“Seguridad energética y sostenibilidad urbana” Fermín Rodríguez Geopolítica

“Seguridad energética y sostenibilidad

urbana”Fermín Rodríguez

Geopolítica. Grado en Geografía y Ordenación del Territorio

Los Sectores Energéticos: Perspectivas de Futuro Gijón 29 de Septiembre de 2006

2

ÍndiceAbastecimiento energéticoSostenibilidad, competencia y

seguridad de suministroPanorama de las energías primariasSector eléctrico: situación actual en EspañaPerspectivas Energía y sistema urbanoResumen y conclusiones

Consumo de energía primaria en España, 2009

Carbón1.6%

Productos Petrolíferos

56.4%

Gas 15.8%

Electricidad21.4%

E.renovables4.8%

GRÁFICO 2. CONSUMO DE ENERGÍA FINAL 2009

Producción nacional de energía 2009CUADRO 1. GRADO DE AUTOABASTECIMIENTO (%) (1 )

2007 2008 2009

Carbón 28.8 31.4 23.5

Petroleo 0.19 0.18 0.17

Gas Natural 0.05 0.04 0.04

E.nuclear 100 100 100

Hidráulica 100 100 100

E.renovables 100 100 100

Total 20.7 21.6 21.7

(1) Grado de autoabastecimiento: relación entre

producción interior y consumo total de energía

Estructura de generación eléctrica en España, 2009


7



9

Las perspectivas globales de crecimiento económico e inversiónPosible efecto negativo de unos mayores precios reales de la energía con efecto también en el despliegue de nuevas tecnologías.

Accesibilidad de los pobres a la energíaNecesidad de políticas dirigidas a compensar los precios más altos de la energía final.

Seguridad de suministro especialmente para los grandes nodos urbanosPerspectivas de la oferta. Crisis de flujos por acontecimientos catastróficos derivados de conflictos geoestratégicos. Las concentraciones metropolitanas son los elementos finales del sistema. Hay puntos críticos en la geografía del suministro que es necesario proteger

Emisiones locales, regionales y globales que resultan de la producción y uso de la energía.

La acción principal para alcanzar simultáneamente los dos últimos objetivos es mantener abiertas todas las opciones energéticas

El desarrollo tecnológico será critico para determinar qué opciones estarán disponibles y en qué momento.

Es necesario una visión geostratégica del sistema y una visión local urbanísitica para acondicionar las ciudades, pues todos los factores están interrelacionados.


11

Electricidad: garantía de suministroConsidera los aspectos: Potencia instalada suficiente (fiabilidad de largo plazo) Seguridad de suministro (fiabilidad a corto plazo)

Viene determinada por factores como: Diversificación de fuentes, tanto geográfica como tecnológica Grado de autoabastecimiento energético Regulación administrativa

Licitaciones, Pagos de capacidad, mercados de capacidad y de reservas..

Generación eléctrica: competitividad económica

La comparación de costes entre las tecnologías debe incluir los costes externos. Algunos de ellos, como los costes de emisión han sido parcialmente internalizados a través de la creación de los mercados de emisiones.

La comparación internacional de costes no muestran una ventaja clara de ninguna tecnología.

El coste nuclear se aproxima al del resto de las tecnologías cuando se incorporan los costes de desmantelamiento y de gestión de residuos. Sin embargo existe un coste social percibido muy elevado respecto a éstos últimos.

El riesgo financiero es muy elevado en las centrales nucleares por ser intensivas en capital y tener períodos de construcción muy largos. Su encaje en entornos liberalizados es más difícil.

Existe una gran indiferencia en coste entre la generación con carbón y la de ciclo combinado de gas, que se puede inclinar hacia un lado u otro en función de los precios relativos gas y carbón y de del valor de los derechos de emisión.

El coste de las renovables irá disminuyendo a medida que vaya generalizándose el uso de las mismas. Las políticas de I+D tienen protagonismo relevante en la disminución del coste de inversión de estas energías


13



14

Carbón

Reservas muy abundantes y repartidas . Mercado internacional competitivo Estabilidad de precios. No competitividad del carbón UE-15.Uso mayoritario en la generación eléctrica. Futuro depende de los desarrollos tecnológicos que

reduzcan su impacto ambiental Centrales hipercríticas con desulfuración

Gasificación, captura y almacenamiento de CO2

Nuclear, petróleo y gas naturalNuclear

Estancado su crecimiento a finales de los ochenta por su falta de competitividad económica frente a otras fuentes de producción eléctrica y al rechazo social a la misma.

