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ENTREVISTA:

Nº 293 febrero 2009

ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA

Vicepresidente ejecutivo y director general de AEGE

Javier PENACHO

SUMARIO

3 EDITORIAL

5 ENTREVISTA Javier PENACHO. Vicepresidente ejecutivo y director general de AEGE

ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA 9 El sistema eléctrico de potencia: los condicionantes para el mix de generación. Victoriano Casajús y Cristina Martínez Vidal.

16 La operación del sistema eléctrico español. Contribución de la generación nuclear. Miguel R. Duvison García y Miguel de la Torre Rodríguez.

22 El mercado organizado de energía eléctrica en España. Características, evolución y resultados desde enero de l998 hasta febrero de 2009. José Javier González Fernández-Castañeda.

28 El papel de las centrales nucleares en el mercado mayorista de electricidad. Juan Carlos Alonso Encinas, Javier Alonso Pérez, Avelino Gonzalez Castrillon y Rafael González Hombrados.

31 El “mix” de generación en el sistema eléctrico español: factores que afectan en su evolución. Ángel Chiarri Toscano.

37 SECCIONES FIJAS

41 ASAMBLEA GENERAL DE LA SNE

NÚMERO 293. FEBRERO 2009

Campoamor, 17, 1.° - 28004 MADRID Tels.: 91 308 63 18/62 89Fax: 91 308 63 44e mail: [email protected] http:// www.sne.org.es JUNTA DIRECTIVAPresidente: José Emeterio GUTIÉRREZ ELSO. Vicepresidente: Lola MORALES DORADO.Tesorero: Julio BLANCO ZURRO. Secretario General: José Luis ELVIRO PEÑA.Vocales: Javier BRIME GONZÁLEZ, Luis DEL VAL HERNÁNDEZ, José GARCÍA AYCART, Enrique M. GONZÁLEZ ROMERO, Carmelo PALACIOS ESTEBAN, Jesús SÁNCHEZ ALVAREZ-CAMPANA, Carmen VALLEJO DESVIAT y Alfío VIDAL ÁLVAREZ-OSSORIO.

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COMISIÓN JÓVENES NUCLEARESPresidente: José Luis PÉREZ RODRÍGUEZ.Vice-presidente: Miguel MILLÁN LÓPEZ.Vocales: Francisco ÁLVAREZ VELARDE, Gonzalo ARMENGOL GARCÍA, Gerardo DEL CAZ ESTESO, Manuel FERNÁNDEZ ORDÓÑEZ, Rafael RUBIO MONTAÑA y Miguel SÁNCHEZ LÓPEZ.

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COMISIÓN WINPresidente: Inés GALLEGOVocales: Carolina AHNERT, Magdalena GÁLVEZ, Isabel GÓMEZ, Ma Teresa LÓPEZ CARBONELL, Aurora MARTÍNEZ ESPARZA, Matilde PELEGRÍ, Trinidad PÉREZ ALCAÑIZ, Ma Luisa PÉREZ-GRIFFO, Ma Luz TEJEDA y Concepción TOCA.

COMITÉ ORGANIZADOR 35 REUNIÓN ANUALPresidente: Luis DEL VAL HERNÁNDEZ.Tesorero: José Luis PÉREZ RODRÍGUEZ.Secretario: Julio BELINCHÓN VERGARA.Presidenta Comité Técnico: Marina RODRÍGUEZ ALCALÁ.Vocales: Gonzalo ARMENGOL GARCÍA, Gustavo BOLLINI MARAGGI, Francisco CULEBRAS GARCÍA, José Luis ELVIRO PEÑA, Aurora Concepción ESPIGA SANZ, Manuel FAJARDO JIMENA, Miguel ÁNGEL GALÁN MONTALVO, María Isabel GÁLVEZ PALERO, Antonio GONZÁLEZ JIMÉNEZ, Matilde PELEGRÍ TORRES y Javier VILLAR VERA .

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Esta publicación está asociada a la AEEPP, que a su vez es miembro de FIPP, FAEP y CEOE.

NUCLEAR ESPAÑA febrero 2009 1

EDITORIAL


Las sociedades avanzadas, y la española entre ellas, exigen cada vez más que los usos de la energía en general, y de la energía eléc-trica en particular, cumplan con objetivos exigentes de sostenibi-

lidad, competitividad y seguridad de abastecimiento. Por este motivo, se ha de transitar hacia un sistema competitivo en precios, de impacto ambiental reducido y particularmente de bajas emisiones de gases cau-santes de efecto invernadero, a la vez que atiende a la demanda eléctrica dejando margen suficiente para que el sistema garantice su cubrimiento en todas las circunstancias previstas.

En España la potencia neta de generación eléctrica, inducida por el crecimiento continuo y mantenido de la demanda, ha crecido en los últimos 18 años a un ritmo próximo al 4 % lo que ha permitido pasar de 43.013 MW en 1990 a 90.100 MW a finales de 2008. Aproximadamente el 90 % de esta variación se ha cubierto con equipo de gas natural, sobre todo ciclos combinados, y equipos de energías renovables (incluida la hidráulica), entre ellas, principalmente, eólica.

En la UE-27 el peso relativo de la producción bruta de electricidad de origen nuclear entre 1990 y 2005 se ha mantenido en valores próximos al 30 %. Los altos ritmos de crecimiento en España y la fuerte expansión de las centrales de ciclo combinado y de las instalaciones de energías re-novables han reducido el peso de la producción nuclear española desde el 35 al 20 % en el periodo citado.

La generación eléctrica de origen nuclear en el mix energético ayuda a cumplir los tres objetivos de sostenibilidad, competitividad y seguridad de abastecimiento. Con objeto de no deteriorar la estructura del mix energético y de reducir la alta dependencia de importaciones de energía primaria, se debieran poner en marcha en España iniciativas de política energética que garanticen la vía para extender la vida operativa de las plantas nucleares existentes a la vez que se puedan abordar nuevas in-versiones de generación nuclear. ■


propias características diferenciadoras”. En este sentido, con-sidera necesaria una mayor interlocución con las instituciones públicas, tanto de la Administración Central como de las Comunidades Autónomas, para que conozcan la realidad de una industria que genera riqueza y puestos de trabajo, y que supera una quinta parte del Producto Interior Bruto.

LA SITUACIÓN DE LA INDUSTRIA

La industria básica representada por AEGE supone un 22 por ciento del PIB español. Si incluimos la gran cantidad de empresas de servicios vinculadas al sector industrial, el núme-ro se eleva a más del 30 por ciento. Para esta industria, la elec-tricidad es una materia prima de vital importancia, y por lo tanto es clave para su competitividad, como afirma Javier Pe-nacho. “Las empresas asociadas a AEGE son multinacionales que compiten en el ámbito mundial, en mercados muy exigen-tes en los que los costes de producción son fundamentales pa-ra mantener la competitividad. Por ello, es fundamental que la electricidad, como materia prima, sea también competitiva en España, si queremos mantener estas industrias.

“No debemos perder la perspectiva de una empresa mul-tinacional, que analiza su situación en diferentes países y, en función de las expectativas presentes y futuras, decide mante-ner o suspender las inversiones. En una situación de crisis, en la que se ajustan las inversiones, si un país ofrece una perspec-tiva más viable a medio plazo, la gran industria mantiene allí su apuesta, y paraliza las inversiones en otros países, lo que

La Asociación de Empresas de Gran Consumo de Energía (AEGE), creada en 1981, agrupa a 40 grupos industriales (cemento, química, metales, siderurgia, gases industriales, papel...), que representan el 15 por ciento de la demanda de energía eléctrica y el 10

por ciento de la demanda de gas natural no eléctrica.

Javier PENACHOVicepresidente ejecutivo y director general de AEGE

ENTREVISTA

LA ENERGÍA ELÉCTRICA COMO MATERIA PRIMA

Para AEGE existen dos ‘productos eléctricos’ radicalmente distintos: la energía eléctrica como servicio público y la ener-gía eléctrica como materia prima. “La única diferencia radica en la cantidad de energía que consume cada uno”, indica el vicepresidente de AEGE. Por tanto, se pregunta Penacho, “¿se pueden atender, desde una misma referencia de mercado, dos productos que tienen que satisfacer a clientes diferentes en necesidades, prioridades y capacidad de compromiso? A nuestro juicio, no”.

Explica claramente la diferencia entre la electricidad y otros productos básicos, en lo que se refiere al proceso de fabri-cación. “Por ejemplo, aunque la materia prima es la misma, nada tiene que ver el acero fabricado por la siderurgia, con el clavo que podemos comprar en una ferretería, que ha pasado por multitud de procesos intermedios. Con relación a la elec-tricidad, la única diferencia entre una industria y una familia es la cantidad de consumo; no hay procesos intermedios de fabricación. Sin embargo, la industria tiene unos compromi-sos a largo plazo y unas necesidades de competitividad que la hacen claramente diferente”.

En este análisis, no olvida Javier Penacho la importancia de la opinión pública. “La electricidad es indispensable en la vida cotidiana de hoy. Por lo tanto, ningún gobierno permitirá que este bien, que puede considerarse público, no esté controlado de alguna forma. Pero esto no debe hacer olvidar el papel im-portante de la industria, también como consumidor, con sus


Javier Penacho Raposo, ingeniero industrial por la Universidad Politécnica de Madrid, comienza su carrera profesional en la Empresa Nacional de Autocamiones ENASA. Posteriormente, trabaja durante más de 10 años en la asociación de empresas siderúrgicas UNESID, primero como jefe del Departamento Técnico y después como jefe de División de Estudios. En 1981, es nombrado director general de SIDERINSA (Siderúrgicos Independientes Asociados) y, más tarde, presidente. Ese mismo año, se incorpora también como secretario general a la Asociación de Empresas de Gran Consumo de Energía (AEGE), de la que es actualmente el vicepresidente ejecutivo y director general. Como representante de AEGE, participa en las Comisiones de Industria, Energía y Medio Ambiente de la CEOE, en el Consejo Consultivo de la Comisión Nacional de la Energía, en el Comité de Agentes del Mercado y en el Consejo de Dirección de la Federación Internacional de Consumidores Industriales de Energía (IFIEC).

6 NUCLEAR ESPAÑA febrero 2009

equivale a iniciar un proceso de cierre, más o menos lento. Es una realidad que es necesario afrontar de manera clara”.

ACUERDOS A LARGO PLAZO

Para mantener los proyectos industriales en marcha, y la competitividad de las empresas, el vicepresidente de AEGE reivindica una colaboración más estrecha con el sector eléctri-co, y se muestra partidario de “los contratos de gestión de de-manda a muy largo plazo, con precios relacionados con costes de generación más gastos de gestión. Ésta es la forma habitual de actuar dentro y fuera de la Unión Europea. España tiene poca costumbre de firmar contratos estables a largo plazo; en realidad, aún no se ha dado el paso de ‘abonado’ a ‘cliente’. Esa conciencia que tiene toda industria de que hay un conjunto de clientes que son vitales, ya que si ellos crecen tú también y, además, si quiero ser estable necesito a mis clientes estables, eso en la industria energética española no se ha dado. Pero cuando se produzca ese paso, las eléctricas no tendrán más

remedio que tomar conciencia de que los clientes son funda-mentales”, señala Penacho.

Asimismo, asegura que es necesario adaptar la experiencia adquirida durante las décadas anteriores, para seguir siendo competitivos. “España no puede perder activos. AEGE tiene experiencia en el desarrollo y aplicación de gestión de demanda desde los años 80, con eficiencia demostrada. Por ello, reforce-mos y adaptemos al presente esa experiencia para que la gestión de demanda siga siendo una solución válida para retornar a la competitividad de la energía eléctrica como materia prima y seguir garantizando la mejor seguridad de suministro al ciuda-dano”.

LIBERALIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

El precio de la electricidad ha estado marcado, tradicional-mente, por la tarifa, que se establece en el pool eléctrico en función de las fuentes generadoras y de los precios ofertados. Sin embargo, la liberalización ha llevado a la eliminación de la tarifa a grandes consumidores, y en los próximos meses des-aparecerá también para el consumidor doméstico.

Para Javier Penacho, “tarifa y mercado son incompatibles. Sin duda, entendemos que deba existir la denominada tarifa de último recurso, dirigida a familias, núcleos rurales o casos excepcionales, pero en general debe ser el mercado el que marque el precio en el ámbito industrial, igual que ocurre con otras materias primas”.

Para que exista mercado, el consumidor debería ser capaz de seleccionar al suministrador; de esta forma, es el propio consumidor el que fomenta la competencia entre los diferen-tes suministradores. Para las empresas multinacionales, los proveedores se encuentran en todo el mundo, y la competen-cia se establece a nivel global. Sin embargo, en el caso de la electricidad esto no ocurre.

El análisis de la situación en la Unión Europea tiene espe-cial interés. Afirma Javier Penacho que “Bruselas quiere hacer una política común energética, con lo cual pensamos que los gobiernos van a dejar al mercado la garantía de abasteci-miento energético. Sin embargo, en la práctica el mercado no permite elegir al proveedor; por tanto, el mercado de la ener-gía eléctrica como materia prima no existe. De momento, la

ENTREVISTA

Las multinacionales compiten en mercados muy exigentes, donde los costes de producción son fundamentales ■

CIUDADANO INDUSTRIA BÁSICA

La electricidad es Servicio imprescindible Materia prima

Lo que pide en precio Asequible Competitivo

Garantía de suministro Innegociable Negociable

Compromiso de consumo No Si, incluso hora a hora a 15 años vista

Predecibilidad del consumo No como individuo Si, en cada contador

Volumen relativo 3.000 kWh/año y familia 50.000 veces mayor

Preocupación del político Máxima, porque es el votante

Relativa. Se les conoce poco

Hay dos “productos eléctricos” radicalmente distintos, el servicio y la materia prima

¿Se pueden atender desde una misma referencia de mercado dos productos que tienen que satisfacer a clientes radicalmente distintos en necesidades, prioridades y capacidad de compromiso?

A nuestro juicio, no

liberalización eléctrica planteada por la Unión Europea tiene flancos muy débiles”.

En el caso de Alemania, comenta el vicepresidente de AE-GE, a pesar de ser un país complejo por su estructura adminis-trativa de regiones, “la contratación entre proveedores y clientes funciona. La situación que se presenta en España, según la cual un cliente fuerte de energía eléctrica deba seguir comprando en el pool eléctrico porque no haya logrado un acuerdo adecuado, es exclusiva de nuestro país. Según las empresas eléctricas españolas, no puede existir ningún precio por debajo de lo que marca el pool. Esto no parece adecuado, especialmente si consi-deramos que el precio del pool es el del generador que entra al final, y que como es necesario marca un precio alto.

“Lo razonable sería que el precio final fuera el más bajo. Es más, si un proveedor cuenta con una tecnología moderna que puede ofrecer precios más bajos, esa debería ser la tecnología marginalmente buena, y generaría competencia porque sus competidores se adaptarían a las nuevas tecnologías, y ganaría el mercado. Eso no ocurre con el pool español. Además, otro aspecto a tener en cuenta es que debería premiarse al cliente que acude al pool todos los días y adquiere grandes cantida-des de electricidad”.

Para Penacho, “son necesarias las energías de variable bara-to, que es lo que define la marginalidad, para poder competir”.

LA ENERGÍA NUCLEAR COMO UNA BUENA ALTERNATIVA

La Comisión Europea y el Gobierno finlandés autoriza-ban en 2004 la construcción de un quinto reactor nuclear en Finlandia, con una potencia de 1.600 MW. Se trataba de la primera autorización en la Unión Europea en diez años. La decisión de Finlandia, “que nunca ha sido pronuclear”, fue promovida por las grandes industrias consumidoras de electricidad, que encontraron en un proyecto nuclear la mejor solución a sus necesidades energéticas.

Javier Penacho reconoce que “financiar una central nuclear no es tarea fácil, pero la industria básica está acostumbrada a financiar grandes instalaciones. Por ejemplo, en Francia se ha llegado a una solución intermedia: no se compra el proyecto pero se realiza un contrato de alquiler por 30 años, lo que garantiza la viabilidad del proyecto y la generación de electri-cidad a un coste competitivo para la industria”.

Para el vicepresidente de AEGE, la condición de establecer contratos estables a largo plazo es indispensable, y puede hacerse con generación nuclear o con generación eólica. “No pensamos en fuentes exclusivas. Sin embargo, entendemos que la nuclear cuenta con unos costes de explotación bajos, y eso es fundamental para fijar un precio competitivo”.

Respecto a la prórroga del funcionamiento de las centrales nucleares actuales, Javier Penacho se muestra tajante: “No sé cuál será la decisión que tome el gobierno con respecto a la prórroga de Santa María de Garoña. Lo que sí conozco bien es el funcionamiento de la industria en general, y la renovación de equipos es constante. En todas las grandes instalaciones, entre las que incluyo las centrales nucleares, la actualización y el mantenimiento es clave para su buen funcionamiento. Podría afirmarse, sin exagerar en exceso, que desde el punto de vista de funcionamiento, una planta es eterna.

“Además, hay otros motivos por los que creo que es impen-sable que una central nuclear pueda cerrar en España. Uno de

ellos, es precisamente la apuesta renovable, que obliga a tener potencia de base que aguante momentos clave, y no se trata de un problema de dependencia del petróleo o el carbón, o de que estos vayan a agotarse.

“Es necesaria tecnología de base y la energía nuclear aporta precisamente eso. Además, es una tecnología puntera, que utiliza a las industrias de bienes de equipo y a las ingenierías, que genera puestos de empleo cualificados y que crea riqueza en sus zonas de influencia. Por otra parte, la prórroga de la vi-da de una central nuclear es una decisión muy rentable, y esto también puede favorecer un mejor precio de la electricidad”.

EL RETO DEL FUTURO

Javier Penacho es muy realista cuando analiza la situación actual en España. “En términos de PIB puede que seamos el octavo país del mundo, pero en términos de PIB per cápita, que es lo que importa, estamos muy lejos aún. No tenemos muchos recursos, todavía no tenemos un peso industrial o de servicios, y no creo que podamos vivir toda la vida del turis-mo. Por lo tanto, hay que hacer un ejercicio de racionalidad, ver qué tenemos, trabajar con ello y crecer a partir de nuestras capacidades.

“En resumen, España no tiene oro ni petróleo ni gas, pero sí cuenta con una industria, incluida la nuclear, muy bien considerada por las multinacionales que operan en España. Durante la reconversión industrial de los ochenta, España logró salir de la autarquía y tuvo que adaptarse a toda velo-cidad a regímenes de competencia. Ahora también podemos competir y, para ello, hay que abordar todas las posibilidades, pero hace falta una apuesta a largo plazo”.


La electricidad es una materia prima de vital importancia, y por lo tanto es clave para la competitividad de la industria ■

Una central nuclear cuenta con costes de explotación bajos, y eso es fundamental para fijar un precio competitivo ■

El sistema eléctrico de potencia: los condicionantes para elmix de generaciónV. Casajús y C. Martínez Vidal

VICTORIANO CASAJÚS es ingeniero industrial por la ETSII de Madrid.Inició su actividad profesional en 1969 en el Departamento de Electricidad de la Sociedad Auxiesa. En 1985 es jefe de los departamentos de Electricidad y Control.En 1993 fue gerente del Consorcio de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales. En 1998 es nombrado director general de Transporte de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S.A., y de 2002 a 2005 ocupa el cargo de director general.Actualmente es socio de una pequeña empresa de consultoría energética, Lysys Real S.L.

El sistema eléctrico tiene un comportamiento predecible en todas las condiciones deoperación. La inclusión de elementos atípicos en el mismo pueden desestabilizarlo hastahacerlo prácticamente ingobernable. Este artículo intenta recordar cual es el origen y lascondiciones del sistema y qué tipo de generación es el más adecuado para el mismo.

Una de las cosas que sucede cuando hablamos de los siste-mas eléctricos de potencia es

que siempre hacemos mención a los mismos conceptos, la electricidad no es almacenable, es limpia, es fácilmente producible, fácilmente transportable, distribuible y utilizable y curiosamen-te, hasta hace poco, es una energía que considerábamos barata, por lo cual la usábamos con excesiva liberalidad.

Otra de las impresiones que tenemos es que la energía eléctrica es una energía que siempre está, es parte de nuestro entorno natural, como el aire o el agua, y cuando falla se produce una especie de sensación de que nos quitan algo que es nuestro y que no debe fallar, y por tanto pensamos ¿quien está haciendo algo mal que nos ha dejado sin “luz”? Realmente es cierto que la energía eléctrica se ha convertido en algo implícito en nues-tra vida, nos cuesta pensar que puede faltar y su falta nos crea problemas de toda índole, ya que gran parte de nues-tra “sociedad del bienestar” se basa en la electricidad.

Esta sensación se tiene en toda la so-ciedad, tanto los técnicos como los que no lo son dan por sentado que la ener-gía eléctrica está ahí y que no es posible que pueda darse un fallo de todo el sistema, sin tener en cuenta que para que la energía llegue a nuestros hoga-res o a nuestros puestos de trabajo hay muchos elementos y muchas personas que hacen que el sistema se mantenga en servicio.

Pero también hay algo que curiosa-mente parece que se nos ha olvidado y es cómo se produce, se transporta y distribuye la energía eléctrica, y cuál es la base del sistema eléctrico del que nos hemos dotado, cuál es la razón de su funcionamiento y de su calidad, có-mo se estructuró en el origen para que el sistema sea uno de los más seguros que existe en el mundo. (Como curiosi-dad, la medida de la disponibilidad del servicio eléctrico se basó en el tiempo de interrupción que la primera com-pañía eléctrica del mundo tuvo en los ocho primeros años de funcionamiento y que fue un periodo de fuera de servi-cio de tres horas. La compañía era la Compañía de Iluminación, que pro-dujo electricidad a partir de dínamos accionadas por máquinas de vapor y distribuyó por medio de cables aisla-dos enterrados en el bajo Manhatan sobre el año l880).

Empecemos por el principio. Un sis-tema es, según el Diccionario de la Real Academia de la Lengua, “el conjunto de cosas que ordenadamente relacionadas entre sí contribuyen a determinado ob-jeto”, por lo que podemos asumir que un sistema eléctrico de potencia es el conjunto de elementos con capacidad de generar, transportar y distribuir la energía eléctrica, de forma ordenada y bajo unos criterios establecidos para su correcto funcionamiento, con el fin de poder dar a los usuarios finales la ener-gía que necesitan para cumplir con sus propios objetivos.

The electrical power system has a predictable behaviour under any operating contitions.Incorporation of atypical elements may desestabilize it, to the extent of beinguncontrolable. This paper is about the origin and conditions of the electrical powersystem, and about which type of generation is the most adecuate.

CRISTINA MARTÍNEZ VIDAL es ingeniero industrial por la ETSII de Madrid. Inició su actividad profesional en 1991 en Red Eléctrica de España. De 1992 a 1998 trabaja en dos proyectos de centrales térmicas en Méjico, para la UTE Foster Wheeler-Mecánica de la Peña y en China, para Babcox Wilcox Española. Tras reincorporarse a REE, como técnico del Departamento de Protecciones, en 2000 es responsable del Departamento de Ingeniería de Red y Sistemas, y de 2002 a 2005, de la Dirección de Desarrollo de la Red. En la actualidad es socio y director técnico de la empresa de consultoría energética Lysys Real S.L..


Desde el punto de vista industrial, y debido al desarrollo y auge que ha alcanzado la industria eléctrica, al refe-rirnos a sistemas eléctricos de potencia debemos pensar fundamentalmente en los grandes sistemas de generación y transporte, que son la base para un buen aprovechamiento de la energía y donde tanto los problemas como las acciones correctoras tienen mayores efectos.

¿Y qué es lo que constituye un sistema eléctrico?, recordemos: la producción de energía se realiza por medio de alter-nadores síncronos; la transformación se realiza con grandes transformadores de potencia y el transporte por medio de líneas de alta tensión,transformándose posteriormente a baja tensión para acce-der al usuario final. Todo el proceso se desarrolla en corriente alterna.

La elección de la corriente alterna se debió en origen a la facilidad de trans-formación a distintos niveles de tensión, que llevó a poder transportar de forma masiva la energía producida en lugares remotos hasta donde se concentraban los consumos.

Ahora viene la segunda parte, esto hay que ordenarlo y controlarlo con el fin de conseguir que el servicio sea fiable. Lo que para el usuario se traduce en que ten-ga servicio en todo momento y condición y que reciba la energía con la calidad que marca su propia necesidad. Recordemos que la energía eléctrica no es almacena-ble en grandes cantidades, por lo que hay que conseguir que la producción y el con-sumo estén permanentemente equilibra-dos, ya no es sólo un problema de orden, es un problema de control continuo de los parámetros que permitan tomar las acciones necesarias para que el sistema preserve sus características de funciona-miento dentro de los márgenes que per-mitan mantener, además, las condiciones de operación de los elementos, alternado-res, motores, consumidores en general, sin producir daños en los mismos.

La elección de máquinas síncronas para desarrollar los sistemas eléctricos vino condicionada por la facilidad con que se podían regular para mantener es-tos, en contra de la dificultad de control en las máquinas asíncronas, más econó-micas y fáciles de mantener.

Ésta, la facilidad de regulación de las máquinas síncronas, es la cualidad que nos va a permitir, de una manera sencilla, conseguir el equilibrio entre la producción y el consumo, y hacerlo cumpliendo una premisa básica de fun-cionamiento: que este funcionamiento sea fiable, esto es, siendo capaz de per-manecer en equilibrio en las diferentes condiciones de operación, tanto norma-les como de emergencia.

Dicho esto debemos aceptar que te-nemos un sistema síncrono y en corrien-

te alterna que se ha desarrollado duran-te más de un siglo, y que salvo que en-contremos fuentes de energía y sistemas de transformación de energía primaria a energía de uso final alternativos, es necesario mantener nuestros sistemas eléctricos de potencia con las caracte-rísticas y principios actuales, al menos hasta que seamos capaces de trabajar en condiciones de seguridad y estabilidad con otro tipo de sistemas.

Una vez establecido esto, el funcio-namiento y la operación de un sistema eléctrico están condicionados por una serie de factores derivados de la natura-leza de la propia electricidad:• El comportamiento de un sistema eléc-

trico responde a leyes físicas que a su vez responden a una descripción ma-temática muy precisa. La electricidad se comporta según pautas estableci-das por estas leyes, que como tales se cumplen necesariamente. Cualquier intento de modificar esas pautas de comportamiento supone añadir pro-blemas a la operación del sistema.

• La naturaleza de la electricidad es ondulatoria. Hablamos de campos electromagnéticos.

• Está basada en una generación pro-ducida por alternadores, esto es má-quinas rotativas que generan ondas senoidales.

• La frecuencia de esas ondas senoidales está definida en cada sistema desde su origen, esto es, se ha establecido para cada sistema una frecuencia a la que de-ben trabajar todas las máquinas. Existe una relación directa entre la velocidad de giro de las máquinas (rpm) y la fre-cuencia de las ondas senoidales (Hz).

• La propia concepción de las máquinas de corriente alterna hace que sea nece-saria la producción de energía para su uso directo, la llamada energía activa, y energía para establecer los campos magnéticos alternativos en los que se basa su funcionamiento, la llamada energía reactiva. Ambas se producen en los alternadores.

REGULACIÓN DEL SISTEMA

La tensión y la frecuencia son dos de los factores principales que determinan la calidad de la energía eléctrica distribui-da a los consumidores. Existen muchas causas que pueden modificar los valores de tensión y frecuencia, que deben man-tenerse dentro de unos límites acepta-bles para los usuarios y dentro de los imperativos técnicos y económicos de funcionamiento de las redes. Para con-seguir este objetivo, es necesario aportar los medios de regulación automáticos necesarios que aseguren en cada ins-tante los valores objetivo de tensión y frecuencia.

En las redes eléctricas la adaptación de la producción al consumo se realiza automáticamente por el mando de las máquinas que arrastran a los alternado-res. Los sistemas de mando, denomina-dos reguladores de velocidad, imponen una relación directa entre la potencia y la frecuencia, que es la condición necesaria para la existencia del equilibrio. Esta ac-ción, denominada regulación primaria, exige un mínimo de potencia de reserva, denominada reserva primaria.

La frecuencia a la que se alcanza el equilibrio es una combinación de las características estáticas de los regulado-res de las máquinas. La corrección de la frecuencia puede realizarse por medio del cambio del punto de consigna de al-gunos de estos reguladores, acción que denominaremos regulación secundaria. En un conjunto de redes interconec-tadas es necesario que cada una de las redes que componen el conjunto realice simultáneamente la acción de regulación secundaria de la frecuencia, para regular el intercambio de potencia entre ellas.

Deben tomarse las precauciones oportunas para realizar esta operación, manteniendo una reserva de potencia adecuada al conjunto de las redes (re-gulación terciaria) para restaurar en su caso la reserva consumida.

