipo de estudios no se han requerido
de forma generalizada en Europa hasta la publicación de la Directiva 85/377/CEE (1985) y la
creación de una estructura administrativa en los Estados competente en medio ambiente. No
obstante lo anterior, el Consejo de Seguridad Nuclear requirió a los titulares de las centrales españolas
algunos de los principales aspectos contemplados en el Environmental Report.
Paralelamente, otras administraciones del Estado –Ministerio de Obras Públicas, Confederaciones
Hidrográficas, Ministerio de Medio Ambiente, departamentos autonómicos– impusieron
condiciones de vigilancia y control no radiológico sobre el medio ambiente, siendo de especial
importancia los proyectos y estudios asociados al sistema de refrigeración de las centrales.
En este caso, a modo de ejemplos, la central nuclear de Vandellós fue autorizada a realizar las
obras en el mar para poder utilizar un circuito de refrigeración abierto mediante agua de mar;
la central nuclear de Ascó, que disponía de sistemas de apoyo de refrigeración mediante torres
de refrigeración de tiro mecánico, fue requerida a ampliar dicha capacidad de refrigeración
mediante una torre de tiro natural, para asegurar que no se produce impacto térmico sobre el
río Ebro; la central José Cabrera (Zorita) que fue autorizada inicialmente a utilizar un sistema
de refrigeración directo al río Tajo, también fue requerida posteriormente a instalar un sistema
de refrigeración de apoyo (torre) a causa del bajo caudal del río Tajo.
Además se han impuesto condiciones de control y vigilancia ambiental no radiológica al sistema
de vertidos al medio acuático, y a los sistemas de gestión de residuos no radiactivos. Finalmente
todas las centrales deben cumplimentar con los requisitos sobre el licenciamiento urbanístico,
de competencia municipal y con las ordenanzas municipales sobre ruido y sanidad.
En la actualidad las centrales disponen de un sistema de gestión medioambiental basado en
la norma ISO-14001, que reúne todas las obligaciones y requisitos de calidad en los diversos
programas de control ambiental a que están obligadas por las diversas administraciones
competentes.
[4.4.2] Impacto ambiental radiológico de la operación
normal de las instalaciones
[4.4.2.1] Objetivo de optimización en la fase de diseño y operación
La mayoría de las centrales nucleares españolas fueron diseñadas de acuerdo a los criterios de
seguridad de la legislación básica de los Estados Unidos contenidos en el Apéndice A del 10
CFR 50, conforme a lo requerido en las autorizaciones del Ministerio de Industria, según el
principio de la central de referencia del país origen del proyecto. Además el diseño de los sistemas
de tratamiento de efluentes cumple con el criterio ALARA, contemplado también en el
Apéndice I de la legislación básica nuclear de los Estados Unidos, 10 CFR 50 [10, 11].
El criterio ALARA –As Low As Reasonably Achievable– pretende optimizar los sistemas de tratamiento
de efluentes de la central para lograr que la dosis (y por tanto el riesgo) a la población,

[086] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
como consecuencia de las emisiones de radiactividad al medio, sea tan baja como sea razonablemente
posible. En la práctica este criterio supone que el diseño de la central y su operación
normal debe tender a lograr niveles de emisión al medio casi nulos.
[4.4.2.2] Límites de emisión de radiactividad al medio ambiente: criterios
Además de cumplir el criterio de optimización, las centrales durante su operación y durante la fase
de desmantelamiento deben cumplir con unos limites de vertido, que figuran en las autorizaciones
administrativas vigentes y que han sido impuestos por el Consejo de Seguridad Nuclear.
La Administración impone a la central una doble limitación al vertido:
❚ Límites en la emisión de radiactividad al medio ambiente, normalmente expresado en actividad
máxima vertida, y
❚ Límites en el medio receptor o límites de inmisión, normalmente expresados en términos de
dosis máxima anual al grupo crítico de la población.
Esta doble limitación sirve para verificar el criterio de diseño, y deberá poderse controlar y vigilar
durante la vida de las centrales mediante dos programas: Programa de Control de Efluentes
Radiactivos (PROCER) y Programa de Vigilancia Radiológica Ambiental (PVRA). Los criterios
básicos se utilizaron ya en la etapa de diseño y construcción.
[4.4.2.3] Estudios analíticos radiológicos durante la etapa de proyecto
En las autorizaciones previas y/o de construcción de las centrales se indicaba que durante la fase
de proyecto de las mismas, se deben verificar los objetivos de diseño mediante un doble cálculo.
❚ Los límites de emisión deben verificarse mediante el análisis teórico de la producción de
efluentes y los sistemas de tratamiento para un límite máximo de producción de radiactividad
en el reactor y refrigerante. Este estudio del Término Fuente proporciona la cantidad máxima
de actividad a descargar al medio ambiente.
❚ Los límites de dosis se verifican mediante el cálculo teórico de la dosis a la población en un
Estudio Analítico Radiológico (EAR) donde se analizan para una zona circular de 30 km de
radio alrededor de la central:
[] Condiciones de la emisión al medio ambiente: atmósfera y medio acuático (p.e. régimen
continuo o por tandas, desde chimeneas, canales, etc.).
[] Uso de modelos de transporte y dispersión del material a emitir a la atmósfera y al medio
acuático.
[] Uso de modelos de análisis de las vías de exposición de la población, y por tanto el conocimiento
de los fenómenos de transferencia de radiactividad en el medio y su posible incorporación
al hombre. Lo anterior requiere el conocimiento de la distribución de la población,
hábitos de consumo, población y uso de la tierra y agua.
Estos estudios se completaron durante la construcción de las centrales, ya que se disponía de
mayor información sobre el emplazamiento, meteorología y medio acuático.
[4.4.2.4] Programas de vigilancia radiológica preoperacionales
Durante la construcción de las centrales se realizaron los estudios y verificaciones previas que
permitieron completar los Estudios Analíticos Radiológicos:

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [087]
❚ Estudios meteorológicos e hidrológicos en la zona. Medida de parámetros básicos para completar
el EAR. Por ejemplo: ubicación de una (o más) estaciones meteorológicas en el emplazamiento
para registrar las variables meteorológicas que describen el transporte atmosférico
en la zona. La torre principal mide velocidad y dirección del viento, desviación horizontal de
la dirección del viento, temperatura del aire a tres niveles para promedios de 15 minutos,
también registra precipitación y humedad ambiente; y en ocasiones se utilizan estaciones secundarias
para medir o completar la descripción meteorológica de la zona [12].
❚ Estudios de demografía, producción agrícola, pesquera, hábitos de consumo de la población,
etc. para revisar o completar el Estudio Analítico Radiológico en la zona de 30 km.
Los criterios de partida de estos estudios se basaron en las condiciones contenidas en las autorizaciones
previas o de construcción del Ministerio de Industria, y que en general remitían a las
normas y códigos aplicados en los Estados Unidos para las centrales de referencia, y que se hallan
en la guías reguladoras de la Nuclear Regulatory Commission de los Estados Unidos [13-16], o en
las guías de seguridad del Organismo Internacional de Energía Atómica [17, 18].
A la vista de los resultados del EAR se propusieron y realizaron los Programas de Vigilancia Radiológica
Ambiental –PVRA– denominados preoperacionales ya que su objetivo es valorar los niveles
de radiactividad en el medio antes de la operación de la central y servir de base para establecer
los métodos de vigilancia y medida que se utilizaran durante la fase de operación. El diseño
de los PVRA se basó inicialmente en las Regulatory Guide 4.8 de la Nuclear Regulatory
Commission de Estados Unidos [19] y en las guías de la antigua Junta de Energía Nuclear [20, 21].
Los niveles de radiactividad en la zona se verificaron por tanto mediante un Programa de Vigilancia
Radiológica Ambiental PVRA (preoperacional) que se llevó a cabo mediante un conjunto
de medidas de las dosis ambientales, la toma de muestras en la zona de 30 km y el análisis de la
radiactividad que contienen. Este programa permite conocer la radiactividad de fondo en el
emplazamiento (en general debida a la radiactividad natural terrestre y cósmica, y en menor
medida a la radiactividad artificial de las pruebas nucleares o de otras instalaciones).
Como ejemplos de Programas de Vigilancia Radiológica Ambiental (preoperacionales), el de la
Central Nuclear Ascó (grupos I y II), durante el período 1977-1982, efectúo 6.000 análisis, y el
de la central nuclear Vandellós II, durante el período 1983-1987, 2.100 muestras y 2.600 determinaciones
analíticas [22].
[4.4.2.5] Programas de control de las emisiones y de vigilancia radiológica ambiental
durante la operación
Durante la operación la central está sujeta al cumplimiento de las Especificaciones Técnicas
de Funcionamiento (ETF) según se ordena en la autorización de operación; en dichas ETF se
indican, entre otros requisitos, los relativos al control y vigilancia de la emisión de efluentes
radiactivos [Ver Tabla 1].
[Programas de control de las emisiones durante la operación]
El Consejo de Seguridad Nuclear ha llevado a cabo durante un proceso de homogeneización
en materia de vigilancia y control de vertidos, por lo que las revisiones de las ETF de
las centrales contemplan, en general, procedimientos de actuación muy similares [23].
Las ETF contienen el Programa de Control de Efluentes Radiactivos –PROCER– y
el Programa de Vigilancia Radiológica Ambiental –PVRA–. Los programas se desarrollan
en un Manual de Cálculo de Dosis en el Exterior –MCDE– que contiene las

[088] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Límites
Restricciones originales de diseño
Ascó I y II
Tabla 1. Límites de vertido utilizados en el diseño y en la operación de las centrales
Criterios de diseño de los sistemas de tratamiento *
Vertido
Aerosoles totales radioyodos
Gases
Líquidos
Tasas de dosis máximas
o actividad máxima
Dosis órgano crítico
Actividad máxima
Dosis efectiva
Dosis piel
Dosis efectiva
Actividad total salvo tritio
Valor
0,15 mSv/año
37 GBq/a (1 Ci/año)
0,05 mSv/año
0,15 mSv/año
0,05 mSv/año
55,5 GBq/año
(1,5 Ci/unidad)
Límites Vertido Tasas de dosis máximas Valor
Aerosoles totales Dosis órgano crítico 0,15 mSv/año
Restricciones originales de diseño
Vandellós II
Gases
Dosis efectiva
Dosis piel
0,05 mSv/año
0,15 mSv/año
Líquidos
Dosis efectiva
Dosis órgano crítico
Especificaciones técnicas sobre el vertido durante la operación
0,03 mSv/año
0,10 mSv/año
Límites Vertido Variable Valor
Límites básicos
Restricciones operacionales
Total Tasa de dosis efectiva 1 mSv/año
Total
Tasa de dosis a la piel
o a cualquier órgano
50 mSv/año
Total Dosis efectiva 0,1 mSv/año
Gases Dosis efectiva 0,08 mSv/año
Líquidos Dosis efectiva 0,02 mSv/año
* Referencias [23, 28]. Los valores de dosis al público son los recomendados por la Comisión Internacional de Protección Radiológica, incorporados a la
Directiva 96/29/EURATOM, y al actual Reglamento de Protección Sanitaria contra las Radiaciones Ionizantes (Real Decreto 783/2001, de 6 de julio)
principales vías de vertido al exterior, la instrumentación de vigilancia de la radiación
en dichas vías y los parámetros y métodos utilizados en el cálculo de las dosis al público
debido a la descarga de los efluentes líquidos y gaseosos.
Este sistema permite cumplimentar los requisitos del CSN contenidos en la Guía 1.04
sobre el programa de control de efluentes, de acuerdo a los requisitos internacionales
[24-26]. Los requisitos fijan para la central:
❚ Las condiciones de operación de los sistemas de tratamiento de efluentes.
❚ Los requisitos exigidos a la instrumentación para la vigilancia en continuo de los
vertidos de efluentes líquidos y gaseosos.
❚ Límites de vertido.
❚ Programa de muestreo y análisis; y los cálculos de dosis requeridos para verificar el
cumplimiento de los límites de vertido.
Lo anterior se implantó en las centrales a principios de los noventa en el PROCER y se
desarrolla en el MCDE. Los titulares de las centrales remiten en sus informes periódicos

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [089]
al Consejo de Seguridad Nuclear los datos relativos al vertido de efluentes líquidos y gaseosos
y el cálculo de dosis. El Consejo verifica los valores del vertido y los compara con
valores de referencia internos del CSN establecidos para cada central, y caso de superarse
se solicita información adicional. Los vertidos de las centrales españolas se mantienen
por debajo de los valores de referencia y son del mismo orden que de las centrales de la
Unión Europea o de Estados Unidos, como se comprueba en la [Tabla 2].
El Consejo también calcula los valores de dosis a los grupos de población críticos potencialmente
afectado por los vertidos, para ello utiliza una metodología que incluye
hipótesis y modelos muy conservadores y parámetros propios de las centrales. Las vías
de exposición corresponden a las utilizadas en los estudios analíticos radiológicos, y los
valores obtenidos son muy inferiores a los límites de dosis del público, y también a los
límites de dosis para el vertido que figuran en las autorizaciones y que sirvieron para
la optimización de los sistemas de tratamiento de los efluentes. En la [Tabla 6] se indican
los valores para las centrales catalanas durante el período 1990-1998.
[Programas de vigilancia radiológica ambiental durante la operación]
Los programas de vigilancia radiológica operacionales actuales, PVRA, de las centrales
se han revisado a partir de la nuevas exigencias del Consejo de Seguridad Nuclear en
su Guía de Seguridad Nuclear 4.01 de 1993 [27]. Los programas son responsabilidad
del titular de la central y contemplan tres aspectos básicos:
❚ Programa principal, en la zona de radio 30 km alrededor de cada central, con toma
de muestras y su análisis posterior en un laboratorio homologado para medir los niveles
de radiactividad presente. Las muestras incluyen: tierra, sedimentos de río o
mar, plantas de cultivo, frutos, agua de lluvia, agua superficial y subterránea, agua
potable, productos de la zona (cárnicos, leche) y filtros de aire. También se ubican
dosímetros TLD para medir dosis ambientales. El programa especifica la forma y
periodicidad de la recogida de muestras, el lugar y el tipo de análisis [Ver Tabla 1].
❚ Programa de control de calidad analítico, con un alcance entre el 5% al 15% de las
muestras y análisis del programa principal. Programa que realiza un laboratorio
independiente del laboratorio que realiza el programa principal.
❚ Censo de la uso de la tierra y el agua, en el ámbito de 30 km, para identificar los
cambios producidos y actualizar los parámetros básicos de los modelos de cálculo de
dosis, y la distribución de los puntos de muestreo.
Tabla 2. Emisiones de efluentes radiactivos de las centrales nucleares PWR españolas, de la Unión Europea
y de Estados Unidos para el período 1980-1997
Efluyentes gaseosos (valores medios en GBq/GWh)
España Unión Europea Estados Unidos
Gases nobles 19,5 6,50 21,3
I-131 0,0000314 0,0000336 0,000121
Partículas 0,0000346 0,0000577 0,000473
Tritio 0,199 0,0291 0,547
Efluyentes líquidos (valores medios en GBq/GWh)
España Unión Europea Estados Unidos
Total salvo tritio 0,00534 0,00527 0,0099
Tritio 3,01 3,56 3,27
Fuente: referencia [23]

[090] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 3. Emisiones de efluentes radiactivos de las centrales nucleares PWR catalanas para el período de operación hasta 1997
Ascó I Ascó II Vandellós I
Período operación 1983-1997 1985-1997 1988-1997
Producción GWh 89.580 83.713 71.822
Efluyentes gaseosos (valores medios en GBq/GWh)
España Unión Europea Estados Unidos
Gases nobles 3,4 6,0 2,4
I-131 0,0000096 0,0000024 0,0000032
Partículas 0,0000058 0,0000024 0,0000016
Tritio 0,15 0,11 0,01
Efluyentes líquidos (valores medios en GBq/GWh)
España Unión Europea Estados Unidos
Total salvo tritio 0,0072 0,0058 0,0024
Tritio 5,0 6,2 1,8
Fuente: valores obtenidos a partir de los datos de la referencia [28]
El titular de la central remite anualmente al CSN los resultados del PVRA y de su
control de calidad, y cada tres años debe revisar los datos del censo de la tierra y del
uso del agua, que también hace llegar al Consejo.
El programa PVRA de Ascó suponía en el año 1996 la recogida de 1.300 muestras al
año; el de Vandellós II 1.331; y el de Vandellós I, 340 (programa de menor entidad debido
a que se hallaba en fase de desmantelamiento). Como las muestras se someten a
varios análisis, el número de datos que cada programa produce al año es de varios miles.
El CSN evalúa los resultados del PVRA y su control de calidad mediante comparaciones
con los resultados de años anteriores y resultados del programa preoperacional,
así como con controles independientes que realiza el propio Consejo o las Comunidades
Autónomas, como el caso de Cataluña y Valencia, por acuerdos de encomienda de
funciones.
Los niveles de radiactividad están en general por debajo de los límites inferiores de detección
y las tasas de dosis externas medidas con la dosímetros ambientales TLD registran
los valores del fondo natural. Los cálculos de dosis a partir de las emisiones de
efluentes también confirman el bajo impacto radiológico de dichas emisiones, que en
todos los casos están muy por debajo de los límites de dosis al público del Reglamento
de Protección Sanitaria contra las Radiaciones Ionizantes y de los límites más bajos impuestos
por el Consejo de Seguridad Nuclear [Ver Tabla 6].
[Controles de la UE sobre la vigilancia radiológica ambiental de las centrales]
La Comisión de la Unión Europea realiza visitas de verificación a las instalaciones de
acuerdo con el artículo 35 del tratado EURATOM: “Cada Estado miembro creará las
instalaciones necesarias a fin de controlar de modo permanente el índice de radiactividad
de la atmósfera, de las aguas y del suelo, así como la observancia de las normas
básicas. La Comisión tendrá derecho de acceso a esas instalaciones de control y podrá
verificar su cumplimiento y eficacia”.
El artículo 35 se completa con artículo 36 que indica que “la información relativa a los
controles mencionados en el artículo 35 será comunicada regularmente a las autoridades

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [091]
Tabla 4. Programas de muestreo y análisis de los vertidos de las centrales nucleares
Tipo de vertido
Efluyentes líquidos
Emisión en tandas
Descarga continua
Efluentes gaseosos
Descarga continua y purgas de
la contención
Tanques de gases
Frecuencia de muestreo
Frecuencia mínima
de análisis
Tipo de análisis
Cada tanda Cada tanda Emisores gamma I-131
Una tanda al mes
Mensual
Emisiones gamma
(gases disueltos)
Cada tanda Mensual compuesta H-3 alfa total
Cada tanda Trimestral compuesta Sr-89, Sr-90
Continuo Semanal compuesta Emisores gamma I-131
Muestra puntual mensual
Mensual
Emisores gamma
(gases disueltos)
Continuo Mensual compuesta H-3 alfa total
Continuo Trimestral compuesta Sr-89, Sr-90
Muestra mensual Mensual Emisores gamma H-3
Muestra continua Semanal (filtro carbón) I-131
Muestra continua Semanal (filtro partículas) Emisores gamma
Muestra continua
Muestra continua
Mensual compuesta
(filtro partículas)
Trimestral compuesta
(filtro partículas)
Alfa total
Sr-89, Sr-90
Muestra puntual Mensual (cada tanque) Emisores gamma
Continua Semanal (filtro carbón) I-131
Continua Semanal (filtro partículas) Emisores gamma
Continua
Mensual compuesta
(filtro partículas)
Alfa total
Continua
Trimestral compuesta
(filtro partículas)
Sr-89, Sr-90
Fuente: referencia [23]
competentes de la Comisión, a fin de tenerla al corriente del índice de radiactividad
que pudiera afectar a la población”.
En el Apartado 4.4.3 se indican los programas de vigilancia específicos, además de los
PVRA de las centrales, que se utilizan para cumplimentar dichos artículos.
[Información de los programas de vigilancia radiológica ambiental e interpretación
de resultados]
Los principales resultados del control radiológico de las centrales nucleares españolas
se publican periódicamente en los informes anuales del Consejo de Seguridad Nuclear
al Congreso de Diputados y Senado. La interpretación de los resultados corresponde
al Consejo y se fundamenta en valoraciones estadísticas sobre las series temporales de
datos, incluidos los datos de los programas preoperacionales, de las correcciones por
cambios en los sistemas de medida utilizados, y del análisis de los incidentes que hayan
originado emisiones de radiactividad al medio ambiente y que hayan podido afectar a la
zona de muestreo de los programas de vigilancia.

[092] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[4.4.3] Redes de vigilancia radiológica ambiental
El Consejo de Seguridad Nuclear ha establecido una Red de Vigilancia Radiológica Ambiental
para poder cumplimentar los artículos 35 y 36 del Tratado EURATOM de la Unión Europea,
informar al Congreso y al Senado y a la población de la calidad radiológica del medio ambiente,
y disponer de datos y realizar estimaciones en tiempo real sobre posibles riesgos radiológicos
que afecten a la población o a medio ambiente.
Las redes estatales de vigilancia actualmente en operación son las siguientes:
❚ Red de estaciones Automáticas (REA): gestionada por CSN. Constituida por un conjunto de
estaciones que miden en tiempo real la radiactividad en la atmósfera. En algunas comunidades
autónomas (Cataluña, País Vasco y Valencia) existen redes no operadas por el CSN.
Tabla 5. Programa de vigilancia radiológica ambiental alrededor de 30 km de las centrales
Estructura de los PVRA*
Programa principal
Tipo de muestra
Análisis realizados
Aire
Actividad -Total, Sr-90, I-131, Espectrometría
Agua potable
Actividad -Total, Actividad -Resto, Sr-90, H-3, Espectrometría
Agua de lluvia
Sr-90, Espectrometría
Agua superficial y subterránea
Actividad -Total, Actividad -Resto, H-3, Espectrometría
Suelos, sedimentos y organismos indicadores
Sr-90, Espectrometría
Leche y cultivos
Sr-90, I-131, Espectrometría
Carne, huevos, peces, mariscos y miel
Espectrometría
Dosimetría ambiental TLD
Dosímetros TLD
Programa de control de calidad
Tipo de muestras
Análisis
Similares
Realiza un programa de extensión entre el 5% al 15% del principal
* El número de puntos de muestreo, muestras y frecuencia de muestreo se detalla en los PVRA de cada central [23]
Tabla 6. Dosis máxima al público debida a las emisiones de las centrales nucleares
Dosis al público durante la operación de las centrales nucleares catalanas [28]
Año Central de Ascó Central de Vandellós II
Fracción del límite del
reglamento*
Fracción de la restricción
de operación*
* Los límites se indican en la Tabla 11
** 0,0002 indica que la dosis máxima es sólo dos diezmilésimas del límite reglamentado
Fracción del límite del
reglamento
Fracción de la restricción
de operación
1986 0,0002** 0,0117 - -
1987 0,0002 0,0122 - -
1988 0,0007 0,0325 - -
1989 0,0006 0,0302 0,0002 0,0125
1990 0,0011 0,0566 0,0003 0.0160
1991 0,0006 0,0322 0,0001 0,0043
1992 0,0003 0,0145 0,0003 0,0137
1993 0,0004 0,0188 0,0001 0,0073
1994 0,0005 0,0237 0,0002 0,0109
1995 0,0005 0,0239 0,0004 0,0202
1996 0,0002 0,0077 0,0004 0,0190
1997 0,0003 0,0139 0,0006 0,0277

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [093]
El Consejo informa en su página web http://www.csn.es de los valores medios diarios y mensuales
registrados en las diversas estaciones.
❚ Red de estaciones de muestreo (REM): coordinada por el CSN y constituida por diversos programas
de vigilancia, desde el que desarrolla el CEDEX (Ministerio de Fomento) sobre la calidad
de las aguas de ríos y aguas potables, hasta el conjunto de laboratorios de universidades
que realizan muestreo en el entorno de los campus y que se han integrado a dicha red.
❚ Red de alerta a la radiactividad (RAR): gestionada por la Dirección General de Protección
Civil, y con fines de ayuda en situaciones de emergencia radiológica, tanto derivadas de potenciales
accidentes en las centrales nucleares como de otras instalaciones. Consta de 900
puntos de medida, la mayoría situados alrededor de las centrales nucleares en las zonas afectadas
por los planes de emergencia nuclear de las instalaciones.
❚ Redes para cumplimiento de los artículos 35 y 36 del Tratado EURATOM: a gestionar por el
CSN. A partir de las redes anteriores y con incorporación de nuevas estaciones se pretende
establecer un conjunto de dos redes para dar cumplimiento a las recomendaciones de la Comisión:
Red Densa (muchos puntos con límites inferiores de detección requeridos) y Red
Espaciada (pocos puntos con limites inferiores de detección muy bajos).
[4.4.4] Análisis comparativo con otras formas de generación
de electricidad
En los últimos años se han desarrollado métodos y técnicas de evaluación de los costes ambientales
de las diversas formas de generación de energía eléctrica. Estos costes o externalidades
son de muy difícil cuantificación en términos económicos. La finalidad de estos análisis es poder
comparar las diversas tecnologías de generación y establecer en una primera etapa políticas
de ayudas o tasas. En la referencia [29] se halla un completo resumen de los métodos de estudio
de las externalidades. La Comisión Europea publicó en 1997 [30] el estudio ExternE sobre
Externalidades de la Energía, que ha servido de referencia a otros muchos estudios e iniciativas.
Recientemente grupos de trabajo impulsados por el Institut Català d’Energia, Instituto
para la Diversificación y Ahorro de la Energía y otras entidades relacionadas con la energía
han aplicado la metodología del Análisis de Ciclo de Vida a ocho tecnologías de generación
eléctrica [31].
Las formas de generación eléctrica de origen nuclear aparecen citadas en la mayoría de estudios.
De las comparaciones con otras formas de producción se deduce que las externalidades
atribuibles a la generación nuclear no parecen que puedan desencadenar costes externos de la
energía que impidan a esta tecnología competir en el mercado. No obstante las comparaciones
hasta ahora efectuadas tienen objetivos limitados y no hay consenso internacional en la forma
de evaluar los costes externos de las diversas tecnologías. Esta área de análisis de costes externos
de las diversas formas de generación eléctrica está en consecuencia en investigación y
desarrollo.
[4.4.5] Incidencia de las CCNN en la disminución de las emisiones de CO 2
Las centrales nucleares no emiten cantidades significativas de CO 2 a la atmósfera. Tampoco el
ciclo de combustible nuclear es causa de emisiones significativas de gases invernadero. Es por
ello que el parque de centrales en el mundo han contribuido a limitar las emisiones de dicho
gas de un modo incuestionable, aunque este hecho es soslayado en muchos foros nacionales e
internacionales. Como la sustitución de la generación eléctrica de origen nuclear por fuentes
de combustibles fósiles ha sido la única solución tecnológica viable en el pasado reciente y lo
será en el futuro a corto plazo, es lógico plantear la influencia pasada y futura de las centrales
nucleares en el control de emisiones de gases efecto invernadero.

[094] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[4.4.5.1] Emisiones de CO 2 evitadas por la generación de energía nucleoeléctrica
a Cataluña
Cataluña dispone de tres grandes unidades de producción eléctrica de origen nuclear, Ascó I, Ascó
II y Vandellós II, que producen anualmente entre 23.000 a 24.000 GWh, lo que representaba un
70% del total de la producción de la energía eléctrica en 1999 [32]. La repercusión de esta producción
en los indicadores de emisiones de CO 2 es abrumadora, y se resume en la [Tabla 7].
Durante el período de operación de las centrales nucleares catalanas desde 1972 hasta junio 2000
han evitado la emisión a la atmósfera entre 271,5 y 379,3 millones de toneladas de CO 2 si la
energía de sustitución se hubiera producido en centrales termoeléctricas de fuel-oil o carbón,
respectivamente; únicas tecnologías capaces de sustituir a las energía nucleoeléctrica en el pasado.
La evolución de las emisiones máximas evitadas de CO 2 anualmente por las centrales nucleares
catalanas se inicia en 1972 con 3,2 millones de toneladas por año hasta alcanzar los 24,34 millones
de toneladas por año actuales.
Actualmente para el período de operación reciente las emisiones anuales evitadas se sitúan entre
7,69 y 24,34 millones de toneladas anuales si la energía de sustitución se obtiene mediante
centrales termoeléctricas de gas natural en ciclo combinado o de carbón, respectivamente; únicas
tecnologías capaces de sustituir a la energía nucleoeléctrica en la actualidad. La repercusión
que dichas emisiones tendrían en el indicador per cápita varía entre 1,3 y 4,0 toneladas de CO 2
por año y habitante.
Finalmente para lograr el mismo efecto de reducción de emisiones de CO 2 con energía eólica y
tecnología actual, se requieren 357 parques eólicos de 30 aerogeneradores de 1 MW y factor de
utilización anual del 25%. Es decir 10.710 aerogeneradores de 1 MW de potencia unitaria.
[4.4.5.2] Producción de CO 2 por unidad de energía eléctrica generada en Cataluña
La elevada contribución de la energía eléctrica de origen nuclear e hidroeléctrico en Cataluña,
hacen que en Europa únicamente Suecia y Francia presenten unas emisiones de CO 2 más bajas
que Cataluña por unidad de eléctrica producida. Estimaciones para el año 1995 sitúan la emisión
entre 80 y 90 toneladas de CO 2 por GWh.
En Europa, en 1995, la media era de 444 toneladas de CO 2 por GWh, según datos de la Dirección
General XVII de la Unión Europea; Suecia emitía 64 toneladas de CO 2 por GWh eléctrico
producido, Francia, 78; Bélgica 340; España 492; Reino Unido 565; Holanda 618; Alemania
669 y Dinamarca 868.
[4.5] El ciclo de combustible nuclear
[4.5.1] Concepto y etapas del ciclo de combustible nuclear
Forman parte del ciclo de combustible nuclear todas las actividades necesarias para la obtención
del combustible utilizado en las centrales (primera parte) y todas las actividades posteriores a su
uso en los reactores nucleares de las centrales (segunda parte).
Para la mayoría de centrales nucleares (PWR, BWR, WWER, AGR) se precisa un ciclo con enriquecimiento
isotópico del uranio en la primera parte. El uranio natural contiene un 0,72% del

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [095]
Tabla 7. Emisiones de CO 2 evitadas por la generación eléctrica de origen nuclear en Cataluña
[A] Período de operación hasta junio 2000. Emisiones evitadas hasta la fecha
Central/periodo
Energía generada TWh
Millones de toneladas de CO 2 evitadas
energía de sustitución fuel-oil/carbón
Ascó I (8/1983-6/2000) 110,58 83,0/116,0
Ascó II (10/1985-6/2000) 103,30 70,6/108,4
Valdellós II (12/1987-6/2000) 92,03 69,1/96,5
Valdellós I (5/1972-10/1989) 55,65 41,8/58,4
Totales 361,56 271,5/379,3
Factores de emisión para centrales termoeléctricas de carbón (hulla/antracita) 1.049 g/kWh y para centrales de fuel-oil 751 g/kWh
[B] Período de operación actual. Emisiones anuales evitadas
Centrales
Energía generada [33]. TWh
Millones de toneladas de CO 2
por año. Energía de sustitución
1997 1998 1999 Media Fuel-oil/carbón
Ascó I 6.645 7.629 8.472 7.582 2,50/7,95
Ascó II 8.161 7.689 7.511 7.787 2,57/8,17
Valdellós II 7.559 8.717 7.529 7.935 2,62/8,32
Totales 22.365 24.035 23.512 23.304 7,69/24,34
Factores de emisión para centrales termoeléctricas de carbón (hulla/antracita) 1.049 g/kWh y para centrales de ciclo combinado con gas natural
330 g/kWh [34]
[C] Evolución de las emisiones evitadas de CO 2 anualmente por las centrales nucleares catalanas
Emisiones máximas evitadas de CO 2
Periodo operación Mt/año Tn/habitante y año
1972-1975 3,2 0,5
1976-1980 3,2 0,5
1981-1985 6,6 1,1
1986-1990 21,5 3,5
1996-2000 23,8 4,0
Factores de emisión para energía de sustitución en centrales termoeléctricas de carbón (hulla/antracita) 1.049 g/kWh. Para centrales termoeléctricas
de fuel-oil o gas, las emisiones evitadas son menores y se reducen por factores 1, 4 y 3, 2 respectivamente
isótopo U-235, un 99,2745% de U-238 y una cantidad insignificante de U-234, 0,0055%. Los
reactores de las centrales de agua ligera actuales utilizan combustibles con uranio enriquecido
entre el 2% y el 5% de U-235, siendo el resto U-238 y una pequeña cantidad del isótopo U-234.
La forma química del uranio es UO 2 . En algunos reactores se utilizan algunos elementos combustibles
tipo MOX. El MOX es una mezcla de UO 2 y PuO 2 . El plutonio se obtiene en el reprocesado
del combustible irradiado.
En la actualidad la segunda parte del ciclo presenta dos alternativas.
La alternativa del ciclo abierto, supone considerar al combustible irradiado como residuo de
alta actividad. Y ello a pesar de que su contenido energético es muy elevado ya que contiene,
aproximadamente, el 94% del uranio inicial y casi un 1% de plutonio.

[096] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
La alternativa de ciclo cerrado (reciclado o reprocesado) trata al combustible mediante procesos
físicos y químicos para obtener de forma separada el uranio, el plutonio y el resto de materiales
(que se consideran materiales de desecho o residuos radiactivos). El uranio y el plutonio
se utilizan para la fabricación de nuevos combustibles (uranio enriquecido reprocesado o mezclas
de óxidos de uranio y plutonio). De esta forma puede lograrse la eliminación (y valoración
energética) de todo el plutonio.
Las etapas del ciclo de combustible se resumen en la siguiente lista:
❚ Primera parte del ciclo
[] Minería y fábricas de concentrado de uranio natural (U 3 O 8 ).
[] Centros de conversión y purificación del concentrado de uranio para obtener UF 6 .
[] Instalaciones de enriquecimiento isotópico del uranio (UF 6 ).
[] Centros de conversión del UF 6 a UO 2 .
[] Fábricas de elementos combustibles para las centrales (enriquecimiento del 235 U, 5%).
[] Transporte entre etapas.
❚ Etapa en las centrales nucleares
[] Generación de residuos operacionales de baja y media actividad (RBMA), acondicionamiento
y almacenamiento temporal.
[] Generación de combustible irradiado (con contenido en U (0,9% en 235 U, 0,5% 236 U y 94%
238
U) y Pu (0,9%, mezcla de varios isótopos 239 Pu, 240 Pu, 241 Pu, …) y el resto residuos (productos
de fisión y transuránidos). Almacenamiento temporal en la central.
[] Generación de residuos durante el desmantelamiento de la central, normalmente son residuos
de baja y media actividad (RBMA); acondicionamiento y almacenamiento temporal.
❚ Segunda parte del ciclo de combustible
[] Almacenamiento de residuos radiactivos de baja y media actividad. Instalaciones de almacenamiento
definitivo de residuos de baja y media actividad, procedentes de las centrales (incluido
el desmantelamiento) o de las instalaciones de reprocesado. La clasificación y el tratamiento
de estos residuos se realiza en origen (centrales) para posteriormente transportarse a los centros
de almacenamiento. En España opera el centro de El Cabril (Córdoba) de ENRESA.
[] Reciclado o reprocesado del combustible. Se requieren instalaciones de reprocesado del
combustible irradiado para obtener el uranio y plutonio con fines de su uso posterior en
combustibles nucleares, y el tratamiento y acondicionamiento de los residuos. Las instala-
Tabla 8. Elementos combustibles irradiados en las piscinas de almacenamiento a finales de junio de 1995 4
Central N1 % Ocupación Año saturación Capacidad*
Garona 1.100 83 1998 1.337-1.727
Cofrentes 1.576 64 1999 2.464-3.088
Almaraz I 560 34 2021 1.647-1.804
Almaraz II 488 30 2023 1.647-1.804
Ascó I 452 36 2012 1.264-1.421
Valdellós II 336 29 2010 1.151-1.308
Trillo I 296 71 1996** 415-592
Zorita 176 73 2000 241-310
Total 5.416
*Trillo ha solicitado un aumento de capacidad en 263 posiciones con lo que la saturación tendrá lugar en el año 2003
**La capacidad de almacenamiento excluye la reserva de un núcleo completo
4
Consejo de Seguridad Nuclear (CSN/IS/25/93), (CSN/IS/25/95)

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [097]
ciones de reprocesado, actualmente en operación, se hallan en pocos países Francia, Reino
Unido, Rusia, Japón e India.
[] Almacenamiento de residuos radiactivos de alta actividad y de combustible irradiado. Se precisan
instalaciones de almacenamiento temporal y definitivo. El combustible irradiado se almacena
de forma temporal en piscinas y/o contenedores en las propias centrales, o en instalaciones
centralizadas con capacidad de almacenamiento para varias centrales. Las instalaciones
de almacenamiento definitivo del combustible irradiado, en su modalidad de almacenes geológicos
profundos (AGP), se hallan en fase de estudio y proyecto. En Finlandia y Estados Unidos
los proyectos se hallan en fase de autorización definitiva. La gestión del residuo de alta actividad
y del combustible irradiado precisa como etapa ineludible del transporte. Este tipo de
transporte, se enmarca en grupo de transporte de mercancías peligrosas, y que debe cumplir
con los requisitos del nuevo reglamento del Organismo Internacional de Energía Atómica.
[4.5.2] Legislación aplicada al ciclo de combustible
La legislación específica aplicada al ciclo de combustible deriva de los siguientes decretos:
❚ Real Decreto 1464/1999 sobre actividades de la primera parte del ciclo de combustible
nuclear. Afecta a la principal empresa española dedicada a este sector, ENUSA.
❚ Real Decreto 1439/2003 sobre ordenación de las actividades de la Empresa Nacional de
Residuos Radiactivos, S.A. (ENRESA) y su financiación.
[4.5.3] Combustible nuclear irradiado en las centrales nucleares españolas
En las tablas adjuntas se indican los elementos combustibles almacenados en las piscinas de las
centrales nucleares, a final de 1995. Durante el periodo 1996-2002 se han aumentado las capacidades
de almacenamiento de las piscinas de Garoña, Cofrentes y Vandellos II. En Trillo el
aumento de capacidad se ha realizado mediante la construcción de un almacén de contenedores
que albergara combustible en seco [Ver Tabla 8].
[4.5.4] Sistemas de tratamiento de efluentes y producción de residuos
radiactivos en las centrales nucleares
[4.5.4.1] Producción de radiactividad en una central de agua a presión
La radiactividad en un reactor se genera principalmente en el combustible nuclear y en menor
medida en los otros materiales del reactor (estructuras metálicas, elementos de control, blindajes,
refrigerante y en los materiales de erosión y corrosión que transporta el refrigerante).
[Radiactividad en el combustible nuclear]
Los elementos combustibles contienen pastillas cilíndricas de UO 2 en el interior de
varillas de zircaloy o zirlo (aleaciones de Zr). Las varillas en operación normal retienen
en su interior los productos radiactivos generados por la fisión y las reacciones de captura.
La mayor parte de los productos permanece en el interior de las pastillas, y una
fracción (en general en fase gaseosa, formada por isotópos del kriptón, xenón, yodo,
cesio, …) se desplaza por difusión hacia las paredes internas de las varillas (huelgo).
La radiactividad en el combustible, al final de su período de irradiación, es extraordinariamente
elevada, y las radiaciones emitidas producen calor –la mayor parte partículas

[098] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
beta y alfa son absorbidas en el propio combustible– [Ver Figura 3]. En esta figura se indica
el descenso de radiactividad y potencia generada por tonelada de uranio metálico
inicial (MTIHM) una vez finalizada su irradiación. Por ejemplo: considere un elemento
combustible típico de una central PWR, que contiene inicialmente 400 kg de uranio
(454 kg de UO 2 ), y ha producido una energía térmica de fisión de 40.000
MWd/MTIHM. La radiactividad total en el elemento al cabo de un año después de su
descarga es de 2,5x106 (Ci/MTIHM) x 0,4 MTIHM = 1 MCi = 3,7 x 10 16 Bq.
La manipulación y almacenamiento de estos elementos combustibles requiere procedimientos
especiales, debido a la elevada tasa de emisión de radiaciones gamma y
neutrones, que producirían dosis muy elevadas; y al calor que generan que requiere
su refrigeración; y a su contenido de uranio/plutonio que precisa el control de la criticidad.
Los combustibles se manipulan uno a uno bajo un espesor de agua (7 m), se almacenan
en piscinas de agua con boro, y se transportan (hasta decenas de ellos) en el
interior de contenedores con blindajes de acero/boro y refrigerados. Con el paso del
tiempo la desintegración de muchos de los productos radiactivos reduce el riesgo pero
no anula la necesidad de una manipulación reglamentada.
[Origen de la radiactividad en el refrigerante del reactor]
❚ Rotura de varillas de combustible
El principal mecanismo de escape de la radiactividad del combustible al refrigerante es la
rotura de las vainas metálicas (por corrosión, defecto de fabricación, erosión, …). Una vez
producida la fisura se produce el escape de material por difusión y/o lixiviación de materiales.
Los elementos más propensos son los más volátiles y solubles: gases nobles, halógenos
y metales alcalinos. De esta forma los elementos se transfieren del combustible al
agua de refrigeración del reactor (p.e. 3 H, 85 Kr, 133 Xe, 131 I, 137 Cs).
Para minimizar esta posibilidad se analiza en continuo la radiactividad del refrigerante,
y si se supera un límite especificado, se procede a la parada del reactor, identificación
del elemento dañado y su sustitución, quedando almacenado el elemento dañado en
una región de la piscina de almacenamiento dispuesta a tal efecto.
❚ Reacciones de activación neutrónica de los materiales de corrosión y erosión transportados
por el refrigerante.
[] La corrosión en los materiales del reactor puede producir que elementos metálicos
(hierro, manganeso, cobalto, níquel, …), pasen al agua y que una parte de los núcleos
sufran reacciones nucleares con los neutrones a su paso por el reactor. Por ejemplo
54
Fe(n,p) 54 Mn; 54 Fe(n,) 55 Fe; 55 Mn(n,) 56 Mn; 58 Ni(n,p) 58 Co; 59 Co(n,); 60 Co.
[] La corrosión en los materiales del reactor puede producir que elementos metálicos
radiactivos pasen al agua (p.e. 56 Mn, 58 Co, 60 Co).
❚ Reacciones de activación neutrónica de los elementos del propio refrigerante y sustancias
químicas utilizadas para controlar al reactor, el pH o prevenir la corrosión.
[] Las reacciones nucleares del refrigerante y de los productos químicos que contiene,
pueden producir núcleos radiactivos (p.e. 6 Li(n,) 3 H, 16 O(n,p) 16 N).
Los períodos de semidesintegración de los productos radiactivos varían entre pocos
segundos 16 N (7 segundos), 56 Mn (2,6 horas), 60 Co (5,3 años), 3 H (12,3 años), 60 Ni (100
años). El tipo de radiactividad de los diversos radionucleidos también es muy diversa.
Por ejemplo el 16 N emite radiación gamma de muy alta energía, el tritio ( 3 H) emite
electrones de baja energía, el 60 Co radiación beta y gamma de alta energía, etc.

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [099]
[4.5.4.2] Sistemas de tratamiento de efluentes y generación de residuos radiactivos en
una central de agua a presión
La operación del reactor requiere que el agua del circuito de refrigeración esté en condiciones
físicas, químicas y radiológicas especificadas. En consecuencia se debe:
❚ Controlar el volumen de agua de refrigerante (implica el aporte o la extracción de agua).
❚ Controlar la reactividad (implica el aporte o la extracción de ácido bórico del agua).
❚ Mantener la calidad del refrigerante (implica desmineralizar, desgasificar y filtrar el agua).
Controlar la corrosión mediante aditivos químicos.
❚ La operación del reactor sólo se permite si la radiactividad en el agua de refrigeración está
por debajo de los limites autorizados. Por ejemplo,

[100] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
La central por tanto procede a almacenar temporalmente los residuos sólidos, y los clasifica, para
luego acondicionarlos según los criterios de aceptación de ENRESA. Los residuos normalmente
se mezclan con hormigón en bidones de acero de capacidad 220 litros (55 galones). ENRESA retira
regularmente dichos bidones desde las centrales hacia su centro de El Cabril (Córdoba).
[4.5.4.3] Almacenamiento de residuos de baja y media actividad (RBMA) en las centrales
nucleares españolas
Las centrales deben informar periódicamente al Consejo de Seguridad Nuclear sobre el balance
de residuos sólidos generados, almacenados y retirados del emplazamiento. Por ejemplo en
1993 el balance era el siguiente, como muestran las [Tablas 9, 10].
[4.5.5] La gestión de los residuos radiactivos en España
La definición de residuo radiactivo (Ley 25/1964, modificada por la ley 40/1994) indica que “es
cualquier material o producto de desecho, para el cual no está previsto ningún uso, que contiene
o está contaminado con radionucleidos en concentraciones o niveles de actividad superiores
a las establecidas por el Ministerio de Economía (Dirección General de Política Energética),
previo informe favorable del Consejo de Seguridad Nuclear”.
Tabla 9. Residuos RBMA almacenados a finales de 1993
Centrales Capacidad bidones Bidones almacenados Ocupación
220 l 180 l % M 3
Garona 9.576 8.045 * -- 84 1.770
Cofrentes 20.100 16.817 -- 84 3.700
Almaraz I y II 8.084 * 12.721 568 ** 58 3.071
Ascó I y II 8.256 * 5.372 1.359 *** 81 1.576
Valdellós II 12.623 1.003 700 12 360
Trillo I 11.500 1.417 1.258 23 538
Zorita 12.669 10.075 * -- 89 2.217
*Equivalente en bidones de 220 L
**Bidones de 480 L
***Bidones de 290 L
Tabla 10. Actividad de los residuos de media y baja actividad generados en 1993
Centrales Producción bidones* Actividad media por bidón
GBq
MCi
Garona 941 0,81 22
Cofrentes 1.030 18 485
Almaraz I y II 1.141 12,2 330
Ascó I y II 1.116 8,2 222
Valdellós II 299 - -
Trillo I 406 0,08 2
Zorita 273 7,9 213
*La capacidad de los bidones no es la misma en todas las centrales
Fuente: Consejo de Seguridad Nuclear (CSN/IS/24/93, CSN/IS/25/93)

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [101]
Lo anterior implica la necesidad de definir unos límites de desclasificación que delimite lo que
se considera residuo radiactivo:
❚ Aquellos materiales con niveles de actividad por debajo de los límites de desclasificación
incondicional no se consideran residuos radiactivos; y
❚ Pueden establecerse límites de desclasificación condicional para el reciclado de materiales y
su uso posterior, o para el almacenamiento en repositorios convencionales, siempre que así lo
autorice la Administración competente.
Actualmente ENRESA establece una clasificación de los residuos radiactivos en los grande grupos:
❚ Residuos de baja y media actividad (RBMA): aquellos que tienen una actividad específica baja
(por encima de límites de desclasificación que se sitúan en torno a Bq/g), en general están
constituidos por emisores beta-gamma con períodos de semidesintegración inferiores a 30
años y con un contenido limitado de emisores alfa de período elevado. No generan potencia
calorífica significativa.
❚ Residuos de alta actividad (RAA): aquellos que tienen una elevada actividad específica de
radionucleidos de período elevado, contienen radionucleidos emisores alfa en concentraciones
elevadas y producen una potencia calorífica apreciable debido a la energía de la
desintegración.
[4.5.5.1] Gestión de los residuos radiactivos en España a cargo de ENRESA
La gestión se propone en los planes generales. En la actualidad está vigente el Quinto Plan
General de Residuos Radiactivos (julio de 1999). Ver texto íntegro en http://www.enresa.es.
❚ Resumen.
❚ Introducción.
❚ Generación de residuos radiactivos y combustible gastado en España.
❚ Gestión de los residuos radiactivos de baja y media actividad (RBMA).
❚ Planteamiento de una política de gestión del combustible gastado y residuos de alta actividad
(RAA).
❚ Clausura de instalaciones.
❚ Aspectos económicos y financieros.
Apéndice I. Disposiciones legales.
Apéndice II. Glosario de términos y abreviaturas.
[4.5.5.2] Instalaciones de la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (ENRESA)
❚ Instalación de almacenamiento de residuos radiactivos sólidos de media y baja actividad de
Sierra Albarrana (El Cabril), Córdoba.
[] Autorización de explotación del Ministerio de Economía. Orden del 5/10/2001.
[] Actividad máxima autorizada al final de la fase explotación (28.278 TBq repartidos entre
diversos radionucelidos, H-3, C-14, Ni-59, Ni-63, Co-60, Sr-90, Nb-94, Tc-99, I-129, Cs-137,
Pu-241, total Alfa).
[] Principales edificios:
❚ Edificio de recepción.
❚ Instalaciones de acondicionamiento.
❚ Laboratorio de caracterización.
❚ Instalación de almacenamiento.
[] Tres fases: explotación, control (vigilancia pasiva) y de libre uso.