Difícil encaje en los diseños de mercado actuales (de corto plazo) por el elevado riesgo financiero que suponen. Muy pocos proyectos en la U-15 (Finlandia, Francia). En USA se apuesta por el alargamiento de vida útil (hasta 60 años) Las nuevas generaciones de centrales nucleares son de coste más reducido y más seguras (seguridad pasiva).

Petróleo Uso marginal en la generación eléctrica. Seguirá siendo la energía primaria más utilizada en las próximas décadas debido a su papel

preponderante en el transporte y al incremento de éste uso en los países en desarrollo. Irá cediendo terreno a los combustibles sintéticos y en el futuro al hidrógeno.

Gas natural Crecimiento de su consumo acelerado por su utilización en la generación eléctrica Reservas concentradas en zonas inestables. Combustible “limpio” Precio muy volátil.

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Imprescindibles para el cumplimiento de los objetivos de política energética y medioambiental. Objetivo en España: 30% del consumo de eléctrico en 2010.

Las políticas de I+D tienen protagonismo relevante en la disminución del coste de inversión de estas energías. Este coste irá disminuyendo a medida que vaya generalizándose el uso de las mismas.

La mayoría de ellas (hidráulica, eólica, solar) se caracterizan por su estocasticidad por lo que su potencia instalada no está garantizada . No evitan la necesidad de centrales térmicas de respaldo.

Su carácter no programable (eólica, solar…) y la gran penetración actual, que se incrementará en el futuro, obliga a necesidades crecientes de reservas de regulación.

Protagonismo de las energías renovables

RenovablesEólica

Más de 60.000 MW de potencia instalada en el mundo (cuadriplicado entre los años 1999 y 2005 al mismo tiempo que se ha producido una gran disminución en los costes de producción), menos del 1% al suministro eléctrico mundial. Implantación es muy elevada en algunos países representando el 23% del consumo eléctrico en Dinamarca, el 4,5% en Alemania y el 8% en España, donde alcanza los 11.000 MW, siendo el tercer país en el mundo por potencia instalada, por detrás de Alemania y EEUU.

Hidráulica Crecimiento limitado a países No-OECD en base a grandes proyectos Hidroeléctricos (Asia)

Solar La solar térmica es una tecnología madura en la que España ocupa una posición Falta clarificar el marco

legislativo y de ayudas La solar fotovoltaica ha de reducir varias veces su costea través de la curva de experiencia para poder

ser competitiva, para lo que precisa grandes esfuerzos en I+D+I. Futuro ligado a la aplicación en lugares aislados

Cogeneración Gran desarrollo en Europa y central ligada a la calefacción de barrio. En España ha sido frenada en los

últimos años por el elevado precio del gas natural. La transposición de la Directiva europea sobre fomento de la cogeneración de alta eficiencia ha de suponer un estímulo para su crecimiento.


18



Los ciclos de crecimiento del consumo eléctrico

-1,0%-0,5%0,0%0,5%1,0%1,5%2,0%2,5%3,0%3,5%4,0%4,5%5,0%5,5%6,0%6,5%7,0%7,5%8,0%8,5%9,0%9,5%

10,0%10,5%11,0%11,5%12,0%12,5%

1972

1973

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

50

567

Inc Anual Dem% Inc Anual PIB % Dem (BC)

21

Evolución de la potencia instalada en España peninsular

05.000

10.000

15.00020.00025.00030.000

35.00040.00045.00050.000

55.00060.00065.00070.000

75.00080.00085.000

MW

Régimen especial Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/Gas Ciclo combinado de gas

22

Evolución de la potencia de Régimen especial

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

22000

24000M

W

Hidráulica Biomasa R.S. Industriales R.S. Urbanos Solar Cogeneración Eólica

23

Capacidad comercial de intercambio

1100-1300

1000-1300

400-500

1200-1400

800

800

24

La mejora de la capacidad de interconexión internacional

FRANCIA: 1.400 4.000 MW capacidad comercial D.C Bescanó-Baixas: 2.600-3.000 MW (año ?) Conexión Pirineo Central (año ?)

Muruarte- Marsillon Sallente-?

