ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO ALEMÁN: GENERACIÓN, …países del mundo más comprometidos en...
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO ELECTROMECÁNICO ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO ALEMÁN: GENERACIÓN, COSTE Y PRECIO DE LA ELECTRICIDAD Autor: Pablo Urosa Sánchez Director: Julio Montes Ponce de León Madrid Septiembre 2017
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO ELECTROMECÁNICO
ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO ALEMÁN: GENERACIÓN, COSTE Y
PRECIO DE LA ELECTRICIDAD
Autor: Pablo Urosa Sánchez
Director: Julio Montes Ponce de León
Madrid
Septiembre 2017
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ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO ALEMÁN:
GENERACIÓN, COSTE Y PRECIO DE LA ELECTRICIDAD
Autor: Urosa Sánchez, Pablo.
Director: Montes Ponce de León, Julio.
Entidad colaboradora: ICAI - Universidad Pontificia de Comillas.
RESUMEN DEL PROYECTO
La tendencia del siglo XXI en el ámbito energético está caracterizada por una
transición a escala global al uso de fuentes de energía renovables. Alemania es uno de los
países del mundo más comprometidos en lograr que el suministro de energía se haga de
forma eficiente y segura, teniendo en cuenta el respeto por el medio ambiente. El objeto de
estudio de este proyecto es estudiar en profundidad el estado actual del sistema eléctrico
alemán, apreciando la influencia de la transformación energética en el mismo.
Conocer el funcionamiento del sistema eléctrico alemán y su adaptación a nuevas
tecnologías nos puede ayudar a saber como serán las políticas energéticas en otros países.
Por ejemplo, se podría visualizar un esbozo de lo que sería el sistema eléctrico español en
el futuro. Además, contaríamos con las herramientas que nos ayudarían a no cometer los
mismos fallos y con las que podríamos conseguir un desarrollo de nuestros sectores
eléctricos de forma más eficiente.
El análisis comienza con el estudio de los tres pilares de cualquier sistema eléctrico:
generación, transporte y distribución de la electricidad. Este es el bloque principal del
proyecto, ya que es la columna vertebral que configura las otras secciones. Lo primero es
ver las fuentes de energías en las que depende el país para la producción de electricidad:
Figura 1: Mix eléctrico del año 2016 en Alemania. Fuentes: 50 Hertz, Amprion, Tennet, TransnetBW.
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La primera conclusión que podemos extraer de esta figura es la gran dependencia de
Alemania hacia las fuentes de energía convencionales, especialmente del carbón, tanto
lignito como hulla. Se puede comprobar que el mix eléctrico se compone por un tercio de
electricidad producido por energías renovables mientras que los otros dos tercios restantes
son debidos a las convencionales.
El movimiento de transición energética alemana, conocido como Energiewende y
llevado a cabo por el Estado Alemán, ha marcado unos objetivos energético-ecológicos para
el año 2050 que modificará la estructura principal de la generación eléctrica. Estos objetivos
son: Reducción de los gases de efecto invernadero, mejora de la eficiencia energética y
mayor participación de las energías renovables sobre el mix eléctrico total y por último el
abandono de la energía nuclear en su conjunto para el año 2022.
Una de las grandes deducciones a las que se ha llegado tras la finalización del
proyecto es como la consecución de todas estas metas ideales va a ser una tarea
extremadamente complicada, si no imposible. Debido a la no gestionabilidad de las energías
renovables, es muy difícil imaginar una situación en la que se pudiera abastecer toda la
demanda teniendo reducidas centrales de gas y carbón. También es de gran cuestionabilidad
como se va a recuperar la producción eléctrica derivada de la energía nuclear en un plazo
de tiempo tan corto.
Para conseguir los objetivos propuestos por el Energiewende, Alemania eligió
establecer un sistema de tarifas, las Feed-In-Tariffs, por el que se aseguraba la compra de
toda la electricidad producida por fuentes de energía renovables. Es necesario comentar que
el desarrollo de estas energías, especialmente la solar fotovoltaica y eólica tanto en tierra,
on-shore, como en mar, off-shore, aparte de conseguir grandes beneficios ecológicos, han
permitido a Alemania estar en una posición privilegiada de dominio tecnológico de estos
tipos de energía, por lo que se puede concluir que ha existido un proteccionismo a estas
tecnologías.
En Alemania existe una tendencia cambiante con respecto a la estructura de la
generación eléctrica. La antigua centralización de la energía, protagonizada por las cuatro
grandes generadoras (RWE, E.ON, EnBW y Vattenfall) se está viendo desplazada por el
uso de redes inteligentes y el autoconsumo, que hacen que la generación distribuida cobre
ahora creciente importancia.
Es evidente que toda esta transformación acaba en una reestructuración de la
columna que sujeta al sistema eléctrico alemán: la red eléctrica. La expansión de la red
eléctrica es un tema muy importante a tratar en cuanto al transporte de electricidad,
especialmente importante el proyecto de línea que unirá los parques eólicos offshore del
mar del Norte con el sur de Alemania con un cable subterráneo de corriente continua. La
optimización de la red eléctrica se sitúa en el nivel de distribución a los hogares, integrando
las nuevas tecnologías de producción eléctrica.
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A continuación, se examinan tanto la demanda y el consumo de electricidad como
los flujos de importaciones y exportaciones con los países limítrofes:
Figura 2. Balance de exportación en Alemania 90-16. Fuente: cleanenergywire.org CC SA 4.0
El aumento en la producción de electricidad de la mano de una reducción de la
demanda ha hecho que en los últimos años, Alemania sea el gran exportador de electricidad
de Europa. Exporta a República Checa, Polonia, Austria, Dinamarca, Suiza, los Países Bajos
y Luxemburgo y solo importa a Francia, principalmente por su gran estabilidad de
producción eléctrica basada en energía nuclear.
Paralelamente, es necesario hacer unas consideraciones económicas de las dos
primeras secciones para entender su influencia en el coste de la electricidad. El dinero
empleado en inversiones y apoyo a ciertas energías renovables, el destinado a la expansión
y optimización de la red eléctrica y los flujos económicos por el consumo, importación y
exportación eléctrica van a influenciar directamente el precio final de la electricidad.
Vemos que el mercado eléctrico mayorista en el que juegan las principales empresas
alemanas incluye tres bolsas: European Energy Exchange (EEX), mercado a futuro;
European Power Exchange (EPEX SPOT SE) y Energy Exchange Austria (EXAA), ambas
con mercados diarios. Pero es el mercado eléctrico minorista el que más importa en el
proyecto, ya que nos permite apreciar el precio final al que pagan los clientes la electricidad.
Estos consumidores finales se dividen en dos tipos, los no domésticos, que son comerciales
e industriales y los domésticos.
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Para este resumen de proyecto se incluyen dos gráficas explicativas del precio de la
electricidad y sus componentes:
Figura 3. Precio de la electricidad consumidores domésticos. Fuente: ICEX, 2016.
Figura 4. Precio de la electricidad consumidores comerciales e industriales. Fuente: ICEX, 2016
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Como se puede apreciar y comparativamente con el resto de los países europeos, el
precio de la electricidad alemana es sumamente alto, y es consecuencia directa de todas las
políticas tomadas para la transición energética, que provocan su encarecimiento.
Además, las componentes relativas a tasas e impuestos sobre el precio total comportan una
carga muy alta, cercana en ambos casos al 50% sobre el coste total de la electricidad.
Para terminar el proyecto se hace una descripción de carácter general del marco
regulatorio del sector alemán, indicando las legislaciones vigentes que controlan y definen
todas las actividades relacionadas con generación, transporte, distribución o compraventa
de energía eléctrica.
Las principal ley regulatoria de todo el sistema energético es la Ley de Industría
Energética (EnWG). Dentro de la generación eléctrica, encontramos la Ley de las Feed-In-
Tariffs (StrEG), la Ley de Energías Renovables (EEG), el Plan de Abandono de la Energía
Nuclear (Atomausstieg) y la Ley de Cogeneración (KWKG). El marco legislativo de la red
eléctrica se divide en su regulación y su expansión, cada una con sus propias ordenanzas.
Por último, se tratan las leyes que afectan al precio de la electricidad, principalmente al
control de los impuestos que la conforman.
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ANALYSIS OF THE GERMAN ELECTRIC SYSTEM:
GENERATION, COST AND PRICE OF ELECTRICITY
Author: Urosa Sánchez, Pablo.
Director: Montes Ponce de León, Julio.
Collaborating entity: ICAI - Universidad Pontificia de Comillas.
ABSTRACT
There is a current trend in the XXI century within the energetic industry in which a
new transition to reneweable energies appeared at global scale. Germany is one of the most
committed countries of the world to achieve the energy supply in a most efficient and safe
way, protecting the environment above all means. The aim of study of this project is to study
in-depth the actual status of the German electric system, keeping in mind the energetic
transformations within itself.
Knowing how the German electric system works and its adjustments to new
technologies would help us acknowledge how new energetic policies could be in other
countries. For instance, one could visualize what could be the Spanish electric system in the
future. Moreover, we would have the tools not to make the same mistakes and with which
we could achieve a great development for our electric sectors in a more efficient way.
The analysis begins with the study of the three main structures of any electrical
system: generation, transport and distribution of electricity. This is the main block of the
project, as it configurates any other parts of the electrical sector. Firstly, we will see which
are the energy sources in which the country relies on:
Figure 1: Electrical mix year 2016 of Germany. Sources: 50 Hertz, Amprion, Tennet, TransnetBW.
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The main conclusion that can be extracted from this figure is the great dependency
from Germany towards the conventional energy sources, specially coal, both brown and
hard coal. The German electrical mix is divided by one third in electricity produced by
renewable energies, while the other two remaining thirds are due to the conventional
energies.
The shift of the German energetic transition, better known has Energiewende and
carried out by the German government, has settled some energetic-ecological objectives for
the 2050 year which will modify the current main structure of the electricity generation.
These objectives are: Reduction of the green house effect gases, improvement on the energy
efficiency and a bigger share of the renewable energies compared to the total electrical mix
and lastly, the abandonment of the nuclear energy towards the 2022 year.
One important deduction reached after the end of the project is realizing how
complicated, if not impossible, will be to achieve all these ideal goals. Due to the not-
manageable and not-controllable renewable energies, it is hard to imagine any situation in
which the demand can always be fulfilled having a reduced number of gas and coal heat
centrals. There is also a questionability in answering how would the production of electricity
by nuclear energy be replaced in such a short-term amount of time by any other means of
energy.
To accomplish the objectives proposed by the Energiewende, Germany chose to
stablish a prime system, Feed-In-Tariffs, in which all electricity generated by renewable
energy sources would be necessarily bought. It is mandatory to explain that the development
of these energies, specially the photovoltaic and eolic, onshore and offshore, has allowed
Germany to be in a privileged position of technological dominance of these means of
energy, so that it could be concluded that there has been some form of protectionism towards
these two.
In Germany there has been a changing trend regarding the structure of the electric
generation. The old centralized energy, protagonized by the Big Four companies (RWE,
E.ON, EnBW & Vattenfall) has been replaced by the uso of the intelligent grids and the
self-consumption, that make the decentralized generation gain a greater value.
It is evident that all this transformation ends with the restructuration of the pillar that
supports the German electric system: the electric grid. The expansion of the electric grid is
a very important topic to be spoken about regarding the transmission of electricity. Specially
important is the project in which a new electric line that will make the eolic offshore parks
of North Sea and South of Germany come together with the underground wire working with
direct current. The optimization of the electric grids has the scope of the distribution level
to household customers, integrating all these new technologies within itself.
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In the next graphic, both the demand and electricity consumption as well as the
fluxes of imports and exports with the other European countries are observed:
Figure 2. Imports and exports balance, Germany 90-16. Source: cleanenergywire.org CC SA 4.0
The increase of the electricity production next to the decrease of the demand has
made a Germany a huge exporter of electricity within Europe. Germany exports to the
Czech Republic, Poland, Austria, Denmark, Switzerland, the Netherlands and Luxemburg
and it only imports from France, mainly because France has a stable electric generation
based on nuclear power.
It is necessary to make the proper economic considerations of the first two sections
to understand what influences does electricity have. Money put into investments and support
to certain renewable energies, the expansion and optimization of the electric grids and the
economic flows in consumption, imports and exports will directly influence the final price
of electricity.
The wholesale electric market in which the main German companies buy and sell
electricty include three stock-exchanges: European Energy Exchange (EEX), as future
market; European Power Exchange (EPEX SPOT SE) & Energy Exchange Austria
(EXAA), both with daily markets. However, we should focused more in the retail market,
as it gives us the final electricity pay to be paid by consumers. These final clients are divided
into two categories: non-household consumers, including commercial and industrial ones
and the household consumers.
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For this abstract, there are included two graphics about the electricity prices and their
components:
Figure 3. Electricity price for household consumers. Source: ICEX, 2016.
Figure 4. Electricity price for commercial and industrial consumers. Source: ICEX, 2016
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As seen in the graphics and compared to the rest of the European countries, German
electricity prices are utterly high as a result of all the policies taken in the energetic
transition, that make it more expensive. Moreover, the fraction of the price due to taxes is a
big part of the total, close to the 50% of the total cost.
The last chapter of the project is about a general explanation on the regulatory terms
of the electrical sector, highlighting the main laws that control and define all the activities
related to generation, transmission, distribution or exchange of the electrical energy.
The main Law of the whole energy system is the German Energy Act (EnWG).
Within the electric generation, the Feed-In-Tariffs Law (StrEG), the Renewable Energies
Law (EEG), Way-out of Nuclear Power Plan (Atomausstieg) and the CHP Law (KWKG)
can be found. Legislation regarding the electricity grids is divided into its regulation and its
expansion, each having its own ordenances. Ultimately, there is a global overview of the
main acts that affect the electricity price, mainly affecting electricity taxes.
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ÍNDICE
INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 23
CAPÍTULO 1: SISTEMA ELÉCTRICO ALEMÁN ......................................................... 29
1.1 GENERACIÓN ELÉCTRICA ................................................................................. 29
Potencia instalada en Alemania................................................................................... 29
Producción eléctrica .................................................................................................... 31
Horas de funcionamiento ............................................................................................ 32
El futuro de la generación eléctrica ............................................................................. 32
Fuentes de producción de energía eléctrica ................................................................. 33
Implicaciones económicas energías renovables.............................................................. 44
1.2 TIPOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA ............................................................... 49
Generación unificada................................................................................................... 49
Generación distribuida. Redes inteligentes. ................................................................ 51
Autoconsumo .............................................................................................................. 53
Cogeneración ............................................................................................................... 55
Capacidad de reserva ................................................................................................... 56
1.3 TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ........................ 57
Situación actual ........................................................................................................... 57
La expansión de la red de transporte ........................................................................... 59
La optimización de la red de distribución ................................................................... 62
CAPÍTULO 2: DEMANDA. IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES. ..................... 67
Evolución en los últimos años ..................................................................................... 67
Balance de energía eléctrica ........................................................................................ 68
2.1 DEMANDA Y CONSUMO ..................................................................................... 69
Máximo y mínimo de demanda. .................................................................................. 69
Energías renovables para satisfacer la demanda ......................................................... 69
2.2 IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES ............................................................ 73
Capacidad de importación/exportación ....................................................................... 73
Intercambios de energía eléctrica ................................................................................ 74
Flujos no planeados ..................................................................................................... 75
Necesidad de un mercado eléctrico integrado y flexible ............................................. 77
Seguridad de suministro en el marco alemán .............................................................. 79
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CAPÍTULO 3: MERCADO ELÉCTRICO. PRECIO DE LA ELECTRICIDAD ..... 81
3.1 CONFIGURACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ............................................. 81
El mercado mayorista .................................................................................................. 81
El mercado minorista .................................................................................................. 84
3.2 EL PRECIO DE LA ELECTRICIDAD .................................................................... 86
Nivel del precio ........................................................................................................... 86
Componentes del precio de electricidad...................................................................... 86
Precios clientes industrial y comercial en Alemania ................................................... 89
Precios clientes domésticos en Alemania.................................................................... 91
Comparación con países europeos .............................................................................. 97
CAPÍTULO 4: MARCO REGULATORIO DEL SECTOR ELÉCTRICO ALEMÁN ..... 99
Marco regulatorio en generación eléctrica .................................................................. 99
Marco regulatorio en redes eléctricas........................................................................ 103
Marco regulatorio en factores económicos relativos al sector eléctrico ................... 104
ANEXO ............................................................................................................................ 105
BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................. 107
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 Potencia instalada en Alemania, noviembre año 2016. 29
Figura 2 Generación de potencia neta destinada al suministro público. 30
Figura 3 Evolución de la potencia instalada total últimos 15 años. 30
Figura 4 Mix eléctrico del año 2016 en Alemania. 31
Figura 5 Minas de carbón en Alemania. 33
Figura 6 Mapa del total de reactores nucleares en Alemania. 37
Figura 7 Horas de sol anuales por región. 39
Figura 8 Mapa horas de servicio paneles solares. 40
Figura 9 Ubicación de potencia de biomasa en Alemania 41
Figura 10 Generación eléctrica por biomasa. 41
Figura 11 Uso de la biomasa en Alemania año 2015. 42
Figura 12 Energía hidráulica y de residuos Alemania año 2015. 43
Figura 13 Inversiones de Alemania en renovables. 44
Figura 14 Gastos alternativos en subvenciones para renovables. 45
Figura 15 Inversión alemana en eólica onshore. 46
Figura 16 Inversión alemana en eólica offshore. 47
Figura 17 Inversión alemana en solar fotovoltaica. 48
Figura 18 Fuentes de energía utilizadas por los Big Four. 49
Figura 19 Cotización RWE en bolsa. 51
Figura 20 Cotización E.ON en bolsa. 51
Figura 21 Imagen del Solarsiedlung, barrio de Vauban, Freiburg. 53
Figura 22 Evolución del autoconsumo en Alemania. 54
Figura 23 Ventajas Cogeneración vs producción separada. 55
Figura 24 Red eléctrica alemana y TSOs por zonas de control 58
Figura 25 Porcentaje de conexión a renovables por TSO o DSO. 59
Figura 26 Mapa expansión de red. 61
Figura 27 Coste total de expansión de red 20 primeros DSO. 63
Figura 28 Inversión + gastos TSOs en la red eléctrica. 64
Figura 29. Inversión + gastos DSOs en la red eléctrica. 65
Figura 30 Balance de exportación en Alemania 90-16. 67
Figura 31 Componente de la electricidad por energías renovables. 70
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Figura 32 Cobertura de la demanda (Last) por energías renovables, mayo 2016. 71
Figura 33 Cobertura de la demanda (Last) por energías renovables, enero 2017. 71
Figura 34 Intercambios en GWh Alemania año 2016. 74
Figura 35 Intercambios en TWh Alemania año 2015. 74
Figura 36 Flujos no planeados Alemania 2015. 76
Figura 37 Asociaciones europeas que apoyan un mercado eléctrico europeo. 78
Figura 38 Área de influencia para seguridad de suministro en el mercado eléctrico. 80
Figura 39 Precio del Phelix (base y pico) Oct-16 a Sept-17. 82
Figura 40 Distribución de proveedores según contadores. 84
Figura 41 Coste de generación €/MWh en energías renovables. 86
Figura 42 Coste de recargo por renovables. 87
Figura 43 Impuestos en el precio de la electricidad. 88
Figura 44 Evolución precio industrial y comercial. 91
Figura 45 Evolución precio doméstico. 96
Figura 46 Precios de la electricidad, usos industriales. 97
Figura 47 Precios de la electricidad, usos domésticos. 98
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ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 Horas de funcionamiento y factor de operación. 32
Tabla 2 Reactores nucleares: potencia y fecha de cierre. 36
Tabla 3 Principales empresas eólicas alemanas. 38
Tabla 4 Subvenciones por la Ley de Cogeneración KWKG 2016. 56
Tabla 5 Tamaño red eléctrica alemana 2016. 57
Tabla 6 Características de los TSOs. 58
Tabla 7 Balance de energía eléctrica total en Alemania. 68
Tabla 8 Tabla . Capacidad transmisión Alemania y otros países. 73
Tabla 9 Comparación de importaciones a Alemania. 74
Tabla 10 Comparación exportaciones de Alemania. 75
Tabla 11 Implicaciones económicas intercambios internacionales 2015. 75
Tabla 12 Futuro del Phelix base. Precio en Euros/MWh. Volumen en MWh. 83
Tabla 13 Precio de la electricidad consumidores industriales. 89
Tabla 14 Precio de la electricidad consumidores comerciales. 90
Tabla 15 Precio electricidad consumidores domésticos menos de1000 kWh. 92
Tabla 16 Precio electricidad consumidores domésticos entre 1000-2500 kWh. 93
Tabla 17 Precio electricidad consumidores domésticos entre 2500-5000 kWh. 94
Tabla 18 Precio electricidad consumidores domésticos entre 5000-10000 kWh. 95
Tabla 19 Estructura inicial de las FiT. 100
Tabla 20 Inversiones en renovables. 105
22
23
INTRODUCCIÓN
Motivación
Es bien sabido que Alemania es uno de los países de Europa y del mundo entero con mayor
desarrollo tecnológico. Desde unos años atrás hasta ahora, y prestando especial atención al
año 2011 debido al accidente nuclear de Fukushima, en Alemania se está llevando a cabo
una transición energética a gran escala, en la que la inclusión de energías renovables en
sustitución de otras fuentes, como el carbón, petróleo o energía nuclear, sea una prioridad.