[102] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
❚ Fábrica de concentrados de óxido de uranio de Andújar, Jaén. Operación de 1959-81
(JEN).
[] Transferencia a ENRESA (Orden comunicada el 13/12/1985).
[] Autorización de desmantelamiento: 1/2/1991.
[] Cantidad de estériles: 1,2 x 10 6 toneladas.
[] Técnicas de restauración del terreno y recubrimiento de los diques de estériles.
[] Instalación clausurada.
❚ Instalaciones previstas en el V Plan General de Residuos radiactivos.
[] Almacenamiento Geológico Profundo: para el almacenamiento de los elementos combustibles
de las nueve centrales actuales en operación y los residuos del reprocesado del
combustible de Vandellós I.
[] Almacenamiento Intermedio de Combustible Gastado: 1. Aumento de capacidad de las
piscinas de las centrales y almacenamiento en seco con contenedores (completado); 2. Almacenamiento
Temporal Centralizado, ATC, hacia 2010.
❚ Otras instalaciones o necesidades.
[] Una instalación de almacenamiento de residuos baja y media actividad o aumento de capacidad
de El Cabril.
[4.5.5.3] Alternativas de gestión final de los residuos: ENRESA
[Conceptos básicos sobre almacenamiento]
❚ Almacenamiento: última fase de la gestión consistente en la colocación de los residuos
radiactivos en una instalación que proporcione adecuada protección ambiental,
térmica, química y física, con inclusión de dispositivos de vigilancia. El almacenamiento
puede ser a corto o a largo plazo.
❚ Almacenamiento intermedio del combustible gastado: almacenamiento en el que se
establece el aislamiento, la vigilancia radiológica, la protección ambiental y el control
humano, previéndose ulteriores actuaciones como transporte, reprocesado, o almacenamiento.
Puede ser almacenamiento en seco en contenedores o almacenamiento
en húmedo en bastidores de piscinas de agua. Se puede efectuar en el propio emplazamiento
de las centrales o en instalaciones fuera del emplazamiento.
❚ Almacenamiento superficial: almacenamiento en una instalación tecnológica en la
superficie de la tierra.
❚ Almacenamiento Geológico Profundo (AGP): almacenamiento de residuos radiactivos,
en general de alta actividad como combustible gastado o productos del reprocesado
del combustible gastado, en una formación geológica que se considera posee la
estabilidad y las propiedades requeridas para satisfacer los requisitos de almacenamiento
y aislamiento a largo plazo.
[Técnicas de tratamiento y gestión de los residuos]
❚ Residuos RBMA: almacenamiento definitivo con técnicas de reducción de volumen.
Tecnología probada y practicada en varios países.
❚ Residuos RAA Almacenamiento temporal:
[] Técnica usual practicada en varios países.
[] Almacenamiento geológico profundo. Estudios y proyectos en curso.
[] Reprocesado del combustible con vitrificación de los residuos y posterior almacenamiento.
[] Transmutación de los residuos. En investigación.

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [103]
[4.5.5.4] Mejoras en la gestión de los residuos: el productor (central nuclear)
[Reducción en la producción de residuos de baja y media actividad]
En operación las centrales reducen la producción de residuos mediante:
❚ Utilización de combustibles con muy baja capacidad de deterioro durante la operación.
❚ Utilización de materiales estructurales con bajo contenido en cobalto. Se impide así
la reacción de activación más importante en la actualidad, 59 Co(n,) 60 Co).
❚ Estableciendo una operación óptima para la boración/dilución del circuito de
refrigeración (las centrales PWR).
En las operaciones de mantenimiento y recarga de combustible se reduce la producción
de residuos de media y baja actividad:
❚ Operando de forma aislada y mediante técnicas de limpieza para evitar que el agua
del circuito primario contenga materiales que pudieran activarse en operación.
❚ Operando con vestimenta adecuada (p.e. hidrofugada).
El sistema de tratamiento de residuos reduce la producción de residuos mediante:
❚ Utilización de filtros y resinas de intercambio iónico de alta eficacia.
❚ Mediante técnicas de segregación y clasificación que permitan optimizar la producción
y gestión de residuos sólidos transportables por ENRESA.
❚ Mediante técnicas de reducción de volumen (secado, compactación, incineración).
[Reducción en la producción de residuos de alta actividad]
❚ Aumentando la duración del ciclo de quemado del combustible.
❚ Reciclado el combustible y utilizando combustibles MOX.
[4.6] Análisis crítico del plan indicativo establecido en España
para el periodo 2002-2011
En fecha 13 de septiembre de 2002, el Consejo de Ministros aprobó el documento de Planificación
de los Sectores de Electricidad y Gas en el periodo 2002-2011. Se trata de un Plan
Energético “Indicativo”, a 10 años, que prevé una inversión global de 26.500 millones de euros
en el sector energético del gas y la electricidad para cubrir un crecimiento previsto de la demanda
de energía eléctrica del 3,7% anual, con un crecimiento económico anual del 3,5%. La
característica más destacada del Plan es su gran apuesta por el gas natural y por las energías renovables.
En la [Tabla 11] se indica la estructura del parque de generación eléctrica actual (2002)
y la prevista al final del periodo considerado en el Plan (2011).
La energía electronuclear, al mantenerse en valor absoluto, con el funcionamiento de las
CCNN actuales, baja su porcentaje de participación, en 2011, al 20,1%. La contribución del
carbón disminuye drásticamente en valores absolutos y relativos y se prevé un espectacular
aumento de la contribución del gas natural y de las energías renovables.
Este Plan está basado fundamentalmente en un estudio realizado, a petición del vicepresidente
segundo del Gobierno para Asuntos Económicos y ministro de Economía por la Comisión
Nacional de la Energía, titulado: “Informe Marco sobre la Demanda de Energía Eléctrica y

[104] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Gas Natural y su Cobertura”, de fecha 20/12/2001. El organismo regulador se convierte en
organismo planificador, quizá como consecuencia de la desaparición, a nuestro criterio, desafortunada,
del antiguo Ministerio de Industria y Energía. A nuestro modesto juicio, los análisis de
cobertura de la demanda de energía en España, en el periodo 2002-2011, son manifiestamente
mejorables desde el punto de vista metodológico.
Por citar un ejemplo: la estimación de la demanda futura de gas natural en el sector de la generación
eléctrica se basa, nada menos, que en la existencia, a finales de 2001, de 52 grupos de ciclo
combinado de potencia unitaria 400 MW (20.800 MW) con el proyecto iniciado y fecha de
incorporación estimada antes del 31/12/2005. De ellos, 22 grupos contaban con autorización
administrativa, y 26 con algún contrato firmado de acceso a la red. El número de grupos que, a
finales de 2001, tenía autorización administrativa o contrato de acceso o ambas cosas a la vez,
era de 32 (12.800 MW). Los escenarios (superior, central e inferior) de demanda futura, basados
en estos proyectos (de oferta) de centrales térmicas de ciclo combinado tienen poco que
ver con un análisis técnico-económico riguroso, el cual parece debería basarse, más que en los
proyectos de centrales solicitados por las empresas generadoras, en las previsiones de la demanda
de electricidad en cada sector económico, fruto de las previsiones de crecimiento del
PIB, de los avances tecnológicos previsibles en materia de eficiencia y ahorro energético, de las
futuras variaciones de las intensidades energéticas (consumo de energía por unidad de PIB), de
las tablas input-output, etc.
Otro aspecto importante, a nuestro juicio criticable, del Plan es apostar por una gran penetración
del gas natural en la generación eléctrica (hasta un 34,2%, en 2011), basándose en
una tecnología, las centrales térmicas “modernas” de ciclo combinado, que por los primeros
datos que va proporcionando el funcionamiento de las primeras construidas, parece que no
tienen la eficiencia y fiabilidad esperadas [5]. Existen bastantes indicios de que se trata de
una extrapolación tecnológica quizá “no suficientemente probada y contrastada”: temperaturas
demasiado altas de los gases a la entrada de la turbina de gas, con incidencia en fallos de
piezas y componentes sensibles (álabes de turbinas, etc.), dificultades de regulación, problemas
de materiales y de diseño de los generadores de vapor, problemas con la calidad del gas
utilizado, etc. La repercusión del coste del gas natural, con unos precios indexados con el petróleo
y sus derivados, en el kWh eléctrico también parece situarse en valores más altos que
los previstos.
Nosotros los ingenieros, en especial los “seniors”, sabemos bien, por nuestra experiencia, que si
hay que elegir entre distintos medios o tecnologías para producir un bien demandado por la sociedad,
que se considera además como un servicio público, es una buena práctica no fiarse de
aquellas tecnologías novedosas que no estén suficientemente probadas, es decir, avaladas por la
experiencia. Diríamos en lenguaje ingenieril: con muchas horas de funcionamiento con elevada
fiabilidad. Exagerando la extrapolación, cabría traer aquí a colación un sector industrial, de
gran actualidad, en el que el deseo de introducir una “nueva” tecnología no probada (o ni siquiera
existente) ha representado un enorme fiasco, arruinando a grandes grupos empresariales
Tabla 11. Estructura de la generación eléctrica actual (2002) y al final del Plan (2011)
Estructura actual (2002) Estructura en 2011
Carbón 35,9% 12,0%
Nuclear 27,6% 20,1%
Gas natural 9,7% 34,2%
Petróleo 9,9% 4,8%
Energías renovables 16,9% 28,9%
Total 100,0% 100,0%

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [105]
y a multitud de pequeños ahorradores. Pensamos en la telefonía móvil de última generación
(UMTS), cuyos intentos de introducción prematura en el mercado han sido guiados por criterios
propios de la economía financiera o especulativa, muy alejados de criterios ingenieriles. La
gran diferencia, para la economía y el progreso del país, entre el sector de la telefonía móvil y la
electricidad es que ésta es un servicio público y, como tal, no puede estar guiado por criterios
economicistas que no tengan en cuenta aspectos tecnológicos, tales como: las fiabilidades del
funcionamiento de los equipos, su factor de carga o de operación, los problemas de mantenimiento,
etc. En definitiva, conviene reconocer que la realidad del mundo físico, con sus leyes
que la ciencia nos enseña, está, a veces bastante alejado de los escenarios asociados a la economía
financiera. Los ingenieros sabemos bien que para generar electricidad hay que conocer las
leyes de Maxwell, los principios de la Termodinámica, la regulación de sistemas y el comportamiento
de los materiales.
Existen, pues, incertidumbres asociadas al cumplimiento de las previsiones del Plan, en cuanto a
la penetración del gas natural para la producción de electricidad. Además si se quiere alcanzar la
elevada cuota de participación, al final del periodo, del 34,2%, mediante las centrales de ciclo
combinado, habrá que poner a punto un conjunto de muy costosas infraestructuras complementarias:
nuevas plantas de regasificación, gasoductos, etc. Tener, en 2011, aproximadamente la mitad
del abastecimiento de gas natural dependiente de su transporte marítimo, a cargo de decenas
de buques metaneros, parece algo arriesgado para intentar satisfacer con suficiente fiabilidad un
servicio público. Las plantas de regasificación (España será, con diferencia, el país del mundo con
mayor número de ellas) disponen de una limitada capacidad de almacenamiento para prever interrupciones
de suministro, por ejemplo, las debidas a temporales marítimos de cierta duración. Este
problema habrá que resolverlo, como ya lo está intentando la empresa ENAGAS, con la puesta
a punto de otras costosas infraestructuras, como son los almacenamientos subterráneos de gas natural.
Claro está que, si la previsión de generación eléctrica con centrales de ciclo combinado no
se cumpliera, estas infraestructuras estarían sobredimensionadas o algunas serían innecesarias,
aunque como es universalmente aceptado, en planificación energética más vale pecar por exceso
que por defecto: se generan sobrecostes, pero se asegura el suministro.
Quizá a algunos no les guste por “poco moderna” –estamos en la época de las denominadas
“nuevas tecnologías”– pero una apuesta por mantener o incluso aumentar la generación eléctrica
mediante centrales térmicas de carbón (de importación) representa, para otros, una apuesta
más fiable. Actualmente este tipo de centrales pueden construirse en periodos de unos cuatro
años, incorporando modernas tecnologías para reducir el impacto ambiental (desulfuración de
gases, etc.). La construcción de nuevas centrales de carbón contribuiría también a estabilizar
las tarifas eléctricas. No olvidemos las tarifas, en los últimos años, en España, han podido disminuir
o mantenerse gracias a la existencia de las centrales termoeléctricas de carbón y nucleares.
Es claro que el coste del kWh eléctrico generado en las modernas centrales de ciclo combinado,
de gas natural, depende, en alrededor del 70% del precio de esta materia prima, el cual está, como
se ha indicado antes, indexado con el coste del petróleo. Si este coste variable de generación
supera el precio medio de las subastas del mercado mayorista de generación, cuanto más funcionen
este tipo de centrales más pérdidas de explotación producirán a las empresas propietarias.
Otra alternativa será, evidentemente, aumentar las tarifas eléctricas.
La evolución futura de los precios del petróleo es difícil de adivinar, pero la experiencia nos
demuestra que periódicamente aparecen fuertes oscilaciones y tampoco son descartables a
priori nuevas “crisis del petróleo” en los próximos años.
El lector del presente artículo no debe deducir que sus autores tengan alguna aversión hacia el
incremento futuro del uso del gas natural. Más bien al contrario, creemos que el gas natural,
por sus características de combustible noble, debería emplearse prioritariamente para cubrir
las necesidades domésticas y especialmente la demanda industrial de energía térmica (hornos,

[106] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
producción de vapor, etc.). En estos procesos el rendimiento energético es muy alto (80%-
90%). Diríamos que es un combustible demasiado limpio y eficiente para transformarlo en otra
fuente de energía final –la electricidad– con uno rendimiento que, en el mejor de los casos,
puede alcanzar el 55%.
El objetivo de cubrir, en 2011, el 28,9% de la generación eléctrica mediante las energías renovables
también parece bastante utópica y voluntarista. Es bien sabido que, en nuestro país, los
emplazamientos nuevos para el uso de la energía hidroeléctrica están bastante agotados. Entre
las restantes fuentes de energía renovable utilizables destaca sobremanera la pretensión de alcanzar,
al final del periodo del Plan, una potencia eléctrica de 9.000 MW, obtenida con energía
eólica, con una producción de unos 22.000 GWh/a.
Los parques eólicos, con factores de carga medios anuales sólo del orden del 20-25%, aportan
poco valor añadido para la cobertura de los picos diarios, estacionales o anuales de la demanda.
Según nos enseña la física del aire, los vientos fuertes no suelen coincidir con dichos picos (días
invernales de mucho frío o de verano con mucho calor). También parece claro que este tipo de
energía, subvencionada en el Régimen Especial de Generadores Eléctricos, plantea serias dificultades
de fiabilidad e integración en la red. Sin duda las perspectivas mejorarían si los
parques eólicos alimentasen sistemas de almacenamiento o acumulación de energía, pero
ello repercutiría, evidentemente, en importantes aumentos de los costes de generación. Tampoco
debe despreciarse la dificultad de encontrar nuevos emplazamientos adecuados, compatibles
con las modernas exigencias de impacto ambiental o de opinión pública.
Finalmente, en el conjunto de energías renovables, la biomasa apunta a una participación
en la producción de electricidad, al final de la década, con una potencia de unos 2.500 MW,
incluyendo la utilización del biogás y los residuos sólidos urbanos. La energía solar fotovoltaica
seguirá siendo probablemente testimonial.
[4.7] Resumen y conclusiones
Aún a sabiendas de las grandes incertidumbres existentes en los resultados obtenidos, fruto de
la dificultad de establecer hipótesis fiables que sólo se podrán comprobar a posteriori, creemos
que puede tener interés realizar algún análisis de los mismos. Las [Figuras 1-3] son bastante ilustrativas
al respecto.
❚ Parece claro que, aún existiendo una fuerte tendencia en nuestro país en apostar por la construcción
de un gran número de centrales termoeléctricas de ciclo combinado, con gas natural,
para cubrir el aumento de demanda en la actual década 2000-2010, los consumidores deberían
saber que, muy probablemente, este tipo de medios de producción no son los que generan el
kWh más barato. Las centrales de carbón de importación y alguna nueva central nuclear pueden
producir electricidad más barata. En el segundo caso, conviene matizar que ello sería
cierto si los tipos de interés (coste del dinero) se mantuvieran, en los próximos años, en valores
relativamente bajos como los actuales, desde luego bastante inferiores a los de los años en que
se construyeron las actuales CCNN catalanas o españolas.
De todas formas, esta incertidumbre puede pesar menos en el análisis de prospectiva que
aquella asociada a la evolución futura de los precios del gas natural que alimentará a las futuras
centrales de ciclo combinado. Deberá tenerse muy en cuenta que, en éstas, la estimación
del coste del kWh en el año 2004 (OC), se desglosa en: 1,04 ptas/kWh (0,625 c€/kWh) debido
a la inversión, 0,80 ptas/kWh (0,481 c€/kWh) debido a los gastos de O&M, y 6,22 ptas/kWh
(3,738 c€/kWh) debido al gas natural. Es decir, el coste del combustible supone un 77% del
coste total, siendo además un combustible que, en su mayor parte procederá del transporte

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [107]
de gas natural licuado (GNL) en buques metaneros, cuyas infraestructuras portuarias, plantas
de regasificación, de almacenamiento, etc., aún no existen, en buena parte, en nuestro país.
❚ Las centrales de carbón de importación, equipadas con las modernas tecnologías de limitación
de los efectos medioambientales; desulfuración de gases, eliminación de partículas, etc.,
constituyen, a nuestro juicio, una alternativa nada desdeñable para un país como España, casi
totalmente dependiente de las fuentes energéticas foráneas. Este tipo de centrales permite
unas capacidades de almacenamiento muy superiores al caso del gas natural licuado, suponen
un coste total de generación menor y, sobre todo, precisan de una materia prima (el carbón)
con unos precios presumiblemente más estables en el futuro que los del GN.
Es claro que la estabilidad e incluso la disminución de las tarifas eléctricas españolas habida
en los últimos años ha sido posible gracias a la existencia de un parque de generación basado
en centrales nucleares y en térmicas de carbón.
❚ Al contrario de una opinión bastante extendida en algunos sectores sociales, las actuales CCNN
catalanas (al igual que las restantes españolas) tienen, en la actualidad, unos costes de generación
altamente competitivos, bastante inferiores a los de las demás fuentes de energía, con la excepción
de las grandes centrales hidroeléctricas históricas. Además, si como se vislumbra, pueden
funcionar satisfactoriamente durante periodos de tiempo superiores a su vida útil económica prevista
de 30 años, finalizado dicho periodo, una vez amortizada la inversión inicial, operarán con
unos costes de generación muy bajos, inferiores a 2 ptas/kWh (1,202 c€/kWh), en moneda actual,
cifra bastante inferior al coste actual del combustible de las centrales térmicas de GN.
Los costes del kWh debidos al combustible nuclear presumiblemente no sufrirán incrementos
apreciables en el próximo futuro. La aparición, en los últimos años, de las denominadas
“fuentes no tradicionales de material físil”, inundando el mercado con el uranio y plutonio
procedentes del desmantelamiento de los arsenales nucleares y de las plantas de reelaboración,
con el uranio empobrecido del stock de las colas de las plantas de enriquecimiento, etc.,
contribuirá a una estabilidad o incluso a una tendencia a la baja de aquellos costes, tal como
está ocurriendo en los últimos años.
❚ Los temas relacionados con el impacto ambiental y los riesgos asociados al funcionamiento de
las plantas del parque de generación no deben ser ajenos al proceso de selección de los tipos
de fuentes energéticas. Es claro que la disminución de las concentraciones de los gases de
efecto invernadero sólo se conseguirá, a gran escala, sustituyendo centrales termoeléctricas
de combustibles fósiles, por otros tipos de centrales. Para grandes potencias y unidades
funcionando en régimen de base, a unos costes competitivos, únicamente las CCNN son
una alternativa realista, a no ser que disminuya el consumo de energía eléctrica del país.
La experiencia de estos últimos años en España es totalmente contraria a esta hipótesis,
con tasas de incremento anuales por encima del 5%.
Evidentemente este tipo de conclusiones presupone que, tanto las CCNN actualmente en
funcionamiento como las eventuales que se construyan en el futuro, presenten un alto grado
de seguridad, según se ha venido constatando en el parque de CCNN de los países occidentales
en las últimas dos décadas. En esa línea, es claro que los procesos de liberalización del sector
eléctrico no deben repercutir en una disminución de los gastos e inversiones dedicadas a
mantener o aumentar los niveles de seguridad nuclear, al tiempo que los organismos reguladores
de la seguridad deberán mantener asimismo un alto nivel de exigencia e independencia.
❚ Frecuentemente se cita el problema del almacenamiento de los residuos radiactivos generados
por las CCNN como una barrera insalvable para la aceptación popular de la construcción
de nuevas unidades nucleoeléctricas. Es, evidentemente, un aspecto en el que ENRESA, en

[108] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
el caso español, no debería demorar la adopción de alguna de las propuestas que actualmente
se consideran tecnológicamente viables y efectivas. En cualquier caso, el análisis de esta
problemática debería ser comparativo, introduciendo en su estudio los residuos y emisiones
generados por las centrales térmicas de combustible fósil.
Puestos a examinar externalidades, quizá convendría que los expertos en economía medioambiental
profundizaran en la cuantificación de los costes derivados del muy posible incremento
de temperatura de la tierra, como consecuencia de la emisión del dióxido de
carbono de las centrales térmicas convencionales y su influencia en el efecto invernadero,
sin despreciar, evidentemente las emisiones de óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno, de
partículas, etc.
En el apasionante asunto de la sostenibilidad también sería interesante que los expertos en
recursos mundiales de combustibles fósiles intentaran cuantificar el efecto de su muy probable
agotamiento a lo largo del presente siglo, lo cual, a nuestro modesto juicio, constituye uno
de los más grandes caracteres de insostenibilidad de nuestro modelo de desarrollo. La mejor
manera de comprender este aserto es imaginar el catastrófico legado para las futuras generaciones
que sería un mundo sin recursos de petróleo o gas natural, sin haber dado tiempo a la
tecnología para tener a punto otras fuentes masivas de energía (fusión nuclear, etc.).
❚ Finalmente creemos que los procesos de liberalización de los sectores energéticos no deben
ser incompatibles con la existencia de algunas orientaciones o una cierta tutela o incluso algunas
exigencias por parte de los gobiernos en relación con la definición de las características del
mix del parque de generación eléctrica estatal. Creemos sinceramente que definir, en líneas
generales, la estructura básica que debe tener la generación eléctrica del país es, en razón de
tratarse de un asunto altamente estratégico, un tema a establecer por los gobiernos como representantes
de la voluntad de los ciudadanos y no dejarlo exclusivamente al albur de lo que
establezcan las empresas del sector bajo las leyes del mercado. Los asuntos relacionados con la
escasez de recursos energéticos, el grado de independencia de las importaciones, la estabilidad
política de los países suministradores, la evolución de los precios, las próximas crisis del petróleo
que azotarán a la humanidad, el carácter de servicio público del suministro de electricidad,
etc., son aspectos demasiado importantes para la calidad de vida de los ciudadanos como para
dejarlos exclusivamente en manos del mercado, que suele actuar más a corto plazo. [ ]
[4.8] Referencias
[1] Coll, P, Tapia, C: Estimación de Costes de Generación de Electricidad en Centrales Nucleares
y otros Tipos de Centrales. Revista Seguridad Nuclear. Nº 25. IV trimestre de
2002, editada por el Consejo de Seguridad Nuclear. Madrid.
[2] Generalitat de Catalunya. Departament d’Industria, Comerç I Turisme: Plà de l’Energia a
Catalunya a l’Horitzó de l’Any 2010. Barcelona, 2002.
[3] Coll, P.; Tapia, C: L’Estudi del Sector Energètic Nuclear en el Marc de l’Estudi l’Energia a
Catalunya a l’Horitzó de l’Any 2010. Universidad Politécnica de Catalunya. Escuela Técnica
Superior de Ingenieros Industriales de Barcelona. Barcelona, julio 2001.
[4] Miner: Quinto Plan General de Residuos Radiactivos. Madrid, julio 1999.
[5] Jornada Técnica Futuro de la Generación Eléctrica. Ponencia Ciclos Combinados, Julio
César Fuentes (ENDESA). Jornadas organizadas por la Revista Energía y patrocinadas por
UNESA. Madrid, 4 de diciembre de 2002.
[6] Directiva 97/11/CE del Consejo, de 3 de marzo de 1997, por la que se modifica la Directiva
85/337/CEE relativa a la evaluación de las repercusiones de determinados proyectos públicos
y privados sobre el medio ambiente. Diario Oficial de las Comunidades Europeas No. L73 de
14 de marzo de 1997.

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE CENTRALES NUCLEARES EN LA DÉCADA 2000-2010 [109]
[7] Real Decreto-Ley 9/2000, de 6 de octubre, de modificación del Real Decreto Legislativo
1302/1986, de 28 de junio, de Evaluación de Impacto Ambiental.
[8] Ministerio de Medio Ambiente. Resolución de la Dirección General de Calidad y Evaluación
Ambiental de 22 de septiembre de 1999.
[9] USNRC. Regulatory Guide 4.2. Preparation of Environmental Reports for Nuclear Power Stations.
NUREG-0099. Revision 2 (1976) y su suplemento, Preparation of Supplemental Environmental
Report for Applications to Renew Nuclear Power Plant Operating Licenses (NRC 1999).
[10] 10 CFR Part 50, Appendix A. General Design Criteria for Nuclear Power Plants.
[11] 10 CFR Part Appendix I. Numerical Guides for Design Objetives and Limiting Conditions
for Operation to Meet the Criterion ‘As Low As Is Reasonably Achievable’ for Radioactive
Material in light-Water-Cooled Nuclear Power Reactor Effluents.
[12] USNRC. Regulatory Guide 1.23. Onsite meteorological Programs Rev 1, y propuesta de
revisión en Meteorological Measurement Program for Nuclear Power Plants de 1985.
[13] USNRC. Regulatory Guide 1.109. Calculation of Annual Doses to Man from Routine
Releases of Reactor Effluents for the Purpose of Evaluating Compliance with 10 CFR
Part 50 Appendix I. Washington, D.C., revision 1, 1977.
[14] USNRC. Regulatory Guide 1.111. Methods for Estimating Atmospheric Transport and
Dispersion of Gaseous Effluents in Routine Releases from Light-Water-Cooled Reactors.
Washington, D.C., 1977.
[15] USNRC. Regulatory Guide 1.113. Estimating Aquatic Dispersion of Effluents from Accidental
and Routine Reactor Releases for the Purpose of Implementing 10 CFR Part 50,
Appendix I.
[16] USNRC. Regulatory Guide 1.145. Atmospheric Dispersion Models for Potential Accidental
Consequence Assessments at Nuclear Power Plants.
[17] IAEA. Principles for Limiting Releases of Radioactive Effluents into the Environment.
Safety Series nº 1 77. 1986.
[18] IAEA. Safety Series No. 57. Generic models and Parameters for Assessing the Environmental
Transfer of Radionuclides from Routine Releases. Exposures of critical groups.
Viena, 1991.
[19] USNRC. Regulatory Guide 4.8. Environmental Technical Specifications for Nuclear Power
Plants.
[20] JEN. Guía GSN-03/76. Guía para el establecimiento de un programa de vigilancia radiológica
ambiental en las zonas de influencia de las centrales nucleares.
[21] JEN. Guía GSN-09/78. Programa de vigilancia radiológica ambiental para centrales nucleares
de potencia.
[22] J. Moya y J. Jiménez: Estudio radiológico de los alrededores de la C.N. Ascó. Revista SNE
nº 1 6, pp. 59-61. Febrero 1983.
[23] L. M. Ramos: Impacto radiológico ambiental de la energía nuclear, programas de vigilancia
y control. Revista SNE Nº 183, pp. 14-23. Febrero 1999.
[24] Consejo de Seguridad Nuclear. Guía de Seguridad 1.04. Control y vigilancia radiológica de
efluentes radiactivos líquidos y gaseosos. 1988.
[25] IAEA. Monitoring of Airborne and Liquid Radioactive Releases from Nuclear Facilities.
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[26] ICRP-Publication No. 43. Principles of monitoring for the radiation protection of the population.
International Commission on Radiological Protection. Pergamon Press. 1984.
[27] Consejo de Seguridad Nuclear. Guía de Seguridad 4.01. Diseño y desarrollo del programa
de vigilancia radiológica ambiental para centrales nucleares. 1993.
[28] Consejo de Seguridad Nuclear. Las centrales nucleares españolas. Colección de informes
técnicos. 1999.
[29] IAEA. Health and Environmental Impacts of Electricity Generation Systems: Procedures
for Comparative Assessment. Vienna, 1999
[30] European Commission, ExternE: Externalities of Energy. Directorate General XII, EC,
Luxembourg 1996.

[110] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[31] IDAE. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía. Impactos ambientales de la
producción eléctrica. Análisis de Ciclo de Vida de ocho tecnologías de generación eléctrica.
Madrid. 2000.
[32] Institut Català d’Energia. Eficiència Energètica, 153, Desembre 2000.
[33] UNESA. Memoria Estadística Eléctrica 1999.
[34] Resolución de 9 de marzo de 2001 de la Secretaria General de Medio Ambiente, por la
que se formula declaración de impacto ambiental sobre el proyecto de construcción de dos
grupos de ciclo combinado, para gas natural, de 800 MW de potencia eléctrica total, en la
central térmica de Escombreras, término municipal de Cartagena (Murcia), promovido
por “Iberdrola, Sociedad Anónima”. BOE, núm. 80 de 3 de abril de 2001.

[ 5]
[Fernando Alegría Felices] ❙ Doctor Ingeniero de Minas
La situación del desarrollo tecnológico
para la utilización de los combustibles sólidos
[5.1] Introducción
Es propósito de este escrito hacer un análisis del desarrollo tecnológico energético llevado a cabo
durante los últimos años, poniendo de manifiesto el gran esfuerzo realizado en I+D+D+I,
a partir del cual podamos aportar alguna luz que nos oriente acerca del camino más adecuado a
seguir en estos momentos. El análisis se centra fundamentalmente en los combustibles sólidos y
de modo especial en el carbón, pero se puede hacer extensivo a todos los combustibles fósiles
y en cierto modo a todo el ámbito energético.
Se analizan los diferentes planes de desarrollo energético en el ámbito de la Unión Europea,
desde los programas específicos de demostración inicialmente planteados, pasando por el programa
THERMIE ligado en su segunda fase al IV Programa Marco (PM), hasta el programa
ENERGIE del V PM, y finalmente al actual VI PM, poniendo el acento en el área del Uso
Limpio del Carbón. Se hace referencia a la participación española en el desarrollo de dichos
programas, a través de su propio Programa de Desarrollo Tecnológico del Carbón, hasta su extinción,
que también pone el acento en el uso limpio del mismo.
Se concluye de esta dilatada y profunda fase que, tanto a nivel europeo como de los países más
implicados en el carbón, se ha realizado un gran esfuerzo con resultados importantes en lo que
respecta a la operación de plantas de demostración, y en alguna medida a la introducción de las
tecnologías en el mercado. Si bien, a pesar de ello, ha decaído la intensidad del tema, a medida
que se iban introduciendo cambios en los sucesivos nuevos programas. De tal modo que, últimamente,
es muy difícil que se promuevan las demostraciones, y en algunos países hasta se han
eliminado los planes de desarrollo de la tecnología del uso limpio del carbón, cuya tendencia se
acentúa en nuestro país.
Por otra parte, en casi todos los países se han llevado a cabo Estudios de Prospectiva de Gran
Alcance, con la participación de los más variados, cualificados y objetivos expertos, pertenecientes
a los diversos sectores de la producción, utilización, fabricación y servicios de todo tipo.
Del análisis de los aludidos estudios de prospectiva se pone muy claramente de manifiesto

[112] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
que es de vital importancia persistir en el esfuerzo; si no tanto realizando nuevas demostraciones,
sí aprovechando las existentes para el necesario perfeccionamiento de las tecnologías
avanzadas. Lo que es contradictorio con la orientación dada a los nuevos planes, que no consideran
el suficiente apoyo a la innovación industrial, y cuando lo hacen parecen centrarse en
determinadas energías, ignorando en todo caso las claras conclusiones del estudio del WEC
sobre Energía Para el Mundo del Mañana, ¡Actuación ya!, renovadas en el reciente Congreso
de Sydney en septiembre de 2004, donde se evidencia la necesidad de considerar todas las
energías, así como la exigencia de apoyar el desarrollo de las nuevas tecnologías hasta su eficaz
introducción en el mercado. Tanto más cuanto más solidarios hemos de ser obligadamente con
el Tercer Mundo.
Estudios de prospectiva han sido realizados también bajo el concepto de posibles relaciones y
colaboraciones entre centros de I+D+D y la industria, llegando a una conclusión muy clara
sobre la evidencia de la eficacia de esa posible colaboración, así como del gran número de importantes
técnicas que podrían perfeccionarse para lograr la mejora técnica y económica de las
actuales tecnologías avanzadas de uso limpio del carbón, lo que resulta contradictorio con el
sentimiento individual de cada uno de los colectivos. Los centros afirman que la industria no
hace I+D, mientras que la industria afirma que los centros no saben enfocar la actividad de
I+D hacia la resolución de sus problemas de desarrollo útil y práctico. Probablemente ambos
tengan importantes razones para dichas afirmaciones.
Contemplando la situación desde el actual momento de plena liberalización de los mercados
energéticos en todo el mundo, no dejan de oírse expresiones procedentes de sectores muy relevantes,
afirmando en tono muy seguro que dicha apertura de mercado impide el desarrollo corporativo.
Expresiones tan contundentes como equivocadas; precisamente la liberalización del
mercado hace más necesaria que nunca la unión de los esfuerzos para el logro del más eficaz
desarrollo, desde el punto de vista de la productividad, la reducción de costes, y finalmente la
más alta competitividad. Esta llegará por la más eficaz incorporación de la tecnología en el mercado,
nunca por el cercenamiento de las posibilidades del desarrollo.
La conclusión final es inmediata: es preciso superar todas las contradicciones analizadas, lo cual
pasa por establecer un plan atractivo para lograr la participación de la industria con la colaboración
de los centros de investigación aprovechando los esfuerzos realizados, seleccionar las vías
más adecuadas de una eficaz colaboración y establecer una estrategia de prioridades que nos
permita disponer de la tecnología de uso limpio adecuada y en el momento adecuado; lo que ha
de ser en un futuro inmediato. Primero innovar, luego competir.
[5.2] Operaciones de demostración (THERMIE)
Los Programas Europeos de Demostración se remontan al año 1978, cuando las convocatorias
se hacían independientemente, por fuentes de energía, sistema que se mantuvo hasta el año
1989. A partir de aquí se pasa al denominado programa THERMIE en el que se consideran
únicamente los proyectos de Operaciones de Demostración, mientras los proyectos básicos de
I+D se consideraban en el programa JOULE. El programa se mantuvo activo durante el periodo
del III Programa Marco, que estuvo en vigor de 1990 a 1994.
Como continuación se pasa al programa JOULE/THERMIE, donde se combinan las acciones
de Investigación y Desarrollo, conjuntamente con las de Demostración, de modo que los proyectos
JOULE tengan su lógico cauce en los proyectos de THERMIE. El programa, además de
actuar de forma encadenada, introduce una nueva actividad en apoyo de una estrategia global
de investigación y desarrollo tecnológico en el área interdisciplinar de la energía, el medio
ambiente y la economía.

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [113]
Esta estrategia se mantiene en el programa ENERGIE, el sucesor del anterior dentro del V
Programa Marco, para el periodo 1998-2002, en el que se pone más énfasis en el medio ambiente
y concretamente en el “efecto invernadero”.
Los objetivos THERMIE y ENERGIE fundamentales pueden establecerse como sigue:
❚ Mejorar el rendimiento energético tanto en el sector de la oferta como en el de la demanda.
❚ Fomentar una mayor utilización de las energías renovables.
❚ Estimular el uso más limpio del carbón y de otros combustibles sólidos.
❚ Optimizar la explotación de los recursos de petróleo y gas natural de la Unión Europea.
Finalmente se ha pasado al VI Programa Marco, en vigor durante el periodo de 2002 a 2006,
donde la energía solamente encuentra un estrecho margen de presencia dentro del subprograma
de Desarrollo Sostenible, y casi exclusivamente para renovables, ignorándose el resto.
[5.2.1] Proyectos de demostración españoles
Cuando España se incorporó a la Comunidad Europea en 1986, se encontraba en vigor el Programa
de Operaciones de Demostración para Combustibles Sólidos, predecesor del THER-
MIE, que comenzó en 1990. Dadas las características de los carbones españoles, de alto contenido
en azufre y cenizas, así como de la precaria situación de la minería del carbón, era de vital
importancia encontrar nuevas vías de aplicación de los carbones de baja calidad, en condiciones
técnicas, económicas y medioambientales adecuadas.
[5.2.1.1] Años 1986-1990
Durante este periodo se iniciaron en España, entre otros muchos de menor relieve, dos importantes
proyectos de Combustión en Lecho Fluido, tecnología que se encontraba en plena fase
de desarrollo con el apoyo de la Comunidad:
❚ Planta de Lecho Fluido Presurizado, de 80 Mwe, en Escatrón-ENDESA, para demostrar
la viabilidad técnica y económica de la utilización de los carbones sub-bituminosos de la zona
de Aragón, de alto contenido en azufre y cenizas.
❚ Planta de Lecho Fluido Circulante, de 50 Mwe, en La Pereda-HUNOSA, para demostrar la
posibilidad de aprovechamiento de estériles combustibles, mezclados con madera de rechazos
de la explotación y con algo de carbón bruto, dando una mezcla de hasta un 65% de cenizas.
Los dos proyectos han sido de gran relieve en el Programa Comunitario, y sus resultados, tanto
desde el punto de vista técnico como medioambiental, han sido muy satisfactorios para el desarrollo
de estas tecnologías europeas. En cuanto a los resultados económicos, dependiendo del
tamaño y de las condiciones del combustible y del contexto minero, también puede decirse que
han sido suficientemente aceptables.
[5.2.1.2] Años 1991-1992
Durante estos años se presentaron varios proyectos, ya al Programa THERMIE, centrándose
los esfuerzos en los dos más importantes siguientes:
❚ Gasificación Subterránea del Carbón (UCG), en Teruel, que planteaba el reto de llegar por
primera vez hasta una profundidad de 600 m.

[114] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
❚ Gasificación Integrada del Carbón en Ciclo Combinado (IGCC), en Puertollano, de 330
Mwe, cuyas negociaciones comenzaron en 1991 y ocuparon la mayor parte de 1992.
En el proyecto de UCG participaron el Reino Unido, Bélgica y España, quien ejerció el liderazgo
a través del Instituto Geológico y Minero de España. Para su desarrollo se recomendó la
creación de una Agrupación Europea de Interés Económico, denominada UGE. Se trata del
primer Proyecto Objetivo Europeo: un proyecto de convocatoria específica, con un objetivo específico
a lograr por un consorcio determinado con la colaboración de varias empresas de diversos
países miembros; es decir, no se trata de un proyecto más dentro de una convocatoria
genérica, sino de una iniciativa especial dentro de la CE.
El proyecto de Puertollano (IGCC) también tiene la característica de ser Proyecto Objetivo Europeo,
y fue objeto de gran debate tanto a nivel del Comité Técnico de Combustibles Sólidos como
en el Comité THERMIE (de representación institucional), por cuanto Alemania estaba interesada
en que se hiciera en su país. Finalmente la Comisión se inclinó por el proyecto de Puertollano
presentado por ENDESA, en contra del alemán, principalmente porque el proyecto
español era de mayor nivel de colaboración. Mientras que el alemán estaba sólo apoyado mínimamente
por Dinamarca, en el español participaban once entidades de seis países miembros.
[5.2.1.3] Año 1993
Se participó en la valoración técnica y económica de los proyectos de Combustibles Sólidos
(CS) presentados por los diversos países comunitarios, que alcanzó este año la cifra de dieciséis
proyectos: 3-Alemania, 3-Italia, 2-Francia, 2-Gran Bretaña, 2-Holanda, 1-Bélgica, y 3-España.
Durante los días 24 y 25 de marzo se celebró en Zaragoza la reunión anual denominada Contractors
Meeting, donde se pasa revista a todos los proyectos en marcha de la Comisión, entre
los cuales el de Escatrón fue el protagonista y a cuyas instalaciones se giró una visita por parte
de los asistentes. A continuación, el día 26, se celebró la reunión oficial del Comité Técnico de
Combustibles Sólidos (CS) de THERMIE. Se participó en el debate de selección de los proyectos
europeos presentados, y de forma especial defendiendo los proyectos españoles, los cuales
fueron finalmente aprobados por la Comisión.
❚ IGCC-Puertollano, continuación segunda fase (ELCOGAS).
❚ CLFC de 175 Mwe, en Andorra-Teruel (ENDESA).
❚ Demostración de Filtros Cerámicos (BWE).
[5.2.1.4] Año 1994
Se hizo la valoración técnica y económica de los proyectos de Combustibles Sólidos (CS) presentados
por los diversos países comunitarios, que alcanzó este año la cifra de dieciséis proyectos:
3-Alemania, 3-Italia, 2-Francia, 2-Gran Bretaña, 2-Holanda, 1-Bélgica, y 3-España.
La reunión del Comité Técnico de Combustibles Sólidos (CS-THERMIE), donde se participa
en el debate de selección de proyectos para el programa del año, y en el que se hace especial
defensa de los proyectos españoles, se celebró en Bruselas durante los días 25 y 26 de abril de
1994. Se presentaron los siguientes proyectos españoles:
❚ IGCC-Puertollano, continuación tercera fase (ELCOGAS).
❚ Cogeneración con caldera de CLFC de 20 Mwe, aprovechando los residuos de Maquinenza-
ENHER/CARBONÍFERA.

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [115]
❚ Participación de la empresa VULCANO en el proyecto belga “Limpieza infrasónica de paredes
tubulares”.
Debido a la no muy alta innovación y la necesidad de una mayor colaboración del segundo, a la
problemática ambiental del tercero y, fundamentalmente a la escasez de presupuesto, sólo fue
aceptado el primero.
[5.2.1.5] Año 1995
Se participó en el análisis y valoración, técnica y económica, de los veintidós proyectos de Combustibles
Sólidos (CS) presentados por los diversos países comunitarios: 1-Austria, 1-Bélgica,
1-Suiza, 7-Alemania, 2-Dinamarca, 2-España, 1-Finlandia, 1-Francia, 2-Italia, 2-Holanda, y
2-Reino Unido. España intervino como líder en los dos primeros y como colaborador en otros
dos de los siguientes proyectos:
❚ Proyecto de Puertollano: actividades de mejora de eficiencia, de la disponibilidad, y de los
costes de inversión y de operación, en la tecnología actual y futura del GICC-ELCOGAS.
❚ Integración de la energía solar en una central térmica convencional (Sevillana de Electricidad).
❚ Reconversión de una planta de parrilla en una de CLF, Cymic-CFB, en la ciudad de Pori de
Finlandia (POWERTEC Española, S.A.).
Solamente fue aprobado el de ELCOGAS por lo que tiene de innovación, por su carácter de
perfeccionamiento del proceso del IGCC y por su contribución al conseguimiento de nuevas
ideas para el posible planteamiento de una nueva generación del IGCC.
[5.2.1.6] Año 1996
Evaluación de los once proyectos europeos presentados: 1-Austria, 1-Suiza, 2-Alemania, 2-España,
1-Finlandia, 1-Italia, 1-Holanda, 2-Reino Unido. No fue finalmente aprobado ninguno para España.
[5.2.1.7] Año 1997
Evaluación de los trece proyectos europeos presentados: 6-Alemania, 1-Dinamarca, 1-Francia,
1-Grecia, 2-Italia, 1-Noruega, 1-Reino Unido (España solamente aparece este año como colaborador
de un proyecto alemán sobre co-combustión de lignitos y residuos en un proceso de
gasificación en lecho fluido, que fue aprobado).
[5.2.1.8] Año 1998/2000
Probablemente como consecuencia de la desaparición del anterior programa corporativo del
sector de la Industria del Carbón, OCICARBON, no se han presentado más proyectos de demostración
por parte española.
[5.2.1.9] Resultados globales
Los resultados, exclusivamente económicos, acumulados durante todo el periodo considerado
quedan reflejados en la [Tabla 1]; lo que constituye entre el 10% y el 40% del coste total de los
proyectos. Resultados de cuya gestión fue coordinador el programa de OCICARBON.

[116] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 1. Resultados económicos globales
Aportación Comisión (kECU)
Proyecto-empresa
Total 86/90 1991 1992 1993 1994 1996 96/99
CLFP-Escatrón-ENDESA 23.000 23.000 - - - - - -
CLFC-La Pereda-HUNOSA 10.500 10.500 - - - - - -
IGCC-Puertollano-ELCOGAS 50.000 - 15.000 20.000 6.300 8.700 - -
GSC-Tremedal, Teruel-UGE 7.600 - 2.900 4.700 - - - -
CLFC-Andorra, Teruel-ENDESA 2.000 - - - 2.000 - - -
Filtros Cerámicos (Escatrón)-BWE 3.100 - - - 3.100 - - -
Mejoras-IGCC-Puertollano-ELCOGAS 2.675 - - - - - 2.675 -
Co-combustión-Lignitos Residuos-INTECSA 1.800 - - - - - - 1.800
Totales (15.000 MESPA) 100.675 33.500 17.900 24.700 11.400 8.700 2.675 1.800
Desde el punto de vista técnico pueden destacarse los siguientes grandes proyectos:
❚ Combustión en Lecho Fluido Circulante (CLFC-CFBC), quemando una mezcla de
residuos de mina de hasta un 65% de cenizas. HUNOSA (Asturias)
Es este un proyecto promovido por HUNOSA con la participación de otras empresas eléctricas
y también fabricantes de equipo y servicios: Babcock Wilcox Española (BWE), ENDESA,
Foster Wheeler Energy Corporation (FWC).
[] Combustible de diseño: residuos de mina; carbón bruto; desechos de madera.
[] Potencia nominal: 50 Mwe.
[] Emisiones máximas: SO 2

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [117]
Figura 1. Planta de Demostración de Combustión en Lecho Fluido a Presión (CLFP-PFBC) en Escatron. ENDESA (Zaragoza)
Figura 2. Instalación de Demostración de Gasificación Subterránea del Carbón (GSC-UCG). Teruel (España)
Carbón absorbente
Recipiente del
combustor
Lecho de
reinjección
Turbina de vapor
Condensador
Agua
Ciclones
Turbina de gas
Enfriadores
de cenizas
Mezclador
Bomba
de goma
Aire
Enfriadores
de cenizas
Intercoler
Precalentador
de baja presión
Filtro
Deaerator
Silo de ceniza
Precalentadores
de alta presión
Bomba de agua
Stack
producción de gas, tanto para generación de electricidad como para posterior conversión.
A este propósito se han definido dos posibles pruebas:
❚ Test I, a la profundidad de 600-700 m, que es lo que concierne al proyecto de Teruel (España).
❚ Test II, a la profundidad de 900-1000 m, posiblemente en el Reino Unido, aún por determinar.