PORTUGAL: 1000 2.250 MW capacidad comercialConexión Duero Internacional- Aldeadávila (año 2009)

Conexión Noroeste Pazos- Viladoconde 3.000 MW capacidad comercialConexión Sur Guillena -Sotavento

25

Evolución de la cobertura de las puntas de demanda

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

EN

E 9

8

AB

R 9

8

JUL

98

OC

T 9

8

EN

E 9

9

AB

R 9

9

JUL

99

OC

T 9

9

EN

E 0

0

AB

R 0

0

JUL

00

OC

T 0

0

EN

E 0

1

AB

R 0

1

JUL

01

OC

T 0

1

EN

E 0

2

AB

R 0

2

JUL

02

OC

T 0

2

EN

E 0

3

AB

R 0

3

JUL

03

OC

T 0

3

EN

E 0

4

AB

R 0

4

JUL

04

OC

T 0

4

EN

E 0

5

AB

R 0

5

JUL

05

OC

T 0

5

EN

E 0

6

AB

R 0

6

JUL

06

OC

T 0

6

EN

E 0

7

AB

R 0

7

JUL

07

OC

T 0

7

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

POTENCIA HIDRÁULICA MÁXIMA (10.000 MW)

POTENCIA HIDRÁULICA MÍNIMA (6.000 MW)

GENERACIÓN NO HIDRÁULICA

DEMANDA PUNTA MENSUAL

FALLO 5000 MW

(MW

)

EVOLUCIÓN DE LA COBERTURA DE LAS PUNTAS DE DEMANDA (eólica P>95%: ≈6% P.I)

(1998-2007)

26

La garantía de la hidráulica Generación hidráulica.

Elevada variabilidad interanual.

Estacionalidad anual y gran dispersión respecto a los valores medios mensuales (invierno y primavera).

Disponibilidad limitada por hidrología y reservas.

Necesaria para cubrir reserva secundaria de “buena calidad” y terciaria rápida.

Podría utilizarse para compensar la variabilidad de la eólica

27

Garantía de la generación nuclear

Sus características técnicas- económicas hacen que no puedan ser utilizadas en los mercados de reserva.• Coste variable muy reducido (generación de base)

• Gran rigidez de carga Fiabilidad.

Las CCNN han tenido en España una excelente disponibilidad durante los últimos años, superior en la mayoría de ellos al 90%. Sólo incidentes aislados han causado en algunos casos indisponibilidades de larga duración.

Seguridad de suministro.• Disponibilidad de combustible nuclear asegurada:

• Reservas abundantes de uranio

• Enriquecimiento y fabricación en Europa de elementos combustibles

Garantía de la generación térmica clásicaCARBON Obsolescencia del parque actual.

Vida media del parque de carbón: 26 años-145.000 horas funcionamiento equiv.

Incremento de probabilidad de fallo.Problemas medioambientales.

Reserva secundaria de “baja calidad”. Elevados tiempos de arranque (en frío >8 horas) → reserva fría no válida en caso de emergencia. Fiabilidad en el suministro.

Seguridad en la disponibilidad de combustible (Almacenamiento mínimo en parques equivalente a 720 h. De plena carga).

CICLOS COMBINADOS DE GAS

Buena disponibilidad (reducidas tasa de fallo y mantenimiento programado). Reducidos tiempos de arranque (en frío 2 horas) Participación en reserva secundaria. Reducción de potencia en puntas de verano (elevadas temperaturas)

29

Garantía de la generación eólica• Generación eólica.

– Comportamiento estocástico y estacionalidad anual. – Previsible sólo en el corto plazo (unas horas hasta dos días) – Bajo factor de utilización – Gran variabilidad – Difícil previsión y gradientes elevados (Mw/h)– Desconexión ante perturbaciones:


30



31

La Coruña

Lugo

Orense

León

Vizcaya

Guipúzcoa

Palencia

Burgos

Álava

Soria

Zamora

Valladolid

Salamanca

Ávila

Segovia

Cáceres

Badajoz

Huelva

Sevilla

Córdoba

CádizMálaga

Granada

Almería

Jaén

Murcia

Alicante

Valencia

Castellón

Barcelona

Gerona

LéridaHuesca

Zaragoza

Teruel

Guadalajara

Cuenca

Albacete

Ciudad Real

Toledo Mallorca

Ibiza

Formentera

7,5Asturias

Navarra

Madrid

Cantabria

Tarragona

Pontevedra

incorporaciones en 2007nº

1

2

3

4

5

6 7

8 9

10

11 12

13 14

15

16

17

18

19

20

21

22 23

24

25

26

27

28 29

30 3132

33 34

35 37 38 39

40 41

42 43

44

36

45 46

49 48

47

50 51

1) gasNatural (San Roque)2) gNc/Endesa (Besos)3) gNc/Endesa (San Roque)4) gasNatural (Besós)5) gNc/Hidrocantábrico (Castejón 1)6) Iberdrola (Castellón A-1)7) Iberdrola (Castellón A-2)8) BBE 1 (BBG Bilbao 1)9) BBE 2 (BBG Bilbao 2)10) Iberdrola (Castejón 2)11) gNc/Endesa (Tarragona)12) Iberdrola (Tarragona)13) U.F. (Campo de Gibraltar 1)14) U.F. (Campo de Gibraltar 2)15) Iberdrola (BBG. Santurce)16) Iberdrola (Arcos A-2)17) gasNatural (Arrubal 2)18) U.F. (Palos 1)19) Iberdrola (Arcos A-1)20) gasNatural (Arrubal 1)21) U.F. (Palos 2)22) Shell/ESBI (Amorebieta 1)23) Shell/ESBI (Amorebieta 2)24) Iberdrola (Aceca)25) U.F. (Palos 3)26) U.F. (Aceca)27) gasNatural (Escombreras 1)28) Iberdrola (Arcos B-1)29) Iberdrola (Arcos B-2)30) gasNatural (Escombreras 2)31) gasNatural (Escombreras 3)32) gNc/Endesa (Huelva)33) gNc/Electrabel (Castelnou 1)34) gNc/Electrabel (Castelnou 2)35) Iberdrola (Sag. Escombreras 1)36) Iberdrola (Sag. Escombreras 2)37) GdF/AES (Escombreras 1)38) GdF/AES (Escombreras 2)39) GdF/AES (Escombreras 3)40) U.F. (Sag. Sagunto 1)41) U.F. (Sag. Sagunto 2)

42) gasNatural (Plana de Vent 1)43) gasNatural (Plana de Vent 2)44) U.F. (Sag. Sagunto 3)45) Endesa (Reganosa, As Pontes 1)46) Endesa (Reganosa, As Pontes 2)47) U.F. (Reganosa, Sabón 1) 48) Viesgo Generación (Escatrón G-1)49) Viesgo Generación (Escatrón G-2)50) Iberdrola (Sag. Castellón B-1)51) Iberdrola (Sag. Castellón B-2)

10 incorporaciones en 2007

grupo 400 MWnº

Potencia instalada a 31-dic-200751 x 400 = 20.400 MW

Ciclos: situación prevista a final de 2007

32

nº CTCC nº CTCC

BBE 2

mapa correspondiente a la situación a 31-dic-2007 Endesa 6GNCom 11Gaz de France 3HC 1Iberdrola 14Shell 2U. Fenosa 10Viesgo Generación 2

nº CTCC nº CTCC

Andalucía 12 Valencia 7Aragón 4Castilla-Mancha 2Cataluña 6Galicia 3La Rioja 2Murcia 8Navarra 2País Vasco 5

x 51 ctcc =Potencia instalada en CTCC: 400 MW

por Comercializadoras

ubicación por CCAA

20.400 MW

Ciclos: situación prevista a final de 2007


33

Plantas existentesPlantas existentes

HUELVAHUELVA

MUGARDOS (2007)MUGARDOS (2007)

BARCELONA

BARCELONA

CARTAGENACARTAGENA

En construcción

En construcción

LACQLACQ

MAGHREBMAGHREB

SINESSINES

BILBAOBILBAO

En proyectoEn proyecto

GIJON GIJON

MEDGAZ (2009)MEDGAZ (2009)

SAGUNTOSAGUNTO

Entradas al Sistema gasista

34

Vandellós II

1087 MW

Vandellós II

1087 MW

Almaraz

1893 MW

Almaraz

1893 MWCofrentes

1064 MW

Cofrentes

1064 MW

S.M. Garoña

466 MW

S.M. Garoña

466 MW

Trillo

1033 MW

Trillo

1033 MW

Ascó

2055 MW

Ascó

2055 MW

Centrales nucleares en España

Pot. Max Puesta Servicio Fin vida útilGRUPO (b.c) año en base a

MW 40 años

S.M.GAROÑA 447 1971 2011ALMARAZ 1 942 1981 2021ALMARAZ 2 955 1983 2023ASCO 1 977 1983 2023COFRENTES 1056 1985 2025ASCO 2 974 1986 2026VANDELLOS 2 1045 1988 2028TRILLO 998 1988 2028

7394

35

EL futuro de la generación en las centrales de fuel/gas

Obsolescencia del parque de generación de fuel/gas. Afectadas por las directivas GIC y NEC.