Esta transición fue acuñada como Energiewende que literalmente significa cambio de
energía. Para el país alemán es necesario un cambio energético que traiga consigo mejoras
medioambientales, que incluyan energías limpias. Pero este cambio también tiene otros
objetivos secundarios, como mejorar la seguridad del suministro energético, conseguir un
mercado interior energético más integrado por todas sus partes y mejorar las interconexiones
con otros países limítrofes de la Unión Europea.
Esta transición energética alemana se encarga de tres objetivos fundamentales. El primero
se trata de la reducción de los gases de efecto invernadero (GEI a partir de ahora) con
respecto a los que hubo en el año 1990. Los objetivos de futuro del Energiewende con
respecto a los GEI se centran en tres fechas fundamentales: Reducción del 20% para el año
2020, 40% para el año 2030 y 80 a 95% para 2050. Para conseguirlo, el sistema energético
alemán debe basarse en energías renovables y reducir su dependencia en otras formas de
energía como el petróleo o el carbón, que son muy contaminantes.
El segundo objetivo se encarga del abandono total de la energía nuclear con fecha final del
2022 para los últimos reactores nucleares. Esta decisión política fue sumamente apoyada
por la población teutona. Fue en el año 2000 cuando el gobierno alemán anunció
públicamente la intención de desechar la energía nuclear, pero fue 2011 cuando este
abandono nuclear se hizo una prioridad. Cómo veremos, el hueco que deja la falta de la
energía nuclear hasta el momento utilizada implica una serie de dificultades, como por
ejemplo la falta de abastecimiento energético.
El tercer objetivo tiene que ver con la eficiencia energética. Se pone en evidencia que es
necesario hacer un mejor uso de la energía producida, y se pone como referencia el año
2008 para lograrlo. La disminución del consumo energético se debe conseguir para
diferentes frentes: reducción del consumo energético en edificios del 20% para 2020 y del
80% para 2050; reducción de energía primaria en un 20% para 2020 y 50% para 2050; bajar
el consumo de la electricidad del 10% para 2020 y 25% para 2050 y la rebaja de demanda
energética en los sistemas de calefacción del 20% para 2020. Para la consecución de este
objetivo se debe invertir en I+D+I, que consiga que los sistemas energéticos sean más
eficientes.
Es indiscutible que para que la consecución de estas metas ha habido grandes cambios en
los sistemas energéticos alemanes. Pero el objetivo y alcance de estudio de este trabajo no
trata del análisis de los sistemas energéticos, sino del sistema eléctrico. Conocer la
transición energética es importante, ya que nos muestran las transformaciones habidas en
las fuentes de generación de la electricidad. Se deberá, por tanto, en primer lugar hacer una
síntesis del sistema de generación de electricidad en Alemania, primero analizando los
cambios en el mix eléctrico. Después se estudiarán por separado las fuentes que configuran
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esta producción eléctrica: energía nuclear, térmica de carbón (lignito y hulla), térmica de
gas, petróleo y fuentes de energía renovables, como la hidroeléctrica, solar térmica y
fotovoltaica, eólica, geotérmica, biomasa y residuos.
Es de gran importancia estudiar el crecimiento de las energías renovables en los últimos
años, en especial las energías solar fotovoltaica y eólica, ya que su crecimiento es muy
notable. También se deben ver los factores que han llevado a tal incremento. Por otro lado,
se deben detallar las implicaciones que vienen del abandono de la energía nuclear para la
generación de energía eléctrica, y ver que fuentes la sustituirán.
A continuación, será necesario reflexionar sobre la distribución en la generación de
electricidad. Se diferenciarán tres formas distintas empezando por la generación
centralizada. Esta forma de generación caracterizada por tener grandes centrales que
suministran a grandes distancias conllevan rendimientos energéticos y medioambientales
bajos pero que garantizan seguridad de abastecimiento y grandes reportes económicos. Se
analizarán las principales centrales del país según la fuente de energía considerada. El
Gobierno Alemán desde el año 2000 tras la implementación de la Ley en Energías
Renovables, se introdujeron las llamadas Feed-In-Tariffs, que consistían en unas tarifas que
ayudaban económicamente las fuentes de energía renovables, ya que se compraba la
electricidad producida por estas. Esto influye notablemente a la generación centralizada, ya
que se incrementaron las instalaciones de paneles solares fotovoltaicos y los parques
eólicos. Tanto la evolución de esta generación como su aportación a la generación de
energía eléctrica total serán objeto de estudio.
En segundo lugar tenemos la generación distribuida, caracterizada por ser pequeñas fuentes
de energía cercanas a los puntos de consumo. Se estudiará si el despliegue en energías
renovables ayudará realmente a desarrollar la generación distribuida, o si por el contrario,
esta generación descentralizada no evoluciona como se esperaría. Como punto adicional
estudiaremos el autoconsumo y su estado actual en el país.
Paralelamente a estas se encuentra la cogeneración, que se basa en obtención de calor y
electricidad en el mismo ciclo de producción. Medidas como la Ley de Cogeneración del
2002, la Nueva Ley de Cogeneración del 2008 y el Acta en Cogeneración del 2016 indican
los objetivos a seguir y la regulación existente.
Tras la descripción general de la generación y todos los ámbitos de esta se procede al estudio
de las líneas de transporte de electricidad en todo el país. Esta se expandirá en los próximos
años, ya que se pretende que los nuevos parques eólicos offshore que se instalarán en el mar
del Norte suministren hasta el sur de Alemania, en la región de Baviera. Esto produce unos
costes elevados que han de tenerse en cuenta. Aparte de las redes de transporte se tienen
que examinar las redes de distribución eléctrica. Tanto las líneas de transporte como de
distribución se analizan con respecto a las grandes empresas que las controlan.
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Seguidamente se estudiará la demanda de electricidad en Alemania. Como introducción,
constatar que la mayor parte de esta demanda viene dada por el sector industrial. Como
segundo escalón en consumidores de electricidad se encuentran con valores de demanda
parecidos el sector económico y de servicios y los consumidores domésticos. Para cada uno
de estos, y de la demanda total en su conjunto, se valorará tanto la cantidad de energía
consumida como los cambios en la demanda en los últimos años. Se destacan el máximo y
mínimo de demanda en el último año como marco comparativo.
El punto siguiente contempla las importaciones y exportaciones de energía eléctrica de
Alemania a los países fronterizos. Se verán las variaciones de estas en los últimos años al
igual que en la sección anterior. Es muy importante explicar por qué Alemania es un país
exportador de energía eléctrica y las consecuencias derivadas de esto.
Evidentemente existe una legislación que regula el sector eléctrico. Se deben explicar las
principales leyes que lo reglamentan, así como otras leyes y planes que también influyen al
sector eléctrico, como la Ley de Energías Renovables del año 2000 y sus revisiones, o el
plan de abandono nuclear conocido como Atomausstieg.
La producción eléctrica supone intrínsecamente un coste de generación, que afectará
consecuentemente al precio final de la electricidad. En el trabajo se ha de estudiar los
factores que configuran el precio de la electricidad, lo que paga finalmente el consumidor
por Kwh y los cambios que ha habido durante los últimos años en este precio. El importe
del Kwh en Alemania es de los más altos en Europa, tanto para un consumidor doméstico,
como para las industrias. Se ha de profundizar en los motivos y consecuencias de esto.
Como adelanto se puede comentar que el gran coste de desarrollo de las energías renovables
es una de las causas del aumento del coste del precio de la electricidad y que una de las
posibles consecuencias de este alto precio sea la pobreza energética, que ciertos sectores
poblacionales experimentarían.
Todas las secciones ayudarán a realizar el análisis del sector eléctrico alemán en su
conjunto. No es sólo necesario conocer el estado de este sistema porque Alemania sea uno
de los países líder en el ránking mundial en temas energéticos, sino también porque conocer
la naturaleza sector eléctrico alemán nos puede dar una pista de lo que puede llegar a ser el
sector eléctrico español, si se llevan a cabo políticas de transición energética parecidas, o
nos puede asistir a evitar cometer fallos que puedan haberse dado en la toma de decisiones
que el gobierno alemán haya cometido.
Antecedentes
Se incluirá una lista de las fuentes principales utilizadas y el motivo de su consulta:
- Monitoring report 2016. Es un informe oficial del Bundesnetzagentur en el que se
recogen todos los datos relativos al mercado eléctrico y mercado de gas del año
2015, con algunos datos actualizados a Noviembre del 2016. Es el documento
principal para extraer estadísticas relativamente recientes.
- Energía 2017. Este documento del Foro Nuclear Español recopila datos e
informaciones relevantes del sector energético. Se consulta el capítulo 2, que trata
sobre electricidad. Encontrar los datos equivalentes al sistema eléctrico alemán
ayudará a que no falte ningún tipo de información para realizar el trabajo.
26
- Energy policies of IEA Countries – Germany Review. La publicación del año
2013 de la Agencia Internacional de Energía ofrece un estudio exhaustivo de la
totalidad del sector energético alemán hasta ese año. El capítulo 9: Electricidad
sintetiza el sector eléctrico desde un punto de vista económico. Trata el mercado
eléctrico del año 2013. Se procede a ver el desarrollo del mercado eléctrico a fecha
del 2017 utilizando este otro documento como referencia, por ejemplo tratando el
tema de demanda de energía eléctrica, o de las importaciones y exportaciones.
- La transición energética en Alemania (Energiewende). Aunque el núcleo de este
documento de Orkestra-Instituto Vasco de Competitividad sea tratar el
Energiewende, es muy útil para dar una primera visión amplia de la estructura
energética alemana. Aborda temas muy en concordancia con los objetivos de este
trabajo como regulación relevante, en especial explica en profundidad las Feed-In-
Tariffs o como el precio de la electricidad y su evolución.
- Erneuerbaren Energien und das EEG (2017): Documento actualizado en el que
se explican el desarrollo de las energías renovables y su influencia sobre el precio
de la electricidad actual.
- Para estudiar el marco legislativo que regulan el sector eléctrico se tendrán
principalmente en cuenta las siguientes leyes oficiales:
Ley de industria energética (Energiewirtschaftsgesetz EnWG), que contiene
decretos como el de acceso a la red de suministro eléctrico o el de tarifas de acceso
a la red eléctrica.
Ley eléctrica de Feed-In-Tariffs (Stromeinspeisungsgesetz StrEG), regula las
remuneraciones a las centrales que producían electricidad a partir de energías
renovables
Ley de energías renovables (Erneuerbareenergiensgesetz EEG), en las que se
promueven la expansión de energías renovables, lo que tendrá su repercusión en el
sector eléctrico, como veremos.
Ley de cogeneración 2002, su revisión en el año 2012 y el Acta de Cogeneración
del 2016
Leyes relativas a las redes eléctricas: Ley de Expansión de las Redes Eléctricas
(EnLAG), Acta de Aceleración de Expansión de la Red (NABEG), o el Plan
Federal de Requerimientos (BBPlG), Ordenanza de Cargos por el Uso de la
Red (StromNEV).
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Objetivos
Este proyecto pretende hacer un análisis de la situación actual del sector eléctrico alemán.
Los ámbitos de los que trata son los siguientes:
- Se estudiará el sistema eléctrico: generación de electricidad con sus fuentes de
energía principales. Distribución de la producción: centralizada, distribuida, cogeneración
y autoconsumo. Estudio de las redes de transporte y distribución de electricidad. Expansión
y mejora de las mismas.
- Se analizará la demanda eléctrica así como las importaciones y exportaciones con
los países fronterizos. Evolución de los últimos años y profundización de demanda e
intercambios en el año 2016.
- Se diferenciarán las leyes y planes que regulan el sector eléctrico.
- Definición del mercado eléctrico alemán. Se determinarán las componentes y los
factores que configuran el precio del Kwh eléctrico alemán. Conocer como las políticas
llevadas a cabo a causa de la transición energética implican grandes transformaciones en el
precio de la electricidad.
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CAPÍTULO 1: SISTEMA ELÉCTRICO ALEMÁN
1.1 GENERACIÓN ELÉCTRICA
Debido a la transformación energética alemana, la generación eléctrica ha estado
fuertemente marcada por el desarrollo de las energías renovables durante los últimos años.
Potencia instalada en Alemania
Primeramente se va a estudiar el estado actual de la potencia total instalada dividida por el
tipo de fuentes que utiliza. Esto nos va a ayudar a poder diferenciar la capacidad existente
según los recursos usados.
Figura1:.Potencia instalada en Alemania, noviembre año 2016. (Fuente: Bundesnetzagentur)
El desglose de las fuentes de energía renovables para ese momento fue el siguiente:
Hidráulica: 5.06 GW. Eólica On-Shore: 43.01 GW.
Biomasa: 7.06 GW. Eólica Off-Shore: 3.43 GW.
Solar fotovoltaica: 39.33 GW
Como podemos comprobar de la capacidad eléctrica total alemana, el 47.97% procede de
fuentes de energía renovables. Del total, destacan la energía eólica y la energía solar
fotovoltaica por encima de todas. A pesar de que ahora las centrales solares y eólicas estén
por encima de otras fuentes, hemos de recordar que Alemania se ha estado suministrando
desde la época de la Segunda Revolución Industrial con lignito y hulla y aunque la
Energiewende ha estado poniendo de manifiesto su intención de disminuir las emisiones de
CO2 en el futuro próximo, no ha habido cambios drásticos en lo relativo al estado de las
centrales térmicas de carbón. Por otro lado, el abandono de la energía nuclear sí que es una
realidad. Veremos cómo afecta esto al sistema eléctrico.
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A modo de breve ejemplo, se adjunta un gráfico con la potencia real utilizada a lo largo de
una semana, con la finalidad de conocer cómo la potencia total instalada difiera de la que
se utiliza normalmente.
Figura 2.: Generación de potencia neta destinada al suministro público. (Fuentes: 50 Hertz,
Amprion, Tennet, TransnetBW, EEX)
A continuación, veremos la transformación que ha sufrido el total de potencia instalada en
los últimos años.
Figura 3.: Evolución de la potencia instalada total últimos 15 años. (Fuentes: 50 Hertz, Amprion,
Tennet, TransnetBW, EEX)
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Las tendencias más importantes a destacar han sido la evolución de las energías solar y
eólica. Después de la aprobación de la Ley de Energías Renovables del año 2000, el
gobierno alemán alentó el desarrollo de éstas, aplicando las llamadas Feed-In-Tariffs,
encargadas de comprar toda energía eléctrica producida por estas fuentes.
Finalmente tenemos la disminución de potencia de la energía nuclear, que está prevista que
se detenga completamente para el año 2022. Tendremos que esperar al futuro para ver cuál
será el sustituto de esta energía.
Producción eléctrica
En 2016, la producción total de electricidad se vio también afectada por el creciente uso de
las energías renovables. En total, ha habido una disminución de la generación de energía
del 0.54% con respecto al año anterior, pasando de 546,76 Twh en 2015 a 543,82 Twh en
2016. 2016 fue año bisiesto.
Figura 4.: Mix eléctrico del año 2016 en Alemania. (Fuentes 50 Hertz, Amprion, Tennet,
TransnetBW, EEX). Nota: Sólo generación para suministro público
Como curiosidad, mencionar que el porcentaje del mix eléctrico debido a energías no
renovables no cambia del 2016 al 2015, pero sí que cambian sus subcomponentes. La
nuclear pasa del 15.8% al 14.7%, el lignito del 25.4% al 24.7%, la hulla del 19.3% al 18.2%.
Esto significa un aumento de 3 puntos porcentuales en la producción de electricidad debido
a gas, pasando del 5.5 al 8.5%. No hay cambios sustanciales del 2015 al 2016 con respecto
a las energías renovables.
Lo que si cabe destacar es que acabados los ocho primeros meses del 2017, el porcentaje de
renovables ha aumentado hasta el 37.8% del total. Esta tendencia es aceptable, ya que la
norma es que en los 4 últimos meses del año este valor disminuya. De todas formas, la
tendencia de crecimiento de las renovables en el mix total continuará durante varios años.
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Horas de funcionamiento
Al tener la potencia instalada y la energía producida por cada tecnología podemos obtener
las horas de funcionamiento medias. Además, se calculará también el factor de operación
(% horas medias/horas totales).