[118] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
❚ Proyecto de Gasificación de Carbón integrada en Ciclo Combinado (GICC-IGCC). Puertollano
(Ciudad Real). ELCOGAS
[] Participantes. De España: ENDESA, HIDROCANTÁBRICO, IBERDROLA, SEVI-
LLANA (CSE). Francia: EDF. Portugal: EDP. Italia: ENEL. Reino Unido: NATIONAL
POWER. Fabricantes de equipos: BABCOCK WILCOX ESPAÑA, SIEMENS, KRUPP
KOPPERS.
[] Soportado por la Comisión Europea, OCICARBON, OCIDE, Ministerio de Industria, INI.
[] Para la ejecución del proyecto se constituyó una European Association of Economic Interest
(AEIE), con el nombre de ELCOGAS.
[] Se trata de producir electricidad mediante gasificación en ciclo combinado de muy alta integración,
de una mezcla de carbón con alto contenido en azufre y cenizas y cok de petróleo,
al 50%. Cuyos resultados de eficiencia y medioambientales son muy satisfactorios:
❚ Potencia nominal: 320 MWe (185 GT + 135 ST).
❚ Rendimiento (PCI): 47,2% global, y 52,5% en CC.
❚ Resultados medioambientales (6% O2): Límite EU.
❚ SO x

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [119]
Figura 3. Planta de Combustión en Lecho Fluido a Presión (PFBC) y ciclo combinado en Cottbus (Alemania)
❚ SO 2 400 mg/m 3 N.
❚ NO x 250 mg/m 3 N.
❚ Partículas 50 mg/m 3 N.
❚ Planta de Combustión en Lecho Fluido a Presión (PFBC) y Ciclo Combinado en Cottbus
(Alemania) [Ver Figuras 3, 4]
[] Propiedad de la empresa municipal SWC, y participan ABB Kraftwerke y ABB Carbón.
[] Es una segunda generación de PFBC, después de Escatrón, para la cogeneración de vapor,
agua caliente, calefacción y electricidad, utilizando los lignitos alemanes de la zona y residuos
municipales de los alrededores.
[] Potencia de 102 MWe (62ST + 40GT) ó 74 MWe + 60 MWth.
[] Resultados medioambientales:
❚ SO 2

[120] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 4. Planta de Combustión en Lecho Fluido a Presión (PFBC) y Ciclo Combinado en Cottbus (Alemania)
carbón al 100% de madera, con una eficiencia global del 63%. Las emisiones de óxidos de
azufre y de nitrógeno son muy bajas debido a la adición de caliza en el lecho y la instalación
de un sistema de SNCR. Las emisiones de NOx son muy moderadas, de 30-50 mg/MJ, dándose
la circunstancia de que son más bajas para carbón que para biomasa.
[] Utilización de mezcla de lignito y residuos de madera en dos calderas de combustión en Lecho
Fluido (CLF-FBC) de 235 MWth en Berrenrath, Alemania, quemando 92 t/h de lignito
bruto con 55% de humedad y 8 t/h de madera, con una eficiencia global del 80%. La madera
se obtiene de la industria de la construcción, de los desechos de las vías del ferrocarril
y otros residuos. Aunque hay que tener en cuenta que los costes de mantenimiento son algo
más elevados cuando se quema madera que cuando se utiliza lignito solamente.
[] A una central existente de carbón se ha añadido un Gasificador en Lecho Fluido Circulante
(GLFC) para madera, en Gertruidenberg (Holanda). El gas producido se somete a una intensa
limpieza antes de ser inyectado a la caldera, con objeto de no contaminar las cenizas
de alta calidad que se usan para construcción. La planta puede utilizar del orden de la tercera
parte de los residuos de madera que se producen en Holanda, planteándose la firma de
contratos al efecto para quince años.
[] El denominado proyecto BIO-CO-COMB, en Zeltweg (Austria), difiere del de Gertruidenberg
(Holanda) en que el producto de la gasificación se introduce en la zona de postcombustión
de la caldera (reburning), de modo que de los 127 MWe de la misma, 29 proceden
de la biomasa. El combustible orgánico utilizado es una mezcla de astillas, cortezas
y serrín. La planta está funcionando desde 1997 y cumple perfectamente con los requisitos
de Kioto.
[] La co-gasificación de residuos municipales con lignito en el denominado gasificador HTW
(High Temperature Winkler), en Berrenrath, Alemania; ha dado lugar a la transformación
1.000 toneladas de residuos sin problemas. Sin embargo la penetración en el mercado de
Alemania está siendo muy difícil. Esta misma tecnología se está aplicando en el Japón, donde
se están gasificando 20 t/d al 100% en una planta con HTW, con la característica específica
de que se puede lograr un fácil enfriamiento de las cenizas, para su adecuada utilización
en la industria de la construcción.
[] En el área de Schwarze Pumpe, central supercrítica de lignito en las cercanías de Desden,
se están aprovechando antiguos gasificadores y se han instalado otros nuevos para la conversión
de carbón y residuos orgánicos, urbanos y de todo tipo, en metanol y gas pobre. La
nueva tecnología de gasificación es el sistema de soplado de oxígeno BGL, basado en el

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [121]
sistema denominado Air Blowing Gasification System, donde el carbón y los residuos son
gasificados para uso en una turbina de gas, y el resto cok de carbón es quemado en una caldera
de CLF para producir vapor.
[] En Dinamarca, cerca de Aalborg, existe una planta de 390 MW que utiliza carbón bituminoso
de importación. El vapor producido es de 580ºC y 300 bar, lográndose un rendimiento
del 48,3%. Planta denominada North Jutland Works Unit 3 [Ver Figura 5].
[] Más recientemente, en 2002, se ha construido una planta de 965 MW en Alemania (Niederhaussem),
cuyas condiciones del vapor son de 580ºC y 275 bar, con un rendimiento de
45,2%, pero utilizando como combustible el lignito pardo de la zona.
[] El proyecto europeo más ambicioso, el AD700, es desarrollar un ciclo Ultra-Super-Crítico
(USC), comenzado ya en 1998, con un periodo de desarrollo de casi 20 años. Participan del
orden de 40 empresas y centros de investigación más importantes de Europa. Se pretende
demostrar la posibilidad de conseguir un ciclo USC con unas propiedades de vapor vivo y
recalentado de 700/720ºC y una presión de 375 bar. La eficiencia alcanzaría del orden del
52-55%, comparable con la conseguida por los actuales ciclos combinados. Es oportuno
destacar la importancia que tiene en este proyecto el desarrollo de nuevos materiales, para
lo que se están ensayando aleaciones especiales que permitan soportar las altas exigencias
de presión y temperatura del ciclo.
[5.2.3] Indicadores del esfuerzo de demostración realizado
Independientemente de la evidencia que los proyectos específicos mencionados ponen claramente
de manifiesto, se hace a continuación un pequeño análisis estadístico que reafirma el esfuerzo
realizado hasta la fecha.
Los Programas de Demostración, previos al Programa THERMIE, correspondientes al periodo
de 1978-1989, dieron lugar al inicio de un gran esfuerzo de aplicación industrial de las CCT.
Durante ese periodo fueron aceptados 121 proyectos que dieron lugar a 138 contratos, con un
presupuesto global de 4.128 millones de euros, para el que se obtuvo una aportación de la Comisión
de 460 millones de euros.
En la [Tabla 2] se indican el número de los contratos correspondientes a los proyectos realizados
por los diferentes países en cada una de las áreas temáticas que se indican, durante la década
de 1990 a 1999. Corresponde prácticamente al Programa THERMIE y apenas a los pocos proyectos
del programa ENERGIE de 1999.
Durante el periodo del programa THERMIE (1990-1994) la Comisión Europea soportó un amplio
número de proyectos sobre innovaciones tecnológicas y nuevos usos de tecnologías conocidas.
Un total 574 millones de euros fueron aportados para un total de 726 proyectos. En cuanto a
combustibles sólidos, se dedicaron 121 millones de euros para un total de 28 proyectos, concernientes
con la limpieza y reducción de costes en la explotación de los combustibles sólidos. Uno
de ellos ha sido el Proyecto Objetivo de Puertollano, el sistema de GICC-GICC de potencia más
alta del mundo, de coste superior a los 600 millones de euros, de los que la CE aportó el 8%.
Durante el periodo 1994-1998, THERMIE-II aportó una cantidad de 145 millones de euros,
solamente para demostraciones en combustibles sólidos, de un presupuesto total de 435 millones
de euros para todas las demostraciones energéticas. El presupuesto total para todos los proyectos
de RTD en energía fue de 920 millones de euros. La continuación de estas actividades
fueron incluidas en el sub-programa ENERGIE dentro del V Programa Marco, con un total de
1.280 millones de euros para todas las actividades de RTD del área de Energía y Medio Ambiente,
dándose la circunstancia de que ante la nueva situación económica y de liberalización
de los mercados energéticos, los proyectos de demostración han caído drásticamente; de modo

[122] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 2. Número de contratos por Estado Miembro durante el periodo 1990-1999 (Programas THERMIE Y ENERGIE)
País Gasific. UCG Liquef. FBC CC CWM PC Res./Env. Total
Austria - - - - - - - 2 2
Bélgica - - - 1 - - 1 - 2
Alemania 1 - - 3 7 - 1 5 17
Dinamarca - - - 1 1 - 3 - 5
España - 2 - 3 7 - - 1 13
Finlandia - - - 1 1 - - - 2
Francia - - - 1 4 - 2 1 8
Gracia - - - - - 1 1 2
Irlanda - - - - - 1 - 1
Italia - - - - 1 - 1 2 4
Luxemburgo - - - - - - - - 0
Holanda - - - - - - 2 - 2
Polonia - - - - - - - - 0
Suecia - - - - - - 2 - 2
Gran Bretaña 1 - 2 - 1 - 3 3 -
Total 2 2 2 10 22 0 17 15 70
que en lo que va del VI PM, operativo durante el periodo 2002-2006, no se ha planteado ni un
solo proyecto de demostración avanzada.
[5.3] Comunidad Europea del Carbón y del Acero (CECA-ECSC)
Desde hace muchos años este programa ha sido el mejor recurso del Desarrollo Tecnológico
del Carbón, cuyas líneas de actuación y orientaciones tecnológicas a medio y largo plazo se han
ido adaptando perfectamente a las necesidades de cada momento, para lo que ha existido un
Comité compuesto por los más cualificados expertos de la Unión Europea, que permanentemente
se ha ocupado de analizar las necesidades demandadas por el sector de la industria del
carbón y por la sociedad en general.
El Programa de Desarrollo Tecnológico del Carbón puede decirse que ha gozado de relativamente
buena salud económica dentro del tratado CECA (ECSC). Sin embargo, el mayor esfuerzo
del mismo se ha dedicado, acertadamente, al desarrollo básico; mientras que ahora,
cuando se requiere de su participación incluso a nivel de operaciones de demostración, se ve
disminuido en su nivel presupuestario.
[5.3.1] Directrices a medio plazo
El tratado establece que la Comisión debe promover la necesaria investigación técnica y económica
relativa a la producción e incremento del uso del carbón, así como la seguridad ocupacional
en la industria del carbón. Los rendimientos económicos obtenidos de los fondos depositados,
procedentes de las operaciones económicas de la CECA, deben ser usados para financiar la
aludida investigación. Los resultados conseguidos de la investigación deben estar a disposición
de toda la Comunidad. Los principales objetivos deben ser desarrollados bajo las siguientes
grandes líneas de desarrollo:
❚ Mejora de la eficiencia y protección del medio ambiente, dando a conocer el carbón como
una energía que ha de jugar un importante papel en el aprovisionamiento energético:
[] Minería del carbón.

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [123]
[] Utilización del carbón.
[] Información al público y a los directivos.
❚ Mejora de la competitividad de la posición del carbón:
[] Reducción de los costes de producción.
[] Mejora de la calidad del producto.
[] Reducción de los costes de utilización.
❚ Uso racional de los recursos de la Comunidad.
[5.3.2] Nivel de actividad
La participación española, al igual que la del resto de los demás países miembros involucrados
en el carbón (Alemania, Gran Bretaña, España, Francia, y en menor medida Bélgica, Grecia,
Suecia, Austria, Finlandia, Dinamarca, Polonia, Holanda e Italia), es realmente muy activa. Cada
año suelen presentarse alrededor de un centenar de proyectos colaborativos, donde la participación
mayoritaria es de Alemania, Reino Unido y Francia, seguidos en medida más irregular
por los demás países. Por parte española se han llegado a poner en juego hasta 50 expertos de
25 entidades, que pueden presentar hasta 60 propuestas de colaboración, de las que pueden
cristalizar del 50 al 60% en verdaderos proyectos, 30 ó 40 proyectos.
Cada año la Comisión aprueba 15-20 proyectos últimamente, y anteriormente del orden de 30-
40, dependiendo del presupuesto disponible. Hace unos años se disponía de unos 50 millones
de euros y actualmente no llega a los 30 millones de euros. La participación española puede alcanzar
el 40-50% en el número de proyectos y el 15-20% del presupuesto. Ocurre que en cada
proyecto participan múltiples entidades de diversos países.
La vitalidad del programa se ha puesto de manifiesto de nuevo, cuando ante la inexplicable
indiferencia del VI Programa Marco hacia el carbón y a los combustibles fósiles en general, se
ha reaccionado encontrando los mecanismos adecuados para mantener la existencia del Programa
de Desarrollo Tecnológico del Carbón, incluyendo operaciones de demostración, más allá
del vencimiento del Trato CECA (ECSC); pues el programa va a disfrutar de presupuestos procedentes
de los beneficios proporcionados por determinados fondos CECA, pero con recursos
económicos más escasos.
[5.4] Debates europeos sobre desarrollos tecnológicos para la
utilización de los combustibles sólidos
Durante los últimos seis o siete años han sido planteados por la Comisión Europea (CE) diversos
estudios sobre la situación de las Tecnologías de Uso Limpio del Carbón, su introducción
en el mercado y la necesidad de posibles desarrollos futuros para su perfeccionamiento técnico
y mayor competitividad económica. Para ello se crearon determinados Consorcios o Grupos de
Trabajo, que presentaron sucesivos proyectos a la CE a tal fin, en los que ha participado el Programa
I+D OCICARBON desde el CIEMAT y después el CIEMAT directamente, primero
como miembro más del Grupo y luego incluso liderando algunos de los proyectos.
Se ha hecho un detallado análisis de las tecnologías desarrolladas y un balance de los resultados
de las investigaciones y demostraciones realizadas, a partir de los cuales se plantearon diversos
estudios acerca de las barreras científicas, económicas, medioambientales, mercantiles, etc. Entre
ellas, una de las líneas en las que hemos participado más activamente ha sido en el análisis
de las necesidades de desarrollo e innovación tecnológica para el perfeccionamiento de las

[124] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
tecnologías puestas en funcionamiento, desde la doble vertiente de la mejora de eficiencia y de
la reducción de las emisiones contaminantes.
Para ello, se organizaron grupos de discusión constituidos por los expertos más cualificados de
los diferentes países miembros de la CE, procedentes de empresas, universidades y centros
de investigación más destacados; dependiendo del tema, participaron entre 30 y 40 expertos,
con los cuales se utilizó una versión reducida de la metodología Delphi, realizando un estudio
de prospectiva en tres fases. En la primera fase se determinaron las posibles líneas de I+D+D
para cada una de las grandes tecnologías o sistemas considerados, a modo de registro exhaustivo
de todas las ideas, en la segunda se evaluaron las mismas a través de un cuestionario al
efecto para cada uno de las sistemas referidos, y en la tercera se discutieron y matizaron los resultados
a través de un debate en el plenario del grupo de expertos, discutiendo tecnología por
tecnología.
Se seleccionaron un total de cincuenta y dos técnicas de perfeccionamiento de las cinco grandes
tecnologías de las que existen demostraciones en Europa (tres de ellas en España):
❚ Combustión en Lecho Fluido Circulante (CLFC): España, Francia, Alemania, 10 técnicas.
❚ Combustión en Lecho Fluido a Presión (CLFP): Suecia, España y Alemania, 14 técnicas.
❚ Gasificación de Carbón Integrada en Ciclo Combinado (GICC): España, Holanda, 14 técnicas.
❚ Calderas Supercríticas y Ultrasupercríticas (CSC-CUSC): Dinamarca, 7 técnicas.
❚ Combustión de Carbón Pulverizado a Presión (CCPP): Alemania, 7 técnicas.
Para cada una de la cinco grandes tecnologías se clasificaron las actuaciones o técnicas de mejora,
en función de las opiniones de los expertos, como:
❚ Técnicas de contenido científico, de investigación y desarrollo (I+D): 20.
❚ Técnicas mayoritariamente de demostración (demo): 18.
❚ Técnicas principalmente de aplicación industrial (innovación): 9.
❚ Enjuiciamiento global de las cinco grandes tecnologías: 5.
A continuación se hace un desglose por tecnologías especificando las diferentes técnicas.
[5.4.1] Combustión en Lecho Fluido Circulante (CLFC)
Técnicas con mayor carácter de investigación y desarrollo:
❚ Investigación de nuevas técnicas de reducción de N 2 O que aparece en mayor medida en la
combustión en lecho fluido.
❚ Investigación de los nuevos modelos de flujo de gases en combustores de gran tamaño.
❚ Investigación del comportamiento del proceso de separación en los grandes ciclones.
Técnicas de mayor carácter demostrativo:
❚ Mejoras e incorporación de condiciones avanzadas de los ciclos de vapor y nuevos materiales
para ciclos supercríticos.
❚ Manejo y nuevas utilizaciones de los nuevos residuos producidos, escorias y cenizas con nuevas
composiciones y efectos.
❚ Co-combustión de mezclas de carbones, residuos y biomasas.
❚ Escalación hacia los 600 MWe, con reducción de riesgos tecnológicos y económicos.
Técnicas con carácter de aplicación industrial:

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [125]
❚ Incorporación de sistemas de control de emisiones.
❚ Operación con diferentes clases de combustibles. Flexibilidad de combustible.
Recomendaciones:
❚ Sería muy conveniente aprovechar las plantas de demostración existentes para la prueba de
todas las técnicas mencionadas.
❚ Las plantas de combustión en lecho fluido deben ser utilizadas para el aprovechamiento de
combustibles de baja calidad, pero en condiciones medioambientales y económicas aceptables.
[5.4.2] Combustión en Lecho Fluido a Presión (CLFP)
Técnicas con mayor carácter de investigación y desarrollo:
❚ Desarrollo del sistema de Combustión en Lecho Fluido Circulante a Presión (CLFCP).
❚ Acciones tendentes a reducir los efectos de erosión del lecho.
❚ Mejora de las condiciones de las turbinas de gas.
❚ Limpieza y depuración de gases en caliente.
Técnicas de mayor carácter demostrativo:
❚ Desarrollo y demostración de ciclos híbridos a presión, con gasificación parcial.
❚ Introducción del concepto de condiciones supercríticas en los ciclos de vapor.
❚ Co-combustión de mezclas de carbones, residuos y biomasas.
❚ Operación con diferentes combustibles. Combustibles flexibles.
❚ Reducción de las emisiones de N 2 O.
❚ Introducción de procedimientos adicionales para la reducción de emisiones en general, por
ejemplo inyección de amoniaco.
❚ Demostración europea con una capacidad superior a los 100 MWe.
Técnicas con carácter de aplicación industrial:
❚ Ciclos Combinados con Gas Natural y CLFP.
❚ Manejo y nuevos usos de las nuevas escorias y cenizas.
Recomendaciones:
❚ Se recomienda aprovechar las plantas de demostración existentes para la prueba de todas las
técnicas mencionadas.
❚ Se recomienda la instalación de una nueva demostración de Combustión en Lecho Fluido
Circulante a Presión (CLFCP).
[5.4.3] Gasificación del Carbón Integrada En Ciclo Combinado (GICC)
Técnicas con mayor carácter de investigación y desarrollo:
❚ Desarrollo de sistemas de limpieza física y química de gases en caliente.
❚ Incorporación de sistemas de humidificación de gases.
❚ Eliminación de partículas en seco.
❚ Mejora de las condiciones de flujo de la turbina de gas.
❚ Mejora del sistema recuperación de calor del gasificador.

[126] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Técnicas de mayor carácter demostrativo:
❚ Utilización de residuos en el flujo de alimentación.
❚ Mejora del proceso para superar la eficiencia del 55%.
❚ Medidas adicionales de reducción de emisiones de NOx.
Técnicas con carácter de aplicación industrial:
❚ Recuperación de calor en la Unidad de Separación de Aire (USA).
❚ Secado previo del carbón.
❚ Nuevos sistemas de tratamiento de agua.
❚ Mejora integral del proceso de la USA.
❚ Simplificación del generador de vapor de recuperación de calor, tanto en el gasificador como
en la turbina de gas.
Recomendaciones:
❚ La GICC tiene el mérito de ser la tecnología de uso del carbón más limpia y eficiente, con
una reducción del 20% de las emisiones de CO 2 , por lo que conviene perfeccionarla para que
sea más económica.
❚ Esta tecnología necesita más de demostración que de aplicación industrial, pues todavía
requiere inversiones muy elevadas y no es rentable.
❚ Es necesario aprovechar las plantas existentes para demostrar todas las técnicas de mejora
posibles, con objeto de reducir el riesgo técnico y económico de esta importante tecnología.
[5.4.4] Calderas Ultrasupercríticas (CUSC)
Técnicas con mayor carácter de investigación y desarrollo:
❚ Sistema de desarrollo y pruebas de nuevos materiales.
❚ Uso de superaleaciones capaces de soportar las condiciones ultrasupercríticas del vapor.
❚ Planteamiento de los objetivos de 700ºC y 375 bar para alcanzar una eficiencia neta de entre
50% y 55%.
Técnicas de mayor carácter demostrativo:
❚ Utilización de los principios y conceptos de las condiciones USC de materiales avanzados y
sus diseños especiales, para nuevos usos.
❚ Mejorar las limitaciones de las turbinas en condiciones supercríticas.
❚ Incorporación de nuevos diseños en la caldera que consideren tubos verticales y estriados.
Recomendaciones
❚ Estas calderas están ya en el mercado, si bien en condiciones más suaves de las que se plantean
ahora, y su sistema de funcionamiento y diseño son similares a los de las plantas convencionales;
pero el problema fundamental es el desarrollo de nuevos materiales.
[5.4.5] Combustión de Carbón Pulverizado a Presión (CCPP)
Técnicas con mayor carácter de investigación y desarrollo:

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [127]
❚ Optimización de la resistencia cerámica de las cenizas líquidas.
❚ Mejora de la separación de las escorias en el combustor de la caldera.
❚ Mejora de la separación de las escorias arrastradas por el flujo de gas, y evitar la contaminación
producida.
❚ Operación continua del sistema de limpieza de gases en caliente.
❚ Medidas del flujo de gas en continuo.
Técnicas de mayor carácter demostrativo:
❚ Se requiere una planta de demostración de 20-50 MWe.
Recomendaciones:
❚ Esta tecnología podrá ser competitiva una vez que se resuelva el principal problema que le
afecta, cual es la limpieza de gases en caliente, particularmente difícil en este proceso.
[5.4.6] Resultados globales
Como resultados más relevantes, de mayoritaria coincidencia entre los expertos, y de mayor
concordancia para las cinco tecnologías, se podrían señalar:
❚ Limpieza de gases en caliente.
❚ Co-combustión de mezclas de carbones.
❚ Co-combustión de carbones, residuos y biomasas.
❚ Co-combustión de cok de petróleo con carbones y biomasas.
❚ Procesos de combustión a presión.
❚ Diversas técnicas de mejora de eficiencia en general.
❚ Manejo y utilización de las nuevas escorias y cenizas.
❚ Nuevos materiales para condiciones supercríticas del vapor.
❚ Incorporación de las condiciones supercríticas a todos los sistemas de generación.
Desde otro punto de vista, en cuanto la optimización global de los recursos europeos, del consenso
entre estos mismos expertos y otros, se ha llegado a la conclusión de que:
❚ Es necesario conseguir la reducción de los costes de inversión y medidas para salvar la distancia
entre las actividades de I+D y la demostración, por lo que se recomienda aprovechar las
plantas de demostración existentes para implementar los desarrollos mencionados.
❚ Es imprescindible mantener una cerrada colaboración entre empresas, entre centros de investigación,
y entre empresas y centros de investigación, como vía idónea para sacar el mejor
rendimiento de los siempre escasos medios disponibles.
En la medida en que fueron apareciendo nuevas tendencias, como el vector hidrógeno y las pilas
de combustible, la captura y almacenamiento del CO 2 , ambas favorecidas por la expansión
de las plantas IGCC, se consideró de vital interés el establecer un programa de Prospectiva
Tecnológica Energética, específico para combustibles fósiles, de ámbito paneuropeo.
[5.5] Tecnologías de captura del CO 2
Teniendo en cuenta la estructura mundial de disponibilidad de reservas energéticas, es claro
que corresponde al carbón un papel determinante en el próximo futuro, bien entendido que
habrá de ser usado en condiciones medioambientales aceptables, para lo que es necesario

[128] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
resolver el problema de los gases de efecto invernadero, en nuestro caso concretamente las
emisiones de CO 2 . Se habla intensamente de las tecnologías de Captura y Almacenamiento de
CO 2 como solución inevitable para conseguir la utilización de las importantes e imprescindibles
reservas de carbón. En una primera aproximación se podrían mencionar:
❚ Actuaciones en precombustión, con gasificación y separación previa del CO 2 .
❚ Post-combustión, con separación del CO 2 por procedimientos de absorción, absorción, membranas,
etc.
❚ Concentración de CO 2 durante la combustión mediante recirculación de gases y combustión
con oxígeno enriquecido en atmósfera de CO 2 : Oxi-combustión/Oxyfuel. Separación del CO 2
concentrado y almacenamiento del mismo.
❚ Como sistemas de almacenamiento se están analizando diversos procedimientos: aprovechamiento
de campos explotados de petróleo y gas, aguas salinas subterráneas profundas, el fondo
del mar, producción de hidratos, carbonatos minerales, solidificación, etc.
[5.5.1] Combustión con oxígeno
Para la instalación de una planta de combustión limpia de carbón puede optarse por el empleo de
un sistema de combustión que emplea oxígeno en lugar de aire, denominado combustión oxyfuel,
combinado con tecnologías de captura y secuestro de CO 2 , como se muestra en la [Figura 6].
El uso de oxígeno en lugar de aire produce menor volumen de emisiones de gases, lo que
aumenta la eficiencia térmica del proceso, y disminuye las emisiones de CO 2 .
Aunque los hornos industriales han aumentado su eficiencia en los últimos años, las tecnologías
de combustión con oxígeno enriquecido pueden mejorarla aún más. El empleo de oxígeno implica
un descenso de producción de NOx. Además, la combustión oxyfuel incrementa la temperatura
de llama sin incrementar el coste del combustible. En consecuencia, la productividad
puede incrementarse con una disminución de la energía utilizada hasta en un 50%. Los beneficios
se resumen a continuación:
❚ Disminución del consumo de energía entre el 30% y 50%.
❚ Disminución de emisiones de NOx hasta un 90%.
❚ Decremento de emisión de partículas entre el 30% y 70%.
❚ Eliminación de recuperadores de calor.
❚ Incremento de la producción entre el 10% y el 30%.
❚ Bajos costes de mantenimiento.
❚ Mejora la estabilidad de la temperatura, la transferencia de calor y el control.
Figura 6. Esquema de combustion oxyfuel
CO 2 +H 2 O
Combustible fósil
Combustión
Separación CO 2
CO 2
Almacenamiento CO 2
Unidad de separación
de aire
Generación eléctrica

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [129]
Figura 7. Captura postcombustión
Combustión
combustible fósil
N 2 , H 2 O a la
atmósfera
Combustión
Separación de CO 2
Compresión CO 2 Almacenamiento CO 2
Generación
de energía eléctrica
[5.5.2] Tecnologías de postcombustión
Estado actual de la tecnología [Ver Figura 7]:
❚ Existen tecnologías como el lavado con aminas.
❚ Una mejora en los reactivos empleados podría reducir las pérdidas de energía. La degradación
de los disolventes es un problema no resuelto.
❚ Es posible que se produzcan una reducción de costes similar a la conseguida por las desulfuraciones.
[5.5.3] Posibles sinergias con otras tecnologías
El oxígeno que se emplea para la combustión habitualmente es generado a partir de la destilación
fraccionada del aire líquido, realizado por mediación de las empresas gasistas. Se plantean
nuevas opciones que combinan la combustión oxyfuel con producción de hidrógeno:
❚ Producción de hidrógeno y oxígeno a partir de la electrolisis del agua. El hidrógeno se emplearía
como combustible de una pila, y el oxígeno que se genera, que normalmente se libera al
ambiente, se emplearía en la combustión [Ver Figura 8].
Figura 8. Combustión oxyfuel y producción de hidrógeno
H 2 O
Electrolizador
H 2
O 2
Pila de combustible
Energía eléctrica
Energía
eléctrica
Combustión Oxyfuel
CO 2
Captura
Carbón
Secuestro
Aprovechamiento CO 2

[130] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
❚ Combinación de una actividad productora de CO 2 , como puede ser el caso del reformado
de un hidrocarburo con la combustión oxyfuel, de forma que se obtiene hidrógeno para pilas de
combustible. Como en este proceso se produce CO 2 , su captura se realiza junto a la producida
con la combustión oxyfuel. Se obtiene energía eléctrica a partir de dos tecnologías distintas.
[5.6] Reflexión actual en el ámbito de la Comisión Europea
Después de la puesta en marcha del Sexto Programa Marco (VI PM), donde se ha dado absoluta
prioridad a las energías renovables, lo que desde luego es esencial, pero donde se ha puesto
de manifiesto el total olvido de las energías convencionales y la contradicción que supone el hecho
de que siga aumentando la proporción de las mismas en el aprovisionamiento energético
de Europa y del mundo, se ha hecho necesario establecer una profunda reflexión para la más
adecuada orientación del Séptimo Programa Marco (VII PM). Parece que finalmente se ha
comprendido que la energía limpia no depende solamente de la fuente energética, sino de la
tecnología que se aplique; de modo que con el desarrollo tecnológico adecuado, todas las
energías pueden ser limpias mediante la solución técnica a los problemas medioambientales
que todas las energías tienen.
[5.6.1] Perspectiva del uso limpio de los combustibles en la UE
Europa se encuentra en plena fase de liberalización e integración de los mercados de electricidad
y del gas, pero no se olvida que hay que velar por la seguridad del aprovisionamiento de
esos mercados. De acuerdo con la estrategia de la estabilidad y la seguridad, la Comisión ha
lanzado varias propuestas de normativa legal europea, en particular:
❚ Un Paquete Hidrocarburos que contiene:
[] Una directiva sobre aproximación de las medidas de seguridad a los aprovisionamientos de
productos petrolíferos.
[] Una directiva sobre las medidas para garantizar el aprovisionamiento del gas natural.
Y también:
❚ Un paquete sobre el planteamiento comunitario sobre la seguridad en las centrales nucleares
y los residuos nucleares, cconcediéndose especial atención y gran importancia a los problemas
de garantía y seguridad.
❚ Un Programa Europeo para el Cambio Climático, que comprende:
[] La Directiva sobre el Comercio de Emisiones de CO 2 , que ha entrado en vigor en el año
2005, directiva que tendrá un impacto cierto sobre las fuentes de energía y sobre las tecnologías
que intervienen en la producción de electricidad.
[] La Unión Europea está firmemente decidida a cumplir los objetivos a cumplir los objetivos
de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, incluso aun cuando no se llegara
a ratificar el Protocolo de Kioto.
[] El objetivo de esta y otras propuestas es de-carbonizar la cadena energética al mínimo coste. Pero
si queremos de-carbonizar la cadena energética y mantener la seguridad y la diversidad del
aprovisionamiento energético, hay que favorecer la incorporación de las tecnologías limpias.
Una de las vías tecnológicas que gana terreno día a día es la de-carbonización de los combustibles
fósiles:
❚ Para la producción de electricidad e hidrógeno.
❚ Capturando y almacenando el CO 2 producido.

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [131]
En este sentido, ELCOGAS es un proyecto ambicioso con clara proyección de futuro. La gasificación
del carbón y de los residuos pesados de la destilación del petróleo es una fuente de
producción de electricidad e hidrógeno y una vía prometedora para captar el CO 2 .
Dentro del Programa Europeo para el Cambio Climático se han discutido diferentes procedimientos
y tecnologías para la captura y almacenamiento del CO 2 . El coste actual de la captura y
almacenamiento de la tonelada de CO 2 en una central térmica se considera hoy en día de 50
euros. El Sexto Programa Marco incluye una Red Temática y un Proyecto de Excelencia sobre
la captura y almacenamiento de CO 2 , cuyo objetivo es reducir el coste a 30 €/t. También se está
considerando la posibilidad de integrar los esfuerzos con el Programa del Fondo de Investigación
del Carbón y del Acero.
Es preciso dar el paso siguiente a la Tecnología de ELCOGAS, para lograr el objetivo del uso
de los combustibles fósiles con emisiones bajas de CO 2 , y quizás también pueda jugar un papel
importante la tecnología de las centrales supercríticas. El Parlamento Europeo (PE), en su resolución
sobre el Libro Verde de la Energía Hacia una estrategia europea de seguridad del
aprovisionamiento pide “una iniciativa europea para el desarrollo de una central térmica de
carbón sin emisiones”. En cuanto a la importante inversión necesaria es evidente que se requiere
de la dimensión comunitaria para abordar el nuevo proyecto, con participación privada
sí pero también con un importante apoyo público. La progresiva internalización de los costes
externos medioambientales favorecerá el avance de las tecnologías limpias y la financiación de
ambiciosos proyectos innovadores.
[5.6.2] Las posibilidades de la tecnología GICC de ELCOGAS
Cuando se plantea el tema del incremento de la emisión de CO 2 y los métodos posibles para su
control, no deja de haber un cierto escepticismo acerca de primero su efecto real sobre el medio
ambiente, y, segundo, la eficacia de cualquier acción diferente a la de evitar su producción.
Respecto a lo primero, es necesario disminuir la emisión cuando los organismos e instituciones
expertas en los efectos del cambio climático así lo concluyen, precisamente por la gran incertidumbre
que existe acerca de su efecto real. Su argumentación es tan poderosa que ha conducido
a que la mayoría de los países hayan firmado compromisos importantes para su reducción y
control.
Respecto a lo segundo, lo obvio es no emitirlo, pero ¿cómo hacerlo cuando más del 80% de la
energía que se consume procede de combustibles fósiles? Esto no será posible hasta que no se
desarrollen métodos de producción de energía alternativos a los actuales con disponibilidad y
economía suficiente.
Las energías renovables disponibles ahora no pueden ser las sustitutas de las energías como lo demuestra,
entre otros hechos, el que España y Dinamarca sean dos de los países que más han
invertido en ello en los últimos años, y sean los dos países de la CE que en mayor porcentaje están
incumpliendo los compromisos del protocolo de Kioto. La disponibilidad de combustibles fósiles
es de entre 40 y 60 años para el petróleo y el gas natural y de 200 a 300 años para el carbón, a los
ritmos de consumo actuales. Estas existencias marcan el tiempo disponible para encontrar fuentes
energéticas alternativas reales, y mientras es imprescindible desarrollar tecnología para disminuir
en el corto y medio plazo las emisiones de CO 2 a la atmósfera antes de que su efecto pueda
desestabilizar el equilibrio social y económico existente. Para ello sólo existen dos vías:
❚ Aumento de eficiencia en su utilización. Es una clara vía natural de mejora. Sustituyendo
instalaciones existentes por otras con la mejor tecnología actual se podrían conseguir reduc-

[132] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
ciones de emisiones de entre el 25 y el 50%. Esto es lo que se está haciendo aumentando la
potencia instalada de Ciclos Combinados con Gas Natural (CCGN), confiando en el gas natural
como el puente que se necesita. En esta vía, la tecnología de Gasificación Integrada
en Ciclo Combinado (GICC) tiene la ventaja de diversificar el origen de la energía al poder
usar carbón para ciclos combinados en lugar de sólo gas natural, con lo que desde el punto
de vista de sostenibilidad permitiría tener un auténtico puente de transición a otras tecnologías
por descubrir, mitigando la debilidad del gas natural por su volatilidad en precios y
reservas.
Pero con esta vía sólo, dadas las expectativas de incremento mundial del consumo, no sería
suficiente.
❚ Captura y confinamiento estable del CO 2 . Es la única vía por la que se puede hablar de
reducciones superiores a un 90% y por tanto, de auténtico control de los gases de efecto invernadero
procedentes de la producción de energía eléctrica.
Para disminución de los gases procedentes del transporte, la alternativa sería la implantación
de la economía del H 2 en el transporte. Pero para producir H 2 también se genera CO 2 , si procede
de combustibles fósiles.
Aquí es donde entra la importancia de la tecnología de Gasificación Integrada con Ciclo
Combinado (GICC) [Ver Figura 9], ya que la captura del CO 2 se puede realizar:
[] Post-combustión. Su coste estimado es del orden de 50 a 60 €/Tn, y su problemática se basa
en el tratamiento del gran volumen de gases que es enviado a la chimenea después de la
combustión en una caldera o turbina de gas.
[] Pre-combustión. Se basa en la gasificación a presión del combustible transformándolo en
CO e H 2 , y a su vez el CO se transforma con vapor de agua en CO 2 y más H 2 . Separando estos
dos gases se puede obtener CO 2 a una presión mucho mayor que en la post-combustión,
con el consiguiente abaratamiento de su captura. Existen proyectos para demostrar su viabilidad
a un coste de 10-20 €/Tn.
Lo adecuado de la tecnología GICC es que al diseño actual de las plantas sólo habría que añadir
el módulo de conversión del CO a CO 2 e H 2 (shift) y el de separación de H 2 y CO 2 (ambos
son de tecnología conocida y probada en la industria), entregando el CO 2 a un coste inferior
para su confinamiento y el H 2 a la turbina de gas del ciclo combinado.
De esta forma, a la ventaja inherente al GICC en cuanto a una mayor eficiencia en la producción
de energía eléctrica, se une la facilidad para separar el CO 2 de una forma económica,
Figura 9. Gasificación Integrada con Ciclo Combinado (GICC)
Carbón + residuos + biomasa
Ciclo combinado
Gasificación
Gas limpieza
Pilas combustible
Síntesis química
Amonia
Metanol
Gasolina
CO + H 2 O CO 2 + H 2
H 2
CO 2

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [133]
permitiendo, además, la diversificación en el uso del H 2 producido, que puede ser utilizado dependiendo
de las condiciones del mercado como:
❚ Combustible en la turbina de gas.
❚ Combustible en pilas de combustible. Incrementando la eficiencia de la instalación.
❚ Materia prima en la industria química.
❚ Combustible para estaciones de servicio de H 2 .
Resumiendo, la tecnología GICC:
❚ Es de las tecnologías existentes la de más fácil adaptación para producir electricidad con
captura de CO 2 para su posterior confinamiento.
❚ La flexibilidad de la tecnología GICC en cuanto a combustible a usar y a productos finales,
asegura un método eficaz de producir energía de una forma sostenible.
Sin embargo, deben considerarse otros aspectos:
❚ La tecnología no está absorbida en la industria actual por lo que se necesita un impulso de la
iniciativa pública para que la iniciativa privada la asuma y la mejore.
❚ La contribución de la CE a las emisiones de CO 2 en los próximos años no representará más
del 8% del total de las emisiones mundiales. Es necesario el dominio y promoción de esta tecnología
para que su implantación lo sea en la mayoría de los países.
❚ La opinión pública, los gobiernos, deben asumir en el precio de la energía el sobrecoste
asociado a la no emisión de CO 2 . Mientras que esto no se haga efectivo, no se podrán realizar
acciones realmente efectivas al respecto.
[5.7] Conclusiones, consideraciones y recomendaciones
Un primer análisis de la reciente historia del desarrollo tecnológico energético pone de manifiesto
el gran esfuerzo de R+D+D+I que se ha realizado, con el objeto de lograr un uso más
limpio y eficiente de la energía, en todas las áreas energéticas y en todos los sectores de utilización,
en todo el ámbito europeo, y de forma muy intensiva en España, acerca de las tecnologías
de uso limpio y eficiente del carbón.
Ello ha permitido avanzar de forma muy considerable en la incorporación de las tecnologías avanzadas,
a nivel de primera introducción en el mercado, o bien de su implantación experimental en
la industria. Y lo que no es menos importante, ello ha permitido crear un clima de participación
por parte de las empresas utilizadoras en el proceso de perfeccionamiento e innovación tecnológica
de los sistemas energéticos, con la finalidad de mejorar la eficiencia energética y reducir el impacto
ambiental del uso de la misma, de tal modo que no se había conocido con anterioridad.
Si bien cuando ha llegado el momento preciso de dar el salto definitivo y acometer su verdadera
incorporación al mercado, en términos de aplicaciones industriales comerciales de gran amplitud,
para lo que aún se precisa de desarrollos que resuelvan los múltiples problemas que aun
aparecen en la práctica, el proceso se detiene. Incluso algunas empresas desmontan sus departamentos
de Innovación, por considerar que es una manera de reducir gastos ante una situación
de liberalización del mercado. Como si el mercado libre fuera sinónimo de dejar el desarrollo
propio en manos de otros, como si no fueran a pagar con creces los desarrollos que hagan “los
otros” en el momento de adquirir los productos tecnológicos, y no sólo eso, sino que también
correrán los riesgos de soportar en sus propias carnes las pruebas de los equipos aún no perfeccionados.
Lo pagarán en dinero, en tiempo, en riesgos y en problemas de todo tipo, con la diferencia
añadida de no intervenir en la participación de los beneficios.

[134] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Esta actitud es un reflejo de la falta de apoyo que también se percibe a nivel institucional,
por cuanto los Programas Marco de la Unión Europea cada vez se inclinan más hacia líneas
de desarrollo y actividades de índole horizontal, dejando más desprotegidas las actividades
específicas por áreas temáticas energéticas o tecnológicas. Aspecto este que se ve deformado
aún más en el planteamiento provisional que se hace en el VI Programa Marco, de donde se
pretenden excluir las energías fósiles. Conviene recomendar aquí que aún se está a tiempo
de que el VI Programa Marco no acabe saliendo con la incomprensible circunstancia de no
tener en cuenta los avances tecnológicos correspondientes a los combustibles fósiles, que cubren
aproximadamente el 90% del aprovisionamiento energético mundial en términos comerciales.
Hay que buscar vías alternativas del mejor y más económico uso de la energía pero de todas las
energías, que todas son necesarias, no polarizándose sólo el de algunas, por el mal entendido
calificativo de nuevas. Lo que es o debe ser nuevo es la tecnología, independientemente de que
se primen algunas; pero nunca a costa de olvidar las otras. El viento se ha utilizado siempre
(energía eólica), como la leña (biomasa), o el sol (energía fotovoltaica, por ejemplo), la hidráulica,
etc. Todas estas son más viejas que el petróleo y el gas, e incluso que el carbón. La alternativa
a una energía no tiene que ser otra energía necesariamente, sino que la verdadera alternativa es
la tecnología, las nuevas tecnologías, las tecnologías avanzadas que permitan un uso más eficiente,
económico y limpio de la energía. Se trata de volver a insistir en la idea de que todas las
energías son necesarias y de que los apoyos al desarrollo deben ser proporcionales a su protagonismo.
Puede afirmarse que todas las energías son necesarias para satisfacer la previsible demanda
energética, que todas tienen sus problemas medioambientales, que habrá que resolver; y
que no se trata sólo de un asunto de tipo de energía, sino que el problema es principalmente
de desarrollo tecnológico. No se trata tanto de un problema de energía como de tecnología.
La solución vendrá pues por la disponibilidad de la tecnología adecuada para el uso limpio
de la energía disponible.
Particularizando para el caso del carbón, es la energía de más amplia disponibilidad y uso, y lo
seguirá siendo por muchos años, en todo el mundo, y en algunos países de forma mayoritaria e
intensa. En cualquiera de los casos se requiere de nuevas tecnologías, lo que conlleva un esfuerzo
muy importante, tanto más cuanto el carbón implica la superación de muchos problemas
que no tienen otras energías, pero que todos son superables por la tecnología. El proceso
de desarrollo es de gran inercia, por lo que aunque sea de forma selectiva hay que continuar,
pues no pueden abandonarse los grandes y costosos logros alcanzados hasta el momento. No se
corre mucho riego en decir que el carbón es la energía más adecuada, por cuanto es abundante
y puede proporcionar toda la energía necesaria durante mucho tiempo; está geográficamente
muy distribuida, por lo que ofrece mejores garantías de suministro que otras fuentes energéticas;
desde el punto de vista del efecto invernadero tampoco es la de peores consecuencias, y
además las tecnologías avanzadas de uso limpio ofrecen posibilidades económicas de captura
y almacenamiento del dióxido de carbono.
Es necesario corregir los excesos del libre mercado, en cuanto a desarrollo tecnológico se entiende,
pues el objetivo de las empresas es el beneficio al más corto plazo posible. Las empresas
no se establecen para hacer altruistamente desarrollos de interés general a largo plazo, sino para
conseguir el máximo beneficio ahora, sin importarles mucho si nuestros hijos podrán tener
energía mañana, aspecto este que también es componente básico en el concepto de desarrollo
sostenible. No es lícito utilizar hoy la energía de cualquier modo si puede hipotecar el futuro
del abastecimiento de nuestros hijos o nietos, ni tampoco el de los países en vías desarrollo… Es
desde otras instancias donde hay que tratar de contrarrestar estas tendencias desestabilizadoras
de la situación.