Elevado coste de combustible elevado coste variable y de emisiones.

Bajo rendimiento

Posición muy marginal en el sistema No competitivas. No se prevén nuevas inversiones en centrales de este tipo

Sustitución progresiva de las centrales existentes por ciclos combinados de gas ocupando sus emplazamientos.

36

El futuro de la generación con carbón

Centrales de carbón existentes Obsolescencia del parque de generación actual de carbón´.

Importantes inversiones en 2008 en desulfuración

Muchos grupos de carbón existentes tendrán un funcionamiento limitado más allá del 2007. Aquellos que no dispongan

de unidades de desulfuración no podrán funcionar más de 20.000 horas. Su cierre puede verse acelerado por la presión

de los costes de emisiones.

La Directiva GIC restringirá la utilización de algunas centrales de carbón a partir de 2010.

Nuevas centrales de carbón: Indiferencia en coste variable con las centrales de ciclo combinado de gas, dependiendo de los precios relativos del

gas y del carbón (más estable) y del precio del derecho de emisión.

La presión de los objetivos medioambientales (emisiones) parecen decantar la preferencia a las CCGT.

La necesaria diversificación de fuentes (seguridad de suministro) favorece la instalación de generación con carbón.

No es descartable la instalación en el medio plazo de nueva centrales de carbón

37

Edad de las centrales térmicas españolas

0

2

4

6

8

10

12

14

< 10 años 10 -20 años 20 - 30 años > 30 años

GW

Fueles

Carbón

Nucleares

38

Necesidades de nueva Capacidad

Régimen especial

Hidráulica

Nuclear

Carbón

Fuel/Gas

Ciclo combinado de gas

05.000

10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.00045.00050.00055.00060.00065.00070.00075.00080.00085.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Po

ten

cia

efec

tiva

(M

W)

22.500MW

Necesidades Potencia

Demanda

MW para Índice de cobertura 1,1

18.000MW13.600

MW8.300MW3.900

MW

40

Evolución prevista de potencia instalada

Nuclear

Carbón

Régimen especial

Ciclos combinados

Hidráulica

Fuel/gas

05.000

10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.00045.00050.00055.00060.00065.00070.00075.00080.00085.00090.00095.000

100.000105.000110.000115.000120.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MW

41

La generación futura Los objetivos de política medioambiental condicionarán el parque generador.

El crecimiento futuro se seguirá basando en los ciclos combinados y en las energías renovables .

La adecuación de los primeros se producirá en función de los gaps de mercado.

Estos gaps de mercado, dependerán del crecimiento de la demanda, del grado de penetración de las renovables y del ritmo de retirada de servicio de las centrales de fuelóleo y de carbón más obsoletas.

Todo ello vendrá condicionado por los precios relativos del carbón y gas y la presión efectiva de los objetivos medioambientales, en especial la reducción de CO2. En cualquier caso, la importancia creciente de las energías renovables en el balance eléctrico español requerirá un margen de reserva creciente.

El parque de fueloil no es competitivo e irá cediendo sus emplazamientos paulatinamente a los ciclos combinados de gas

42

La generación futura

Los objetivos de reducción de CO2 pesan sobre la generación de electricidad. El esfuerzo reductor se ha trasladado al período 2008-2012. Para fechas posteriores los objetivos están por definir. Los objetivos que se fijen para estos períodos y la asignación que se realice condicionará nuevamente el mix de generación. El sistema de primas de las energías renovables orientado a los objetivos establecidos para las mismas en los planes correspondientes también serán determinantes.

En la comparación de costes de las diversas tecnologías éstas deben internalizar los coste medioambientales

Deberá tenerse en cuenta el valor de la seguridad de suministro

Co-producción de Hidrógeno

Captura y almacenamiento de CO2

Aplicar la gasificación a Pilas de Combustible

GASIFICACIÓNLIMPIEZA

DEL GAS

CO + H2O CO2 + H2

SEPARACIÓN H2 / CO2

CICLO

COMBINADOPILAS DE

COMBUSTIBLE

CARBÓN + BIOMASA + RESIDUOS

CO2

H2

Potencial de demostración de nuevos procesos con

corriente parcial de gas de síntesis

Alternativas de nuevos procesos en GICC


45

Evolución futura de las Centrales nucleares

46

La economía del hidrógeno Obtención del hidrógeno :

- Reformado de gas y productos petrolíferos- Electrolisis del agua.- Gasificación del carbón o de la biomasa.