FUNCIONAMIENTO DE LA REGULACIÓN

Cuando un sistema opera en condicio-nes normales, los sistemas de regulación primaria actúan de forma automática para cubrir los pequeños cambios de demanda con una respuesta casi instan-tánea, del orden de segundos.

El problema surge cuando existen modificaciones de demanda apreciables, como las que se producen a lo largo del día, predecibles y por tanto para las que se pueden anticipar medidas de control, o cuando sobreviene una modificación brusca por causa de la pérdida de un consumo o una generación.

En el primer caso se prevé la deman-da con anticipación, y se establece la programación de los alternadores, de manera que éstos entren en servicio, sal-gan de servicio, suban o bajen carga de forma programada; además, se estable-ce una reserva que depende de la zona de la curva de la demanda que se trate, de la pendiente de subida o bajada y del valor máximo previsto de la demanda en ese periodo. La reserva es función de la dimensión del sistema.

En el segundo caso las variaciones aleatorias se pueden producir en cual-quier momento, por cualquier causa, e implican una modificación brusca de la frecuencia de sincronismo del sistema, que tiene que ser resuelta mediante la



actuación sobre los grupos generadores que en ese momento estén funcionando.

Ante una variación importante del equilibrio producción-demanda todos los grupos que están operando contri-buyen de forma automática y solidaria a restablecer el equilibrio, cada uno de acuerdo a sus características de diseño y a su capacidad de modificar sus condi-ciones de operación. Una vez cumplida con la función de la regulación primaria, se eligen unos grupos determinados que van a trabajar en regulación secundaria, para que sean ellos los que cubran estas variaciones de la demanda, mientras que los demás vuelven, lo más rápidamente posible, a su punto óptimo de genera-ción.

Aunque el conjunto de todas las má-quinas se debe diseñar para poder cu-brir la demanda del sistema en su to-talidad y sus posibles variaciones, no todas las máquinas pueden modificar su carga con la misma velocidad, por lo que trabajarán en regulación aquellas máquinas generadoras que, por sus ca-racterísticas mecánicas y de respuesta, sean capaces de subir y bajar carga de forma rápida y sin limitaciones, o con pocas limitaciones:• En la mayoría de los casos, los tiem-

pos de respuesta de las calderas con-vencionales de carbón y de las gran-des centrales nucleares, son largos, aunque en el caso de calderas con-vencionales depende en gran mane-ra del combustible y del diseño de la caldera. La regulación obliga a las calderas a trabajar en condiciones du-ras, de sobreactuación, que acortan su tiempo de vida útil y encarecen su mantenimiento.

• El caso de los ciclos combinados es diferente. Les resulta relativamente fácil realizar un seguimiento de las variaciones normales de carga, pero ante un cambio brusco de frecuencia, su primera respuesta es en el mismo sentido de la desviación (esto es, ante una caída de la frecuencia reducen potencia y la aumentan cuando la fre-cuencia sube, efecto contrario al de-seado). Por otro lado, cuando regulan a cargas por debajo del 60% de su capacidad pueden no cumplir las limi-taciones medioambientales relativas a emisiones gaseosas, y su consumo es-pecífico empeora. Además, su capaci-dad de sobrecarga es limitada cuando funcionan a potencia nominal.En general, el funcionamiento en re-

gulación supone un perjuicio para la central. Estos grupos no funcionarán normalmente en zonas de rendimiento óptimo, ya que para poder disponer de reserva deberán operar en un intervalo del 60% al 80% de su potencia nominal, dependiendo del rango de regulación

y de la potencia nominal del grupo, lo que implica además emisiones contami-nantes más elevadas, en el caso de los grupos térmicos, y, por supuesto, mayor coste de generación que en funciona-miento en base (aplena carga).

ESTABILIDAD DE UN SISTEMA ELÉCTRICO

Se dice que una red es estable cuan-do todas las máquinas síncronas que la componen permanecen síncronas entre ellas.

Ampliando esta definición, se puede decir que “la estabilidad es una propie-dad de los sistemas que contienen una o más máquinas síncronas de que todas estas máquinas permanezcan en fase y sincronismo en unas condiciones espe-cificadas, o bien de que sean capaces de recuperar este sincronismo, una vez perdido, en un tiempo reducido”.

La estabilidad de un sistema puede perderse en condiciones estacionarias o condiciones transitorias, originadas por perturbaciones a consecuencia de ma-niobras, faltas, pérdidas de generación o de demanda, etc. Una perturbación significa la alteración de los parámetros normales de funcionamiento del sistema y puede afectar a los dos parámetros fun-damentales: la tensión y la frecuencia. Se tratará de describir la estabilidad en estas dos dimensiones distintas: el factor tiempo y los parámetros a los que afecta.

Veamos primero cuáles son las conse-cuencias de una perturbación:• Pérdidas de elementos de la red por

despeje de faltas, dependiendo de la selectividad del sistema de protec-ción; pérdidas de elementos de red (líneas, transformadores) por sobre-cargas transitorias producidas cuando el sistema trata de encontrar una nue-va situación de equilibrio.

• Inestabilidad de ángulo: embalamien-to o frenado de generadores por aisla-miento del sistema, pérdida de sincro-nismo de un generador tras oscilación contra el resto del sistema, o entre áreas coherentes de generación.

• Inestabilidad de tensiones, que pue-den llevar hasta una situación de co-lapso total.

• Pérdidas de generación y/o demanda asociadas a huecos de tensión (dismi-nución transitoria del nivel de tensión en los nudos eléctricamente próximos a un cortocircuito a tierra, hasta que se produce la actuación de los siste-mas de protección).

• Actuación de los relés de deslastre de carga por baja frecuencia. (Des-conexión de servicio a usuarios para intentar equilibrar el sistema).Es decir, podemos describir las conse-

cuencias de una perturbación en térmi-

nos de afectación a la tensión y a la fre-cuencia, en diferentes niveles de tiempo.

De forma muy resumida, en la esta-bilidad estacionaria se trata de buscar una condición de funcionamiento en régimen permanente, en la cual el sis-tema tenga un margen suficiente para soportar y corregir una desviación de-terminada. La estabilidad transitoria es un estudio complejo, y puede responder a diferentes fenómenos y distintos perio-dos de tiempo, pero se trata del estudio de un cambio brusco en el sistema y de su capacidad de retornar en un periodo limitado a una condición de funciona-miento admisible.

Veamos ahora el problema desde el punto de vista de los parámetros que se modifican:

La estabilidad de ángulo se refiere a la capacidad de los generadores de permanecer en sincronismo tras una perturbación, independientemente de su magnitud.• La potencia eléctrica entregada a la

red por un alternador depende del llamado ángulo interno, que es el que existe entre el campo magnético del rotor y el del estátor, o dicho de otra forma, establece la relación entre el campo accionante (motor primario) y el campo de salida de la máquina, que en equilibrio va a coincidir con el resistente (demanda eléctrica).

• Uno de los estudios básicos referidos a la estabilidad de ángulo es el estu-dio de estabilidad transitoria ante un cambio brusco de carga. Traducido a términos muy simples, un alternador que recibe una aportación de energía mecánica por parte de la turbina ma-yor de la potencia eléctrica que puede generar se acelera, o se decelera en el caso contrario. Si durante el proceso transitorio los periodos de acelera-ción y deceleración se compensan, la máquina puede volver a recuperar una condición de funcionamiento es-table. El parámetro básico de la ecua-ción de oscilación es la inercia del conjunto turbina-generador, que va a marcar el ratio de cambio de la veloci-dad ante una determinada diferencia de potencia accionante y eléctrica.La estabilidad de tensiones se refiere

a la aptitud del sistema eléctrico para mantener las tensiones de los nudos dentro de un margen aceptable tras una perturbación, independientemente de su magnitud.• La inestabilidad de tensiones (colapso

de tensión) se caracteriza por la caída de tensión descontrolada en un ám-bito zonal o incluso general. Ocurre cuando en una situación de desequili-brio en la distribución de la generación existen zonas del sistema fuertemente consumidoras, en especial si además


el consumo reactivo es alto. Debido a esta situación, en la red aparecerán fuertes transportes de energía desde las zonas netamente generadoras, que producirán pérdidas de potencia acti-va y reactiva fuera de lo común en la propia red. En tales circunstancias, la red pierde su carácter generalmente capacitivo, para pasar a ser un gran consumidor netamente inductivo, pudiendo hacerse imposible el abas-tecimiento de la demanda. La inesta-bilidad de tensiones puede aparecer lentamente, asociada a la dinámica del aumento natural de la demanda, o rápidamente, asociada a fenómenos rápidos en una gran perturbación que provoquen un desequilibrio súbito generación-demanda.Ante estos problemas el sistema tiene

respuesta por parte de sus controles, bien de forma individual o colectiva, con el fin de mantener la estabilidad del mismo. Al igual que las perturbaciones pueden ser de corta o larga duración, la respuesta del sistema es más o menos rá-pida, dependiendo de las características de los elementos o de las capacidades de los controles para responder en un plazo más o menos largo a los efectos de la perturbación. Por ello se habla de estudios de estabilidad a “corto” y “largo” plazo, dependiendo de si se estudian los efectos inmediatos o en unos pocos segundos, o en periodos de tiempo su-periores a minutos.

OPERACIÓN BÁSICA DEL SISTEMA Y CARACTERÍSTICAS DE CONTROLY REGULACIÓN DE LOS GRUPOS GENERADORES

Como ya se ha indicado, el funciona-miento normal de un sistema eléctrico requiere que la generación vaya cubrien-do, de forma continua, los valores de la demanda, que se distribuye en el tiempo de acuerdo a unos comportamientos es-tablecidos, obtenidos estadísticamente, y que permiten su previsión de forma bastante precisa.

Para cubrir esa demanda se eligen a priori los grupos que mejor pueden cumplir con las necesidades del sistema en cada momento, teniendo en cuenta las características de cada uno de ellos, su capacidad de respuesta ante varia-ciones previstas o no de la demanda, y, en sistemas intervenidos, su coste de explotación (en sistemas de mercado, se supone que la oferta de unidades de generación proporciona una condición equivalente).

Es por lo tanto imprescindible contar con grupos que puedan cumplir con funciones diferentes, y con capacidades diferentes según el uso que se quiera hacer de los mismos.

Se denomina “mix” de generación a la constitución del parque generador de un sistema, con sus diferentes tipos de centra-les, combustibles y tecnologías. La selec-ción del mix no sólo depende de motivos técnicos, sino que responde en muchos casos a motivos estratégicos y sociales.

A continuación se presenta un ejemplo de cómo utilizar el mix de generación en la operación básica de un sistema. En la figura l se indica la curva de demanda típica que una empresa generadora de energía puede encontrarse diariamente. La carga base está soportada por gene-radores trabajando al loo% de su capaci-dad durante las 24 horas del día.

Unos generadores intermedios actúan durante todo el período, pero no a plena carga. Las unidades de punta trabajan solo durante las horas del día en que la demanda es máxima.

También se necesita una reserva para poder cubrir las situaciones de emer-gencia.

Se define en primer lugar que tipo de central actúa en cada momento.• UNIDADES DE BASE: esta ca-

tegoría encuadra típicamente a las centrales nucleares. La necesidad de mantener estable el reactor y el ba-lance térmico de vapor, hace que sea deseable en estas unidades mantener una potencia de salida tan constante como sea posible. En general son cen-trales de gran potencia, l.ooo MW, y normalmente no están pensadas para el seguimiento continuo de la deman-da. No obstante este tipo de central, por su dimensión, presenta un ele-vado valor de inercia, lo que ayuda a mantener la estabilidad del sistema y, además si están bien operadas, a colaborar de forma adecuada en la regulación primaria.

Dentro de esta categoría están tam-bién las grandes centrales térmicas de combustiblesfósiles y en especial las que queman carbón de alto poder calorífico.

Por sus características intrínsecas, las centrales de ciclo combinado per-tenecen a esta categoría.

• UNIDADES INTERMEDIAS: cuando es necesario regular la salida de potencia, los grupos más a propó-sito son los hidráulicos. En el caso de no ser posible, se utilizarán gru-pos térmicos de tamaño intermedio, aunque se tenga que regular en estas centrales dentro de los límites que marca el ciclo. Estas centrales traba-jan en ciclo diario, paran y arrancan cada día, lo que debe estar previsto en su diseño.

En principio los ciclos combinados, por su capacidad de respuesta ante cambios lentos de demanda, también pueden funcionar como unidades in-termedias.

No obstante, como estas centrales acaban trabajando en base, cuando la demanda crece, deberían ser centrales de potencia elevada y alta inercia, pa-ra contribuir a la regulación primaria y secundaria de forma eficiente.

• UNIDADES DE PUNTA: las cen-trales de gas, de ciclo abierto, o las hidráulicas son las que presentan me-jores características para este tipo de trabajo. Son centrales de baja inercia, muy rápidas ante demandas de subir o bajar, con fuertes rampas de subida y bajada y tiempos de arranque y re-gulación muy cortos.

• UNIDADES DE RESERVA: la reserva puede conseguirse por medio de grupos que trabajan por debajo de su carga nominal, por encima de

21 22 23 24 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 01 02 03

40.000

38.000

36.000

34.000

32.000

BASE

REGULACIÓNINTERMEDIO

30.000

28.000

26.000

24.000

22.000

20.000

HORAS

MW

PUNTA

Figura 1. Curva típica de demanda diaria del sistema eléctrico español.



su mínimo técnico, o grupos en “es-pera”.

El costo de la energía producida va-ría grandemente entre los diferentes tipos de unidades.

Las unidades que trabajan en punta tienen un costo relativamente elevado, ya que están muy desaprovechadas.

COMPORTAMIENTO DE LOS GRUPOS CONVENCIONALES ANTE MODIFICACIONES DE LA DEMANDA

Un sistema de generación convencio-nal incluye un sistema que suministra energía, un motor o elemento primario de potencia, la turbina, y un alternador. Los tipos de turbina y sistemas de sumi-nistro de energía convencionales son los siguientes:— turbinas hidráulicas.— turbinas de vapor.

– calderas de combustibles fósiles de carbón, gas-oil o fuel-oil.

– reactores nucleares.— máquinas de combustión interna (tur-

binas de gas y grupos diésell).— ciclos combinados ( turbina de gas y

turbina de vapor).Como se indicaba anteriormente, se

requiere modificar la carga de los alter-nadores para responder a dos necesida-des distintas, el seguimiento de la carga y las desviaciones bruscas del equilibrio generación-demanda. El control fre-cuencia-potencia se basa en el control de velocidad de la turbina y en su caso en el control de la caldera, para modificar el ajuste de la potencia a entregar a la red.

El comportamiento de los grupos an-te variaciones de tensión o frecuencia de la red, viene condicionado por su propia construcción, su dimensión y sus siste-mas de control.

A continuación damos un pequeño resumen de los comportamientos de las centrales de generación, según la tecno-logía actual, ante modificaciones de los parámetros de la red.

Respecto a las unidades de régimen especial, las que son centrales hidráuli-cas o térmicas a pequeña escala, en prin-cipio tienen un comportamiento similar al de los grupos grandes, pero por su tamaño relativo no se integran en el con-trol general. Una cuestión a considerar es si ya se encuentran en la proporción suficiente para intentarlo de forma orga-nizada. Eólicas y fotovoltaicas no apor-tan en la actualidad ninguna regulación ante variaciones de la demanda, y no se conocen desarrollos en este sentido; hay que tener en cuenta que su generación es asíncrona, y que necesitan de un sis-

tema preexistente estable para poder funcionar, y que por sí solas no son ca-paces de constituirlo. Un comentario en este sentido, las tecnologías asíncronas, en especial la eólica, han sido requeridas para mejorar su respuesta frente a per-turbaciones del sistema, y en particular se está considerando un importante lo-gro tecnológico el que los parques eó-licos no se desconecten ante huecos de tensión posteriores a un cortocircuito.

Pues bien, esta medida es necesaria pero en absoluto suficiente cuando ha-blamos de estabilidad: no solamente se requiere soportar conectados la per-turbación de la red, es necesario que existan los mecanismos de regulación que se han descrito anteriormente para que se recupere la estabilidad perdida, mecanismos de los que la generación asíncrona no dispone (por ejemplo, las plantas fotovoltaicas son estáticas, no existe inercia rodante).• Todos los grupos convencionales tie-

nen una inercia en el conjunto mecáni-co turbina-alternador que les permite almacenar energía cinética rodante y entregarla al sistema en los primeros instantes de una perturbación, antes de que actúen los sistemas de con-trol automáticos; por tanto, el sistema dispone de un mecanismo intrínseco de regulación con estos grupos (ver tabla l).

• Todos los grupos convencionales disponen de sistemas de regulación primarios de velocidad de la turbina para controlar la carga. Sin embargo, aunque la desviación de la velocidad en estado estático sea la misma para todas las unidades, hay diferencias en sus respuestas transitorias.o La respuesta primaria de las turbi-

nas de vapor es más rápida que la respuesta primaria de las turbinas hidráulicas, si se trata de grupos sin recalentador (grupos pequeños); y más lenta si se trata de grupos con recalentador (en general, todos los grupos grandes). Ver figura 2.

o En el caso de los ciclos combina-dos, el caudal de aire y por tanto la

potencia de salida de la turbina de gas dependen de la velocidad del eje, y por tanto de la frecuencia de la red. La primera respuesta ante una variación de frecuencia es en el sentido de la variación, contrario al deseado, por lo que un sistema de potencia no puede basarse en la regulación primaria aportada por ciclos combinados.

o Además, en el caso de los ciclos combinados, la turbina de vapor no responde en general con rapi-dez a las variaciones de frecuencia, puesto que viene condicionada por la respuesta de la turbina de gas.

• Solamente algunos grupos del siste-ma se dotan de los controles de re-gulación secundaria, que permiten recuperar la frecuencia y controlar los intercambios.o La respuesta de una unidad hidráu-

lica es la menos lenta.o La respuesta de un grupo de vapor

es lenta, dependiendo de la calde-ra, de sus controles y del tamaño del escalón de carga, su respuesta puede ser significativamente más lenta.

o Las plantas de ciclo combinado pueden operarse para proporcio-nar reserva rodante, en tal caso las turbinas de gas funcionan entre el 40-95% de plena carga, resultando en una carga parcial proporcional en la turbina de vapor.

La tabla 2 resume las características de inercia y regulación de las distintas-tecnologías.

La conclusión principal de lo ante-riormente expuesto es que de toda la generación conectada en un momento dado para suministrar la demanda, sólo una parte de ella, la inercial, es capaz de aportar una reserva de energía en los primeros instantes posteriores a un desequilibrio generación-demanda; de estos grupos, la efectividad de la regu-lación primaria es mayor en turbinas de vapor e hidráulicas, mientras que los ciclos combinados presentan una res-puesta inicial inadecuada; por ultimo,

1 No se consideran los grupos diésel por no ser representativos como generación a nivel general

Tecnología Constante H (MW·s / MVA)

Nuclear 4.0-10.0

Térmica 2.5-6.0

Turbinas de gas, aeroderivativas l.8-2.2

Turbinas de gas, ciclo combinado (turbinas de gas “heavy duty”) 6.3-7.7

Hidráulica unidades pequeñas/grandes 2.0-4.0 / 3.0-5.5

Referencias: Kundur. “Power System Stability and Control”; Anderson & Fouad.“Power System Control & Stability”; IEEE “Modelling of Gas Turbines and SteamTurbines in Combined Cycle Power Plants”.

Tabla 1. Valores típicos de la constante H (medida de la inercia) por tecnologías.


table, cualquier mix de generación concebible no es necesariamente viable.

En la figura 3 se re-presenta el resultado del análisis de los distin-tos tipos de generación frente a un incidente tipo que afecte a la esta-bilidad del sistema. Se estudia en primer lugar el comportamiento iner-cial (primera oscilación) y posteriormente la ca-pacidad de regulación primaria, y se aplica al caso concreto del siste-ma eléctrico peninsular español en un horizonte futuro, en el año 2030. Analizando el incidente tipo, pérdida de 3.000 MW en el sistema, se llega a la conclusión de que al menos debe ha-ber instalada una base mixta de generación con grandes centrales, 44% mínimo entre car-bón y nuclear, en todo momento, o al menos un 30% de nuclear o un 45% de carbón.

C o n e s t o s d a t o s se puede llegar a una

conclusión sobre el mix de generación más conveniente, que sería un 60% en operación entre carbón, nuclear y gran hidráulica y el resto en cualquier otro tipo de energía, lo que deja un margen de un máximo del 30% de renovables “no gestionables” (predecibles, pero no pro-gramables, y que además no contribu-yan a la regulación del sistema) y ciclos combinados.

Es importante hacer notar que un sistema puede tener más contenido de

2.5

0 5

Turbina con recalentador

(a) Posición de la válvula/compuerta de turbina

Turbina sin recalentadorTurbina hidráulica

Posi

ció

n v

álvu

la/c

om

pu

erta

10 15 20

2.0

1.5

1.0

0.5

0.0

1.5

0 5


Tiempo en segundos

Tiempo en segundos

(b) Potencia mecánica

Turbina sin recalentadorTurbina hidráulica

Pote

nci

a m

ecán

ica

10 15 20

1.0

0.5

0.0

0.5

0.00

-0.05

-0.10

-0.15

-0.20

-0.25

-0.30

-0.350 5


Tiempo en segundos

(c) Desviación de la velocidadTurbina sin recalentador

Turbina hidráulicaDes

viac

ión

de

la v

elo

cid

ad

10 15 20

Figura 2. Comportamiento de las turbinas hidraúlicas y de vapor.

Referencia: Kundur. “Power System Stability and Control”

sólo unos grupos actúan como reserva secundaria para recuperar el valor perdi-do de la frecuencia.

Esto es, la reserva de generación dis-ponible para control de frecuencia que-da limitada a una fracción de la genera-ción en funcionamiento. O lo que es lo mismo, la proporción de generación con capacidad de regular debe ser suficiente para volver al sistema a un estado es-

renovables que no aporten inercia y no regulen cuanto mayor sea la base de generación pesada.

Al tener en cuenta aspectos ecológi-cos, tales como eliminación de emisión de gases de efecto invernadero, parece conveniente desequilibrar la base de ge-neración hacia la emergía nuclear, ya que se evitaría este tipo de emisiones además de dar una mayor cobertura de suministro al ser centrales de largos pe-riodos de operación, aproximadamente 8.000 horas la año, contra las 6.500 ho-ras de las centrales de carbón conven-cionales.

CONCLUSION

El sistema eléctrico funciona de forma estable a base de mantener una gene-ración que podríamos llamar pesada, grandes máquinas movidas por turbinas de vapor o grandes centrales hidráulicas, que son capaces de responder de forma adecuada a las solicitaciones del propio sistema en cualquier condición de ope-ración normal o en perturbación.

Esto significa que el sistema, al menos en las condiciones actuales de la tecnolo-gía de producción de electricidad, debe mantener un mix de generación donde las máquinas que no cumplen esos requisitos entren el en sistema en la cantidad adecua-da para no poner en peligro al mismo.

Bajo la premisa de mantener la conti-nuidad permanente del suministro eléc-trico, hasta la fecha y a pesar del gran de-sarrollo de las tecnologías de centrales denominadas renovables, y que en algún caso pueden ser también “no gestiona-bles”, no parece posible variar la forma de explotación y sobre todo la forma de control de los sistemas, y menos desde el punto de vista de una red integrada. Suponer que toda la Península Ibérica, o al menos España, va a poder funcionar con un sistema asíncrono y “no gestiona-ble”, como es la generación eólica o la fotovoltaica, y que los sistemas europeos

Tecnología Aporte inercial Regulación primaria Regulación secundaria Regulación terciaria

Hidráulica SI SI SI Límite disponibilidad

Nuclear SI SI Uso no habitual Uso no habitual

Térmica carbón SI SI SI SI

Ciclo combinado2 SI NONO (podría emplearse en seguimiento lento

de demanda)SI

Minihidráulica SI Viable por tecnologíaNo se aprovechan por dispersión/atomizaciónRégimen especial térmico SI

Eólica y fotovoltaica NO NO NO NO (podría emplearse a bajar)

2Un ciclo combinado es una central mixta con turbina de gas y caldera de recuperación con turbina de vapor, donde la característica dominante es la turbina de gas.

Tabla 2. Resumen de la capacidad de respuesta y regulación por tecnologías.



van a mantener la estabilidad del siste-ma español parece algo inviable, por no decir de ciencia ficción, al menos a corto plazo (en particular, cuestiones técnicas aparte, presupone la buena voluntad del sistema eléctrico europeo para mantener la frecuencia en el sistema español a su costa. Hay que plantearse además que si la “solución renovable asíncrona” se extiende en la misma medida a todo el sistema europeo, ¿quién proporcionará los medios de regulación? ¿Francia con sus nucleares?).

Hay que tener en cuenta la necesidad de suministrar activa y reactiva en las condiciones necesarias para la red con sistemas diferentes a los actuales, lo que tampoco parece fácil de solucionar, a pe-sar de toda la “electrónica de potencia” que se emplee para poder conseguir un sistema integrable en el síncrono actual.

Los condicionantes ecológicos, tenien-do en cuenta que todo tipo de energía es contaminante en mayor o menor grado, parece que inclinaría la balanza hacia cen-trales nucleares, por su alto rendimiento, capacidad y falta de emisiones, centrales de carbón con captación de CO2, y cen-trales de ciclo combinado como elemen-tos base del sistema, teniendo en cuenta que el aprovechamiento hidráulico está prácticamente realizado.

El otro punto importante a tener en cuenta es el suministro de combustible y su precio, teniendo en cuenta que la presión sobre los combustibles conven-cionales es muy alta, parece que a corto plazo el petróleo es imprescindible para el transporte, y el gas está ligado en su precio al mismo, mientras que el pre-cio del combustible nuclear, al ser de más larga utilización, es más estable que

cualquiera de los otros con lo que desde el punto de planificación y presupuesto es mas ajustado que otras fuentes de energía primaria que dependen más, sobre todo después de los problemas de gas en Europa, de condicionantes geopolíticos.

Esto no quiere decir que no se utilicen las energías renovables para suministro de energía, sino que es necesario hacer un análisis de la situación completo, y real, para ver cual es la capacidad del sistema para soportar establemente una condición de operación con valores altos de energías de origen renovable (eólica y solar), en condiciones de estabilidad y seguridad de suministro; por tanto, es necesario pensar en términos de la estructura necesaria de la que debe do-tarse al sistema (potencia instalada y medios de regulación) y en términos de la energía que se necesita; pero teniendo en cuenta que por mucha energía que tengamos disponible a nuestro alcance, si no existe un sistema eléctrico estable que la canalice, no se puede conseguir el objetivo buscado, que en nuestra opi-nión es mantener la calidad de suminis-tro eléctrico que nuestra sociedad da por un hecho irrenunciable.

Más aún, es necesario pensar ya en se-rio si la única solución a seguir es tratar de incorporar energía asíncrona hasta colapsar el sistema síncrono, autolimi-tando por tanto el desarrollo de las tec-nologías renovables, o bien se ha llegado ya al momento de considerar otro tipo de soluciones que desacoplen la energía recogida de las fuentes renovables de la red eléctrica convencional, de forma que no impongan límites por su propia característica de funcionamiento.

La solución a medio plazo parece que está condicionada a mantener las fuen-tes de energía actuales, al menos como base y dar una estabilidad real al siste-ma, siendo el resto de la energía de ori-gen variable, incluyendo la eólica y solar (esta última básicamente térmica, que puede ser gestionable en sus periodos de funcionamiento), mientras se alcan-zan mejores prestaciones o se cambie el sistema energético, no ya el eléctrico, en un análisis a más largo plazo.

BIBLIOGRAFIA

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— V. Casajús & Cristina Martínez. “Mix de generación en el sistema eléctrico español en el horizonte 2030” (Editado por el Foro Nuclear).

POTENCIA INSTALADA 2030ESCENARIO CENTRAL

100%

SOLO NUCLEAR, PORINERCIA

(*) RSI: Residuos Sólidos IndustrialesRSU: Residuos Sólidos Urbanos

SOLO TÉRMICA, PORINERCIA

NUCLEAR+CARBÓN, PORREGULACIÓN PRIMARIA

COGENERACIÓN9.300

BIODIÉSEL: 2.000

RSI + RSU*: 1.000

BIOMASA: 1.000

MINIHIDRÁULICA: 2.958

SOLAR 6.900

EÓLICA20.000

HIDRÁULICA16.586

CICLO COMBINADO26.000

CARBÓN22.000

NUCLEAR20.000

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%26%

34.000 MW29-44%

38.000 MW-57.000MW46%

59.000 MW10%

0%

Figura 3. Márgenes de mix de generación por tecnologías, en referencia a la potencia total instalada.