LA SITUACIÓN DEL DESARROLLO TECNOLÓGICO PARA LA UTILIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES SÓLIDOS [135]
Otro aspecto de vital importancia es tener en cuenta que la solución requerida no puede venir
dada con la existencia de programas de pequeñas aportaciones económicas a muchos proyectos
pequeños, que puede servir para apoyar proyectos de investigación básica inicial, pero que
nunca conseguirán un despliegue de las nuevas tecnologías. Es necesario centrar bien los objetivos,
seleccionando las técnicas y tecnologías más efectivas y convenientes y dedicar el esfuerzo
necesario para su implantación. Para ello hace falta más colaboración de los centros en el
sentido de aportar las actividades de I+D que requieran la superación de los problemas que
aparezcan en las aplicaciones industriales, que esto es también investigación y de la de más
efectividad por cuanto ofrece soluciones de aplicación inmediata. Desde luego, lo que siempre
hace falta es un apoyo económico importante.
Habrá que buscar una solución adecuada en la que se involucren todas las empresas e instituciones
implicadas, pero quizás de forma corporativa, porque nunca las empresas podrán afrontar
los riesgos de forma individual, pero sí colectivamente. Además de contar con el apoyo institucional
obviamente. Constituir un fondo de participación corporativa, tanto de empresas como
de otras entidades, con el apoyo institucional, parcial o total, podría ser una vía a seguir. Se trata
de mantener el impulso del nivel de desarrollo alcanzado, que es muy importante: ¡Colaborar
para crear y competir después de haber creado! Nunca individualmente se llegará tan lejos
como corporativamente, y una vez desarrollado cada uno de los participantes encontrará la mejor
forma de seguir ampliando su mercado.
Como conclusión final se puede afirmar que es necesario continuar con los desarrollos de
las nuevas tecnologías del carbón y otros combustibles sólidos, como reto tecnológico para
la garantía del suministro energético en cantidad y calidad medioambiental, de acuerdo con
las tesis del libro verde de la energía, y de los nuevos planteamientos de la Comisión Europea.
[5.8] Fuentes de información
Informes y documentos de la Comisión Europea (EC), de la Agencia Internacional de la Energía
(IEA), del Consejo Mundial de la Energía (WEC) y de los organismos españoles competentes
en el campo de la energía. Participación directa en diversos Comités, Grupos de Trabajo,
Seminarios, Mesas Redondas y todo tipo de eventos organizados por dichas entidades. [ ]

[ 6]
[Santiago Sabugal García] ❙ Ingeniero Industrial
Del carbón al carbono
[6.1] Evolución en el uso de las fuentes de energía
La energía sido una de las principales fuerzas impulsoras en el desarrollo de la humanidad. Su búsqueda,
ha provocado emigraciones históricas que configuraron varias veces los mapas de las zonas
más cálidas y desde el siglo XIX, con el comienzo de la revolución industrial, ha protagonizado el
desarrollo de los pueblos, con constantes evoluciones en los sistemas de producción de energía.
En las últimas décadas del siglo XX irrumpe en el panorama energético mundial la preocupación
medioambiental, primero centrada en los efectos sobre el ecosistema, de los gases y residuos
energéticos, y luego en la sospecha de la influencia en el cambio climático y, más concretamente,
en el gradual calentamiento del planeta provocado por los denominados gases de
efecto invernadero, entre los que destaca el CO 2 .
La reducción de las emisiones por unidad de energía producida, el aprovechamiento de las energías
renovables, la mejora de la eficiencia en los sistemas de consumo de energía y el desarrollo de nuevas
tecnologías de producción de energía, más seguras –energía nuclear– y más limpias –combustibles
fósiles– son hoy los puntos cardinales en el devenir energético hacía un desarrollo sostenible.
[6.2] Demanda de energía y reservas mundiales de carbón y de gas
El consumo de energía va asociado al aumento de la población y al desarrollo socioeconómico
de la misma.
La evolución de la población mundial y el consumo de energía, según distintos organismos internacionales,
se representa en la [Tabla 1] y en la [Figura 1].
En 1960, el carbón con un 42,5%, el petróleo con el 30,3% y el gas natural (12%) contribuían a
un 84,85% de la demanda mundial de la energía, con un aporte del 3% de la energía hidráulica
y un 12% de las renovables.

[138] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 1. Análisis demográfico/consumo de energía 1990-2100
Previsión del consumo para las distintas hipótesis de crecimiento de la población (1990-2100)
Año Población (miles de millones) Consumo de energía (Gtep)
1960 2.860 3.300
1990 5.300 8.800
2020 ƒ 2 8.100 14.848
2050 ƒ 2 10.100 19.256
2100 ƒ 1 20.000 41.076
ƒ 2 12.000 23.444
ƒ 3 10.500 20.138
Figura 1. Previsión de consumo de energía con crecimiento medio de población
25000
20000
15000
1000
5000
0
1850 1900 1950 1990 2020 2050 2100
❚ Consumo de energía (Tep) ❚ Población (miles de millones)
En 1990, el carbón (26,2%), el petróleo (31,8%) y el gas (19,3%), supusieron el 77,3% de la demanda
global de energía, siendo de nuevo las energías de origen fósil las predominantes en el
abastecimiento energético, complementadas por las energías hidráulica (5,7%), nuclear (4,5%)
y renovables (12,5%).
El consumo previsto en el año 2020 para una elasticidad de la demanda igual a la unidad se cifra
en 14,8 Gtep. Dar valores, aunque sean estimativos, de los porcentajes de participación de
las distintas fuentes es arriesgado, pero a nivel global, podrían acercarse a las representadas en
la [Tabla 2], en las que una vez más prevalece el abastecimiento de origen fósil, con el 70,3% con
incremento significativo en el aporte de las energías renovables (17%). Con esta proyección en
el tiempo la participación de los combustibles fósiles seguirá siendo predominante, si no hay un
cambio en la aceptación social de la energía nuclear de fisión, o un cambio tecnológico con la
irrupción de la energía nuclear de fusión.

DEL CARBÓN AL CARBONO [139]
Tabla 2. Demanda de recursos (Gtep) a corto plazo (1990-2020)
Año
Demanda
global
Gtep
Carbón Petróleo Gas Natural Nuclear %
Macro-hidraul.
Energías
renovables
1960 3,3 1,4 42,5% 1 34,3% 0,4 12,3% 0 84,85 0,1 3% 0,4 12%
1990 8,8 2,3 26,2% 2,8 31,8% 1,7 19,3% 0,4 4,5% 77,3 0,5 5,7% 1,1 12,5%
2020 14,8 3,2 21,6% 4,1 27,7% 3,2 21,6% - 70,3 - 2,5 17%
La evolución de las reservas de energía está ligada, principalmente, a la evolución del consumo
y al descubrimiento de nuevos yacimientos, por lo que cualquier previsión que se haga tendrá
por lo menos estas dos incertidumbres. Partiendo de las reservas hoy conocidas y suponiendo
una elasticidad unitaria de la demanda con respecto al incremento de la población, la evolución
de las reservas se representa en las [Figuras 2-5].
Figura 2. Previsión de la evolución de las reservas de petróleo manteniendo constante el consumo actual
Gtep
160
140
120
100
80
60
40
20
0 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023 2026 2029 2032 2035 2038 2041
Figura 3. Previsión de la evolución de las reservas de gas manteniendo constante el consumo actual
120
100
80
Gtep
60
40
20
0 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023 2026 2029 2032 2035 2038 2041 2044 2047 2050 2053

[140] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 4. Previsión de la evolución de las reservas de carbón manteniendo constante el consumo actual
Gtep
700
600
500
400
300
200
100
0 1990 2014 2038 2062 2086 2110 2134 2158 2182 2206 2230 2254
Figura 5. Previsión de la evolución de las reservas de energía nuclear manteniendo constante el consumo actual
Gtep
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0 1990 2990 3990 4990 5990 6990 7990 8990 9990 10990
Figura 6. Previsión de la evolución de las reservas de petróleo
Gtep
160
140
120
100
80
60
40
20
0 1993 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2058 2059
A la vista de la evolución de las reservas es de prever una mayor rigidez de la oferta y, por consiguiente,
una disminución del consumo hacia el 2020 de petróleo (algunos estudios anticipan esta
fecha varios años) y gas –[Ver Figuras 6, 7]–, manteniéndose constantes durante bastantes años el consumo
de carbón y la capacidad de aporte de energía nuclear de fisión –[Ver Figuras 8, 9]–.

DEL CARBÓN AL CARBONO [141]
Figura 7. Previsión de la evolución de las reservas de gas
120
100
80
Gtep
60
40
20
0 1990 2002 2014 2026 2038 2050 2062 2074 2086
Figura 8. Previsión de la evolución de las reservas de carbón
700
600
500
Gtep
400
300
200
100
0 1990 2004 2018 2032 2046 2060 2074 2088 2102 2116
Figura 9. Previsión de la evolución de las reservas de energía nuclear
Gtep
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0 1990 2008 2026 2044 2062 2080 2098 2116 2134 2152 2170 2188 2206 2224 2242 2260
Ante estas motivaciones por la disminución de las reservas de energías más versátiles, es de esperar
cambios tecnológicos que influyan, tanto en el aumento de la eficiencia energética –en generación
y consumo–, como en el mejor aprovechamiento de las reservas hoy conocidas y en el
desarrollo de otras hoy no explotadas, como es el caso de los hidruros alojados en lechos submarinos.
No obstante, subsiste la incógnita de a qué precio y cuándo estarán comercialmente disponibles.

[142] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 3. Niveles de emisión de CO 2 para distintos combustibles energéticos
Generación de electricidad
Comparación
Combustible CO 2 kg/Mw/h Rend. (%) (%)
Madera 1.030 35 124
Lignito 935 37 113
Hulla 829 39 100
Petróleo (crudo) 716 39 87
Petróleo (pesado) 753 39 91
Gas natural 507 40 61
Fuente: Organización Europea de Productores de Electricidad
[6.3] Evolución de los precios del carbón y del gas
Centrándonos en el pasado reciente y entorno a los dos combustibles fósiles principales en la
generación eléctrica, la evolución de los precios viene representada en la [Tabla 3].
Como puede verse en la estabilidad de los precios del gas en 1999 y años anteriores, el pequeño
diferencial de precio con respecto al carbón, la mayor eficiencia de los ciclos combinados
–[Ver Figura 10]– y el desconocimiento de los costes de mantenimiento fueron factores determinantes
en el lanzamiento del programa de construcción de ciclos combinados.
[6.4] Cambio de tendencia en el uso de combustibles fósiles en
la generación eléctrica
Son varios los factores que impulsaron a las empresas generadoras a invertir en plantas de ciclo
combinado, en detrimento del carbón, unos de origen interno y otros exógenos.
Figura 10. Comparación de rendimientos CTCCs y centrales de carbón
60,0%
57,5%
55,0%
52,5%
50,0%
47,5%
45,0%
42,5%
40,0%
37,5%
35,0%
32,5%
30,0%
❚ Gas ❚ Carbón

DEL CARBÓN AL CARBONO [143]
Como factores internos, podemos señalar:
❚ Los menores costes de inversión específica.
❚ Los plazos más reducidos de ejecución.
❚ El mejor rendimiento del ciclo combinado.
Los factores externos con más influencia fueron y son:
❚ La creencia inicial de precios más estables en el suministro del gas natural.
❚ La mayor aceptación social para la ubicación de emplazamientos de ciclos combinados.
❚ La mejor predisposición de las autoridades para la concesión de las autorizaciones ambientales
y administrativas.
❚ La mayor rigidez de los emplazamientos de las C.T. de carbón.
❚ La incertidumbre en cuanto a las obligaciones derivadas del cumplimiento de los compromisos
de reducción de las emisiones de CO 2 .
Esta última es la barrera que presenta mayores incertidumbres, dada la situación de España en
el cumplimiento de los compromisos de Kioto (1994), cuyo objetivo es la estabilización de la
emisión de gases de efecto invernadero –CO 2 , CH 4 , N 2 O, PCF, HFC, SF– tomando como año
de referencia 1990.
Recordar que a España, según el acuerdo alcanzado en el Consejo de Ministros Europeos de
junio de 1998, se le permite incrementar sus emisiones de CO 2 en un 15%.
Sin embargo las emisiones de CO 2 en el año 2000 eran un 33,7% superiores a las de 1990,
superando en un 26,2% el objetivo de incremento de emisiones previsto para ese año.
Aunque hay en marcha un Programa Europeo de Cambio Climático, con una serie de propuestas
que afectarán a los sectores energéticos, industriales y de transporte, y está pendiente de
concretar el Plan Nacional de Asignación de Emisiones (2004), hay incertidumbre en cómo
afectará la cuota de reducción de emisión de CO 2 a la generación eléctrica, y más aún, a la procedente
del carbón.
Figura 11. Comparación de rendimientos CTCCs y centrales de carbón
60,0%
57,5%
55,0%
52,5%
50,0%
47,5%
45,0%
42,5%
40,0%
37,5%
35,0%
32,5%
30,0%
(MW b.a.)
❚ CTCCs ❚ CTCC gasificación ❚ CT Sup. ❚ CT Sub.

[144] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Si observamos en la [Figura 11] la distribución de emisiones por sectores, pudiera caber la tentación
de centrarse en una reducción masiva de la generación con carbón como vía de cumplimiento
de la cuota de emisiones ante la falta de previsión para actuar tanto en la mejora de eficiencia
en los procesos productivos como en racionalización del consumo y en el desarrollo de
tecnologías de captura y reducción del CO 2 (I+D).
Una reducción de la operación de las actuales centrales térmicas de carbón podría dar lugar a
un incremento significativo del precio de la electricidad, ya que la energía no suministrada por
las centrales de carbón la deben suplir los ciclos combinados y las energía renovables, con costes
unitarios de generación más elevados.
No hay que descartar el que una baja utilización de las centrales de carbón, en función de los
derechos de emisión asignados y de su coste en el mercado, pudiera dar lugar a un cierto desabastecimiento
ya que las previsiones de aportación de energía (2011) eólica (28.000 GWh
~13.000 MW) y biomasa (19.800 GWh ~ 3.000 MW) parecen optimistas, a parte de su carácter
aleatorio y estacional, especialmente la energía eólica.
[6.5] Usos preferenciales del carbón y del gas en una sociedad
ecológicamente avanzada
Se habla mucho sobre desarrollo sostenible, pero se están dando pasos muy cortos en esa dirección,
y sobre todo se echa de menos un análisis, sector por sector, de qué es lo que se debería
hacer para fomentar todo lo posible el uso de productos renovables y utilizar los recursos energéticos
disponibles de la forma más racional, no apurando el agotamiento de las reservas fáciles,
en tanto no dispongamos de tecnologías que nos permitan acceder a fuentes inagotables de
energía como la fusión y la energía solar.
En las sociedades modernas, con un fuerte componente urbano, la principal fuente de contaminación
es el transporte, con una serie de gases más o menos nocivos, derivados del nitrógeno,
y de los componentes carbonados.Parecería lógico el desarrollo y aplicación masiva de motores
y celdas de combustible a base de hidrógeno, que eliminarían la contaminación urbana. La
fuente principal de hidrógeno sería el gas natural cuyo reformado produciría CO 2 (1 kg
CO 2 /Nm 3 H 2 ).
Asimismo, parece lógico reservar este gas para uso doméstico e industrial como materia prima y
combustible noble, reservando para la producción masiva de electricidad, junto a las energías
renovables y la nuclear, el carbón, de cuyos gases hay que separar el CO 2 .
Entendemos pues que la clave para un uso más racional de los combustibles pasa por un desarrollo
legislativo que tenga como metas el desarrollo sostenible, y por un desarrollo tecnológico
que nos permita domesticar la molécula del CO 2 , e imitando a la naturaleza, disociarla, para obtener
de forma masiva, un nuevo material, el carbono, que podría sustituir una parte de los materiales
actuales, fabricados con un consumo intensivo de energía o con madera procedentes de
árboles, que podrían seguir siendo sumideros naturales del CO 2 que se produciría en otras actividades
humanas más dispersas. Este nuevo material –el carbono– podría ser la base de una
nueva revolución en la industria de los materiales, jugando un papel histórico similar al del carbón
en los albores de la revolución industrial.
Al ser el CO 2 una molécula muy estable, no es tarea fácil disociarla, y no se conocen muy bien
los mecanismos de la fotosíntesis, aunque sí algunos principios que nos señalan el camino de
trabajo para que utilizando energía de una frecuencia determinada, y mediante ciertos elementos
asociados, acelerar la disociación de la molécula.

DEL CARBÓN AL CARBONO [145]
No es éste el único camino a explorar, y la vía de la fijación del CO 2 , el almacenamiento subterráneo
y la disociación mediante microorganismos son otras opciones cuyo estudio se está iniciando
y sobre las que hay que profundizar hasta conseguir la vía más económica de transformar
y, a ser posible, valorizar los componentes de dicha molécula.
Hay que destacar proyectos ya en marcha como el Future Gen, promovido por el Departamento
de Energía de Estados Unidos, que consiste en la construcción de una planta de gasificación
de carbón, generando 275 Mw, con producción de hidrógeno y separación de CO 2 para su almacenamiento
en formaciones geológicas, tales como acuíferos salinos, pozos de petróleo o de
gas ya explotados, capas de carbón profundas o formaciones basálticas.
La magnitud del problema a nivel nacional y, por lo tanto, el reto que representa los compromisos
adquiridos de limitar nuestras emisiones a un incremento del 15% en el periodo 2008-2012
sobre el nivel de emisiones de 1990, se entiende mejor si cuantificamos las emisiones de CO 2 .
❚ Emisión real en España en 1990: 225 Mt/CO 2 .
❚ Nivel máximo de emisiones en 2010 según el Burden Sharing Agreement de la Europa de los
15: 258 Mt/CO 2 .
❚ Valor esperado de emisiones en 2010: 321 Mt/CO 2 .
❚ Emisiones del sector eléctrico en 1990: 63,3 Mt/CO 2 .
❚ Emisiones del sector eléctrico en 2008: 80 Mt/CO 2 .
❚ Emisiones del sector eléctrico en el 2008 con un ∆ del 15%: 72,8 Mt/CO 2 .
Vemos que para el sector eléctrico, con medidas de mejora de eficiencia y avanzando paulatinamente
en captura y almacenamiento y/o transformación del CO 2 no sería un grave problema, si
el esfuerzo de reducir las emisiones se repartiera de forma proporcional entre todos los sectores
emisores de CO 2 .
[6.6] Viabilidad económica y tecnológica del uso del carbón
El petróleo y el gas en cuanto materias primas de numerosos procesos industriales y, como
combustibles, se prevé estén sujetos a presiones alcistas de precios a medida que las reservas
vayan disminuyendo, lo que para varios analistas tendrá lugar antes del 2010 para el petróleo y
alrededor del 2020 para el gas. Es decir, los ciclos combinados que ahora se construyen pueden
generar un kilovatio muy caro –el 70% de su coste hoy es debido al combustible– antes de que
agoten su vida operativa. Sería muy arriesgado basar la mayor parte de nuestro sistema generador
en un combustible ya caro y con incertidumbres.
Frente a esto está la opción de diversificar, basando una parte importante de la producción térmica
en el carbón, con un Plan Renove de las centrales térmicas que usan carbones autóctonos
para mantener una reserva estratégica de energía basada en los carbones nacionales. Dicho
plan pasaría por reconvertirlas en centrales supercríticas, bien de carbón pulverizado o lecho
fluido, de rendimiento elevado –47-48%– o en centrales que gasifiquen el carbón, todas ellas
dotadas de nuevos sistemas de combustión.
A los grupos de carbón nacional habría que incorporar nuevos grupos de carbón de importación
supercríticos o con tecnologías de gasificación. De cualquier forma, la solución final será
básicamente tecnológica, con objetivos de separar el CO 2 de los gases del carbón a un coste

[146] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
❚ MEA absorción.
❚ La ulterior aplicación del CO 2 en usos diversos:
[] Almacenamiento subterráneo.
[] Uso parcial en la fabricación de urea y metanol.
[] Disociación de la molécula.
[] Fijación del CO 2 .
Mientras estas tecnologías se desarrollan y consolidan, la legislación debe avanzar impulsando medidas
de mayor eficiencia y ahorro de energía –por ejemplo implantando un sistema de tarifas
progresivas a partir de un consumo medio básico establecido– y promover una eficaz gestión de
la demanda, campo en el que apenas se ha trabajado, lo cual traería consigo una mayor eficiencia
del sistema, la reducción de emisiones y la reducción de inversiones en nuevas unidades de generación,
inversiones que en parte podrían destinarse a nuevas instalaciones para la reparación y tratamiento
del CO 2 [Ver Figuras 12, 13] y [Tabla 1]. [ ]
Figura 12. Emisiones CO 2 (kt) por sectores. Año 2000
[Otros] 8%
[Transporte y
maquinaria móvil]
32%
[Producción de energía
eléctrica y carbón]
34%
[Procesos industriales] 26%
Figura 13. Ejemplo de la demanda de energía eléctrica
38000
36000
34000
32000
30000
28000
26000
24000
22000
22 23 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 00 01 02 03
❚ Demanda real ❚ Programada P24 ❚ Previsión actual

DEL CARBÓN AL CARBONO [147]
Tabla 4. Demanda de recursos (Gtep) a corto plazo (1990-2020)
Año 1960 1990 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020
Elasticidad unitaria
demanda /incremento
población
- - 0,5 0,75 0,9 1 1,1 1,25 1,5
Demanda global 3,3 8,8 7,2 10,7 12,9 14,3 15,7 17,9 21,5
Carbón 1,4 2,3 1,0 2,4 2,9 3,2 3,6 4,2 6,0
Petróleo 1 2,8 1,9 3,0 3,7 4,1 4,6 5,1 5,8
Gas natural 0,4 1,7 2,8 2,8 2,9 3,2 3,6 4,0 4,5
Nuclear 0 0,4 0,4 0,5 0,8 0,9 1,1 1,1 1,4
Demanda parcial 2,8 7,2 6,1 8,7 10,2 11,4 12,9 14,5 17,7
% 84,85 81,82 85,9 80,68 79,56 79,72 81,88 80,89 82,46
Macro-hidráulica 0,1 0,5 0,3 0,6 0,8 0,9 0,8 1,1 1,3
Energías renovables 0,4 1,1 0,7 1,5 1,8 2,0 2,0 2,3 2,5
Demanda parcial 0,5 1,6 1,0 2,1 2,6 2,9 2,9 3,4 3,8
% 15,15 18,18 10,08 19,32 20,44 20,28 18,12 19,11 17,54

[ 7]
[Eloy Álvarez Pelegry] ❙ Doctor Ingeniero de Minas
[José Mª de la Viña Molleda] ❙ Doctor Ingeniero Naval
[Jacobo Balbás Peláez] ❙ Ingeniero de Minas
La cadena de gas natural
[7.1] Introducción
El presente capítulo analiza el apasionante mundo del gas natural, estableciendo por una parte
cuáles son los diferentes elementos de la cadena de suministro del gas hasta llegar al consumidor
final, es decir, lo que podríamos denominar la física de las instalaciones o los procesos, y
por otra, abordar la regulación y la retribución de las diferentes actividades necesarias para poner
el gas a disposición del usuario. La información en que se basa este texto está recogida y
publicada en el libro “El gas natural. Del yacimiento al consumidor”, de E. Álvarez Pelegry y J.
Balbás Peláez, editado por CIE Dossat en 2003.
El gas en el mundo está experimentando en el momento actual un fuerte desarrollo y cambios
estimulados por un creciente uso, fundamentalmente en generación eléctrica mediante su utilización
en las centrales de ciclo combinado, y por la entrada de nuevos agentes y mercados progresivamente
liberalizados. Esto ha implicado, entre otras cosas, nuevos enfoques tanto en
aprovisionamientos como en la infraestructura y en la regulación de los sistemas gasistas. Por
supuesto, España no sólo no ha permanecido ajena a esta tendencia sino que se ha mostrado
como un ejemplo de crecimiento y dinamismo.
La expresión “Cadena de Gas Natural Licuado” (GNL) nos parece suficientemente ilustrativa,
ya que da la idea de un fuerte enlace entre los diferentes eslabones de un proceso que los engloba.
De acuerdo con este esquema, en primer lugar se trata la exploración y la producción de
gas natural, y a continuación del transporte, bien por gasoducto o bien mediante la ya mencionada
cadena de GNL; es decir plantas de licuefacción, transporte marítimo, regasificación,
transporte terrestre, distribución, y finalmente, almacenamientos subterráneos. Con ello, lo
que se pretende es que el lector pueda tener una idea básica del camino del gas, desde su
origen hasta el consumo final.

[150] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[7.2] Breve introducción sobre el gas natural
Denominaremos gas natural a una mezcla de gases, de composición variable –con el metano
como componente predominante– que se encuentra a presiones relativamente elevadas en formaciones
geológicas, porosas y estancas, de la corteza terrestre, conocidas como rocas almacén,
que constituyen yacimientos de hidrocarburos.
Se dice que un yacimiento es de petróleo cuando, a las condiciones de presión y temperatura
del subsuelo, la mezcla de hidrocarburos que lo constituye se encuentra en fase líquida en el
yacimiento. En el mismo sentido, se dice que un yacimiento es de gas cuando, a las condiciones
de presión y temperatura del subsuelo, la mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase
gaseosa.
[7.2.1] La cadena del gas natural
Hay dos formas básicas de transportar el gas natural desde el yacimiento a los puntos de consumo
finales: en forma gaseosa mediante conductos denominados gasoductos, o en fase líquida
mediante la denominada cadena del Gas Natural Licuado (GNL).
En la [Figura 1] se puede ver las diferentes etapas para ambos casos.
Figura 1. Cadena del Gas Natural Licuado
Exploración y producción
Tratamiento
Transporte por gasoducto
Transporte por gasoducto
Planta de licuefacción
Almacenamiento GNL
Transporte marítimo
Almacenamiento GNL
Planta de regasificación
Redes de transporte
Almacenamiento
subterráneo GN
Estaciones de compresión Redes de distribución Consumidores
Fuente: Unión Fenosa

LA CADENA DEL GAS NATURAL [151]
[7.2.1.1] Gasoductos
Requieren una considerable inversión en el tendido de la tubería y construcción de las unidades
de compresión y medida necesarias para vehicular el gas hasta el punto de destino.
Se denomina gasoducto de transporte a los conductos por los que se transporta gas a una presión
de diseño superior a 16 bares, de acuerdo, en España, con el Real Decreto 1434/2002 de
27 de diciembre, y con la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos.
El gasoducto se diseña teniendo en consideración las condiciones de operación y los requerimientos
durante la vida del proyecto, incluyendo el abandono. El valor típico de velocidades es de 10
m/s, y en régimen continuo de funcionamiento se deben evitar velocidades superiores a 20 m/s.
Con el fin de evitar daños mecánicos, los gasoductos van, en general, enterrados al menos 1
metro, señalizando su recorrido. Los tramos aéreos se instalan en zonas limpias y no apoyados
directamente sobre el terreno para evitar la corrosión externa.
Los gasoductos submarinos (tramos offshore) trabajan a presiones entre 60 y 240 bares, ya que
las mayores solicitaciones se producen durante la fase del tendido del gasoducto, lo que obliga
a la utilización de mayores espesores que en tierra firme. Este hecho permite su posterior operación
a las presiones anteriormente mencionadas con lo que el diámetro de diseño es inferior.
Los diámetros más habituales de los gasoductos de transporte varían entre 20 y 48 pulgadas
(508 y 1,219 mm) y las presiones máximas de utilización entre 40 y 100 bares.
Para mantener la presión, es necesario instalar estaciones de compresión a lo largo del gasoducto
cuando éstos cubren distancias superiores a unos 200 km.
Para poder regular los caudales y controlar las presiones, temperaturas y poderes caloríficos del
gas natural es fundamental realizar una coordinación y gestión del transporte de gas, decidiendo,
en función de dicha información, los volúmenes de gas natural a entregar en los diferentes
puntos de la red, los volúmenes a extraer de los almacenamientos subterráneos, etc.
En el sistema gasista español, en el nivel inferior, se encuentran 410 estaciones de telecontrol
que captan las señales del campo y las transmiten en un nivel intermedio a los Centros de Concentración
de Datos (CCD) que son, además, Centros de Control Regional y cuyo funcionamiento
no exige necesariamente presencia física de técnicos. En el nivel superior se encuentra
el Centro Principal de Control (CPC) o Dispatching, que cuenta con modernas herramientas
de simulación, planificación y ayuda a la explotación de la red de gasoductos que permiten optimizar
la operación del sistema gasista. Existe un segundo Centro de Reserva para casos de fallos
o anomalías graves del sistema principal. Finalmente, y como soporte se dispone de una red
de fibra óptica de 5.000 km de longitud, así como de equipos de transmisión digital que faciliten
las comunicaciones en anillo y las rutas alternativas con el fin de asegurar la comunicación
en cualquier punto de la red.
[7.2.1.2] La cadena de GNL
Se entiende por Cadena de Gas Natural Licuado –GNL– el conjunto de elementos que va desde el
transporte por gasoducto desde el yacimiento a la planta de licuefacción para convertir el gas en
GNL al transporte marítimo mediante buques metaneros, la posterior conversión del GNL a fase
gaseosa en plantas de recepción y regasificación, y el transporte y distribución desde esas plantas
hasta los puntos de consumo de gas en los mercados finales [Ver Figura 2].

[152] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 2. Cadena del Gas Natural Licuado
Transporte marítimo de GNL
E&P
(yacimiento)
Planta de regasificación
Planta de licuefacción
Mercado convencional
y de generación eléctrica
Fuente: Unión Fenosa
Los principales elementos de la cadena de GNL son:
❚ La planta de licuefacción. Una vez el gas natural ha sido tratado, se procede a su licuefacción
para poder trasladarlo por vía marítima, aprovechando el hecho de que, al licuarse, el gas ocupa
un volumen aproximadamente seiscientas veces menor.
El gas natural, antes de ser licuado, tiene que someterse a una serie de procesos para eliminar
los hidrocarburos pesados y los contaminantes que no se hayan eliminado en la planta de tratamiento
a pie de yacimiento.
El proceso de licuefacción supone cuantiosas inversiones y consume una gran cantidad de
energía con lo que, en general, sólo se elige este método cuando la distancia al punto de
consumo es excesivamente grande para su transporte “económico” por un gasoducto terrestre.
En la actualidad hay varios tipos de procesos de licuefacción en el mercado, todos ellos basados
en el enfriamiento del gas natural hasta unos -160ºC, temperatura a la cual el gas es líquido
a la presión atmosférica. Las principales ventajas de obtener el GNL a presión ligeramente
superior a la atmosférica en vez de a alta presión son: menor coste de fabricación de tanques
de almacenamiento, transporte marítimo más barato y mayor potencial energético por
unidad de volumen transportado o almacenado, ya que la densidad en estado líquido es de
unos 450 kg/m 3 [Ver Figura 3].
❚ Almacenamiento del GNL. El almacenamiento de GNL tiene lugar después del proceso de
licuefacción y antes de su transporte marítimo y posterior regasificación en el punto de destino.
❚ Transporte marítimo. Los buques metaneros, también llamados LNG carriers, transportan el
gas licuado a una temperatura de unos 163º bajo cero y una densidad aproximada de 450
kg/m 3 .
Hay varios diseños de sistemas de contención de la carga, siendo los más utilizados los sistemas
de contención de membrana y los de esferas. Los más utilizados actualmente para el suministro
a nuestro país son los de tipo membrana, habiéndose construido recientemente varias
unidades para dar servicio a distintas compañías españolas [Ver Figura 4].

LA CADENA DEL GAS NATURAL [153]
Figura 3. Planta de licuefacción de Kenai (Alaska)
Tanques de almacenamiento de GNL
Tanques de agua
Edificio de equipos
de compresión
Intercambiador de calor
Torres de refrigeración
Equipo de deshidratación
Equipo de tratamiento
Fuente: Phillips y elaboración propia
Flujo seguido
por el gas natural
Figura 4. Sistemas de contención de membrana y de esferas en buques metaneros
De membrana
De esferas
Fuente: The LNG Terminals in the World. Japan LNG Congress

[154] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
La propulsión de estos buques se realiza mediante el gas de la carga evaporado durante el
transporte (del orden del 0,10%-0,13% al día), ya que estos buques no llevan planta de relicuefacción.
❚ Planta de regasificación. Una vez que el buque metanero atraca en la terminal de la regasificadora,
el GNL se descarga, almacena y regasifica. El esquema básico del proceso queda
recogido en la [Figura 5].
El gas regasificado se envía, a través de las red locales de gasoductos, a los consumidores finales,
labor encomendada en España a la empresa Enagás.
❚ Redes de distribución. Una vez en estado gaseoso otra vez, el gas se distribuye mediante redes
ramificadas y/o malladas a través del sistema gasístico a los diferentes consumidores, en
función de su consumo mediante las redes de alta, media o baja presión y las correspondientes
estaciones de regulación y medida.
[7.2.1.3] Otros aspectos
[Exploración y producción]
Aunque el gas natural se conoce desde la antigüedad, no es hasta el siglo XIX y en Estados
Unidos donde comienza la explotación comercial del gas natural. En 1961 se
dan dos acontecimientos clave en su historia: se alcanzan por primera vez los 6.500 m
de profundidad de perforación y se utiliza la primera turbina de gas alimentada por
gas natural.
En Europa se descubren los primeros yacimientos ya bien entrado el siglo XX en Rumania,
Italia, Francia, la antigua URSS y Holanda. Las mayores reservas se descubren
Figura 5. Esquema básico del proceso de regasificación
Carga de cisternas de GNL
Compresores criogénicos
Líquido
Líquido
recirculación
para emisión cero
Relicuador
Vaporizador
sumergido
Odorización
Bombas
secundarias
Vaporizadores
(agua de mar)
Estación de
regulación
y medida
Fuente: Unión Fenosa

LA CADENA DEL GAS NATURAL [155]
en el Mar del Norte en 1965, lo que contribuye a configurar el mapa actual de yacimientos
de gas en el mundo.
En España ha habido cierta actividad exploratoria, asistiendo actualmente a un repunte
de permisos de exploración.
La industria de la exploración y producción, tanto en tierra, como sobre todo la offshore,
necesita la utilización de tecnologías muy avanzadas.
Una vez extraído el gas natural necesita tratarse para hacerlo adecuado para su transporte
y consumo. Esto se hace mediante diferentes técnicas tales como la desulfuración
y descarbonatación con el fin de eliminar los gases ácidos, la deshidratación y
eliminación de otros compuestos, etc.
[Almacenamiento subterráneo]
Los almacenamientos subterráneos de gas surgen de la necesidad de cubrir las variaciones
estacionales de demanda de gas natural, tanto para usos industriales como para
calefacción.
De forma elemental, un almacenamiento subterráneo de gas natural consiste en crear
artificialmente un yacimiento de gas natural. Esto se puede hacer o bien rellenando
mediante inyección un yacimiento ya explotado, o bien reproduciendo las condiciones
de un yacimiento en otro lugar.
Los distintos almacenamientos pueden ser de los siguientes tipos:
❚ Almacenamiento en yacimientos agotados.
❚ Almacenamientos en acuífero.
❚ Almacenamientos en cavernas de sal.
❚ Almacenamientos en minas.
Se muestra a continuación la situación de los almacenamientos subterráneos en España
y a nivel mundial [Ver Tablas 1, 2].
[7.2.2] Panorámica general del gas natural en el mundo y en Europa
[7.2.2.1] Reservas
Las reservas mundiales de gas se reparten entre la ex-URSS (37,8%) y Oriente Medio (35%),
con importantes yacimientos en Europa, América y Asia-Pacífico. No están tan concentradas en
Tabla 1. Principales características de los almacenamientos subterráneos españoles
Nombre Localización Tipo
Serrablo
Gaviota
Fuente: CNE y Enagás
Huesca
Vizcaya
Yac. gas
agotado
Yac. gas
agotado
Operativo
desde
Gas colchón
Mm 3
Gas de trabajo
Mm 3
Inyección
m 3 (n)/h
Extracción
m 3 (n)/h
1991 420 635 160.000 204.000
1994 1.701 780 187.500 208.333

[156] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
País
Tabla 3. Reservas mundiales de gas natural
Fecha Tcm Bcm
31/12/77 71,30 71.300
31/12/78 70,85 70.850
31/12/87 107,50 107.500
31/12/88 112,00 112.000
31/12/96 141,30 141.300
31/12/97 144,76 144.760
31/12/98 146,39 146.390
31/12/99 146,43 146.430
31/12/00 150,19 150.190
31/12/01 155,08 155.080
Tcm: millones de metros cúbicos; Bcm: mil millones de metros cúbicos.
Fuente: BP Amoco Statistical Review of World Energy
Tabla 2. Datos de almacenamiento subterráneos en el mundo
Volumen de gas de trabajo
(Mm 3 )
Capacidad máxima de
extracción (Mm 3 /día)
Fuente: International Gas Unión (IGU), Statisticals, 1999-2000; EJC Energy, Gas storage in Europe (1999), Aurensa y Enagas 2003
Figura 6. Volumen total de reservas probadas
Número de
almacenamientos
ex-URSS 73.000 450 21
EE UU 106.600 211,8 410
Canadá 14.200 245,1 38
Reino Unido 2.990 58,4 2
Francia 10.600 197 15
Italia 15.100 264 8
Austria 3.000 29,3 5
Alemania 16.300 389,3 38
España 1.415 10 2
Tcm
180
140
120
100
80
60
40
20
0
75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00
Norteamérica
América del
Sur y Central
Europa
Ex-URSS
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
Fuente: BP Amoco Statistical Review of World Energy

LA CADENA DEL GAS NATURAL [157]
determinadas áreas como las del petróleo, pero no llegan al grado de distribución que presentan
las reservas de carbón.
La [Tabla 3] muestra la evolución durante los últimos años de las reservas mundiales de gas natural.
En la [Figura 6] que sigue se representa el volumen total de reservas probadas por áreas geográficas,
así como la [Tabla 4] muestra los países con mayores reservas.
A nivel mundial, la [Figura 7] muestra un mapa ilustrativo de las reservas en el año 2001.
Ya en España, las reservas en el año 2000 de los actuales suministradores de gas natural son como
siguen en la [Tabla 5].
La [Tabla 6] muestra las reservas de los potenciales suministradores de nuestro país.
[7.2.2.2] Producción
Debemos distinguir entre producción bruta y producción comercializada. La producción bruta
corresponde a la totalidad de la producción de gas natural antes de considerar las pérdidas:
el gas quemado, el reinyectado y antes del tratamiento del gas. La producción comercializada
Tabla 4. Reservas probadas a 31/12/00 (millones de millones de metros cúbicos)
Países Tcm % total mundial Ratio reservas/producción (años)
Rusia 48,14 32,10 83,70
Irán 23,00 15,30 Superior a 100 años
Qatar 11,15 7,40 Superior a 100 años
Arabia Saudí 6,05 4,00 Superior a 100 años
Emiratos Árabes Unidos (EAU) 6,01 4,00 Superior a 100 años
EE UU 4,74 3,20 8,70
Argelia 4,52 3,00 50,60
Venezuela 4,16 2,80 Superior a 100 años
Nigeria 3,51 2,30 Superior a 100 años
Fuente: Amoco Statistical Review of World Energy
Figura 7. Reservas probadas de gas natural a finales del año 2001 (bcm)
7.550
4.860
11.180
55.910
58.140
12.270
7.160
Fuente: BP Amoco Statistical Review of World Energy

[158] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Datos a 31/12/00 en millones de metros cúbicos (Tcm)
Fuente: BP Amoco Statistical Review of World Energy
Tabla 6. Potenciales suministradores de gas a España
Transporte por GNL GN Tcm
A menos de 2.000 km
Argelia 4,52
Holanda 1,77
Reino Unido 0,76
Entre 2.000 y 4.000 km
Libia 1,31
Egipto 1,00
Noruega* Noruega 1,25
Rusia 48,14
Ucrania 1,12
A más de 4.000 km
Trinidad y Tobago 0,60
Indonesia 2,05
Australia 1,26
EAU 6,01
Qatar 11,15
Nigeria 3,51
Irán 23,00
Venezuela 4,16
* A más de 4.000 km por GNL
Fuente: BP Amoco Statistical Review of World Energy con actualizaciones propias
*Bcm = mil millones de metros cúbicos
Fuente: BP Amoco Statistical Review of World Energy
Tabla 5. Panorama de las reservas de los actuales suministradores a España
País Tcm % del total mundial R/P (años)
Argelia 4,52 3,0 50,6
Libia 1,31 0,9 Superior a 100 años
Noruega 1,25 0,8 23,8
EAU 6,01 4,0 Superior a 100 años
Qatar 11,15 7,4 Superior a 100 años
Trinidad Tobago 0,60 0,4 48,2
Nigeria 3,51 2,3 Superior a 100 años
Tabla 7. Producción mundial de gas natural
Año
Bcm*
1987 1.801,9
1988 1.884,9
1989 1.947,0
1996 2.228,2
1997 2.222,9
1998 2.271,8
1999 2.323,7
2000 2.422,3
2001 2.464,0

LA CADENA DEL GAS NATURAL [159]
se obtiene de restar a esa producción bruta los siguientes tipos de “pérdidas”: el gas reinyectado
en los yacimientos, las pérdidas por gas quemado en antorcha y otras evacuaciones directas
a la atmósfera y, finalmente, otras pérdidas o disminuciones del volumen por posibles tratamientos
del gas natural antes de su entrada en la red, tales como el tratamiento de depuración
y/o extracción de sus partes licuables (GLP, condensados). Esta disminución del volumen puede
incluir también el autoconsumo energético correspondiente a las operaciones de tratamiento.
Fuente: CEDIGAZ
Tabla 8. Producción mundial de gas natural del año 2000
País Bcm % del total mundial
EE UU 555,6 22,9
Rusia 545,0 22,5
Canadá 167,8 6,9
Reino Unido 108,1 4,5
Argelia 89,3 3,7
Indonesia 63,9 2,6
Holanda 57,3 2,4
Uzbekistán 52,2 2,2
Arabia Saudí 47,0 1,9
Malasia 44,2 1,8
Turkmenistán 43,8 1,8
EAU 39,8 1,6
Argentina 37,3 1,5
México 35,8 1,5
Australia 31,1 1,3
Qatar 28,5 1,2
Venezuela 27,2 1,1
Resto de países 396,0 16,3
Total mundial 2.422,3 99,9
Fuente: BP Amoco Statistical Review of World Energy
Tabla 9. Producción “offshore” de gas natural (bcm)
1970 1975 1980 1985 1990 1995 1997 1998 1999
América del Norte 91,1 120,2 159,7 131,4 157,2 161,9 164,9 165,8 168,5
América Central y del Sur 10,0 11,0 16,5 20,4 28,2 39,3 44,9 47,4 48,3
Europa 15,9 45,2 84,1 98,7 113,8 156,9 184,8 187,4 201,5
Ex-URSS 3,5 8,0 12,7 15,9 10,9 6,5 5,7 5,0 5,1
África 0,1 0,2 1,3 3,6 3,9 4,4 8,4 8,9 10,5
Oriente Medio 1,0 2,0 8,5 12,3 19,0 35,8 41,2 43,3 47,7
Asia-Pacífico - 9,7 19,7 42,2 59,1 90,5 114,8 117,3 123,8
Total mundial 121,6 196,3 302,5 324,5 392,1 495,3 564,7 575,1 605,5
% de la producción comercializada 11,7 15,5 19,9 18,6 19,7 23,2 25,4 25,3 26,1

[160] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 8. Evolución de la producción de gas natural en el mundo
2500
2250
2000
1750
1500
1250
1000
750
500
250
0
1970 1975 1980 1985 1990 1995 1997 1998 1999
Producción “offshore”
Producción “onshore”
Fuente: CEDIGAZ
La [Tabla 7] muestra la producción mundial de gas natural de los últimos años.
En el año 2000, la producción mundial por países fue como se muestra en la [Tabla 8].
Es importante reseñar la producción procedente de yacimientos marinos offshore y el tanto por
ciento que representan de la producción comercializada [Tabla 9].
La producción offshore de gas natural se ha duplicado en los últimos 20 años, mostrándose a
continuación, en la [Figura 8], la evolución.
[7.2.2.3] Exportación
Algunas de las causas que han provocado el aumento en el comercio internacional del gas son:
700
600
500
400
300
200
100
Figura 9. Evolución internacional de las exportaciones de gas natural
0
1970 1975 1980 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
GNL
Gasoducto
Fuente: CEDIGAZ

LA CADENA DEL GAS NATURAL [161]
Figura 10. Producción y comercialización
Producción comercializada (2000) 2.422,3 bcm
Comercio interior
1.896,03 bcm (78,3%)
Comercio internacional
526,27 bcm (21,7%)
Gasoducto
389,31 bcm (74%)
Cadena GNL
136,96 bcm (26%)
Fuente: BP Amoco Statistical Review of World Energy
❚ Las propias características del gas natural como energía limpia, que se puede utilizar como
energía primaria y como energía final.
❚ La existencia de reservas para unos sesenta años.
❚ La mejora tecnológica que ha permitido un manejo del gas más seguro y fiable.
❚ Los cambios regulatorios en los sectores energéticos, que han promovido la apertura del sector
y un nuevo dinamismo.
El diagrama de la [Figura 9] muestra la evolución internacional de las exportaciones de gas natural.
El diagrama de la [Figura 10] desglosa la comercialización del gas natural producido, mostrando
la cantidad exportada tanto por gasoducto como mediante la cadena de Gas Natural Licuado.
[7.2.3] Aspectos económicos generales del gas natural
Normalmente los precios están desarrollados en contratos a largo plazo, con estrictas obligaciones
a cumplir en la adquisición con respecto a las cantidades contratadas (cláusulas take
or pay) y, en general, están formuladas en función de los precios de los derivados del petróleo
(fuel-óleo o gasóleo) o del propio crudo. En fechas relativamente recientes han comenzado
a introducirse relaciones del precio del gas con el del carbón, la electricidad o la inflación.
En general, el precio del gas guarda una relación muy estrecha con el del crudo o sus derivados,
de manera que al subir el precio del petróleo, el precio del gas aumenta “automáticamente”.
Al coste del gas en origen hay que sumarle los costes de la cadena del GN o del GNL.
La [Figura 11] muestra los costes del GN y del GNL para diferentes supuestos, mostrando que el
gasoducto puramente terrestre es más rentable que la cadena de GNL hasta unos 4.000 km de
distancia a recorrer, mientras que uno puramente submarino lo es hasta cerca de los 2.000 km.
A partir de esas distancias, es más económica la cadena de GNL.
Es un hecho palpable que los costes unitarios han ido disminuyendo desde los comienzos de la
industria del GNL, a mediados de los años 60.