Fuente de
energía
Energía producida
(TWh) Potencia instalada
(GW) Horas de
funcionamiento
Factor de
operación
Lignito 134.89 20.901 6453 73.46%
Hulla 99.35 28.377 3501 39.82%
Gas 46.35 28.272 1639 18.66%
Petróleo 0.8 4.19 191 2.17%
Nuclear 80.04 10.8 7411 84.37%
Hidráulica 19.09 5.06 3773 42.95%
Biomasa 47.01 7.06 6659 75.8%
Solar 37.53 39.33 950 10.82%
Eólica
Onshore
67.6 43.01 1572 17.9%
Eólica
Offshore
10.2 3.43 2974 33.85%
Residuos 0.74 0.88 841 9.57%
Tabla 1.: Horas de funcionamiento y factor de operación. (Fuente: Elaboración propia)
El futuro de la generación eléctrica
En primer lugar se hablará de la apertura y cierre de algunas centrales convencionales. Este
análisis se limita a centrales con más de 10 MW de capacidad nominal, ya que los proyectos
a más grande escala tienen mayor seguridad de cumplimiento, es decir, que centrales que se
vayan a construir se construyan, o que se van a suspender se suspendan.
La capacidad adicional de generación en construcción es de 3469 MW; se prevé que su
construcción esté terminada para 2019. Las fuentes que se utilizan son gas natural (1922
MW), hulla (1055 MW) y otras fuentes en las que se incluyen almacenamiento bombeado
o almacenamiento en sistemas de batería (372 MW y 100 MW). Es necesario explicitar la
contradicción existente entre la construcción de nuevas centrales de carbón y la intención
de reducir los GEI en los años venideros.
Los proyectos derivados de la detención de centrales se deben fundamentalmente al cierre
de los reactores nucleares y a las plantas cuyo cierre ya estaba programado. Para el final del
año 2019, se prevé que se reduzca en 6255 MW la capacidad de generación debido al cierre
de plantas. El déficit que sufrirá la zona norte de Alemania será de 522 MW y la zona sur
de 2264 MW.
Ahora vamos con las energías renovables. Según datos de la asociación eólica europea
WindEurope, se han repartido 2200 MW eólicos onshore y 700MW eólicos offshore a lo
largo del 2017. Como proyectos a futuro, el más importante es el de la construcción de un
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parque eólico en el Mar del Norte, que aumentará la capacidad total offshore a 6500 MW
para 2020 y 15000 MW para 2030. Para la energía eólica onshore se prevé un crecimiento
bruto anual de 2800 MW para los años 2017, 2018 y 2019; y de 2900 MW a partir del 2030.
Por otro lado, se ha planeado que la energía solar fotovoltaica crezca 2500 MW anualmente.
Por último, en biomasa se esperan expansiones de 150 MW para 2017, 2018 y 2019; y de
200 MW a partir del 2020.
Todos estos objetivos han sido propuestos por la revisión de energías de renovables (EEG
2017) para cumplir los objetivos del Energiewende. Los datos están publicados en la página
del Ministerio de Energía y Economía Alemán (bwmi.de). Dando el ejemplo de que en 2015
sólo fueron añadidos 1441 MW a la energía solar fotovoltaica hemos de darnos cuenta que
los objetivos son muy optimistas.
Fuentes de producción de energía eléctrica
Carbón. Lignito y hulla
En Alemania el carbón ha sido desde hace muchos años el componente principal de
generación eléctrica. En el año 1950, la producción de electricidad por carbón componía el
80 % del mix eléctrico total. No será hasta los años 70 cuando el carbón pierde fuerza con
respecto al gas. En el siguiente mapa de Alemania podemos ver donde se encuentran las
principales minas de extracción
Figura 5. Minas de carbón en Alemania (Fuente: IEA, 2013)
Alemania es el mayor productor y consumidor de lignito del mundo. Tienen además una
gran reserva de este carbón mineral. Según Amelang S. en julio de 2015 se acordaron cerrar
algunas centrales importantes de lignito, que supondría perder 2,7 GW. Con esta medida se
pretenden lograr los objetivos marcados en el Energiewende de reducción de los gases de
efecto invernadero. Cabe comentar que estas intenciones no se han puesto todavía sobre el
papel. Además, aunque un porcentaje de estas centrales cierren, se sabe que existe una
enorme reserva de este mineral, así que puede ser utilizado como capacidad de reserva o
como materia de exportación a otros países.
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Con respecto a la hulla, Alemania es un gran importador de este tipo de carbón. Aunque
existan varias minas de extracción de hulla, el 90% de hulla utilizada es importada, de países
como Rusia, Colombia o Estados Unidos. En 2007, se firmó que todas las minas de hulla
deberían estar cerradas para 2018. Tenemos el ejemplo de la mina de hulla llamada Prosper-
Haniel que está siendo convertida desde el año 2012 en una gran batería que utilizará la
energía hidráulica para suministrar electricidad a 400 000 hogares con 200 MW de potencia.
De todas formas, que Alemania pase a importar el 100% de la hulla que necesiten no va a
ayudar a que se reduzca el uso de este carbón para calefacción y electricidad, si no que como
hemos visto ya, está la construcción de otra central de hulla prevista para los años siguientes.
Fue en el año 2000 con la Ley de Energías Renovables (EEG) cuando la transición
energética alemana conocida como Energiewende propuso sus tres objetivos: Reducción de
gases de efecto invernadero, mayor eficiencia energética y el abandono nuclear. Estamos a
tres años de la primera meta de estos objetivos. Se supone que en 2020 se deben haber
reducido un 20% de los GEI con respecto a 1990. Si analizamos la potencia instalada de las
centrales de carbón con respecto al año 2002 podemos observar que en vez de haberse
reducido, la capacidad de producción de electricidad a partir de lignito ha pasado de ser 20.3
GW a 20.9 GW, y que utiliza hulla de un 28.29 GW a un 28.32 GW. Entonces existe una
gran contradicción entre estos dos principios.
Una posible explicación de porqué la energía nuclear está siendo firmemente abandonada
pero que el carbón siga en el mismo estado que hace 15 años es que el sector del carbón
tiene muchos más trabajadores. Es muy posible afirmar que el futuro de esta industria se
decidirá tras el cierre de todos los reactores nucleares en 2022. Las energías renovables
dependen del tiempo atmosférico, pero la seguridad de suministro debe estar asegurada en
un país del primero mundo como es Alemania. Será por tanto necesario que haya fuentes
alternativas a las energías renovables. Que el carbón sea o no una de estas alternativas lo
veremos en el futuro.
Gas natural
La gran mayor parte del gas que Alemania utiliza es importado. Según el Ministerio de
Energía y Economía (BWMi), el 94 % del gas consumido viene del extranjero, sobre todo
de Rusia, Noruega y Holanda. A pesar de esta dependencia a otros países para la obtención
de gas natural, Alemania es propietaria de un gran almacenamiento de gas natural repartidos
por todo el país a modo de reserva. La red alemana de conductos de gas consiste de 511.000
km y sirve para transportarlo y distribuirlo, incluso a países extranjeros. Las dos formas por
las que se importa gas natural es por gaseoductos y transportado en forma de gas licuado
mediante camiones , pero se está estudiando la posibilidad de empezar proyectos que
permitan adquirir gas natural licuado de Noruega y Holanda transportado mediante barco.
Los usos principales del gas son domésticos e industriales, sobre todo en calefacción, por lo
que la aportación al mix eléctrico es bastante baja. Hay una tendencia en aumento del uso
de estas redes de gas natural que es realmente prometedora. La electricidad producida por
las energías renovables podría ser convertida en hidrógeno (y posiblemente metano) y ser
introducida de esta forma en las redes de gas natural, lo que podría servir como gran reserva
de varios Twh. Esta tecnología necesita del desarrollo de proyectos en los que la
investigación y prototipos podrían darnos una idea más clara de cómo se podría implementar
a gran escala, empezando en la siguiente década. Un símil podría ser como se está usando
el biogás para alimentar la red de gas natural.
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Energía Nuclear
La energía nuclear en Alemania ha estado siempre llena de controversia, incluso desde su
comienzo. En los años 50 y 60 se construyeron los primeros reactores nucleares destinados
a la investigación, siendo en 1969 cuando se pone en marcha la primera planta nuclear con
fines comerciales. Tras la crisis del petróleo de 1973 se necesitaron alternativas inminentes
al combustible fósil; nuevos proyectos de construcción de plantas nucleares serían iniciados.
Debido a lo mal conceptuada que estaba la energía nuclear en Alemania, hubo protestas que
se tradujeron en cancelaciones de proyectos. Por ejemplo, en 1975 hubo una manifestación
en la que participaron 30.000 personas en contra de la construcción de una nueva planta
nuclear en Wyhl, que nunca se llevó a cabo debido a la presión social. Estos movimientos
sociales siguieron a lo largo del siglo. Destacar el accidente de Chernóbil de 1986, hecho
que cambió la mentalidad de la población con respecto a este tema.
En el año 2001, el gobierno del SPD en alianza con los Verdes anunciaron oficialmente el
abandono de la energía nuclear de Alemania. Se planea que todas las plantas nucleares sean
cerradas y desmanteladas, siendo 2022 la fecha final. En esa fecha Alemania contaba con
19 reactores nucleares. Es necesario comentar que es en este año también cuando se pone
en funcionamiento la Ley de Energías Renovables (Erneuerbare Energien Gesetz, EEG),
hecho que constata que la transición energética en Alemania ya es un hecho. En 2003 se
cierra el reactor de Stade, siguiéndole el de Obrigheim en 2005.
En el año 2010, el gobierno de Angela Merkel pospuso el apagón nuclear en ocho años,
postergándolo hasta 2030. Pero es en marzo de 2011 cuando ocurre un hecho que cambiaría
lo acordado el año anterior: el accidente del reactor nuclear de Fukushima. En este año el
Gobierno Alemán revierte los cambios del año anterior y se paran 8 de los 17 reactores
nucleares que estaban en funcionamiento en aquel momento. La fecha final vuelve a ser
2022. Este abandono de la energía nuclear será conocido como Atomausstieg
Esta medida es enormemente apoyada por el pueblo alemán. Lo que no se consideraron en
este año son los costes derivados de la parada y desmantelamiento de centrales que tuvieron
costes muy altos de construcción, y que en algunos casos, no estuvieron el suficiente tiempo
en actividad para que un proyecto como el que es la construcción de una central nuclear sea
realmente rentable. Las consecuencias entonces recaen sobre las empresas suministradoras
de electricidad, que pierden capacidad pero también sobre el precio de la electricidad, como
veremos más adelante en el trabajo, en el capítulo 5.
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En la siguiente tabla se puede ver los reactores activos a fecha del año 2011, con sus
correspondientes fechas de parada y sus potencias en MW.
Tabla 2.: Reactores nucleares: potencia y fecha de cierre. (Fuente: Appunn & Russell, 2015)
En diciembre de 2016, el Tribunal Constitucional Federal de Alemania dictaría una
sentencia por la que las empresas eléctricas alemanas deberán recibir una compensación
económica debido al cierre anticipado de sus reactores. E.On ha declarado pérdidas de 8.000
millones de euros, mientras que Vattenfall declara pérdidas de 4.700 millones de euros. Las
pérdidas de RWE se estiman en 6.000 millones de euros. Además, el desmantelamiento de
las centrales supondrán costes adicionales. Se ha estimado el valor de este coste en unos 38
300 Millones de euros. (Fuente: Resultados nucleares de 2016, Foro Nuclear Español)
En términos de capacidad de generación en el año 2010 había una capacidad de 20.43 GW
con un total de 17 reactores activos. En 2011, esta cifra disminuye a 12.07 GW con 9
reactores activos. Es en diciembre de 2015, otro reactor se para y la capacidad baja a 10.80
GW.
Aquí veremos el desarrollo de la energía eléctrica generada por los tres últimos años. En
términos de electricidad generada: 2015: 86.77 TWh de los 550 TWh totales, supone un
15.8% del mix eléctrico total. 2016: 80.04 TWh de los 544.5 TWh totales, supone un 14.7%
del mix eléctrico total. 2017 (hasta el mes de agosto): 42.16 TWh, lo cual se traduce a un
12.2 % del mix eléctrico total.
La pérdida de capacidad y la progresiva disminución de aporte al mix eléctrico ha llevado
a Alemania a la construcción de centrales de fuentes convencionales, ya que solamente con
la energía renovable no se puede compensar esta falta en el futuro próximo que es de aquí
a 2019.
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Por último y para estudiar en que partes de Alemania se encuentra y se encontraba la
mayor parte de la energía nuclear tenemos el mapa de reactores nucleares.
Figura 6 . Mapa del total de reactores nucleares en Alemania. En azul, los que utilizan agua en
ebullición. En morado, agua a presión. (Fuente: kernkraftwerke in Deutschland por Lencer-
WikimediaCommons-CC-S.A-2.5)
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Energía eólica
El potencial eólico que tiene Alemania es bastante superior al de energía solar fotovoltaica.
La zona noroeste del país es la más adecuada para la instalación de aerogeneradores tanto
en tierra como en el mar, en las aguas menos profundas del Mar del Norte. Es entonces
razonable decir que la electricidad debida a energía eólica se encuentra lejos de las
metrópolis industriales.
El centro y sur de Alemania está teniendo, con la actualización de la EEG del 2012,
reducción de coste de aerogenerados y avances en la tecnología un desarrollo de este tipo
de energía, pudiéndose extender por un mayor número de emplazamientos.
La velocidad de operación de estos aerogenerados se encuentra en el intervalo de 3.7 a 7.9
metros por segundo en los casos onshore, y de 7.9 a 10.3 metros por segundo en casos
offshore, con altura efectiva de 81 metros. El número de horas de funcionamiento de carga
completa para el caso de los emplazamientos en tierra está entre 1500 y 1800 horas. Para
los emplazamientos en mar están entre 2800 y 4000 horas. Así que por estos datos podemos
comprobar que los datos calculados en la tabla 1 se encuentran dentro de los intervalos.
Las principales empresas germanas de energía eólica se ocupan de todas las tareas relativas
al proceso de fabricación. Estas realizan todas las divisiones de trabajo necesarias para
construir un aerogenerador contratando otras empresas alemanas del sector para ello.
Los fabricantes producen componentes individuales entre otros componentes como palas o
generadores. Además, existen muchas otras empresas dedicadas a la instalación y
mantenimiento de los aerogeneradores. En la energía eólica offshore Alemania ha ganado
mucha experiencia en los últimos años, y el ya comentado plan de construcción de un parque
eólico en el Mar del Norte ayudará a las empresas alemanas a ser líderes de este sector a
escala mundial en los próximos años.
A continuación, se muestran en una tabla las principales empresas de energía eólica
alemanas. Como comentario, decir que la potencia instalada es tan alta porque está incluida
la establecida en otros países.
Tabla 3.: Principales empresas eólicas alemanas. (Fuente: Orkestra-Deusto, 2016)
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Energía solar fotovoltaica
Las centrales solares fotovoltaicas alemanas están situadas al sur del país, sobre todo en los
estados federales de Baviera y Baden-Württemberg, que reciben más horas de
funcionamiento medias anuales. Que estas zonas del país sean las de mayor renta per cápita
y el rápido desarrollo de la solar fotovoltaica en los últimos años no es coincidencia. Muchos
de los beneficios relativos a esta industria ayudan a empresas cercanas. En la siguiente
figura vemos como se distribuyen las horas de sol anuales:
Figura 7.: Horas de sol anuales por región. (Fuente: DENA 2015)
Alemania, como gran país industrial y pionero de nuevas tecnologías tiene el proceso de
fabricación de los paneles solares, tanto de lámina delgada como de panel cristalino, muy
bien integrado. Además, los fabricantes de software y técnicas de medición, otras empresas
que se encargan de instalación, mantenimiento e investigación consiguen que la cadena de
valor de esta tecnología esté ampliamente desarrollada, y permite que el país no necesite
importar nada al extranjero para conseguir el correcto funcionamiento de una instalación de
paneles fotovoltaicos.
Aunque las empresas alemanas sean de gran reconocimiento internacional y Alemania fuera
el líder de este sector en 2015, en los dos últimos años ha habido un fortísimo desarrollo de
las empresas chinas, que consiguen que el coste de estos paneles sea muy bajo en
comparación con el de los paneles teutones. Las empresas chinas han conseguido abrirse
paso y ganar cuota de mercado, llegando incluso a absorber firmas alemanas en el proceso.
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Aparte de estos datos de la energía solar fotovoltaica, uno pensaría que Alemania no es uno
de los países con mayor número de horas de sol en servicio de Europa. En efecto, según los
datos de la empresa alemana Apollo Vertrieb für Photovoltaik (AVP), en el sur de Alemania,
que es donde se encuentran el mayor número de paneles solares instalados en el total del
país, son 1000 el número de horas de servicio de los paneles fotovoltaicos. Según los datos
de potencia instalada y de producción eléctrica de Red Eléctrica Española, el número de
horas de funcionamiento medio de paneles españoles fue de 1708 horas. Si comparamos la
media de horas de España con el número de horas en la zona de más sol en Alemania,
deducimos que este país está mucho menos acondicionado climáticamente para albergar
instalaciones de energía solar fotovoltaica. El mapa de horas de funcionamiento para
paneles solares en Alemania es el siguiente:
Figura 8.: Mapa horas de servicio paneles solares. (Fuente: www.AVP-solar.de)
La explicación al gran crecimiento de la energía solar fotovoltaica alemana en los últimos
años y la aparente contradicción de promocionar un tipo de energía que no tenía tanto
potencial como en otros países como en España se debe al posible interés que vio el Estado
alemán en esta industria. En la actualidad el share del mercado de los paneles solares se lo
lleva China gracias a sus precios competitivos, pero a la hora de conseguir llevar a cabo la
instalación, conexionado a red y posterior mantenimiento los países europeos se siguen
decidiendo por empresas alemanas. En la actualidad, gracias a las inversiones mediante
tarifas a las energías renovables, en especial al sector fotovoltaico, se puede decir que
Alemania es el líder europeo en este sector.
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Biomasa
En lo relativo a la biomasa, es la agricultura la que aporta cultivos energéticos para que sean
procesados. Dato importante es que la mayor parte de estos cultivos energéticos estaban
destinados a la producción de biodiésel. Según Gorozarri Martínez, 2012, las previsiones
para el año 2020 es que haya 4 millones de ha de tierra agrícola para generación de materias
primas renovables. En el año 2016, con un total de 47.1 TWh de electricidad, la biomasa
formó el 8.7% del mix eléctrico.
Figura 9.:Ubicación de potencia de biomasa en Alemania (Fuente: DENA 2012).
La tecnología alemana para sacarle partido a la biomasa se basa en su alta fiabilidad y por
solucionar problemas a los clientes de forma personalizada. Alemania tiene tecnologías de
alto rendimiento para cualquier tipo de potencia instalada en biomasa, desde estufas para
producción de calefacción como autoconsumo hasta instalaciones de combustión para
edificios o comunidades pequeñas. Se ha de comentar que las centrales combinadas de
producción de electricidad y calor se basan en biomasa. Se han desarrollado en Alemania y
son punteras en todo el globo. Además, también se han especializado en la producción de
biogás. Estas industrias se encargan de la cadena de valor entera de esta tecnología e incluso
es posible suministrar a la red de gas natural con biogás.