La operación del sistema eléctrico español. Contribución de la generación nuclearM.R. Duvison y M. de la Torre

MIGUEL R. DUVISON GARCÍA es ingeniero industrial por la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de Madrid.Se integra en REE desde su creación en el año 1985 donde ha desempeñado los cargos de Jefe del Departamento de Centro de Control Eléctrico, director de Servicios para la Operación y director de Operación, cargo que desempeña en la actualidad.Ha colaborado con el I.S.E. de REPSOL y con la Universidad de Cantabria como profesor en cursos relacionados con la Operación del Sistema Eléctrico.

La operación del sistema eléctrico comprende el conjunto de actividades que se extiende desde la programación efectiva de los generadores hasta la emisión de instrucciones para la maniobra de la red de transporte, pasando por la programación de los intercambios internacionales que, sobre la base que proporcionan los mecanismos de mercado que sean aplicables para las transacciones de energía, sean tales que garanticen el suministro a los consumidores, objetivo final de la actividad del Operador del Sistema.En España esa función es ejecutada por Red Eléctrica de España (REE) desde 1985, tras su constitución como primer Operador del Sistema y Transportista (TSO) del mundo. Adicionalmente, la modificación de la Ley 54/1997 realizada por la Ley 17/2007 asigna a REE la función de transportista único para el sistema eléctrico español.Para el logro del objetivo anteriormente señalado, la energía nuclear constituye en nuestro país uno de los pilares fundamentales de generación eléctrica, dada su alta tasa de disponibilidad, la fiabilidad de su funcionamiento, la predictibilidad de sus recargas, su localización en el sistema, y la estabilidad de sus costes y de suministro del combustible.

INTRODUCCIÓN A LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

La Operación del Sistema concierne al conjunto de actividades que son nece-sarias para garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema de producción y transporte, asegurando que la energía producida por los gene-radores sea transportada hasta la redes de distribución con las condiciones de calidad y seguridad que son exigibles en aplicación de la normativa vigente.

Conviene precisar que en España el ámbito de red que concierne a la Opera-ción del Sistema es, según establece la Ley 54/l997, de 27 de noviembre de l997, del Sector Eléctrico, la red de transpor-te de energía eléctrica, constituida por las líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones iguales o superiores a 220 kV y aquellas otras instalaciones, cualquiera que sea su tensión, que cumplan funciones de trans-porte o de interconexión internacional.

El sistema eléctrico peninsular español forma parte del sistema interconectado

Operation of an electric system encloses the collection of activities which extend from effective generation dispatch to issuing instructions for network manoeuvring along with international exchange scheduling. Based on the market mechanisms that apply to energy transactions, these tasks guarantee the security of supply to end consumers, which is the final goal of the System Operator’s actions.In Spain this function is executed by Red Eléctrica de España (REE) since 1985, after being constituted as the first Transmission and System Operator (TSO) in the world. Additionally the variations to Law 54/1997 introduced by Law 17/2007 also assign REE the function of sole transmission owner in the Spanish electric system.In order to achieve the aforementioned goal, nuclear energy plays in Spain a fundamental role in electric generation thanks to its high availability rate, the predictability of its fuel recharges, its high operational reliability, its geographical location, the stability of its costs and the security of supply given by the possibility of on-site fuel storage in the power plant.

MIGUEL DE LA TORRE RODRÍGUEZ es ingeniero industrial (Universidad Politécnica de Madrid, 2004) e ingeniero eléctrico (Universidad Técnica de Darmstadt –Alemania-, 2003). Actualmente es responsable del área de Apoyo a la Operación del Centro de Control Eléctrico (CECOEL) de Red Eléctrica de España habiendo participado de forma activa en la creación y desarrollo del CECRE (Centro de Control de Régimen Espacial) de REE.



europeo que abarca la mayor parte de la Europa Continental hasta Polonia y Grecia, y también está conectado con Marruecos, Argelia y Túnez a través de dos cables submarinos de 400 kV bajo el estrecho de Gibraltar. Este sis-tema funciona en tiempo real mediante un principio de solidaridad que las le-yes físicas imponen entre los diferentes subsistemas –países– que lo componen, minimizando la repercusión de los posi-bles incidentes al apoyarse mutuamente entre ellos.

Uno de los objetivos fundamentales de la Operación del Sistema consiste en mantener en todo instante el equili-brio entre generación y demanda, dado que la energía eléctrica no se puede almacenar cuando se trata de sistemas de la magnitud del que nos ocupa. Por ello la energía eléctrica consumida es en todo momento exactamente igual a la energía eléctrica generada, lo que no es más que la expresión para el sistema eléctrico de la ley de conservación de la energía. En consecuencia, resulta que cada subsistema el sistema interconec-tado europeo debe tratar de mantener el citado equilibrio, pero si a causa de una perturbación éste se rompiese, la acción conjunta de todos los subsiste-mas volvería a restablecerlo mediante la modificación de la generación o del consumo.

La planificación y la programación

El trabajo del operador del sistema co-mienza con la planificación, cuyo obje-tivo es asegurar con una antelación de varios años que el sistema eléctrico esté correctamente dimensionado para aten-der el consumo que se produzca en ese horizonte temporal. Desde el punto de vista de la red, se persigue que ésta pue-da transportar la energía desde las cen-trales de generación hasta los centros de consumo, y desde el punto de vista de la generación, que el equipo generador sea capaz, con suficientes garantías, de pro-ducir la energía eléctrica que requieran los consumidores.

Con posterioridad, tiene lugar la pro-gramación con un horizonte de hasta un año, mediante la que el operador del sis-tema, utilizando multitud de escenarios con diferente hidraulicidad, consumo y tasa de fallo fortuito del equipo genera-dor, detecta con antelación las posibles situaciones de riesgo que se presentarían de no contar con suficiente generación para alimentar la demanda eléctrica. Asimismo, programa las indisponibilida-des en la red de transporte para realizar trabajos de mantenimiento y nuevos re-fuerzos, supervisa la disponibilidad del equipo generador y calcula la capacidad de intercambio comercial a través de las interconexiones con los sistemas vecinos.

De esta forma, el operador del sistema asegura, adicionalmente, la disponibili-dad de suficiente reserva de generación y capacidad de transporte para permitir el funcionamiento de los mercados de pro-ducción de energía eléctrica de manera competitiva y no discriminatoria.

El mercado eléctrico

El l de enero de l998 comenzó su anda-dura en España un mercado de produc-ción de energía organizado con la posi-bilidad de realizar contrataciones en el mercado o mediante acuerdo bilateral entre los participantes en el horizonte diario. Posteriormente, la situación del mercado de producción ha evoluciona-do introduciéndose nuevas posibilida-des de contratación de energía a largo plazo.

El mercado diario e intradiario, po-sibilita que cada día se lleven a cabo las transacciones de compra y venta de energía eléctrica para el día siguiente o para el día en curso, según corresponda. Este mercado es común para los siste-mas eléctricos portugués y español y es gestionado por el Operador del Merca-do Ibérico de Energía MIBEL– Polo Español (OMIE).

Los servicios de ajuste y la operación en tiempo real

En tanto que en el mercado eléctrico se negocia un bien que no es almacenable, la energía eléctrica, y comoquiera que el cumplimiento de las leyes físicas no es optativo, los resultados de dicho merca-do deben ser normalmente corregidos por el operador del sistema para hacer-los compatibles con la garantía del su-ministro. Por ello, junto con el mercado de producción español, también se im-plantaron los mercados de los servicios de ajuste del sistema que incluyen los mecanismos precisos para lograr el fun-cionamiento seguro de dicho sistema, y que son gestionados en tiempo real por el operador del sistema.

Estos servicios contemplan el proceso de solución de restricciones técnicas, cu-yo objetivo es dotar de viabilidad técnica a los programas resultantes de los mer-cados y de los acuerdos de contratación bilateral, los servicios complementarios de regulación secundaria y terciaria, que permiten mantener en todo momento el equilibrio entre la generación y la deman-da del sistema, el servicio complementa-rio de control de tensión, que asegura el adecuado control de la potencia reactiva en el sistema y de la tensión en la red de transporte y, finalmente, la gestión de los desvíos generación-consumo, para resol-ver aquellos desvíos entre la generación y la demanda, identificados con posteriori-dad al mercado intradiario, y que superan una determinada magnitud.

LA COBERTURA DE LA DEMANDA

El seguimiento continuo por parte de la generación de las variaciones de la carga exigidas por el conjunto de consumido-res del sistema constituye la cobertura de la demanda. Para cubrir esta deman-da, el sistema peninsular español cuenta con un parque generador de 88.280 MW (figura l). En la actualidad, el sistema eléctrico español dispone de una com-binación diversificada de tecnologías de generación, contando con centrales de ciclo combinado de gas natural, centra-les nucleares, centrales hidráulicas, cen-trales de carbón, generadores eólicos, fotovoltaicos y termosolares.

Las centrales de ciclo combinado jun-to con los generadores eólicos han ex-perimentado un crecimiento muy signi-ficativo en los últimos años y, en lo que respecta a estos últimos, existen planes para que lo continúen haciendo también en los próximos, apuntando a la cifra de 45.000 MW eólicos instalados en 2030.

En términos de energía anual produ-cida las centrales de ciclo combinado son la tecnología que ocupa el primer lugar, al aportar al sistema el 32% del total en el año 2008.

La energía nuclear contribuyó sig-nificativamente a la cobertura de la de-manda. Pese a suponer tan sólo el 9% de la potencia instalada, las centrales nucleares produjeron en el año 2008 alrededor del 2l% de toda la energía eléctrica generada en España. La razón para ello se encuentra en su elevada fia-bilidad y disponibilidad, superiores a las correspondientes a cualquier otra tecnología. Por ese motivo, las centrales nucleares generaron a lo largo del pa-sado año aproximadamente el doble de energía por MW instalado que la media del resto de tecnologías del sistema eléc-trico español.

La producción nuclear se ha mante-nido en niveles similares durante los úl-timos años (figura 2) exceptuando el año 2007, en el que la producción se redujo del orden de un l2% debido a las indis-ponibilidades de duración más larga de lo habitual que se produjeron en algunas centrales y, en menor medida, al cierre de la central nuclear José Cabrera.

Para analizar la contribución de las diferentes tecnologías a la cobertura de la demanda es conveniente observar también cómo se cubrieron las puntas de demanda del sistema, debido a que el sistema eléctrico se debe dimensionar para suministrar sin dificultades impor-tantes dichas puntas. Como referencia se analizan los días l7 de diciembre de 2007, registro máximo absoluto actual de demanda con 45.450 MW, el l7 de ju-lio de 2006, registro máximo de deman-da estival con 40.730 MW, y el día 27 de


enero de 2005, anterior registro máximo absoluto de demanda con 43.703 MW.

El gráfico de la figura 3 muestra la contribución de las diferentes tecno-logías de generación en estas puntas de demanda en relación a las potencias instaladas de estas tecnologías en las mismas fechas.

Se puede apreciar que la tecnología que más aporta en estas puntas de demanda es la nuclear, haciéndolo prácticamente con toda su potencia instalada en todos los casos. Esto pone de manifiesto que cada MW nuclear instalado contribuirá, con elevada probabilidad, prácticamente en su totalidad a cubrir la demanda en la punta. En los tres casos la generación nuclear tuvo el coeficiente de simultanei-dad más alto, con valores por encima del 94%. La generación de carbón y la ge-neración de ciclo combinado presentan también un coeficiente de simultaneidad relativamente alto, entre el 60% y el 80%.

Aquellas tecnologías cuyo recurso pri-mario disponible tiene escasa firmeza, de entre las cuales el caso paradigmá-tico lo representa la generación eólica, que no tiene posibilidad de gestionar dicho recurso, muestran un coeficiente

de simultaneidad muy variable en to-dos los casos. Se constata, por tanto, la volatilidad de estas tecnologías en los momentos en los que su generación es más importante para el sistema y su bajo coeficiente de simultaneidad en las pun-tas de demanda, que no ha superado el 42% en ninguno de los tres días de punta que se han mostrado anteriormente.

De aquí puede inferirse que cada MW instalado de esas tecnologías tiene una alta probabilidad de no estar dispo-nible para producirse en la punta, mo-tivo por el que otras tecnologías con mayor firmeza en su programación de-berán instalarse para cubrir la demanda durante esos momentos, obligando a un sobredimensionamiento del parque generador.

DISPONIBILIDAD DE LAS CENTRALES TÉRMICAS A LO LARGO DEL AÑO

La disponibilidad de una central de-termina la capacidad efectiva que tiene para producir energía eléctrica en los pe-riodos en los que el sistema lo requiere. Las centrales de ciclo combinado y las

centrales nucleares son las que poseen las tasas de disponibilidad más altas a lo largo del año. En la figura 4 se repre-sentan las curvas monótonas de tasa de disponibilidad de cada tecnología de generación térmica durante el año 2008.

En el caso de los grupos generado-res más fiables, la mayor parte de estas indisponibilidades corresponden a sus periodos de revisión y mantenimiento y, por tanto, son predecibles, permitiendo al sistema eléctrico prepararse para esa situación. En el caso de las centrales nucleares, estos periodos de revisión y recarga, que duran alrededor de un mes, se presentan para cada central una vez cada año y medio aproximadamente y son programados con varios meses de antelación, o incluso años en algunos casos. En las centrales térmicas menos fiables, una gran parte de las indisponi-bilidades son fortuitas, lo cual introduce riesgos para la operación del sistema a causa de su importante componente de aleatoriedad que debe tenerse en cuenta a la hora de calcular las reservas de ge-neración disponibles.

Dado que es en los momentos de de-mandas más altas cuando la disponibilidad

Ciclocombinado

24%

Ciclocombinado

32%

Eólica18%

Eólica11%

RE no eólico13% RE no eólico

12%

Total:88.280 MW Total:263.784 MW

Potencia neta instalada enero 2009 Energía generada Año 2008

Hidráulica19%

Hidráulica7%

Nuclear9%

Nuclear21%

Carbón13% Carbón

16%Fuel-Gas

4% Fuel-Gas1%

Figura 1: “Mix” de generación eléctrica en el sistema eléctrico español en términos de potencia instalada neta en enero de 2009 y en términos de energía generada en el año 2008. (Fuente: REE)

Figura 2: Evolución de la energía generada por centrales nucleares 2000-2007. (Fuente: REE)

70000

Año

60000

50000

40000

30000

20000

10000

2000

62206 63708 63007 61875 6360657539 60126

5291858756

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 20080

Figura 3: Contribución de las diferentes tecnologías de genera-ción en puntas de demanda. (Fuente: REE)



de las centrales resulta más relevante, es significativo analizar en qué momen-to del año se producen esas indispo-nibilidades. El gráfico de la figura 5 muestra que la potencia total térmica indisponible es más alta durante los pe-riodos de demandas moderadas, que corresponden con la primavera y el oto-ño. Es durante estas estaciones cuando las empresas generadoras programan el mantenimiento de sus centrales.

Aunque por una parte, se constata que la disponibilidad de las centrales nucleares a lo largo del año 2008 fue más baja que la de las centrales de ciclo combinado, se puede comprobar que en aproximadamente el 30% de las horas la tasa de indisponibilidad de las centrales nucleares es cercana a cero. Estas horas prácticamente coinciden en los meses de enero, febrero y diciembre, meses con las demandas más altas y, por tanto, cuando su aportación es más necesaria. Los periodos con alta indisponibilidad del equipo nuclear coinciden con las épocas del año en las cuales la demanda es más baja.

Por otra parte, los periodos de re-visión son elegidos por las empresas propietarias de las centrales según la planificación de los trabajos y los pre-cios esperados del mercado eléctrico. Con las limitaciones de la normativa actual, esta práctica ofrece al opera-dor del sistema escasa flexibilidad para programar las indisponibilidades en los momentos más convenientes para el conjunto del sistema eléctrico.

La disponibilidad efectiva de los grupos hidráulicos depende en gran medida de la disponibilidad de energía primaria, que es muy variable de año en año, siendo frecuentes largos perio-dos de baja hidraulicidad. En contra-partida, la mayor parte de las centrales hidráulicas cuentan con capacidad de

almacenamiento del agua en un embal-se que permite su gestión de acuerdo con las necesidades del sistema eléc-trico.

En el caso de la energía eólica, la dis-ponibilidad es totalmente dependiente de la velocidad del viento no permitien-do ninguna capacidad de gestión al alza de la producción. Al contrario que la energía hidráulica, la energía eólica es un recurso que no varía significativa-mente en términos de energía anual pro-ducida para un valor dado de potencia instalada. Análogas reflexiones caben respecto a la energía fotovoltaica.

DESCONEXIONES SÚBITAS DE LOS GENERADORES

Los generadores, cualquiera que sea su tecnología, pueden presentar desaco-plamientos no programados afectando a la operación del sistema. De entre los desacoplamientos no programados, los que mayor incidencia pueden tener en la operación son los que se producen de forma casi instantánea, lo que se co-noce en el argot como «disparo».

Cuando tiene lugar una pérdida sú-bita de generación se produce la res-puesta inercial de todo el sistema inter-conectado que asegura en los primeros instantes el balance de energías consu-midas y generadas. Inmediatamente después se movilizan todas las reservas dispuestas a tal efecto para corregir el desequilibrio entre la energía demanda-da y la que es convertida en generación eléctrica en el sistema interconectado europeo.

La primera reserva que se activa es la correspondiente a la regulación prima-ria, y dado que ésta se encuentra repar-tida uniformemente dentro del sistema interconectado, su actuación conjunta

produce un desvío de potencia a tra-vés de la interconexión con Francia, si el fallo de generación tuvo lugar en el sistema peninsular, que debe ser corre-gido en menos de l0 minutos mediante la actuación de la regulación secunda-ria –bucle de control automático– y la regulación terciaria del sistema español –operación manual desde el Centro de Control Eléctrico Nacional de REE (CECOEL)–, devolviendo el flujo a través de la interconexión con Francia a su valor programado y, por lo tanto, la normalidad al sistema.

Los procedimientos de operación contemplan esta eventualidad. Así, el P.O. l.5 establece para la regulación terciaria que: “La reserva mínima nece-saria de regulación terciaria a subir en cada periodo de programación será, co-mo referencia, igual a pérdida máxima de producción provocada de forma di-recta por el fallo simple de un elemento del sistema eléctrico, mayorada en un 2% de la demanda prevista en cada pe-riodo de programación”.

Gracias a estos valores de reserva, en el sistema eléctrico español siempre se cuenta con reserva suficiente para cubrir estas pérdidas súbitas de gene-ración, de las cuales las más severas son las correspondientes al disparo de centrales nucleares, alrededor de l.000 MW por unidad de generación.

En el caso de las centrales nuclea-res, si bien las indisponibilidades no programadas son escasas, cuando és-tas se producen la normalización de la producción en el generador nuclear es lenta. Todo lo contrario que en los generadores hidráulicos, que pueden volver a la normalidad en cuestión de minutos, o que en los térmicos con-vencionales, que alcanzan el régimen normal en pocas horas. Las centrales nucleares pueden presentar rampas de

Figura 4: Monótona de la tasa de disponibilidad del parque de generación térmica en 2008. (Fuente: REE)

Figura 5: Tasa de disponibilidad del parque de generación térmi-ca en 2008. (Fuente: REE)


subida hasta la plena carga del orden de l2-24 horas, pudiendo ser inferiores dependiendo del tipo de incidencia y de la central de la que se trate.

En otras situaciones, las centrales térmicas pueden llevar a cabo una reducción de su producción de manera controlada y más lenta hasta la desco-nexión de la central de la red, requirien-do así un menor uso de los servicios de ajuste del sistema. En el caso de los ge-neradores nucleares la complejidad de los procesos que gobiernan el funcio-namiento de este tipo de generadores y los diseños específicos implantados en España hacen que sus tiempos de acoplamiento y desacoplamiento, así como los correspondientes a la subida y bajada de carga sean, como se ha di-cho, muy superiores al de otro tipo de generadores.

RÉGIMEN DE FUNCIONAMIENTO DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS

Cada tecnología de generación eléc-trica presenta un régimen de funciona-miento diferenciado atendiendo a sus características, sus costes variables, los precios de la electricidad, su disponibi-lidad de energía primaria o a la estrate-gia comercial de la empresa propietaria de la instalación.

Las centrales nucleares que se en-cuentran disponibles funcionan ge-neralmente a la máxima potencia que pueden generar en un momento dado, prácticamente sin márgenes de reserva a subir, ofertando su energía en el mer-cado diario o estableciendo contratos bilaterales con entrega física, de tal for-ma que siempre tienen un programa de entrega de energía igual o muy próxi-

mo a su potencia máxima. Por ello, no participan en los servicios de ajuste del sistema de carácter potestativo. La potencia que generan es función del estado de quemado del combustible nuclear, que va sufriendo un progresivo proceso de agotamiento desde la última recarga que haya tenido el grupo.

En el caso de las centrales térmicas convencionales el régimen de funcio-namiento es más dinámico y depende esencialmente de los precios de la elec-tricidad y del combustible. En algunos casos su contribución para resolver restricciones técnicas influye significa-tivamente en su funcionamiento. La mayor parte de las plantas se encuen-tran acopladas de forma continua, sal-vo en sus periodos de mantenimiento o avería fortuita, y varían su produc-ción a lo largo del día según las ne-cesidades de la demanda. Los ciclos combinados son más flexibles que las centrales de carbón y consiguen ram-pas mayores de variación de carga. Algunos de ellos incluso acoplan en las primeras horas de la mañana, su-ben carga en las horas de máxima de-manda del día y desacoplan durante la madrugada. Las centrales de fuel-gas son, por lo general, las más caras del sistema y las menos fiables. Se conec-tan a la red generalmente a solicitud del operador del sistema sólo cuando son imprescindibles para cumplir con los criterios de seguridad del sistema o cuando la demanda es muy alta y se requiere su producción.

La generación hidráulica se compo-ne de grupos generadores de tamaño más pequeño que pueden conectarse y desconectarse de la red y variar su pro-ducción en pocos minutos. Su flexibili-dad es de gran utilidad en la operación

ya que ponen a disposición del sistema reservas rápidas de regulación a través de los servicios de ajuste correspon-dientes. Son grupos robustos con alta disponibilidad.

El régimen de funcionamiento de los parques eólicos depende exclusi-vamente del viento existente en cada parque ya que su producción es la máxima que pueda obtenerse de ese viento. No atienden por tanto a los requerimientos del sistema ni parti-cipan actualmente en los servicios de ajuste. Además, un contingente muy importante de parques todavía no tiene un comportamiento adecuado frente a perturbaciones eléctricas.

En la figura 6 se puede observar la modulación de carga de las diferen-tes tecnologías para adaptarse a los valles de demanda y a la producción de la generación eólica. Debido a que el régimen especial no suele par-ticipar en los servicios de ajuste del sistema, al funcionamiento en base de las centrales nucleares y a que hay parte de la producción hidráulica que es fluyente, el margen que queda du-rante la madrugada para que generen las centrales que sí regulan, es muy estrecho. Conviene no olvidar que los grupos térmicos no pueden fun-cionar de forma estable por debajo de un límite llamado mínimo técnico, ya sea por razones técnicas o medio-ambientales.

A medida que aumente la pro-ducción de energía eléctrica con fuentes renovables no gestionables que generen energía de forma total-mente desacoplada de las necesida-des del sistema, o incluso contraria a ellas, se necesitará que el parque generador térmico e hidráulico se

Figura 6: Cobertura de la demanda en días con diferencias importantes entre la demanda en el valle y la demanda en la punta 28/01/2009. (Fuente: REE).



de kilómetros con un rendimiento superior al 98%, no sucede lo mismo con la energía reactiva, dado que en este caso se trata de una variable lo-cal, cuya repercusión en el nivel de tensiones decrece rápidamente con la distancia eléctrica.

En este sentido, las centrales nu-cleares están perfectamente ubica-das en la red de transporte: central nuclear de Cofrentes, en Levante; central nuclear de Trillo, en la zo-na Centro; central nuclear de Ascó y central nuclear de Vandellós, en Cataluña; central nuclear de Santa María de Garoña, en la zona Norte; y central nuclear de Almaraz, en Ex-tremadura, con influencia en las zo-nas Sur y Centro, por lo que con su producción en base, evitan la necesi-dad de tener que programar energía en otras centrales para la solución de las restricciones técnicas del sistema, lo que evita el coste de este proceso, y aporta una mayor fiabilidad al sis-tema eléctrico.

Comportamiento ante perturbaciones

Asimismo, la generación en régimen ordinario, que incluye a las centrales nucleares, ofrece un comportamiento robusto frente a perturbaciones eléctri-cas, en contra de lo que sucede con la generación de régimen especial que no ha sido adaptada aún para obtener un comportamiento adecuado cuando se producen perturbaciones eléctricas que son inevitables en la red.

CONCLUSIONES

Garantizar la continuidad y seguri-dad del suministro y coordinar el sis-tema de producción y transporte son, tal como establece la Ley 54/l997, las funciones principales del operador del sistema, REE. Para ello se cuen-ta con una de las redes de transporte más importantes de Europa y con un parque de generación de ener-gía eléctrica constituido por grupos generadores que utilizan un amplio conjunto de tecnologías distintas, con características de funcionamien-to e índices de fiabilidad también diferentes. La programación de esas unidades, atendiendo en primer lu-gar a los criterios de seguridad que establece la normativa y a continua-ción a los de minimización del coste, permite lograr el objetivo señalado por la Ley.

Dentro de ese conjunto de genera-dores, las centrales nucleares contri-

adapte no sólo a los requerimientos de los consumidores sino también a la producción de estas energías renovables –de ahí la importancia de disponer de nueva potencia de bombeo–.

A la vista de lo anteriormente se-ñalado se comprende que puede ser necesario reducir la generación de origen renovable en horas valle, de-bido a la falta de adaptación de su producción a la demanda, cuando no sea posible reducir más la ge-neración térmica o hidráulica, de forma que toda la potencia reducida se pueda movilizar para afrontar la punta de consumo de cada día.

La opción de reducir la genera-ción nuclear o parar un grupo nu-clear supondría unos costes muy ele-vados, y lo que es mucho más grave, provocaría unas restricciones impor-tantes para la operación del sistema, por las incertidumbres en su aco-plamiento y disponibilidad para las horas punta.

APORTACION DE LAS CENTRALES TÉRMICAS AL CONTROL DE TENSIONES Y LA RESOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS

Las centrales térmicas realizan una aportación esencial para el control de las tensiones y la resolución de restric-ciones técnicas:

Control de la absorción y generación de energía reactiva

El control de la potencia reactiva reviste especial importancia para la operación del sistema eléctrico por su incidencia directa en el va-lor de las tensiones, lo que resulta fundamental para la seguridad de suministro. En el caso de los gene-radores nucleares, al ser grupos de gran tamaño, su capacidad de gene-ración o absorción de energía reacti-va es muy importante. No obstante, los márgenes habituales de control de energía reactiva de estos grupos son inferiores a los márgenes de los grupos más modernos de ciclo com-binado.

Ubicación estratégica en la Red de Transporte

Otro aspecto fundamental en el con-trol de tensiones y en la resolución de restricciones técnicas es la ubi-cación de los generadores. Convie-ne recordar que, si bien la energía activa puede transportarse cientos

buyen de manera muy significativa a la cobertura de la demanda del sistema eléctrico en términos de energía, siendo superadas en este aspecto solamente por las centrales de ciclo combinado de gas natural, gracias a que éstas casi triplican la potencia instalada de las primeras. Adicionalmente, en los momentos de demanda máxima registrados en el sistema eléctrico, la generación nuclear ha contribuido a su cober-tura con una potencia próxima a la total instalada en casi todos los casos. Se trata, en definitiva, de una tecnología que aporta una extraor-dinaria firmeza al sistema eléctrico tanto en términos de energía como en términos de potencia.

La tasa de indisponibilidad anual de las centrales nucleares es histó-ricamente baja. Las indisponibili-dades súbitas, que implican un des-acoplamiento rápido de la red, son infrecuentes. No obstante, cuando se producen requieren la utilización de una parte significativa de las re-servas del sistema.

Las centrales nucleares se encuen-tran ubicadas en puntos estratégi-cos del sistema eléctrico, colabo-rando en el control de las tensiones, reduciendo las restricciones técni-cas y contribuyendo al suministro de la demanda en áreas de elevado consumo como lo son el Centro, Este y Levante de la Península.

Para un sistema eléctrico como el español, insuficientemente interco-nectado con el resto de Europa, con importantes gradientes de potencia en la evolución del consumo diario, y muy alta penetración de energías renovables, reviste especial importan-cia contar con generación flexible y completamente gestionable.