Gran potencial como sustituto de los productos petrolíferos en el transporte a través de su utilización en las pilas de combustible.

Vector energético menos limpio en las aplicaciones que la electricidad tiene la ventaja respecto a ésta de poder ser almacenado. Sin embargo, el transporte de la electricidad es más económico que el del hidrógeno.

En la actualidad, existen obstáculos para el desarrollo a gran escala del hidrógeno, como son la capacidad de producirlo económicamente, el desarrollo de nuevas infraestructuras y la disponibilidad de pilas de combustibles a precios competitivos por lo que será sobre todo una oportunidad para las generaciones venideras.

En el futuro más lejano la captura y almacenamiento del CO2, ligados a la gasificación del carbón, abrirán grandes horizontes al hidrógeno.

Energía solar obtenida en instalaciones situadas en grandes desiertos y eólica obtenida en instalaciones marinas podrían almacenarse mediante la producción de hidrógeno.


47



48

Generación media (horizonte 2008)

Planificación de la red de transporte: el mapa de generación

49

18.000 MVA de solicitudes de transformación transporte/ distribución 2.000 MVA de peticiones de demandas singulares (trenes AV y otros)

Demanda media (horizonte 2008)

Planificación de la RdT : el mapa de la demanda

50

Mejorar los sistemas que proporcionan señales a los agentes para adecuar la

localización de las instalaciones de generación Mejorar los sistemas que proporcionan señales a los agentes para adecuar la

localización de las instalaciones de generación

Generación media – demanda media (2008)

Falta de señales a la generación

Planificación de la RdT : el mapa de balance energético

lLa red urbana española (2003), según el PEIT.2

52



Las nuevas inversiones en ciclos combinados y la eólica actualmente están recuperando el margen de reserva

El futuro inmediato se seguirá basando en los ciclos combinados y en las energías renovables, y la adecuación de los primeros se producirá en función de los gaps de mercado.

En la medida en que aumente la proporción de energía renovable (especialmente eólica) en el balance el margen de reserva debería crecer

Resumen y conclusiones I

54

Resumen y conclusiones II

La incertidumbre regulatoria, junto con la evolución de otras variables como demanda, precio y suministro del gas, etc., condicionan las decisiones de inversión.

El riesgo regulatorio, por carencia o por impredecibilidad, actúa como barrera de entrada, siendo un factor que disminuye la apertura a la competencia.

El mercado requiere señales económicas estables que permitan detectar situaciones de carestía por parte de los agentes

El envío de señales adecuadas a la inversión y el pago por capacidad o garantía de potencia serán instrumentos claves para asegurar una reserva suficiente. Se requiere un nivel de fiabilidad mayor que el provisto por el mercado.

55

Resumen y conclusiones III

Hasta el 2020 las energías renovables, cogeneración, las centrales CCTG e incluso de carbón cubrirán los aumentos de la demanda eléctrica

Mas allá del 2020 las CCNN existentes, junto a las nuevas generaciones de CCNN y las centrales de combustibles fósiles con captura de CO2 competirán en el suministro eléctrico.

Nínguna opción tecnológica debería ser descartada

En cualquier caso, para la comparación de costes de entre las diversas tecnologías deberán internalizarse los costes medioambientales incurridos.

La fusión nuclear podrá jugar un papel en la segunda mitad de siglo

La dependencia exterior de países inestables, las largas redes de aprovisionamiento y los puntos críticos en ellas exigen una política energética con dimensión geoestratégica (acción sobre la oferta).

La energía mueve el sistema territorial y sus focos más dinámicos y de mayor concentración de fuerza son los metropolitanos, una política energética debe tener en cuenta la acción sobre la demanda

acondicionado y ordenando eficazmente éstos.

Una de las acciones de ordenación metropolitana más importantes son las que inciden sobre la movilidad

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Resumen y conclusiones IV

Para dar respuesta al incremento de demanda y la conexión de nuevo

equipo generador la revisión de la Planificación 2005-2011 prevé una

fuerte inversión en infraestructuras de transporte de energía eléctrica

La red tiene limitaciones físicas, por lo que es imprescindible un

adecuado equilibrio zonal entre capacidad de generación y demanda para

asegurar el suministro eléctrico.

Para un adecuado desarrollo de la red de transporte es necesario:

–Eliminar los obstáculos que dificultan la construcción de instalaciones

–Mejorar la aceptación social de las instalaciones

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“Seguridad energética y sostenibilidad urbana” Fermín Rodríguez Geopolítica