Figura 10.: Generación eléctrica por biomasa. (Fuente: AGEE stat y bwmi.de)
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Por último, es interesante también en esta tecnología saber en qué partes de Alemania se
practica en mayor medida, por lo que un gráfico explicativo con la potencia de biomasa y
sus horas de funcionamiento también es muy útil:
Figura 11.: Uso de la biomasa en Alemania año 2015. (Fuente: BDEW)
Similarmente al gráfico de la energía eólica, las barras significan instalaciones, potencia
instalada y energía eléctrica producida. Se puede decir que esta tecnología se distribuye más
uniformemente por el país, especialmente en el sur y el noroeste del país. En estas zonas
hay mayor riqueza y desarrollo tecnológico.
El número de horas de funcionamiento de esta tecnología es mucho mayor que en eólica y
solar, ya que depende mucho menos de condiciones climáticas. La disponibilidad de
cultivos como combustible biomásico es la única condición para que esta tecnología
funcione. La media de horas de funcionamiento anuales fue de 6700 horas.
Energía hidráulica y residuos
Estas dos fuentes de obtención de energía eléctrica no se encuentran bajo el apoyo financiero
en el que se encuentran otras, en especial eólica, solar y biomasa. Por lo tanto, no recibieron
las tarifas de compra de electricidad llamadas Feed-in-Tariffs. Esto explica porque no ha
habido apenas desarrollo en la potencia instalada para éstas, ya que se prefirió apoyar a las
otras tecnologías.
Adicionalmente, hay que comentar que solo la parte biogénica de los residuos cuenta como
fuente de energía renovable. El procesamiento del otro tanto de estos residuos sí que es
contaminante.
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Estas tecnologías que no entran dentro del régimen retributivo alemán tenían una potencia
instalada en el 2016 de 5.94 GW (5.06 GW para centrales hidráulicas de corriente de río y
de agua embalsada y 0.88 GW para centrales de generación eléctrica a partir de residuos).
Este 0.88 GW sólo incluye la parte biogénica. El total de potencia instalada por residuos es
de 1.9 GW (bwmi.de), pero el 1.02 GW restantes se encuentran dentro de las energías
convencionales, por ser muy contaminantes.
La energía producida por centrales hidráulicas fue de 19.09 TWh y la producida por residuos
fue de 0.74 TWh. El total de estas dos fuentes nos da 3.65 %, que es un porcentaje bastante
reducido.
El mapa siguiente es un gran ejemplo para representar la distribución de esta tecnología en
el país:
Figura 12.: Energía hidráulica y de residuos Alemania año 2015. (Fuente: BDEW)
Al igual que en los anteriores gráficos, las barras blancas son instalaciones, potencia
instalada y energía eléctrica generada. De la energía hidráulica podemos saber que solo
existe en la zona sur del país, sobre todo en el estado de Baviera. La energía producida por
residuos no tiene mucha implicación en el total de producción eléctrica del país, y solo está
disponible en mayor medida en el estado de Renania del Norte-Westfalia.
Como última aclaración de este apartado, vale la pena recordar que sólo las energías solar
fotovoltaica, eólica y biomasa estuvieron dentro de las competencias de las Feed-In-Tariffs.
Esto quiere decir que aunque las energías hidráulicas y de residuos sean renovables, no han
adquirido compensaciones económicas para fomentar su desarrollo, o sea que su poca
influencia en el mix renovable se debe en parte a que el Estado alemán fomente otro tipo de
tecnologías.
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Implicaciones económicas energías renovables
Para ver cómo afectaron y cómo afectarán las energías renovables a la economía alemana,
la Asociación Alemana de Energía y Agua (BDEW) ha publicado un informe en agosto de
2017 en el que se incluyen una gran cantidad de datos alrededor de todo lo que tenga que
ver con energías renovables.
Esta asociación pretende demostrar y concienciar a la población alemana objetiva. Presentan
todos los datos y objetivos del Estado Alemán, pero incluyen cifras económicas en las que
se incluyen tanto ganancias como inversiones. Además, desarticula el precio del KWh
eléctrico en sus componentes, lo que será muy útil para el capítulo del precio de la
electricidad.
Como veremos más adelante, el primer apoyo económico a la producción de electricidad
por energías renovables apareció en 1991 con la Ley Stromseinspeisungsgesetz (StrEG). En
ella se decidió que era momento de que las energías renovables tomaran parte en el mix
eléctrico de generación de electricidad. Para ello, se crearon las Feed-In-Tariffs en las que
aseguraban comprar la electricidad producida por estas fuentes y añadir un aumento de
bonificación al KWh vertido a la red.
Las inversiones totales que ha realizado el Estado Alemán para apoyar el desarrollo de estas
renovables desde el año 2000 hasta ahora se puede resumir en el siguiente gráfico:(M€ se
refieren a miles de millones de euros).
Figura 13.: Inversiones de Alemania en renovables. (Fuente: BDEW, con datos de ZSW)
Para leer el gráfico estudiando la componente de cada inversión destinada a la electricidad,
ver la parte de arriba. La totalidad de la biomasa-calor y parte de la energía solar térmica
están destinadas a la producción de calor. Podemos afirmar que las tecnologías más
apoyadas han sido la solar fotovoltaica y más recientemente la eólica, en gran parte debido
a las Feed-In-Tariffs.
45
Aunque hablaremos en mayor profundidad a lo largo del proyecto, las Feed-In-Tariffs son
tarifas que se van reduciendo a lo largo del tiempo. Es decir, cuanto más dinero se ha
invertido, hay mayor potencia instalada de esta tecnología por lo que se necesita invertir
menos dinero.
En enero de 2017 desaparece el sistema de tarifas por un sistema de subastas por el que se
compra la electricidad al mejor postor. El mercado se hace más competitivo, y las energías
que se permitan venden el KWh más barato salen beneficiadas. Además, compiten
directamente con las energías convencionales.
Por otro lado, el Estado Alemán también ha usado el dinero público para subvencionar
gastos derivados del desarrollo de las renovables, por ejemplo, salarios de personal,
subvenciones por gastos en partes de repuesto, mantenimiento y operación y combustible
(principalmente biomásico) en renovables. Este dinero debe contabilizarse también con las
inversiones de renovables. Se puede apreciar en la siguiente figura:
Figura 14.: Gastos alternativos en subvenciones para renovables. (Fuente: BDEW con datos de
ZSW)
La repercusión de estos gastos en el KWh tanto generado, vendido en el mercado como el
pagado por el consumidor final no se encuentra en el alcance de este capítulo, si no que se
analiza en uno de los capítulos siguientes, centrado en el precio de la electricidad.
Lo que sí que es relevante e interesante para la explicación del desarrollo de las principales
renovables, esto es, la solar fotovoltaica, y las dos eólicas, onshore y offshore, es la relación
entre las inversiones totales a estas tecnologías, con las potencias instaladas por cada año y
el aumento de la influencia sobre el mix eléctrico. Podemos explicar así que la revolución
de las renovables viene dado por decisión política de subvencionarlas, y podremos
diferenciar qué tecnologías se han desarrollado más y por qué.
46
En primer lugar, echaremos un vistazo a la energía eólica onshore:
Figura 15.: Inversión alemana en eólica onshore. (Fuentes: BDEW y AGEE Stat)
- Inversión total últimos 10 años: 42.1 miles millones de euros.
- Potencia total instalada últimos 10 años: 27.2 GW.
- Evolución del mix eléctrico de 2.5 % hasta 10.9 %.
Justamente las inversiones crecen a partir de 2010, año en el que se reduce el presupuesto
de inversión en fotovoltaica, como veremos más adelante. Esta energía es de las renovables
que mayor tiempo lleva en desarrollo. Además, compañías como Siemens se han
beneficiado económicamente en gran medida. La energía eólica es la que más sentido tiene
instalar en Alemania, según el número de horas de funcionamiento efectivas en
comparación con la fotovoltaica. Información adicional, es que es la renovable con más
influencia en el mix eléctrico.
A continuación, se mostrara un gráfico paralelo al anterior, conteniendo información de las
inversiones en la energía eólica offshore. Esta tecnología es muy moderna, implementada
desde 2009. Su problema es el alto coste de instalación y mantenimiento, ya que se tiene
que hacer dentro del mar, a una altura determinada y lejos de la costa. Localizada
principalmente en el Mar del Norte y el Mar Báltico, esta tecnología tiene muy buenas
previsiones de futuro. Sus altas horas de funcionamiento hacen que la producción eléctrica
potencial sea muy alta.
47
El gráfico en cuestión es el que sigue:
Figura 16.: Inversión alemana en eólica offshore. (Fuentes: BDEW y AGEE Stat)
- Inversión total: 16.2 miles de millones de euros
- Potencia instalada total: 4.25 GW
- 2.1% del mix eléctrico en el año 2016
Las subvenciones a esta tecnología se han ido reduciendo desde 2014, ya que se impone el
sistema de subastas en 2017. El pronóstico de los TSOs de 2016 hasta 2021 es que esta
tecnología no aumente su capacidad instalada de forma brusca, ya que no se van a conceder
ayudas. Veremos en el futuro, si este tipo de tecnología puede dar un gran número de
beneficios económicos tal que merezca la pena una inversión de alto riesgo.
La energía eólica ya existía en Alemania antes del año 2000 por lo que, aunque se ha
desarrollado menos que la fotovoltaica en los últimos 10 años, es la predominante dentro de
las renovables, con 53.5 GW totales de potencia instalada.
El último gráfico para comentar es el de la energía solar fotovoltaica, en desarrollo desde
2002, y que es la tecnología que más remuneraciones por Feed-In-Tariffs ha recibido. Desde
2012 hasta 2014 contaba con mayor potencia instalada que la energía eólica, ya que su
crecimiento se produjo entre 2008 y 2012 gracias a estas ayudas.
48
El gráfico de las inversiones económicas en energía solar fotovoltaica de los últimos 10
años es el siguiente:
Figura 17.: Inversión alemana en solar fotovoltaica. (Fuentes: BDEW y AGEE Stat)
- Inversión últimos 10 años: 86.5 miles de millones de euros
- Potencia instalada en los últimos 10 años: 39.4 GW
- Del 1% al 6.4% del mix eléctrico
El primer detalle que hay que comentar es que estas ayudas también se han aportado para
generación distribuida y autoconsumo que vierten electricidad a la red. De todas formas,
hay una sobre-inversión en esta tecnología. Se puede deducir muy fácilmente que al haber
menos horas de funcionamiento que en otros países y menos horas de funcionamiento
comparativamente con la energía eólica, esta técnica no debiera ser la óptima para un
desarrollo eficiente.
Además, uno pensaría que con la gran inversión realizada y la reducción de los costes de
instalación de los paneles fotovoltaicos, esta energía tendría, al menos, el mismo aporte al
mix eléctrico que la eólica. Pero la realidad es que esta aportación es mucho menor.
Lo que sí que sabemos es que Alemania ha sido, antes de la gran inversión de China en
paneles solares, uno de los mayores productores de paneles fotovoltaicos. Adicionalmente,
ahora se encarga de la instalación, mantenimiento y acondicionamiento en otros países.
España, que se caracteriza por su capacidad de albergar energía solar, importó los servicios
de empresas alemanas durante el gran boom de los paneles solares.
Parece ser, entonces, que además de querer aumentar su extensión de renovables, Alemania
vio la oportunidad de invertir en esta industria para ser líder del sector y aprovechar esta
ventaja en el futuro.
49
1.2 TIPOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Generación unificada
La generación unificada o centralizada en Alemania viene dada por las cuatro grandes
compañías eléctricas del país. Estos ‘Big Four’ o ‘Groβen Vier’ son RWE, E.ON, EnBW y
Vattenfall. Además de dedicarse a la generación de energía, se dedican a su distribución,
venta y comercialización. Hemos de tener en cuenta, que por ejemplo en 2015, estas cuatro
empresas tenían el 76% de cuota de generación eléctrica alemana. (Monitoring Report
2016).
Estas compañías basadas en las fuentes de energía convencionales, como el carbón,
combustibles fósiles y energía nuclear, están siendo afectadas por el Energiewende,
obligadas a invertir en energías renovables para que su predominancia en el mercado
continúe. Tanto es así, que RWE y E.ON han tomado la decisión de dividirse en dos
subcompañías: una que administre las centrales convencionales (nuclear, gas y carbón) y
otra que se centra en las energías renovables, las redes y su comercialización.
Para hacernos una idea de la influencia que tienen las fuentes convencionales para
producción de electricidad en estas grandes sociedad tenemos el siguiente gráfico:
Figura 18. Fuentes de energía utilizadas por los Big Four. (Fuente: Appunn & Russell, 2015)
50
RWE es el principal suministrador de electricidad de Alemania. El 52% de toda su
producción proviene del lignito. Esta compañía dirige las minas de Renania, Garzweiler e
Inden. Como parece que el carbón seguirá estando vigente por lo menos en esta década y la
siguiente, el único reto que tiene RWE es convertir el 21% de la energía nuclear en
generación por renovables, que solo conforma el 1% de su producción total. El total de
líneas de distribución de esta entidad es de 330 000 kilómetros. La producción de energía
eléctrica en 2016 fue de 216,1 Twh. (Annual Report 2016, RWE).
E.ON es la que más depende de la energía nuclear para la generación de electricidad. En
2011 contaban con 6 reactores, en la actualidad son 3. Su producción por renovables se debe
a energía hidroeléctrica. El total de líneas es de 350 000 kilómetros.
Estas dos compañías han visto notables pérdidas, debido principalmente a las políticas
tomadas en la transición energética. RWE en activos de carbón, y E.ON en mantenimiento
y actualización de centrales térmicas, además de la falta de capacidad por el
desmantelamiento de reactores nucleares. La estrategia de ambas compañías es apostar en
el futuro a renovables, microrredes y a los mercados de capacidad que suplen la
intermitencia de las renovables.
EnBW también está sufriendo las consecuencias del abandono nuclear, ya que el 40% de su
energía viene de centrales nucleares. De los Big Four es la compañía con mayor porcentaje
de producción por renovables, y la gran mayoría viene de la energía hidroeléctrica. También
se encuentra en las redes de transporte y distribución, con 155 000 kilómetros.
Por último, Vattenfall, empresa en gran parte sueca, posee las redes eléctricas de Berlín y
Hamburgo. La gran mayoría de su generación eléctrica proviene del lignito, del que posee
varias minas, sobre todo en la región de Brandenburgo y Sajonia, donde se encuentran cinco
minas de cielo abierto.
Tal y como se ha visto en la Tabla 3, tras el Atomausstieg del 2011, tras la obligación del
Gobierno Alemán de la parada anticipada obligatoria de algunos reactores nucleares, estas
cuatro compañías perdieron una capacidad total de 8,42 GW de potencia. Tras notificar
pérdidas considerables en beneficios en el año 2011, los Big Four tomaron procedimientos
legales contra el gobierno y el Tribunal Constitucional Alemán. Y es que además de las
pérdidas por suministrar menos energía se añadían los costes del desmantelamiento nuclear
y eliminación de residuos, lo que acrecienta el impacto económico para dichas empresas.
Debido al progresivo desmantelamiento de todos los reactores nucleares alemanes, la
creciente influencia de las renovables y el desarrollo de los últimos años de la generación
eléctrica descentralizada, estos groβen Vier han sufrido desde el año 2011 consecuencias
negativas con respecto a su cotización en bolsa. De los años 2010 a 2013, despidieron a
16.000 empleados. Sólo E.ON de deshizo de 11.500 trabajadores de su plantilla,
principalmente debido al cierre de operaciones en Múnich y en que había un departamento
entero dentro de la propia compañía destinado a reducir costes dentro de esta. Desde el año
2016, E.ON se ha propuesto separarse de las operaciones con fósiles y energía nuclear para
centrarse en las renovables y en la distribución. Igualmente EnBW tiene intención de
aumentar su cuota de renovables hasta el 40% en 2020, principalmente en eólica e
hidroeléctrica.
51
Figura 19.: Cotización RWE en bolsa (Fuente: Google Statistics)
Figura 20.: Cotización E.ON en bolsa (Fuente: Google Statistics)
Con todo, parece que la apuesta de estas grandes empresas por las nuevas tecnologías está
ayudándolas a volver a cobrar fuerza en el mercado eléctrico. Las previsiones a futuro es
que estos Big Four es que sigan perdiendo cuota de mercado en favor de las pequeñas
entidades con generación descentralizada.
Generación distribuida. Redes inteligentes.
Los sistemas de generación de energía descentralizados son instalaciones pequeñas, de entre
3 kW-10 MW, que apoyan las centrales convencionales de gran potencia para la producción
de electricidad. Son los ciudadanos a nivel local los que invierten energías renovables para
la generación eléctrica. Esto proporciona beneficios económicos en los que salen
beneficiados los pequeños productores en vez de las grandes empresas.
Esta generación distribuida corre normalmente a cargo de las Stadtwerke que son entidades
públicas que se encargan de suministrar agua, luz y gas a nivel local. Muchas de estas
utilities públicas eran propietarios de monopolios regionales de suministro. Pero en 1998,
durante la liberalización del mercado de la energía, muchas fueron privatizadas. Era muy
difícil para estas medianas y pequeñas entidades conseguir permanecer competitivas
durante esta transición. Fue gracias a las tarifas para el desarrollo de las renovables por las
52
que las Stadtwerke fueron renacionalizadas. La asociación alemana de utilities públicas se
llama VKU (Verband kommunaler Unternehmen). Esta asociación se representa a las 1400
utilities públicas existentes en Alemania.
El reciente desarrollo de la generación distribuida se debe en parte a las medidas de
abandono de la energía nuclear. Existe una potencia que las principales compañías eléctricas
han dejado de suministrar que puede ser compensado por suministro propio a nivel regional.
Además, son los ciudadanos los que ganan la capacidad de decisión. Son ellos mismos los
que pueden ser actores de la evolución de la Energiewende. Pero no es todo tan fácil como
parece. Según el análisis efectuado por Euler Hermes, ‘dos tercios de las utilities públicas
alemanas se deteriorarán considerablemente hacia el 2020’. Cuando no se cuenta con un
elevado volumen de negocios es más difícil evolucionar conjuntamente con el sistema
eléctrico de alrededor. Uno de los problemas que van a tener estas Stadtwerke en el futuro
va a ser conseguir mantenerse actualizadas y digitalizadas. Es necesario integrar el
desarrollo tecnológico. En este caso, la predicción es apostar por las redes inteligentes.