[162] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 11. Comparación de costes de transporte de gas
Coste ($/MMBtu)
6,00
5,50
5,00
4,50
4,00
3,50
3,00
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500 6.000 6.500 7.000
Gasoducto terrestre
Gasoductos submarinos incl. Mar del Norte
Gasoductos submarinos sin incluir Mar del Norte GNL incl. licuef (1,1)+Tte.+Reg. (0,205)
GNL incl. Licuef (1,0)+Tte.+Reg. (0,205) GNL incl. licuef (0,9)+Tte.+Reg. (0,205)
Fuente: elaboración propia y OME
[7.3] El gas natural en España
[7.3.1] La oferta
Distancia (km)
Las reservas probadas de gas natural en España son reducidas, estando únicamente en activo
los yacimientos del Valle del Guadalquivir y los del Golfo de Cádiz, cuyas aportaciones al sistema
español se sitúan en torno al 1-3% de nuestros aprovisionamientos.
La [Figura 12] y la [Tabla 10] muestran la procedencia de los aprovisionamientos de gas en España
durante los últimos años.
Figura 12. Aprovisionamientos de gas del año 2002 (21,4 bcm)
[Noruega] 10,7%
[Trinidad y Tobago] 2,3%
[Nacional] 2,3%
[Países del Golfo y otros] 17,3%
[Nigeria] 7,5%
[Libia] 2,8%
[Argelia GN] 29,4%
[Argelia GNL] 27,6%
Fuente: SEDIGAS y elaboración propia. Datos provisionales para 2002

LA CADENA DEL GAS NATURAL [163]
Datos provisionales para 2002
Fuente: SEDIGAS
Tabla 10. Aprovisionamiento de gas en España (2001 y 2002)
2001 2002
Tcm Porcentaje (%) Bcm Porcentaje (%)
Variación de la
participación
2002/2001
Nacional 0,5 2,8 0,5 2,3 -0,4
Trinidad y Tobago 0,6 3,3 0,5 2,3 -1,0
Países del Golfo y otros 1,8 9,9 3,7 17,3 7,3
Nigeria 2,4 13,3 1,6 7,5 -5,8
Libia 0,8 4,4 0,6 2,8 -1,6
Argelia GNL 4,3 23,8 5,9 27,6 3,8
Argelia GN 5,4 29,8 6,3 29,4 -0,4
Noruega 2,3 12,7 2,3 10,7 -2,0
Total 18,1 100,0 21,4 100,0 ∆ = 18,2%
Figura 13. Orígenes del gas natural importado por España
Volumen (bcm)
18
17
16
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
1975 1980 1985 1990 1995 2000
Abu Dhabi
Nigeria
Fuente: CEDIGAZ y elaboración propia
Argelia GNL
Noruega
Argelia GN
Omán
Australia
Qatar
Libia
Trinidad y Tobago
La [Figura 13] muestra la evolución de los últimos 25 años por países suministradores.
[7.3.2] La demanda
La participación del gas natural en el consumo de energía primaria fue la que muestra la [Tabla 11].
La evolución de la demanda total se puede diferenciar mediante tres grupos de consumidores:
doméstico comercial, industrial y de generación mediante Centrales de Ciclo Combinado

[164] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Fuente: CEDIGAZ y BP Amoco Statistical Review of World Energy
Tabla 11. Participación del gas natural en la energía primaria (%)
1970 1975 1980 1985 1990 1995 1998 1999 2000
Canadá 18,4 22,0 21,9 25,5 25,6 27,9 29,7 28,9 30,2
EE UU 32,8 82,3 26,8 24,1 23,8 25,5 24,0 23,8 25,8
Austria 12,4 16,3 16,4 18,2 20,6 24,7 25,8 24,4 28,0
Francia 5,6 9,9 11,7 12,9 12,1 13,2 13,5 13,9 13,8
Alemania 5,5 13,3 16,5 15,2 15,7 19,8 20,9 21,3 21,6
Italia 9,7 15,2 17,2 20,7 25,8 28,1 28,8 30,7 34,6
Holanda 32,4 53,4 46,7 53,0 46,7 46,8 47,0 46,5 40,5
España - 1,8 2,2 3,5 6,1 7,7 10,3 11,4 12,1
Reino Unido 4,9 15,6 20,0 23,5 24,2 28,7 34,6 36,7 38,1
ex-URSS 21,4 23,4 26,5 33,9 42,2 50,0 53,6 53,5 53,8
Japón 1,2 2,6 6,0 9,9 10,5 11,2 12,5 13,2 13,4
Mundo 17,0 17,7 17,8 19,2 21,6 23,1 23,4 23,9 24,7
Figura 14. Evolución de la demanda total (en valores absolutos)
500.000
450.00
400.000
350.000
300.000
Mte
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Doméstico comercial
Mercado industrial
Generación en CCC
Fuente: Ministerio de Economía
(CCC). Se puede ver que el peso del gas en la generación eléctrica va a pasar de cifras marginales
en el año 2002, a representar 1/3 de la demanda total de gas en el año 2011, previéndose así
mismo duplicar la demanda los próximos 10 años, tal como se ve en la [Figura 14].
La [Figura 15] muestra los flujos energéticos del gas natural y del gas licuado del petróleo en España
en el año 2000.
En estos momentos es posible escoger entre el mercado liberalizado y el mercado de tarifa. La
reciente liberalización ha traído como consecuencia que más de la mitad de la demanda nacional
se haya trasladado desde mercado de tarifa al mercado liberalizado [Ver Figura 16]. A pesar de
todo, el peso de la compañía Gas Natural es todavía preponderante en el mercado, como indica
la [Figura 17].

LA CADENA DEL GAS NATURAL [165]
Figura 15. Diagrama de flujos energéticos de gas natural y GLPs en España en 2000
Importación
62.559
Producción
refinerías
españolas
70.072
Nacional
6.883
Importación
719.516
132.631
113
1.922
1.809
Gas natural
A stock
18.407
PT y DE
Electricidad
11.575 Usos no 124.891
energéticos
22.070
726.399
Gas manufacturado
Gases licuados del petróleo
A
stock
358
Usos
propios
368
A
exportación
5.929
PT y DE
1.349
1.922
410
351
125.526
549.343
10.426
1.161
91.747
425.685
86.938
27.658
3.629
4.253
3.833
20.700
Uso doméstico
179.846
(26,6%)
Uso agrícola
7.882
(1,2%)
Uso comercial
38.494
(5,7%)
Uso transporte
3.833
(0,6%)
Uso industrial
446.736
(66,0%)
UP=Usos propios
PT=Pérdidas en transportes
DE=Diferencias estadísticas
Fuente: SEDIGAS
Figura 16. Evolución de las ventas de gas natural en España (2000-2002)
Volumen de ventas (bcm)
22,0
20,0
18,0
16,0
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
1,6 [9,5%] 7,0 [38,5%]
11,5 [55,0%]
15,2 [90,5%] 11,2 [61,5%]
9,4 [45,0%]
2000 2001 2002
Mercado a tarifa
Mercado liberalizado
Datos provisionales para 2002
Fuente: SEDIGAS y elaboración propia

[166] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 17. Estimación preliminar de cuotas en 2002
[Gas Natural] 33%
[Otros] 5%
Compañías
comercializadoras
53%
Compañías
de distribución
47%
[Otros] 9%
[Gas Natural] 42%
[Gas subastado] 11%
Fuente: SEDIGAS
Figura 18. Red básica de gasoductos y transporte secundario, a enero de 2003 y previsiones para el 2006
Planta de regasificación
(en miles de m 3 de gas natural)
Planta de regasificación
(en construcción)
Planta de regasificación
(en proyecto)
Capacidad de regasificación
(miles de m 3 (n)/h)
Capacidad de regasificación
(en proyecto)
Yacimiento
Conexión internacional
Almacenamiento subterráneo
(capacidad útil en millones de m 3 (n) de gas)
Almacenamiento subterráneo
(en proyecto)
Estación de compresión
Estación de compresión
(en proyecto)
Gasoducto de transporte
Gasoducto de transporte
(en construcción)
Gasoducto de transporte
(previsto)
Gasoducto de Portugal
Gasoducto de Portugal
(previsto)
Fuente: CNE

LA CADENA DEL GAS NATURAL [167]
Figura 19. Evolución de la capacidad de almacenamiento de gas en el sistema gasista
9.000
8.000
7.000
6.000
Mn 3 (n)
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Red de gasoductos
Serrablo
Santa Bárbara
Sariñena
Almacenamiento Plantas de GNL
35 días seguridad Gaviota
Reus
Almacenamiento
operación sistema
Fuente: Ministerio de Economía. 2002
[7.3.3] Infraestructuras: situación actual y proyectos
La [Figura 18] nos muestra la infraestructura gasista actual y en proyecto.
Se ha pasado de 11.180 km de gasoductos en el año 1989 a 42.253 km en el año 2001.
A enero de 2005, la red básica nacional dispone de cuatro plantas de recepción, almacenamiento
y regasificación en servicio, localizadas en Barcelona, Huelva, Cartagena y Bilbao. A estas
plantas se añaden otras dos en construcción, en Sagunto y Murgados (Ferrol). Para completar
el mapa ibérico, habría que añadir la planta de GNL de Sines, en Portugal.
Por lo que respecta a almacenamientos subterráneos, en la actualidad se dispone de dos en los
campos de gas agotados de Gaviota (Vizcaya) y Serrablo (Huesca).
En la [Figura 19] se muestra la evolución estimada en la planificación de infraestructuras gasistas
para la capacidad de almacenamiento del sistema, incluyendo los almacenamientos subterráneos
existentes y en proyecto, el almacenamiento en la propia operación del sistema, y el de GNL en
las plantas de regasificación.
Finalmente, en la [Figura 20] se muestra un diagrama en el que se comparan la cobertura
de oferta y la demanda de gas hasta el 2011, según la empresa, mostrándose un posible exceso de
oferta.
[7.3.4] Regulación del mercado del gas natural
El gobierno español regula la industria del gas, a través del Ministerio de Economía, siguiendo
las líneas básicas de la Directiva 98/30/CE sobre normas comunes para el mercado interior del
gas natural, aprobada en junio de 1998 por el Consejo y el Parlamento Europeo.

[168] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 20. Cobertura de la demanda y estimación de la capacidad
Mn 3 /h
11.000.000
9.000.000
7.000.000
5.000.000
3.000.000
MEDGAZ+Incrementos adicionales en Bilbao y Ferrol
Conexión Irún+Sat. Magreb
Saturación Larrau
Sta. Bárbara+Emisión
Barna, Huelva, Cartagena+
Aumento Insalah
Ferrol
Bilbao
Sagunto
Aumento Serrablo+Emisión Huelva+
Aumento emisión Bilbao
Aumento Emisión Plantas+
Extracción AASS creciente
1.000.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Demanda laborable invernal
Capacidad Grupos A+B1+B2
Demanda punta invernal
Capacidad Grupos A+B1+B2+C
Fuente: Enagás
Con el objetivo de favorecer el desarrollo de un mercado único de gas, dicha Directiva establecía
normas comunes para las actividades de almacenamiento, transporte, distribución y suministro
de gas natural, definiendo las modalidades de organización y funcionamiento del sector,
las condiciones de acceso al mercado, los criterios y procedimientos aplicables en relación con
la autorización de nuevas instalaciones, así como las condiciones de acceso y explotación de las
redes gasistas.
La Directiva de Gas introdujo también ciertos principios fundamentales, entre los que cabría
destacar la apertura de los mercados, el acceso de terceros a las redes, la separación legal y/o
contable de las distintas actividades desarrolladas por un mismo grupo empresarial y la reciprocidad
entre países.
La apertura del mercado se instrumentó por la vía de la elegibilidad, debiendo los Estados
miembros de la Unión Europea (UE) especificar los clientes “elegibles” dentro de su territorio,
considerando como tales aquellos a los que cada Estado otorgaba capacidad legal para elegir
suministrador y contratar libremente el gas natural. La Directiva señalaba que entre los clientes
elegibles se debían incluir, en cualquier caso, los productores de electricidad a partir de gas natural,
los comercializadores de gas y ciertos clientes industriales de gran consumo.
Adicionalmente, la Directiva estableció un proceso de apertura gradual, que se iniciaba en el
año 2000 con el requisito mínimo del 20% del consumo total anual en cada mercado nacional,
que aumentaba al 28% en 2003 y alcanzaba el 33% diez años más tarde de su entrada en vigor
(agosto de 1998). Los correspondientes umbrales de elegibilidad, medidos en términos de consumo
anual de gas por cliente, se situaban en 25 millones de m 3 en el año 2000, 15 millones de
m 3 en 2003 y 5 millones de m 3 en 2008.
El principio de Acceso de Terceros a las Redes (infraestructuras) denominado abreviadamente
ATR, obligaba a los propietarios de las redes de transporte y distribución a permitir a terceros
agentes (suministradores, importadores, comercializadores y clientes elegibles) el acceso a sus

LA CADENA DEL GAS NATURAL [169]
redes en términos equitativos y no gratuitos. De acuerdo con la Directiva, el acuerdo ha de llevarse
a cabo mediante la formalización de contratos, pudiendo ser éstos regulados o negociados
en función de la opción elegida por cada Estado miembro.
Posteriormente, la UE ha ido más allá, de tal forma que se prevé un adelanto de la liberalización
para los consumidores no domésticos de gas y electricidad al 1 de julio del 2004 y la plena
liberalización de ambos mercados el 1 de julio de 2007. En España, el Ministerio de Economía
se ha adelantado a las disposiciones comunitarias de tal forma que en estos momentos las compañías
ya están ofreciendo tanto gas como electricidad al mercado doméstico.
Sin ser prolijo, el Gobierno español se ha ido adaptando mediante la correspondiente legislación
en la que destaca la Ley 34/1998 de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos y la creación
de la Comisión Nacional de la Energía y posteriores complementos y modificaciones: el
Real Decreto Ley 6/2000, la Ley 24/2001, el Real Decreto 1339/1999 y el Real Decreto
3487/2000.
La ley establece también que el Ministerio de Economía aprobará las Normas de la Gestión
Técnica del Sistema, y diferencia claramente entre las actividades de transporte (plantas de regasificación,
gasoductos, almacenamientos subterráneos) y la operación del sistema, que será
encomendada a Enagás, teniendo esta empresa, a su vez, la mayor parte de las infraestructuras
de transporte.
A su vez, el calendario inicial de liberalización se ha adelantado mediante la oportuna legislación,
resumiéndose en el siguiente cuadro [Figura 21].
Finalmente, mediante el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, se regula el acceso de terceros
a las instalaciones gasistas y se establece un régimen económico integrado para el sector del gas
natural regulando, no sólo el acceso de terceros a las infraestructuras de gas, sino que también
establece el régimen económico aplicable a las distintas actividades, indicando los criterios de
retribución de las infraestructuras, de determinación de las tarifas de venta de gas natural y de
Figura 21. Calendario de liberalización del mercado de gas natural
100
Porcentaje (%)
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Oct-98
1 Mm 3 3 Mm 3
3 Mm 3 3 Mm 3
10 Mm 3 5 Mm 3
5 Mm 3
15 Mm 3
20 Mm 3
Abr-99
2000
Jun-00
15 Mm 3 10 Mm 3 5 Mm 3
2002 2003 2008 2010 2013
Ley Hidrocarburos Real Decreto abril 1999 Real Decreto junio 2000 Directiva

[170] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
la obtención de los ingresos mediante los peajes, cánones y tarifas, expresando las formulaciones
correspondientes que luego se especificarán, cuantitativamente, en posteriores Órdenes
Ministeriales.
En cuanto al acceso de terceros a las instalaciones del sistema, en el citado Real Decreto se
definen en primer lugar las infraestructuras que se encuentran incluidas en dicho régimen,
teniendo tal consideración aquellas necesarias para introducir el gas en el sistema y transportarlo
hasta el consumidor final, así como las instalaciones de almacenamiento, tanto de
GNL como de GN. También se definen los sujetos que tienen derecho de acceso a las instalaciones
gasistas: los consumidores cualificados, los comercializadores y los transportistas
para el gas que éstos tengan que facilitar a los distribuidores para sus ventas en el mercado a
tarifa.
El acceso se puede denegar en ciertas condiciones que pueden ser: falta de capacidad, ausencia
de reciprocidad en el país de origen de la empresa solicitante o dificultades económicas graves
que puedan derivarse de la existencia de contratos de compra garantizados.
En la [Figura 22], a modo de resumen, se muestra un esquema general del sistema gasista español.
Las [Figuras 23, 24] muestran el esquema básico del sistema de liquidaciones.
Figura 22. Esquema general del sistema gasista español
COMERCIALIZADORES
A
P
R
O
V
I
S
I
O
N
A
M
I
E
N
T
O
• Contratos con
productores
• Almacenamiento
de gas
• Gestión de
reservas
Peaje
regasific
(si GNL)
CMP
Fuente: elaboración propia
T
R
A
N
SPORTISTA
• Venta a clientes elegibles, contratos con comercializadoras
• Mantiene reservas y diversifica aprovisionamientos
• Tiene derecho de ATR sobre transporte y distribución
GESTOR TÈCNICO
• Gestión de Red Básica/Secundaria
• Continuidad/seguridad/coordinación
• Regasifica, transporta
y almacena
• Tiene obligación de ATR
• Mantiene existencias
y diversifica
aprovisionamiento
• Suministra a distribuidores
a precio regulado
Peaje Éte.
y distrib.
Precio de
cesión
D
ISTRIB
U
I
D
O
R
• Contratos a clientes
finales
• Tiene instalaciones de
distribución
• Esta obligado
a suministrar
• Tiene obligación
de ATR
Precio
pactado
Peaje Éte.
y distrib.
Tarifa
de venta
de GN
Flujo físico y contratos de acceso del gas en el mercado liberalizado
Contratos de producto en el mercado liberalizado
Transacciones y flujo físico en el mercado regulado
CLIENTES
CUALIFICADOS
Contratos libres
MERCADO
REGULADO
Contratos
regulados

LA CADENA DEL GAS NATURAL [171]
Figura 23. Esquema básico del sistema de liquidaciones (I)
¿Quién paga?
Clientes a tarifas
Comercializadores
y consumidores cualificados
¿Qué paga?
Tarifa Tc. peaje Trc. peaje
Canon almacenamiento
Peaje regasificación
Canon almacenamiento
¿Quién
recauda?
1
2
3
Distribución
4
P. cesión
Transporte
Transporte Almacenamiento Regasificación
Ingresos
no liquid.
Ingresos liquidables
¿Quién
cobra?
Al proveedor del
gas a tarifas
1
2
3
4
1
3
Distribución
2
Transporte Almacenamiento Regasificación GTS CNE
Coste de la Materia Prima (CMP) (al suministrador en origen)
Ingresos no liquidables del transporte=Gestión compra-venta gas a mercado a tarifa
(Retrib.+Mermas+Financ. almac. subt)
Ingresos no liquidables de la distribución=Retribución de la actividad de suministro a tarifas
(Retrib. Activ. Comercial+Mermas+Circulante)
Precio de Cesión (PC)=CMP+Gestión compra-venta gas a mercado atarifa+Coste medio
regasificación para el mercado a tarifa
Fuente: Ministerio de Economía y elaboración propia
Figura 24. Esquema básico del sistema de liquidaciones (II)
Tarifas
100%
Empresas
distribuidoras
94,7%
Precio
cesión
Empresas
transportistas
47,6%
GMP 45,2%
Gestión 1,1%
Actividades liquidables 46,7%
CNE 0,061%
Gestor 0,30%
Regasificación
1,3%
Total
0,13% CNE
Peajes mercado
liberalizado
100%
5,3%
Empresas
distribuidoras
61,6%
Transportistas
38,4%
CNE 0,166%
CNE 0,166%
Gestor 0,63%
Act. Liquidables 99,2%
Gestor 0,63%
Actividades liquidables 99,2%
Ingresos
Liquidables
0,63% GTS
6,2% Regasificación
4,0% Almacenamiento
22,7% Transporte
66,3% Distribución
Fuente: Ministerio de Economía y elaboración propia

[172] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[7.3.5] Aspectos económicos del sistema gasista español
La regulación económica de la actividad gasista determina, para la retribución de sus actividades
reguladas, los criterios generales siguientes.
❚ Se debe asegurar la retribución de sus actividades reguladas por los titulares de las instalaciones
en el período de vida útil de las mismas.
❚ La retribución debe permitir una razonable rentabilidad a los recursos financieros invertidos.
❚ El sistema retributivo debe también cubrir los costes, incentivando una gestión eficaz y una
mejora de la productividad, que deberá repercutirse en parte a los usuarios o consumidores.
❚ Los criterios deberán ser objetivos, transparentes y no discriminatorios. [ ]

[ 8]
[José María Marcos Fano] ❙ Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
La generación de energía hidroeléctrica
[8.1] Introducción
Entre los múltiples usos del agua –abastecimiento a poblaciones, regadío, usos industriales,
acuicultura, usos ambientales, etc.– existe un grupo de usos que utiliza las posibilidades del
agua como fuente de energía mecánica y que la Ley de Aguas de 1879 agrupaba bajo el término
genérico de “artefactos”.
Entre estos usos que aprovechan la energía del agua en su transcurrir por los ríos, en la actualidad
y en la práctica, solamente existe uno: la producción de energía hidroeléctrica. El
resto son vestigios del pasado. Como es sabido, se denomina energía hidroeléctrica a aquella
que se obtiene de aprovechar la energía potencial de una masa de agua situada en el cauce de
un río o retenida en un embalse para convertirla primero en energía mecánica, mediante el
giro de una turbina y, posteriormente, en energía eléctrica en un generador acoplado a la turbina.
El agua presenta, entre otras muchas propiedades que hacen de ella un elemento único en la
naturaleza, la característica de ser una fuente energética renovable gracias a un ciclo natural
hoy suficientemente conocido. La transformación de su energía potencial gravitatoria en energía
eléctrica permite un alto nivel de eficiencia energética, ya que en el proceso se puede alcanzar
elevados grados de rendimiento, del orden del 90%. Hoy en día pocas tecnologías energéticas
consiguen unos rendimientos tan elevados. Como fuente de energía renovable, la energía hidroeléctrica
es la más importante en España. Supone aproximadamente el 50% de la energía primaria
de origen renovable que se consume en España.
Además, desde la óptica medioambiental, la hidroelectricidad es una fuente energética con un
impacto sobre el entorno que es moderado, puntual o limitado espacialmente y reversible en el
tiempo, presentando normalmente un balance global asumible. La experiencia adquirida en el diseño
de obras hidráulicas y la incorporación de criterios para la reducción de los posibles efectos
medioambientales desde la concepción del proyecto son elementos que garantizan la realización
de las obras y su posterior explotación con criterios de sostenibilidad.

[174] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Es, por añadidura, una fuente energética totalmente autóctona, ya que es un recurso primario
existente en suelo nacional que es aprovechado, en el caso de España, mediante equipos y tecnologías,
en su mayor parte también nacionales. Se calcula que cada kWh producido en una
central hidroeléctrica evita la importación de 220 gramos de petróleo o su equivalente energético,
si se trata de otro combustible fósil. En un año de producción hidroeléctrica media, España
se ahorra la importación de unos 7 millones de toneladas equivalentes de petróleo (tep).
Adicionalmente, los embalses hidroeléctricos juegan un importante papel como elemento regulador
de caudales y en la laminación de avenidas, y gracias a ello el Estado se ha evitado en muchos
casos importantes inversiones que en otro caso hubiera tenido que acometer con esos fines
reguladores.
Desde el punto de vista del sistema eléctrico, los aprovechamientos hidroeléctricos, sobre todo
aquellos dotados de un embalse asociado, proporcionan una elevada calidad y garantía al suministro
de energía eléctrica, facilitando el seguimiento de la curva de carga, esto es, de las variaciones
de la demanda, la regulación de la frecuencia y de la tensión y contribuyendo en caso
necesario a la rápida reposición del servicio o a la sustitución inmediata de la producción de
centrales térmicas convencionales o nucleares en caso de indisponibilidad fortuita (reserva rodante).
De cara al futuro, además de las funciones mencionadas, la energía hidroeléctrica probablemente
tenga un papel adicional de compensación de las variaciones de otros medios de
producción no despachables, como puede ser la energía eólica [Ver Figura 1].
[8.2] Evolución histórica de la energía hidroeléctrica en España
La construcción y utilización de las primeras centrales de aprovechamiento de energía hidráulica
para producción de electricidad se encuentra prácticamente ligada en el tiempo al propio nacimiento
de la industria eléctrica. En el año 1882 –apenas tres años después de que Thomas Edison
inventara la primera lámpara eléctrica de carácter práctico para alumbrado– se puso en marcha en
Appleton (Wisconsin, Estados Unidos) la primera central hidroeléctrica del mundo para servicio
comercial. Esta central, que sólo era capaz de alimentar 250 lámparas de incandescencia, supuso el
primer paso tecnológico para poder utilizar el agua como fuente de energía eléctrica.
Figura 1. Papel de la energía hidroeléctrica en la cobertura de la demanda
Mw
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
Fallo de grupo
Térmico
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Horas
❚ Energía de bombeo ❚ Térmica ❚ Energía de regulación ❚ Hidráulica ❚ Hidráulica fluyente
Demanda prevista Consumo real Reserva hidráulica rápida

LA GENERACIÓN DE ENERGÍA HIDROELÉCTRICA [175]
En 1896 se puso en servicio la primera central hidroeléctrica de gran tamaño: la central de Niágara,
con un salto de 54 m y diez grupos que totalizaban una potencia de 50.000 CV para suministrar
corriente eléctrica a la ciudad de Buffalo. Esta central se conectó en corriente alterna a
11 kV a una distancia de 35 km (Fraile, 1996).
Las primeras centrales hidroeléctricas españolas fueron construidas a finales del siglo XIX.
Buena parte de la fase inicial del desarrollo eléctrico español estuvo ligada a la construcción
de saltos hidroeléctricos, como lo prueba el hecho de que en 1901 el 40% de las centrales
eléctricas existentes en España fueran hidroeléctricas, con una potencia total de unos
37.000 kW.
No obstante, el desarrollo hidroeléctrico tropezaba en el siglo XIX con una importante dificultad:
la electricidad era generada en forma de corriente continua y no era posible su transporte a
larga distancia, debido a las pérdidas en la red que se producían. En consecuencia, el emplazamiento
de las centrales hidroeléctricas construidas en ese siglo estuvo fuertemente condicionado
por la coincidencia en un mismo lugar de un salto de agua y de un centro de consumo. En
otras palabras, sólo podían ser aprovechados aquellos recursos hidroeléctricos que se encontraban
próximos a centros de consumo, aunque también se dio incluso la circunstancia de que el
emplazamiento de los recursos hidráulicos determinó en algunas ocasiones la localización de algunas
industrias.
Con la aparición de la corriente alterna, a principios del siglo XX, cambió el panorama. Se
abrió, gracias a ella, la posibilidad de transportar electricidad a gran distancia y, por tanto,
de llevar a cabo un desarrollo a mayor escala de las centrales hidroeléctricas.
[8.3] Tipos de aprovechamientos
En esencia, un aprovechamiento hidroeléctrico permite el aprovechamiento de la energía potencial
de una masa de agua, convirtiendo, en primer lugar, esa energía en energía cinética y,
posteriormente, en energía mecánica de rotación en la turbina y por fin en energía eléctrica en
un alternador. Posteriormente, el agua es restituida al río aguas abajo utilizando un canal de
descarga.
Respecto a los tipos de turbinas empleadas, las más utilizadas son las Pelton 1 , Francis y Kaplan 2 ,
para desniveles grandes, medios y bajos, respectivamente. Los grupos (turbina-alternador) de mayor
potencia son los de eje vertical, siendo los pequeños de eje horizontal. Los grupos utilizados
en los bombeos modernos son binarios, es decir, la turbina hace de bomba cambiando el giro del
grupo, y el alternador es motor a su vez.
Normalmente, una central dispone de varios grupos turbina-alternador. El conjunto de los
grupos suele estar alojado en una sala de máquinas o edificio de la central propiamente dicho.
El rodete de la turbina está unido por un eje al rotor del alternador que, al girar con los polos
excitados por una corriente continua, induce una corriente alterna en las bobinas del estátor del
alternador. El agua, una vez que ha cedido su energía, es restituida al río, aguas abajo de la central.
Solidario con el eje de la turbina y el alternador, gira un generador de corriente continua,
llamado excitatriz, que se utiliza para excitar los polos del rotor del alternador.
1
La turbina Pelton se trata de una turbina de acción, que es aquella en la que el sentido del flujo del agua y el del desplazamiento
del rodete coinciden en el punto de empuje. Es una turbina de baja velocidad específica, que se utiliza en centrales de gran salto
y bajo caudal. Se comenzó a usar en el S. XIX
2
Las turbinas Francis (S XIX) y Kaplan (1915) se clasifican como turbinas de reacción, en las que el sentido de giro del rodete no
coincide con la dirección de entrada y salida del agua

[176] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
En los terminales del estátor aparece, así, una corriente eléctrica alterna de media tensión y alta
intensidad. Mediante transformadores, es convertida en corriente de baja intensidad y alta tensión
para poder ser transportada en condiciones adecuadas, con las menores pérdidas posibles.
Aunque existe una gran variedad de tipos de centrales hidroeléctricas convencionales, dado que
las características orográficas del emplazamiento de la central condicionan en gran medida su
diseño, podrían ser reducidos a dos modelos básicos, siendo cada emplazamiento particular una
variante de uno de ellos o una combinación de ambos.
[8.3.1] Aprovechamientos en derivación
El primer tipo, denominado “salto por derivación de las aguas”, consiste en esencia en derivar
el agua de un río mediante un embalse pequeño o azud y conducirla, por medio de un canal en
lámina libre, de manera que conserve su energía potencial. En un determinado punto se dirige
el agua hacia una cámara de presión, de la que arranca una tubería forzada que conduce el agua
hasta la sala de máquinas de la central. La energía liberada a causa del desnivel existente entre
los extremos de dicha tubería es transformada, mediante grupos turbina-alternador, en energía
eléctrica. Posteriormente, el agua es restituida al río aguas abajo, utilizando un canal de descarga.
Este tipo de central se llama también de “tipo fluyente” ya que no permite apenas almacenar la
energía en el embalse.
[8.3.2] Aprovechamientos de regulación
Por su parte, el segundo sistema de aprovechamiento, o salto de acumulación de las aguas en
un tramo de un río que ofrece un desnivel apreciable, consta de una presa de determinada altura
que conforma un embalse. El nivel del agua alcanzará, entonces, un punto sensiblemente
cercano al extremo superior de la presa. A media altura de la misma, para aprovechar el volumen
de embalse a cota superior, se encuentra la toma de aguas; y en la base inferior –aguas
abajo de la presa– la sala de máquinas, que aloja al grupo (o grupos) turbina-alternador. La
energía liberada por el agua al caer por una conducción forzada que atraviesa la presa es transformada,
mediante dicho grupo (o grupos), en energía eléctrica [Ver Figura 2].
El agua a presión de la tubería forzada va transformando su energía potencial en cinética, es
decir, adquiere velocidad. Al llegar a las máquinas, actúa sobre los álabes del rodete de la turbina,
haciéndolo girar.
Figura 2. Puente de Alcántara, río Tajo (Cáceres)

LA GENERACIÓN DE ENERGÍA HIDROELÉCTRICA [177]
Existe un tercer esquema de saltos mixtos consistentes en utilizar una presa de embalse en
lugar de una de derivación, y una conducción en presión desde la presa a la central con dos
partes diferenciadas: en primer lugar un túnel o galería a presión, una chimenea de equilibrio
y posteriormente una tubería de presión. Este esquema permite utilizar el desnivel de la
presa y ganar más desnivel gracias a la conducción en presión. Las ventajas de este esquema
son evidentes: aprovechar la capacidad de regulación del embalse y, al mismo tiempo, aprovechar
un mayor desnivel.
A los aprovechamientos con un embalse importante se les denomina también saltos con regulación
y según sea su capacidad pueden ser de regulación anual o hiperanual 3 . Permiten instalar
una potencia superior a la del caudal medio del río, con la intención de concentrar la producción
en las horas punta de la demanda, en las que el valor del kWh es mayor en el mercado de
generación. Por ello las horas de utilización de este tipo de centrales son bajas, oscilando entre
1.200 y 2.000 horas anuales equivalentes a plena carga.
[8.3.3] Aprovechamientos de usos múltiples
Se denominan así aquellos aprovechamientos hidráulicos que se construyen para atender distintos
tipos de usos, como son el abastecimiento, el riego, la regulación general de la cuenca o
una parte de ella o la laminación de avenidas, aunque estos dos últimos usos son comunes a la
mayor parte de los embalses de cierto tamaño, también a los embalses hidroeléctricos construidos
por el propio titular.
En estos aprovechamientos de usos múltiples, aunque su origen está básicamente en la satisfacción
de las demandas consuntivas consideradas prioritarias, es posible también el aprovechamiento
hidroeléctrico de los caudales desembalsados mediante una central hidroeléctrica, generalmente
a pie de presa [Ver Figura 3], donde se turbinan los caudales que luego se destinan a
riego, abastecimiento o a otros usos.
Figura 3. Central grado II, río Cinca (Huesca)
3
Las centrales con regulación anual permiten regular los caudales estacionales dentro de un mismo año. Las de mayor capacidad
de regulación, dotadas de un embalse hiperanual, permiten aprovechar caudales de años húmedos en otros años de menor
hidraulicidad

[178] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
En ocasiones estos aprovechamientos son construidos conjuntamente por los distintos tipos
de usuarios, compartiendo los costes, pero en España lo habitual ha sido que se trate de
obras de titularidad pública, aunque son los usuarios los que soportan el coste de las obras a
través del canon de regulación que devengan a favor de la administración titular de las obras.
También es necesario citar el caso de algunos aprovechamientos hidroeléctricos, construidos
totalmente a expensas de titulares privados que, en la práctica, funcionan como verdaderos
embalses de usos múltiples.
Cuando el embalse es construido por el Estado, la adjudicación de la explotación del
aprovechamiento hidroeléctrico se realiza mediante concurso público, en el cual el adjudicatario
se compromete a abonar a la administración titular de la obra un denominado
canon de producción, consistente en general en un pago fijo anual, otro variable en función
de la producción y una energía reservada para la Administración a precio inferior al
de mercado.
La energía producida por estos aprovechamientos, a pesar de que procede de un recurso regulado
en el embalse, no se puede considerar toda ella como energía regulada, dado que se produce
de forma subordinada a otros usos y puede no adecuarse en cierta medida a las necesidades
del sistema eléctrico.
[8.3.4] Aprovechamientos reversibles
Una central hidroeléctrica de bombeo, o reversible, es un tipo especial de central hidroeléctrica
que posee dos embalses. El agua contenida en el embalse situado en la cota más baja –embalse
inferior– puede ser elevada durante las horas valle mediante bombas al depósito situado
en la cota más alta –embalse o depósito superior– con el fin de reutilizarla posteriormente para
la producción de energía eléctrica.
Este tipo de centrales produce energía eléctrica durante las horas puntas del consumo –las de
mayor demanda de electricidad– funcionando como una central hidroeléctrica convencional.
Después, durante las horas valle –las de menor demanda– se bombea el agua, que ha quedado
almacenada en el embalse inferior, al embalse superior, bien mediante una bomba o bien mediante
la turbina si ésta es reversible, de manera que el agua pueda volver a ser utilizada en un
nuevo ciclo.
Las centrales de bombeo contribuyen a la optimización económica en la explotación de un sistema
eléctrico. A pesar de que en un ciclo bombeo-turbinación se producen unas pérdidas
energéticas de cierta importancia, del orden del 25-30%, en términos económicos, esas pérdidas
suelen ser menores que la relación de costes de generación entre las horas punta y valle.
Además, al utilizar la potencia de estas instalaciones en horas punta se reducen las necesidades
de incorporar equipos adicionales de generación en el sistema, al tiempo que se proporciona
una mayor garantía. Son, en definitiva, una forma económica de almacenar energía en forma de
agua embalsada en el depósito superior.
Existen dos tipos de centrales de bombeo: el primero de ellos, denominado “centrales de bombeo
puro”, comprende a aquellas centrales que no pueden ser utilizadas como centrales hidroeléctricas
convencionales sin haber bombeado previamente al depósito superior el agua acumulada
en el embalse inferior, es decir, no existen o son muy reducidas las aportaciones naturales
en el embalse o depósito superior. El segundo tipo agrupa a las centrales que pueden ser utilizadas
como centrales hidroeléctricas convencionales sin necesidad de un bombeo previo del
agua almacenada en el embalse inferior. Estas centrales reciben el nombre de “centrales mixtas
con bombeo”.

LA GENERACIÓN DE ENERGÍA HIDROELÉCTRICA [179]
[8.4] El desarrollo hidroeléctrico español
La construcción de las grandes obras hidroeléctricas exigía una utilización de recursos económicos
poco habitual hasta entonces, por su magnitud, dentro de un sector eléctrico por entonces
incipiente. Para poder hacer frente a este reto económico y financiero, se crearon numerosas
sociedades anónimas dedicadas a la producción y distribución de electricidad, algunas de las
cuales existen aún hoy. Antes del proceso de concentración que ha vivido el sector eléctrico español
en las últimas dos décadas era muy frecuente en las empresas eléctricas españolas la aparición
de los términos “hidroeléctrica” o “salto” en su denominación social, prueba concluyente
del origen de la Sociedad (por ejemplo, Hidroeléctrica Española, Hidroeléctrica Ibérica, Saltos
del Duero, Saltos del Sil, Hidroeléctrica de Cataluña, Hidroeléctrica del Cantábrico, Saltos del
Nansa, Fuerzas Hidroeléctricas del Segre, etc.).
En los años veinte, la política hidráulica española comenzó a plantearse como objetivo el
aprovechamiento integral de las cuencas hidrográficas (la Confederación Sindical del Ebro
fue la primera). Este planteamiento llevó en la siguiente década al inicio del aprovechamiento
integral de la cuenca del Duero, operación que estaba ya diseñada perfectamente en
los años cuarenta y sirvió de modelo a seguir para el desarrollo del resto de las cuencas peninsulares.
Esta política hidráulica estuvo basada en el ordenamiento jurídico existente, el cual tenía como
principal elemento la Ley de Aguas de 13 de junio de 1879, que ha sido considerado como texto
modélico, manteniéndose en vigor durante más de un siglo, hasta el año 1985 en que fue
sustituida por la nueva Ley de Aguas.
Asimismo, la constitución de una serie de empresas eléctricas de carácter público a finales de
los años cuarenta (Empresa Nacional Hidroeléctrica del Ribagorzana, ENHER) vino a sumarse
al esfuerzo que hasta entonces había sido realizado por empresas eléctricas privadas, lo cual dio
un fuerte impulso al desarrollo hidroeléctrico, que continuó su marcha a buen ritmo en los años
siguientes.
En efecto, la potencia hidroeléctrica instalada en España ha pasado de los 1.350 MW de 1940 a
los 18.400 MW que estaban en servicio a principios del año 2005.
Adicionalmente, la política de fomento de energías renovables y de alto rendimiento energético
que existe en España desde la promulgación de la Ley de Conservación de Energía de 1980
y que se ha mantenido e incluso potenciado con los distintos cambios regulatorios, ha conseguido
que en estas dos décadas se hayan puesto en servicio o se hayan rehabilitado pequeñas
centrales hidroeléctricas que actualmente totalizan unos 1.600 MW. Todo ello pone de manifiesto
que en España se ha llevado a cabo un importante esfuerzo para aprovechar los recursos
hidráulicos existentes [Ver Figura 4].
Dado que el crecimiento del parque eléctrico español fue basándose, desde mediados de los
años sesenta, cada vez más en centrales termoeléctricas de combustibles fósiles y, después, nucleares,
la participación porcentual de la potencia hidroeléctrica en la potencia total instalada
en España ha ido descendiendo. No obstante, la construcción de centrales hidroeléctricas no se
ha detenido hasta la década de los noventa, caracterizada como de bajo nivel inversor en el ámbito
de la generación, y, como consecuencia de ello, España cuenta en la actualidad con uno de
los parques hidroeléctricos más desarrollados del mundo.
Actualmente la producción hidroeléctrica en España en un año de hidraulicidad media (incluyendo
la producción con bombeo) es del orden de 30-31.000 millones de kWh en las centrales
convencionales, de tamaño medio y grande propiedad de las empresas que integran UNESA y

[180] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
del orden de los 4.000 millones de kWh en las pequeñas centrales hidroeléctricas (minicentrales)
que operan en el denominado Régimen Especial de Generación Eléctrica. En definitiva, la
producción hidroeléctrica supone hoy en España del orden del 16-17% de la producción neta
necesaria para abastecer la demanda eléctrica, mientras que en 1960 ese porcentaje era superior
al 85% [Ver Figura 5].
Esta tendencia decreciente en términos relativos continuará a lo largo de la presente década,
estimándose que en el año 2010 la energía hidroeléctrica se mantendrá en los niveles absolutos
actuales, pero en términos relativos decrecerá hasta suponer del orden del 13% de la demanda
de electricidad.
Figura 4. Evolución de la potencia instalada por tecnologías de generación
Mw
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
1945 1951 1957 1963 1966 1969 1972 1978 1984 1990 1996 2002
Años
❚ Hidroeléctrica RO ❚ Térmica convencional ❚ CCGT ❚ Nuclear ❚ Cogeneración ❚ Eólica ❚ Minihidráulica RE
Figura 5. Evolución de la potencia instalada por tecnologías de generación
GWh
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
1945 1951 1957 1963 1966 1969 1972 1978 1984 1990 1996 2002
Años
❚ Hidroeléctrica RO ❚ Térmica convencional ❚ CCGT ❚ Nuclear ❚ Cogeneración ❚ Eólica ❚ Minihidráulica RE

LA GENERACIÓN DE ENERGÍA HIDROELÉCTRICA [181]
No obstante lo anterior, ya hace años se detectó a través de estudios estadísticos y de simulación
que existe una tendencia decreciente en el producible hidroeléctrico. El resultado básico
de estos estudios es que, con independencia de los ciclos hidráulicos que alternan años secos
medios y húmedos, existe una reducción tendencial del producible del orden del 0,36% anual.
Esta reducción, como se puso de manifiesto con otros estudios complementarios, se debe fundamentalmente
al aumento de los usos consuntivos del agua, en muchos casos legalmente prioritarios.
A diferencia del resto de fuentes de generación masiva de electricidad que utilizan combustibles
convencionales o nuclear, la producción hidroeléctrica de un determinado aprovechamiento o
sistema hidroeléctrico está sometida a fuertes variaciones de un año a otro, debido al nivel de
pluviosidad en la cuenca vertiente. Tal vez sea éste el punto más débil de esta tecnología que
obliga a construir y mantener un equipamiento alternativo para garantizar una fracción de la
potencia y energía no completamente asegurada por el equipo hidroeléctrico en períodos secos.
Así, por ejemplo, la buena hidraulicidad del año 1979 hizo posible que en dicho ejercicio la
producción hidroeléctrica alcanzara una cifra absoluta récord de 47.473 millones de kWh, el
44,9% de la producción total de dicho año. Por el contrario, la intensa sequía de 1992 provocó
que la generación hidroeléctrica se situara en 20.570 millones de kWh –la cifra más baja desde
1965– lo que supuso sólo el 12,8% de la producción eléctrica de dicho año y menos de la mitad
de la del año más húmedo.
[8.5] Principales centrales hidroeléctricas españolas
El parque español de centrales hidroeléctricas presenta una gran diversidad en cuanto a tamaño
y características de las instalaciones. Hay en servicio 21 centrales de más de 200 MW que
representan conjuntamente alrededor del 50% de la potencia hidroeléctrica total de España.
Las de mayor potencia son las de Aldeadávila con 1.139 MW de potencia total, José María
Oriol con 915 MW y el aprovechamiento de Cortes-La Muela con 908 MW de potencia conjunta
[Ver Tabla 1].
Otras 14 centrales, que poseen entre 100 MW y 200 MW, representan conjuntamente alrededor
del 12% de la potencia hidroeléctrica total; 36 centrales más cuentan con entre 50 MW y
100 MW y suponen el 14,3% de dicha potencia, etc.
En cuanto a la caracterización del equipo hidroeléctrico para satisfacer la demanda de energía
eléctrica, aproximadamente 10.300 MW tienen una elevada capacidad de regulación, de carácter
estacional. De ellos unos 2.500 MW disponen de capacidad de bombeo; son las denominadas
centrales de bombeo mixto. Además existen otros 2.500 MW en instalaciones de bombeo
puro, es decir, son aprovechamientos en los que el depósito superior apenas recibe aportaciones
naturales.
En sistemas de cierto tamaño con escasa regulación existe una potencia instalada de 2.350 MW y
en aprovechamientos de pie de presa de embalses del Estado supeditados a otros usos existe una
potencia instalada del orden de 1.350 MW. El resto del equipo hidroeléctrico está compuesto
por pequeñas centrales, generalmente de carácter fluyente, unas propiedad de empresas eléctricas
operando en el régimen ordinario de generación eléctrica, y la mayor parte propiedad de
generadores independientes adscritas al régimen especial. Algunas de estas centrales son aprovechamientos
hidroeléctricos de embalses del Estado o están situadas en canales de regadío.
En relación con los embales, como es sabido, según los últimos datos oficiales, España contaba
con más de 1.000 embalses con una capacidad total de almacenamiento algo superior a los

[182] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 1. Principales centrales hidroeléctricas españolas
Central hidroeléctrica Potencia (MW) Río Cuenca hidrológica Provincia
Aldeadávila I y II* 1.139,1 Duero Duero Salamanca
José María de Oriol 934,0 Tajo Tajo Cáceres
Cortes-La Muela** 908,3 Júcar Júcar Valencia
Villarino 810,0 Tormes Duero Salamanca
Saucelle I y II 525,0 Duero Duero Salamanca
Estany Gento-Sallente 451,0 Flamisell Ebro Lleida
Cedillo 473,0 Tajo Tajo Cáceres
Tajo de la Encantada 360,0 Guadalhorce Sur Málaga
Aguayo 339,2 Torina Norte Cantabria
Mequinenza 324,0 Ebro Ebro Zaragoza
Esla (Ricobayo I y II) 291,2 Esla (Ricobayo) Duero Zamora
Puente Bibey 285,2 Bibey Norte Orense
San Esteban 265,5 Sil Norte Orense
Ribarroja 262,8 Ebro Ebro Tarragona
Conso 228,0 Camba Norte Orense
Belesar 225,0 Miño Norte Lugo
Valdecañas 225,0 Tajo Tajo Cáceres
Moralets 221,4 N. Ribagorzana Ebro Huesca
Guillena 210,0 Ribera de Huelva Guadalquivir Sevilla
Bolarque I y II 236,0 Tajo Tajo Guadalajara
Villalcampo I y II 206,0 Duero Duero Zamora
Castro I y II 189,8 Duero Duero Zamora
Azután 180,0 Tajo Tajo Toledo
Los Peares 159,0 Miño Norte Lugo
Tanes 133,0 Nalón Norte Asturias
Frieira 130,0 Miño Norte Ourense
Torrejón 129,6 Tajo-Tietar Tajo Cáceres
Salime 126,0 Navia Norte Asturias
Cofrentes 124,2 Júcar Júcar Valencia
Cornatel 121,6 Sil Norte Orense
Tabescán Superior 120,4 Lladorre-Tabescan Ebro Lleida
Castrelo 112,0 Miño Norte Ourense
Gabriel y Galán 110,0 Alagón Tajo Cáceres
Canelles 108,0 N. Ribagorzana Ebro Lleida
Cijara I y II 102,3 Guadiana Guadiana Badajoz
*Aldeadávila II es una central mixta con bombeo de 421 MW
**En el aprovechamiento Cortes-La Muela, la central de La Muela es de bombeo puro. Tiene 628,35 MW