En términos de flexibilidad opera-tiva y aportación de servicios de ajus-te, nuestro sistema dispone de grupos de ciclo combinado y de centrales hi-dráulicas, que realizan en este ámbito la aportación más valiosa de entre todos los generadores. Por ello, es-tas dos tecnologías, y especialmente dentro de las hidráulicas las centrales reversibles, son instrumentos clave para lograr la integración de las ener-gías renovables en el sistema eléctri-co. Sin embargo, ambas tienen su talón de Aquiles en la fuente de ener-gía primaria utilizada, en el primer caso dependiente de la meteorología –para el caso general de las centrales no reversibles– y en el segundo de la importación de un gas que, como es sabido, España no posee.


El mercado organizado de energía eléctrica en España. Características, evolución y resultados desde enero de l998 hasta febrero de 2009J. J. González Fernández-Castañeda

JOSÉ JAVIER GONZÁLEZ FERNÁNDEZ-CASTAÑEDA es ingeniero de Caminos Canales y Puertos por la Escuela de Madrid y Master of Science por el Massachusetts Institute of Technology (Boston, USA).Desde 1980 trabaja en el sector eléctrico, primero en ASELECTRICA, hasta la creación de RED ELECTRICA DE ESPAÑA (REE) en 1984 donde fue responsable de los sistemas de control de energía hasta diciembre de 1998. Desde enero de 1998 trabaja en el Operador del Mercado eléctrico (OMEL),primero como director de Sistemas de Información, y desde abril de 1998 como director de Ofertas y Casación.

El artículo presenta el mercado organizado de producción de energía eléctrica en España. Se exponen en el mismo las principales características de los mercados diario e intradiario, así como la evolución y los resultados que se han producido en los mismos a lo largo de los más de 11 años de existencia de los mercados. El artículo también analiza las relaciones entre el mercado español y el resto de los mercados europeos, especialmente aquellos con los que España tiene interconexiones.

INTRODUCCIÓN

La Ley 54/l997 de 27 de noviem-bre, del sector eléctrico regula las ac-tividades destinadas al suministro de energía eléctrica, consistentes en su generación, transporte, distribución, comercialización e intercambios intraco-munitarios e internacionales, así como la gestión económica y técnica del sistema eléctrico.

La ley contemplaba la creación de un operador del mercado independiente que sustentara un régimen de liberaliza-ción de la generación y el suministro de electricidad. El operador del mercado, OMEL, por lo tanto cumple más de once años, ya que el funcionamiento del mercado de electricidad se inició de manera paralela a la liberalización del sector eléctrico. A partir del l de enero de l998, las actividades de generación y suministro se ejercen bajo los principios de libre competencia, mientras que las de transporte y distribución permane-cen reguladas, aplicándose unas tarifas de acceso que se publican en el Boletín Oficial del Estado.

El mercado de producción de energía eléctrica comprende el conjunto de los mercados a plazo, tanto organizados como no organizados, los mercados or-ganizados spot diario e intradiarios, la

contratación bilateral física entre agen-tes y los procesos de gestión técnica pos-teriores a la celebración de las sesiones del mercado y a la declaración de los contratos bilaterales.

El mercado de producción es un merca-do regulado cuya normativa emana de la Directiva 2003/54/EC, relativa a las reglas comunes para el mercado interior de elec-tricidad, que están contenidas en las leyes, reales decretos, ordenes ministeriales y

The article presents the organized Spanish Electricity production market The main characteristics of the Day-ahead and Intraday spot markets, and the evolution and results achieved along the more than 11 years of operations are presented. The relations between the Spanish market and the rest of the European electricity markets, with especial emphasis on those markets interconnected with the Spanish system, are also described.

LEGISLACIÓN

Figura 1.



resoluciones llegando a los procedimien-tos de operación del sistema y a las reglas de funcionamiento del mercado. Un re-sumen de la normativa de aplicación al mercado de electricidad se encuentra recogido en la figura l.

Las reglas de funcionamiento del mercado establecen con total precisión la forma de participación en los mer-cados, desde el proceso para adquirir la condición de agente del mercado, la presentación de las ofertas y los proce-sos de casación de los mercados, hasta la liquidación de las transacciones que tienen lugar en el mismo. Con la publi-cación de todos los detalles bajo los que opera el mercado organizado diario e intradiario, el operador del mercado ha tratado en todo momento de facilitar la participación de los agentes en el merca-do con la máxima seguridad posible.

Los mercados diario e intradiarios es-tán configurados como mercados electró-nicos, donde todas las transacciones es-tán validadas y legitimadas mediante los certificados digitales de los participantes.

El mercado organizado de produc-ción spot de energía eléctrica está cons-tituido por el conjunto de los mercados diario e intradiarios. Desde el l de enero de l998 se han realizado las sesiones del mercado diario correspondientes a cada uno de los días habiéndose llevado a cabo un total de 4.064 sesiones hasta el l5 de febrero de 2009. Adicionalmente a las sesiones del mercado diario, se han realizado 23.049 sesiones del mercado intradiario. En todas las sesiones de los mercados se han fijado los precios de

cada una de las horas de los horizontes de programación de cada sesión, precios que son los mismos para todos los com-pradores y vendedores que resultaron casados en la hora correspondiente de cada sesión de mercado.

En la figura 2 se presentan el conjunto de transacciones de energía que se in-corporan en los programas que forman parte del mercado de producción de energía eléctrica.

LA CONTRATACIÓN A PLAZO DE ELECTRICIDAD

Aunque la contratación a plazo de elec-tricidad no es el objeto de este artículo, es importante señalar que en España existen diversas formas de contratación de energía eléctrica a plazo, tanto en mercados organizados como no orga-nizados, pero que todas ellas tienen un factor común, derivado de cómo está

Declaración de DERECHOS DE

USO de capacidad internacional

Posiciones Abiertas de plazo con entrega física

de OMIP

Ejecución de CBs internacionales

y nacionales FIRMES

Programa Base de

CASACIÓN PBC

Programación Base de

FuncionamientoPDBF

ProgramaDiario ViableProvisional

PDVP

Solución técnico/económica

de restricciones técnicas

MERCADO INTRADIARIOVarias sesiones al día. Actualiza la

programación viable para las restantes horas casadas

previamente en mercados diarios

ProgramaHorario

OperativoPHO

ProgramaHorario

FinalPHF

ProgramaDiario Viable

definitivoPDVD

Desvíos en generación y

demanda

Subastas intradiaria de

capacidad Esp-Fra

Limitaciones por

restricciones

Gestión de desvíos Servicios

complementarios

OFERTAS

MERCADO DE OFERTAS

SERVICIOS COMPLEMENTARIOS(banda de regulación

secundaria)

GESTIÓN ENTIEMPO REAL

COMPRADORES Ofertas

Cantidades y precios

VENDEDORES Ofertas

Cantidades y precios

OFERTAS

COMPRADORES VENDEDORES

Ofertas de ajustes

Ejercicio de opciones de compra de

EMISIONES PRIMARIAS

Ejecución de contratos de subastas de distribución

EJECUCIÓN C. Bilaterales

Nacionales

Análisisde Red

¿Hay restricciones técnicas?

Si

No

Figura 2.

Agenteproductor

Consumidor a tarifa

En el mercado itradiario todos pueden ser compradores y vendedores

C. B

ilate

rale

s

Agentecomercializador

Agenteautoproductor R.E.

Agente vendedor/representante

Consumidor Agentecomercializador

Agenterepresentante

Agentedistribuidor

M E R C A D O D EE L E C T R I C I D A D

Figura 3. Transacciones de los agentes en el mercado diario.


organizado el mercado spot diario de electricidad, y de la existencia de sufi-ciente exceso de medios de producción sobre la demanda; son una cobertura de riesgo de precio. En otros países donde, o bien no existe suficiente exceso de po-tencia, o el mercado spot de electricidad no está organizado de la misma manera, la contratación a plazo puede tener al-gún tipo de repercusión en el suministro o consumo físico de electricidad, pero no así en España en este momento.

EL MERCADO DIARIO

El mercado diario es el mercado prin-cipal y en él se fijan precios para todas las horas del día siguiente al de su cele-bración. Los precios del mercado diario constituyen una referencia, tanto para la contratación libre de energía eléctrica, como para algunos precios regulados re-lacionados con el régimen especial. Las sesiones del mercado diario (casaciones, denominadas en otro tipo de mercados subastas o “auctions”) se celebran todos los días a las l0 de la mañana para fijar los precios de la electricidad para to-das las horas del día siguiente. Se trata de un mercado público, al que pueden acceder todas las entidades y personas que cumplan las condiciones de acce-so establecidas con carácter general en las disposiciones y normas reguladoras, iguales para todos.

Los agentes que pueden participar en el mercado diario y las transacciones que pueden realizar en el mismo se en-cuentran recogidos en la figura 3

Las características fundamentales del mercado diario son las siguientes:– El precio del mercado diario en cada

hora se establece mediante el equi-librio del conjunto de las ofertas de venta y de las ofertas de adquisición de energía eléctrica, y era el mismo para todos los que compraban y los que vendían electricidad en esa hora hasta el 30 de junio de 2007. A partir del l de julio de 2007, fecha en la que comenzaron las operaciones del mer-cado Ibérico de electricidad, pueden producirse dos precios diferentes: uno para los que producen y consumen electricidad en el sistema español en una hora y otro, para los que lo hacen en el sistema portugués (en caso de congestión en la interconexión Espa-ña-Portugal en esa hora).

– No es un mercado obligatorio, pu-diendo los agentes celebrar contratos bilaterales físicos para producir y con-sumir energía eléctrica al margen del mercado organizado.

— Las reglas del mercado permiten, de una forma sencilla, la integración de todas las transacciones a plazo que lo hayan solicitado mediante la realiza-

ción de ofertas al mercado, tanto de venta como de adquisición de energía eléctrica.

– Los precios del mercado diario, al ser únicos en cada hora, se forman supo-niendo que la red interna española y portuguesa son capaces de acoger las transacciones derivadas de la libre voluntad de los agentes que producen y consumen energía eléctrica, deján-dose para procesos posteriores la so-lución de los problemas técnicos que esas transacciones pudiesen crear en los sistemas eléctricos. La viabilidad de esta forma de producir los precios en el mercado diario se basa en el bajo nivel de restricciones técnicas que es necesario resolver con posterioridad al mercado diario, que son del orden del 3-4% en términos de energía en los últimos años en el sistema eléctrico español. Como consecuencia de la re-ducida magnitud de la energía involu-

crada en la resolución de problemas técnicos, predominan las ventajas de la existencia de un único precio para todos los participantes sobre los incon-venientes. En otros sistemas eléctricos en los que las alteraciones a la libre voluntad de los agentes serían mucho más importantes, no es viable la uti-lización de un único precio, acudién-dose a establecer precios por zonas, o en el extremo, precios diferentes en cada nudo eléctrico. La utilización de precios aplicables a áreas más reduci-das, disminuye el mercado relevante a efectos de consideraciones relativas al nivel de competencia en los mercados.

– Las transacciones intracomunitarias e internacionales desde el inicio del mercado han respetado en cada hora la capacidad de intercambio del sis-tema eléctrico español con todos los sistemas eléctricos con los que tiene interconexiones (Francia, Portugal,

PERIODO DEL 01/10/2005 AL 15/02/2009SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL

Precio máximoPrecio medio aritméticoPrecio mínimoPrograma diario base de funcionamiento de unidades físicas

Energía en programa resultante de casación + Energía asimilada en BilateralesEnergía en programa resultante de casación

cEur/kWh

Periodo01/10/2005 15/02/2009 5,187 cEut/kWh

Precio medio aritmético de la energía en el mercado diario de electricidad

MWh

Fechas

Precio

Figura 4.

2% 11%

13%

20%

2%8%

15%

29%

ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍASSISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL

FEBRERO 2008 - ENERO 2009

RÉGIMEN ESPECIAL EÓLICA

EN

ER

GÍA

S (

GW

h)

IMPORTACIONES (FR+PT+AD+MA)

CICLO COMBINADO

RÉGIMEN ESPECIAL (RESTO)

HIDRÁULICA

FUEL - GAS

NUCLEAR

CARBÓN

Figura 5.



Marruecos y Andorra). Esta decisión se basó en que las capacidades comer-ciales de intercambio por las diferen-tes fronteras (publicadas para cada hora por el operador del sistema espa-ñol) son relativamente reducidas y no permiten la libertad de contratación a través de las mismas, debiéndose aplicar durante el proceso de casación de los mercados un mecanismo que impida que resulten casadas más ofer-tas de producir o consumir energía a través de cada interconexión, que las que la capacidad comercial publicada pueda soportar.

– Una característica fundamental de la organización del mercado diario es que su liquidez está asegurada, puesto que es obligatorio que todas aquellas centrales que estén dispo-nibles para el día siguiente, y no ten-gan declarado un contrato bilateral, presenten una oferta al mercado. Es decir, en el mercado diario español, sin que sea un mercado obligatorio, no está permitido dejar elementos de producción disponibles para el día siguiente, pero que no van a producir, sin una oferta al mercado diario. Esta forma de organización del mercado diario asegura su liquidez, pues si lle-gase a ser un mercado poco líquido, si en una hora no existiese exceso de producción sobre la demanda casada en el mercado, o que tiene que cum-plir un contrato bilateral, significaría que está en riesgo la seguridad de suministro en esa hora, pues todas las unidades que no están producien-do y que no han efectuado ofertas al mercado diario están indisponibles. Se verifica de esta forma que en el mercado español, seguridad de sumi-nistro y correcto funcionamiento del mercado diario están unidos, pues la

base fundamental sobre la que ambos se apoyan es el exceso de oferta sobre la demanda.

EL MERCADO INTRADIARIO

El mercado intradiario es un mercado voluntario de ajustes y su existencia es fundamental para resolver, en mercados suficientemente líquidos, las situaciones no previstas por los agentes que ocurren con posterioridad al mercado diario y hasta el momento del suministro.

El mercado intradiario realiza sesio-nes de casación a las l6 horas y a las 2l del día anterior al de suministro, y a la l de la mañana, a las 4, a las 8 y a las l2 del mediodía, del día de suministro. El mercado intradiario opera todos los días de la semana.

La existencia y accesibilidad de los mercados intradiarios es muy impor-tante para ayudar al crecimiento e in-tegración en el sistema en condiciones de mercado de las energías renovables, cuya predicción de funcionamiento es siempre más difícil cuanto más alejada del momento del suministro haya que realizarla . Los mercados intradiarios lí-quidos son también fundamentales para permitir la entrada en el mercado eléc-trico de nuevos agentes, tanto produc-tores como comercializadores, para los que resolver los problemas sobrevenidos durante el día, a precios formados en mercados suficientemente líquidos, es una necesidad para la viabilidad de sus inversiones. En general, los mercados intradiarios, al acercar al momento del suministro y consumo de electricidad la posibilidad de realizar transacciones a precios públicos y accesibles para to-dos los agentes, contribuyen al correcto funcionamiento de todo el conjunto del mercado de producción.

La participación en el mercado intra-diario español está abierta no sólo a los agentes que han realizado transacciones en el mercado diario, sino también a los que han declarado un contrato bilateral físico, constituye, por tanto, una pieza fundamental del diseño del mercado de producción español.

A diferencia del mercado diario, la li-quidez en los mercados intradiarios está asegurada por ser el único lugar en el que pueden modificar sus compromisos los que lo deseen, con posterioridad al mercado diario, a realizar la declaración de contratos bilaterales físicos y a la so-lución de restricciones técnicas. En el mercado intradiario es posible, tanto para productores como para comprado-res, vender o adquirir energía eléctrica, conforme a lo que estimen conveniente. La realidad empresarial existente en el sector eléctrico en España ha aconseja-do organizar los mercados intradiarios como mercados públicos y abiertos a todos los agentes. En otros países, los problemas ocasionados por la falta de herramientas para resolver los proble-mas posteriores al mercado spot diario suponen un importante inconveniente para los nuevos entrantes en el mercado, que no ha existido en España, como se constata por el volumen de la nueva inversión no incentivada realizada por nuevos agentes en el mercado de pro-ducción español.

LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

Desde prácticamente el comienzo de su funcionamiento, el mercado eléctrico es-pañol admitió energías provenientes de los sistemas eléctricos con los que exis-ten interconexiones. Sin embargo, dada la limitada capacidad de interconexión existente con los mismos, siempre ha si-do necesario disponer de mecanismos en el mercado que únicamente aceptasen transacciones cuyo saldo neto respetase los límites de la capacidad comercial pu-blicados para cada hora e interconexión.

El procedimiento de gestión de las congestiones, desde el punto de vista de las energías y los precios del mercado, siempre ha sido básicamente el mismo; asegurar que la capacidad comercial pu-blicada por los operadores del sistema fuese utilizable por los agentes en tiem-po útil para que los precios del mercado diario se formasen correctamente, es decir, con la máxima utilización eco-nómicamente razonable de las interco-nexiones.

En las diversas fronteras del sistema español, Francia, Portugal, Marruecos y Andorra, se han usado diferentes mé-todos de gestión de las interconexiones, pero en todos ellos se han buscado las

ENERGÍA POR TECNOLOGÍAS, CASADA EN EL MERCADO DIARIO, OFERTADA A PRECIO SUPERIOR AL 95% DEL PRECIO MARGINAL,

INCLUYENDO OFERTAS COMPLEJASSISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL

PERIODO DEL 01/01/2009 AL 15/02/2009

CARBÓN FUEL-GAS HIDRÁULICA INTERNACIONAL NUCLEAR RÉGIMEN ESPECIAL CICLO COMBINADO

EN

ER

GÍA

(MW

h)

Figura 6.


soluciones complementarias en el merca-do diario para permitir la utilización del total de la capacidad comercial disponi-ble en ese momento (las l0 de la mañana del día anterior al del suministro).

Adicionalmente, a la utilización de los intercambios internacionales en el momento de formar los precios en el mercado diario, se incorporó desde el principio en los mercados intradiarios la posibilidad de complementar las tran-sacciones internacionales del mercado diario, con la utilización de la nueva capacidad comercial disponible en las interconexiones, bien porque se publi-casen valores superiores a los disponi-bles en el momento del mercado diario, o bien por que los agentes realizasen transacciones en sentido contrario al congestionado. Aunque ésta posibilidad existe en los mercados intradiarios, y es muy conveniente, no hay que olvidar

que el precio fundamental de la electri-cidad es el precio del mercado diario. El que la utilización de las interconexiones sea razonable al final de los mercados intradiarios y de los procesos de gestión técnica, no minimiza las alteraciones de los precios del mercado diario, que pue-den provocar mecanismos inapropiados de gestión de la capacidad de interco-nexión internacional, en el momento de formación de los precios en el mercado diario.

La experiencia del acoplamiento y cooperación con mercados adyacentes se esta confirmando como una necesi-dad para pasar de mercados nacionales a mercados regionales, con vistas a la creación de mercados sobre grandes áreas geográficas o de un mercado único en el caso de la Unión Europea. Dichos mecanismos de acoplamiento y coope-ración constituyen una base para la for-

mación correcta de los precios y el desa-rrollo de mercado de futuros y opciones que tomen como base los precios de los mercados spot.

LOS RESULTADOS DEL MERCADO

Se incluyen en este apartado los resul-tados más significativos del mercado de producción a lo largo de sus más de ll años de funcionamiento.

Pueden existir diversas formas de eva-luar la eficiencia de un esquema de mer-cado de producción, pero sin duda uno de los aspectos fundamentales, si no el principal, es la inversión no incentivada que han realizado los agentes en el mis-mo. En España, desde el año 2002 has-ta el l5 de febrero de 2009 se han puesto en operación 45 ciclos combinados de gas que totalizan más de 2l.500 MW de potencia, que además han sido realiza-dos por una variedad de agentes, y no sólo por los existentes al comienzo del mercado. Adicionalmente, a l5 de febre-ro de 2009 hay más de l7.000 MW de potencia eólica instalada, lo que coloca al sistema eléctrico, desde el punto de vista de la seguridad de suministro y del correcto funcionamiento del mercado, en una situación muy favorable, pues ambos factores dependen en gran medi-da de que exista exceso de producción sobre la demanda.

El número de agentes que partici-pa en el mercado organizado ha evo-lucionado desde los 5 productores, 4 distribuidores, 6 comercializadores, 3 agentes de fuera del sistema eléctrico español y 2 consumidores finales, que participaban en el mercado en marzo de l999, hasta los 7l7 productores, l7 distribuidores, 53 comercializadores, 25 agentes de fuera del sistema eléctrico de España y Portugal, y 3 consumidores finales que participan en el mercado en febrero de 2009.

En la figura 4 se representa la evolu-ción de varios resultados del mercado diario, desde octubre de 2005 hasta fe-brero de 2009. En la evolución del pre-cio medio del mercado diario pueden apreciarse los altos precios del mercado hacia finales de 2005 y principios de 2006, que coincidieron en el tiempo con altos precios de los combustibles prima-rios, y como los precios descendieron posteriormente, siguiendo la tendencia de los precios de los combustibles de las centrales térmicas.

En la figura 5 se presentan las cuo-tas correspondientes al periodo desde febrero de 2008 a enero de 2009 de las diferentes tecnologías con las que se produce energía eléctrica en el sistema eléctrico español. Se aprecia la impor-tancia que tienen en la actualidad los ciclos combinados de gas con un 29%

ENERGÍA POR TECNOLOGÍAS, CASADA EN EL MERCADO DIARIO, OFERTADA A PRECIO SUPERIOR AL 95% DEL PRECIO MARGINAL,

INCLUYENDO OFERTAS COMPLEJASSISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL

PERIODO DEL 01/01/2008 AL 14/12/2008

CARBÓN FUEL-GAS HIDRÁULICA INTERNACIONAL NUCLEAR RÉGIMEN ESPECIAL CICLO COMBINADO

EN

ER

GÍA

(MW

h)

Figura 7.

COMPRAS DE COMERCIALIZADORES, CONSUMIDORES CUALIFICADOSY AGENTES EXTERNOS

PERIODO DEL 01/01/2008 AL 15/02/2009

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Energía a precio libre (periodo): 768751,0 GWh Energía a precio libre (última semana): 2.821,9 GWh (50,49%)

Energía total adquirida (periodo)*: 2.330779,6 GWh Energía total adquirida (última semana): 5.588,6 GWh

Diario+Bilaterales

*Excluido consumo de bombeo y autoproductores e incluida gestión de desvíos entre el 5/6/2006 y el 31/12/2006

A partir del 1/7/2007 se excluyen las importaciones desde Portugal.

GWh/semana

Intradiario

Figura 8.



y la que ha adquirido la producción del régimen especial con un total del 24%.

En la figura 6 se representa la tecno-logía de la energía ofertada entre el 95% y el l00% del precio marginal del merca-do diario cada día, desde el l de enero de 2009 hasta el l6 de febrero de 2009. Como puede apreciarse, la tecnología es fundamentalmente de ciclos combi-nados de gas, si bien, a los niveles de precios actuales de las materias primas, incluidos los precios de los derechos de emisión de CO2 aparece también pro-ducción con carbón. En la figura 7, que abarca el año 2008, se observan diversos episodios relacionados con los precios de las materias primas, en que la tec-nología ofertada a precios cercanos al marginal, o bien son ciclos combinados de gas, o existe alguna otra tecnología a precios cercanos al marginal presente en ese entorno de precio, como puede ser el carbón en algunos periodos del año.

Con respecto a la evolución a lo lar-go de los años de funcionamiento del mercado de electricidad de la demanda que se contrata a precios diferentes a las tarifas (demanda no adquirida en el mercado por las empresas distribuido-ras para abastecer a los clientes a tarifa), hay que señalar que ha estado siempre influenciada, de forma directa, por la evolución de los precios de las tarifas integrales. La existencia de las tarifas y, por lo tanto, la opción que se presenta a determinados consumidores de optar por contratar la energía eléctrica a pre-cios de mercado o contratarla a precios de tarifa, ha determinado la evolución a lo largo de los años de la relación entre la cantidad de energía contratada en ambas opciones. Hasta el l de enero de 2003 existían consumidores que no podían optar por la opción de contra-tar la electricidad en el mercado, y para los que era una obligación aceptar los precios de las tarifas integrales, pero desde esa fecha todos los consumidores pueden contratar libremente el sumi-nistro eléctrico. Aquellos consumidores que tienen la posibilidad de optar por la tarifa o el precio de mercado, elegirán la opción que crean más conveniente. Fru-to de esa elección es la evolución que se aprecia en la figura 8 en la que se han re-presentado las adquisiciones en el mer-cado (incluidos los contratos bilaterales físicos) diferentes a las adquisiciones de las distribuidoras para suministrar a los clientes a tarifa.

En la figura 8 se observa que el vo-lumen de energía suministrado a pre-cios de mercado llevaba una evolución creciente desde el inicio del mercado hasta finales de 2005, fruto de la com-binación del descenso progresivo del nivel de consumo anual mínimo para poder acceder a los precios del mercado,

22,40

18,22

11,37

ENDESA GENERACIÓN

CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS UNIDADES DE PRODUCCIÓN POR EMPRESAS

AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOLDiciembre 2008

HIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO GeneraciónACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (Act. Comercial)NUEVA GENERADORA DEL SURAES ENERGÍA CARTAGENAELECTRICITÉ DE FRANCEELCOGASOTROS (Cuotas<0,5%)

IBERDROLA GENERACIÓNGAS NATURAL SDGIB ENERGÍAS RENOVABLES DE CAST-LA MANCHAIBERDROLA DISTRIBUCIÓNENDESA GENERACIÓN Y RENOVABLES(Act. Com R.E.)BIZKAIA ENERGÍAENDESA DISTRIBUCIÓN

UNIÓN FENOSA GENERACIÓNE.ON GENERACIÓN S.L.NUCLENORBAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDADDETISA (Actividad: Agente Vendedor)ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑAIB. ENERGÍAS RENOVABLES DE GALICIA

4,29

27,96

18,96

3,29

3,151,671,41

1,381,36

0,57

0,57

0,610,64

0,78

0,821,13

1,23 1,301,35

3,49

Figura 9.

16,24

15,42

8,11

3,887,51

2,731,851,601,260,540,48

3,84 0,37

0,37

0,37 0,40

0,48

0,51

0,12

0,140,15

0,220,35

0,36

36,50

ENDESA ENERGÍAHIDROCANTÁBRICO ENERGÍAOFFICE NATIONAL DE L’ELECTRICITÉE.ON ENERGÍA S.L.ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑAATEL ENERGÍANEXUS ENERGÍADETISA (Actividad: Comercialización)

IBERDROLA COMERCIALIZADORAENERGÍA PARA GRANDES CONSUMIDORES INDUSTRIALESNATURGAS ENERGÍA COMERCIALIZADORAENDESA GENERACIÓNHISPAELEC ENERGÍADANSKE COMMODITIESCOMPAGNIE NATIONALE DU RHONE

UNIÓN FENOSA COMERCIALGAS NATURAL COMERCIALIZADORACENTRICA ENERGÍAGAS NATURAL SERVICIOSACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTSEDF TRADING LIMITEDCELULOSAS DE ASTURIAS (Actividad: Cliente cualificado)

CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS COMERCIALIZADORAS, AGENTES EXTERNOS

Y CLIENTES CUALIFICADOS POR EMPRESAS AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO.SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL. Diciembre 2008

OTROS (Cuotas < 0,1%)

Figura 10.

PRECIOS MEDIOS TRIMESTRALES EUROPEX1/1/2000 - 15/2/2009Eur/MWh

FechaAPX

Año 2000 Año 2001 Año 2002 Año 2003 Año 2004 Año 2005 Año 2006 Año 2007

NORDPOOL EEX POWERNEXT OMEL GME EXAA

2009Año 2008

Figura 11. (Pasa a la página 35) >>


y de la evolución de los precios de las tarifas. A finales de 2005, se observa un episodio de acusado descenso de las adquisiciones a precio de mercado, con-secuencia del desfase entre las tarifas en ese momento y los precios de la energía eléctrica. La progresiva eliminación de algunas tarifas ha corregido parcialmen-te esta tendencia, si bien mientras se mantenga la opción de dos formas de adquirir la energía eléctrica, los con-sumidores siempre optarán por la más económica, y existirá un desfase entre el precio de la energía y lo que pagan por ella algunos consumidores. Es necesario que ese desfase sea pequeño y de signo variable para permitir el correcto funcio-namiento del mercado.

La evolución de las cuotas de produc-ción en el sistema eléctrico español de las diferentes empresas propietarias de los grupos de generación, ha experimen-tado una evolución muy considerable a los largo de los años de funcionamiento del mercado. En la figura 9 se han re-presentado las cuotas de producción correspondientes a diciembre de 2008 en las que se aprecia, que las dos ma-yores cuotas son del 22,4 y del l8,22 % respectivamente, valores que contrastan de forma muy significativa con las que existían a finales de l999 en las que, por ejemplo, en noviembre de ese año, las dos mayores empresas productoras te-nían unas cuotas del 39,56 y del 23,57%.

Esta evolución ha sido consecuencia del proceso inversor que ha tenido lugar en centrales de producción en el sistema eléctrico español antes mencionado.