El concepto de red inteligente describe la conexión comunicativa de los actores del
suministro de energía: generación, transporte, distribución y almacenamiento hasta el
consumo de la electricidad. Esto crea una red integrada con nuevas estructuras y funciones,
todas en sí mismas. Los medidores inteligentes también juegan un gran papel: toda la red
debe estar digitalizada para que todos los componentes de esta conozcan todos los datos:
electricidad generada, consumida, transportada, perdida o también CO2 emitidos o el dinero
ganado o perdido por kWh generado o consumido. También las fuentes de energía de las
que proviene esta electricidad. El conocimiento de todos estos parámetros motiva a todos
los usuarios a optimizar estas redes, y les da control para la generación y consumo.
Un plan tecnológico innovador que aboga por la digitalización energética es el llamado
‘Demostración Energía Inteligente – Digitalización de la Transición Energética’ (SINTEG).
Su objetivo es interconectar generación en consumo en redes inteligentes usando
tecnologías y procedimientos innovadores, para demostrar que es posible tener suministro
de energías que es amigable con el medio ambiente, seguro y eficiente, incluso con grandes
flujos intermitentes de electricidad proveniente de instalaciones eólicas y solar fotovoltaica.
Las soluciones desarrolladas en este modelo sirven como prototipo para su posterior
implementación en Alemania. Cada uno de estos cinco proyectos se centra en un tema en
particular:
- C/sells: Este proyecto tiene lugar en los estados de Baden-Württemberg, Bavaria y Hasse
y se centra en energía solar. El sistema energético se dividirá en células que trabajan con
medidores inteligentes para optimizar la generación y consumo de energía a nivel regional.
- Designnetz: Esta plan se sitúa en North Rhine-Westphalia, Rhineland-Palatinate y
Saarland y busca soluciones para mostrar como la energía descentralizada solar y eólica
pueden abastecer centros de demanda. Cuenta con 7.000 hogares y 140.000 medidores
inteligentes.
- Enera: Localizado en Baja Sajonia. Trata de servicios auxiliares para estabilizar la red a
nivel regional. Tiene tres prioridades: mejorar la tecnología para hacer el sistema energético
más flexible, aumentar la información entre redes para intercomunicar los mercados y
conectar 40.000 medidores inteligentes y sensores para ser instalados en la red.
- NEW 4.0: Situado en Schleswig-Holstein y Hamburgo. Sirve para demostrar que una
región puede ser suministrada al 70% por fuentes renovables de una forma segura y
confiable, y conseguida antes del 2025.
53
- WindNODE: Comprende cinco estadores en el noreste de Alemania y Berlín. El objetivo
es integrar energías renovables a un sistema energético que combine electricidad, calor y
transporte. El proyecto contiene una plataforma que conecta generadores y usuarios a las
redes y mercados, y coordina opciones de flexibilidad, como en cargas industriales o en la
movilidad eléctrica.
Como se puede ver, estos planes a futuro son muy ambiciosos y podrán ser como base en
los años venideros para nuevos proyectos basados en la tecnología aplicada a estos. Ahora
vamos a ver un ejemplo actual para demostrar que en 2017 hay comunidades verdes. El
barrio de Vauban, en Freiburg, utiliza paneles solares para su propio abastecimiento, y se
sirve de la red para vender electricidad sobrante, o comprar en caso de necesidad. Además,
hay una planta de cogeneración en la que se produce energía eléctrica para las viviendas a
la par que se reducen las emisiones de CO2. Este barrio consta de dos comunidades:
Solarsiedlung y Sonnenschiff.
Figura 21 . Imagen del Solarsiedlung, barrio de Vauban, Freiburg. (Fuente: freiburg.de)
Autoconsumo
El autoconsumo consiste en la producción o gestión de actividades de uso propio, como
pueden ser los alimentos, el agua o la energía. Los sistemas de autoconsumo de energía
eléctrica pueden estar aislados con baterías de almacenamiento para posterior uso con
conexión a la red para verter o coger electricidad de ella. Se componen fundamentalmente
de dos partes: Placas solares o aerogeneradores para generación eléctrica y un inversor que
corriente continua a alterna. Ventajas del autoconsumo son la independencia energética,
menos problema por falta de suministro y el respeto por el medio ambiente.
Aunque en Alemania las Stadtwerke son más utilizadas para suministrar energía a escala
local, es una realidad que el autoconsumo también se está imponiendo en el país. Según la
asociación alemana de energía solar Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW-Solar), ya
existen 52.000 sistemas en operación de instalaciones fotovoltaicas con una capacidad de
producción eléctrica de 300 MWh. Sólo en 2016 se construyeron 20.000 nuevos sistemas
de almacenamiento y se espera que para el final del año 2018 este número aumente a
100.000.
Según BSW-Solar los costes de compra e instalación de estas placas solares se han reducido
un 40% durante los pasados tres años, por lo que esperan que la gente esté más inclinada a
comprarlos. Pero en 2017 se han detenido las Feed-In-Tariffs que reportaban grandes
54
beneficios económicos a todo aquel que vertiera electricidad a la red generada por energías
renovables, así que el futuro del autoconsumo no es tan cierto como parece.
La evolución del autoconsumo en Alemania a lo largo del tiempo se puede ver en el
siguiente gráfico:
Figura 22.:Evolución del autoconsumo en Alemania. (Fuente: BDEW)
Con respecto a nuevos proyectos en autoconsumo, la compañía E.ON siguiendo su plan de
actualización hacia energías renovables ha puesto en marcha desde abril de 2017 el proyecto
‘Your Energy’ en el que se ofrecía un producto llamado SolarCloud, en el que los clientes
podrían ser capaces no sólo de producir su propia potencia fotovoltaica, pero también
almacenarla para usarla cuando quisieran. El modo en que funciona, es que los clientes
abren una cuenta eléctrica virtual, en la que figuran los kWh producidos y vertidos a la red.
Los planes a futuro contemplan utilizar esta electricidad, además de para suministrar las
viviendas, para recargar baterías de vehículos eléctricos e incluso vender o compartir los
excedentes con vecinos.
55
Cogeneración
La cogeneración es un sistema de alta eficiencia energética, del cual se obtienen
simultáneamente energía eléctrica y energía térmica a partir de la energía primaria, sobre
todo de combustibles fósiles como el gas o petróleo. Desde los inicios de la Energiewende,
esta opción es muy atractiva para el gobierno alemán, ya que se aumenta la eficiencia
energética y se disminuyen las emisiones de CO2 y otros GEI.
Figura 23.: Ventajas Cogeneración vs producción separada. (Fuente: B.KWK)
En 2002 se aprueba la Ley de Cogeneración por la que se apoya económicamente. Esta ley
aporta primas por cogeneración según el tamaño del sistema. En la modificación del año
2012 se fijan las tarifas a importes que permitan un gran desarrollo a futuro. Con estas
ayudas se alcanzó una potencia total por centrales de cogeneración en 2014 de 1700 MW.
Pero en el año 2016 en la Nueva Ley de Cogeneración (KWKG), los objetivos de expansión
de la cogeneración se redujeron y la complejidad de las normas para recibir primas aumentó.
Esta nueva ley, por ejemplo, no apoya a centrales de cogeneración alimentadas con carbón.
Se espera que esta ley aumenten la producción de electricidad neta hasta 110 TWh para
2020 y 120 TWh anuales para 2025, esto son objetivos más moderados, pero que aseguran
un desarrollo fiable.
En principio esta nueva ley beneficia a las unidades de cogeneración pequeñas (hasta 100
kV) con el pago de subvenciones, ya que los costes de instalación para centrales de
cogeneración son extremadamente altos. La nueva KWKG obliga a los cogeneradores de
centrales mayores a 100 kV a utilizar la energía generada o a ingresarla a la red de
comercialización directa.
56
Tabla 4.: Subvenciones por la Ley de Cogeneración KWKG 2016. (Fuente: BHKW-Consult)
Capacidad de reserva
El papel que van a jugar las energías renovables en el futuro va a ser evidente. Pero aunque
esta forma de energía sea limpia y buena para el medio ambiente, depende de los factores
meteorológicos para la producción de electricidad. Por lo tanto pero evitar fallos de
suministro cuando estas condiciones climáticas no se den, es necesario que exista una
capacidad de reserva integrada por todo el país. Las tecnologías de almacenamiento son el
siguiente paso en la transición energética. El presupuesto de Investigación + Desarrollo está
siendo aplicado a baterías de litio, almacenamientos descentralizados, almacenamiento por
calor térmico, almacenamiento por hidrógeno y en bombas de calor.
Si en los años próximos Alemania quiere basarse en energías renovables deberán ser
capaces de sobreponerse al reto que esto supone. Las medidas para que sea posible son
invertir y desarrollar redes inteligentes, ampliar y mejorar las redes de distribución y
transporte y mejorar las conexiones con los países fronterizos.
Por ejemplo, en el invierno del 2015/16 fueron necesarios 7500 MW de capacidad de
reserva para el completo abastecimiento sin interrupción de servicio. De estos, solo 3000
MW eran generados en Alemania. Por lo tanto si el país quiere apostar por energías en las
que la capacidad de reserva es una necesidad, debe invertir para conseguir autoabastecerse
sin depender de otros países.
57
1.3 TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Alemania tiene una red eléctrica muy bien desarrollada e interconectada. Esta consiste en
la red de transporte en la que la potencia se transmite en alta y muy alta tensión y la red de
distribución, que suministra a las regiones locales y consumidores finales con electricidad.
Los cuatro operadores del sistema de transmisión (TSOs) se encargan de la infraestructura
de la red: mantenimiento, construcción de nuevas líneas y garantizan el acceso de los nuevos
suministradores. Estos están supervisados por la Agencia Federal de la Red Eléctrica
(Bundesnetzagentur), que por ejemplo autoriza la expansión de la red o las tarifas de uso de
red. Los más de 800 operadores del sistema de distribución (DSOs) son los encargados que
la electricidad sea suministrada a nivel local.
Situación actual
La historia alemana explica la organización de las redes eléctricas por todo el país. La
división entre los territorios del este y oeste es palpable en la configuración del sistema de
transporte. Los 4 operadores del sistema de transporte o TSOs son Amprion, 50Hrtz,
TenneT y TransnetBW y entre estos cuatro facilitan el transporte de electricidad por toda la
región alemana e incluso entre fronteras con el mínimo de pérdidas, y directamente a las
áreas en las que la potencia se consume. Estas cuatro empresas son las propietarias de la red
y se denominan Übertragunsnetzbetrieber (ÜNB) o TSOs, que se diferencian de las que
sólo distribuyen la electricidad, Verteilungsnetzbetrieber (VNB), o DSOs.
La red de alta tensión de Alemania esta enchufada a la red europea por interconectores. La
longitud total de las redes de transmisión es aproximadamente 35.000 kilómetros. En el caso
de la corriente alterna, la electricidad se transmite a una tensión máxima de 220 o 380 kV.
La tensión de la nueva red de tensión de corriente continua planeada será de 525 kV.
Los datos estadísticos de la situación actual de la red eléctrica alemana, se pueden ver en la
siguiente tabla:
Tabla 5. Tamaño red eléctrica alemana 2016. (Fuente: Monitoring Report 2016, bwmi.de)
*(Actualmente hay 880 DSOs, pero son 817 los que participaron en este reporte)
58
Para hacernos una idea de cómo es la red alemana y del dominio de los operadores en las
zonas del país se encuentra el mapa de la red eléctrica. La red eléctrica alemana está
considerada la más compleja de Europa.
Figura 24.: Red eléctrica alemana y TSOs por zonas de control
(Fuente: Netzentwicklungsplan 2012).
Estas cuatro compañías eléctricas ocupan aproximadamente el 70% de la cuota de mercado
en la primera venta de electricidad.
Tabla 6. . Características de los TSOs. (Fuente: Orkestra-Deusto, 2016)
Amprion. El 31% de esta compañía es del grupo RWE, por lo cual son los primeros
accionistas de esta empresa. Se compone de 5300 km de 380 kV y 5700 km de 220 kV. La
potencia instalada es de cerca de 59 GW.
TenneT. Una empresa needlandesa compró una compañía de transporte de electricidad a
E.ON, por lo que entraron al mercado eléctrico alemán. En total de Alemania y Países Bajos
cuenta con 22 250 km de líneas eléctricas, y llegan en ambos países a 41 millones de
personas. Esta empresa se encarga de la nueva línea Suedlink que se encarga de conectar el
norte con el sur del país para suministro de energía eléctrica.
59
50Hertz. La empresa belga Euronext y un fondo australiano llamado IFN Investors son
dueños en su totalidad de 50Hertz. Principalmente tienen redes aéreas, pero también tienen
líneas de cables subterráneos.
TransnetBW. Empresa alemana participada por EnBW. Tiene 3200 km de líneas 220/380
kV. Se limita a suministrar a clientes de Baden-Wutemberg.
Por otro lado, los DSOs suministran a alrededor de 20 000 municipios, de los que
aproximadamente 600 se denominan stadtwerk en las que la energía suministrada va desde
la ciudad para la ciudad. Los DSO entonces influyen mucho para el futuro desarrollo de la
generación descentralizada en Alemania. La mayoría de los DSO tiene una longitud de red
menor a los 1000 km.
La Asociación Alemana de Energía y Agua (BDEW) tiene en su base de datos una gráfica
muy interesante de la distribución de las energías renovables según TSOs o DSOs
Figura 25.: Porcentaje de conexión a renovables por TSO o DSO. (Fuente: BDEW)
La expansión de la red de transporte
Como en todas las infraestructuras, la red eléctrica sufre modificaciones según aparecen
nuevos proyectos en el sector eléctrico. A partir de las decisiones políticas tomadas en el
Energiewende, sabemos que los reactores nucleares desaparecen en 2022 y que hay una
intención de futuro de cerrar las centrales de carbón. Bien, pues esto influye
fundamentalmente a la región sur del país, que coincide por ser la que mayores núcleos
poblacionales tiene. Además las instalaciones de las renovables más eficientes, sobre todo
los parques eólicos onshore y offshore, se encuentran en la zona norte del país. Estas zonas
se caracterizan por tener un consumo energético bastante bajo. El problema radica en que
está aumentando cada vez más la distancia entre producción y consumo. La solución
60
propuesta por el gobierno alemán es hacer un plan que ayude a la expansión de la red
eléctrica.
Es la Ley del Desarrollo de Líneas Energéticas (EnLAG) la que regula los prerrequisitos
para la posible construcción de nuevas líneas de alta tensión. En este marco legislativo se
nombran cinco pasos que son necesarios para la aprobación de un plan de expansión de la
red:
- 1. Suposición de escenarios. Los diferentes propietarios de la red plantean distintos
escenarios para el futuro. Uno de ellos puede ser un gran desarrollo de renovables en
detrimento de las convencionales, mientras que otro plantearía que las energías renovables
frenen su evolución y que las fuentes convencionales se mantengan. Estos son presentados
a la Agencia Federal de Redes, Bundesnetzagentur, que los estudia y aprueba.
- 2. Plan de desarrollo de red y estudio de impacto medioambiental. Los TSO calculan los
requerimientos específicos para cada escenario en un marco a 10 años. Estos planes
llamados Netzentwicklungplan deben medir como optimizar, reforzar y construir la red. Las
redes de parques eólicos offshore van aparte en un plan individual, en pos de priorizar este
tipo de tecnología. Estos planes deben ser aprobados a su vez por la Bundesnetzagentur, que
realiza el informe de impacto medioambiental. Estos documentos son puestos a disposición
de la opinión pública, que influye a la hora de que el proyecto salga adelante o no.
- 3. Plan Federal de Requerimientos. El plan de desarrollo de red y el informe de impacto
medioambiental configuren conjuntamente la primera versión del Plan Federal de
Requerimientos vinculante. Contiene una lista de todos los proyectos necesarios, de inicio
a fin. El Gobierno Federal debe aceptar uno al menos cada cuatro años, para evitar que
algunas líneas queden obsoletas. Este plan debe esperar la aprobación del Parlamento en
forma de ley.
- 4. El siguiente paso depende de si las nuevas líneas de muy alta tensión cruzan fronteras
federales o nacionales. Si es así, es la Bundesnetzagentur la que se hace responsable del
proyecto en vez de las autoridades del estado federal pertinente. Los operadores de la línea
proponen el trazado concreto de la línea. Este es sometido a la consulta pública, con todas
las partes implicadas. Además, se debe incluir en este llamado Bundesfachplannung, o plan
sectorial federal, un reporte medioambiental estratégico.
- 5. Por último se lleva a cabo la aprobación del plan. Se autoriza el trazado exacto de la
línea así como la tecnología a utilizar. Los TSO deben encontrar alternativas posibles a las
rutas o redes presentadas. Las propuestas son discutidas públicamente y examinadas por su
compatibilidad medioambiental con las políticas del país. Al final, se alcanza la aprobación
del plan de redes con las rutas que menos perjudican a las poblaciones y al medioambiente.
61
El mapa actual de esta expansión de red es el siguiente:
Figura 26.: Mapa expansión de red. (Fuente: Bundesnetzagentur)
En la Ley de Desarrollo de Líneas Energéticas (EnLAG) de 2009 y en la Ley de Aceleración
de Expansión de Red (NABEG) de 2011 y sus posteriores revisiones se aprobaron 24
proyectos que se marcaron como prioritarios. La longitud total de todas las líneas
supondrían 1870 km nuevos en la red eléctrica. En el segundo trimestre del 2017, ya se
encuentran 900 km aprobados para su construcción y 700 km ya construidos, que
configuran el 40% del total. La Bundesnetzagentur calcula que para final del 2020 estará el
80% ya construido.
Esta Agencia Federal de Red provee cada cuatrimestre información relativa al estado actual
de la expansión de la red en el Plan Federal de Requerimientos (BBPlG). Este plan fue
aprobado en 2012 y consistía de 36 proyectos. El número a día de hoy es de 43 proyectos
en marcha, 16 bajo la Ley de Aceleración de Expansión de la Red (NABEG). Entre estos,
ocho son prototipos para conseguir transmisión a larga distancia con pocas pérdidas, cinco
prioritarios de cable subterráneo de corriente continua, cinco de cable enterrado parcial de
corriente alterna, uno es un piloto usando conductores de alta temperaturas y dos utilizan
cables submarinos. Se elude a la necesidad de configurar y mantener la red para asegurar la
seguridad de suministro. En el plan se optimizan las líneas ya existentes para adaptarlos a
los cambios a futuro, sustituir líneas antiguas o se construyen nuevas. La longitud total de
las líneas de este plan es 5900 km, de los cuales 3050 km son para refuerzo de la red. Esta
62
longitud total es muy dependiente de la línea que va de norte a sur del país, que es concretada
en el futuro. En el segundo trimestre del 2017, se encuentran 450 km aprobados para su
construcción y 150 km ya construidos.
Por último tenemos el O-NEP 2025, que es el plan de expansión de redes en parques eólicos
offshore, que como hemos dicho antes, son independientes. Estos se basan en nuevas líneas
necesarias debido a la construcción de las instalaciones en el Mar del Norte y el Mar Báltico.
Se planea que estas nuevas líneas sean construidas a la par que el parque eólico se esté
poniendo en funcionamiento. Se estima que será entre 2021 y 2025.