LA GENERACIÓN DE ENERGÍA HIDROELÉCTRICA [183]
56.000 hm 3 . Aproximadamente el 32% de esta capacidad corresponde a embalses construidos
por las empresas eléctricas. En términos de energía, la capacidad hidroeléctrica total de los
embalses españoles equivale a 17.900 millones de kWh, de los cuales 8.356 millones de kWh
correspondían a embalses anuales y 9.544 millones de kWh a embalses hiperanuales.
Conviene recordar, que no todos los embalses se utilizan exclusivamente –y, en muchos casos,
ni siquiera fundamentalmente– para la producción de electricidad. Hay embalses cuyo
papel esencial es el abastecimiento de agua para consumo o riegos, o la simple regulación del
caudal de los ríos, independientemente de que sean utilizados además para la generación de
energía eléctrica mediante un aprovechamiento, en general de pie de presa. En estos casos,
el usuario hidroeléctrico es uno más de los usuarios del embalse, contribuyendo a resarcir
económicamente al Estado de los gastos que la construcción y explotación del embalse lleva
consigo.
[8.6] Perspectivas de la producción hidroeléctrica
En España se ha conseguido ya un elevado grado de aprovechamiento de sus recursos hidráulicos
para producción de electricidad. Así lo demuestra el hecho de que sólo unos cuantos países
industrializados poseen una potencia hidroeléctrica superior a la española.
A principios de los años ochenta se estudió a nivel global el potencial hidroeléctrico español, evaluándose
el potencial técnicamente desarrollable en unos 64.000 GWh anuales en año medio,
con centrales de más de 5 MW y otros 6.000 GWh en pequeñas centrales hidroeléctricas. La
producción media actual, sin incluir la debida al bombeo es del orden de los 35.000 GWh. Por lo
tanto y con independencia de que las condiciones de contorno hayan cambiado sustancialmente
en los últimos treinta años, parece que aún queda un potencial remanente aprovechable de cierto
interés, al menos con criterios técnicos e incluso considerando los criterios medioambientales.
Otra cuestión es qué parte de ese potencial remanente se podrá aprovechar con los actuales criterios
de introducción de la competencia en el ámbito de la generación eléctrica.
En efecto, el desarrollo de ese potencial tropieza actualmente con importantes limitaciones. En
primer lugar, porque la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas de tamaño medio o
grande entra cada vez más en conflicto con otros importantes usos alternativos del agua y el
suelo, o podría tener en algunos casos efectos medioambientales o sociales que se consideran
excesivos. En segundo lugar, porque buena parte de los emplazamientos potenciales se encuentran
en lugares de difícil acceso o implican la realización de complejas y costosas obras civiles
que encarecerían notablemente el coste del kWh producido, con los criterios habituales de análisis
de inversiones.
En cualquier caso hay que señalar que una premisa para el desarrollo hidroeléctrico viene siendo,
sin lugar a dudas, su compatibilidad con los usos del agua para fines que se consideran prioritarios
como el abastecimiento o el regadío y, cada vez más, con otras utilizaciones del recurso
que van desde las medioambientales a las deportivas (pesca, piragüismo, vela, rafting,…) y las
escénicas o paisajísticas y sin olvidar nunca aquellos aspectos relacionados con la seguridad
frente avenidas.
Actualmente no existen planes para la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas de
más de 50 MW aunque sí se está considerando la ampliación de alguna central existente. Según
la actual normativa del sistema eléctrico, las centrales hidroeléctricas de mayor tamaño
se consideran competitivas y, a diferencia del resto de energías renovables, no cuentan con
ninguna ayuda complementaria al precio del mercado de generación, planteamiento éste
que probablemente debería reconsiderarse. Sin embargo, el Plan de Fomento de Energías

[184] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Renovables (PFER) aprobado por el Gobierno español en diciembre de 1999, prevé para el
período 2000-2010 la instalación de 720 MW en centrales de menos de 10 MW, con una
producción anual media de 2.220 GWh, y 350 MW en centrales con potencia entre 10 y 50
MW, con una producción anual media de unos 700 GWh. Para estas centrales de menor tamaño
sí existe una ayuda adicional al precio del mercado de generación. En total, y en una
hipótesis favorable el parque hidroeléctrico español sólo crecerá un 10%, como mucho, en
la presente década.
A más largo plazo, habría que pensar que la flexibilidad para la regulación de un sistema eléctrico
que proporcionan los grandes aprovechamientos hidroeléctricos dotados de embalse regulador
y la existencia de potencial técnicamente desarrollable haría aconsejable que, antes o después,
se volviera a contemplar esta posibilidad en la expansión del parque generador.
Al margen de estos saltos de nueva implantación, el aumento de potencia hidroeléctrica se
orientará más hacia la ampliación de potencia en centrales de embalses ya existentes para producción
de puntas, la ejecución de contraembalses para minimizar las fluctuaciones de caudal
en los ríos y, de forma marginal, la construcción de medianos y pequeños saltos con poco impacto
ambiental, acogidos al régimen especial de generación eléctrica, y el equipamiento de los
embalses multiusos ya existentes o nuevos para otros fines: abastecimientos, riegos y trasvases.
Todas estas actuaciones deberán desarrollarse dentro del marco fijado por la Directiva Marco
de Aguas y la planificación hidrológica nacional y de cuenca.
Centrándose en este último aspecto, el aprovechamiento hidroeléctrico de los embalses realizados
para otros fines, en ocasiones multiusos, esto es, de las infraestructuras construidas generalmente
por el Estado, hay que incidir en el papel que dicho aprovechamiento puede jugar contribuyendo
a reducir el coste para el resto de usuarios, básicamente abastecimiento o regadío, o
incluso para el propio Estado como entidad que asume el coste de aquellos usos de interés general
en que el beneficio de las obras no es fácilmente imputable a beneficiarios concretos
(regulación, usos medioambientales,…). Conceptualmente, el mecanismo consiste en adjudicar
el aprovechamiento hidroeléctrico de un embalse concebido para usos consuntivos a un tercero,
a cambio de una contraprestación económica, denominada canon de producción, de forma
que, sin modificar la explotación de embalse para los usos previstos, se obtiene una producción
hidroeléctrica complementaria. El importe del canon de producción contribuye a la viabilidad
económica del proyecto al resarcirse el Estado de una parte de los costes del proyecto y,
por tanto, hace más viable la financiación de la obra para el resto de usuarios.
Este mecanismo no es en absoluto novedoso, se ha utilizado en España en numerosas ocasiones
y sería conveniente de cara al futuro seguir utilizándolo, siempre que exista, lógicamente, un
mínimo de interés económico en ese potencial hidroeléctrico. En este sentido, sería interesante
que desde la administración hidráulica se promoviese un estudio de aquellas actuaciones ya
en servicio que no tienen un aprovechamiento hidroeléctrico y de todas aquellas otras contempladas
en la planificación hidrológica de reciente aprobación. Se estima que existe un potencial
aprovechable de unos 700 MW en estas infraestructuras.
Por último un comentario sobre las perspectivas de la producción hidroeléctrica. Como se deduce
de lo indicado anteriormente, no es previsible en España un importante crecimiento de la
potencia instalada en aprovechamientos hidroeléctricos, por lo que se hace imprescindible
mantener el nivel de producción del equipo existente en la actualidad, en primer lugar por su
contribución a la mejora de la calidad y seguridad de suministro, del grado de autoabastecimiento
energético y a la penetración de las energías renovables, en segundo lugar por su contribución
a la limitación de la emisión de gases de efecto invernadero (Kioto) y a la reducción de
emisiones ácidas y en tercer lugar para el mantenimiento de las cuentas económicas de las empresas
titulares que, con los nuevos esquemas de funcionamiento en el sistema eléctrico, se

LA GENERACIÓN DE ENERGÍA HIDROELÉCTRICA [185]
basan de forma prácticamente exclusiva en la producción realizada. Las restricciones que por
diversos motivos (planificación hidrológica, otros usos del agua, restricciones medioambientales,
etc.) se pueden imponer desde la administración hidráulica u otros estamentos a los aprovechamientos
hidroeléctricos pueden afectar a la seguridad y calidad del suministro eléctrico,
mermar sensiblemente los resultados de la explotación y, además, dar lugar a situaciones de inseguridad
jurídica. De ahí el interés de las empresas en mantener una capacidad de explotación
acorde con las condiciones concesionales. [ ]

[ 9]
[Beatriz Yolanda Moratilla Soria] ❙ Doctor Ingeniero Industrial del ICAI
La energía eólica
[9.1] Características de la energía eólica
[2.1.1] Aeroturbinas
La producción de energía aprovechando la energía cinética del viento es lo que denominamos
como energía eólica. Con una maquina eólica aprovechamos la diferencia de velocidades del
viento entre la entrada y la salida mediante una aeroturbina. La energía por unidad de tiempo,
o potencia extraída, se puede expresar mediante la ecuación siguiente:
Potencia= ––––––––
Energía
Tiempo = C p –– 1 2
V 2 1 V πD 2
1 ––––
4 = Cp –– 1 3
V
πD 2
2
1
––––
4
Luego la potencia es función del cuadrado de la velocidad de entrada en la maquina y del diámetro
de los alabes la masa por unidad de tiempo y del factor C p , que tiene en cuenta que el área de captación
es menor que el de la aeroturbina y tiene un valor máximo posible, denominado límite de
Betz, para el que C p = 16/27. En la práctica oscila entre 0,4 y 0,5. La [Figura 1] representa el tamaño
de las máquinas y la potencia que desarrollan para velocidades del viento de 12 m/s y C p = 0,45.
La aeroturbina en cada lugar de la instalación está sometida a vientos de diferente intensidad, y
las condiciones de funcionamiento para el máximo coeficiente de potencia antes indicado corresponden
a una velocidad determinada del viento, que depende fundamentalmente del tipo
de aeroturbina, tamaño y velocidad de giro. Podría conseguirse un funcionamiento siempre con
la máxima potencia si la velocidad de giro variase proporcionalmente al viento incidente. Esto
presenta una serie de problemas técnicos, que se están investigando. La forma habitual de funcionamiento
es la indicada a continuación.
Las maquinas eólicas tienen limitaciones de funcionamiento incluso en el caso de que haya
viento. Su funcionamiento está limitado a unas velocidades intermedias de viento, por ejemplo
entre 3,5 m/sg y 25 m/sg, siendo que la potencia producida desde la mínima a la nominal
aumenta linealmente.

[188] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 1. Esquema mostrando las potencias para distintos tamaños de aeroturbinas
80 m
72 m
64 m
54 m
48 m
44 m
40 m
33 m
27 m
2500 kW
2000 kW
1500 kW
1000 kW
750 kW
600 kW
500 kW
300 kW
225 kW
Fuente: www.windpower.org
[9.1.2] Caracterización del viento
Al instalar una aeroturbina o un parque eólico, se busca fundamentalmente que la energía obtenida
sea máxima y que las cargas turbulentas que deben soportar las máquinas, y que acortan
su vida, sean lo menores posibles.
Suele ser necesaria la instalación local de anemómetros en sitios representativos para determinar
las características del viento en un emplazamiento.
En el caso de los parques eólicos, hay que tener en cuenta la interferencia entre aeroturbinas,
por lo que hay que buscar la forma adecuada de situar las máquinas, de manera que se aprovechen
aquellos lugares con más potencial eólico, minimizando los efectos nocivos que se deriven
de la interferencia entre maquinas.
En una primera aproximación, se puede estimar el efecto de las estelas mediante el uso de correlaciones,
aunque para situaciones complicadas con gran número de aeroturbinas y fuertes
interferencias es necesario recurrir a simulaciones numéricas.
[9.1.3] Energía producible en función del tipo
de aeroturbina y del emplazamiento
En el caso de una aeroturbina aislada, tal como la indicada en la [Figura 2], si se conoce la velocidad
del viento, a partir de las curvas de la [Figura 3] se puede estimar la energía anual que daría
esa máquina.
El factor de utilización es el siguiente:
Energía anual
Factor de utilización = –––––––––––––––––––––––––––
(Potencia nominal) x 8.760 horas

LA ENERGÍA EÓLICA [189]
Figura 2. Aerogenerador aislado
V 2 V 1
Figura 3. Factor de utilización como función de V media /V nominal
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
V media /V nominal
Se considera que factores de utilización mayores que 0,25 son aceptables.
El factor de utilización depende solamente del cociente: V media /V nominal . La [Figura 4] representa
dicha dependencia. El factor de utilización será tanto mayor cuanto mayor sea la velocidad
media del lugar y menor sea la velocidad de diseño de la aeroturbina. Las mejores
maquinas son las que tienen una menor velocidad nominal para la misma potencia nominal.
Un valor del factor de utilización de 0,3 corresponde a una relación: V media /V nominal = 0,5, y un
factor de utilización de 0,2 corresponde a una relación V media/ V nominal = 0,4. Las maquinas
modernas tienen una velocidad nominal que oscila entre los 12 y 15 m/s, por lo que los valores
del factor de utilización corresponden a valores de la velocidad media del lugar entre
4,8 m/s y 6 m/s si el factor de utilización es de 0,2 y 6 m/s y 7,5 m/s para un factor de utilización
de 0,3.

[190] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 4. Curva de un parque eólico
kWh/10 min.
10000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
0 5 10 15 20 25 30
V media /V nominal
* Con 77 aerogeneradores de 660 Kw cada uno, para una dirección de viento. Cada punto corresponde a valores medios de medidas realizadas en un
periodo de 10 minutos. El número que aparece en ordenadas sería la producción durante 10 minutos. La potencia media en Kw se obtendría multiplicando
ese número por 6
Sin embargo cuando tenemos un parque eólico con muchas máquinas situadas en un terreno
no uniforme que tiene interferencias, la dirección y la intensidad del viento varía de máquina a
máquina, debido a los efectos orográficos y al de las estelas, por lo que esto se debe de cuantificar
mediante métodos de cálculo apropiados.
[9.2] Aerogeneradores
La primera referencia de un molino de viento corresponde a Hero de Alejandría, fechada en el
siglo I ó II a.C. Como se cita en Golding (1955) se trataba de era un molino de viento de eje
horizontal usado para mover el fuelle de un órgano.
En China, en cambio, ya se utilizaban molinos de eje vertical, con velas radialmente dispuestas
constituyendo un rotor horizontal. La referencia documental más antigua se remonta al año
1219 d.C., por lo que no es demostrable que los molinos de viento en China daten de hace más
de 2.000 años. Los primeros molinos de viento realmente útiles para realizar trabajos se utilizaron
en Persia en el siglo VII d.C.
Sobre el 1100 d.C. se empiezan a construir en Inglaterra y Francia los primeros molinos de
viento de eje horizontal y cuatro palas y, posteriormente, en el siglo XIII, se encontraron en
Alemania, Dinamarca y Holanda. Su uso era la molienda de grano. Los molinos holandeses,
desde el s. XIV, se empleaban para el bombeo de agua.
Todo ello hace ver que la tecnología tiene muchos años de uso aunque sólo en la actualidad se
ha iniciado su empleo para producir energía eléctrica. Fue William Thomson el primero que
propuso su uso para producir electricidad. En la revista Scientific American, en diciembre de
1890, se presentó una aplicación sobre la utilización de un aerogenerador para cargar unas baterías.

LA ENERGÍA EÓLICA [191]
Figura 5. Tipos de aerogeneradores de eje horizontal
A. Máquina multipala americana B. Máquinas monopala, bipala y tripala
[9.2.1] Aerogeneradores de eje horizontal
Los aerogeneradores pueden ser de eje horizontal y de eje vertical.
Las máquinas de eje horizontal puede ser lentas o rápidas, según sea la velocidad típica de la
punta de la pala, definida a través de su velocidad específica:
= D ––––
2 V 1
en la que “” es la velocidad de rotación, “D” el diámetro y “V 1 ” la velocidad del viento incidente.
Son máquinas lentas las que tienen una velocidad específica entre 2 y 5, se caracterizan porque su
velocidad de rotación es baja, por lo que tienen un gran número de palas, entre 12 y 14, que cubren
casi toda la superficie del rotor. Tienen un elevado par de arranque, gracias al cual pueden
ponerse en marcha incluso con velocidades de viento muy bajas. Su velocidad de rotación hace
que sean poco útiles para producir energía eléctrica, por lo que se emplean fundamentalmente
para el bombeo de agua. La [Figura 5] corresponde a una máquina muy utilizada para este fin.
Las máquinas de eje horizontal rápidas tienen una velocidad específica entre 8 y 10, su velocidad
de rotación es elevada y el número de palas reducido (dos, tres o cuatro). Su par de arranque
es menor y necesitan que el viento tenga mayor velocidad para arrancarlas, o bien disponer
de algún medio auxiliar. Son más ligeras, soportan esfuerzos menores y su conexión a la red
eléctrica es más fácil. Por todo ello, son los dispositivos aeromecánicos más utilizados para la
generación de energía eléctrica y se examinarán en detalle más adelante.
En la [Ver Figura 5.B] se representa el rotor de un aerogenerador monopala, bipala y tripala.
Entre los aerogeneradores de eje horizontal de alta velocidad hay máquinas en las que las palas están
a barlovento, aguas arriba de la máquina, y a sotavento, en la que las palas se sitúan aguas abajo
de la máquina. Posteriormente analizaremos las ventajas e inconvenientes de estas disposiciones.
Entre los aerogeneradores de eje horizontal hay otros que no han pasado del estado de prototipo;
son los casos de las aeroturbinas multi-rotor, bihélice o con difusor.

[192] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[9.2.2] Aerogeneradores de eje vertical
Los aerogeneradores de eje vertical son maquinas en las que el rotor se mueve debido a los esfuerzos
de arrastre que el viento origina en dirección perpendicular al eje de giro. Una de estas
maquinas se instaló en los 70 en La Mancha. Se caracteriza porque los alabes sólo soportan esfuerzos
de tracción.
Esta máquina presenta ciertas ventajas sobre las de eje horizontal: no necesita regulación frente
al cambio de velocidad del viento puesto que se autorregula, entra en pérdida a velocidades
elevadas del viento, o permite instalar el generador sobre el terreno, lo que facilita el mantenimiento.
Pero no todo son ventajas ya que necesita un motor de arranque, y su rendimiento es
menor que el de las máquinas de eje horizontal, a igualdad de potencia.
[9.2.3] Tipos de aerogeneradores
Los aerogeneradores se clasifican atendiendo al tipo de generador eléctrico utilizado.
[9.2.3.1] Aerogeneradores de corriente continua
Los aerogeneradores pequeños, que funcionan de forma aislada, no están conectados a la red
eléctrica y suelen ser de corriente continua. Alimentan baterías para suministrar energía eléctrica
a los consumos de casas, granjas, etc.
[9.2.3.2] Aerogeneradores de corriente alterna
[Aerogeneradores asíncronos]
❚ Jaula de Ardilla
❚ Rotor Bobinado-DA
Se caracterizan por:
❚ Su facilidad de conexión a la red.
❚ La ausencia de contactos móviles.
❚ Admiten un ligero deslizamiento de velocidad con respecto a la de sincronismo.
❚ El sistema de control es sencillo.
❚ Su coste es el menor de entre los de corriente alterna.
❚ Son robustos.
También tienen sus inconvenientes, ya que requieren estar acoplados a la red eléctrica
para funcionar.
[Aerogeneradores síncronos]
Se caracterizan porque:
❚ Pueden producir energía reactiva.
❚ Pueden funcionar de forma autónoma.
❚ Su rendimiento suele ser mayor.
❚ Soportan huecos de tensión.

LA ENERGÍA EÓLICA [193]
Y tienen los siguientes inconvenientes:
❚ No admiten deslizamiento con respecto a la velocidad de sincronismo.
❚ El control es complicado.
❚ La conexión a la red es más compleja.
[9.2.4] Aplicaciones de los aerogeneradores
Actualmente los aerogeneradores se emplean en la producción de energía eléctrica, agrupados
en los conocidos parques eólicos. Se ha pasado de la construcción de parques con
maquinas de pequeña potencia (100-200 kV) a los centenares de Mw con máquinas que superan
el Mw de potencia. En Europa hay proyectos de parques eólicos que superan los
1.000 Mw.
Otras aplicaciones para el uso de aerogeneradores, del orden de varios Kw, es en sistemas aislados
para el suministro de energía eléctrica a casas situadas en zonas rurales, o en aplicaciones
como el suministro eléctrico a barcos de recreo, etc.
[9.3] El aerogenerador de eje horizontal
[9.3.1] Descripción
El aerogenerador más empleado es el de eje horizontal con dos o tres palas, de perfil aerodinámico,
por lo que se emplean directamente todos los desarrollos tecnológicos y la investigación
de la industria aeronáutica y de las turbinas de gas y vapor. La aeroturbina de eje horizontal es
la que da un mayor coeficiente de potencia con una mayor velocidad específica. Esta alta velocidad
es conveniente para facilitar el acoplamiento a la red sin tener que hacer grandes inversiones
en el generador, por el número de polos o el empleo de transmisiones que incrementen
su velocidad mediante una relación de multiplicación elevada.
Otra ventaja adicional de las aeroturbinas que funcionan por sustentación aerodinámica, además
de la mayor potencia y mayor velocidad de giro, es su menor empuje o fuerza de tumbado,
por lo que las cargas y los efectos estela son menores.
Las aeroturbinas de eje vertical tipo Darrieus también se mueven por el principio de sustentación
aerodinámica, pero como ya se vio en el apartado anterior, tienen otras desventajas; fundamentalmente
que su funcionamiento es del tipo no estacionario, por lo que las cargas dinámicas
y de fatiga son más importantes.
[9.3.2] Componentes de un aerogenerador
Los componentes de una aeroturbina de eje horizontal son las palas, el elemento fundamental
que capta la energía del viento, mediante la acción de las fuerzas aerodinámicas, que
transmiten su giro a un eje alojado en la góndola, donde están situados el generador eléctrico,
la caja de cambios, y los mecanismos de control. La góndola reposa sobre una placa sobre
la que gira, cambiando el ángulo de guiñada, orientando la aeroturbina para que su eje
de giro sea paralelo al viento. La placa está sobre una torre, que se cimenta en el terreno.
En aeroturbinas de velocidad variable, la pala puede girar alrededor de su eje longitudinal
[Ver Figura 6].

[194] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
❚ El generador eléctrico. El generador puede ser síncrono o asíncrono. El generador asíncrono
es más barato y permite que tenga un cierto deslizamiento lo que hace que el funcionamiento
de la aeroturbina sea más suave. En cambio, consume energía reactiva lo que disminuye
la calidad de la energía producida, y por lo tanto la prima que se paga a la energía eólica.
En la actualidad hay maquinas que funcionan con velocidad variable, lo que tiene algunas
ventajas. El aerogenerador funcionara con coeficientes de potencia mayores por lo que la curva
de potencia de la aeroturbina, indicada en la [Figura 3], da mayor potencia para una menor
velocidad. Además la velocidad variable permite un funcionamiento más suave del aerogenerador
ya que absorbe las oscilaciones. En aplicaciones comerciales ya hay generadores de dos
velocidades.
En el caso de las maquinas síncronas se puede eliminar la caja de cambios; en este caso, el número
de polos del generador es elevado, por consiguiente de mayor peso.
❚ El freno mecánico. Además de los frenos aerodinámicos, los aerogeneradores llevan por
normativa un freno mecánico. Normalmente, cuando el aerogenerador se para con el freno
aerodinámico entra en funcionamiento el mecánico. Los frenos suelen estar actuados hidráulicamente.
Su localización depende del fabricante. Se puede colocar en el eje de baja velocidad
o en el eje de alta velocidad, ambos tienen ventajas e inconvenientes; el primero porque
transmite un elevado par de frenado, y el segundo por transmitir a las palas a través de la caja
de cambios el par, por lo que puede dañar los dientes de los engranajes.
❚ Control de orientación. En casi todos los aerogeneradores la góndola y las palas giran, de
manera que se orienten alineadas con la dirección del viento.
La góndola se apoya en una placa que gira respecto de la torre, a la que se transmiten todas
las cargas aerodinámicas y el peso de todos los componentes a través de un cojinete. El control
de la orientación puede ser activo, cuando un motor mueve la góndola mediante una
Figura 6. Esquema de una aeroturbina de eje horizontal
Giro de orientación
(ángulo de guiñada)
Góndola
Giro de pala
(ángulo de paso)
Palas
Torre

LA ENERGÍA EÓLICA [195]
reductora, puesto que la velocidad de giro debe ser muy reducida. En otros casos, cuando el
rotor está colocado aguas abajo de la torre con las palas con cierta conicidad, la aeroturbina es
auto-orientable, aunque debe tener algún sistema que reduzca su velocidad de orientación
para evitar cargas excesivas [Ver Figura 7].
❚ La torre. Soporta la góndola, manteniéndola a una altura apropiada. Su altura viene a ser aproximadamente
igual al diámetro del rotor. En el caso de aerogeneradores de pequeño tamaño, la altura
suele ser bastante mayor. La altura al final es un compromiso entre su coste y la mayor energía
que se puede extraer del viento, como consecuencia de las mayores velocidades que éste tiene
en función de la altura. La altura de la torre en cualquier caso no debe ser menor de 24 m.
❚ El diseño del aerogenerador. Los aerogeneradores responden a diseños diferentes tanto desde
el punto de vista mecánico como de los sistemas de control.
❚ Cálculo del rotor. Es importante que el tamaño del rotor sea el que produce la energía al mínimo
precio. Los aerogeneradores se están construyendo cada día de mayor potencia, aunque
últimamente parece que esta tendencia cambia. El gran tamaño tiene la ventaja de la economía
de escala. En contra, está el hecho de que mientras la energía producida aumenta con el
cuadrado del tamaño de la aeroturbina, su precio aumenta con el cubo. Burton y otros (2001)
indican que para terrenos con rugosidad del orden de 1 mm (arena o hierba muy baja) el diámetro
óptimo es de unos 45 m, y para terreno de mayor rugosidad del orden de los 5 mm
(hierba alta o cultivos) el diámetro óptimo es de unos 55 m. Sin embargo, también hay que tener
en cuenta el montaje, que obviamente se ve dificultado por el tamaño, sobre todo si el acceso
es difícil, como ocurre en las cimas de las cadenas montañosas que son de gran interés
debido al efecto acelerador que estas tienen sobre el viento. En el caso de los aerogeneradores
instalados en el mar, el tamaño suele ser más grande debido a la facilidad de transporte.
Los aerogeneradores de mayor tamaño están situados en los parques eólicos marinos (offshore),
por ejemplo en el parque eólico offshore de Rev. Horn, los generadores tienen 2 Mw de
potencia y su diámetro es de 80 m.
Figura 7. Posición del rotor respecto a la torre
Viento incidente
Viento incidente
Conicidad
Ángulo de
inclinación (tilt)
Rotor aguas arriba,
upwind o a barlovento
Rotor aguas abajo,
downwind o a sotavento

[196] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
En cuanto a la velocidad de giro, por una parte el diseño para una potencia óptima determina
que la velocidad sea tal como se indica en la Figura 3. En dicha Figura aparece el coeficiente
de potencia para un diseño óptimo como función de la velocidad específica y del cociente entre
la sustentación y la resistencia del perfil (L/D) y para aeroturbinas de tres palas. Cuanto
mejor sea el perfil (mayor L/D), mayor será el coeficiente de potencia y mayor la velocidad
específica. Aquí se ve una doble razón para elegir buenos perfiles. Para L/D = 100 se pueden
obtener valores de Cp = 0,5 con velocidades específicas entre 8 y 10. Con velocidades específicas
más elevadas, por ejemplo 20, entonces Cp es similar, la velocidad de la punta es más
elevada con lo que aparece efectos de compresibilidad en el aire, dando lugar a problemas aerodinámicos
y a la producción de ruido. El ruido aumenta considerablemente con la velocidad
de giro, incrementándose además el empuje sobre las palas, por lo que estas se tienen
que diseñar con mayor peso. Las velocidades de giro elevado además tienen un impacto visual
importante.
Los aerogeneradores de velocidad variable tienen algunas ventajas:
[] Se extrae más energía del viento, puesto que ésta es máxima para un valor fijo de la velocidad
específica, lo que supone modificar la velocidad de giro proporcionalmente a la velocidad
del viento.
[] Se reduce el ruido aerodinámico en el caso de vientos con baja velocidad ya que las palas giran
más despacio.
[] El rotor actúa como un volante de inercia, suavizando las oscilaciones del par motor.
En los aerogeneradores de dos velocidades se ha pasado de tener dos generadores a generadores
con doble bobinado, por lo que, según sea necesario, el generador funciona como una
máquina de diferente número de polos. Los generadores actuales pueden funcionar como si
tuviesen 4 ó 6 polos. Los inconvenientes de este diseño son la elevada complejidad de funcionamiento
de los conmutadores y que se pierde energía cuando el generador se desconecta para
cambiar de velocidad.
Otra forma de conseguir la velocidad variable es interponiendo un convertidor de frecuencia
entre el generador y la red eléctrica. Este sistema controla mejor la corriente reactiva y produce
menos oscilaciones de voltaje en la red (flicker). Sin embargo, el convertidor supone una
pérdida de potencia; además, el sistema se complica, se incrementa el coste y produce ruido
eléctrico. Otro sistema de obtener la velocidad variable es conectar el rotor y el estator a la
red, el estator directamente y el rotor a través de unos anillos deslizantes y del convertidor de
frecuencia. En este caso el convertidor es más barato, puesto que pasa por él sólo una parte
de la energía producida, en cambio sólo se puede variar la velocidad de giro del orden del ±
40-50%.
[9.3.2.1] Número óptimo de palas
El coeficiente de potencia se incrementa con el número de palas, puesto que las pérdidas asociadas
a la punta de la pala disminuyen. Pero al aumentar el número de palas también aumenta
el coste y se complica el diseño aerodinámico, ya que debe mantenerse aproximadamente
constante el producto del número de palas por su cuerda, por lo que al aumentar las palas se
reduce la cuerda, lo que puede dar lugar a dificultades de fabricación. Los esfuerzos sobre la
máquina en principio son independientes del número de palas, y por tanto la carga individual
sobre cada pala disminuye proporcionalmente con su número. Como conclusión, la mayoría
de las máquinas modernas tienen tres palas Ese número permite también compensar las variaciones
de las oscilaciones del par que se producen como consecuencia de la cortadura del
viento.

LA ENERGÍA EÓLICA [197]
[9.3.2.2] Control de la potencia del aerogenerador
Con el control de la potencia del aerogenerador tratamos de conseguir que este funcione como
se representa en la [Figura 3], es decir: para velocidad de viento mayores que la velocidad nominal
y menores que la velocidad de corte, la aeroturbina produce una potencia aproximadamente
constante. Esto se consigue por un método totalmente pasivo, puesto que la maquina entra
en pérdida si los alabes son fijos, o si lo es de paso variable cambiando el paso de los mismos,
esto es, cambiando el ángulo de la pala. El sistema de entrada en perdida es más económico pero
tiene ciertos inconvenientes.
También hay que tener en cuenta que para vientos mayores que el de corte la máquina debe
estar parada, y si la máquina tiene posibilidad de regular el ángulo de los alabes, sus palas estarían
en la posición de bandera, que corresponde aproximadamente a un ángulo de paso, para el
que con la pala parada la fuerza del viento sobre la misma sea nula.
Para entender el principio de control, bien por cambio de paso o por entrada en pérdida, se deben
tener unas nociones de cómo se originan las fuerzas aerodinámicas sobre el perfil, fundamentalmente
la fuerza de sustentación L, cuya proyección L sen da el par aerodinámico. Dicha
fuerza por unidad de longitud de pala viene dada por la ecuación:
L = 1 –– 2
W 2 cC L
Donde c es la cuerda del perfil, la densidad del aire, W la velocidad relativa del aire y C L
es el denominado coeficiente de sustentación que fundamentalmente depende del ángulo
de ataque . Se puede ver que para ángulos de ataque menores que el denominado de entrada
en pérdida el coeficiente C L crece con . A partir del ángulo de entrada en pérdida, el
coeficiente C L sufre una brusca disminución de su valor. Cuando es superior al ángulo de
entrada en pérdida la corriente se desprende formándose remolinos, lo que causa esa brusca
disminución de C L . Mientras el ángulo sea menor que el de entrada en pérdida, la fuerza
L y, por tanto, la potencia aumentarían con V 1 , por aumentar la velocidad relativa, W, y
por aumentar el ángulo . Sin embargo, si el viento aumenta tanto que a se hace mayor que
el ángulo de entrada en pérdida, C L disminuiría bruscamente, aunque W seguiría aumentando.
Además, la fuerza de arrastre, D, aumentaría muy bruscamente al aumentar el ángulo
por encima del de entrada en pérdida, lo que también contribuiría a disminuir la potencia.
Mediante un diseño apropiado se puede conseguir que los efectos de las variaciones de
W, L y D se compensen y se tenga una potencia aproximadamente constante para velocidades
de viento mayores que la de diseño. En realidad la potencia nunca se llega a mantener
constante cuando el control es por entrada en pérdida, lo más que se consigue es no exceder
la potencia nominal. Una curva típica de potencia cuando el control es por entrada en pérdida
se muestra en la [Figura 8].
Cuando se controla la potencia cambiando el ángulo de paso se mantiene constante la potencia
con mayor precisión. La aeroturbina dispone de un sensor que detecta la potencia
producida o la velocidad del viento, de acuerdo con su valor cambia el ángulo , al aumentar
disminuye el ángulo de ataque , por lo que disminuye CL y por tanto la potencia.
Este procedimiento es el usado normalmente, pero también se puede disminuir CL haciendo
entrar al perfil en pérdida, esto es aumentando , y disminuyendo por tanto . Este
método alternativo se está empezando a emplear en las aeroturbinas modernas, y tiene la
ventaja de que al ser la caída de CL muy brusca por entrada en pérdida, el control es más
eficaz.
Si la máquina está controlada por cambio de paso, el buje debe incorporar unos cojinetes en
la raíz de cada pala; el mecanismo para cambiarlo puede ser a través de motores eléctricos a

[198] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 8. Curva típica de potencia para una aeroturbina controlada por entrada en pérdida
Potencia (kw)
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
0 5 10 15 20 25 30
Velocidad de viento (m/s)
los que se les envía la energía eléctrica mediante anillos deslizantes mecánicamente. El giro
del ángulo del alabe depende de las condiciones del viento, la velocidad viene a ser de 1%
/s, siendo más rápido si se utiliza como freno aerodinámico.
[9.3.2.3] Eje principal de baja velocidad
A través de él se transmite el par y además soporta el peso de las palas. A su vez, está soportado
por cojinetes que transmiten las cargas a la góndola; existen diversas opciones para la colocación
de los cojinetes, así como para la conexión a la caja de cambios. En ocasiones, alguno de
los cojinetes suele estar integrado en la caja de cambios. A veces, la conexión a la caja de cambios
se suele hacer usando un acoplamiento hidráulico que permita un cierto deslizamiento y
amortigüe las fluctuaciones del par.
[9.3.2.4] Situación del rotor del aerogenerador
El rotor puede colocarse aguas arriba (upwind o a barlovento) o agua abajo (downwind o a sotavento)
de la torre.
La configuración aguas arriba es la más utilizada; tiene la ventaja de que el efecto de la torre cada
vez que pasa una pala delante de la torre es menos importante que cuándo está en la posición
aguas abajo, en que se generan importantes cargas dinámicas y ruido. Cuando el rotor está
aguas arribas, se debe inclinar el eje de giro hacia arriba un cierto ángulo (tilt) de unos 5º o 6º
para evitar que los alabes puedan tocar en la torre. El aerogenerador, cuando se sitúa aguas
abajo, tiene tendencia a auto-orientarse cuando cambia la dirección del viento, pero hay que
evitar que la velocidad de cambio de orientación sea demasiado rápida, por lo que se debe instalar
un sistema de control que reduzca la velocidad de orientación.
[9.3.2.5] El potencial eólico español
El Plan de Fomento de las Energías Renovables (PFER), aprobado por el Gobierno en diciembre
de 1999, establece que el potencial eólico en España era de unos 15.000 Mw. En la [Tabla 1]
se muestra el potencial adicional de recursos de energías renovables en España, definido en el

LA ENERGÍA EÓLICA [199]
citado PFER como la capacidad anual de producción con las distintas tecnologías renovables, y
en la que la energía eólica resalta por su excelente potencial.
Los incentivos económicos que se han establecido para el aprovechamiento del potencial eólico
han propiciado, en algunas Comunidades Autónomas, que la energía eólica sea la energía renovable
de mayor crecimiento. Ya en el año 2002 el crecimiento fue del 46% respecto al año anterior,
pasando de 3.295 Mw en el 2001 a los 4.832 Mw registrados en diciembre de 2002, y se ha
duplicado en dos años, llegando a una potencia instalada en diciembre de 2004 de 8.263 Mw,
superando ampliamente las previsiones hechas por la CNE (2001), donde se hablaba de 6.500
Mw en 2005.
Con respecto a la situación de la potencia instalada en España dentro de la UE, la [Tabla 2] nos
da una visión general, donde vemos que Alemania lidera la lista llegando, en el 2004, a 17.000
Mw y unas excelentes previsiones de futuro. El segundo lugar lo ocupa España, logrando un
33,2% de instalación en 2004, y les sigue Dinamarca, que crece fundamentalmente con los parques
offshore y el reemplazo de las turbinas de más de 10 años. El Reino Unido, en un sexto
puesto, tiene proyectos de más de 2.000 Mw, incluyendo 1.100 Mw de offshore para el futuro.
Destaca, además, el impulso de otros países como Estonia, que ha aumentado su instalación de
potencia eólica en 2004 en un 583%, el de Irlanda, con el 71%, el de Eslovaquia con un 94% y
el de Portugal con un 75%.
[9.3.2.6] Potencia eólica instalada en España
En la [Tabla 3] se representa la potencia eólica instalada en los últimos años en cada Comunidad
Autónoma, así como el número de parques. Galicia, Castilla-La Mancha y Castilla-León son las
Comunidades Autónomas con mayor potencia instalada, suponiendo en el 2004 casi un 61%
del total. La cuarta posición es para Aragón (1.163 Mw), seguida por Navarra (849 Mw, ahora
un 10% del total), que hasta el 2002 tenía la tercera posición, pero debido a la espectacular subida
de potencia instalada en Castilla-La Mancha, Castilla-León y Aragón ha intercambiado
los puestos. Un comentario merece la Comunidad Autónoma de Andalucía, que si bien hasta
2001 prácticamente mantenía la potencia, en los últimos tres años la ha duplicado, al igual que
Murcia.
Las tasas de crecimiento de las distintas Comunidades Autónomas son muy dispares, siendo
significativos los aumentos en País Vasco, La Rioja y la Comunidad Valenciana.
Tabla 1. Potencial de recursos de energía renovables en España
Energías renovables
Hidráulica < 10 Mw
Hidráulica > 10 Mw
Biomasa
Biogas
Biocarburantes
R.S.U.
Eólica
Estimación del recurso
7.500 Gwh/año
20.774 Gwh/año
16 Mtep/año
0,55 Mtep/año
0,64 Mtep/año
1,2 Mtep/año
34.200 Gw/año
Solar térmica 2 Mtep/año (26,5 millones m 2 )
Solar fotovoltaica
300 Mwp instalados aislados
2.000 Mwp instalados conectados a red

[200] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Fuente: IDAE
Tabla 2. Potencia eólica instalada en Europa a diciembre de 2002
País 2003 2004
Alemania 14.609 17.000
España 6.411 8.263
Dinamarca 3.110 3.117
Italia 904 1.261
Holanda 910 1.077
Reino Unido 648 888
Austria 415 606
Portugal 301 520
Grecia 309 465
Suecia 399 442
Francia 253 405
Irlanda 187 342
Bélgica 67 93
Polonia 60 68
Finlandia 51 82
República Checa 110 16,5
Estonia 2,9 20
Eslovaquia 2,6 5,1
[9.4] La industria eólica en España
La energía eólica es favorable desde el punto de vista medioambiental, pero desde el punto de
vista de seguridad de suministro, como el resto de las energías renovables, tiene inconvenientes
ya que depende de la naturaleza. Pero gracias a ello se ha promovido la creación de nuevas empresas,
la generación de empleo, la formación de nuevos profesionales y, en definitiva, la mejora
de la competitividad industrial del país.
[9.4.1] Fabricantes de aerogeneradores
La tecnología eólica en España está muy desarrollada. Existen varios fabricantes españoles que
disponen de tecnología propia, compitiendo en la actualidad en el mercado mundial y dedicando
grandes recursos a la investigación.
Los aerogeneradores fabricados permiten garantizar una disponibilidad superior al 95% y cumplen
la curva de potencia declarada en el ±5%.
[9.4.2] Promotores de parques eólicos
La promoción de parques eólicos en España ha crecido a finales de los noventa con tasas del
100%. Las máquinas han pasado de los 100-300 Kw en los noventa, con costes específicos
de 120 €/Kw instalado, a los 750-1.200 Kw con costes específicos del orden de los 900 €/Kw
instalado y con tasas de crecimiento de este tipo de energía muy elevados en los años actuales
[Ver Figura 9].

LA ENERGÍA EÓLICA [201]
Tabla 3. Número de parques y potencia instalada por CC AA
Comunidad 1999 2000 2001 Variación (%) 2001/2000 2004
Andalucía
Potencia (Mw) 127 150 158 5,3 346
Número de parques 14 15 16 6,7
Aragón
Potencia (Mw) 209 230 404 75,7 1.163
Número de parques 10 21 30 42,9
Asturias
Potencia (Mw) - - 24 - 144
Número de parques - - 1 -
Baleares
Potencia (Mw) 0,2 0,2 0,2 - 3,66
Número de parques - - - -
Canarias
Potencia (Mw) 82 115 120 4,3 135
Número de parques 22 29 31 6,9
Cantabria
Potencia (Mw) - - - - -
Número de parques - - - -
Castilla-La Mancha
Potencia (Mw) 112 348 493 41,7 1.567
Número de parques 5 11 15 35,4
Castilla-León
Potencia (Mw) 122 228 357 56,6 1.535
Número de parques 8 16 27 59,3
Cataluña
Potencia (Mw) 59 71 83 16,0 94
Número de parques 6 7 8 14,3
Comunidad Valenciana
Potencia (Mw) 3 7 3 0 20
Número de parques 1 1 1 0
Extremadura
Potencia (Mw) - - - - -
Número de parques - - - -
Galicia
Potencia (Mw) 438 601 938 56,1 1.914
Número de parques 25 34 47 38,2
La Rioja
Potencia (Mw) - 24 74 208,3 348
Número de parques - 1 2 100
Madrid
Potencia (Mw) - - - - -
Número de parques - - - -
Murcia
Potencia (Mw) 6 11 11 0 54
Número de parques 1 2 2 0
Navarra
Potencia (Mw) 318 468 553 18,1 849
Número de parques 17 23 27 17,4
País Vasco
Potencia (Mw) - 24 27 12,5 85
Número de parques 0 1 2 100
Total nacional
Potencia (Mw) 1.476 2.274 3.242 42,6 8.263
Número de parques 117 161 209 29,8
Fuente: IDAE

[202] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 9. Evolución del coste por kw eólico instalado
Euros/kW
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Fuente: IDAE
En España hay del orden de 400 empresas que trabajan en este sector, de las que casi el 80%
son pequeñas y medianas empresas (PYMEs). A igual potencia instalada, con esta tecnología se
crean hasta cinco veces más puestos de trabajo que con las tecnologías energéticas tradicionales,
lo cual hace que cuente con apoyos gubernamentales que no dejan falsear el mercado energético.
[9.4.3] Barreras a la industria eólica
Las barreras históricas existentes para la entrada de la energía eólica son las siguientes.
❚ La falta de redes de transporte adecuadamente dimensionadas, y cercanas a los emplazamientos
de los parques eólicos, que sean capaces de admitir la energía producida. El carácter fluctuante
de este tipo de energía junto con el hecho de que estas instalaciones suelen estar conectadas
a redes de distribución propias de zonas rurales, dificulta la operación y gestión de
las redes y plantea un problema grave de calidad de la energía circulada por las redes.
❚ Es importante el rechazo que se esta produciendo por parte de algunos agentes sociales debido
al incesante incremento de aerogeneradores en los paisajes españoles. En nuestro país, las
zonas apropiadas para instalar los parques son en muchos casos de gran valor paisajístico, lo
que acentúa más este problema que no tiene fácil solución.
❚ Finalmente, hay que resaltar, igual que ocurre con el resto de las instalaciones eléctricas, el
inconveniente de la falta de agilidad en la obtención de permisos y autorizaciones. Los arduos
y dilatados trámites ante las diferentes administraciones (nacionales, autonómicas y municipales)
encarecen innecesariamente la construcción e incluso a veces hacen que los empresarios
abandonen la construcción de los proyectos.
[9.4.4] Apoyo a la energía
La promoción de la energía eólica en España se realiza mediante el marco legislativo que incentiva
económicamente la instalación de parques eólicos conectados al sistema eléctrico. Hay
subvenciones y programas de ayuda al I+D+D y a la instalación de parques eólicos.
La energía eólica está considerada dentro del Régimen Especial de Generación. La Ley
54/1997 del Sector Eléctrico supuso un apoyo importante, en el caso de que el parque tenga

LA ENERGÍA EÓLICA [203]
una potencia inferior a 50 Mw, para el desarrollo de la industria eólica en España, puesto que
estos no ofertan su energía al pool y reciben un precio regulado que es superior al precio de
mercado en competencia.
El Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica mediante
instalaciones que emplean para la generación de energía renovable, residuos y cogeneración,
desarrolló los requisitos y procedimientos para acogerse al llamado Régimen Especial
de Generación, así como el régimen económico para los productores de electricidad
acogidos a este régimen. Este sistema de primas o incentivos económicos ha sido el principal
responsable de que se haya desarrollado la energía eólica de forma significativa, y se
considera imprescindible si se requieren conseguir los objetivos definidos en el Plan de Fomento
de las Energías Renovables.
En diciembre de 1999, el Gobierno aprobaba el Plan de Fomento de las Energías Renovables,
en el que se establecían las medidas necesarias para alcanzar el objetivo de que el 12% de la
energía primaria consumida en España procediera de fuentes de energía renovables en el año
2010.
En Europa, por otro lado, el Libro Verde Hacia una estrategia europea de seguridad de abastecimiento
energético, publicado por la Comisión Europea en noviembre de 2000, propone que
se fomente el uso de las energías renovables y la cogeneración para lograr el objetivo de reducir
la dependencia energética y limitar la emisión de gases de efecto invernadero.
Esto se concretó en la Directiva 2001/77/CE, de 27 de diciembre de 2001, relativa a la promoción
de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovable, en la que se definen
las líneas básicas regulatorias que determinarán la expansión de la energía eólica en los próximos
años.
El Real Decreto 436/2004 (nuevo desarrollo de la Ley 54/1997) objetiva el cálculo de la prima,
da un precio fijo para toda la vida del parque, incentiva las mejoras técnicas en cuanto a una
mayor integración en la red (huecos de tensión), obliga a predecir la producción y esto hace
que esa oferta directa al mercado mejore la retribución económica (especialmente para las
grandes empresas).
En España hay ayudas públicas para el desarrollo de proyectos de I+D+D, así como para la instalación
de parques eólicos. El Ministerio de Ciencia y Tecnología, a través del IDAE y las CC
AA, convoca programas de ayuda a este tipo de energía. En Europa se incluyen en las distintas
convocatorias del Programa Marco y se emplean los Fondos Europeos para el Desarrollo Regional
(FEDER) para cofinanciar los planes de desarrollo de la red de forma que permita la integración
fiable y segura en los sistemas eléctricos de los parques eólicos.
[9.5] Energía eólica e I+D
[9.5.1] Introducción
La energía eólica se ha desarrollado forma significativa en los últimos 15 años, ya que se trata
de una tecnología multidisciplinar, receptiva a todo tipo de avance técnico y en la que se pueden
aplicar casi de inmediato y con gran agilidad los resultados de la investigación en los más
variados campos. Eso hace que sea difícil separar lo que es propiamente investigación y desarrollo
tecnológico de lo que es la descripción del estado actual de la tecnología que se describió
anteriormente.