La evolución de las cuotas de las em-presas comercializadoras a lo largo de los años, ha estado muy influenciada por las diferentes estrategias comerciales con las que empresas comercializadoras afronta-ron la evolución antes señalada de los pre-cios de la opción que las tarifas integrales significaban para sus potenciales clientes. En la figura l0 se presentan las cuotas de las comercializadoras en diciembre de 2008, incluyendo en la figura únicamente las cuotas superiores al 0,l%.

La figura ll muestra la evolución de los precios medios trimestrales de los mercados spot diarios en Europa, des-de enero de 2002 hasta el l5 de febrero de 2009. Puede apreciarse como hasta finales del 2002, los precios de los dife-rentes mercados spot eran más dispares, y como desde ese momento los precios en España (hay que tener en cuenta que en esas fechas se comenzaron a poner en operación los primeros ciclos combina-dos de gas en España), siguen una evo-lución muy similar a los precios en Fran-cia, Alemania, Holanda y Austria. La subida de los precios de la electricidad a finales de 2005 en España, y el descenso en 2006, fue común también para los países mencionados. La evolución de los precios en los países nórdicos (NOR-

DPOOL), está muy influenciada por el diferente mix de generación con el que suministran a la demanda en algunos periodos de tiempo.

CONCLUSIONES

La organización del mercado de pro-ducción spot español (diario e intradia-rios) ha demostrado su eficacia, como se contrasta con el nivel de inversión que ha tenido lugar en el sistema eléc-trico español que, además, no ha sido llevada a cabo por los mismos agentes que existían al comienzo del mercado, por lo que han mejorado sustancialmen-te sus características en cuanto al nivel de competencia en el mismo. Seguridad de suministro y correcto funcionamiento del mercado son dos conceptos comple-mentarios en el mercado de producción español, por lo que paralelamente al co-rrecto funcionamiento del mercado se está en una situación óptima en cuanto a seguridad de suministro de electricidad.

Una vez que se complete el desarro-llo de los procedimientos de mercado para la gestión técnica del sistema, y que se proporcione una mayor variedad de opciones para la cobertura de los riesgos de precio a plazo, se dispondrá en España de uno de los mercados de producción eléctrica más avanzados, y de funcionamiento más contrastado por la realidad de la inversión, de Europa.



JUAN CARLOS ALONSO ENCINAS es ingeniero industrial (especialidad Eléctrica) por la Universidad Politécnica de Madrid.Programa Gestores 2000 del INI (2 años), formación multidisciplinar. PDD por el IESE.Subdirector general de Mercados de ENDESA.

El papel de las centrales nucleares en el mercado mayorista de electricidad J. C. Alonso, J. Alonso, A. González y R. González

JAVIER ALONSO PÉREZ es ingeniero industrial por la Universidad de Sevilla, licenciado en Económicas por la UNED y subdirector de Operación y Mercado de ENDESA.

Hace 11 años que los programas de producción de las centrales nucleares se deciden en el mercado mayorista de electricidad y hasta la fecha ha sido compatible con la operación segura de las centrales, ¿es por casualidad? y lo que es más importante, ¿podemos esperar que continúe siendo así en el futuro?

Desde que en l998 comenzase la liberalización hasta ahora, el sector eléctrico ha experimen-

tado profundos cambios. Se ha pasado de un escenario de parque ajustado con predominio del carbón y la nuclear a otro de sobrecapacidad dominado por los ciclos combinados y el régimen es-pecial. La eólica ha experimentado un desarrollo sin precedentes, sus l6.740 MW instalados nos sitúan como el ter-cer país del mundo en generación eólica, tras Estados Unidos y Alemania. Esta tecnología, por su naturaleza no gestio-nable, está cambiando los estándares y formas de operar del sistema de produc-ción–transporte eléctricos.

El sector nuclear, por su parte, ha elevado los estándares de seguridad al tiempo que avanza en la asunción por la sociedad de la bondad que representa, económica y medioambientalmente, el alargamiento de la vida útil de estas cen-trales hasta los 60 años, lo que exigirá condiciones cada vez más estrictas de su operación. ¿Sigue siendo el mercado eléctrico compatible con este entorno y necesidades? En nuestra opinión, sí.

EL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO MAYORISTA

El mercado mayorista eléctrico gira al-rededor del mercado diario, gestionado por OMEL. En él se subasta diariamen-te la producción de cada una de las 24 horas en que se divide el día siguiente. Los ofertantes, es decir, las centrales de generación, presentan sus ofertas de venta y los demandantes, esto es, los consumidores, ya sea de forma indivi-dual o a través de distribuidoras o co-mercializadoras, sus ofertas de compra; a las l0:00 OMEL cierra la ventanilla, el

cruce de unas y otras ofertas determina los programas de producción–consumo para el día siguiente así como los pre-cios que serán satisfechos. Para cruzar las ofertas, previamente se ordenan por precio, ascendente las de venta y des-cendente las de compra, y en el punto de corte de ambas curvas se establece el precio además de la cantidad despacha-da en cada una de las horas (ver figura l).

La retribución marginal supone que todos los vendedores perciben el mismo precio por la energía. Bajo este esque-ma, los generadores tienen incentivo a ofertar sus costes marginales (similares a los variables), ya que siempre recibirán al menos este precio, cuando no superior. De esta forma, si funcionan cubrirán sus costes variables más un cierto mar-gen de contribución a sus costes fijos. Existe abundante literatura económica que avala que, bajos ciertas condiciones

The Spanish electricity market has been running for eleven years and its rules and procedures have proven compatible with a safe and stable operation of the nuclear power plants, helped by a wide portfolio of technologies in the Spanish system. In the near future, two issues emerge as a potential threat: the increase in renewables (mainly wind) production and its volatility and the development of new network infrastructure around the plants owned by third parties. Stricter rules on network development and operation and greater respect to the plants operational needs have to be pushed forward by the industry to succeed in life extension programs. AVELINO GONZALEZ CASTRILLON es

ingeniero industrial por la Universidad Politécnica de Madrid. Postgrado como especialista en Administracion de Empresas y Coordinador de Mercado de ENDESA.

RAFAEL GONZÁLEZ HOMBRADOS es ingeniero industrial del ICAI; miembro del Comité de Explotación de Ascó-Vandellós desde el año 2000 y coordinador del área de Transporte y Servicios Complementarios de ENDESA.

Figura 1: Curvas agregadas de oferta y demanda en la hora 9 del 13/02/2009.



de mercado, este esquema retributivo es suficiente para recuperar el coste completo de las inversiones prudentemente incurri-das. La oferta en base a costes marginales asegura, por su parte, que la curva agregada de oferta se asemeja a un “orden de mérito” basado en costes variables, como propugna la teoría clásica del despacho económico centralizado; el mercado marginal converge rápidamente al óptimo económico, con ven-tajas en robustez y menor manipulabilidad del resultado.

En un mercado como el descrito tienen limitada cabida las condiciones técnicas de operación de las centrales, típicamente los tiempos de acoplamiento o parada y los mí-nimos técnicos, lo que se suple con una cier-ta “habilidad” de los departamentos de mer-cado de las empresas en la preparación de las ofertas. En este sentido, el mercado diario no es del todo crítico pues tras él existen seis sesiones de mercado intradiario, sesiones en las que los agentes pueden renegociar las energías que hayan resultado infactibles (ver figura 2).

Las sesiones de mercado, diario e in-tradiario, se complementan con otros procesos gestionados por el operador del sistema, destinados a dotar de la suficiente flexibilidad al sistema para hacerlo segu-ro y factible desde el punto de vista de continuidad en el suministro eléctrico. El principal de estos procesos por volumen y relevancia es el de resolución de restriccio-nes técnicas. Se trata de un proceso pensa-do para permitir al operador del sistema modificar el despacho económico de los grupos resultante en el mercado y hacerlo compatible con la operación segura de la red de transporte. La contestación social de las infraestructuras y el acelerado desa-rrollo del parque generador hacen que la red actual se encuentre cada vez más con-gestionada y limitada, siendo este proceso relevante por el volumen de energía que involucra (ver figura 3).

CUÁNDO NO SE PUEDE GARANTIZAR UN DESPACHO TÉCNICAMENTE FACTIBLE

Para garantizar a una central nuclear un despacho constante en potencia bastaría con ofertar la totalidad de su produc-ción a cero, que es el mínimo precio que acepta el mercado de OMEL. Sólo en contadas ocasiones sucede que la totali-dad de la energía necesaria está ofertada a este precio. Cuando esto ocurre, el precio marginal es cero y ninguno de los grupos tiene garantía de que se vaya a respetar ni siquiera su mínimo técnico. En los ll años de vida del mercado esto ha ocurrido en 8 ocasiones y en otras 577 horas el precio ha sido muy bajo, como se puede apreciar en la distribución de la figura 4.

Casualmente en este comienzo de año 2009, caracterizado por altas aportacio-nes hidráulicas y eólicas, enmarcadas en una senda de crecimientos negativos de la

demanda, hemos tenido episodios de pre-cios de la energía próximos a cero durante las horas más profundas de los valles de demanda. Los generadores “clásicos”, tér-micos y nucleares, están dispuestos a casi regalar la energía antes de parar sus equi-pos, esquivando de esta forma los riesgos inherentes de avería, con sus consecuentes costes así como lucros cesantes, asociados a todo proceso de arranque y parada.

Cuando se alcanza un precio cero es preciso aplicar reglas que no son de mer-cado para establecer el despacho de los grupos. Actualmente la regla que se aplica es la prorrata y así, dado que las nucleares pertenecen a grupos empresariales con carteras de generación en las que existen más centrales, es posible respetar su pro-ducción trasladando estas infactibilidades o reducciones de programa al resto de su cartera (por ejemplo haciendo parada noc-turna en otros grupos con operación más flexible). Así ocurrió por ejemplo el pasa-do 8 de febrero de 2009 donde, en el caso de Endesa, el ciclo combinado de Besós 3 desacopló de madrugada para permitir a la nuclear mantener la plena carga.

Pero esto dejará de ser una opción si a) las renovables aumentan hasta el punto de que sólo con eólica, hidráulica fluyente y nuclear se abastezca la mayor parte de la demanda de las horas valle o b) las nucleares dejan de estar integradas en carteras de generación más amplias

que permitan permutar los programas de diferentes instalaciones.

También es posible que no se garanti-ce un despacho factible si, en el proceso de solución de restricciones técnicas o en la operación de tiempo real el Ope-rador del Sistema toma decisiones que impidan despachar a plena carga las centrales nucleares. Este tipo de decisio-nes puede tener varios orígenes:• Problemas locales de evacuación. Sin

ir más lejos, los recientes temporales en Cataluña y Galicia han dejado muy debilitada la red de transporte de 400 kV. Aunque los tiempos de reposición son buenos y la red está suficientemente mallada, el cada día mayor grado de carga de los circuitos, junto a la dificultad para construir nue-vas infraestructuras, podría terminar por producir este tipo de limitaciones.

• Problemas de estabilidad ante contingen-cias. Por mucho que la eólica se adapte a soportar huecos de tensión, si una inci-dencia de red provoca la desconexión de un parque, su rearme es manual y se demora unos minutos; estas contingen-cias se analizan a nivel de nudos de la red de transporte, que agrupan varios cientos de MW. El Operador del Siste-ma necesita disponer de equipo térmico convencional acoplado suficiente para disponer de reserva con la que suplir es-tas desconexiones imprevistas, lo que

Figura 2: Secuencia de mercados y necesidades a las que atienden.

Figura 3: Volumen de energía programada anualmente por necesidades de red.El dato de 2006 no es representativo, por los cambios regulatorios que introdujo el RDL 3/2006.


en valles profundos y de mucho viento puede provocar que tanto nuclear como eólica deban reducir su carga para hacer hueco a otras energías, más modulables, que puedan aportar suficiente reserva al sistema ante contingencias.Este último punto quizás es el más

crítico. A la producción eólica se le reco-noce prioridad en el despacho, tanto en mercado como en la solución de restric-ciones y esto, en condiciones normales, es correcto y debe ser así, ya que es la forma de forzar al Operador del Sistema a resolver las restricciones con mayor re-serva térmica antes que con reducciones eólicas, siempre más baratas para el siste-ma. Pero en situaciones degradadas, ¿es correcto mantener esa precedencia?, ¿no deberían primar consideraciones de fia-bilidad y seguridad del parque generador en general y más en concreto de las cen-trales nucleares? Creemos que adoptar medidas de tiempo real con los mismos criterios utilizados en la programación puede llegar a degradar la seguridad del sistema, siendo incluso dudosas desde el punto de vista de su bondad económica.

Nuestra regulación eléctrica ha ido evolucionando, adaptándose a las pre-misas actuales de nuestra sociedad fa-voreciendo el despacho prioritario de las energías renovables. Obviamente, el fuerte incentivo de los promotores eóli-cos para evitar las reducciones de carga, que no sólo dejan de ingresar el precio de mercado sino además la correspon-diente prima, dará lugar a presiones para evitar estas limitaciones. Será el regulador quien tenga que adoptar un criterio, considerando tanto los propios derechos de los generadores eólicos co-mo los requisitos técnicos de operabili-dad de la red desde el punto de vista de su seguridad. No hacerlo así podría no solo comprometer el propio desarrollo del parque eólico sino además hacer nuestro sistema más vulnerable desde el punto de vista de su fiabilidad. Lo que son las premisas económicas asumidas por nuestra sociedad en relación al desa-rrollo de las energías renovables, carece-rían de sentido si tal medida comprome-tiera la seguridad del sistema eléctrico

en su conjunto, debilitando la calidad de suministro de la que hoy disfrutamos.

Por último, es imprescindible también reseñar desde el punto de vista de la estabi-lidad de la red de transporte, la importante contribución de las centrales nucleares como centro de estabilización de las ten-siones en la red, absorbiendo o generando importantes volúmenes de energía reacti-va, minimizando la necesidad de equipo de compensación de reactiva en la red.

OTROS CONDICIONANTES TÉCNICOS

Hasta ahora hemos hablado únicamente de la preferencia (fundamentada tanto económica como desde el punto de vista de la operación segura) de la nuclear por operar a plena carga y de forma estable, pero existen otros condicionantes técni-cos que no están adecuadamente regula-dos, como podrían ser las servidumbres sobre la red exterior. Cuando se abrió a información pública la instalación de la central de ciclo combinado de Plana del Vent, próxima al complejo nuclear de Ascó-Vandellós, se realizaron intensos estudios sobre el impacto en la red y la operación nuclear segura ante contingen-cias en estas centrales. No se está hacien-do el mismo despliegue ante la solicitud de implantación eólica, limitándose los estudios a la capacidad de evacuación, en parte porque las solicitudes llegan con cuentagotas y por unos pocos MW y también porque las zonas nucleares no son las de mayor intensidad eólica. Es ne-cesario analizar, previo a la autorización de instalación, el impacto que producen nuevas instalaciones, con independencia de su origen, sobre los actuales emplaza-mientos nucleares en explotación.

Pero quizás se esté obviando un segun-do efecto, en cuanto a las servidumbres de alimentación exterior a las centrales nucleares. El CSN obliga a mantener determinada redundancia en la alimen-tación exterior que en la época en que se construyeron las centrales y su red de evacuación fueron resueltas con red pro-pia de las empresas propietarias. Luego, tras la venta de la red de transporte a Red

Eléctrica de España, estas servidumbres se respetaron, entre otras cosas, porque REE es la principal interesada en una operación segura parque nuclear y por ende del siste-ma eléctrico en su conjunto. Pero empiezan a aparecer posiciones en red de transporte propiedad de terceros cuyos descargos para mantenimiento o reparación impactan en la seguridad de la alimentación exterior nuclear, sin que formalmente queden obli-gados por el CSN a unas determinadas pautas de operación.

Hay pendiente aquí por parte de las centrales y sus despachos de operación, una formalización de estas servidumbres que permita su reconocimiento en la nor-mativa, para que estas prácticas no termi-nen minando la seguridad nuclear o, al-ternativamente, dando lugar a cuantiosas inversiones en las plantas cuyo coste será difícilmente endosable a terceros.

RESUMEN Y CONCLUSIONES

La nuclear sigue siendo, a día de hoy, una de las fuentes principales que contribuyen a la operación segura del sistema eléctrico de producción-transporte. El despacho por mercado se ha mostrado práctico y su-ficiente para retribuir sus costes, sin que su inherente volatilidad haya supuesto hasta la fecha ninguna afectación a la operación nuclear, principalmente porque estas cen-trales se integran en carteras de genera-ción más amplias, donde el equipo térmico convencional absorbe con mayor facilidad las exigencias operativas y de precio.

A futuro, sin embargo, el panorama puede cambiar. Principalmente la prolife-ración de parques eólicos y la saturación de la red de transporte condicionan la es-tabilidad del sistema y obligan a operar con mayor reserva térmica, lo que puede acabar presionando a la nuclear para que deje de operar a carga estable. Los argu-mentos de fiabilidad y operación a largo plazo de centrales nucleares tienen que introducirse en este debate.

La enajenación de las redes de transporte y estos nuevos entrantes también van a afec-tar a la operación de las centrales desde el punto de vista de red. Se está modificando la topología de la red próxima a las centrales, aparecen nuevas servidumbres en cuanto a la planificación de descargos y será necesaria una mayor involucración de las centrales en la definición de estos criterios de operación, que ya no se resuelven dentro del propio grupo empresarial.

En el modelo de transportista único por el que la administración española ha apostado es preciso incorporar nuevos parámetros de gestión “duros” para que se cumplan los desarrollos de las infraes-tructuras de transporte en los horizontes previstos. Sólo así podremos avanzar en una mejora real de los parámetros de ca-lidad y seguridad del sistema, influyendo también de una manera efectiva sobre la propia competitividad del sector.

Figura 4: Distribución de precios (en €/MWh) en la historia del mercado de OMEL.



El “mix” de generación en el sistema eléctrico español: factores que afectan en su evoluciónA. Chiarri

ÁNGEL CHIARRI TOSCANO es ingeniero industrial especializado en Técnicas Energéticas por la Universidad Politécnica de Madrid, y graduado en Alta Dirección de Empresas por el IESE.Ha ocupado varios puestos de responsabilidad en diferentes áreas de la empresa y desde el año 2001, es el director de Gestión de la Energía de Iberdrola Generación.También es vicepresidente de la Comisión Permanente de la Asociación Española del Gas (SEDIGAS) y presidente del Comité de Comercializadores de dicha asociación.

En la actualidad, cuando se trata el tema del mix de generación eléctrica siempre deben contemplarse los tres pilares en que éste debe fundamentarse: sostenibilidad, seguridad de suministro y competitividad económica. Los dos principales retos relacionados con la sostenibilidad que afectan al mix de generación de la próxima década son el desarrollo de las fuentes de energía renovables y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Esto ocasionará un importante incremento de las renovables y que el sistema eléctrico deba prepararse para acoger otras tecnologías de baja emisión como la nuclear y la captura y almacenamiento de CO2 aplicada a centrales que consuman combustibles fósiles. Con respecto a la seguridad de suministro, existe una creciente necesidad de mejora. Esto puede conseguirse principalmente mediante dos acciones: incrementar el autoabastecimiento de energía primaria y/o mejorar la diversificación de fuentes primarias de energía y el origen de éstas. Finalmente existe la necesidad de un marco regulatorio estable que debe ser la base para un precio real de la energía. De esa forma las decisiones de inversión podrán realizarse de manera eficiente fundamentándose en dicho precio. Para cumplir con todos estos requerimientos se necesita mantener todas las opciones abiertas y, además, preparar el sistema para afrontar los cambios que se prevén para el futuro.

La futura estructura del equipo de generación de un sistema eléctrico, el denominado “mix de

generación”, es una cuestión básica ya que afecta tanto al desarrollo del siste-ma eléctrico en su conjunto, como al devenir futuro de sus agentes y consu-midores, por un plazo de tiempo de va-rias décadas. La Ley 54/l997 del Sector Eléctrico estableció un cambio radical en la regulación del sector al establecer una planificación vinculante para las re-des, y el libre establecimiento, “guiado” por una planificación indicativa, para la

generación. En esta planificación indica-tiva, el Gobierno debe plasmar sus ideas sobre el desarrollo del sistema eléctrico en el medio y largo plazo, explicando el papel que espera que jueguen las dife-rentes fuentes primarias de energía y las diversas tecnologías de generación.

En este sentido, en el mes de mayo del pasado año, el Gobierno presentó la Planificación de los Sectores de Elec-tricidad y Gas 2008-20l6 que trataba de dar respuesta a esta cuestión, y que, en algunos aspectos, ha quedado desborda-da por la situación socio-económica so-

Currently while dealing with the electricity generation mix issue, the three pillars it is based on must be considered: sustainability, security of supply and economic competitiveness. The two main sustainability challenges that directly affect the future generation mix for the next decade is the development of the renewables sources and the reduction of the greenhouse gas emissions. This will cause an important increase of renewables and that the electricity system should be prepared for other low-carbon technologies such as nuclear and carbon capture & storage applied to fossil fuel plants. Regarding the security of supply, there is an increasing need to improve it. This can be achieved mainly through two actions: increase the self-sufficiency in primary energy and/or improve the diversification of the primary energy sources and of the origin of such sources. Finally it is also important to achieve an efficient investment system. In order to attain this goal, there is a need for a stable regulatory framework that should be the base for a real price for electricity. In order to fulfil all these requirements there is a need to keep all the options open, and also, to prepare the system to face the changes that are on sight.

brevenida y por nuevos requerimientos de la regulación europea sobre eficiencia energética, objetivos medioambienta-les de reducción de emisiones de ga-ses de efecto invernadero, y producción de energías renovables en los Estados Miembros, según acuerdo alcanzado durante los últimos días del pasado mes de diciembre.

La política energética es uno de los campos en los que los Estados Miem-bros de la UE han mantenido un al-to grado de soberanía, aunque en los últimos años se suceden los intentos


de conseguir una mayor coordinación a nivel europeo. El último ejemplo lo tene-mos en el reciente plan denominado 2nd Strategic Energy Review donde se iden-tifican áreas de acción común tales como: las necesidades de desarrollo de infraes-tructuras, la diversificación de fuentes de suministro, las relaciones internacionales en asuntos energéticos, los stocks de pe-tróleo y gas, los mecanismos de respuesta ante crisis, la eficiencia energética, y la mejor utilización de los recursos energé-ticos propios de los países de la UE. Ésta es sólo una muestra de algunos asuntos que deberán ser puestos en común por los países y que influirán decisivamente en las políticas energéticas a implantar por cada uno de ellos.

Todos estos objetivos deben compa-ginarse con el desarrollo del mercado único de la electricidad, que recibió un importante impulso desde la UE en el año 2007 con la presentación del tercer paquete legislativo sobre los mercados de gas y electricidad.

Actualmente existe una situación de total consenso en los países de nues-tro entorno sobre cuáles son los pilares sobre los que debe basarse la política energética. Estos son tres y de similar importancia: la sostenibilidad, la segu-ridad de suministro, y la competitividad económica.

LA SOSTENIBILIDAD

Hasta este momento, la legislación y los objetivos relacionados directamente con la sostenibilidad que afectan de manera más profunda al sector de la generación eléctri-ca han procedido de la Unión Europea: Directiva IPPC, Directiva de Grandes Instalaciones de combustión, Directiva de comercio de derechos de emisión, Directi-va de calidad del aire, etc.

También de la Unión Europea (UE) ha procedido el triple objetivo 20/20/20 para el año 2020, es decir:• 20 % de la energía final renovable para

el año 2020.• 20 % de mejora en la eficiencia energé-

tica.• 20 % de reducción respecto a l990

de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)l , y hasta un 30 % de reducción en caso de alcanzarse un acuerdo internacional para controlar la emisión de este tipo de gases.Un primer paso para el cumplimien-

to de estos objetivos se ha dado a fina-les del año 2008 con la aprobación del Green Package del que cabe destacar:

• Nueva Directiva de Renovables. • Revisión de la Directiva de comercio

de derechos de emisión GEI.• Directiva sobre almacenamiento geo-

lógico de CO2.• Decisión para el reparto de esfuerzos

de reducción de emisiones GEI de los sectores no incluidos en el comercio de emisiones entre los Estados Miem-bros.La Revisión de la Directiva de Reno-

vables establece un reparto del objetivo a nivel europeo, anteriormente citado. Éste se fija para España en un 20 % de energía final renovable en el año 2020, cifra igual a la media europea. Sin em-bargo, cuando se traslada este objetivo al sector eléctrico, éste se traduce en que un 40% - 50% de la energía producida en España deberá ser de origen renovable.

El reto de alcanzar este objetivo es de un gran calado, puesto que en el año 2008, la energía eléctrica de origen re-novable en España suponía algo más de un 20%. Si, a duplicar el peso en el mix de generación, se le suma el crecimiento de la demanda, se aprecia que la energía eléctrica de origen renovable debe, en l2 años, más que duplicarse, pasando de 66,3 TWh en el año 2008 a una cifra que oscilará entre l35 y l70 TWh en el año 2020. Esto obligaría a mantener duran-te los próximos l2 años un incremento anual en la producción eléctrica de ori-gen renovable del orden del experimen-tado en el año 2008 en las renovables en régimen especial.

Por otro lado, la revisión de la Direc-tiva de comercio de derechos de emisión fija un límite europeo para el conjunto de las instalaciones afectadas, entre las que se encuentran las centrales termo-eléctricas. Este límite europeo, y la De-cisión de reparto de esfuerzo (que limita las emisiones de los sectores no incluidos

en el comercio de derechos de emisión)2, constituyen el fundamento para el cum-plimiento del objetivo de reducción del 20% s/l990. Esta legislación da credibili-dad al esfuerzo de reducción de emisio-nes en la UE durante la siguiente década.

Por tanto, la emisión de CO2 de cada tecnología ha pasado a ser una caracte-rística esencial a la hora de seleccionar en que tecnología de generación eléctri-ca se debe invertir. Este hecho favorece a las tecnologías renovables y nuclear ya que no emiten CO2, así como a las cen-trales de ciclo combinado de gas natural por tener las emisiones específicas más bajas de entre las tecnologías que consu-men combustibles fósiles.

Aun no estando disponible comercial-mente, una tecnología cuyo desarrollo ha recibido un importante espaldarazo es la captura y almacenamiento de CO2 (CAC)3.

En primer lugar se ha aprobado la Directiva para el almacenamiento geo-lógico de CO2 que fija el marco regu-latorio necesario para poder comenzar con su desarrollo y, en segundo lugar, se van a destinar 300 Mt de derechos de emisión de CO2 a la promoción de plan-tas demostración de instalaciones CAC y de Renovables de carácter innovador. Respecto al CAC, es importante señalar que aún no se conoce en qué fecha se alcanzará el estatus de comercialmente disponible aunque las actuales previsio-nes la sitúan alrededor del año 2020.

Figura 1: Diversas formas de captura y almacenamiento de CO2.

1El GEI (Gas de Efecto Invernadero) más importante dentro del sector eléctrico es el CO2).

2 Dentro de la Decisión de reparto de esfuerzos, a España se le ha asignado una reducción para el año 2020 del 10% respecto al año 2005 para los sectores no incluidos en el comercio de derechos de emisión.3 Más conocida por sus siglas en inglés CCS (Carbon Capture and Storage).



Todo lo expuesto indica claramente que se está realizando una importante apuesta por las tecnologías de genera-ción de energía eléctrica de baja emisión de CO2, destacando el importante es-fuerzo que se está realizando en el desa-rrollo de las energías renovables.

LA SEGURIDAD DE SUMINISTRO

El grado de autoabastecimiento de Es-paña en energía primaria durante los últimos años se ha situado ligeramente por debajo del 20%. Esto pone de mani-fiesto la gran dependencia exterior que sufre España en cuanto a la cobertura de sus necesidades energéticas, lo cual obliga a incidir en la necesidad de ga-rantizar la seguridad de suministro.

Una primera acción para obtener una mejora en la garantía de suministro es aumentar la tasa de autoabastecimien-to. Dado que España no dispone de recursos energéticos de importancia en forma de combustibles fósiles, se puede obtener un incremento en el autoabaste-cimiento mediante un aumento en la uti-lización de las energías renovables y de la energía nuclear. El sector eléctrico es el que cuenta con mayor potencial para el desarrollo de ambas energías. Por lo tanto, el sector eléctrico, que ya cuenta con un 50% de grado de autoabasteci-miento, es el mejor instrumento para mejorar este indicador a nivel de país. De aquí la importancia de aumentar el peso de la energía eléctrica en el balance final de energía, incrementando el 20% actual mediante la promoción del uso de las electro-tecnologías en sectores tan importantes como el transporte (coches eléctricos), o el acondicionamiento de locales y viviendas (bomba de calor).

Una segunda forma de incrementar la garantía de suministro es con una mayor diversificación, tanto en el tipo de combus-tibles fósiles, como en su origen, de forma que crisis regionales no afecten de manera importante a la seguridad de suministro.