Por otro lado, el plan de expansión de red NEP 2025 fue rechazada en 2016 por no cumplir
los requerimientos de la Ley sobre Economía Energética (EnWG). No se consiguió plantear
los proyectos sin que implicaran una demora en los objetivos impuestos por la Ley de
Energías Renovables revisada en 2014, por lo tanto se descartó. La situación actual se
encuentra en el paso uno, la suposición de escenarios. La nueva fecha final es 2030, o sea
que en el futuro los TSO deben estudiar y plantear la NEP 2030.
De todos los proyectos de nuevas líneas, ya estén finalizados, en construcción, o en fase de
ser aprobados, cabe destacar el que se denomina SuedLink. Esta enorme línea va de los
sistemas de generación principalmente por parques eólicos del norte del país a los puntos
de consumo del sur. Consiste por 800 kilómetros de líneas de muy alta tensión. Es uno de
los proyectos en los que se va a utilizar corriente continua de 525 kV. Es un proyecto que
tiene prioridad, y es que a pesar de ser más caro en los aspectos constructivos, es una línea
que circula bajo tierra, por lo que el impacto en el paisaje es menor, por lo que de cara al
público cuenta con una mayor aceptación social. El Gobierno Alemán aprobó este plan en
2014 y le asignó un presupuesto de 13500 millones de euros.
La optimización de la red de distribución
Los DSO también han de optimizar, reforzar e incluso expandir sus redes para reflejar el
estado en que se encuentra el país conforme al sistema eléctrico. La expansión de las
instalaciones de renovables unida a la necesidad de suministro sin depender de la capacidad
de la red supone un reto para los DSO. Debido a la forma heterogénea en que se reparten
las redes y los sistemas de generación en Alemania, cada operador deberá ser independiente
y autosuficiente para poder trabajar según sus propios recursos y con una menor
dependencia de la red. Aparte de las medidas de extensión de red tradicionales, estos
operadores del sistema de distribución están respondiendo a estos requerimientos con el
creciente desarrollo de redes inteligentes.
A fecha de 31 de diciembre de 2015, entre todos los DSO con modificaciones en su red se
calcularon unos 9300 millones de euros necesarios en el plazo a 10 años para optimizar sus
redes. Este dinero no sólo se debe a la necesidad de creciente capacidad para las energías
renovables, sino también a la reestructuración y reemplazo por obsolescencia.
Estas mejoras de red, tanto gran escala en la red eléctrica de transporte, como a media y
pequeña escala en la red eléctrica de distribución, necesitan de un enorme capital de
inversión. Esto se traduce a aumentos en el precio de la electricidad debido a costes de
transporte y distribución.
63
Por ejemplo, en el siguiente gráfico se encuentran los costes de expansión de red para los
principales DSOs
Figura 27.: Coste total de expansión de red 20 primeros DSO. (Fuente: Monitoring Report 2016, BMWi)
Además de costes de expansión, se encuentran los costes de optimización y refuerzo de
redes de distribución. Las medidas aplicadas en esta materia son: Incremento de sección
transversal de conductores, incremento de capacidad de transformadores, soterramiento de
líneas, optimización de los puntos de aislamiento de red, cambios en la topología de red,
instalación de aparatos de medida, construcción de sistemas en paralelo, monitoreo y
regulación.
Coste de la red eléctrica
Primero tenemos en cuenta el coste de la red de transporte. Esto incluye los costes por los
sistemas de transmisión con los países colindantes. En 2015, los 4 TSOs gastaron 2361
millones de euros en total. Esta cifra se divide en inversiones y gastos. El desglose de esta
cifra para ese año es el siguiente: 3 millones para sistemas de medida e infraestructura de
comunicación; 174 millones para conexiones entre fronteras (expansión, mantenimiento y
operación); el gasto de nuevas infraestructuras, nuevos proyectos y expansión de red
alcanzó 1673 millones de euros y el coste de inversión en mantenimiento y renovación de
redes fue de 217 y 297 millones respectivamente.
El gasto total en la infraestructura de red se ha desviado en 283 millones con respecto al
presupuesto planeado el año anterior, que fue de 2644 millones. Esto quiere decir que el
89% del presupuesto es el que ha sido utilizado. Para el año 2016, se planeó un total de 2701
millones de euros, lo que quiere decir un aumento de casi un 14 por ciento con respecto al
año anterior.
64
En el siguiente diagrama podemos ver las inversiones más gastos en la infraestructura de
transporte de energía eléctrica:
Figura 28. Inversión + gastos TSOs en la red eléctrica. (Fuente: Monitoring Report 2016, BMWI)
Por otro lado, se encuentra el coste total de las redes de distribución eléctrica. El Monitoring
Report 2016 recoge información de los 817 DSOs que participaron en este informe. El gasto
total asciende a 6845 millones de euros, en 2015. El desglose de esta cifra es: 482 millones
en aparatos de medida e infraestructura de comunicación; 5401 millones en inversiones a la
red (sobrepasando los 3646 millones planeados); los gastos de red se calcularon en 3045
millones. Los costes totales de la red de distribución en 2015 sobrepasaron en 197 millones
los costes planeados, que eran 6648 millones.
El nivel de las inversiones en los DSO depende de la longitud de las líneas, el número de
puntos de medida y otros parámetros estructurales. Por lo tanto, las estos costes en
inversiones tienden a ser más grandes cuanto más largos sean. El 25% de los DSO gastan
hasta 100.000 euros, un 12% entre 100.000 y 250.000 euros, otro 12% entre 250.000 y
500.000 euros, el 17% entre 500.000 y un millón de euros, un 24% entre 1 y 5 millones de
euros y el 10% restante, más de 5 millones.
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Paralelamente al gráfico anterior, tenemos los costes en inversión y gastos de la
infraestructura de la red de distribución:
Figura 29. Inversión + gastos DSOs en la red eléctrica. (Fuente: Monitoring Report 2016, BMWI)
La Ordenanza de Regulación de Incentivos (ARegV) da tanto a los TSO como a los DSO
la posibilidad de incluir los costes de expansión e inversiones en reestructuración dentro de
las tarifas de redes eléctricas dentro de los límites aprobados. Estas tarifas entran entonces
como un porcentaje del precio de la electricidad que paga el consumidor final. Para que un
operador pueda solicitar incentivos deben ser aprobados y revisados por la
Bundesnetzagentur.
Las 97 solicitaciones a estos incentivos con respecto al sector eléctrico conformaron un
volumen de aproximadamente 4.19 miles de millones de euros, de los cuales 3.79 miles de
millones fueron a parar a los 4 TSOs y los 0.4 miles de millones de euros restantes se
dividieron entre 50 DSOs.
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67
CAPÍTULO 2: DEMANDA.
IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES.
Evolución en los últimos años
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Como introducción a este capítulo, podemos dar dos datos que nos van a servir para explicar
en que se basan la demanda y las importaciones y exportaciones de electricidad: Alemania
es un país principalmente exportador y cuenta con un exceso de capacidad debido al
constante aumento de las renovables mientras se mantienen las centrales convencionales.
Veremos por tanto, las relaciones comerciales con otros países respecto al mercado
eléctrico, y la distribución del consumo dentro del país.
Para entender el estado actual de la demanda, importaciones y exportaciones, primero
vamos a ver un gráfico general que nos ayude a entenderlo y enmarcarlo:
Figura 30.: Balance de exportación en Alemania 90-16. (Fuente: cleanenergywire.org CC SA 4.0)
Como podemos ver, a partir del año 2003 Alemania ha sido un claro exportador, con
creciente balance exportador, en lo que a la compra-venta de electricidad al mercado
eléctrico se refiere. Es interesante destacar de nuevo el dato del exceso de capacidad de
producción eléctrica. En los años anteriores, y la tendencia es que continúe para los años
68
siguientes, es que la generación siga creciendo a pesar de la desconexión de la energía
nuclear en la potencia instalada total.
Paralelamente y en sentido contrario, se espera una reducción del consumo eléctrico, ya que
se están impulsando proyectos que mejoran la eficiencia energética, lo que repercute
directamente en una menor demanda de electricidad.
Hemos de recordar que Alemania tiene la red eléctrica más compleja de Europa, y en un
afán de mejorar la seguridad energética dentro del país, se están teniendo acuerdos para
establecer un mercado eléctrico destinado a garantizar el suministro seguro y fiable para
algunos países de dentro de la Unión Europea.
Balance de energía eléctrica
En el contexto europeo, Alemania es el país que más energía eléctrica genera y consume.
Esto se explica fácilmente por su gran número de habitantes y su gran desarrollo
tecnológico. Es además el país que más electricidad exporta, con el mayor saldo de
intercambio dentro de Europa. Solamente tiene saldo importador con Francia y Suecia,
mientras que con República Checa, Polonia, Austria, Dinamarca, Suiza, los Países Bajos y
Luxemburgo exporta gran cantidad de energía.
Para hacernos una idea de carácter general antes de entrar más en detalle, a continuación se
encuentra una tabla-resumen del balance total de energía eléctrica del año 2016 en
Alemania:
TWh Año 2015 Año 2016 Incremento ∆%
Generación total 580.4 609.6 5.03
Consumo en bombeo - 8.1 - 7.5 -7.407
Importaciones 33.563 27.023 -19.48
Exportaciones - 85.351 - 80.767 -5.37
Saldo intercambios - 51.788 - 53.744 -3.78
Consumo neto y pérdidas 520.512 548.356 5.35
Tabla 7.: Balance de energía eléctrica total en Alemania. (Fuente: Realización propia a partir de
los datos de Statistical Factsheet 2015 y Statistical Factsheet 2016, ENTSO – E)
69
2.1 DEMANDA Y CONSUMO
Echando un vistazo a la figura inicial del capítulo, podemos ver que la demanda eléctrica
está en decrecimiento constante, y se supone que seguirá así en los próximos años. La
tendencia descendiente se ha mantenido más o menos estable desde el año 2004, aunque
en el año 2009 hubo un gran descenso en consumo eléctrico, debido al consumo eléctrico
industrial. Este menor consumo fue debido a la crisis que afectó al país durante este
periodo. El máximo alcanzado en 2007 no se ha vuelto a superar.
Máximo y mínimo de demanda.
Saber cuáles son los dos extremos de la demanda de un país nos sirve para poder
dimensionar la generación de un país sin excederse en capacidad, o en que falte el suministro
en algunos días del año.
El máximo de demanda del año 2016 se dio el día 7 de diciembre, de 17:00 a 18:00 horas.
El pico de consumo del año 2016 fue de 81945 MW. Este máximo solo se encuentra en
Europa por debajo del de Francia, que fue de 88000 MW.
El mínimo de demanda del año 2016 se dio el día 3 de julio, de 5:00 a 6:00 horas. Este
mínimo del año 2016 alcanzó los 36670 MW. Este punto fue el mayor menor consumo de
entre todos los países europeos.
El estudio de los máximos es muy importante para el aseguramiento de un abastecimiento
eléctrico fiable. Ya que la demanda suele ser alta para los mismos países en el mismo
periodo de tiempo, se debe ver como de bien es capaz un país de satisfacer su demanda en
el momento más alto del año. Si se teme que se necesite energía, se deben observar los
países de alrededor para establecer contratos de compra de electricidad, o invertir en
capacidad de almacenamiento, que es muy cara.
Energías renovables para satisfacer la demanda
Las energías renovables van a ser de gran influencia en Alemania en los próximos años,
sobre todo para satisfacer la demanda. Como ya hemos visto, la generación distribuida y el
autoconsumo utilizan principalmente energía solar y eólica para conseguir electricidad.
Además, con la Energiewende se pretende que el consumo de electricidad evolucione en
favor de una mayor utilización de energías renovables. Parece ser que el objetivo de alcanzar
el 35% de componente renovable en el consumo de electricidad se va a conseguir antes del
año 2020, que es el año para el que estaba planeado. En el año 2016, esta componente ya
alcanzó una cifra mayor a la esperada. Se calculó que el año pasado se podrían alcanzar el
29% en componente renovable, pero el gran desarrollo de estas energías en los últimos años,
incrementó este porcentaje hasta un 31,7 %.
70
En el gráfico siguiente se puede observar la trayectoria esperada por el Energiekonzept del
año 2011. Esto nos puede dar una idea del futuro de la demanda eléctrica en el país.
Figura 31.: Componente de la electricidad por energías renovables. (Fuente: BDEW)
Como ejemplo de la volatilidad de las energías renovables para satisfacer la demanda
eléctrica vamos a comparar dos gráficos en los que se ven dos semanas distintas, una en
mayo de 2016 y otra en enero de 2017. Se quieren ver los dos extremos de producción por
energías limpias en el plazo de un año, ya que en uno la demanda se satisface
mayoritariamente por renovables en algunos puntos, pero en el siguiente es todo lo
contrario. Este ejemplo pretende aclarar que aunque contar con un gran porcentaje de
renovables en el mix eléctrico es necesario, no es suficiente.
En el primero, la producción eléctrica por renovables es muy alta, tal que en algunos puntos
la potencia que pedía la demanda se acerca mucho a la potencia entregada por los sistemas
de generación renovables. Incluso en el día 8 de mayo se consiguió abastecer toda la
demanda del país sólo con este tipo de energía:
71
Figura 32.: Cobertura de la demanda (Last) por energías renovables, mayo 2016. (Fuente: BDEW)
Por el contrario, en el siguiente gráfico también podemos ver el resultado de un día con
poco sol y viento. Es lógico pensar que a pesar de contar con una gran capacidad de potencia
en renovables instalada hemos de contar con un sistema de suministro alternativo, pues no
se puede depender solamente de condiciones climáticas para dar electricidad a una
población:
Figura 33. Cobertura de la demanda (Last) por energías renovables, enero 2017. (Fuente: BDEW)
72
Como podemos ver en el segundo gráfico, por mucho que las energías renovables
conformen un 35% del mix eléctrico anual, poco va a ayudar este dato en semanas del año
en el que debido a las condiciones climáticas es literalmente imposible depender de las
energías renovables para suministrar electricidad al país entero.
Esto se puede extrapolar fácilmente a los años futuros, ya que incluso con una participación
de 50%, 65% o incluso 80%, es seguro que va a haber momentos del año en el que las
energías renovables no van a poder satisfacer la demanda eléctrica del país. Las
posibilidades a futuro como puedan ser sistemas de almacenamiento de energía o un
mercado eléctrico europeo pueden solventar esta situación, pero eso va a darse en un plazo
mayor a 10 años de ahora.
Por mucho que el Estado Alemán quiera reducir su dependencia de las fuentes de energía
convencionales, en el futuro próximo va a seguir necesitando de ellas para esos días del año
en el que no quede mayor opción. Además, con la segura salida de la energía nuclear en el
año 2022, sólo se deja una opción posible: el carbón.
Les guste a los alemanes o no, el lignito y la hulla van a ser las materias primas que les
abastezcan de electricidad en los meses de invierno en que las energías renovables son
mucho más inútiles en comparación. Por lo tanto, el carbón se va a quedar en las futuras
décadas hasta que no haya alternativas realistas disponibles.
73
2.2 IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
Como se ha visto en el primer gráfico de la introducción de este capítulo, Alemania lleva
siendo más de una década un exportador neto de electricidad con respecto al conjunto de
sus países vecinos. Las principales exportaciones son a Polonia, Austria, Suiza y Países
Bajos. También tiene saldo exportador con Dinamarca y Suecia. Con el único país que tiene
saldo importador de electricidad es Francia, debido a que es de este país y su estabilidad en
la generación eléctrica a causa de su energía nuclear del que obtiene electricidad en caso de
que la demanda alemana lo requiera. Para hacernos la idea general de como son estas
importaciones y exportaciones se ha analizado en la introducción la evolución de estas en
los últimos años. Vamos a entrar en detalle en la capacidad de importación y exportación y
en los flujos de energía eléctrica con los países fronterizos en el último par de años en que
los datos son más recientes.
Capacidad de importación/exportación
La potencia instalada de importaciones/exportaciones de Alemania con los demás países
puede verse en la siguiente tabla:
Tabla 8.: Capacidad transmisión Alemania y otros países. (Fuente: BMWI.de)
El que no aparezcan la capacidad de importaciones y exportaciones de Alemania con
Austria es debido a que forman conjuntamente un mismo mercado eléctrico. El cambio de
un año a otro es debido a razones de líneas en estado de mantenimiento o en fallo. Para
calcular estas potencias, el Ministerio Alemán de Energía y Economía (BWMI) ha utilizado
sus propios cálculos.
La capacidad total del Estado Alemán de importación eléctrica está en torno a los 18 GW,
y la de exportación eléctrica alrededor de 17.3 GW. (Agora Energiewende, 2015)
74
Intercambios de energía eléctrica
En este apartado, el objetivo es doble: analizar con que países tiene Alemania un mayor
intercambio de electricidad y comparar los datos del año 2016 con los del año 2015. Para
verlo de forma gráfica, prestamos atención a los siguientes dos mapas
Figura 34 . Intercambios en GWh Alemania año 2016. Figura35. Intercambios en TWh Alemania año 2015 (Elaboración propia, fuente ENTSO-E 2016) (Fuente: Monitoring Report 2016 BWMI)
Como primera cosa a tener en cuenta, en ambos años Alemania vendió gran parte de su
producción al extranjero, en orden descendente de media: a Países Bajos, Austria, Suiza y
Polonia. Aunque algunas de estas exportaciones se hayan reducido el año pasado, el saldo
exportador total aumentó, como se vio en la Figura . El único país del que se puede decir
que Alemania importe energía eléctrica es Francia. Los intercambios a los demás países son
variables y dependen de los acuerdos anuales y del precio de mercado.
En las dos siguientes tablas encontramos una comparativa en estos dos años:
Energía en TWh 2015 2016
FR DE 16.1 8.31
NL DE 0.3 1.33
CH DE 3.0 2.44
AT DE 3.5 4.2
CZ DE 6.1 5.04
PL DE 0.02 0.014
SE DE 1.9 1.5
DK DE 5.2 2.78
Tabla 9.: Comparación de importaciones a Alemania. Elaboración propia.
75
Energía en TWh 2015 2016
DE FR 1.4 2.73
DE NL 24.0 16.88
DE CH 16.1 17.01
DE AT 17.8 16.65
DE CZ 6.3 6.4
DE PL 10.7 8.75
DE SE 0.2 0.84
DE DK 2.9 5.22
Tabla 10.: Comparación exportaciones de Alemania. Elaboración propia.
Como conclusión de este apartado debemos afirmar que aunque haya unos contratos o
previsiones de flujos eléctricos, después la realidad depende de las necesidades de los
mercados intraeuropeos, demandas a cubrir, abaratamiento o encarecimiento de la
electricidad, etc.
Para considerar también las implicaciones económicas de estos intercambios
internacionales, en la Bundesnetzagentur se encuentran disponibles los datos monetarios,
recogidos en forma de la siguiente tabla:
Tabla 11. Implicaciones económicas intercambios internacionales 2015.