[204] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[9.5.2] Modelos para la predicción del viento
La importancia que ha tomado la generación de energía eléctrica de origen eólico ha planteado
problemas en su integración en el sistema eléctrico español que hay que resolver. Se necesita
conocer las características del viento con una cierta anticipación para predecir la producción
eléctrica de cada parque eólico y, de esta manera, integrarla en la cobertura de la
demanda eléctrica. Esto se hace mediante métodos estadísticos basados en correlacionar el
viento que hay en un cierto instante con el que ha habido en una serie de instantes anteriores.
Se utiliza para ello una serie de coeficientes que se va actualizando con el paso del tiempo,
de manera que se minimicen los errores. También se utilizan métodos basados en redes
neuronales y lógica difusa. El procedimiento más atractivo y fiable consiste en utilizar las
predicciones meteorológicas, combinadas con modelos de cálculo que estiman el efecto local
del terreno.
Cuando se quiere instalar una máquina eólica o parque eólico se busca que la producción sea
máxima; asimismo, se busca que las cargas turbulentas que deben soportar las máquinas sean
tan reducidas como sea posible, por lo que es necesario estimar debidamente las características
del viento en ese emplazamiento. Se parte de los datos de viento en el lugar donde se han hecho
medidas, y mediante la estimación del viento geostrófico se obtiene los datos del viento en
otros lugares próximos. Sin embargo la orografía tiene en muchos casos efectos importantes sobre
los vientos locales. En la actualidad, existen unos modelos de meso-escala como el desarrollado
por la Universidad de Karlsruhe, denominado KAMM, que se está tratando de combinar
con otros locales como el WASP desarrollado en el Riso. Pero este tipo de modelos no pueden
predecir el comportamiento del viento cuando la orografía es abrupta, por lo que se producen
desprendimientos de la corriente y recirculaciones; en ese caso hay que recurrir a modelos que
resuelven las ecuaciones de la mecánica de fluidos, con métodos apropiados de cierre de la turbulencia,
tales como los presentados por Kim, Crespo, Toomer y otros. La aplicación de estos
métodos es, desde el punto de vista informático, bastante costosa.
Otros aspectos a tener en cuenta son las características turbulentas del flujo y su influencia en
el comportamiento del aerogenerador, ya que producen cargas por fatiga que deben resolver
los sistemas de control y que empeoran la calidad de la energía eléctrica producida.
También hay proyectos de I+D para desarrollar modelos numéricos complejos para estudiar
tanto las estelas aisladas como las estelas superpuestas que se producen en los parques eólicos.
Tal es el caso del UPMWAKE, desarrollado en el Laboratorio de Mecánica de Fluidos de la
E.T.S.I. Industriales de la UPM, que considera que la aeroturbina está inmersa en una corriente
básica no-uniforme correspondiente a la capa superficial de la capa límite terrestre. El UPM-
WAKE tiene la posibilidad de reproducir la cortadura del viento incidente sobre la aeroturbina,
por lo que se ha utilizado en combinación con otros programas de modelización para estimar
las cargas que se producen sobre los aerogeneradores situados en la estela de otros.
La mejora de estos códigos es objeto de continuos trabajos de I+D, cuyos resultados permiten
mejorar el comportamiento de los generadores eólicos.
[9.5.2.1] Investigación sobre parques eólicos situados en el mar
En la actualidad se está investigando la construcción de parques eólicos en el mar por la mayor
velocidad media del viento, las menores turbulencias atmosféricas y porque el avance de la tecnología
hace que se puedan resolver otros aspectos negativos como la problemática de las cimentaciones,
del montaje de los aerogeneradores, de los accesos, del mantenimiento y de la
evacuación de la energía eléctrica a la red.

LA ENERGÍA EÓLICA [205]
Dinamarca es el país más avanzado en la instalación en el mar de parques eólicos; en 1991
construyeron el parque de Vindeby, con 11 turbinas de 450 Kw cada una. Este parque se
construyo con fondos del IV Programa Marco de la Unión Europea, liderado por el laboratorio
danés RISO. En el año 2001 se instaló el parque de Middlegrunden, cerca de la costa de
Copenhague, que consta de 20 aeroturbinas de 2 Mw, y se pretende construir otros cinco
campos eólicos en el mar de 160 Mw cada uno. Cada uno de estos parques ocupará 20 Km 2 y
tendrá 80 aeroturbinas de 70 m de altura, con tres palas de 40 m de longitud. De hecho, se
piensa que en Dinamarca el 21% de toda la energía suministrada en el 2010 será de origen
eólico.
Los temas de investigación e innovación más relevantes son:
❚ Calculo de la cimentación y estructura soporte.
❚ Desarrollo de nuevos diseños de aeroturbinas más robustas, de fácil mantenimiento, mayor
disponibilidad, etc.
❚ Desarrollo de aerogeneradores con mayor velocidad de giro o velocidad de giro variable.
❚ Desarrollo de transformadores más pequeños que permitan instalarlos en la góndola.
❚ Estudio de la corrosión de los diferentes componentes.
❚ Estudio del efecto combinado de las olas y el viento sobre la torre que permitan el diseño de
torres más ligeras con un menor peso y coste.
❚ Estudios sobre accesibilidad para reparar y mantener el parque en condiciones meteorológicas
adversas. Análisis de la estrategia óptima de mantenimiento.
❚ Efectos de la estela, más acusados en el mar por la menor difusión de la mismas debido a que
en el mar la turbulencia es menor.
[9.5.3] Aerodinámica de los aerogeneradores
Se esta investigando principalmente sobre:
❚ La degradación de la pala por su ensuciamiento y el estudio de diversos materiales de alabes.
❚ El funcionamiento por entrada en pérdida para controlar la potencia.
❚ El efecto de la rotación en el coeficiente de sustentación y resistencia de los perfiles.
❚ El efecto de la turbulencia sobre los aerogeneradores.
❚ Las condiciones de entrada en pérdida con turbulencia con la consiguiente histéresis, o sea, la
entrada en pérdida dinámica.
[9.5.4] Temas de aerodinámica
Se están investigando sobre:
❚ Nuevos diseños de palas, en los que se estudia perfiles más avanzados, nuevos materiales y
los métodos de fabricación para conseguir palas más baratas, resistentes y con mejores prestaciones.
❚ El desarrollo de los aerogeneradores del futuro con potencias de 5 Mw y palas de 60 m.
[9.5.5] Materiales
Desde el punto de vista de los materiales, se investiga sobre:
❚ Nuevos materiales compuestos para el buje.

[206] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
❚ Nuevos materiales compuestos para mejorar la estabilidad aero-elástica y el comportamiento
ante la fatiga. Optimización aerodinámica empleando materiales más ligeros y que mejoren el
efecto de auto-amortiguamiento.
[9.5.6] Calidad de la energía eólica
La calidad de la energía eólica cuando se vierte a la red eléctrica puede hacer que no cumpla
con los estándares establecidos, de forma que los equipos eléctricos alimentados por la red se
vean afectados negativamente. Un fenómeno muy conocido que tiene la energía eólica es el
flicker, que produce oscilaciones del voltaje que provocan un cambio apreciable del brillo de la
luz. Actualmente se está elaborando la normativa internacional que debe cumplir la generación
con aerogeneradores para su alimentación a los sistemas eléctricos.
[9.5.7] Códigos y normas
Hay abundante normativa en desarrollo que cubre aspectos como integración de los sistemas
eólicos en la red, medida de la calidad de la energía eléctrica, instalación de parques
eólicos en el mar, generadores eléctricos eólicos, medidas de la potencia de los aerogeneradores,
medida del ruido que producen, seguridad de los aerogeneradores de gran tamaño,
estándares para el control remoto, normas para ensayos estructurales con maquinas a escala
natural, etc.
[9.5.8] Ruido aerodinámico
Los aerogeneradores producen ruido por dos motivos: el aerodinámico, debido al paso del
aire sobre las palas y el mecánico debido al generador eléctrico y a las reductoras. A lo largo
de los años el ruido ha disminuido de forma considerable en el segundo caso, fundamentalmente
mejorando su diseño, y actualmente se estudia la forma de reducir el ruido aerodinámico.
[9.5.9] Otros temas de interés de la energía eólica
Otros temas de investigación son los siguientes:
❚ La interferencia del movimiento de las palas en las ondas electromagnéticas de radio y televisión.
❚ Su impacto sobre las actividades agrícolas y ganaderas.
❚ Los efectos de una rotura de las palas o de la torre.
❚ Su impacto en la flora y fauna.
❚ Su impacto visual.
[9.6] La promoción en Europa de la energía eólica
El apoyo a las energías renovables constituye uno de sus principales objetivos de Europa, por lo
que los incentivos económicos a la generación eólica en nuestro país se derivan de ello.
La Directiva 96/92/CE sobre el mercado interior de la electricidad ya establecía como objetivo
la garantía de suministro respetando el medioambiente. En noviembre de 1997, la Comisión

LA ENERGÍA EÓLICA [207]
Europea publicaba el Libro Blanco Energía para el futuro: fuentes de energía renovables, en el
que se establece como objetivo doblar la cuota de participación de las fuentes de energía renovables
en el consumo interior bruto de energía de la UE, marcando como objetivo que estas
permitan cubrir el 12% del consumo de energía primaria en el año 2010. Este compromiso se
transpuso a la legislación española en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico.
Además, la Comisión Europea, a través de su Libro Verde Hacia una estrategia europea de seguridad
de abastecimiento energético, vuelve a resaltar el importante papel que las energías renovables
están llamadas a jugar en el futuro respecto a la seguridad de suministro y la mejora
del medioambiente.
Esto se concreta en la Directiva 2001/77/CE, de 27 de diciembre de 2001, relativa a la promoción
de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior
de la electricidad, y establece que los Estados miembros deberán prever mecanismos para
garantizar que la electricidad generada a partir de dichas fuentes y en cuota antes del 27 de octubre
de 2003.
La certificación de la energía como “energía verde” y los mercados de dichos certificados constituyen
otra opción planteada por la Directiva 2001/77/CE para el fomento de las energías renovables.
Dado el marco regulatorio, se concluye que la energía eólica seguirá disponiendo en los próximos
años de un marco regulatorio favorable y seguirá ganando peso en el sistema eléctrico español.
[9.6.1] La promoción de la energía eólica en España
El sistema retributivo de la generación eólica está regulado por el Real Decreto 2818/1998, de
23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos
o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. Dicho Real Decreto establece los
requisitos de su régimen, así como el sistema económico para retribuirlas.
El Decreto 2818/1998 establece las primas para cada tecnología, las cuales son actualizadas de
forma anual y cuya estructura es revisada cada cuatro años. En concreto, en el año 2003 corresponde
aplicar la primera revisión, en función de los precios de mercado, de la participación de
estas instalaciones en la cobertura de la demanda y de su incidencia sobre la gestión técnica del
sistema. La prima a la producción de energía eólica y, en general, las destinadas al régimen especial,
son consideradas como un sobrémoste del sistema eléctrico español incluido en el cálculo
de la tarifa eléctrica.
A finales de cada año se publican las primas al régimen especial en el Real Decreto de Tarifas.
Para el año 2002, estas primas fueron publicadas por el RD 1483/2001, de 27 de diciembre, sobre
la tarifa eléctrica.
El Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de medidas urgentes de intensificación de la competencia
en los mercados de bienes y servicios, introdujo incentivos con el fin de facilitar la progresiva
incorporación de las energías renovables, y muy especialmente la energía eólica, a un
escenario de libre mercado. En este sentido, se estableció la obligación para las instalaciones
renovables acogidas a la legislación anterior (RD 2366/1994) con una potencia superior a 50
Mw a participar en el mercado de generación. Además, se estableció la posibilidad de que las
instalaciones adscritas al régimen especial pudieran acudir al mercado mayorista de electricidad,
recibiendo una prima adicional sobre el precio horario del mercado, así como un complemento
por garantía de potencia mayor que el correspondiente a las energías convencionales.

[208] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
También se abre la posibilidad de que los parques eólicos puedan realizar contratos bilaterales
de venta de energía con comercializadores.
Recientemente, el Decreto 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula, para las instalaciones
de producción de energía eléctrica en régimen especial, su incentivación en la participación
en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información sobre sus previsiones
de producción y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida, con
lo que se desarrolla y completa el RD-Ley 6/2000 anterior.
La prima a la eólica para el 2003 se estableció en el Real Decreto de tarifas RD 841/2002, que
se publicó en el B.O.E, por el que se reduce ligeramente.
[9.6.2] Previsión de la potencia eólica a instalar hasta el año 2010
La Disposición Transitoria Decimosexta de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, establecía el
objetivo de cubrir el 12% de la demanda de energía primaria en el 2010 mediante fuentes renovables,
es decir, el 29,4% de la electricidad consumida en 2010 se generará de esta forma, lo
que supone una producción del orden de los 260 TWh.
La energía eólica es, junto a la biomasa, la energía renovable con mayores expectativas de crecimiento
en los próximos años.
A más largo plazo, el borrador del documento de Planificación y Desarrollo de las Redes de
Transporte Eléctrico y Gasista 2001-2011, aprobado por el Gobierno, revela la existencia de
cierta incertidumbre, tanto en la potencia de la generación eólica prevista para este periodo de
tiempo como para su segregación en cada una de las zonas previsibles. La [Tabla 4] presenta la
potencia eólica que por Comunidad Autónoma prevé el citado documento, donde ya podemos
apreciar que se están superando ampliamente dichas previsiones.
Fuente: CNE (2001)
CC AA
Tabla 4. Evolución de la potencia eólica hasta 2010 por CC AA
Potencia instalada (Mw)
2002 2004 2007 2010
Andalucía 200 650 1.600 1.825
Aragón 853 1.253 1.653 1.928
Asturias 75 150 350 450
Cantabria 0 25 50 50
Castilla-León 488 950 1.400 1.725
Castilla-La Mancha 825 1.200 1.600 1.825
Cataluña 184 400 700 827
Galicia 1.062 1.450 1.700 1.825
La Rioja 321 371 395 395
Murcia 0 50 225 263
Navarra 543 629 755 840
País Vasco 25 50 75 100
Valencia 47 325 500 950
Total 4.623 7.503 11.003 13.003

LA ENERGÍA EÓLICA [209]
[9.7] Conclusiones
La energía eólica es la renovable que más se ha desarrollado en Europa y en España, siendo
su potencial de crecimiento en el futuro muy elevado debido a su desarrollo tecnológico,
consecuencia de las subvenciones, y a la política establecida a la generación con estas energías.
La energía eólica tiene sus retos, como son:
❚ Internalizar los costes externos.
❚ Evitar las distorsiones del mercado.
❚ Facilitar la tramitación administrativa y de acceso a la red.
❚ Solucionar los problemas medioambientales que produce. Entre los más importantes podemos
destacar:
[] El visual-paisajístico.
[] Los ruidos.
[] El impacto sobre la flora y la fauna.
La energía eólica es imprescindible para poder cumplir con los compromisos adquiridos en la
firma del protocolo de Kioto. Es una tecnología actualmente muy desarrollada, madura, que
cuenta a nivel nacional con fabricantes que compiten a nivel mundial y con el apoyo gubernamental
para seguir apostando por esta fuente energética. [ ]

[ 10]
[Francisco Marcos Martín] ❙ Doctor Ingeniero de Montes
Generación de energía eléctrica con biomasa
a medio y largo plazo
Será puro el ambiente, como antes/ y la atmósfera azul será serena/ y la brisa amorosa/ moverá con sus alas la alameda/
los zorzales floridos/ los guindos de la vega/ las mieses de la hoja/ la copa verde de la encina vieja.
José María Gabriel y Galán (fallecido en 1905)
[10.1] Introducción
La actividad de los ingenieros se debe centrar en mejorar la calidad de vida de las personas. Para
ello utilizan unos recursos que pueden ser renovables (como ocurre con la biomasa). Con
ellos, los ingenieros generan trabajo y provocan un desarrollo, a la vez que si los usan con fines
energéticos, solucionan necesidades humanas (facilitan el transporte, la construcción de viviendas,
la preparación y mantenimiento de alimentos, la difusión del conocimiento, …) Ahora
bien, si no se realiza una “consideración cuidadosa, respetuosa, solidaria, de las realidades naturales,
incluidas las humanas” (Ramos, 1993) ese desarrollo nunca se convertirá en un auténtico
progreso [Ver Figura 1].
Ahondando en la idea anterior, y volviendo al concepto de desarrollo, para que éste sea sostenible
es preciso cubrir las necesidades de alimento, cobijo y salud (las tres necesidades básicas).
Cubiertas éstas, y también para cubrirlas satisfactoriamente y de forma sostenible, se emplean
Figura 1. La necesidad de mejorar la calidad de vida
Recursos renovables
Generar trabajo
Desarrollo
Solucionar necesidades humanas
(energéticas)
Consideración cuidadosa, respetuosa y solidaria de las
realidades naturales, incluidas las humanas (Ramos, 1993)
Progreso
Mejorar la calidad de vida

[212] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Figura 2. Las premisas del desarrollo sostenible
Aire
Tierra
Agua
Fuego
Radiación solar
Tecnologías
Materiales
Biomasa = Almacén
Información
Radiación solar directa
Transporte
Educación
Comunicaciones
Alimentación:
• Cocción de
alimentos
• Mantenimiento
de alimentos
Cobijo/vivienda:
• Elaboración de
materiales
• Construcción
• Calentamientorefrigeración
Salud:
Código genético
medios de transporte que consumen energía, y las personas que componemos la sociedad debemos
ser educadas. Hoy día, en los inicios del siglo XXI, además es preciso disponer de comunicaciones
eficientes [Ver Figura 2]. Pues bien, en todo este entramado la energía de la biomasa
puede jugar un papel preponderante. Pues al hombre le ha sido dada la inteligencia, la tierra y
la voluntad. La inteligencia para diseñar, construir, aprovechar, respetar, utilizar, compartir la
tierra. La voluntad para quererla, transmitirla, dominarla, sujetarla, guiarla, educarla: “Donde
hay una voluntad hay un camino” (Tolkein). A una mente rica en ideas debe seguir una voluntad
firme, decidida, constante, responsable, innovadora, amable, alegre, caritativa… enamorada
de la belleza, la bondad y la verdad. La combinación del aprovechamiento de tierra, agua y aire
la realizan las plantas produciendo la biomasa. Con los tres elementos se obtiene el cuarto: el
fuego; mejor dicho, se obtiene energía.
El Plan de Fomento de las Energías Renovables (IDAE, 2000) contempla como objetivo conseguir
para el año 2010 un aumento considerable de la energía procedente de la biomasa. La
[Tabla 1] presenta estas previsiones (en una de las hipótesis consideradas) para ese año. Según
esta tabla, se emplearían tanto residuos forestales como agrícolas y también se utilizarían cultivos
energéticos (sin especificar qué tipo de cultivos son).
Fuente: IDAE
Tabla 1. Previsiones energéticas 1999-2010, por origen y aplicación de la biomasa
Producción Tep %
Residuos forestales (150.000 ha/a x 3 tep/ha) 450.000 7,5
Residuos agrícolas leñosos (875.000 ha x 1,5 t/ha x 0,26 tep/t) 350.000 5,83
Residuos agrícolas herbáceos (1.350.000 ha x 3,6t/ha x 0,28 tep/t) 1.350.000 22,50
Residuos industrias forestales y agrícolas 500.000 8,33
Cultivos energéticos 3.350.000 55,84
Total 6.000.000 100,00

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON BIOMASA A MEDIO Y LARGO PLAZO [213]
Sin embargo, las previsiones del Plan de Fomento no están siendo cumplidas hasta la actualidad
(finales de 2004). Los motivos de este incumplimiento son varios y entre ellos podemos citar
la falta de ayudas económicas.
[10.2] Generación de energía eléctrica con biomasa leñosa procedente
de cultivos energéticos
Los cultivos energéticos herbáceos y leñosos pueden ser en el futuro una de las alternativas más
importantes para producir energía eléctrica y energía térmica en España. Se conocen como cultivos
de rotación corta, si bien el término “rotación” es una traducción que en España no debe
ser empleada, ya que el concepto de rotación es distinto. Estos cultivos de rotación corta –traducción
de Short Rotation Coppice (SRC) o de Short Rotation Crop (SRC), también llamados
Short Rotation Intensive Culture (SRIC) y Short Rotation Woody Crops (SRWR)– que en España,
cuando se aplican para producir combustibles se denominan cultivos energéticos (Marcos,
1985), emplean especies leñosas.
Los cultivos energéticos leñosos han sido estudiados especialmente en Estados Unidos, Canadá,
Europa, Sudámerica y Japón. Su objetivo es la producción de biomasa en grandes cantidades
y, actualmente, se valoran también de forma importante como fijadores de CO 2 . Un uso interesante
que se está planteando en el sistema energético, en los últimos años, es la producción
de celulosa y lignina destinada a la obtención de bioetanol, bien para uso en motores de ciclo
Otto (como combustible o transformado en ETBE como antidetonante), bien para uso en pilas
de combustible de etanol, estudios que se están llevando a cabo en diversos centros de investigación
(CIEMAT, Universidad Politécnica de Madrid, Abengoa y otras instituciones más).
Destacan los estudios realizados por Harstsough, en la Costa Oeste americana, que estudió la
cosecha en las plantaciones de corta rotación de chopos (1992), pino ponderosa y otros pinos
(1997) y eucaliptos (1999). También son importantes los estudios realizados por Stokes y Mc-
Donald a lo largo de más de 10 años. Stokes fue el editor de las publicaciones Short Rotation
Intensive Culture Forestry (1994), IEA (International Agency of Energy) Task IX Activity 1 y
Short Rotation Woody Crops. Operations Working Group (1997). Han empleado diferentes especies
(chopos, sauces, plátanos y eucaliptos) con una densidad de plantación de menos de
5.000 pies/ha y turnos muy variables (de 6 a 10 años). Sus estudios se centran sobre todo en los
sistemas de cosecha empleados en estos cultivos.
En la State University of New York (EE UU), los cultivos de corta rotación han sido estudiados
por Abrahamson (1998), Tharakan (2001, 2003), Volk, White (2001), Peterson y Kopp, empleando
sauces y chopos, con 15.000 pies/ha hasta 18.500 pies/ha y turnos de tres años. Han estudiado
y estudian todos los aspectos de estos cultivos: la selvicultura, los impactos ambientales
(Abrahamson, 1998), la composición química (Tharakan 2001, 2003), las técnicas de cosecha
(White, 2001) y el ciclo de nutrientes (Adegbidi, 2001). Unas de las últimas eras evaluadas por
estos investigadores fueron establecidas en abril de 1997 y cosechadas en diciembre de 2000,
usando estaquillas de 25 cm, con una densidad aproximada de 18.500 plantas/ha. Se plantaron
30 clones de sauce procedentes de Yugoslavia (Novi Sad), Canadá (Ontario), Estados Unidos
(Nueva York) y Japón y siete clones de chopo híbrido procedentes de Estados Unidos (Michigan)
y Canadá (Ontario). Recientemente, Gallagher (Virginia, EE UU) trabaja con chopos. En
Canadá, Labrecque M., Teodorescu, T.I. y Daigle, S. (1995 y 1998) han estudiado el uso de lodos
de depuradora en cultivos energéticos de sauce, obteniendo resultados esperanzadores. En
Suecia, Danfors, Ledin y Rosenqvist (1998) presentaron, después de varios años de trabajo, un
manual muy interesante en el que recogen los aspectos selvícolas de los cultivos de sauce. También
Wagenmakers (1991), Hansen (1991), Willebrand et al. (1992), Heath (1995), Bergkvist et
al. (1998) han estudiado los cultivos energéticos leñosos.

[214] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Entre los últimos trabajos realizados y publicados destacan los de Bullard, Mustill et al.
(2002) en East Anglia y Warwickshire (Gran Bretaña), que guardan cierta similitud con los
que a continuación serán planteados. Sus resultados, usando Salix viminalis y Salis x dasyclados
y tomando datos a los dos años (bienales) y tres años (trienales), con densidades de
plantación que van desde las 10.000 varetas/ha hasta las 111.000 varetas/ha, se recogen en la
[Tabla 2].
En las conclusiones de sus trabajos dicen que “se ha demostrado que las más altas producciones
pueden ser esperadas a través de los primeros ciclos de cosechas con mayores densidades
de plantación que las convencionalmente recomendadas”. Se refieren a los trabajos de Wagenmakers
(1991), Willebrand et al. (1992) y Bergkvist (1998).
Algunas especies y espaciamientos utilizados en el extranjero, en cultivos SRIC, se recogen en la
[ Tabla 3] (citados en varias publicaciones).
Los estudios realizados hasta ahora en España con la biomasa de chopo han sido realizados
por San Miguel y Montoya, y sobre todo por Ciria Ciria (1998) y Marcos (Varais Publicaciones).
En su tesis doctoral, Ciria estudia cultivos energéticos de distintos clones de chopo (Populus
x euramericana) de 2 a 5 años. Los clones empleados por esta investigadora del CIE-
MAT han sido: I-214, I-45/21, Campeador, Flevo, Borskamp, NL-1070, Unal, Beaupré, Hunneger
y Boleare.
Marcos y sus colaboradores estudian una selvicultura original, empleada en plantaciones de
chopo Populus x euramericana I-214 a turnos muy cortos (de 2, 3 y 4 años). Su plantación experimental
está situada en Cabrerizos (Salamanca), cerca del río Tormes. El marco de plantación
empleado es de 0,33 m x 0,9 m (para permitir el trabajo entre calles de una motoazada) y las
densidades de plantación, por tanto, son muy altas, por encima de los 33.000 pies por hectárea.
El ciclo previsto se compondrá de 8 años, ya que es cada 8 años cuando se retira el tocón y se
vuelve a plantar. En la [Tabla 4] se recogen las actividades del ciclo completo.
Tabla 2. Resultados de los trabajos de Bullard, Mustill et al.
Vareta/ha Incremento año 1* Incremento año 2* Incremento año 3** Total
Salix viminalis
10.000 8,67 8,67 5,63 22,97
15.625 10,3 10,3 8,36 28,95
23.700 10,41 10,41 5,69 26,51
63.500 10,49 10,49 8,22 29,2
111.000 11,64 11,64 6,50 29,78
Valor medio 10,30 10,30 6,88
Salix x dasyclados
10.000 6,36 6,36 7,23 19,96
15.625 6,68 6,68 6,86 20,22
23.700 7,38 7,38 4,89 19,65
63.500 7,90 7,90 5,43 21,24
111.000 7,76 7,76 5,68 21,21
Valor medio 7,20 7,20 6,02
Aunque el autor de la tabla no lo indica se supone que son t de materia seca
*Los incrementos son calculados como el 50% de la cosecha bienal
**El incremento es calculado como diferencia entre los datos trienales y los datos bienales

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON BIOMASA A MEDIO Y LARGO PLAZO [215]
Autores
Abrahamson, Trarakan et al.
Tabla 3. Especies y espaciamientos utilizados en cultivos SRIC
Especie
Salix sp.
Populus sp.
Espaciamientos
(en m x m)
No citados
Pies/ha
18.500 (aprox.)
Bullard, Mustill et al. Salix sp. Variable De 10.000 a 111.000 varetas/ha
Hartsough Populus sp. Variable Menos de 5.000
Hamish T. Lowe y Sims
McNabb
Eucalyptus botryoides
Eucalyptus ovata
Eucalyptus camaldulensis
Eucalyptus grandis
Eucalyptus urophylla
No citados 4.000
3,0 x 3,0
3,0 x 2,0
1.111
1.667
Nurmi Salix “aquatica” V769 0,8 x 0,35 36.000
Rydelius
Eucalyptus camaldulensis
Eucalyptus viminalis
3,0 x 3,0 1.111
Stokes y McDonald Platanus occidentalis 1,5 x 3,0 2.153
Wierman
Populus trichocarpa
Populus deltoides
P. deltoides x P. nigra
No citados 1.500
Las labores selvícolas efectuadas han sido: laboreo (para preparar el terreno), nivelación del
terreno (no siempre es precisa, pero siempre es aconsejable), añadido de estiércol y/o de
abono nitrogenado (puede ser sustituido por lodos de estaciones depuradoras de aguas residuales,
pero respetando la legislación vigente, sin añadir más metales pesados y nitrógeno de
los que admite la legislación y aconseja la prudencia), labor (enterrado del estiércol o del lodo),
compra de plantas (en nuestro caso disponíamos de abundante estaquilla en el propio vivero,
procedente de otras plantaciones previas), plantación, preparación de riegos, riegos,
tratamientos fitosanitarios, gastos de conservación de la parcela, reposición de marras y escardas.
Se realiza escarda los dos años con mula mecánica. También realizamos poda manual tipo
“ordeño” el primer año para eliminar hojas y facilitar el crecimiento en altura, fijar CO 2 e incorporar
antes la biomasa de las hojas al suelo. Se abona con abono nitrogenado, la cantidad en
función del tipo de suelo. Para obtener un buen resultado los tratamientos realizados con insecticidas,
fungicidas y abonos fueron:
Año Plantación Riego
Tabla 4. Actividades de ciclo completo
Poda tipo
“ordeño”
Tratamientos
fitosanitarios
0 Preparación del terreno (laboreo y nivelación)
1 ✓ ✓ ✓
2, 4 y 6 ✓ ✓ ✓ ✓
3, 5 y 7 ✓ ✓
Corta
Destoconado
8 ✓ ✓ ✓ ✓ ✓

[216] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
❚ Introducción de estaquillas, unos cinco minutos, en una mezcla de 50 cc de insecticida en
100 litros de agua, con mezcla de fungicida del que añaden 50 gramos en 100 litros de
agua.
❚ La misma mezcla de insecticida y fungicida es esparcida el 30 de mayo y 30 de junio (fechas
aproximadas) utilizando mochilas esparcidoras.
❚ Se añade abono foliar, tipo 9, 18, 27 (con un 0,03% de boro) en junio. La cantidad es variable,
hemos empleado entre 250 kg/ha y 450 kg/ha, según los años.
En el caso de plantaciones energéticas de alta densidad (más de 5.000 árboles/ha) las podas no
son necesarias todos los años. El ciclo previsto se compondrá de 8 años, ya que es cada 8 años
cuando se vuelve a plantar. En la [ Tabla 4] se recogen las actividades del ciclo completo (propuesta).
Por ser especie de regadío se realizan riegos todos los años, siendo las dosis de riego empleadas
distintas en los años pares que en los años impares [Ver Tabla 5].
En las parcelas experimentales el riego se ha realizado por aspersión y en la zona considerada el
riego no es factor limitante. Pensando en su uso industrial, se recomienda el riego por goteo para
abaratar gastos de agua. Dependiendo del lugar, el fotoperíodo, la evapotranspiración, el
suelo y las características geográficas (pendiente, distancia al lugar de bombeo), así se determinarán
en cada caso particular las dosis y el sistema de riego.
Con estas densidades de plantación se obtienen las mayores productividades a los dos años, superando
las 20 toneladas de materia seca por hectárea y año, si se corta a los dos años. A los tres
y cuatro años se obtienen valores menores en la productividad (por hectárea y año), debido a
que el crecimiento es menor por la alta densidad de plantación. En el segundo turno las productividades
son mayores porque las raíces son más profundas [Ver Tabla 6].
Tabla 5. Datos sobre riego
Dosis de riego, años impares
Mes Nº de riegos Dosis de riego l/m 2 Irrigación total, l/m 2
Marzo 4 39 156
Abril 4 39 156
Mayo 5 78 390
Junio 4 117 468
Julio 4 117 468
Agosto 5 117 585
Septiembre 3 117 351
Total anual 29 - 2.574
Dosis de riego, años pares
Mes Nº de riegos Dosis de riego l/m 2 Irrigación total, l/m 2
Marzo 0 165 0
Abril 1 165 165
Mayo 2 165 330
Junio 4 165 660
Julio 5 165 825
Agosto 5 165 825
Septiembre 3 165 495
Total anual 20 - 3.300

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON BIOMASA A MEDIO Y LARGO PLAZO [217]
Turno 1º
Tabla 6. Productividad por años
Producción acumulada
t ms/ (ha/año)
*NC: No considerado, porque no se ha estimado conveniente su estudio
Turno 2º
Produccción acumulada
t ms/ (ha/año)
Año 1 - Año 1 NC*
Año 2 40,2 Año 2 40,8
Año 3 54,7
Año 4 66,8 Año 4 NC*
[10.3] Generación de energía eléctrica con biomasa leñosa
residual
La biomasa leñosa residual engloba residuos del monte y residuos de industrias forestales de
primera o de segunda transformación. Ejemplos de centrales que emplean este tipo de residuos
en España son las ubicadas en Allariz (Orense) y en Villacañas (Toledo); otra central de este
tipo está ubicada en Mortagua (Portugal). Analizaremos por separado estos diferentes tipos de
residuos.
[10.3.1] Los residuos de monte
El aprovechamiento energético de los residuos leñosos del monte se puede justificar, sobre
todo, desde el punto de vista ambiental, ya que estos residuos si son abandonados en el mismo
pueden provocar el inicio y la propagación de incendios forestales y facilitar la entrada y difusión
de plagas y ataques de hongos e insectos xilófagos, algunos de los cuales sólo viven en material
seco y/o muerto.
Este tipo de aprovechamientos también presenta algunos aspectos sociales importantes como
son la creación de empleo (directo e indirecto) en zonas de economía deprimida. En estas zonas,
la fijación de la población rural se plantea como una condición indispensable para la obtención
de un desarrollo rural sostenible y para evitar el éxodo desproporcionado, insocial y creador
de graves problemas humanos a las grandes urbes.
Sin embargo, y por motivos ambientales, la retirada de estos residuos ha de ser controlada ya
que puede afectar de forma negativa a la estructura física del suelo, a la composición química
del mismo o al correcto desarrollo de la vida de la fauna forestal (algunos insectos, aves y mamíferos
especialmente). Así, la retirada total de residuos, sobre todo en montes con pendiente
pronunciada, puede provocar una compactación del suelo, lo que aumenta la escorrentía que
provoca, a su vez, un descalce de raíces y facilita la erosión por arroyada. Por otro lado, esta retirada
total de residuos disminuye los restos orgánicos del suelo, aumentando la erosión por salpicadura,
un aumento de la escorrentía y, de nuevo, un aumento de erosión por arroyada; todo
ello contribuye, o puede contribuir, a un aumento de las pérdidas del suelo fértil. Desde el
punto de vista químico, el problema es menor si sólo se retiran troncos, tronquitos y ramas, es
decir, biomasa compuesta por madera y corteza, ya que la madera apenas contiene oligoelementos
del suelo.
Sin embargo, muy distinto es el caso de retirar hojas, flores, frutos y semillas que contienen elementos
nutrientes del suelo. La [Tabla 7], citada por Marcos (2002), obtenida a partir de valores
medios señala la composición química de algunas maderas españolas, donde se observa la casi
ausencia de azufre, nitrógeno, potasio, fósforo, … y otros oligoelementos.

[218] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 7. Composición química de algunas maderas españolas
Especie Carbono (% ) Hidrógeno (% ) Azufre (% ) Oxígeno (% ) Nitrógeno (% ) Cenizas (% )
Pino 52,6 7,02 - 40,07 - 0,31
Abeto 52,3 6,30 - 40,50 0,1 0,80
Cedro 48,80 6,37 - 44,46 - 0,37
Encina 49,49 6,62 - 43,74 - 0,15
Chopo 51,64 6,26 - 41,45 - 0,65
Fresno 49,73 6,93 - 43,04 - 0,30
Valor medio 50,26 6,58 - 41,00 0,1 0,61
Por este mismo motivo (ausencia de azufre y nitrógeno) las leñas y las astillas obtenidas con
ellas han sido, son y serán un biocombustible sólido de calidad, ya que su combustión apenas
produce SO 2 , ClH y NO x , si bien éste último puede producirse por una combustión defectuosa
donde el nitrógeno procede del aire, no de las leñas o astillas. El criterio de aprovechamiento
de este tipo de residuos es el señalado por Ángel Ramos (1993), cuya norma es
aprovechar lo estrictamente necesario, sin dañar considerablemente el resto de la masa forestal.
Otro inconveniente del aprovechamiento de este tipo de residuos es la dificultad de evaluar
su cantidad y su coste. Recientemente, un equipo de investigadores de las Universidad Politécnica
de Madrid y de la Universidad de Albacete (López, Izquierdo, Marcos y Del Cerro,
2003) pusieron un práctica una metodología para evaluar esta cantidad de residuos. Esta
metodología, basada en trabajos antiguos pero muy útiles de Mellgren y Davis (en Canadá),
propone que la cantidad de residuos aprovechables está condicionada por diversos factores
como son:
❚ La pendiente del terreno.
❚ La rugosidad del terreno.
❚ La resistencia del terreno.
❚ La densidad de vías de saca.
❚ La disponibilidad de maquinaria.
❚ Los factores de densidad de la masa forestal de la que se extraen los residuos (número de pies
por hectárea).
❚ Los factores legales (restricciones legales por ser lugar de caza, recreo, espacio protegido, …).
La aplicación de esta metodología a lugares concretos proporcionará los resultados adecuados,
tomando valores propios para cada situación particular.
Si difícil es evaluar la cantidad, más difícil se hace el coste y sobre todo, a quién imputar el coste.
Al aprovechamiento en sí, pues se evitan incendios y plagas, o a medias entre el aprovechamiento
y el usuario final. Además los residuos del monte se encuentran dispersos, lo que encarece
su aprovechamiento pues su densidad es baja.
Como conclusión, podemos señalar que la cuestión del aprovechamiento de los residuos forestales
de monte debe ser una decisión más cercana a la política forestal que a la política energética,
ya que los montes, en España, son portadores de unos bienes extrínsecos (calidad de aire y
agua, persistencia del suelo fértil, descanso espiritual, …) no valorados directamente de forma
económica pero que forman parte ineludible del desarrollo y bienestar social. Si el aprovechamiento
de estos residuos contribuye a su revalorización, bienvenido sea.

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON BIOMASA A MEDIO Y LARGO PLAZO [219]
[10.3.2] Los residuos de las industrias forestales de primera transformación
Hemos visto que uno de los problemas de los residuos del monte es la dispersión en su localización,
lo que encarece su determinación y su coste. Este problema, sin embargo, no aparece en
los residuos de las industrias forestales de primera transformación. Reciben esta denominación
aquellas industrias forestales que trabajan con materia prima procedente del monte (árboles sin
ser procesados). El ejemplo más típico de este tipo de industria es la serrería, aunque también
puede serlo una fábrica de cajones, una fábrica de parquet o tarima flotante, las fábricas de chapa
de madera por desenrollo, las fábricas de pasta de papel que procesan directamente el árbol
del monte y algunas más.
En estos residuos se incluyen el serrín (denominado “aserrín” en Hispanoamérica), la virutilla,
las virutas, las astillas y los costeros (denominados “lampazos” en Chile). Los costeros contienen
corteza y el resto, si al obtenerse la madera ha sufrido un proceso de lijado, pueden obtener áridos
que disminuyen su poder calorífico y producen más cenizas a la hora de la combustión.
Otro problema es la alta humedad y la dificultad de secado que presenta un tipo muy particular
de estos residuos como es el serrín.
Este tipo de residuos tiene dos grandes ventajas: está concentrado y su composición química es
favorable tanto desde el punto de vista del poder calorífico como de la combustión.
Sin embargo, presenta el inconveniente de que es un residuo muy valorado en el mercado pues
tiene otros usos, distintos de la generación de bioelectricidad, como son:
❚ Usos industriales: las astillas se emplean en la industria de la pasta y del tablero.
❚ Usos ganaderos: el serrín se emplea como cama de ganado (vacuno, avícola).
❚ Otros usos energéticos:
[] Las virutillas, virutas, astillas y costeros para producción de calor.
[] Los costeros para producción de carbón vegetal.
[] Todos ellos: triturados (si es necesario), secados (si es necesario) y compactados pueden ser
empleados para obtención de pelets y briquetas.
Según Fernández (2003), “las astillas constituyen un material adecuado para ser empleado en
hornos cerámicos, de panadería, viviendas individuales, calefacción centralizada en núcleos
rurales o pequeñas industrias”.
❚ Usos en jardinería: la corteza, por ejemplo, se emplea para añadirla al césped evitando que
así crezcan y se desarrollen malas hierbas.
A pesar de ello, en países como Chile, donde son muy abundantes este tipo de recursos, se han
instalado centrales térmicas que utilizan este tipo de residuos como materia prima. Es tanta su
cantidad que grandes montañas de ellos se abandonan cerca del Pacífico esperando que, cada
cierto tiempo, el océano los acoja en su seno. Son un alimento para la fauna marina en esa parte
de la costa, ya que su contaminación es casi despreciable.
En España, este tipo de residuos son abundantes en las zonas forestales y son empleados con fines
energéticos y con fines no energéticos. Si su precio (puesto en el parque de almacenamiento
de la central a una humedad del 20% en base húmeda) es igual o inferior a los 2,7 céntimos de
euro, la potencia de la central térmica instalada es de 8,5 Mw eléctricos y se garantiza el suministro
en la vida útil de la central, este tipo de residuo es apto para su uso en la central térmica, en
caso contrario la inversión no es rentable. Nuestros estudios, realizados en el año 2003 en una
Comunidad Autónoma española empleando residuo de industria forestal de primera transformación
y realizando la combustión en parrilla móvil sin pretratamiento, se recogen en la [Tabla 8].

[220] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Tabla 8. Biomasa forestal de industrial forestal de primera transformación necesaria para una central térmica
*Sin pretratamiento de la biomasa
Horas al año: 7.000 PCI = 14,212 MJ/kg = 3.400 kcal/kg (*)
Potencia Mw eléctricos Rendimiento* (%) Energía (kJ) Biomasa (t)
2 23 5,04E+10 15.418,69
3 25 7,56E+10 21.277,79
4 26 1,01E+11 27.279,22
5 27 1,26E+11 32.836,10
6 27 1,51E+11 39.403,32
7 28 1,76E+11 44.328,74
8 29 2,02E+11 48.914,47
9 30 2,27E+11 53.194,48
Por otro lado, este tipo de residuos, secados al 15% en base húmeda, son muy aptos para la
obtención de pelets y briquetas, sobre todo si no contienen áridos procedentes de los procesos
de lijado.
Para la generación de energía eléctrica este tipo de residuos, actualmente, se plantea su transformación
en tamaño, haciendo que tengan menos de 2 mm, con lo que se consigue su empleo
de forma parecida a los combustibles líquidos, es decir, mediante sistemas de inyección. Este
proceso presenta inconvenientes si el “polvo combustible” está húmedo y puede obturar los
conductos por los que se mueve. Además, el coste de triturado aumenta los costes fijos. Como
ventaja de este proceso se señala que, al aumentar la superficie específica (relación
superficie/volumen) el biocombustible sólido aumenta su potencia calorífica (medida en W/kg)
o, lo que es lo mismo, su rapidez de combustión, y también se puede aumentar el rendimiento
térmico de la instalación en un 2%. Este proceso es rentable cuando:
❚ La potencia eléctrica instalada es mayor.
❚ El precio del kWh de la energía eléctrica producida es alto.
[10.3.3] Los residuos de las industrias forestales de segunda transformación
Se incluyen en industrias forestales de segunda transformación aquellas que procesan materia
prima que ha pasado ya por una industria forestal de primera transformación. Es decir, procesan
madera elaborada (dimensionada). Se incluyen todas aquellas industrias que compran astillas
de otra industria, chapas, chapones, tablones, tableros de fibras, tableros de partículas, tableros
contrachapados, …
Este tipo de residuos, a diferencia de los dos anteriores, presenta cierto problema que no debe olvidarse,
como es su posible contenido en azufre, nitrógeno y cloro, procedente de las colas, aditivos,
chapones plásticos y otros materiales con los que se fabrican los tableros de fibras, de partículas
o de chapa contrachapada. Como se ha señalado, estos materiales disminuyen el poder calorífico
a la vez que aumentan los problemas de la combustión al emitir gases nocivos para la atmósfera.
Al margen de este problema, importante, este tipo de residuos se comportan como los residuos
de industrias forestales de primera transformación.

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON BIOMASA A MEDIO Y LARGO PLAZO [221]
En la [Tabla 9], como resumen de lo anterior, se clasifican los residuos forestales según su origen
y las principales características físicas y químicas que influyen en su comportamiento
energético.
[10.4] Generación de energía eléctrica con cultivos energéticos
de biomasa herbácea
La generación de energía eléctrica con biomasa herbácea, como ocurre con la leñosa, también
puede hacerse empleando cultivos de biomasa o bien empleando residuos de los cultivos tradicionales
agrícolas.
Teniendo en cuenta la futura situación de la agricultura española donde en el horizonte del año
2010 se plantea la desaparición de la actual Política Agraria Comunitaria (PAC), el posible encarecimiento
de los precios del petróleo y la política ambiental comunitaria, es de esperar que
en un futuro cercano (cuatro o cinco años) la actividad agraria se derive, en una cierta parte,
hacia la producción de combustibles sólidos o líquidos.
En España, los cultivos agroenergéticos con biomasa herbácea han sido estudiados en profundidad
por Jesús Fernández. Este afamado investigador, llamado por algunos el “padre” de la
biomasa debido a su dedicación ejemplar, lleva trabajando en estos temas desde los años setenta
y sigue trabajando en los mismos en la actualidad.
También estos cultivos han sido estudiado por diversos investigadores pertenecientes a la División
de Biomasa de la antigua Junta de Energía Nuclear, hoy Centro de Investigaciones Energéticas,
Medio Ambientales y Tecnológicas (CIEMAT).
Los estudios de Jesús Fernández y sus colaboradores se han centrado fundamentalmente en el
empleo de dos especies: la pataca (Helianthus tuberosus L.) y el cardo (Cynara cardunculus
L.). La primera, la pataca, es una planta de regadío, rústica y resistente al frío. Es una de los
mejores candidatas para ocupar las tierras de regadío como alternativa a la remolacha. Sus
tubérculos, en el suelo, son capaces de resistir fuertes heladas, como le ocurre a la remolacha,
aunque tienen el inconveniente de tener muy poca resistencia a la desecación cuando quedan
expuestos al aire.
Tabla 9. Residuos forestales y sus características físicas y químicas
Tipo de residuo
Residuos de monte
Características
Físicas Químicas Físico-químicas
Forma, tamaño Densidad Composición química Poderes caloríficos Potencia calorífica
Heterogénea,
grande
Variable.
Más alto en
frondosas (excepto
salicáceas)
Apenas tienen
N y S
Variable, más alto
en coníferas
Variable, más alta
en coníferas
Residuos de
industrias forestales
(RIF) de 1ª
transformación
Homogénea,
homogéneo
Variable
Apenas tienen
N y S
Variable, más alto
en coníferas
Variable, más alta
en coníferas
RIF de 2ª
transformación
Homogénea,
pequeño
Variable
Puede tener
N y S
Variable, más alto
en coníferas
Variable, más alta
en coníferas

[222] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Con el cultivo de la pataca, en España, llegan a obtenerse 60-80 toneladas de tubérculos por
hectárea y año y de 8 a 10 toneladas de materia seca de tallos. Los tubérculos tienen un contenido
en hidratos de carbono fácilmente hidrolizables (inulina principalmente) del orden del 17-
18%, siendo la proporción de materia seca total del 20-22% (Fernández, 1999).
El cardo, sin embargo, es una especie perenne (vive más de un año) gracias a sus órganos subterráneos,
siendo su ciclo de producción de biomasa aérea anual. Posee un sistema radicular
que le permite obtener agua y nutrientes de zonas profundas. A diferencia del chopo antes señalado,
el cardo no precisa de riego, por tratarse de un cultivo de secano, con lo que su coste de
mantenimiento es menor. Esta especie presenta grandes ventajas y podría emplearse en las
zonas abandonadas o en las zonas de retirada.
Las parcelas experimentales de cardo han sido plantadas en más de veinticinco provincias de la
España peninsular y sus resultados se recogen en la [Tabla 10] (Fernández, 2000).
Estos resultados, en comparación con otras plantaciones de cardo realizadas en diversas localidades
europeas durante dos campañas, se recogen en la [Tabla 11] (Fernández González, 2000).
[10.5] Generación de energía eléctrica con residuos de biomasa
herbácea
Los residuos de biomasa herbácea para obtener energía eléctrica que consideraremos son los
procedentes de los cultivos agrícolas tradicionales (trigo, cebada, avena, centeno, …).
En diferentes países del Centro de Europa existen varias instalaciones que queman paja de cereales
únicamente o paja de cereales mezclada con otras biomasas (normalmente astillas).
Tabla 10. Cultivos experimentales de cardo
Comunidad Autónoma
Rendimiento medio
Provincia t ms/(ha-año) Media
Andalucía 16,05
Huesca 17,70
Aragón
Teruel 14,91
15,15
Zaragoza 13,84
Albacete 14,10
Ciudad Real 14,08
Castilla-La Mancha
Cuenca 16,14
14,78
Guadalajara 15,13
Toledo 13,94
Castilla-León 15,00
Cataluña
Gerona 25,02
Lérida 15,37
20,20
Extremadura
Badajoz 15,02
Cáceres 15,49
15,26
La Rioja 17,77
Madrid 15,0
Navarra 22,02
Media España peninsular 16,93

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON BIOMASA A MEDIO Y LARGO PLAZO [223]
Localización de los
cultivos de cardo
Tabla 11. Cultivos experimentales de cardo
Campaña 1994-1995 Campaña 1995-1996
Lluvia mm Media t/ha Máxima t/ha Lluvia mm Media t/ha Máxima t/ha
Madrid (España) 280 6,5 8,6 529 16,3 23,1
Toulouse (Francia) - - - 878 4,5 4,9
Tebas (Grecia) 490 28,6 35,7 324 27,9 33,4
Forly (Italia) 752 17,5 22,9 837 19,7 24,6
Cerdeña (Italia) 324 2,7 4,7 594 8,6 12,4
Policoro (Italia) 316 7,5 8,2 722 12,9 15,6
Sicilia (Italia) 387 15,9 - 654 12,3 -
Lisboa (Portugal) 388 3,3 5,5 1.220 6,5 8,0
Media global 373 11,7 14,3 740 13,7 17,4
Media representativa 445 15,2 18,9 646 18,0 24,2
La paja de cereales es un producto estacional y que se emplea también para alimento del ganado
directamente o mezclada con pienso, y para cama del ganado. En los años húmedos la paja
es abundante, pero en los años secos escasea y su precio se encarece.
En España disponemos de una central de paja de cereales que tiene instalada la empresa EHN
(Empresa Hidroeléctrica Navarra) en Sangüesa (Navarra).
Debido a las características de la biomasa, antes de realizar una inversión en una central eléctrica
que emplee este tipo de residuos (o cualquier otro) es aconsejable realizar dos tipos de análisi.
[10.5.1] Análisis de suministro de materia prima
Este tipo de análisis debe considerar aspectos intrínsecos de la materia prima como son su cantidad
y calidad (tamaño de la paca, densidad, humedad y poder calorífico). Es especialmente
importante pues los residuos se generan en una época concreta del año y hay que almacenarlos
para su uso durante todo el año. Debido a que ocupan mucho volumen y pueden incendiarse
las pajeras, se sitúan alejadas de la central.
También debe estudiar con detalle la ubicación de las pajeras y la distancia media de transporte
y prever posibles incendios accidentales o provocados de las pajeras que se dejan en campo.
Además, como es lógico, ha de considerar el precio de la materia prima, teniendo en cuenta
que en los años secos el precio de la paja es más caro, como se ha señalado anteriormente.
[10.5.2] Análisis económico en función de la potencia instalada
Realizando estudios de VAN (Valor Actualizado Neto), TIR (Tasa Interna de Retorno) y payback
o Tiempo de Retorno de la Inversión, en este tipo de análisis influyen las siguientes
variables:
❚ Tipo de instalación que incluye:
[] Sistema de pretratamiento (si se realiza) del biocombustible sólido.