Para garantizar la posibilidad de diver-sificar el origen de los distintos combusti-bles fósiles se debe disponer de las infra-estructuras necesarias. El caso en que esta necesidad es más patente es el gas natural. En concreto, es importante disponer de suficientes plantas de regasificación de gas natural licuado (LNG), como es el caso de España en el que actúan como vías de importación alternativas a los gasoductos procedentes del Norte de África.

De todo lo expuesto puede extraerse la conclusión general de que es nece-sario mantener todas las opciones de aprovisionamiento de energía primaria abiertas, y esto debe aplicarse en general al suministro de energía a nivel nacional y de manera muy especial al Sector Eléc-trico Español.

LA COMPETITIVIDAD ECONÓMICA

En l998 el sector eléctrico pasó de un sistema en el que la inversión en nue-vas instalaciones de generación eléctrica se decidía a través de una planificación central vinculante que especificaba tanto la cantidad como la tecnología de las nuevas instalaciones, a un nuevo sistema basado en la libertad de establecimiento, eso sí, guiada por una planificación indi-cativa. Hay que tener presente que este último sistema basado en el mercado, bien diseñado y regulado, debería incen-tivar la obtención de un mix de mínimo coste, maximizando el beneficio social, lo cual coincide con el objetivo principal de la planificación centralizada.

A partir de ese momento, el precio de la electricidad fijado a través de me-canismos de mercado ha constituido, y deberá seguir constituyendo en el futu-ro, la principal señal para la inversión en nuevos equipos de generación. Las decisiones de inversión se realizan com-parando la previsión de futuros ingresos con la de futuros costes.

Por tanto, debe evitarse interferir en el normal funcionamiento del mercado modificando arbitrariamente los costes (ej: nuevos impuestos) o los ingresos (ej: modificaciones frecuentes de pago de ca-pacidad). Todo ello ocasiona, en primer lugar, ineficiencias en las decisiones de inversión y, en segundo lugar, una mayor incertidumbre, lo que provoca la necesi-dad de obtener mayores rentabilidades asociadas a un ambiente con mayor ries-go. En consecuencia, el sistema será más ineficiente, y con precios más altos.

Esto no debe ser óbice para la pro-gresiva incorporación de externalidades al coste del producto, lo cual redunda en una mayor eficiencia general del sis-tema. Cabe destacar las externalidades medioambientales, como por ejemplo, las limitaciones en la emisión de CO2, que en la actualidad se incorporan al coste de las centrales térmicas a través del precio del derecho de emisión.

Las limitaciones en la emisión de CO2, como cualquier otra restricción que se aplique al sistema de generación eléctrica, resultará en un mayor coste de generación. Esta limitación ocasionará que las tecnologías y combustibles más emisores pierdan competitividad en fa-vor de las tecnologías menos emisoras. La elección de un mecanismo de mer-cado, como es el comercio de derechos de emisión, para la determinación del precio de emitir CO2 permite incluir esta nueva restricción en el mercado eléctrico de manera eficiente. El inten-to de desacoplar ambos mercados o la implantación de otro tipo de políticas cortoplacistas que impidan una eficien-te integración de ambos mercados deri-vará en importantes ineficiencias, prin-cipalmente, en la toma de decisiones de inversión al verse éstas perturbadas por la posibilidad de intervenciones futuras.

Un precio que refleje el verdadero coste de la energía no sólo es necesa-rio para un desarrollo eficiente del mix de generación eléctrica, sino que es la principal señal que debe guiar el con-sumo de dicha energía y, por tanto, la implantación de medidas de eficiencia energética.

También es importante señalar que la producción de energía eléctrica no es un proceso sencillo, la necesidad de equilibrar instantáneamente el consumo y la generación hace necesario la contra-tación de servicios complementarios que mantengan la estabilidad del siste-ma eléctrico. Con la introducción en el sistema español de una gran cantidad de energías intermitentes como la eólica resulta fundamental la incorporación en suficiente cantidad de instalaciones de generación que puedan responder con rapidez. Para lograrlo es necesario reconocer la importancia de este tipo de servicio y retribuirlo adecuadamente de una manera estable en el tiempo.

De todo lo expuesto en este capítulo se puede concluir que la mejor forma de garantizar un eficiente desarrollo del

Figura 2: Regasificadora de Sagunto.


“mix” de generación es disponer de una señal eficiente de precio de la electrici-dad. Hay que evitar tanto malas regula-ciones que promueven comportamien-tos ineficientes como la inestabilidad en la regulación que genera incertidumbres adicionales a las normales del mercado. Además, no debe olvidarse el desarrollo de otros servicios que son absolutamen-te necesarios para el funcionamiento del sistema eléctrico.

EL FUTURO “MIX” DE GENERACIÓN

En la actualidad el sistema eléctrico pe-ninsular español dispone de un “mix” que, aunque puede considerarse diver-sificado, mantiene todavía una alta pro-porción de utilización de combustibles fósiles, como puede observarse en la figura 3.

El objetivo, anteriormente citado, de alcanzar el 20% de energía renovable en consumo final de energía en 2020, ori-ginará una modificación importante del “mix”. El esfuerzo inversor se centraría en las energías renovables eléctricas, lo que reduce drásticamente la necesidad de inversión en equipos de base, tal co-mo se manifiesta en el System Adequacy Forecast 2009-2020 recientemente pu-blicado por UCTE. Esto llevaría a una reducción de la participación en el “mix” de la producción eléctrica basada en combustibles fósiles desde un 57% a un 38% (figura 4).

Así, en el horizonte del año 2020, si se considera la hipótesis de que la co-generación mantenga su participación en el “mix”, quedaría un escaso 30% para el carbón y los ciclos combinados. Si la presión para reducir las emisiones de CO2 aumentara en el futuro, puede esperarse que los ciclos combinados con gas natural aumenten significativamen-te su participación dentro de este 30%. Más aún cuando para el 2020 no se es-pera que haya habido tiempo para un implantación importante del CAC, in-cluso si la tecnología está ya disponible comercialmente para entonces.

Aunque en este escenario no se mani-fiesta la necesidad de un mayor número de instalaciones de generación en base, incluidas centrales nucleares, sí debe es-perarse un mantenimiento de capacidad de producción existente. La centrales nucleares tienen un excelente historial en seguridad, el cual tiene su base en la difusión e implantación generalizada de las mejores prácticas. Si a todo esto se une el hecho de que las centrales nuclea-res no emiten CO2 resulta aún más que razonable la extensión de vida útil del parque actual de este tipo de centrales.

Para el año 2020, sólo la energía eólica, podría suponer más del 20% de la energía eléctrica producida. Esto impondrá unas fuertes exigencias de flexibilidad adicio-nal al sistema. Una parte de estas nuevas necesidades podrán ser cubiertas por la potencia instalada en estos momentos, sin embargo parece inevitable la necesi-dad de nueva potencia instalada con rá-pida capacidad de respuesta. Esto impli-cará la necesidad de invertir en bombeo puro y/o turbinas de gas.

A partir del año 2020, y debido al po-sible progresivo agotamiento del po-tencial de energías renovables, parece improbable que éstas puedan incremen-

tar sensiblemente su participación en el portfolio. Por otra parte, la Directiva de Renovables exige que la suma de biocombustibles y vehículos eléctricos cubra el l0% de la demanda de trans-porte de carretera en 2020. Tras este impulso, no es difícil imaginar que en 2030 los vehículos eléctricos hayan al-canzado, al menos, una cuota del l0%, con el consiguiente incremento de la demanda eléctrica.

Por lo tanto, si se desea hacer frente al incremento de la demanda, a la vez que profundizar en la descarbonización del sistema eléctrico, y con gran parte del potencial renovable ya agotado, la solución pasa por una década 2020-2030 de crecimiento en nuclear y/o centrales térmicas con CAC. Un mix equilibrado, y coherente con todos estos objetivos y restricciones, sería l/3 renovables, l/3 combustibles fósiles (con y sin CAC) y l/3 nuclear (figura 5). Para ello se requerirían unos l0 GW nucleares adicionales.

Tanto el mantenimiento de una par-ticipación importante de las energías re-novables en la generación eléctrica, como el aumento de la producción con energía nuclear como la introducción del CAC como medida de descarbonización de

Figura 3. Figura 4.

Figura 5.



la generación térmica con combustible fósil, obliga a afrontar importantes retos durante la década 20l0-2020 de forma que el Sistema Eléctrico se encuentre en las condiciones óptimas para afrontar su desarrollo en la siguiente década.

Por otro lado, y de una manera sin-tética podemos afirmar que el sistema eléctrico español en el futuro deberá dar solución a un problema que podríamos denominar de “almacenamiento”, en di-versos campos:– Almacenamiento de electricidad: con

objeto de absorber puntas de produc-ción de las energías intermitentes en momentos de baja demanda.o Centrales de bombeo / aire compri-

mido.o Otras opciones a futuro que pueden

ayudar a la gestión de los sistemas eléctricos son, por ejemplo, el de-sarrollo de un parque automovilís-tico eléctrico cuya conexión a la red permita disponer de un importante sistema de almacenamiento, o la uti-lización del hidrógeno como vector energético.

– Almacenamiento de gas: con objeto de aumentar la garantía de suministro y permitir una rápida incorporación y/o desconexión del sistema de gran nú-mero de centrales de gas natural para

contrarrestar las oscilaciones provoca-das por energías intermitentes.

– Almacenamiento nuclear: con objeto de solucionar definitivamente la cuestión de los residuos nucleares y preparar al país para la incorporación de nuevas centrales en el futuro.

– Almacenamiento de CO2: con objeto de que el CAC pueda ser incorporado en cantidades significativas al sistema de generación eléctrica y así permitir mantener abierta la opción de los com-bustibles fósiles de manera sostenible.En resumen, se observa que la obli-

gación de afrontar nuevas restricciones derivadas de la necesidad de conseguir un desarrollo del “mix” de generación eléctrica más sostenible y con mayor seguridad de suministro exige mantener abiertas todas las opciones de genera-ción eléctrica tanto en cuanto a energías primarias como a tecnologías. Esto exi-ge afrontar el reto del “almacenamiento” en todos sus niveles, y, por último, no hay que olvidar la necesidad de una bue-na regulación del mercado que permita e incentive tomar decisiones de inver-sión de manera eficiente.

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de los Sectores de Electricidad y Gas 2008-2016.

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- Proposal for a Directive amending Directive 2003/87/EC so as to improve and extend the greenhouse gas emission allowance trading system of the Community.

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- Proposal for a Decision on the effort of Member States to reduce their greenhouse gas emissions to meet the Community’s greenhouse gas emission reduction commitments up to 2020.

- UCTE: “System Adequacy Forecast 2009-2020”.


y de la evolución de los precios de las tari-fas. A finales de 2005, se observa un episo-dio de acusado descenso de las adquisicio-nes a precio de mercado, consecuencia del desfase entre las tarifas en ese momento y los precios de la energía eléctrica. La progresiva eliminación de algunas tarifas ha corregido parcialmente esta tendencia, si bien mientras se mantenga la opción de dos formas de adquirir la energía eléctrica, los consumidores siempre optarán por la más económica, y existirá un desfase entre el precio de la energía y lo que pagan por ella algunos consumidores. Es necesario que ese desfase sea pequeño y de signo variable para permitir el correcto funcio-namiento del mercado.

La evolución de las cuotas de produc-ción en el sistema eléctrico español de las diferentes empresas propietarias de los grupos de generación, ha experimentado una evolución muy considerable a los lar-go de los años de funcionamiento del mer-cado. En la figura 9 se han representado las cuotas de producción correspondientes a diciembre de 2008 en las que se aprecia, que las dos mayores cuotas son del 22,4 y del l8,22 % respectivamente, valores que contrastan de forma muy significativa con las que existían a finales de l999 en las que, por ejemplo, en noviembre de ese año, las dos mayores empresas productoras tenían unas cuotas del 39,56 y del 23,57%. Esta evolución ha sido consecuencia del

proceso inversor que ha tenido lugar en centrales de producción en el sistema eléc-trico español antes mencionado.

La evolución de las cuotas de las em-presas comercializadoras a lo largo de los años, ha estado muy influenciada por las diferentes estrategias comerciales con las que empresas comercializadoras afron-taron la evolución antes señalada de los precios de la opción que las tarifas integra-les significaban para sus potenciales clien-tes. En la figura l0 se presentan las cuotas de las comercializadoras en diciembre de 2008, incluyendo en la figura únicamente las cuotas superiores al 0,l%.

La figura ll muestra la evolución de los precios medios trimestrales de los merca-dos spot diarios en Europa, desde enero de 2002 hasta el l5 de febrero de 2009. Puede apreciarse como hasta finales del 2002, los precios de los diferentes merca-dos spot eran más dispares, y como desde ese momento los precios en España (hay que tener en cuenta que en esas fechas se comenzaron a poner en operación los pri-meros ciclos combinados de gas en Espa-ña), siguen una evolución muy similar a los precios en Francia, Alemania, Holanda y Austria. La subida de los precios de la electricidad a finales de 2005 en España, y el descenso en 2006, fue común también para los países mencionados. La evolu-ción de los precios en los países nórdicos (NORDPOOL), está muy influenciada

por el diferente mix de generación con el que suministran a la demanda en algunos periodos de tiempo.

CONCLUSIONES

La organización del mercado de produc-ción spot español (diario e intradiarios) ha demostrado su eficacia, como se contrasta con el nivel de inversión que ha tenido lugar en el sistema eléctrico español que, además, no ha sido llevada a cabo por los mismos agentes que existían al comienzo del mercado, por lo que han mejorado sustancialmente sus características en cuanto al nivel de competencia en el mis-mo. Seguridad de suministro y correcto funcionamiento del mercado son dos con-ceptos complementarios en el mercado de producción español, por lo que para-lelamente al correcto funcionamiento del mercado se está en una situación óptima en cuanto a seguridad de suministro de electricidad.

Una vez que se complete el desarrollo de los procedimientos de mercado para la gestión técnica del sistema, y que se pro-porcione una mayor variedad de opciones para la cobertura de los riesgos de precio a plazo, se dispondrá en España de uno de los mercados de producción eléctrica más avanzados, y de funcionamiento más contrastado por la realidad de la inver-sión, de Europa.

(Viene de la página 27) >>

enero Acumulado Acumulado1.066 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 787.980,00 787.980,00 165.185.469,00Producción neta MWh 738.259,00 738.259,00 154.673.692Horas acoplado h 744,00 744,00 158.718,00Factor de carga o utilización % 99,35 99,35 85,78Factor de operación % 100,00 100,00 87,50 Paradas automáticas no programadas 0 0 11Paradas automáticas programadas 0 0 18Paradas no programadas 0 0 24Paradas programadas 0 0 27

enero Acumulado Acumulado466 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 344.893,00 344.893,00 118.636.217,00Producción neta MWh 328.576,00 328.576,00 112.945.342,00Horas acoplado h 744,00 744,00 270.322,50Factor de carga o utilización % 99,48 99,48 77,29Factor de operación % 100,00 100,00 81,32Paradas automáticas no programadas 0 0 147Paradas automáticas programadas 0 0 9Paradas no programadas 0 0 60Paradas programadas 0 0 53

enero Acumulado Acumulado1.095 MW en el año a origen


Ascó I enero Acumulado Acumulado1.032,5 MW en el año a origen


Ascó II enero Acumulado Acumulado1.027,2 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 756.040 756.040 171.865.210,00Producción neta MWh 727.264 727.264 165.120.292,00Horas acoplado h 744,00 744,00 182.119,21Factor de carga o utilización % 98,93 98,93 86,52Factor de operación % 100,00 100,00 89,25Paradas automáticas no programadas 0 0 57Paradas automáticas programadas 0 0 4Paradas no programadas 0 0 10Paradas programadas 0 0 23

TRILLO IUFG 34,5%, IBERDROLA G. 48%,

HC G. 15,5%, NUCLENOR 2%

NUCLENOR (ENDESA G. 50%, IBERDROLA G. 50%)Sta. Mª DE GAROÑA

ENDESA G. 72%, IBERDROLA G. 28%

enero Acumulado Acumulado1.087,14 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 748.310,00 748.310,00 157.408.006,00Producción neta MWh 717.408,30 717.408,30 150.441.100,08Horas acoplado h 744,00 744,00 157.042,00Factor de carga o utilización % 92,52 92,52 81,74Factor de operación % 100,00 100,00 84,74 Paradas automáticas no programadas 0 0 44Paradas automáticas programadas 0 0 0Paradas no programadas 0 0 21Paradas programadas 0 0 23

VANDELLÓS II

ASCÓ ENDESA G. 100%

ENDESA G. 85%, IBERDROLA G. 15%

Almaraz I enero Acumulado Acumulado977 MW en el año a origen


Almaraz II enero Acumulado Acumulado980 MW en el año a origen


ENDESA G. 36%, IBERDROLA G. 53%, UFG 11%

ENDESA G. 36%,IBERDROLA G. 53%, UFG 11%ALMARAZ

Datos revisados según la Guía UNESA para IMEX COFRENTES IBERDROLA G. 100%

CENTRALES NUCLEARESESPAÑOLAS

DATOS


JUEVES NUCLEARES “GEOPOLÍTICA ENERGÉTICA” Antonio Colino

Para empezar con ilusión uno de los años más im-portantes de Jóvenes Nu-cleares, el pasado 29 de Enero, se organizó, dentro del ciclo de conferencias de los Jueves Nucleares en la SNE, una interesan-te charla con Antonio Coli-no, poseedor de una impre-sionante trayectoria en el sector energético, y que en la actualidad es Consejero del Consejo de Seguridad Nuclear.

La idea central de esta charla fue mostrar una in-teresante perspectiva de la situación energética actual, así como el uso y control estratégico de los distintos recursos a nivel mundial.

Antonio mostró cómo a través de la evolución de los precios de los combus-tibles fósiles, fundamental-mente el petróleo, se podía observar que los máximos, como norma general, eran alcanzados coincidiendo con importantes conflictos bélicos, tales como la gue-rra de Irán-Irak y la guerra del Golfo en las décadas de los 80’s y 90’s. También, más recientemente, con la crisis de Irán-Líbano y el conflicto existente por el control del transporte del gas entre Rusia y Ucrania.

Por lo tanto, en las próxi-mas décadas, los enfren-tamientos para acceder y

controlar los recursos ener-géticos a nivel mundial, van a generar buena parte de los conflictos entre los distintos países.

Así, esta posible situa-ción conflictiva nos debe hacer pensar en un cambio del actual modelo energé-tico, donde todas las fuen-tes de energía, incluyendo la nuclear, sean bienveni-das, y cuyo fin último sea asegurar un suministro energético asequible para todos y respetuoso con el medio ambiente.

Por otro lado, el intenso debate posterior a la pre-sentación demostró el gran interés suscitado por la vi-sión estratégica de la ener-gía en el mundo, desde el punto de vista de alguien como Antonio Colino, con gran experiencia en todos aquellos cambios produci-dos en el sector energético a lo largo de la historia. El agradable ambiente creado a lo largo de toda la pre-sentación, resultó así en una charla muy didáctica e interesante.

Por último, desde Jóve-nes Nucleares, agradece-mos a Antonio Colino su generosa colaboración, tanto para organizar la charla como para compar-tir su gran experiencia con todos los asistentes a di-cha sesión.

CHARLA EN EL IES RAYUELA DE MOSTOLES

El pasado día 29 de Enero, Rafael López (Responsable de JJNN de charlas en IES) y Miguel Millán (Vicepresi-dente de JJNN) se despla-zaron a la ciudad madrileña de Móstotes para impartir una charla en el IES Ra-yuela.

En el salón de actos de dicho instituto se congre-garon los tres cursos de 3o

de la ESO, aproximadamen-te 60 alumnos, que no pa-raron de preguntar a lo lar-go de la charla. Este último hecho sorprendió mucho a los ponentes porque no sue-le ser habitual que los es-tudiantes pregunten dema-siado, no siendo así en esta ocasión, en la que los es-tudiantes interrumpieron a los ponentes con preguntas relacionadas con residuos y seguridad, lo cual es una satisfacción para JJNN.

El hecho de que los alum-nos pregunten de esta for-ma, es significativo de la demanda de información que tiene la sociedad. Y pa-ra Jóvenes Nucleares es un orgullo y un placer poder satisfacer esta demanda, hasta donde sus recursos alcanzan.

Por último JJNN quiere agradecer a los profesores del IES Rayuela su invita-ción para dar la charla, así como su amabilidad y su buena acogida.

CONFERENCIA SOBRE EL MERCADO ELÉCTRICO

El jueves, 18 de Febrero, tuvo lugar en la sede de la Sociedad Nuclear Española una conferencia-coloquio organizada por Jóvenes Nucleares. La conferen-cia llevaba por título: “El Mercado Liberalizado de Electricidad en España” y fue impartida por Víctor Ni-

harra Hernández, Jefe del Departamento de Estudios y Relaciones Exteriores del Operador de Mercado Ibé-rico de Energía Español OMEL.

La conferencia abarcó diversos temas de interés sobre el funcionamien-to del mercado eléctrico español desde la Ley de 1997 que liberalizó el sec-tor. Se tocó brevemente la legislación vigente para posteriormente abordar las características de los ope-radores del mercado y el operador del sistema. Se trataron los pormenores de los mercados diarios en in-tradiario y, posteriormente nos centramos en el tema que suscitaba más inte-rés entre nosotros, el ori-gen y naturaleza del défi-cit tarifario. Finalmente, la conferencia concluyó con una pequeña valoración de otros mercados eléctricos liberalizados europeos.

Desde Jóvenes Nucleares queremos expresar nuestro agradecimiento a Víctor Niharra por haber venido a nuestra sede a impartir es-ta charla de manera desin-teresada. Para todos aque-llos que no pudieron asistir a la conferencia puede des-cargarse la presentación de la web de JJNN www.jove-nesnucleares.org.

Secciones FIJASJÓVENES NUCLEARES

Momento de la charla durante la proyeción de uno los videos informativos de JJNN .

Antonio Colino durante la presentación.


LA CENTRAL NUCLEAR DE TRILLO INICIA SU PARADA POR RECARGA DE COMBUSTIBLE

La central de Trillo, si-

tuada en la provincia de Guadalajara, ha comenza-do las actividades de re-carga de combustible y mantenimiento general. En esta ocasión se van a rea-lizar una serie de activida-des que se efectúan cada 10 años en la central, en las que van a participar al-rededor de 1.500 personas, además de la plantilla habi-tual –unas 300 personas–, durante los 45,5 días pro-gramados para esta vigési-mo primera recarga.

Entre las tareas a reali-zar están: Inspección de elementos combustibles y barras de control; Com-probaciones en el sistema de protección del reactor; Revisión de válvulas piloto del lazo 30 de vapor prin-cipal; Revisión de la turbi-na de alta presión; Revisión de la turbina de baja pre-sión; Revisión de válvulas de turbina; Plan de reno-vación de transformadores; Revisión del interruptor de generación; Revisión de la membrana de la piscina de agua de esenciales; Cambio muelles en internos superio-res; Inspección pines guía de combustible; Prueba de presión del Primario; Ins-pección completa de la va-sija del reactor; Prueba de presión de Contención; Re-visión general del diesel de salvaguardia y componentes asociados; Cambio baterías redundancias 1 y 5; Revi-sión de 2 bombas principa-les; y Cambio de un motor de una bomba principal.

Entre las modificaciones de diseño que se van a llevar a cabo, resaltan las siguien-tes: Sustitución de las tapas de los huecos de extracción de aire, de la cavidad del reactor; Cambio de relle-

no y separadores de gotas en las torres de tiro natural; Cambio internos de válvu-las de aislamiento primario del Sistema de refrigeración de emergencia; y Modifica-ciones en los internos de 2 bombas principales.

Fuente: Foro Nuclear

GAROÑA GENERA 600 EMPLEOS DIRECTOS Y 36 MILLONES DE EUROS DE IMPACTO SOCIOECONÓMICO

La empresa propietaria de

la central nuclear de San-ta María de Garoña, Nucle-nor, invirtió en el transcurso del último año 19,7 millo-nes de euros, con el obje-tivo de mantener las insta-laciones en unas excelentes condiciones técnicas y de-sarrollar programas de mo-dernización y puesta al día, lo que supone un aumento del 26 por ciento respecto a 2007. Durante los próximos años está previsto mantener estos niveles de inversión en la instalación, de mane-ra que ésta pueda continuar operando en el largo plazo de forma segura y fiable.

De hecho, Nuclenor tie-ne comprometidos más de 50 millones de euros en inversiones en el periodo comprendido entre los años 2008 y 2011 para la adap-tación a la nueva normativa y continua modernización de la planta. Estas cifras su-ponen una continuidad en el esfuerzo inversor de Nu-clenor, que sólo en la última década ha destinado 151 millones de euros a este ca-pítulo.

En cuanto a la informa-ción relativa a la operación de la central, a lo largo de 2008 la central nuclear de Santa María de Garoña produjo 4.021 millones de kWh, es decir, la electrici-dad equivalente al 28 por ciento del consumo de Cas-tilla y León, dos veces el consumo de La Rioja, 1,4


SECCIONES FIJAS

EMPRESAS

Noticias de ESPAÑAel de Burgos o un 12,8 por ciento de la producción eó-lica en España. Además, la producción de la central po-dría satisfacer las necesida-des de electricidad anuales de cerca de 250.000 fa-milias. De igual manera, la producción de Garoña cu-briría las dos terceras par-tes de las necesidades de electricidad de comunida-des como Extremadura, Na-varra o Cantabria.

Además, en el transcurso de 2008 resultó especialmen-te significativo que su factor de carga alcanzara el 98,23 por ciento con 363 días de funcionamiento del reactor. Se trata de un porcentaje muy superior al de la media del res-to de centrales nucleares del mundo, situada en torno al 85 por ciento, lo que demuestra el alto grado de fiabilidad de la planta burgalesa.

Fuente: Foro Nuclear

IBERDROLA Y GDF SUEZ SE ASOCIAN PARA PARTICIPAR EN EL DESARROLLO DE NUEVAS CENTRALES EN REINO UNIDO

Iberdrola y GDF Suez han decidido asociarse pa-ra participar de forma con-junta en el programa para la construcción de centrales nucleares en Reino Unido, cuyo objetivo es impulsar el desarrollo de nuevas plantas e incrementar la competen-cia en el país.

A través de la creación de un ‘joint venture’, Iber-drola y GDF Suez, junto a Scottish and Southern Energy, tienen intención de participar en el progra-ma, consistente en la venta de emplazamientos nuclea-res propiedad de la Nuclear Decommissioning Autho-rity (NDA) y de EDF Deve-lopment Company Limited. Iberdrola y GDF Suez po-drían considerar la incorpo-ración a la joint venture de otros socios.

Por otra parte, Iberdrola Ingeniería y Construcción, filial del grupo, ha constitui-do su Consejo de Adminis-tración, integrado por ocho miembros, entre los que figura Ramón de Miguel, presidente de la filial; el director general Alberto Si-cre; Felipe Romera Lubias, presidente de la Asocia-ción de Parques Científicos y Tecnológicos de España (APTE); Amparo Morale-

da, Francisco Martínez, Juan Carlos Rebollo, José Miguel Alcolea y Jesús Martínez, in-tegrantes de la estructura di-rectiva del grupo.

Iberdrola Ingeniería y Cons-trucción está desarrollando proyectos nucleares en nueve países: Francia, México, Bra-sil, Eslovaquia, Rusia, Ucra-nia, Italia, Suecia y Taiwán, al tiempo que está enfocando su labor comercial en el área nuclear hacia mercados don-de se van a construir nuevas centrales. Estos mercados son Reino Unido, Rumanía, Bulgaria, Egipto, Turquía, Jordania y Emiratos Árabes Unidos.

Los proyectos desarrollados en los citados países incluyen un amplio abanico de produc-tos enfocados a las diferentes etapas del ciclo de vida de una instalación nuclear: ingenie-ría y construcción de nuevas centrales, mejora y moderni-zación de centrales en opera-ción y desmantelamiento de instalaciones nucleares.

Fuente: Iberdrola

2008, UN AÑO DE CRECIMIENTO PARA EL GRUPO AREVA

Tras la reunión del Consejo de Vigilancia del Grupo Areva para examinar las cuentas del ejercicio económico de 2008, la presidenta del Comité Eje-cutivo, Anne Lauvergeon, ha declarado que la crisis actual “constituye una prueba de la solidez del modelo económi-


co de Areva, que continúa su crecimiento rentable gra-cias a un modelo integrado que le permite ganar cuotas de mercado recurrente como también instalarse de mane-ra privilegiada en el mercado de las nuevas construccio-nes, y un avance tecnológi-co en segmentos clave de la energía nuclear, de la trans-misión y la distribución”. Además, ha añadido que para reforzar su posición de líder y responder a las ne-

cesidades de sus clientes, “Areva continúa aplicando su programa de inversiones y su política de contratación”.