(Fuente: Bundesnetzagentur)
Flujos no planeados
A pesar de que Alemania cuente con la mejor red de transporte de electricidad de Europa,
los flujos eléctricos deben seguir las Leyes de Kirchoff. La gran generación de la totalidad
del país hace que la red esté congestionada, esto es, que la electricidad deba tomar caminos
alternativos para llegar a su destino. La razón de que afecte a las importaciones y
exportaciones es que muchas veces las vías alternativas circulan por otros países. Como los
mercados eléctricos son nacionales y están regulados, las compañías de transporte solo se
dedican a conducir la electricidad entre centrales de generación y distribuidoras, por lo que
usar otras líneas extranjeras para un servicio que finalmente va a ser nacional, origina
problemas.
76
El diagrama de flujos no planeados del total del año 2015 es el siguiente:
Figura 36 . Flujos no planeados Alemania 2015. (Fuente: MonitoringReport 2016 BWMI)
Por el oeste, la electricidad circula por Holanda, Bélgica y Suiza hasta Francia y vuelve a
Alemania. Por el este, realmente circula por Polonia y República Checa hasta Austria. En
este caso, la electricidad se consume o transporta en Austria, por lo que realmente cuenta
como un flujo directo a Austria, pero usando líneas extranjeras. La gran evolución de la
generación alemana ha hecho que la expansión de redes no se desarrolle lo suficientemente
rápido, cosa que afecta a los países vecinos a Alemania. Una de las medidas tomadas para
devolver electricidad en vez de enviarla es la construcción de un transformador de fase en
la frontera con Polonia. En la frontera con República Checa está otro en proyecto de futuro.
La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) establecía
un procedimiento anual por el que se compensa las pérdidas por alojar electricidad
extranjera en las redes nacionales. En 2015 Alemania pagó 6.1 m€, siendo contribuidores
de la red. A partir de 2016, si un país quiere alojar su electricidad en redes de otros países
europeos, debe pagar una tarifa establecida en 0.5 €/MWh. El objetivo de posibilitar y
promocionar el uso de redes extranjeras para que circule electricidad o usar las líneas
propias para uso extranjera es crear un mercado eléctrico integrado.
77
Necesidad de un mercado eléctrico integrado y flexible
La creación de un mercado eléctrico europeo interno está declarado como objetivo de la
Unión Europea como necesidad de ser implementado progresivamente por países europeos.
La iniciativa fue emprendida por Alemania, a la que posteriormente se han ido añadiendo
otros estados. En febrero de 2014 las regiones de centro-oeste Europa (Austria, Bélgica,
Francia, Alemania, Luxemburgo y Países Bajos) y noroeste Europa (Dinamarca, Finlandia,
Noruega y Suecia) así como Estonia, Letonia, Lituania, Reino Unido y Polonia fueron
interconectados con el SwePol. Además, Portugal y España se conectaron también en mayo
del mismo año. Con esto tres cuartas partes del mercado eléctrico ya estaban acoplados. El
siguiente paso fue unir las fronteras italianas con Austria, Francia y Eslovenia en febrero de
2015. En julio de 2016 se acabó la conexión Austria-Eslovenia.
El objetivo del mercado integrado es hacer un uso eficiente de la capacidad de transmisión
a disponibilidad de los países que forman la red internacional. Los beneficios resultantes de
este proyecto son la estabilidad y reducción del precio de la electricidad europeo, al haber
una mayor competitividad en todo Europa. También permitirse flujos de energía entre
países, se puede conseguir que la congestión de redes eléctricas desaparezca por líneas
eléctricas entre otros países. Esto es especialmente útil para cuando se genera mayor
electricidad de la que se consume y se quiere exportar a otras naciones. Por último, el
mercado eléctrico europeo ganaría fuerza en relación con respecto al resto del mundo ya
que se consideraría un solo bloque con gran capacidad de exportación e importación con
países externos a la Unión. El órgano principal encargado de que esta integración sea posible
es justamente la Bundesnetzagentur, agencia alemana a la que se ha hecho referencia a lo
largo del trabajo, como cooperación regulatoria de la Agencia de Cooperación de los
Reguladores de Energía (ACER en siglas en inglés).
Un mercado europeo también debería caracterizarse por garantizar que todas las tecnologías
tengan el mismo acceso al mercado, esto es que tenga alta flexibilidad. Esto también quiere
decir que se haga sitio a las energías en gran desarrollo como la fotovoltaica y los dos tipos
de eólicas, y a los nuevos sistemas de almacenamiento en los que se está investigando
actualmente. La competición entre varias opciones para la provisión de electricidad se
traduce nuevamente en bajo precio para los consumidores. Cuanto más flexible es el
mercado, menos financiación necesitan las tecnologías en desarrollo. En nuestro período
actual, las dos grandes renovables: eólica y solar. En Alemania, ya se han terminado las
ayudas de las Feed-In-Tariffs y la venta de electricidad de estas energías se hace desde 2017
con subastas públicas, de las que hablaremos más adelante.
Estando los objetivos claros, en el documento Electricity 2030, elaborado por el Ministerio
de Economía y Energía alemán (BWMI), se han recopilado las tareas a futuro que se
deberían llevar a cabo si el conjunto de los países europeos se compromete a la creación del
mercado eléctrico interno:
- Establecer el transcurso óptimo para Europa. En noviembre de 2016, la Comisión
Europea presentó ya sugerencias para el desarrollo continuado del mercado eléctrico
interno. Se dieron a saber unas primeras condiciones que los sistemas eléctricos europeos
de abastecimiento europeos deberían seguir. La tarea principal es controlar que este proceso
o transcurso presente propuestas que posibiliten un mercado europeo flexible, seguro y
competitivo.
78
- Alentar la integración de los mercados eléctricos a nivel regional. La interconexión del
mercado de electricidad de venta al por mayor debe ser completada rápidamente, para que
posteriormente se consiga una profundización a escala local en la que se priorice la
seguridad de suministro y venta de electricidad con un bajo coste de entrega y uso de la red.
La forma de conseguirlo es que los operadores del sistema de transmisión de cada país
trabajen en un marco común, en el que la comunicación entre ellos permita dar soluciones
a las iniciativas regionales.
- Promover la efectiva flexibilidad de mercado. Como se ha dicho antes, eliminar estas
barreras para conseguir un mercado igual para todos resulta en competición en la que las
mejores opciones económicas sobreviven.
En la siguiente figura se puede visualizar que países ya se han unido en organizaciones que
de una forma u otra se comuniquen para lograr la integración de un mejor mercado eléctrico
europeo:
Figura 37.: Asociaciones europeas que apoyan un mercado eléctrico europeo.
(Fuente: Electricity 2030 – BWMI)
79
Seguridad de suministro en el marco alemán
Para Alemania, la forma más posible a medio plazo de garantizar la seguridad de suministro
a todo el país no es la inversión en métodos de almacenamiento energético, ya que estos
todavía se encuentran en una fase de desarrollo demasiado prematura para que puedan
cumplir unos mínimos de efectividad. En cambio, quieren basarse en los países fronterizos
para asegurar el abastecimiento dentro de un contexto europeo.
Los productores de electricidad pueden vender a clientes Alemania o en el extranjero, así
como las utilities y los grandes consumidores pueden comprar la electricidad allí donde sea
más barata. La unión de la producción doméstica con las capacidades europeas debe
garantizar el abastecimiento eléctrico. Los prerrequisitos para que estas condiciones sean
posibles son: Debe hacer suficiente capacidad primero para alimentar el propio país incluso
en épocas de escasez y que exista una capacidad entre fronteras capaz de soportar flujos de
energía acordes a la oferta y demanda internacionales.
Alemania, cuya generación eléctrica se basará en un futuro mayoritariamente renovable
necesita del resto de los países europeos en el caso en el que las condiciones climáticas no
favorezcan una producción para suministrar al país. Esto, en adición al mercado eléctrico
antes mencionado, conseguirá reducir los costes que de otra manera aumentarían
considerablemente. El Estado alemán en un futuro se podría beneficiar de la estabilidad en
la generación eléctrica francesa basada en la energía nuclear para conseguir de aquí su
suministro. De todas formas, siendo Alemania el centro de Europa no tendrá problemas para
conseguir que el país en su totalidad consiga abastecer su demanda todos los días del año.
Al igual que en el apartado anterior, el documento Electricity 2030 recoge las actividades
que se deben realizar en los próximos años para garantizar que el suministro eléctrico al
país entero no sea un problema:
Evaluación conjunta de la seguridad de suministro. La valoración apoyada por
estadísticas y metodología coordinadas funcionaría como primer paso. Se mejoraría la
calidad de la evaluación, pasando de un alcance meramente nacional al internacional, en el
que medidas superfluas y exceso de capacidad serían evitados. El segundo paso es el
monitoreo de la falta de provisionamiento. Si dicha evaluación revela la necesidad de tomar
medidas adicionales, la comunidad europea debe ayudar a que sean coordinadas y
económicas. Las medidas, como por ejemplo, necesidad de nuevas reservas, estarán
armonizadas y dónde sea técnicamente posible, la consecución de estas medidas deberán
ser compartidas, esto es, métodos y herramientas utilizados.
80
Monitoreo europeo de la demanda eléctrica. Con el objetivo de evitar tomar medidas que
impliquen costes que se pueden evitar, se debe ver que toda la demanda europea esté siendo
abastecida en todo momento. El proceso de monitoreo de la falta de abastecimiento alemana
actual se efectúa una vez cada dos años. La actualización de este proceso comprendería
todos los países que influyen el consumo eléctrico alemán. Según este documento, el mapa
que recogería los países relevantes para el marco alemán serían los siguientes:
Figura 38.: Área de influencia para seguridad de suministro en el mercado eléctrico.
(Fuente: Electricity 2030 – BWMI)
En el año 2015 la Evaluación de Adecuación de la Generación Regional condujo en
representación del Foro de Energía Pentalateral y del Ministerio Federal de Economía y
Energía (BWMI) un estudio que consistió en el análisis del riesgo basado en probabilidad
que modeló el sistema dentro de una resolución horaria. Este enfoque se debería continuar
de forma sistemática para estudiar riesgos de falta de suministro en el futuro.
Es imposible asegurar al 100% que en todas las regiones no se va a interrumpir el servicio
ningún día del año. Es necesario establecer un objetivo que indique el nivel de
provisionamiento al que queramos acercarnos y por tanto debamos aplicar medidas en
consecuencia. En Alemania, las políticas de energía solicitan una alta seguridad de
suministro. El alto precio de la electricidad que pagan los germanos debe traducirse en un
sistema que no falle. El nivel de seguridad se debe establecer según país.
Como último comentario, decir que tanto la seguridad de suministro como un mercado
eléctrico europeo debe estar sujeto por una red eléctrica que sea capaz de posibilitar los
objetivos marcados. La expansión y mejora del estado de la red es por tanto un factor
importante a tener en cuenta en cada país.
81
CAPÍTULO 3: MERCADO ELÉCTRICO.
PRECIO DE LA ELECTRICIDAD
Este capítulo se va a dividir en dos partes: La primera parte se dedica al estudio y
configuración del mercado eléctrico alemán. Como veremos, este se divide principalmente
en dos bloques que son el mercado eléctrico al por mayor y al por menor. Se pretende dar
una breve explicación y diferenciar ambas partes.
La segunda parte del capítulo se dedica a explicar y desglosar el precio de la electricidad
para aquellos consumidores del mercado eléctrico al por menor: clientes domésticos y
clientes industriales. Es una de las partes más importantes del proyecto, ya que relaciona
directamente las medidas políticas tomadas en el sistema eléctrico con el precio final al
consumidor. Veremos si esta transición energética, la Energiewende, pasará factura a la
población alemana.
3.1 CONFIGURACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
El mercado mayorista
La existencia de un mercado mayorista es necesaria para una competición justa en la
industria eléctrica. Dentro de este podemos encontrar un Spot Market, o mercado al contado
en el que comprar electricidad en el futuro próximo, y también un Future Market, en el que
se pueda invertir en la compraventa de electricidad a medio y largo plazo. El mercado
alemán se caracteriza por tener una gran liquidez, estable a un gran nivel en los años 2015
y 2016. Los participantes de estos mercados compran y venden electricidad dentro de bolsas
europeas.
Dentro del mercado mayorista, la participación en bolsa la configuran conjuntamente
Alemania y Austria. Se encuentran dentro de la bolsas de energía: European Energy
Exchange (EEX) con sede en Leipzig, que ofrece electricidad en intercambio a futuro,
European Power Exchange (EPEX SPOT SE) con sede en París y Energy Exchange Austria
(EXAA), con sede en Viena. Estas dos últimas se encargan del suministro de electricidad
en los Spot Markets. Dentro de estas bolsas solo participan las empresas más importantes.
Con datos de 31 de diciembre de 2015, había 194 participantes en EEX, 213 en EPEX SPOT
y 77 en EXAA.
Spot Markets o mercados diarios
La electricidad se intercambia en los mercados diarios con un día de antelación o en ciertas
horas del mismo día. Para hacernos una idea del volumen de intercambio, en la bolsa EPEX
SPOT se intercambiaron 264 TWh a día anticipado y 38 TWh del mismo día, datos del año
2015. El volumen del Day-ahead market en EXAA fue de 8.3 TWh.
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Los participantes se consideran activos en las bolsas si compran o venden al menos una vez
por cada día del año. En el EPEX, había un total de 77% participantes activos y en el EXAA
alrededor de la mitad de los participantes eran activos.
Las pujas en las subastas del mercado diario en estas dos bolsas europeas se pueden realizar
en base a dependencia o independencia del precio de la electricidad. Es decir, en el primer
caso los participantes estipulan el precio al que quieren vender o comprar la electricidad, y
en el segundo caso es el mercado el que lo autorregula para compraventa automática. El
76% de las pujas de compra y el 69% de las pujas de venta eran independientes al precio de
la electricidad en el año 2015.
El índice de precio usado en estos mercados diarios para el área de Alemania y Austria es
el Phelix (Índice de Electricidad Física), publicada por EEX y EPEX SPOT. Se diferencian
en Phelix precio base y Phelix precio pico.
El gráfico siguiente muestra la fluctuación de ambos a lo largo de un año:
Figura 39.: Precio del Phelix (base y pico) Oct-16 a Sept-17. (Fuente: EPEX SPOT)
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Future Markets o mercados a futuro
La electricidad a futuro puede ser intercambiada en EEX para el área Alemania-Austria si
se hace en Phelix referidos al precio base del año en que se intercambia. Es posible
intercambiar también según los precios de Phelix a futuro o referidos al Phelix precio pico.
El volumen de intercambio de Phelix a futuro del año 2015 fue de 937 TWh, aumentando
considerablemente desde 2012 que fue 445 TWh. El número de participantes activos de los
mercados a futuro de electricidad de EEX son 65 por día de intercambio.
En estos mercados, lo habitual es el contrato con un año de anticipación. Después, contratos
dentro del margen de un año y por último contratos con los siguientes años
subsecuentemente (2 años, 3 años..). Se pueden ver los datos para el área Alemania-Austria
en la tabla siguiente:
Tabla 12.:Futuro del Phelix base. Precio en Euros/MWh. Volumen en MWh. (Fuente: EEX)
Las cuatro compañías que actúan como participantes y a la vez como responsables de
aumentar la liquidez de los mercados a futuro son: E.ON SE, EDF Trading Limited, RWE
Supply & Trading GmbH y Vattenfall Energy Trading GmbH. Podemos ver que estas son
compañías derivadas de las grandes cuatro generadoras de energía vistas en el primer
capítulo. Estas suelen tener una participación anual del 33% en la compraventa de
electricidad en mercados a futuro.
Hasta el final del año 2016, los operadores del sistema de transmisión o TSOs estaban
obligados a vender los volúmenes de electricidad que les llegaban a través de las energías
renovables acogidas por las Feed-In-Tariffs, pero ahora con el sistema de subastas de todas
las renovables, se establece una competición en la que el precio de la electricidad que se
pueda situar más bajo es el comprado en estos mercados.
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El porcentaje de compraventa sobre el total de los participantes con mayor volumen de
beneficios nos da una idea de si el mercado de intercambios está concentrado o no. Estos
participantes son los grandes productores de electricidad, instituciones financieras y los
TSOs. El volumen de compras de los 5 compradores más influyentes es del 30 al 40% sobre
el total, y el volumen de ventas de los 5 vendedores más influyentes se ha ido reduciendo
del 50-60% al 35-40% en los últimos años, datos del EPEX SPOT.
El mercado minorista
Como comienzo del análisis del mercado minorista en el sector eléctrico, se va a explicar
cómo se estructuran los proveedores de la electricidad. En el total, los datos cubren 1238
proveedores que suministran a más de 50 millones de contadores de electricidad. Un dato
interesante es que el 7% de los proveedores sirvan al 73% de todos los contadores del país.
Por lo tanto, la mayoría de las compañías que funcionan como proveedores tienen un
número reducido de contadores a los que suministrar. El gráfico siguiente muestra la
distribución de estos proveedores:
Figura 40.: Distribución de proveedores según contadores. (Fuente: Monitoring Report 2016)
Los cambios de proveedor indican que existe una gran competición sobre quien suministra
electricidad. Los porcentajes de cambio de proveedores anual se sitúan sobre un 10.4%.
Los consumidores eléctricos del punto de vista del proveedor se dividen en los que necesitan
monitoreo por intervalos y los que no. Este monitoreo entrega datos cada hora sobre la
electricidad suministrada, precio, etc. Los que no lo necesitan reciben una estimación del
consumo de electricidad por un perfil de demanda estándar.
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Tipos de consumidores finales
Los consumidores finales pueden ser divididos en domésticos, comerciales e industriales.
La Ley de Industria Energética (EnWG) recoge la descripción de consumidor doméstico
como: ‘Consumidores finales que compran energía eléctrica para su propio consumo o
para usos profesionales, comerciales o agrícolas que no sobrepasan los 10 000 KWh
anuales’. Los consumidores no domésticos se refieren tanto a comerciales como
industriales, por lo que no se hace distinción en motivos de configuración de precio.
Los clientes que consumen más de 2 GWh anuales se restringen a consumidores
industriales. Los clientes entre 10 MWh y 2 GWh conforman un abanico de clientes
industriales y comerciales. El volumen de electricidad para consumidores no domésticos,
principalmente industriales, normalmente necesita monitoreo por intervalos de tiempo, ya
que su consumo eléctrico es muy alto y debe estar desglosado al detalle. Estos contratos
están principalmente acordados por entidades legales o proveedores ajenos a los
suministradores por defecto en dos tercios del total, y el tercio restante acuerda un contrato
especial con el proveedor.