[224] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[] Sistema de producción de calor (combustión en parrilla fija, parrilla móvil, lecho fluido de
tipo, gasificador de tipo, …) que a su vez fijará el rendimiento de la instalación.
❚ Costes de la inversión (variables con la potencia).
❚ Costes del biocombustible.
❚ Precio de venta del kWh de energía eléctrica producida.
[10.6] Generación de energía eléctrica con residuos de la
industria alimenticia
Entre los residuos de la industria alimenticia cabe destacar todos los residuos originados en las
fábricas de aceite de oliva, de la industria de zumos, de la industria de café, de alcachofa, las
cáscaras de almendra, piñón o avellana o los residuos de la industria arrocera donde el residuo
es la cáscara de arroz.
Este tipo de residuos es muy variable en su tamaño, forma, humedad, densidad, composición
química y poder calorífico y, por tanto, su caracterización energética hay que hacerla individualmente.
Estos residuos se emplean tanto para la generación de calor (para calefacción o producción de
agua caliente sanitaria) como para la generación de energía eléctrica. En algunos casos, para la
generación de calor o electricidad, estos residuos deben ser peletizados (como los restos de
la industria de alcachofa).
Las cáscaras de almendra (que no es necesario peletizarlas) se están empleando cada vez más
para la generación de calor en calderas de viviendas. En este uso llegan a ser competitivos frente
al gasoil o al fuel-oil y, cada día más, frente al gas natural.
Desde hace ya cinco años, las cáscaras de piñón, junto con otros residuos lignocelulósicos (madera,
restos de tableros de fibras o de tableros de partículas) son empleados para la calefacción
centralizada ubicada en Cuéllar (Segovia).
En la generación de energía eléctrica podemos citar, como ejemplo, el caso de la central térmica
que ECYR (Endesa Cogeneración y Renovables) y Aceites Pina tienen en Villarta de San
Juan (Ciudad Real) y que emplea alperujo como biocombustible. Sin embargo, este tipo de
centrales pueden encontrarse con la paradoja de que debido a los altos precios del petróleo y la
realidad de otros países europeos que se abastecen con biomasa hagan que sea más competitivo
la exportación (a Inglaterra o Bélgica) del alperujo.
[10.7] Bibliografía
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[ 11]
[Javier Anta Fernández] ❙ Ingeniero Industrial
La tecnología solar fotovoltaica
[11.1] Introducción
La energía solar fotovoltaica (FV) consiste en la transformación directa de la energía solar en
energía eléctrica: se genera electricidad con la simple exposición de una superficie al sol, sin
que haya ninguna actividad aparente dentro o alrededor de la superficie o panel [ Ver Figura 1].
Figura 1. Paneles solares fotovoltaicos generando electricidad

[228] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Acostumbrados durante décadas a que las únicas formas de generar electricidad fuera con
reacciones químicas o con el movimiento de una bobina dentro de un campo magnético, la
generación fotovoltaica es indudablemente algo nuevo y valioso.
Esta sencillez en la generación eléctrica y la ausencia de movimiento o humos es lo que la optimiza
para muchas aplicaciones e incluso dentro del casco urbano. Un tejado puede estar formado
por paneles fotovoltaicos, una fachada puede ser acristalada incluyendo células solares, o la
marquesina de una parada de autobús puede tener un techo solar.
La tecnología fotovoltaica ofrece actualmente a la sociedad beneficiarse de las características de
una energía renovable de generación eléctrica en el mismo punto donde se necesita, integrada
en el contexto donde se instala, modular, fácil de diseñar, acopiar y montar.
Las ventajas que comporta su propia naturaleza la hacen, en principio, muy atractiva y los prejuicios
que rodean a esta tecnología se prueban carentes de fundamento. Su elevado coste inicial
y el consecuente alto coste del kWh solar es, en estos momentos, la única sólida razón por
la que no se usa de forma más extendida.
La vía imprescindible para que esta energía llegue a tener costes más bajos es conseguir un
crecimiento continuo y sostenido de su mercado y una investigación tecnológica permanente.
[11.1.1] El coste de esta tecnología
La tecnología solar fotovoltaica, como todas las nuevas tecnologías introducidas en nuestra
sociedad, está recorriendo la curva de experiencia, de tal forma que cada vez que se duplica la
producción se está reduciendo el coste en un cierto porcentaje; concretamente, para la fotovoltaica
es del 18%, según indica la curva de experiencia hasta el año 2002 [Ver Figura 2].
En una primera etapa de este desarrollo, la producción industrial se dedicó a las aplicaciones aisladas
de la red eléctrica –tanto espaciales como terrestres– en las que era razonable pagar el costó
que en cada momento presentaba este tipo de generación, bien por ser aplicaciones económicamente
rentables o bien, como en los casos de los satélites espaciales, por ser la única solución.
Figura 2. Curva de experiencia de la tecnología fotovoltaica hasta el año 2002
10
2003
Euros/Wp
1
0,1
35 85
10 1 10 100
Ventas acumuladas (GWp)

LA TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA [229]
Figura 3. Curva de experiencia de la tecnología fotovoltaica extrapolada
10
Porcentajes de progreso más probables
82%
78%
Euros/Wp
1
0,1
35 85
0,1 1 10 100
Ventas acumuladas (GWp)
Llegado un momento, las instalaciones aisladas que comercialmente eran viables, no fueron suficientes
para mantener la curva de experiencia, por lo que se comenzó a incentivar el uso de la
energía solar fotovoltaica en las aplicaciones conectadas a red como vía para seguir la consiguiente
reducción de costes. Los incentivos tratan de compensar la diferencia de coste que
supone la generación fotovoltaica y la que se tendría con medios convencionales.
La perseverancia en este apoyo a esta tecnología supondrá la extrapolación de la curva de experiencia
[ Ver Figura 3].
Así pues, un apoyo continuado de los países desarrollados a este proceso nos permitirá alcanzar
unos costes que hagan que la energía solar fotovoltaica sea económicamente competitiva (se estima
que al alcanzar unos costes de 1 euro/W) y pueda entonces ser usada de forma más extendida y ya
sin ayudas.
[11.1. 2] Breve reseña histórica
El efecto fotovoltaico fue descubierto por Edmond Bequerel en 1839 cuando, trabajando en el
laboratorio de su padre con dos electrodos metálicos en una solución conductora, observó que
la generación eléctrica aumentaba con la luz.
Sin embargo, la explicación y aplicación de esta energía se produce en el siglo XX, con el desarrollo
de la mecánica cuántica y de la tecnología de semiconductores.
En el año 1904, Albert Einstein publica un trabajo explicando el efecto fotovoltaico y recibe el
premio Nobel del año 1921 por esta investigación.
En el año 1954, investigadores de los Laboratorios Bell en EE UU publican el artículo A New
Silicon p-n junction Photocell for converting Solar Radiation into Electrical Power, con lo que se
considera que descubren y producen la primera célula de silicio, que tenía 4,5% de rendimiento.
En 1955, se pide a la industria americana el encargo de producir los primeros generadores
fotovoltaicos para los satélites espaciales. En 1958 se lanza el primer satélite con energía fotovoltaica,
el Vanguad I, con un panel de aproximadamente 100 cm 2 y una potencia de 0,1 W
para alimentar un transmisor de respaldo de 5 Mw.

[230] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
En 1963, se consigue una forma práctica de producir módulos de silicio cristalino; se instala un
sistema de 242 W en un faro, la instalación fotovoltaica más grande en aquellos tiempos.
En el año 1977 se producía un total de 0,5 Mw de paneles fotovoltaicos para aplicaciones
terrestres. En 1982 se produjeron 10 Mw y en el año 2003, más de 750 Mw.
Los costes de estos generadores fotovoltaicos se están reduciendo drásticamente, pasando de
los 3.000 euros/W iniciales a los 3 euros/W de principios del siglo XXI.
[11.2] La tecnología fotovoltaica
[11.2.1] Panorama general
La producción actual de generadores fotovoltaicos presenta el siguiente perfil:
❚ Total mundial en el año 2004: 1.000 MWp.
❚ Silicio cristalino: 89,0%.
❚ Silicio amorfo: 6%.
❚ Capa delgada, EFG, etc.: 5%.
Así pues, la tecnología de silicio cristalino es la dominante como fuente de energía eléctrica solar
fotovoltaica, lo ha sido durante estas primeras décadas de desarrollo y tiene grandes posibilidades
de mejoras tecnológicas y de costes, propiciadas por las economías de escala que se están
produciendo y por las tecnologías complementarias, como es la de la concentración solar.
[11.2.2]La tecnología de silicio cristalino
[11.2.2.1] Visión general
La energía solar se transforma dentro de un semiconductor en energía eléctrica, al ser liberados
por la radiación solar los electrones de la última capa de los átomos del silicio, material
semiconductor. Esta liberación se produce porque la energía necesaria para desprender esos
electrones del silicio es precisamente la de los fotones de la radiación solar.
Para evitar que los electrones liberados vuelvan a recombinarse con los átomos, se crea un campo
eléctrico permanente dentro del semiconductor.
Este campo eléctrico interno hace que las cargas eléctricas creadas, electrones y huecos vayan a
las superficies externas, y para poder recoger estas cargas eléctricas, se colocan mallas metálicas
colectoras superficiales.
Este dispositivo así creado es la célula fotovoltaica.
Una sola célula no da suficiente tensión y potencia para las aplicaciones usuales. Para tener más
potencia y tensión eléctrica es necesario unir varias células en serie.
Las células son frágiles y pueden sufrir oxidaciones y degradaciones en contacto con el aire; por
estas razones, se deben encapsular en plásticos transparentes para obtener rigidez y aumentar
su resistencia contra los elementos atmosféricos.

LA TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA [231]
Este conjunto de células interconectadas y encapsuladas, a las que se les añade un marco metálico
para el montaje y una caja para facilitar la conexión eléctrica con el circuito exterior, constituye
un panel o módulo fotovoltaico, que es la unidad básica de generación de un sistema fotovoltaico.
[11.2.2.2] El silicio solar fotovoltaico
El silicio fotovoltaico tiene como materia prima inicial, la cuarzita, que es en un 90% sílice
(SiO 2 ), elemento que no sólo es abundante sino que está distribuido por todo el planeta.
En un primer paso, se reduce la cuarzita para obtener un silicio de pureza del 99% (100 ppm).
La reducción se hace con carbón de coque en hornos de arco eléctrico. Este silicio –que se denomina
de grado metalúrgico– es adecuado para esta industria, que obtiene con él aleaciones
especiales; sin embargo, esa baja pureza no es adecuada para la industria de los semiconductores,
que requiere alta pureza (0,001 ppm) y tampoco para la industria solar, que requiere una
pureza intermedia (0,01 ppm).
La industria de los semiconductores toma el silicio de grado metalúrgico y lo purifica para obtener
el silicio de grado electrónico mediante la obtención y descomposición térmica de triclorosilano,
(SiHCl 3 ) o silano (SiH 4 ) de alta pureza.
Los mayores productores de silicio en el mundo, Hemlock (EE UU), Wacker Chemie (Alemania)
y Tokuyama (Japón) usan el sistema de reactor Siemens, en el cual las barras base de silicio,
de un espesor de 10 mm aproximadamente, se conectan eléctricamente a electrodos de
grafito y se calientan por el paso de corriente hasta los 1.100ºC, aproximadamente. Cuando se
introduce una mezcla de triclorosilano e hidrógeno, el silicio se deposita sobre las barras base
para producir polisicilio, del que luego se fabrican lingotes de hasta 150 mm de diámetro y 150
mm de longitud.
En los EE UU, el fabricante ASiMi usa un proceso similar pero usa silano SiH 4 . En este caso, la
temperatura de deposición es del orden de 800ºC.
También en los EE UU, MEMC Electronic Materials Inc. ha desarrollado un nuevo proceso
con el que se produce silicio en un reactor de lecho fluido (FBR) usando silano. Consiste en
mantener en el reactor partículas base de silicio en suspensión en una mezcla gaseosa de silano e
hidrógeno que fluye de abajo arriba en un ambiente a temperatura de unos 600ºC, lo que produce
una descomposición de la fase gaseosa que hace que el silicio se deposite sobre las partículas
base, las cuales crecen hasta una dimensión de 2 mm y ya no quedan en suspensión sino que caen
al la parte inferior del reactor y se recogen. Este reactor presenta un proceso continuo que facilita
mayores volúmenes de producción y menor consumo energético que el reactor Siemens.
El silicio de estructura policristalina, denominado polisilicino, obtenido de estos procesos se
machaca para ser vendido a la industria de semiconductores en forma de guijarros, pero las piezas
pequeñas o el polvo de silicio se venden a la industria solar, junto con el silicio depositado
cerca de los electrodos de grafito y el rechazo de la producción que no cumpla con las especificaciones.
La industria solar no necesita tanta pureza como la industria electrónica, y de ahí que sean suficientes
estos restos para producir silicio de grado solar.
La industria electrónica usa prácticamente el 100% de los guijarros de silicio de alta pureza para
obtener silicio monocristalino con unas propiedades específicas adecuadas para su actividad.
Por ejemplo, la industria de los semiconductores suele dopar el silicio con impurezas de boro,

[232] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
fósforo, antimonio o arsénico. El método que utiliza para obtener silicio cristalino es usualmente
el método Czochralski (Cz), que consiste en fundir el silicio en crisoles de alta pureza de
cuarzo en atmósfera de argón a presión reducida, e ir formando el cristal mediante un cristal
semilla que se pone en contacto con el silicio fundido y se va levantando a una velocidad determinada,
con lo que arrastra el silicio fundido que al salir de la colada se va enfriando y cristalizando
con la misma orientación que la semilla, dando lugar a un lingote monocristalino.
Las partes superiores e inferiores del lingote así obtenido no son cilíndricas, sino cónicas, y se
cortan. Estas partes, así como los lingotes que no cumplen las especificaciones, van a la industria
solar si el rechazo cumple las especificaciones mínimas de resistividad y otros parámetros
que la industria fotovoltaica requiere. El silicio que queda en los crisoles también es aprovechado
por la industria solar.
La industria electrónica corta los lingotes para obtener obleas, y en este proceso, aproximadamente
un 10% del silicio se desperdicia o las obleas no pasan su control de calidad, de lo que se beneficia
la industria solar para obtener más materia prima, bien como silicio o bien como obleas, que
luego se limpian y se clasifican para ser usadas como obleas directamente para la fabricación de células.
La industria fotovoltaica también recicla obleas que la industria electrónica ha utilizado como
obleas de trabajo, referencia, medida, etc. Se estima que unos 10 millones de obleas se reciclan
para poder ser usadas directamente como obleas para la industria solar [Ver Figura 4].
Éstas han sido las fuentes tradicionales de la materia prima del sector fotovoltaico, el cual, una
vez conseguida la materia prima de silicio de grado solar, obtenía su oblea policristalina o monocristalina
por los mismos procedimientos que la industria electrónica; por ejemplo, la oblea
monocristalina con el método Czochralski (Cz), con el único cambio que la fundición se hace
con silicio de grado solar y no de grado electrónico. El corte de obleas se hace igualmente con
sierras multihoja o multihilo como método más habitual.
El aumento de necesidades de silicio solar que se está produciendo es tal que el rechazo de la
industria electrónica aquí descrito no es suficiente, por lo que los fabricantes de silicio de grado
electrónico están produciendo a propósito silicio de grado solar directamente con los procedimientos
descritos anteriormente, pero con especificaciones más relajadas, aunque se tiene el
inconveniente que resulta más caro que el que proviene del rechazo de la industria, pero evidentemente
más barato que el de grado electrónico.
Se ha investigado en el pasado la producción de silicio de grado solar con sistemas específicos
para conseguir esta pureza, y se sigue investigando. Actualmente por ejemplo, Wacker Chemie
está desarrollando un proceso usando triclorosilano y un reactor de lecho fluido para producir
silicio granulado. Tokuyama también estudia un proceso utilizando triclorosilano a alta temperatura
y alto ritmo de deposición sobre un sustrato. Otras compañías trabajando para conseguir
silicio de grado solar directamente son Elkem Solar (Noruega), Joint Solar Silicon (Alemania) y
Crystal Systems Inc. (EE UU).
Actualmente, el gasto de silicio de grado solar es de aproximadamente 15 toneladas por cada
Mw de células producido, pero este valor puede mejorarse, pensándose que 10 toneladas es
asumible, trabajando con obleas más finas y rendimientos de células más altos.
El coste del lingote de silicio sobre el coste final del sistema fotovoltaico es de un 6% como
máximo, por lo que una total ausencia de silicio de grado solar obligaría al uso de silicio de
grado electrónico, es decir, que en el caso extremo, si el silicio como materia prima costara el
doble, el coste del sistema fotovoltaico aumentaría un 3%, lo que no supondría un freno al desarrollo
de esta nueva tecnología aunque sí un contratiempo en su empeño de reducir costes
con rapidez.

LA TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA [233]
Figura 4. Origen del silicio solar
Arena/Si0 2
▲
▲
Pureza:
–
▲
▲
Coste:
Euro céntimos/kg
Silíceo de grado
metalúrgico
▲
▲
Pureza:
100 ppm
▲
▲
Coste:
1 Euro/kg
Silicio de grado electrónico
(feedstock grado electronico)
▲
▲
Pureza:
0,001 ppm
▲
▲
Coste:
50 Euros/kg
Lingotes de Si pureza
electrón
▲
▲
Pureza:
0,001 ppm
▲
▲
Coste:
150-250 Euros/kg
Obleas cortadas
y pulidas
▲
▲
Pureza:
0,001 ppm
▲
▲
Coste:
50 Euros/oblea
▲
▲
▲
Rechazo
(Feedstock grado solar)
▲
▲
Pureza:
Diversa
▲
▲
Coste:
25 Euros/kg
Lingotes Si de pureza solar
▲
▲
Pureza: 0,01 ppm
▲
▲
Coste: 100-120 Euros/kg
Obleas fotovoltaicas
▲
▲
Pureza: 0,01 ppm
▲
▲
Coste: 3-4 Euros/oblea
[11.2.2.3] La célula fotovoltaica
La célula solar es el elemento que convierte los fotones que proceden del sol en corriente eléctrica.
Al incidir la luz sobre el semiconductor de silicio, sus fotones suministran la energía necesaria a
los electrones de valencia para que se rompan los enlaces y queden libres como cargas negativas.
El lugar dejado por ausencia del electrón liberado se llama hueco y posee carga positiva.
Mediante la inclusión de impurezas en la estructura cristalina del silicio, que se denomina
dopar o proceso de dopado, se obtiene silicio de dos tipos: tipo n, normalmente logrado con
impurezas de fósforo, o tipo p, normalmente logrado con impurezas de boro.
Se consigue un campo eléctrico dentro de las células mediante la unión de dos regiones de un
cristal de silicio de distinto tipo o dopadas con distintas impurezas.
El fósforo tiene cinco electrones de valencia, uno más que el silicio, luego la región impurificada
por fósforo es susceptible de ser una fuente de electrones mayor que el silicio puro.
El boro tiene tres electrones de valencia, uno menos que el silicio, y por ello el silicio dopado
con boro tiene una mayor disposición de captar electrones que el silicio puro.
Por esta disimetría, la unión p-n presenta una diferencia de potencial V c .
Si un electrón gana energía suficiente para liberarse del átomo quiere decir que pasa de la banda
de valencia a la banda de conducción. El proceso inverso también existe, y un electrón libre en
la banda de conducción puede ser capturado por un enlace vacío (hueco) de la red y pasar a la
banda de valencia; es lo que se denomina recombinación.

[234] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
La fabricación de las uniones p-n no consiste en pegar un semiconductor de tipo p a otro de
tipo n, sino que debe hacerse de manera que la red cristalina del semiconductor sea la misma
y no se interrumpa al pasar de una región a otra [Ver Figura 5].
[Fabricación de células fotovoltaicas de silicio cristalino]
Las obleas de silicio cristalino dopadas con impurezas de boro, tipo p, cortadas con un
espesor de aproximadamente 0,3 milímetros, se introducen en baños químicos que
restauran la capa superficial dañada debido al corte de obleas previo realizado en la
fabricación de las mismas. Se suele seguir con un texturizado a base de un ataque químico
de la superficie, lo que aumentará el rendimiento de las células al capturar mayor
intensidad lumínica.
A continuación, se crea la unión p-n. Para ello se introducen las obleas dopadas de tipo
p en hornos especiales a una temperatura de entre 800 y 1.000ºC, durante un
tiempo prefijado y en una atmósfera cargada de átomos de fósforo, el cual se va difundiendo
sobre la cara de la oblea. La profundidad que alcanza la penetración del
fósforo está en función de la temperatura del horno y de la duración del proceso. De
esta manera, difundimos las impurezas de fósforo sobre la superficie y creamos la
unión p-n, o campo eléctrico permanente, en el interior de la oblea.
Después de estos procesos, la célula presenta una superficie que rechaza aproximadamente
el 30% de la radiación que pueda llegarle, por ello se crea una capa antirreflectante
con un espesor determinado, generalmente mediante evaporación de un
compuesto que se deposite sobre la superficie frontal de la oblea.
Para poder recoger las cargas eléctricas que proporciona la célula una vez que incida
la luz sobre ella, se insertan contactos eléctricos que recogerán las cargas que se liberen
por acción de la energía intrínseca los fotones.
El diseño del dibujo de estos contactos metálicos sobre la superficie de la célula es
muy importante, ya que un número mayor de contactos capturará mayor cantidad
de electrones, pero la mayor superficie de contactos se obtendrá a costa de exponer
Figura 5. La célula solar fotovoltaica de silicio cristalino
Luz solar
Región N
Malla colectora
de corriente
30 micras
300 micras
Región P
Material base
Malla colectora
de corriente
posterior

LA TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA [235]
menos superficie de silicio al sol, con lo que se tiene una menor iluminación sobre la
superficie activa. Se debe tener en cuenta que estos contactos no son transparentes,
suelen ser aleaciones de diversos metales como son la plata, titanio, paladio, cobre,
aluminio, etc.
Los métodos para colocar los contactos sobre la superficie de la célula más fiables
son principalmente la evaporización al vacío, el procedimiento electroquímico y el
serigráfico, siendo éste el más utilizado, dado su bajo costo de producción así como la
facilidad de automatización.
Formados los contactos de ambas superficies, o en un proceso intermedio, se suelen
aislar los bordes de la células para evitar que se cortocircuite la zona p y la n a través
de los bordes de la célula por alguna deposición indebida, y para ello se utiliza un ataque
de plasma, una abrasión mecánica o un corte con una máquina láser.
El último paso de la fabricación es la medida y clasificación de las células según su
potencia e intensidad de cortocircuito [Ver Figura 6].
Existen otras técnicas de fabricación más complejas que producen células con mayores
rendimientos. Las células de alto rendimiento más implantadas en el mercado son la
célula de Saturno y la célula HIT.
[Las células Saturno]
Esta tecnología ha sido utiliza desde 1994, cuando se usó por primera vez para completar
550 kW de la Central de Toledo PV en España.
La célula Saturno (la célula LGBC –Laser Grooved Buried Contacts– diseñada por el
profesor Martin Green de la Universidad de New South Wales en Australia y fabricada
Figura 6. Proceso de fabricación de la célula fotovoltaica de silicio cristalino
Oblea de silicio p – Limpieza/decapado/texturización
Dopado para crear unión p-n
Capa/máscara antirreflexiva
Formación contacto frontal
Formación contacto posterior
Aislamiento de bordes
Curva I-V
Medida

[236] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
por BP Solar) utiliza obleas de silicio monocristalino y se basa principalmente en tener
unos finos contactos eléctricos en la parte frontal, que no están impresos sobre la superficie
de la célula como ocurre en las células convencionales serigrafiadas, sino que
son ocho veces más finas al haberse hecho sobre unos surcos creados por una máquina
láser.
El dopaje se realiza en dos fases entre las cuales se deposita la capa antirreflexiva. El
dopaje profundo es para la zona de surcos y el dopaje más superficial se deja para el
cuerpo de la oblea. Se coloca una capa de aluminio posterior y a continuación se introducen
las obleas en diversos baños químicos metálicos de níquel y cobre para crear los
contactos frontal y posterior [Ver Figura 7].
Se obtienen eficiencias de células a nivel de producción industrial de más del 18%.
[Las células HIT]
En 1997 se presentó en Japón por primera vez la célula solar HIT (Heterojunction
with Intrinsic Thin-Layer).
La tecnología HIT de Sanyo se basa en un sandwich compuesto de una oblea de silicio
policristalino dentro de cuatro capas extremadamente finas de silicio amorfo, dos de
ellas sin dopar y otra dos, las más externas, dopadas.
Las obleas para células convencionales tienen unos 300 µm de espesor y están dopadas con
boro tipo n. Sin embargo, la oblea de la célula HIT sólo alcanza los 200 µm y es de tipo p.
La capa de silicio amorfo con dopado de tipo p se añade a la cara frontal, y la capa de
silicio amorfo con dopado de tipo n, a la cara posterior.
Una capa de óxido transparente conductora final proporciona el contacto con la rejilla
plata en ambas caras.
Se obtienen eficiencias de células a nivel de producción industrial de más del 18%.
Figura 7. Célula de Saturno
n +
Aluminio
n ++
Oblea tipo p
Contactos
plateados

LA TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA [237]
[11.2.2.4] El módulo fotovoltaico
El módulo fotovoltaico es todo aquel elemento, generalmente una superficie plana, que
convierte la energía solar en electricidad.
El módulo dispone de un marco para facilitar el montaje, y puede estar compuesto de una o
varias células fotovoltaicas.
La célula suele dar una tensión de más de 0,5 V, cuando está iluminada en condiciones estándar,
y una corriente que depende del tamaño. Para células cristalinas semicuadradas de 6” (150
mm x 150 mm) es del orden de 6 A, con lo que esta célula tiene del orden de 3 Wp de potencia.
La tensión de una sola célula de 0,5 V no suele ser suficiente para cargar una batería ni para
otros muchos usos en la práctica, por lo que las células se conectan generalmente en serie hasta
alcanzar la tensión deseada para el modulo, y de esta forma también multiplicar su potencia.
Si se pusieran células en paralelo se obtendría la tensión de una célula y la corriente sería la suma
de todas las células en paralelo.
Normalmente los módulos tienen 36 células en serie para alcanzar tensiones nominales de 12 V
y potencias estándar hasta 150 W.
Al igual que las células, los módulos pueden conectarse en serie-paralelo y se pueden obtener
las tensiones y potencias que se necesiten para una aplicación en concreto.
Al generador fotovoltaico sin marco se le denomina laminado.
[Fabricación de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino]
La materia prima básica para la fabricación del módulo es la célula solar fotovoltaica.
Existen otros componentes muy importantes y críticos para su calidad y durabilidad
aunque con menos impacto económico: las cintas de interconexión entre células,
materiales plásticos encapsulantes, cristal frontal, caja de conexiones, marco de
aluminio, etc.
La fabricación puede dividirse en dos partes, la fabricación de células a laminado y la
de laminado a módulo.
De células a laminado
❚ Soldadura frontal de células. Se sueldan a la célula unas cintas de cobre estañadas.
Esto se hace sobre la cara frontal dejando que sobresalga una longitud adicional de
cinta que sirva para que, en el paso siguiente, se pueda soldar con la parte porterior
de la célula adyacente y así formar una tira de células.
La soldadura frontal suele hacerse con dos cintas por célula para mayor fiabilidad.
Con este fin, las células se fabrican con contactos frontales que tienen dos zonas
soldables o “buses” sobre los que se efectúa la soldadura.
Las células en un módulo deben ser del mismo grado eléctrico, es decir, que tengan
una potencia similar (y una corriente de cortocircuito análoga), para conseguir
que la potencia del módulo sea predecible como la suma de las potencias de
las células.

[238] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
La inclusión de una célula de grado distinto a las demás crea un desajuste o mismatch
que conlleva pérdida de potencia, pues la potencia del módulo viene limitada por la
potencia de su célula más débil, independiente de la calidad eléctrica del resto.
❚ Soldadura posterior de células (formación de tiras). En este paso se realiza la unión
en serie de células.
Para aumentar la tensión de salida de un módulo se requiere unir células en serie,
y de aquí la razón de realizar tiras de células, generalmente compuestas de nueve
células.
La soldadura se realiza de forma análoga a la soldadura frontal, manual o automáticamente.
❚ Soldadura de puentes. El módulo está formado por la serie de varias tiras y, por tanto,
una vez formadas se requiere soldar sobre ellas cintas que interconecten las tiras
que forma la serie de 36 células. Este es el número de células que proporcionan una
tensión conjunta de 18 V cuando están expuestas a sol intenso, lo que permite cargar
baterías de 12 V en cualquier circunstancia de insolación y temperatura externa.
Las cintas de interconexión son también cintas de cobre estañadas, de mayor sección
que las que se usan para soldar sobre las células, al tener que soportar el paso de mayores
corrientes. Como se ha indicado anteriormente, las cintas soldadas a la célula o
cintas de “tabeado” son dos por células y conducen cada una de ellas la mitad de
la corriente de la tira. Sin embargo, la cinta puente es única y debe soportar toda la
corriente de una tira.
La dimensión de todas estas cintas es un compromiso entre su coste y las caídas de
tensión que en ellas se producen.
❚ Montaje del prelaminado. La célula es un elemento muy frágil, y las tiras o serie de
células son un conjunto difícil de manejar.
Por tanto, una vez que se tenga la serie de 36 células formada, se trata de protegerla
y hacerla manejable. Para este fin se cubre la serie por ambos lados con capas protectoras
que, además, refuerzan el conjunto.
De forma manual o automática se forman las siguientes capas (vistas desde la parte
frontal, la expuesta al sol, a la posterior): cristal, EVA, células fibra de vidrio (opcional),
EVA y TEDLAR.
Un vista transversal de estas capas sería la que se muestra en la [Figura 8].
El cristal es un vidrio de bajo contenido en hierro para mejorar su transmisividad
a la luz. El vidrio es templado pues debe resistir los impactos externos, principalmente
de granizo. La superficie externa debe ser lisa para hacer que no acumule
suciedad y si lo hace, que pueda más fácilmente autolimpiarse con la lluvia. La
superficie interna del cristal puede ser rugosa para facilitar la adherencia con el
EVA.
El EVA es una capa encapsulante de polímero transparente (Etileno Vinil Acetato)
de índice de refracción igual al vidrio (1,5), que tiene propiedades adecuadas al proceso
de laminación que sigue. En efecto, el EVA que es una capa plástica flexible, se

LA TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA [239]
Figura 8. Corte transversal de un laminado
Superficie frontal
Encapsulado EVA
TEDLAR
Cristal con bajo
contenido en Fe
Encapsulado EVA
Células
Fibra de vidrio
Protección y alta
transmisión luz
Sellado y fijación
Generación fotovoltaica
Eliminar aire del laminado
Sellado y fijación
Protección de humedad
y cubierta posterior
licua a temperaturas relativamente bajas de 100ºC, volviéndose a solidificar si baja la
temperatura, pudiéndose repetir este proceso tantas veces como se quiera. Sin embargo,
si se alcanza una temperatura de 150ºC durante un tiempo del orden de 20 ó
30 minutos, se produce un reticulado interno que hace rígido al material y que imposibilita
el volverlo a fundir. Por todo ello resulta un material muy adecuado para
encapsular las células. Existe un EVA de curado rápido que requiere sólo unos pocos
minutos para el proceso de reticulación. El EVA presenta el problema de que no
puede estar en contacto con la atmósfera pues absorbe humedad y acaba perdiendo
sus cualidades.
El TEDLAR es en realidad una capa compuesta de tres capas normalmente:
TEDLAR, poliéster y TEDLAR. Estas capas protegen mecánicamente la parte
posterior del laminado aunque su misión principal es la de evitar que la humedad
contacte con el EVA. El TEDLAR hace estanco al laminado por la parte posterior
como el cristal lo hace por la parte anterior.
El TEDLAR puede ser suministrado con la capa adyacente de EVA ya montada, de
tal forma que se compre directamente una capa de TEDLAR-EVA.
Como última operación en este paso, las cintas de interconexión de células correspondientes
a los extremos de la serie y a un punto medio de la misma se sacan por la
parte exterior del laminado cortando lo menos posible las capas posteriores de EVA
y TEDLAR.
En la prelaminación se debe quitar cualquier rastro de suciedad de las superficies
del cristal, pues todo cuerpo extraño sobre ellas puede dar lugar a deslaminaciones o
defectos visuales en el producto final.
❚ Corte del EVA, TEDLAR y fibra de vidrio. Esta materia prima suele venir en rollos,
por lo que se requiere el corte a los tamaños deseados. El EVA es un producto que
requiere ser almacenado en condiciones ambientales específicas, por lo que no puede
cortarse con días de antelación.

[240] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
Una vez que se procede a la laminación (el paso siguiente) ya no es posible la corrección
de errores, tales como células mal colocadas, células rotas, etc.
❚ Laminación y curado. El proceso de laminación se realiza mediante una máquina de
diseño específico que realiza el ciclo térmico necesario para procesar el encapsulante.
En este paso, las capas del prelaminado se convierten en un todo, en una sola pieza
compacta, sin aire en su interior, que no permite la entrada de humedad o partículas,
evita corrosiones internas, degradaciones, etc.
El calentamiento se efectúa por el calentamiento de la plancha metálica donde se
apoya el laminado (en su cara frontal de cristal) y el vacío se crea en la cámara donde
se coloca el mismo, con lo que se consigue una presión del diafragma plástico flexible
situado en la parte superior de la cámara.
La presión del diafragma sobre el laminado es, por tanto, del orden de la presión
atmosférica.
El proceso para conseguir la reticulación completa del EVA y de esta forma lograr
que todos los componentes del laminado formen un bloque único y duradero se
completa con el proceso de curado, que consiste en someter al laminado a una
temperatura de 150°C, bien en el propio laminador o bien sacándolo del mismo e
introduciéndolo en un horno de curado. La duración de este proceso en minutos
depende de si se usa EVA de curado rápido o normal.
El laminado, según sale del laminador o del horno de curado, presenta restos de materiales
plásticos EVA y TEDLAR en las superficies frontal y posterior y sobresaliendo
de los bordes, por lo que se requiere el corte de los mismos.
De laminado a módulo
❚ Enmarcado. El marco que rodea al laminado suele ser de aluminio extruido y estar
compuesto de cuatro piezas que se unen con cantoneras o con tornillos. Las
piezas de aluminio se suelen recibir en la fábrica de módulos, mecanizadas y galvanizadas.
La fijación y sellado del marco sobre el laminado se realiza con silicona, resina butílica
o productos similares, o bien con cinta adhesiva de doble cara. El sellado con esta
cinta no es tan completo como con silicona, lo que no es gran problema ya que el
propio laminado es capaz de mantener sus propiedades durante décadas, como lo
prueba el uso de laminados en las instalaciones fotovoltaicas.
❚ Colocación de la caja de conexiones. Se fija la caja de conexiones eléctricas bien directamente
sobre la parte posterior del laminado con cinta adhesiva de doble cara,
silicona o adhesivo equivalente, o bien utilizando el marco como elemento adicional
de apoyo.
Se conectan a los bornes de la caja las tres cintas de interconexión salientes del laminado
y que corresponden a los extremos de la serie de células y a un punto medio de
la misma.
Este punto medio de la serie se utiliza para soldar dos diodos, llamados de by-pass,
que protegen al módulo en los casos que una célula está sombreada.

LA TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA [241]
❚ Medida y clasificación. La medida consiste en exponer el módulo a una radiación
luminosa de espectro similar al solar y comprobar la potencia real del módulo.
Estas mediciones se realizan por comparación con patrones calibrados; es la verificación
final de la producción.
La máquina donde se realiza la medida, el simulador solar, comunica las medidas
que realiza punto a punto de la curva Intensidad-Tensión del módulo a un cuadro
externo que incluye un PC, con los programas necesarios para realizar las correcciones
de temperatura y demás algoritmos necesarios.
Una práctica común es no poner las características eléctricas medidas del módulo,
sino poner en la etiqueta las características nominales para el tipo de módulo de
que se trate.
Los fabricantes suelen tener una gama de potencias para cada modelo, y las características
nominales de cada potencia tienen unas tolerancias, que suelen ser del 10%.
Esto lleva consigo que un módulo de 100 W nominales con 10% de tolerancia, pueda
tener una potencia real medida en el simulador de 91 W sin que deje de cumplir las
especificaciones. En la actualidad, se tiende a tolerancias del 5%.
Valores menores de esta tolerancia son difíciles de ofrecer, teniendo en cuenta que
la precisión de la medida en un simulador, incluyendo el error del módulo patrón o
de referencia, no es menor del 3%.
La propia construcción del módulo hace muy difícil que haya contacto eléctrico
entre las partes activas –células y conexiones– con el marco. Para confirmar que
existe este aislamiento, se suele realizar un ensayo cada cierto número de módulos
fabricados.
[11.2.3] La tecnología de silicio amorfo
En silicio amorfo, al igual que los sólidos amorfos, es un material en el que los átomos carecen
de uniformidad estructural a lo largo de su red cristalina, lo que impide la formación de enlaces.
Sin embargo, si el silicio amorfo se deposita de tal manera que contenga una pequeña cantidad
de hidrógeno, los átomos de hidrógeno saturan muchos de los huecos de la red cristalina, permitiendo
así a los electrones moverse a través del silicio.
Una de las propiedades que posee el silicio amorfo es que presenta un alto coeficiente de absorción,
lo que permite la utilización de espesores de material activo muy pequeños. Sin embargo,
el impedimento más importante para un mayor desarrollo de la tecnología fotovoltaica
basada en el silicio amorfo es la degradación inducida por la luz de los dispositivos. Esta degradación
produce una disminución de la eficiencia de conversión durante las primeras semanas
de exposición a la luz solar, aunque a partir de entonces la eficiencia permanece básicamente
estable.
Aunque los dispositivos de silicio amorfo tienen eficiencias más bajas que las de silicio cristalino,
tienen la ventaja de utilizar para su fabricación técnicas de preparación más baratas.
Existen diferentes métodos de preparación del silicio amorfo, pero el método que ha conseguido
hasta la fecha imponerse a nivel industrial es la deposición química en fase de vapor activada

[242] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
por plasma. La adaptación a los procesos industriales de este método se ha puesto en relieve
ampliamente con la producción de módulos de 1 m 2 .
La primera célula de silicio amorfo fabricada en 1976 tuvo una eficiencia del 2,4% en su versión
de unión simple p-n; en la actualidad se alcanzan valores de eficacia superiores al 10%.
Aunque la eficiencia de conversión de las células de silicio amorfo es más baja que la de otras
células solares, la tecnología fotovoltaica de silicio amorfo es atractiva para aplicaciones terrestres,
debido a que los módulos se pueden producir con procedimientos de bajo coste y se
pueden utilizar sustratos ligeros, flexibles y resistentes a la radiación.
[11.2.4] La tecnología de capa delgada
Respecto a al tecnología de capa delgada, se puede indicar que ha tenido siempre un papel
importante en la búsqueda de soluciones fotovoltaicas de bajo coste. Aunque esta tecnología
surgió a la par que la del silicio cristalino, el desarrollo de ambas no ha alcanzado un estado
comparable. En un principio, la célula de sulfuro de cobre y sulfuro de cadmio (Cu 2 S-CdS)
fue el dispositivo fotovoltaico en lámina delgada dominante, más tarde se incorporaron otras
tecnologías policristalinas de seleniuro de cobre e indio (CuInSe 2 o CIS) y telururo de cadmio.
Se considera como tecnología fotovoltaica de capa delgada a todas aquellas células y módulos
en los que la capa activa o absorbente tiene un espesor de unos pocos micrómetros.
El éxito de los módulos de lámina delgada se debe a la flexibilidad de esta tecnología en
cuanto a la forma y tamaño de los módulos, así como al número de células dentro del módulo,
pudiéndose adaptar fácilmente los requisitos técnicos y los aspectos de diseño. Pero las
expectativas en la tecnología de capa delgada en los últimos años se basan sobre todo en los
valores de eficiencia de conversión que se están alcanzando y en haberse demostrado su estabilidad
a largo plazo.
Las tecnologías de capa delgada implican la utilización de materiales tóxicos o que son escasos
(en comparación con la cantidad de silicio presente en nuestro planeta), y aunque puedan
presentar buenas características fotovoltaicas (aunque las eficacias globales de los módulos
son considerablemente inferiores a la de los dispositivos de laboratorio) su uso se ve
limitado por el coste de producción, que por el momento es la causa principal que limita la
penetración en el mercado de esta tecnología, al no haber respondido todavía a las expectativas
puestas en ella.
[11.2.5] Otras tecnologías
Además de estas tecnologías ya en el mercado descritas, se está analizando el efecto fotovoltaico
en nuevos campos tales como la nanocristalografía, la fototérmica, la fotosíntesis, etc. Estos trabajos,
en estado conceptual ahora, abrirán futuros campos de investigación que pueden traer
nuevas y revolucionarias tecnologías de producción fotovoltaica.
[11.3] El I+D+i fotovoltaica
El desarrollo de la tecnología fotovoltaica se está realizando con aportaciones del I+D+i, que
son claves para propiciar el descenso de costes de la curva de la experiencia.

LA TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA [243]
Figura 9. Curva de la experiencia fotovoltaica con una aportación decisiva, el I+D+i
10
US$/Wp
1
0,1
8 85
0,1 1 10 100
Ventas acumuladas (GWp)
La reducción anual del 18% de los costes cada vez que se duplica la producción es debida, en
gran parte, al esfuerzo investigador que hay detrás en todas las áreas (materias primas, procesos
de fabricación, componentes de los sistemas, etc.).
Este esfuerzo investigador es el que puede hacer que la curva tenga aún mayor pendiente y se
alcancen los objetivos con más rapidez. Las expectativas tecnológicas hacen que se barajen
hipótesis de reducción de costes del 20% o superiores, cada vez que se duplica la producción,
como pendiente alcanzable.
Pero el papel de la investigación puede ser más fundamental si se desarrollan tecnologías
nuevas, distintas a las de silicio cristalino, que produzcan un salto cuantitativo o escalón brusco
descendente en la curva de experiencia [Ver Figura 9].
Si el I+D+i proporciona este escalón, será un acontecimiento digno de celebrarse, escalón que ha
acontecido en algunos desarrollos tecnológicos distintos al solar; pero hay que decir que cuando
se ha dado ese caso, ha sido en un contexto de interés social y apoyo y de crecimiento de mercado.
La generación eléctrica con energía solar fotovoltaica en cantidades significativas es posible, y
está a nuestro alcance, pero el que lo alcancemos en poco tiempo depende de dos factores: el
apoyo ilusionado de la sociedad y el esfuerzo en I+D+i que pongamos en ello.
[11.4] Conclusión
La tecnología fotovoltaica presenta unas soluciones totalmente maduras (descritas someramente
en los anteriores apartados), las cuales proporcionan una generación fiable durante muchos años.
Los costes de esta tecnología son la única barrera que están impidiendo un mayor uso, pero el
gran potencial de mejora que tienen tanto las tecnologías en fases productivas en la actualidad,
como las tecnologías en fases de investigación que pueden estar en fase productiva en un futuro,
auguran un desarrollo esperanzador.
El apoyo de la sociedad a esta tecnología es vital para que este desarrollo se materialice.

[244] LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SIGLO XXI
[11.5] Bibliografía
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CIEMAT.
De Lorenzo, Eduardo: Solar Electricity. Engineering of Photovoltaic systems. Publicado por la
Universidad Politécnica de Madrid.
Profesor Green, Martín A.: Third Generation Photovoltaics. Advanced Solar Energy Conversión.
Publicado por Springer Series in Photonics.
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Informe ASIF 2002, Desarrollo de la Electricidad Solar Fotovoltaica en España.
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Dr. Aulich, Hubert A.: Silicon Supply of solar PV. Publicado en Renewable Energy World,
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Van del Zaan, Bob y Rabl, Ari: Prospects for PV: a learning curve analysis.
Alcor, Enrique: Instalaciones de energía solar fotovoltaica. Publicado por Progensa.
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