La cartera de pedidos del Grupo Areva ascendió en 2008 a 48,2 mil millones de euros, lo que supone un aumento del 21,1 por cien-to. Mientras su volumen de negocios fue de 13,2 mil mi-llones de euros, un 10,4 por ciento más que en 2007.

Fuente: Areva

Noticias del MUNDOESTADOS UNIDOS

ES NECESARIO UN “ESFUERZO COORDINADO DE I+D”

En un nuevo informe ti-tulado Una estrategia para

la investigación y desarrollo de energía nuclear publica-do en Estados Unidos, cu-yos coautores son Electric Power Research Institute (EPRI) e Idaho National La-boratory, se detalla como

la investigación, desarrollo, demostración y despliegue de la energía nuclear puede ayudar a reducir las emisio-nes de carbono estadouni-denses y mejorar la seguri-dad energética.

En el informe, se afir-ma que la I+D nuclear de-be estar centrada en tres áreas técnicas: reactores de agua ligera y reactores avanzados de agua ligera (ALWRs); reactores de al-ta temperatura; y reactores rápidos y ciclos de com-bustible avanzados. Ade-más, el informe revela que la financiación necesaria por parte del Gobierno y de la industria para llevar a cabo este esfuerzo de investigación, cubriendo un período inicial de cin-co años desde el 2010 al 2015, sería de unos 2,7 billones de euros.

Igualmente, el Gobierno y la industria nuclear deben estudiar las “deficiencias de infraestructura” que po-drían limitar el despliegue de ALWRs en grandes can-tidades, permitiendo en el país ritmos de construcción de nuevas centrales de cinco o más por año antes del año 2020, dice el informe.

Debido a la escala, coste y tiempo necesario, el man-tenimiento y aumento de la cuota nuclear en la mezcla energética va a requerir “un esfuerzo coordinado de in-vestigación” que aúne los es-fuerzos de la industria y del Gobierno y que esté apoyado por innovación procedente de la comunidad investigadora.

El informe completo pue-de descargarse desde la web de EPRI (http://my.epri.com/portal/server.pt).

Fuente: NucNet

CONVOCATORIAS 2009Congresos y Reuniones

19-23 MAYOCÓRDOBA, ESPAÑA

ENYGF 09: EUROPEAN NUCLEAR YOUNG GENERATION FORUMENS Young Generation Network, Jóvenes Nucleares JJNNContacto: [email protected]: http://enygf09.org

7-10 JUNIOMARSELLA, FRANCIA

ANIMMA 2009, ADVANCEMENTS IN NUCLEAR INSTRUMENTATION, MEASUREMENT METHODS AND THEIR APPLICATIONSinfo: www.animma.com

14-18 JUNIOATLANTA, EEUU

ANS ANNUAL MEETINGAmerican Nuclear Society ANS

info: www.new.ans.org

12-16 JULIOBRUSELAS, BÉLGICA

ICONE 17INTERNATIONAL CONFERENCE ON NUCLEAR ENGINEERINGASME

info: www.asmeconferences.org/icone17/

5 JULIO - 15 AGOSTOOXFORD, REINO UNIDO

THE FITH ANNUAL WNU SUMMER INSTITUTEWorld Nuclear University (WNU)

info: www.euronuclear.org/pdf/SIAnnouncement09.pdf

12-16 JULIOBRUSELAS, BÉLGICA

ICONE 17 International Conference on Nuclear EngineeringASME

Info: http://www.asmeconferences.org/icone17/

ÍNDICE DE ANUNCIANTES

4 ASOCIACIÓN NUCLEAR ASCÓ-VANDELLÓS 2 CENTRALES NUCLEARES ALMARAZ-TRILLO 2ªC COFRENTES 4ªC EMPESARIOS AGRUPADOS 8 NUCLENOR 3ªC TECNATOM

In Memoriam

Nos ha dejado nuestro ami-go Manolo. Aunque hace tiempo que nos temíamos este desenlace, la noticia pesa hoy como una losa sobre todos los numerosos amigos que ha dejado. Y es que Manolo era una perso-na entrañable, que distin-guía a todos sus amigos con un afecto sincero, inte-resándose por todos y cada uno de ellos y estando pre-sente en todos los momen-tos señalados de la vida de cada uno. Este interés y ca-riño era sin duda recíproco: pocas personas han deja-do tantos amigos sinceros. Todos le queríamos y en la memoria de todos hay mul-titud de anécdotas que re-cuerdan su gran competen-cia, el trato afectuoso y la generosidad con que dis-tinguía a todos los que le conocían. Descanse en paz nuestro gran amigo.

La trayectoria profesional de Manuel López Rodríguez es larga y fecunda, consi-derándose como uno de los pioneros de la energía nu-clear en España. Doctor en Química Industrial por la Universidad Complutense, se incorporó a la Junta de Energía Nuclear en ene-ro de 1953, donde prestó sus servicios en el grupo de Investigación Metalúr-gica, llegando a Jefe de la Sección. Pasó después a la Secretaría General Técni-ca, donde destacó por sus dotes de organización des-

de su puesto de Jefe de la División de Programación y Estudios Económicos. Tras una breve estancia en el sector privado como Direc-tor General de la empresa de Ingeniería Burns & Roe España, regresó en 1976 a la Junta de Energía Nuclear como Secretario General Técnico, pasando a Direc-tor General en 1981. En el año 1983 pasó a dirigir el Consejo de Intervención del Estado en la central de Lemóniz, cargo de gran res-ponsabilidad en aquellos años. Durante su estancia en la Junta de Energía Nu-clear desempeñó multitud de funciones, represen-tando a España en el Or-ganismo Internacional de Energía Atómica como Go-bernador y llevando a cabo otras actividades interna-cionales en Europa e Ibe-roamérica, donde deja nu-merosos amigos. En Méjico fue coordinador del Grupo internacional Xalapa, para la evaluación de la seguri-dad de la C. N. de Laguna Verde. También desempe-ñó trabajos de colaboración con la Sociedad Nuclear Es-pañola y el entonces Forum Atómico Español, hoy Foro de la Industria Nuclear Es-pañola. Durante años, fue presidente de la Asociación Española de Científicos.

Manolo llevó a cabo tam-bién una labor fecunda en la docencia, en el Institu-to de Estudios Nucleares y en las Universidades Com-plutense y Politécnica, y es autor o co-autor de nume-rosas publicaciones, desde los libros de problemas de distintas disciplinas a tra-tados sobre su especialidad de Metalurgia.

Capítulo aparte es su in-tensa dedicación a la Ter-minología Nuclear. Presidió la Sección de Terminología de la revista Energía Nu-clear y, en una segunda etapa, la Comisión de Ter-

minología de la Sociedad Nuclear Española. Entre las publicaciones de estos gru-pos está el Diccionario Nu-clear, editado por la JEN, y su continuación, que ofrece la SNE en su página web. En relación directa con la Real Academia Española preparó, en colaboración con Carlos Enrique Grana-dos, excelentes publicacio-nes sobre los Nombres de los elementos químicos, y la Metrología en el Diccio-nario de la RAE. Tanto esta última publicación como la “Lexicología Nuclear”, an-tecedente del Diccionario Nuclear, fueron distingui-das con el premio “Conde de Cartagena”, de la Real Academia Española. Los miembros de las Comisio-nes que presidió no olvida-rán nunca su labor constan-te y animosa, que permitió un avance importante en un campo dominado por la terminología anglosajona y que necesitaba disponer de definiciones españolas co-rrectas y rigurosas. Manolo dirigió la Comisión de Ter-minología mientras su sa-lud se lo permitió, y nunca dejó de interesarse por la marcha de los trabajos ter-minológicos.

La misma seriedad y pro-fundidad dedicó a sus afi-ciones, entre las que des-taca el cante flamenco, a cuya divulgación y estudio se consagró desde su etapa de estudiante en Granada. Sus novedosas investiga-ciones las plasmó en libros como: “El Mundo Gitano en la obra de Cervantes” (1971), “El Flamenco, las onomatopeyas en su léxi-co” (1994), “Los nombres artísticos en el mundo fla-menco“(1997) y “La Gran Historia del Flamenco en Granada” (4 tomos), pen-diente de publicación, así como en numerosos artícu-los y ponencias a congre-sos. Fue conocido como fla-mencólogo, y destacó como Profesor en el Aula de Fla-mencología de la Universi-

dad de Alcalá de Henares. Su nombre se une al de tantos intelectuales espa-ñoles y extranjeros amantes de esta manifestación cul-tural. También el mundo nuclear le recuerda por sus actuaciones en este terre-no: el cursillo que dictó en la JEN allá por el año 1969, y la inolvidable presenta-ción con que nos obsequió durante la reunión anual de la Sociedad Nuclear Espa-ñola en Granada en 1999, así como las realizadas en la Central Nuclear de Trillo y en el CIEMAT sobre la re-ligiosidad en el flamenco y en Toledo, con motivo de la Conferencia Internacional de la EAES, ambas ilustra-das por su gran amigo, el conocido sacerdote y can-taor madrileño Padre Rizo, quien oficiara la bellísima misa conmemorativa del 70 Aniversario de nuestro gran amigo Manolo.

Una afición menos cono-cida de Manuel López Ro-dríguez era la vitolfilia. Ade-más de diversos artículos en revistas especializadas, Manolo publicó un hermoso libro titulado “Cien anillas de Calidad en la Litografía Tabacalera”.

Desde las páginas de Nuclear España todos sus amigos del sector nuclear transmitimos a su viuda Pi-li y a sus hijos Manolo, Pili y Alberto nuestro más sen-tido pésame y la seguridad de que nunca se borrará de nuestra memoria el recuer-do de ese gran hombre y gran amigo.

Luis Palacios


MANUEL LÓPEZ RODRÍGUEZ

ACTIVIDADES de las COMISIONES DE TRABAJO

A lo largo de esta jornada tuvimos la oportunidad de conocer el de-sarrollo del año eléctrico por parte del vicepresidente y director general de UNESA, Pedro Rivero, y las experiencias y resultados del parque nuclear expuestas por los directores de las centrales nucleares.

En la sesión plenaria, el director general de la World Nuclear Association, John Ritch, ofreció una visión de los esfuerzos a realizar para que el desarrollo de la humanidad sea sostenible y goce de un menor grado de desigualdad social y de acceso a los recursos disponibles, sobre todo, agua y energía; y el segundo ponente, Javier Penacho, vicepresidente ejecutivo de la Asociación de Empresas de Gran Consumo de Energía (AEGE), nos ofreció la sensibilidad de la industria intensiva en energía y la necesidad de precios estables y ajustados, para lo que manifestó el interés de este colectivo por la aportación de la energía nuclear en el mix energéti-co para cumplir con esos requisitos.

Posteriormente, se pasó revista a las experiencias operativas en el conjunto de las centrales nucleares españolas por parte de cada uno de los directores de central.

El subdirector general de Energía Nuclear del Ministerio de Indus-tria, Turismo y Comercio, Francisco Javier Arana, y el presidente de la SNE, Luis Yagüe, fueron los encargados de clausurar la jornada.

JORNADA DE PRIMAVERA La Jornada de Primavera se celebró en la Escuela de Ingenieros In-dustriales de Barcelona, con el objetivo de iniciar una etapa de organi-zación de actividades fuera del ámbito de la sede en Madrid y acercar así la Sociedad al resto de la geografía española. El apoyo institucional brindado por la Universidad Politécnica de Cataluña (UPC) a la SNE fue del máximo nivel, contando en la inauguración con el rector de la UPC, Antoni Giró, y el director de la Escuela de Ingenieros Industriales de Barcelona, Françesc Roure. La jornada tenía como título La energía nuclear. Una oportunidad profesional.

José Luis Pérez, presidente de la Comisión de Jóvenes Nuclea-res, mostró una visión optimista de la situación del sector de cara al futuro por parte de los jóvenes profesionales.

Posteriormente, Javier Dies, catedrático de Tecnología Nuclear de la UPC habló de las capacidades de la universidad para afrontar

CONFERENCIAS: "JUEVES NUCLEARES"Este año se han desarrollado las siguientes conferencias:• Las entidades financieras como conductores de los recursos

económicos privados, Diego Blázquez.• Pasado, presente y futuro del ciclo de combustible nuclear en

España, Armando Uriarte. Con la colaboración de la Comisión de Jóvenes Nucleares.

• Consideraciones físicas y metafísicas fundamentales, José Molina.• ¿Es el Open Book la mejor modalidad contractual para el desa-

rrollo de los proyectos nucleares?, Tomás Arrieta.En cuanto a la realización de actividades culturales, se realizó una visita a la exposición temporal de la colección del Museo Nacional Picasso de París en el Museo Nacional Centro de Arte Reina Sofía.

JORNADA DE INVIERNO: REUNIÓN DE EXPERIENCIAS OPERATIVAS El tema elegido fue Expectativas de la energía nuclear a corto y medio plazo.

En la inauguración de la jornada debemos agradecer la pre-sencia de Jesús Félez, director de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales, y Carmen Martínez Ten, presidenta del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN).

De izquierda a derecha: Mariano Rodríguez Aycart, Luis Yagüe, Aurelio Sala y José Emeterio Gutiérrez.

La Sociedad Nuclear Española celebró el 25 de febrero la Asamblea General Ordinaria correspondiente al ejercicio 2008, tras la jornada “Expectativas y Perspectivas de las Centrales Nucleares Españolas”.

ASAMBLEA GENERAL 2008de la Sociedad Nuclear Española

A continuación, se da cuenta de las principales actividades de las comisiones de trabajo en 2008, de acuerdo con el Informe presentado a la Asamblea por el secretario general.

Comisión de PROGRAMAS y AULA CLUB

Sesión de apertura de la de la reunión Centrales Nucleares 2007.


el reto de formar los profesionales necesarios para el futuro del sector, proporcionando la visión de los formadores. Javier Brime, director de Recursos Humanos de Tecnatom, aportó el punto de vista de la empresa.

La jornada finalizó con la ponencia de Yanko Yanev que mostró el punto de vista internacional e institucional, haciendo hincapié en las necesidades de la gestión del conocimiento en el sector para afrontar los retos del siglo XXI.

MESA REDONDA EL MIX DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN ESPAÑA EN EL HORIZONTE 2030En colaboración con la Cátedra Rafael Mariño de la Universi-dad Pontificia Comillas ICAI se organizó esta mesa redonda en la que se analizaron las diferentes opciones tecnológicas de generación eléctrica, con el objeto de debatir las diferentes tec-nologías que habrán de jugar un papel en la futura planificación del mix de generación eléctrica.

Santiago Sabugal (Endesa), que habló de la captura y almacena-miento de CO2 para la combustión limpia de combustibles fósiles; Joaquín Santamaría (Iberdrola), presentó el panorama de desarro-llo de las energías renovables; José María Martínez-Val (UPM), nos ilustró sobre la opción nuclear en nuestro mix de generación; y Alberto Coronas (Universidad Rovira i Virgili), presentó el tema de la poligeneración y la generación distribuida.

El acto contó con la presencia de Eduardo González (presiden-te de Foro Nuclear), Fernando de Cuadra García (director de la Escuela Superior de Ingeniería del ICAI), José Ramón Busto (rector de la Universidad Pontificia Comillas) y José Ignacio Lina-res (director de la cátedra Rafael Mariño).

AYUDAS A LA FORMACIÓN EN TECNOLOGÍA NUCLEARPara fomentar la dedicación de los profesionales al sector, la SNE ha decidido dotar l5.000 euros para becar a estudiantes para su ac-ceso a cursos de postgrado relacionados con el ámbito nuclear. Las ayudas han ido destinadas a sufragar los gastos de matrícula en algu-no de los siguientes másteres y estudios de postgrado: CIEMAT, Máster de Ciencia y Tecnología Nuclear de la UPM, Ingeniero de la Energía de la UPM, UPC, Tecnatom-UPM-Tecnologías de Generación de Energía Eléctrica, UPV, ICAI-Endesa, etc.

Siete personas han sido beneficiadas con esta ayuda, repartién-dose el presupuesto total.

Comisión de PUBLICACIONESDurante 2008, la Comisión, presidida por José López Jiménez, ha proseguido su proceso de renovación, con la incorporación de un nuevo vocal, la sustitución de otro y la próxima incorporación de un tercero, por lo que la Comisión quedará formada por l3 miembros.

En cuanto al contenido de la revista ‘Nuclear España’ en 2008, merecen especial atención los monográficos que se citan a continua-ción: ‘Seguridad física’, que proporciona una visión general de una actividad novedosa y de máxima actualidad en nuestro país; ‘Ges-tión de la seguridad’, con contribuciones como la misión SCART en la C.N. Santa María de Garoña, los sistemas integrados de supervisión de las centrales españolas, el liderazgo, la misión IRRS del OIEA al CSN, etc.; ‘Experiencia española en desmantelamien-to’, en el que se puso de manifiesto el vigor de las organizaciones españolas, estatales y privadas, para afrontar proyectos de desman-telamiento y clausura de instalaciones nucleares y centros de inves-tigación; ‘Educación y gestión del conocimiento’, sobre las capaci-dades españolas e internacionales en cursos de grado, postgrado y másteres en el campo nuclear.

Otra actividad fue la elección del Premio ‘Nuclear España 2008’, al mejor artículo, que recayó en René A. Fernández, de Nuclenor, por su artículo Gestión de vida útil de activos nucleares, correspon-diente al número 287, julio-agosto 2008. Además, se concedieron accésits a los artículos Investigación sobre fenómenos difusivos en combustible (número 281, enero 2008), de los autores Luis Enrique

Herranz, María Teresa del Barrio, Francisco Feria e Isabel Vallejo, del CIEMAT, y al titulado El gran acelerador de hadrones (LHC) y la búsqueda de la partícula divina (número 289 octubre 2008), de Guillermo Sánchez, de Enusa.

La Comisión aprobó la concesión de una Mención Honorífica al número que se distinguiera por su calidad técnica y de presen-tación. Este año, ha recaído de forma compartida en los números 282, febrero 2008, sobre ‘Seguridad física’, y 288, septiembre 2008, ‘Experiencia española en desmantelamiento’.

Durante 2008, se han introducido algunas novedades: se han potenciado las secciones de Noticias, la Junta Directiva informa, la de convocatorias de congresos y reuniones; se mantienen contactos con el Boletín trimestral electrónico de la ENS NEWS, facilitando resúmenes de las actividades de la SNE; se ha iniciado la publicación de “Mini reportajes” gratuitos a los “Socios colectivos” y la publicación de un artículo sobre la opción nuclear con datos estadísticos.

Finalmente, es importante remarcar que la línea editorial de la re-vista ha sido asumida por la Junta Directiva, encargándose en lo su-cesivo de la redacción de los editoriales como expresión de la SNE.

Comisión TÉCNICAEn la actualidad, son miembros de la Comisión Técnica de la

SNE: Juan Bros (presidente), Angel Benito, Mariano Carreter, Jorge Jiménez, Francisco Martín-Fuertes, Luis Martínez Antón, Juan Muñoz, Javier Riverola, Luis Ulloa, Sergio Vidaechea y Vicente Zuriaga.

A continuación se identifican todas y cada una de las propuestas de actuación que se anunciaron al iniciarse el año y las actuaciones realizadas a lo largo del mismo:

NORMATIVAPropuesta: Establecer la operativa y proceder en consecuencia para emitir comentarios de la normativa (inicialmente en el con-texto WENRA) emitida por el CSN.Actuación realizada: Agilizado el proceso de recepción de borra-dores con el CSN (Oficina de Normas Técnicas). Coordinadas las actuaciones con UNESA (CSyL). Confeccionado cuadro de coordinadores y analistas para las instrucciones y guías cuya emisión estaba anunciada para el año 2008. No se han recibido normas para comentarios (dentro del alcance establecido).

PIRÁMIDE NORMATIVAPropuesta: Crear una herramienta informática como soporte para hacer asequible y mantener actualizada para todos los profesionales del sector nuclear español y estudiantes de lo nuclear todo el entrama-do normativo (Pirámide Normativa) de aplicación a las instalaciones nucleares y radiactivas españolas. Elaborar un prototipo en 2008.Actuación realizada: Creado un grupo de trabajo ad-hoc: Juan Bros, Xavier Jardí, Luis Ulloa e Ignacio Villadóniga. Recopilado de documentación relevante y acotado el alcance del prototipo.

ASAMBLEA GENERAL


María Teresa Domínguez, presidenta de Foro Nuclear; Rosario Arroyo, directora de Generación Nuclear de Unión Fenosa; Luis del Val, subdi-rector del Gabinete Técnico del Departamento de Energía Nuclear de Endesa y Alfio Vi-dal, presidente del Comité Organizador de la 34a Reunión Anual.

El vicepresidente de la SNE, José Emeterio Gutiérrez, realizó un resumen de la reunión. De las conclusiones presentadas se des-prende que las centrales nucleares españolas operan y funcionan correctamente y que su seguridad es indiscutible.

JORNADAS TÉCNICASLa sesión plenaria sobre Agua y Energía estuvo presidida por Luis del Val, subdirector del Gabinete Técnico del Departamento de Energía Nuclear de Endesa, actuando como coordinador, Antonio González, de Foro Nuclear. Los ponentes fueron: Milagros Cou-choud (secretaria general del CIEMAT), Miguel Ángel Ródenas (director general del Agua de la Región de Murcia) y Atam Rao (jefe de sección de Desarrollo de Tecnología Nuclear del OIEA).

La segunda plenaria se organizó sobre programas nucleares en curso y estuvo presidida por Alfio Vidal, presidente del Comité Or-ganizador, actuando como coordinador José Mª García, Iberdrola Ingeniería y Construcción, siendo los ponentes: Ro Dae Jong (di-rector general de Hydro and Nuclear Power de Corea), Stephanie Murphy (adjunta a la Unidad Nuclear de la Agencia Británica de Energía) y Ville Kopra (Organización Central de Sindicatos de Fin-landia, SAK).

Las sesiones monográficas abordaron los siguientes temas: • Relanzamiento de proyectos nucleares.• Procesos de licenciamiento de nuevas centrales nucleares.• Presentación de las actividades del grupo de reactores avanzados

del CEIDEN.• Desafíos de un futuro nuclear en España visto por los jóvenes.• Planes estratégicos I+D.• Cultura de seguridad dentro de los sistemas de gestión.

Las sesiones técnicas que abarcaron l4 áreas distintas, cada una de ellas con numerosas ponencias y presentaciones. En la edición de este año, se han presentado 2l6 ponencias, agrupadas en 26 se-siones. De ellas, l95 presentaciones orales y 2l en formato póster.

El Comité Técnicola mejor ponencia de cada área temática. Por primera vez, serán publicadas en la revista ‘Nuclear España’ a lo largo de 2009.

El programa técnico se completó con los cursos de refresco, que abordaron de manera muy práctica algunos temas de interés.

EXPOSICIÓN COMERCIAL

En la exposición comercial, 25 empresas suministradoras y entida-des relacionadas con el mundo nuclear presentaron en sus stands las principales novedades de su actividad.

PROGRAMA SOCIAL

El tercer conjunto de actividades significativas dentro de la reunión anual de la Sociedad Nuclear Española estuvo integrado por


Concurso de ideas. Lanzado y recibidas propuestas de papTec-nos y enVision. Valoradas muy positivamente ambas propuestas. Adjudicada la realización del prototipo a papTecnos. Elaboradas las fichas de las normas a incluir en el prototipo. Desarrollado el prototi-po y presentado a la Comisión Técnica en su reunión de diciembre.

PUNTO DE ENCUENTROPropuesta: Articular un Punto de Encuentro de consultas técni-cas entre socios de la SNE sobre temas de interés común.Actuación realizada: Elaborada la propuesta de definición de alcance. Elaborado el borrador de especificación de un foro de Internet. Desarrollado el foro Punto de Encuentro. En curso la elaboración de artefactos para la campaña de lanzamiento/difusión (se lanzará una vez operativa la nueva página web de la SNE).

JORNADA SOBRE TECNOLOGÍA DIGITALPropuesta: Diseñar una jornada sobre el uso de la tecnología digital en sistemas y procesos relacionados con la seguridad de lascentrales nucleares españolas con el objetivo de visualizar y debatir sobre cómo se está afrontando el uso de la tecnología digital para la opera-ción de los reactores actuales y cómo para los nuevos reactores.Actuación realizada: Consensuado con la Comisión Aula Club el tipo de jornada a celebrar. Elaborado el diseño/estructura de la jornada. En curso la concreción con los ponentes del alcance de cada una de las ponencias a presentar.

SUBVENCIÓN TRABAJOS / PROYECTOSPropuesta: Elaborar especificación para la concesión de subven-ciones para la realización de proyectos/trabajos.Actuación realizada: Elaborada una propuesta de bases para la conce-sión de subvenciones para la realización de proyectos/trabajos. Propues-ta sometida a la consideración de la Junta Directiva de la SNE.

OTRAS ACTUACIONES REALIZADAS

Plan estratégico SNE. Colaboración con el grupo de trabajo constituido para la elaboración de una propuesta de plan estratégico para la SNE. Reunión con Jóvenes Nucleares para el intercambio de información sobre actividades en curso y coordinación de actuaciones. Propuestos candidatos para los premios Canal Historia atendiendo la solicitud recibida en la SNE de este canal televisivo. Elaborado el pro-grama de trabajo para 2009 dando continuidad a las actuaciones aquí reseñadas y recogiendo nuevas propuestas de actuación.

Comisión Organizadora de la 34 REUNIÓN ANUALMurcia ha sido la ciudad elegida para acoger la celebración de este evento durante los días 29 a 31 de octubre de 2008, que reunió a unos 450 congresistas.

El Congreso abrió sus puertas en el Auditorio y Centro de Con-gresos Víctor Villegas de Murcia, en un acto presidido por Miguel Ángel Cámara, alcalde de la ciudad; José Francisco Puche, direc-tor general de Industria, Energía y Minas de la Región de Murcia; Luis Yagüe, presidente de la Sociedad Nuclear Española; José Luis González Martínez, presidente de Enusa; Patricio Valverde, delegado de Iberdrola en Murcia y Alfio Vidal, presidente del Co-mité Organizador de la 34a Reunión Anual de la SNE.

La apertura del Congreso concluyó con una conferencia sobre la figura del Conde de Floridablanca realizada por Cristóbal Belda, catedrático de Historia del Arte de la Universidad de Murcia.

El Congreso, tras tres jornadas de sesiones, se dio por finalizado el viernes 31 de octubre, en un acto presidido por Luis Gámir, vice-presidente del CSN; Salvador Marín, consejero de Universidades, Empresa e Investigación de la Región de Murcia; Javier Arana, subdirector general de Energía Nuclear; Luis Yagüe, presidente de la SNE; José Emeterio Gutiérrez, vicepresidente de la SNE;

Sociedad Nuclear Española

29-31 octubre 200834 Reunión Anual

Apertura de la 34ª Reunión Anual.

ASAMBLEA GENERAL


el programa social y de acompañantes que incluyó una visita al Convento de Santa Clara y al Museo Salzillo de Murcia, un con-cierto de música y danza ofrecido por el grupo Black Market, que interpretó música de jazz fusión; excursión a Cartagena y la cena oficial, momento cumbre del Congreso, que reunió a más de 500 personas y durante la cual, tuvo lugar un emotivo homenaje a José María Ryan y Ángel Pascual, asesinados por la banda terrorista ETA durante la construcción de la central nuclear de Lemóniz, y dónde también se entregó el premio otorgado por los Jóvenes Nu-cleares a Eugeni Vives, por su apoyo a esta comisión.

Otras actividades complementarias dentro de la reunión fueron una mesa redonda organizada por WIN España sobre suministro energético, con la participación de Berta Picamal, responsable de las Relaciones Institucionales de FORATOM y María Isabel Gó-mez, de Iberdrola; y el Curso básico sobre energía nuclear, dirigido a profesores y jóvenes universitarios de Murcia y Cartagena, organi-zado por Jóvenes Nucleares. Además, presentaron oficialmente el congreso internacional ‘European Nuclear Young Generation Fo-rum, ENYGF 09’, que tendrá lugar en Córdoba, en mayo de 2009.

Se celebró la decimotercera edición del concurso de fotografía. Por primera vez, la SNE ha editado un calendario con las fotogra-fías ganadoras de las primeras doce ediciones.

Comisión JÓVENES NUCLEARESCHARLAS EN INSTITUTOS DE SECUNDARIA

Los Jóvenes Nucleares tienen una gran vocación educativa y formativa hacia los más jóvenes. Los centros en los que se ha rea-lizado esta actividad son: IES Liceo Cónsul Madrid, Gregorio Marañón e IES Profesor Máximo Trueba.

LOS DEBATES DE LOS JÓVENES NUCLEARES Y ‘JUEVES NUCLEAR’

Estos debates tienen lugar en la sede de la SNE y siempre han resultado una experiencia positiva y fructífera.

Jueves Nuclear con Armando Uriarte

Armando Uriarte es en la actualidad asesor de ENRESA y realizó una interesante presentación sobre las distintas etapas del ciclo de combustible nuclear, desde la minería del uranio hasta el al-macenamiento definitivo de los residuos radiactivos, tanto a nivel nacional como internacional. Destacó la importancia de la última etapa del ciclo y explicó las diferentes alternativas contempladas en la actualidad en la gestión y el almacenamiento de los residuos radiactivos.

PARTICIPACIÓN EN DEBATES SOBRE ENERGÍA Y MEDIO AMBIENTE

Los JJNN han asistido a los siguientes eventos:

• Jornada sobre energía nuclear y medioambiente. El miércoles 16 de enero tuvo lugar en Barcelona, organizada por la Asociación Ciutadans de Catalunya, una jornada sobre energía nuclear y medio ambiente, en la que intervino el ex ministro Josep Piqué. Por parte de los JJNN se hizo una presentación general de la te-mática y se señaló la necesidad de contar con la energía nuclear como parte del mix eléctrico español.

• Jornada de primavera de la SNE. El presidente de los JJNN, Jose Luis Pérez, expuso una presentación de título Los jóvenes profesionales en el sector nuclear: una oportunidad simplemente histórica en la que se mostraron las circunstancias que han gene-rado una necesidad singular y urgente de recursos humanos en el sector.

• Jornada de cine y energía. Manuel Fernández Ordóñez participó el 28 de noviembre, en Ponferrada en la mesa redonda Globali-zación y energías no renovables, enmarcada dentro de la Mues-

tra Internacional de Cine y Derechos Humanos organizada por la ONG Actes.

• Jornada sobre sostenibilidad. Los JJNN fueron invitados a organizar y participar en las jornadas culturales de Aldealengua de Segovia, dedicadas este año a la energía y a la ecología.

ENTREVISTAS EN MEDIOS DE COMUNICACIÓN

Los JJNN han aparecido en los siguientes medios de comuni-cación: El Punk, La Vanguardia y El diari de Tarragona, Radio Tarragona, Cadena Ser Tarragona, Cadena Ser Barcelona, RNE Asuntos Propios y Radio Euskadi. En este apartado también cabe destacar la visita que tres miembros de JJNN realizaron a la redacción de Europa Press. Finalmente, el presidente de JJNN ha participado en el documental de la cadena TV3, 30 minutos: un debate incómodo. Este debate llevó las cámaras de TV3 hasta la sede de la SNE, en Madrid.

ACTIVIDADES DE JJNN EN LA REUNIÓN ANUAL DE LA SNE

El vicepresidente de JJNN presentó tres ponencias relacionadas con los JJNN: La primera trató las actividades que los JJNN realizaron durante el último año, en la segunda se mostraron los l0 mejores chistes gráficos que, a juicio de JJNN, han aparecido en los medios de comunicación y, finalmente, se presentó la ponencia Los cuentos de Jauja y el informe 100% renovables de Greenpeace.

REUNIÓN CON JUVENTUDES DE PARTIDOS POLÍTICOS

Jóvenes Nucleares pretende convertirse en un referente técnico para los jóvenes políticos en los asuntos relacionados con la cien-cia y la tecnología nuclear. Por ello, a lo largo de 2008 se reunieron varias veces con representantes de las secciones más jóvenes de los partidos políticos españoles.

REUNIÓN CON GRUPOS ECOLOGISTAS

La Junta de JJNN tuvo la oportunidad de reunirse con miembros de Ecoperiódico, formación de carácter energético y ecológico que distribuye noticias a través de la red. De este encuentro resul-taron posteriores colaboraciones, y supuso un paso importante de acercamiento a otras organizaciones ecologistas.

VISITAS DE JÓVENES NUCLEARES

A la fábrica de componentes pesados de AREVA en Chalon-St Marcel; a las instalaciones de ENSA en Maliaño, Cantabria; WESTINGHOUSE-INITECT; TECNATOM.

NUEVO LOGO DE JJNN

En el año 2008 los JJNN cam-biaron su logo por uno nuevo, más fresco y que relaciona la energía nuclear con la natura-leza.

ACTIVIDADES INTERNACIONALES

Las principales asociaciones nucleares con las que los JJNN han colaborado en durante el 2008 son: la Young Generation Net-work de la European Nuclear Society (YGN), organización com-puesta por representantes de las diferentes comisiones de jóvenes nucleares de los países europeos, y el International Youth Nuclear Congress (IYNC), red internacional de jóvenes del campo nuclear que pretende desarrollar nuevos modos de comunicar los benefi-cios de la energía nuclear, promover sus usos pacíficos y transferir los conocimientos de la generación madura a la joven.

CONFERENCIA PIME DE LA ENS

En febrero del 2008, un miembro de JJNN y de su Junta, Ma-nuel Fernández moderó el ‘Workshop on New Tools’ durante el


congreso anual europeo PIME. Este congreso de la European Nuclear Society está enfocado a la comunicación dentro y hacia fuera del sector nuclear. Dicho workshop se centró en las nuevas tecnologías de comunicación: web, blogs, podcasts, archivos com-partidos, videos, foros de discusión, etc.

CORE MEETINGS DE LA YNG

Jóvenes Nucleares participó en tres reuniones del Core Meeting (Junta) de la Young Genertion Network de la European Nuclear Society: Praga, Helsinki e Interlaken.

PRESENTACIÓN Y DEFENSA DE LA CANDIDATURA ESPAÑOLA PARA ALBERGAR EL FORO JOVEN NUCLEAR EUROPEO

El European Young Generation Forum (enygf09) se celebra cada dos años y es el evento más importante de los jóvenes del sector nuclear de toda Europa. El l0 de febrero los JJNN presentaron ante la junta de la ENS YGN (jóvenes nucleares en representación de l2 países) su candidatura para organizar el próximo ‘enygf09’ en Córdoba, que fue la ciudad elegida por mayoría absoluta.

EL IYNC DE INTERLAKEN

En septiembre de 2008 se celebró el Internacional Youth Nuclear Congress (IYNC) en Interlaken, Suiza. Este congreso congregó a 326 jóvenes profesionales y jóvenes investigadores, en repre-sentación de 29 países. JJNN contribuyó con una ponencia, dos pósteres, la organización de un workshop sobre los desafíos del de-sarrollo nuclear en Europa, la participación en otro y la realización de un video promocional del Congreso.

EL NORTH-AMERICAN YOUNG GENERATION IN NUCLEAR CONGRESS, CHICAGO

En mayo de 2008 un miembro de JJNN fue invitado a asistir al workshop anual de la North-American Young Generation in Nu-clear, en Chicago junto a 300 miembros de la NA-YGN. El tema principal del Congreso fue la comunicación, especialmente en sus nuevas formas generadas por la presente generación de jóvenes.

Comisión de TERMINOLOGÍADurante el año se ha producido el fallecimiento del secretario de la Comisión, Francisco de Pedro Herrera. Además, en la última reunión presentó su dimisión Antonio González Jiménez, por motivos de trabajo. Por tanto, el año finaliza con Luis Palacios Sú-nico como presidente y Agustín Alonso Santos, Leopoldo Antolín Álvarez, Eugeni Barandalla Corrons, Miguel Barrachina Gómez, José Cobián Roa y Ramón Revuelta Lapique como vocales.

La Comisión está buscando dos nuevos miembros. Para ello, es-tá manteniendo contacto con el CIEMAT, el CSN y Tecnatom, a fin de cubrir áreas donde la Comisión tiene menor experiencia. Para el año 2009 se amortiza la posición de secretario, que será cubierta por el presidente, sin gasto adicional.En su décimo tercer año la Comisión de Terminología Nuclear ha celebrado l8 reuniones quincenales plenarias, para tratar de la confección de los cuadernillos de nuevos términos y revisiones de los antiguos, en caso de necesidad.

Durante 2008 la Comisión ha trabajado en las siguientes cues-tiones:a) La preparación de vocablos según el criterio ya tradicional para

su inserción en la revista ‘Nuclear España’, tarea fundamental de la Comisión y motivo de su constitución, ha sido llevada con el rigor y el celo que se emplearon en el anterior ‘Diccionario de Energía Nuclear’, publicado por la JEN. Con los vocablos propuestos, estudiados y aprobados se han preparado los cua-dernillos 18 y 19, con un total de 93 vocablos nuevos, que se han

entregado a ‘Nuclear España’, para su publicación en los núme-ros de junio y diciembre del presente año.

b) A través de la SNE se han entregado al CSN tres nuevas Guías del OIEA traducidas por miembros de la Comisión. Por los mo-tivos expuestos en el Informe de 2007, el CSN ha decidido dar por finalizado a partir de 2009 el acuerdo con la SNE en lo que respecta a la traducción de las guías. La Comisión lamenta este hecho y ha solicitado una última reunión con el CSN a fin de hacerle entrega, sin cargo alguno, de las guías ya traducidas pero no adaptadas a los nuevos requisitos del OIEA.

c) El OIEA ha publicado ya el Glosario de Seguridad en seis idio-mas. En la versión española, disponible por ahora solamente en formato digital, se acredita debidamente la labor de la SNE, a través de esta Comisión. Se ha recibido la felicitación del CSN.

Comisión WINPara las Women In Nuclear (WIN) se presenta un reto importan-te ante la divergencia de mensajes respecto a la energía nuclear que se observa en el mundo: desde el resurgimiento en algunos países hasta la oposición radical en otros. Por ello, la organización a nivel mundial se ha reestructurado para que la experiencia de los países más adelantados pueda aplicarse en los que van a la zaga. Tras una reñidísima votación se eligió como nueva presidenta de WIN a la estadounidense Cheryl Boggess. Se han creado distintos comités (Comité Estratégico, Comité de Comunicación, etc.) que se re-únen varias veces al año para establecer políticas conjuntas.

En el congreso de PIME, celebrado en Praga del l0 al l3 de febrero hubo una sesión dedicada a las WIN, en la que se resumió el estado actual de la energía nuclear en varios países y se hizo un claro elogio a la utilidad de la comunicación llevada a cabo por las WIN. España estuvo representada por Piluca Núñez, directora de Comunicación de Foro Nuclear.

La presencia de las WIN en los medios ha sido poco uniforme. Inés Gallego, presidenta de WIN España, participó en un debate sobre energía nuclear en la emisora de radio SER Guadalajara con políticos de distintas ideologías y en Aragón Radio, junto a Carlos Bravo de Greenpeace. También destaca la publicación de un artí-culo en el suplemento semanal Yo, dona de El Mundo. Se trata de un espacio dedicado a profesiones “diferentes” de mujeres y en abril se publicó el artículo ‘Yo, operadora de central nuclear’, protagoniza-do por Ana Landete, operadora en la central nuclear de Cofrentes.

La Asamblea General se celebró el día 22 de febrero, donde se co-mentaron las actividades realizadas y las previstas para el futuro y se han mantenido otras reuniones periódicas entre sus miembros para intercambiar ideas para promocionar y divulgar la tecnología nuclear enfatizando el papel de la mujer como trasmisora de la información.

En mayo se celebró, en Marsella, la decimosexta Reunión Anual de WIN GLOBAL, el evento más importante de esta asociación inter-nacional, con el lema: ‘Mejorando las competencias para la energía nu-clear: Un reto y una oportunidad para el desarrollo’. Se reunieron 350 delegadas de 30 países, l00 de ellas asiáticas. La delegación española contó con la asistencia de cuatro miembros: la presidenta de WIN ESPAÑA, Inés Gallego, de Iberdrola Ingeniería, Carolina Ahnert de la Universidad Politécnica de Madrid, Magdalena Gálvez, de la

Jóvenes Nucleares en el International Youth Nuclear Congress 08, en Suiza.


Universidad Complutense de Madrid y Aurora Martínez-Espar-za, de Enresa.

En la sesión dedicada a exponer la situación de los distintos países respecto a la energía nuclear, la presidenta de WIN ESPAÑA pre-sentó los resultados de la última encuesta realizada por el Foro de la Industria Nuclear Española sobre la aceptación de la energía nuclear en España, que abre un camino al optimismo. Se hizo hincapié en la magnífica labor de formación y mantenimiento de capacidades que están realizando las empresas españolas gracias a su participación en proyectos nucleares dentro y fuera de nuestras fronteras.

La reunión se completó con dos visitas técnicas a los laboratorios de Marcoule y a Cadarache, emplazamiento del reactor de investi-gación Jules Horowitz, en fase de construcción y del proyecto inter-nacional de fusión ITER. El director general del ITER, K. Ikeda, compartió el almuerzo con las asistentes.

La coordinación de las distintas comisiones de la SNE dedicadas a la comunicación es un hito prioritario para las WIN. La Junta Direc-tiva de la SNE decidió analizar detenidamente la misión, visión y ob-jetivos de la SNE para replantearse su estrategia. Para eso y liderado por su vicepresidente se creó un grupo compuesto por los presidentes de las comisiones y la presidenta de las WIN. El documento elabora-do, revisado por la Junta Directiva y comentado por los socios, marca-rá las líneas maestras de actuación de las WIN.

También este año WIN participó en la Reunión Anual de la SNE con una mesa redonda sobre Suministro eléctrico: Sistema eléc-trico español y política energética europea, que tuvo una amplia asistencia de público.

En 2008, WIN España ha seguido impartiendo, en colaboración con Foro Nuclear, diversas conferencias en universidades y otros cen-tros educativos como, por ejemplo, el CEFIRE de Valencia y en los cursos para profesores de Enseñanza Media organizados en Madrid por Foro Nuclear. En el curso Tecnología de alimentos y su valor nu-tricional organizado por la Escuela Nacional de Sanidad se impartió el módulo ‘Conservación de alimentos por radiación’ que despertó gran interés entre los asistentes.

RELACIONES INTERNACIONALESRELACIONES CON LA EUROPEAN NUCLEAR SOCIETY (ENS)

La participación actual en la ENS se relata de esta forma: en el Comi-té de Dirección está presente Aurelio Sala; en el Comité de Comuni-cación, Antonio Cornadó; en el de Programas, Alberto Abanades. El secretario general, Aurelio Sala, ha asistido a las Asambleas Generales de Londres en mayo y a la de Bruselas en noviembre.

Este año ha se ha aprobado una modificación de los estatutos y el número de directores se ha ampliado a l2, incluyendo a los pre-sidentes actual y anterior, para dar entrada a representantes de los nuevos países miembros de la Unión Europea.

RELACIONES CON LA AMERICAN NUCLEAR SOCIETY (ANS)

Maite Domínguez, anterior presidenta de la SNE, continúa como vocal del Comité Internacional.

COLABORACIÓN CON OTRAS SOCIEDADES PROFESIONALESLa Sociedad ha mantenido la comunicación institucional con el Instituto de la Ingeniería de España, IIE, con el que se ha firmado un acuerdo de colaboración a través de su Comité de Energía y Re-cursos Naturales y con las Sociedades de Protección Radiológica, SEPR, de Física Médica, SFM, y de Medicina Nuclear, SMN.

Así mismo se han iniciado las gestiones con el Consejo General de Colegios Oficiales de Ingenieros Industriales, cuyo acuerdo de colaboración se acaba de firmar la semana pasada, y con la Uni-versidad de Comillas a través de la Cátedra Rafael Mariño y cuyo acuerdo se firmará en breve.

ASAMBLEA GENERAL

ACTIVIDADES PROGRAMADAS 2009COMISIÓN DE PROGRAMAS Y AULA CLUB

• Actividades de la Comisión Aula Club en la organización de la Jornada de Experiencias Operativas que ha estado dedicada al análisis de los condicionantes que pueden ser claves para el desarrollo de proyectos en el sector nuclear. Se ha realizado un análisis de los condicionantes económicos para abordar proyec-tos nucleares en la presente coyuntura económica, por parte de una autoridad en la materia como Juan Iranzo, y se ha abordado otro de los temas claves como es el I+D.

• Acuerdo de colaboración con el ICAI en la que se va a tratar de mostrar el músculo de la industria nuclear española en el marco internacional con la participación de algunas de nuestras empre-sas con presencia en el exterior. Una segunda edición sobre ese tema está prevista en Santander, con el fin de mostrar las capa-cidades que podemos ofrecer en un contexto de competitividad internacional basada en grandes proyectos.

• En cooperación con la Comisión Técnica se está elaborando una jornada diaria sobre instrumentación y control digital en la que se pretende analizar los avances más significativos y casos de aplicación de esta tecnología en el sector.

• Organización de los Jueves Nucleares. Se tienen planificados hasta el verano,y está previsto un debate sobre el proyecto de la central nuclear Valdecaballeros o la comunicación en tiempos de crisis.

• Se pretende afianzar la relación de ayudas para la realización de estudios de postgrado en el campo nuclear, para poder aportar nuestra contribución particular en el fomento de la formación en el sector, uno de los retos que debemos afrontar de cara al futuro.

COMISIÓN TÉCNICA

Normativa. Mantenimiento de la operativa vigente para la reali-zación de comentarios a las instrucciones y guías que pueda emitir el CSN para comentarios públicos.

Pirámide Normativa. Disponible ya el prototipo, definición de un proyecto de desarrollo de la Pirámide Normativa con los alcances que se fijen. Presentación del proyecto para su subven-ción. Desarrollo del proyecto. Con la experiencia de desarrollo del proyecto se podrán fijar nuevos alcances para ser desarrollados en años posteriores.

Punto de Encuentro. Puesta en marcha, lanzamiento de campa-ñas de difusión y seguimiento del proyecto en aras a la consolida-ción del foro como Punto de Encuentro de técnicos de lo nuclear.

Subvención Trabajos/Proyectos. Lanzamiento de la primera convocatoria, asignación de subvenciones y seguimiento de los pri-meros trabajos/proyectos subvencionados. Valoración y revisión de bases para siguientes ejercicios.

Jornada sobre Tecnología Digital. En abril de 2009. Jornada 2010. A partir de la experiencia de la jornada referida

anteriormente, valoración y selección de temática para la organiza-ción y celebración de una nueva jornada en 2010.

Mini-cursos. Al estilo de los cursos de refresco de la Reunión Anual, diseñar y poner en práctica un proyecto piloto, de impar-tición de estos mini-cursos a lo largo del año, agrupando dos o tres de ellos en la misma jornada, de forma itinerante por distintos emplazamientos.

Enciclopedi@ de Tecnología Nuclear. Valoración y diseño de un proyecto encaminado a la creación de una enciclopedia de tec-nología nuclear al estilo de la Wikipedia .

Nuevos Reactores. Establecer contactos con el CEIDEN para explorar posibles vías de colaboración.

JÓVENES NUCLEARES

Jóvenes Nucleares ha sido elegida para organizar el Foro Joven Nuclear Europeo (European Nuclear Young Generation Forum, enygf09), en nombre de la SNE y en colaboración con la Agencia para la Energía Nuclear de la OCDE (OCDE NEA), en Córdo-ba, del 19 al 23 de mayo.

Julio Blanco Zurro es ingeniero industrial, es-pecialidad Técnicas Energéticas por la UPM y PDD del IESE. Investigador de Seguridad Nuclear en la Cátedra de Tecnología Nuclear de la ETSIIM hasta l990. En el grupo UNION FENOSA desde l990 como jefe del departa-mento de Ingeniería de Operación de la División Nuclear de UNION FENOSA Ingeniería, S.A.

En 1997 es nombrado jefe de Ingeniería Nuclear de la Dirección de Producción Nuclear y en 2000, jefe de Ingeniería de la Dirección de Generación Nuclear En 2006 es nombrado coordinador de Genera-ción Nuclear y jefe de Soporte Técnico de la C.N. José Cabrera.

Lola Morales Dorado es ingeniero industrial, especialidad Técnicas Energéticas, por la ET-SII de Madrid. Inició su carrera profesional en el departamento de Seguridad de Empresarios Agrupados y posteriormente trabajó en la Cá-tedra de Tecnología Nuclear de la ETSIIM, dentro del proyecto de investigación PIACR sobre análisis cuantitativos de riesgo. En l986

se incorporó a C.N. Almaraz, como ingeniero de seguridad den-tro de la Subdirección Técnica, responsable del desarrollo, actuali-zación y aplicaciones de los análisis probabilistas de seguridad. En l999 ocupó el puesto de jefe de Seguridad, Licencia y Medioambiente de Centrales Nucleares de Almaraz-Trillo, siendo en la actualidad directora de Seguridad y Calidad de dichas centrales, y presidente de la Comisión de Seguridad y Licencia de UNESA.

José Emeterio Gutiérrez Elso es ingeniero de Caminos, Canales y Puertos por la Universidad Politécnica de Madrid. Empezó su carrera pro-fesional en l983 en Empresarios Agrupados. En l985 se incorporó a ENUSA donde ha desempe-ñado distintas responsabilidades en las áreas de Ingeniería, Sistemas de Información y Calidad.

En l998 es nombrado director de Tecnología y Calidad de la em-presa y en el año 200l asume las responsabilidades de director de Combustible. En enero de 2008 se incorpora a Westinghouse co-mo director técnico para España.

Durante la Asamblea General de la Sociedad Nuclear Española se presentó una única candidatura para la renovación de cargos, quedan-do por consiguiente la Junta Directiva constituida de la siguiente manera.Presidente: Jose Emeterio Gutiérrez Elso; Vicepresidente: Lola Morales Dorado; Tesorero: Julio Blanco Zurro; Secretario General: José Luis Elviro Peña. Vocales: Javier Brime González, Luis del Val Hernández, José García Aycart, Enrique M. González Romero, Carmelo Palacios Esteban, Jesús Sánchez Álvarez-Campana, Carmen Vallejo Desviat, Alfío Vidal Alvarez-Ossorio.


Este foro busca concentrar y potenciar el debate sobre los aspectos más actuales y relevantes del desarrollo de la energía nuclear en todo el mundo, y en Europa en particular, así como permitir una amplia reflexión sobre los problemas energéticos del presente y del futuro.

Se contará con los más importantes especialistas a nivel mundial y con primeras figuras de la industria e instituciones europeas que trasladarán a los jóvenes asistentes sus experiencias y las posibles soluciones a los desafíos energéticos que tendrán que resolver en sus vidas profesionales.

COMISIÓN TERMINOLOGÍA

La Comisión de Terminología Nuclear tiene previsto celebrar 20 reuniones quincenales plenarias, para tratar de sus líneas gene-rales de actuación:a) Preparación de vocablos según el criterio ya tradicional para su

inserción en la revista ‘Nuclear España’, tarea fundamental de la Comisión y motivo de su constitución. Durante 2009 se prevé que se publiquen dos cuadernillos, los 20 y 21, con un total del orden de 100 vocablos.

b) Actualización de la sección de Terminología en la web de la SNE, con un total de unos 800 términos.

c) Comparación de la versión española del Glosario del OIEA publi-cada por este Organismo con la entregada por la Comisión, a fin de actualizar términos del Diccionario de la SNE, si hubiere lugar.

d) No están previstas nuevas traducciones de Guías del OIEA pa-ra el CSN, a menos que se llegue con el CSN a un acuerdo de colaboración durante el año que queda del convenio inicial y que requiera la intervención de la Comisión.

COMISIÓN WIN

WIN España celebra tradicionalmente tres reuniones anuales de coordinación de su Junta Directiva, coincidiendo una de ellas

con la Asamblea General. Para coordinar la labor internacional de WIN y ofrecer una imagen única y renovada de WIN se han crea-do a nivel internacional 3 comités:• Comité estratégico: Desarrollará el nuevo plan estratégico a

nivel internacional.• Comité de mensajes: Creará una librería de mensajes clave para

diferentes tipos de audiencia.• Comité de comunicación: Definirá las acciones y tácticas más

eficientes. Durante la segunda quincena de junio, se celebrará en Washing-

ton la reunión anual global.

REUNIÓN ANUAL

Este año convocamos la 35a Reunión Anual de la Sociedad, que tendrá lugar en la Cartuja de Sevilla del 28 al 30 de octubre.

RELACIONES CON ENS Y ANS

Se ha renovado el acuerdo de colaboración con la ANS y seguimos siendo socios fundadores de la ENS, en la que tenemos un sitio en Board of Directors y con la que estamos colaborando en la or-ganización de la ENC-2010, que se celebrará en Barcelona en la primavera de 2010.

RELACIONES CON OTRAS SOCIEDADES ESPAÑOLAS

Existe un comité de enlace con la Sociedad de Protección Radio-lógica y confiamos proseguir la política de colaboración, así mismo se han firmado acuerdos de colaboración con el Instituto de la Ingeniería de España (IIE) y con el Consejo General de Colegios Oficiales de Ingenieros Industriales. En breve se formalizará otro con la Universidad de Comillas a través de la Cátedra Rafael Ma-riño.

JUNTA DIRECTIVA DE LA SNE

Comisión Permanente de la SNE

José Luis Elviro Peña es ingeniero industrial, de especialidad Mecánica, por la ETSII de Madrid y profesor en esa Escuela, donde, hasta 2008, ha impartido diversas materias de grado y másteres posgrado en el ámbito de la Termotecnia como: Transmisión del Calor, Refrigeración, Climati-zación, Generación de Energía y Centrales de Producción de Energía Eléctrica, compaginan-

do esta labor con su actividad en el sector nuclear, que comienza en l98l al ingresar en la organización de la central nuclear de Almaraz.Su labor profesional en C.N. Almaraz ha estado siempre ligada al área de Calidad, donde ejerció, desde l990 hasta su prejubilación en 2005, tras la fusión de las centrales de Trillo y Almaraz, la jefatu-ra de la Sección de Calidad de las Oficinas Centrales, con respon-sabilidades de Aseguramiento de Calidad en los primeros años y también de Gestión de Calidad a partir de l996.

PREMIOS de la SNEMedalla de Oro de la Sociedad

La Junta Directiva concedió esta medalla, máximo galardón de la Sociedad, a las familias de D. José María Ryan y D. Ángel Pascual, asesinados por la banda terrorista ETA durante la cons-trucción de la central nuclear de Lemóniz como digno homenaje a una brillante carrera profesional en el sector al haber hecho los veinticinco años de esta irreparable pérdida. Esta medalla fue entregada a sus familiares por el presidente en el transcurso de la cena de la Sociedad, en la 34a Reunión Anual de Murcia.

Premio “Nuclear España”

El premio “Nuclear España” al mejor artículo publicado en el año 2008 en la revista, ha recaido en René A. Fernández de Nuclenor por su artículo “Gestión de vida útil de activos nucleares”, corres-pondiente al No 287 julio-agosto 2008, y se han concedido dos accésits a los artículos “Investigación sobre fenómenos difusivos en combustible” (No 281 enero 2008), de los autores Luis Enri-que Herranz, María Teresa del Barrio, Francisco Feria e Isabel Vallejo, del Ciemat, y al titulado “El gran acelerador de hadrones (LHC) y la búsqueda de la partícula divina” (No 289 octubre 2008) de Guillermo Sánchez, de Enusa. Igualmente, la Comisión aprobó, por segundo año consecutivo, la concesión de una Mención Honorífica al número que se distin-guiera por su calidad técnica y de presentación. Este año, ha recaí-do de forma compartida en los números 282 febrero 2008 sobre “Seguridad Física” y 288 septiembre 2008, “Experiencia española en desmantelamiento”.

Premio a las mejores ponencias de la 34a Reunión Anual

A lo largo de 2009 se publicarán todas las ponencias premiadas en la 34 Reunión Anual de la SNE en cada una de sus categorías.La entrega de los diplomas tuvo lugar en el acto celebrado después de la Jornada sobre Experiencias Operativas de las Centrales Nu-cleares Españolas 2008.

I3 Concurso de Fotografía SNE

Reunido el jurado compuesto por: D. Emilio Sánchez Martín (Real Sociedad Fotográfica), D. Pablo Vergara (Real Sociedad Fotográ-fica), D. Fernando Ojeda Álvarez (Ganador 12a Concurso Fotográ-fico de la SNE) y D. Fernando Micó Pérez de Diego (AREVA) para decidir sobre las fotografías presentadas al 13 Concurso de fotografía SNE, el fallo ha sido el siguiente:

1er Premio : “PASARELA DE LUNA LLENA” de D. Pablo Mateos Quintana2o Premio: “ARBOL URBANO” de D. Manuel Muñoz García3er Premio: “NOSTALGIA” de Dña. Idoya Blanco Accésits (por orden alfabético de apellido del autor)• “MIRAFLORES DE LA SIERRA” de D. Juan Bros To-rras• “MOMENTO DE LUZ” de D. Jesús V. García Vegas• “Y DIOS CREO A GAIA” de Dña. Marta Rebollo

Como en ediciones anteriores todas las obras se expusieron en el Palacio de Congresos de la Región de Murcia, sede de la celebra-ción de la 34a Reunión Anual. Murcia 2009.

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