En los consumidores domésticos, alrededor del 75% de los contratos se acuerdan con el
proveedor por defecto de su área local, el 40-45% a partir de contratos especializados y el
30-35% con contratos estándar, los porcentajes varían según los años. El 25% de estos
consumidores finales tiene como proveedor otro ajeno al área en que se encuentra. El
porcentaje de cambio de contrato iniciado por los clientes es del 4% anual. Hay una
tendencia creciente en los últimos años en la que el cliente doméstico cambia de proveedor,
ya sea por calidad de servicio o mejor precio. Sólo en el año 2015 hubo 4 millones de cambio
de proveedor en término de contratos individuales, que equivale al 6.4% de los clientes
domésticos. En esta tendencia creciente no sólo se encuentran las decisiones del
consumidor, si no otros factores, como cierre de las compañías de suministro (que de 2011
a 2013 provocaron 500.000 cambios en proveedores) o falta de pago del propio cliente
(cuando el proveedor es otro al local, puede cerrar el contrato por falta de pago, por lo que
el cliente pasa al proveedor de su zona).
Ya explicada la distinción de los distintos consumidores finales dentro del mercado eléctrico
minorista alemán, podemos dar los precios finales según tipos, y desglosar estos precios
para ver que pagan los clientes alemanes.
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3.2 EL PRECIO DE LA ELECTRICIDAD
Nivel del precio
Para conseguir un monitoreo del precio de la electricidad más eficiente, se pidió desde los
departamentos de Energía del Estado Alemán que los proveedores de los consumidores
finales dieran datos del precio final en función del nivel de consumo de estos, tanto para
consumidores domésticos como para comerciales o industriales.
Por lo tanto desde el año 2016 los niveles en los que se divide el consumo de los clientes
domésticos para identificar el precio son los siguientes:
- Rango I (DA): consumo eléctrico anual menor a 1000 KWh.
- Rango II (DB): consumo eléctrico anual entre 1000 KWh y 2500 KWh.
- Rango III (DC): consumo eléctrico anual entre 2500 KWh y 5000 KWh.
- Rango IV: consumo eléctrico anual entre 5000 KWh y 10 000 KWh.
Para los clientes no domésticos se dividió en las dos subcategorías:
- Grupo 1: Consumo eléctrico mayor a 50 MWh. Categoría comercial.
- Grupo 2: Consumo eléctrico alrededor de 24 GWh. Categoría industrial.
Componentes del precio de electricidad
En Alemania el precio de la energía eléctrica está compuesto en una gran parte por
impuestos o tasas, como el impuesto por renovables (EEG-Umlage) y por Cogeneración
(KGK-G), tasa del impuesto de electricidad, tasas por uso de la red eléctrica o el impuesto
del valor añadido.
Inicialmente el coste de la electricidad se compone por un precio base en el que se
incluye la comercialización y distribución de la energía eléctrica, y en el que ya lleva
implícito el coste de generación. En el siguiente gráfico podemos ver los costes de
generación de las energías renovables:
Figura 41. Coste de generación €/MWh en energías renovables. (Fuente: BDEW)
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El siguiente componente del precio se trata del pago por derecho de concesión. Los
operadores de red, principalmente los DSOs, deben pagar a las localidades por la posibilidad
de uso de la vía pública para alojar las líneas eléctricas. La regulación del derecho de
concesión recoge la tasa de concesión, cargo por operación en contadores y carga por
medida.
El siguiente componente influye en gran parte en el costo total que hay que pagar. Esta
componente es el recargo por renovables, o comúnmente conocido en alemán como EEG-
Umlage. La ley de energías renovables (EEG) fijaba para las centrales de generación de
energía eléctrica una tarifa dija según los KWh de energía renovable que iban a la red de
distribución. Con el último cambio en la EEG-2017, se sustituye el sistema del primas al
que optaban los operadores por un sistema de subastas de compra-venta de electricidad. Esta
tasa puede ser descontada en las industrias que más electricidad consumen, o que su gasto
eléctrico comporte una gran parte de los costes totales. En la siguiente figura se pueden ver
los resultados de las inversiones en renovables con respecto al precio de la electricidad:
Figura 42. Coste de recargo por renovables. (Fuente: BDEW)
Otra parte que se encuentra dentro del precio de la electricidad, y que como el recargo por
renovables tienen su base en decisiones políticas en energía, es la tasa por cogeneración.
Inicialmente fue introducida por la Ley de Cogeneración (KWKG) del 2002. Los costes de
esta tasa de reparten equitativamente a todos los consumidores. La ley con sus tasas fue
modificada por primera vez en 2012 y por segunda vez en 2016, en el que se dejan claros
los importes de estas tasas. Se hace un descuento a las empresas con altos consumos en
energía eléctrica y alto coste en la facturación por electricidad.
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Dentro de la Ley de Regulación Eléctrica (StromNEV), los operadores pueden recibir una
compensación económica por una tasa, debido a la pérdida de ingresos por la solicitud de
los consumidores a tarifas especiales en las que los operadores ver mermados sus ingresos
debido a las especificaciones de contrato de estos consumidores. Esta tasa fue introducida
en el año 2012, y también está sujeta a descuentos para empresas en que exista un alto
consumo de electricidad.
En el año 2013 se creó un impuesto para poder impulsar la energía eólica off-shore, de ahí
el nombre de sobrecargo off-shore. Para evitar un abuso al consumidor si las inversiones
en energía eólica off-shore se disparan, se impuso un límite superior a esta tasa de 0.25
cénts/kWh.
Aunque ya inexistente, vale la pena mencionar una tasa existente desde comienzos del año
2014 hasta mediados del año 2016 llamada tasa por cargas conmutadas. Fue destinada a
pagar los costes de la disminución en el consumo de grandes consumidores, con la
finalidad de que no existieran cortes de suministro.
En Alemania también se cobra un impuesto a la electricidad destinado a apoyar la
política medioambiental y reducir la tasa de contribución a pensiones y que se aplica a la
autogeneración de electricidad. Este impuesto lo paga el consumidor final que demanda la
electricidad generada por una unidad de autoconsumo que vierte a la red.
Por último, como en muchos otros países, se debe pagar el impuesto sobre el valor
añadido. En Alemania se impone también sobre los servicios. El IVA en electricidad en
Alemania es del 19% mientras que en España es del 21%. El siguiente gráfico recoge los
componentes relativos a impuestos durante los últimos años:
Figura 43. Impuestos en el precio de la electricidad. (Fuente: BDEW)
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Precios clientes industrial y comercial en Alemania
La primera categoría llamada clientes industriales tiene su consumo anual en el rango de los
24 GWh. Normalmente los proveedores no tienen tarifas prefijadas para ofrecer contratos a
este grupo, si no que se ofrecen opciones ajustadas a las especificaciones del cliente. Esta
categoría se define por tener 6000 horas de funcionamiento anuales, con una demanda
máxima de 4000 kW y una tensión media de entre 10 y 20 kV. Los datos recogidos para la
elaboración de las estadísticas incluidas en el Monitoring Report 2016 fueron entregados
por clientes con un consumo de entre 10 y 50 GWh. Este perfil de tan alto consumo se
reduce a una pequeña fracción de los consumidores finales de los proveedores por lo que
los datos están muy separados con respecto al valor medio.
El análisis se ha hecho incluyendo de el percentil 10 hasta el 90, esto es, el 80% de los datos
intermedios, para que los resultados sean menos variables con respecto a la media. La
siguiente tabla recoge el desglose y el precio total para esta categoría:
Tabla 13. Precio de la electricidad consumidores industriales (Fuente: Monitoring Report 2016)
*El 10% superior contó con tasas de medida mayores a 0.02 por lo que la media es mayor.
**Otros recargos son: Tasa cogeneración (0.06 cent/kWh), StromNEV (0.09 cent/kWh) y recargo
off-shore (0.03 cent/kWh)
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Con respecto al año anterior, el precio total para este sector se ha reducido en 0.6 cent/kWh.
El principal motivo es la reducción en 0.70 céntimos por kWh en la componente del precio
controlada por los proveedores. La tasa por renovables aumentó de de 6.35 a 6.5 cent/kWh
(Esta tasa para el 2017 es de 6.88 cent/kWh). Para estos datos no se ha considerado la
posibilidad de que existan reducciones a las tasas a grupos que por ejemplo tengan un alto
consumo en electricidad. La máxima reducción a estas tasas e impuestos es de 10 cent/kWh,
principalmente porque la tasa por renovables puede ser reducida hasta un 95% si se cumplen
los requerimientos necesarios.
La segunda categoría de estos clientes no domésticos son los llamados clientes comerciales,
cuyo consumo anual está alrededor de 50 MWh. Estos consumidores comerciales se
describieron por tener una media de 1000 horas de funcionamiento anuales, un máximo de
demanda anual de 50 kW y suministro de baja tensión a 400 V. Dado el nivel de consumo
reducido con el de los clientes industriales, los contratos individuales no pueden estar tan
focalizados a unas especificaciones propias. Los datos para esta subcategoría fueron
recogidos para clientes con un consumo anual de entre 10 y 100 MWh. El Monitoring
Report 2016 usa la misma tabla que el apartado anterior:
Tabla 14. Precio de la electricidad consumidores comerciales. (Fuente: Monitoring Report 2016)
*Otros recargos son: Tasa cogeneración (0.44 cent/kWh), StromNEV (0.38 cent/kWh) y recargo
off-shore (0.04 cent/kWh)
Con respecto al año anterior, el precio total para este sector se ha reducido en 0.26 cent/kWh,
pasando de 21.47 a 21.21 cent/kWh. El principal motivo es también la reducción en en la
componente del precio controlada por los proveedores, reducción de 0.93 cent/kWh. La tasa
por renovables aumentó del mismo modo de de 6.17 a 6.35 cent/kWh.
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Para conocer mejor como ha evolucionado este precio tanto industrial como comercial
podemos ver el siguiente gráfico:
Figura 44. Evolución precio industrial y comercial. (Fuentes: BDEW y VEA)
Los datos de este gráfico fueron recogidos para un consumo anual de entre 160 MWh y 20
GWh, por lo que puede ser una buena estimación de un promedio entre clientes comerciales
e industriales. Esto incluye una demanda máxima de entre 100 y 4000 kW y unas horas de
funcionamiento entre 1600 y 5000. Lo más notable del gráfico es el constante aumento de
la tasa por renovables, mientras que las demás tasas o precios por proveedor varían poco o
se mantienen estables. Aún así, el precio parece ser creciente.
Precios clientes domésticos en Alemania
Al igual que en la sección anterior, se procede a analizar el precio para los consumidores
domésticos en formas de tabla y con respecto a las distintas divisiones en el consumo.
Estos clientes domésticos tenían tensión suministrada a 400 V. La división en el consumo
anual se divide en cuatro bandas: Menos de 1000 kWh, entre 1000 y 2500 kWh, entre
2500 y 5000 kWh y entre 5000 y 10000 kWh de consumo eléctrico anual. Para cada una
de estas bandas se distinguen los contratos según tarifas por defecto, contratos con un
proveedor que no es el proveedor de su región local y clientes con contratos fuera de los
contratos estándar. Como el año 2016 fue el primero en que se hacen distinción entre
consumos para dar una estimación del precio de la electricidad, para estudiar la evolución
de este precio se toma un valor de 3500 kWh anuales como referencia.
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Es importante resaltar que a los proveedores se les pide que den los precios para incluir las
componentes fijas al precio, como el servicio, precio base y recargos internos. Entonces
los consumidores finales con un reducido consumo, como pueden ser los que demandan
menos de 1000 kWh eléctricos anuales, tienen un precio mayor, al combinarse las partes
fijas con las partes variables.
Al igual que en los consumidores no domésticos, se recoge el desglose del precio en forma
de tablas. La primera tabla recoge la información para un consumo menor a 1000 kWh:
Tabla 15. Precio electricidad consumidores domésticos < 1000 kWh. (Fuente: Monitoring Report 2016)
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La segunda tabla recoge la información para consumo entre 1000 y 2500 kWh:
Tabla 16. Precio electricidad consumidores domésticos entre 1000-2500 kWh
(Fuente: Monitoring Report 2016)
Se puede comprobar ya con la segunda tabla que el precio de la electricidad por kWh se
reduce cuanto mayor sea el consumo total anual.
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Siguiendo a esta, se encuentra la tabla correspondiente al consumo entre 2500 y 5000 kWh.
Debido a que anteriormente al año 2016 el consumo por clientes domésticos se fijaba en
3500 kWh y comprendía todo el rango hasta 10 MWh es díficil hacer una comparación entre
esta tabla y las estadísticas de años anteriores. La tabla se muestra a continuación:
Tabla 17. Precio electricidad consumidores domésticos entre 2500-5000 kWh
(Fuente: Monitoring Report 2016)
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Por último, tenemos la tabla que comprende el precio para clientes domésticos con un
consumo anual entre 5000 y 10000 kWh:
Tabla 18. Precio electricidad consumidores domésticos entre 5000-10000 kWh
(Fuente: Monitoring Report 2016)
Una comparación primera entre los tipos de tarifa: estándar, contrato no estándar y
proveedor no estándar permite esclarecer que las tarifas por defecto son la opción más cara
para estos consumidores. Que la factura de la electricidad sea más barata al contratar
proveedores distintos o otros contratos es el principal motivo por el que desde 2008 el
cambio de proveedor sea una tendencia tan notable.
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También merece este apartado tener la evolución del precio de la electricidad presente para
comprobar como ha sido afectado por todas las secciones del proyecto. El gráfico siguiente
nos ayudará a analizarlo:
Figura 45. Evolución precio doméstico. (Fuente: BDEW)
El gráfico anterior recoge el precio de la electricidad para consumidores domésticos con un
consumo medio de 3500 kWh, que se lleva usando como estimación del precio de la
electricidad en un país desde hace muchos años, en vez de la utilización de las bandas de
consumo. Un análisis general que está en consonancia con lo descrito en el proyecto es la
reducción del precio base debido al abaratamiento de los costes de generación, aumento del
coste en redes, debido a la gran expansión en la red de transporte eléctrica planeada para los
próximos años y un aumento en la carga por energías renovables, ya que las políticas
tomadas en el país lo están dirigiendo a la construcción de sistema que empleen las energías
renovables como fuente para producir electricidad.
Para poder poner en contexto estos precios de la electricidad en el siguiente apartado se va
a estudiar como de alto es el precio de electricidad alemán dentro de los países de la Unión
Europea, aunque el análisis inicial nos muestra que el alto contenido en impuestos de este
país para la electricidad eleva el precio total.
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Comparación con países europeos
Es bien sabido que en Alemania el precio de la electricidad es muy alto en comparación al
resto de los países europeos, y en esta sección el objetivo es ver comparativamente la
variación entre los precios de la electricidad según los distintos países, y el componente en
impuestos.
Como primer gráfico tenemos el que muestra los precios de la electricidad en la industria:
Figura 46. Precios de la electricidad, usos industriales. (Fuente: Energía 2017, Foro Nuclear Español)
Como se puede ver, el precio eléctrico alemán para los usos industriales es el segundo más
alto, solo con Italia por delante. Incluso comparando los precios alemán e italiano, se puede
ver que Italia solo se encuentra en cabeza porque su precio base es mayor. Como hemos
visto en los epígrafes anteriores, los componentes del precio eléctrico debidos a impuestos
son muy altos respecto al total. Los datos de esta figura fueron sacados de Eurostat para el
primer semestre del año 2016, y se refieren al conjunto de consumidores
comerciales/industriales con un consumo de entre 500 y 2000 MWh.
Comparando el precio alemán con el medio de los 28 países de la UE incluidos en estas
estadísticas se puede ver que el global es 11,7 cénts/KWh mientras que el alemán es
15,1 cénts/ KWh. El porcentaje de impuestos en el global europeo es 28,2 % y el porcentaje
de impuestos y tasas en el precio de la electricidad alemana para usos industriales es algo
menor al 50%.
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Ahora procedemos a equiparar el precio de la electricidad para usos domésticos en los países
europeos. Al igual que en la sección anterior, vamos a comprobar que este precio también
sigue siendo de los más altos de Europa. Vemos entonces el gráfico correspondiente al
precio en usos domésticos en los países europeos:
Figura 47. Precios de la electricidad, usos domésticos. (Fuente: Energía 2017, Foro Nuclear Español)
Al igual que el anterior, Alemania ocupa el segundo lugar en la lista, por detrás ahora de
Dinamarca. Estos dos primeros países despuntan del resto, gracias en parte al alto contenido
en impuestos, ya que sus precios base no se encuentran entre los más grandes. Incluso
podemos ver que el precio base en España es más alto que en Alemania. Los datos también
son de Eurostat para el primer semestre del año 2016, para consumidores domésticos con
un consumo entre 2500 y 5000 KWh.
Comparando el precio alemán con el medio de los 28 países de la UE incluidos en estas
estadísticas se puede ver que el global es 20,58 cénts/KWh mientras que el alemán es
casi 30 cénts/ KWh. El porcentaje de impuestos en el global europeo es 34,26 % y el
porcentaje de impuestos y tasas en el precio de la electricidad alemana para usos domésticos
es 52,7 %.
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CAPÍTULO 4: MARCO REGULATORIO DEL
SECTOR ELÉCTRICO ALEMÁN
El objetivo de este capítulo es dar una visión general de las leyes, modificaciones de leyes,
actas, programas y otros sistemas que puedan regular de una forma u otra el sector eléctrico
alemán. Se dividirán según al epígrafe al que pertenezcan: generación eléctrica, transmisión
o distribución, efectos económicos, etc.
La ley principal que regula todo el sector eléctrico y que se puede aplicar a todos los
epígrafes anteriores del proyecto, y no sólo eléctrico, si no todo lo que tenga que ver con las
energías en Alemania es la Ley de Industria Energética (Energiewirtschaftsgesetz –
EnWG). Esta ley, aprobada en el año 2005 cubre una gran cantidad de materia relativa a
áreas legales que tengan que ver con energía. Tiene gran influence de la Ley de Energía
Europea.
El objetivo de esta ley es asegurar un suministro tanto de electricidad como de gas de forma
segura, económica, dirigida al consumidor, eficiente y amigable con el medioambiente
mientras que asegure también una competición sin restricciones. Por otro lado, se encarga
de que las redes eléctricas y redes de gas funcionen de forma correcta y sin fallos.
Además, la EnWG es la base legal sobre que la que se asientan otros actas o ordenanzas que
requieren de esta. Por ejemplo, la Ordenanza de Regulación de Incentivos en el marco
económico (Anreizregulierungsverordnung - ARegV), la Ordenanza de Acceso de a Red
(Stromnetzzugangsverordnung – StromNZV) o la Ordenanza de Cargos de Red
(Stromnetzentgeltverordnung – StromNEV) dentro del marco de redes eléctricas.
Pero como este proyecto trata sobre el sector eléctrico alemán y no energético, solo se
comenta esta ley de carácter general, ya que es muy extensa y no es objetivo del trabajo.
Marco regulatorio en generación eléctrica
En los años 80 comienza en Alemania el movimiento hacia el acercamiento a las energías
renovables. Con movimientos como los 1000 techos solares de 1988, los 250 MW de
energía eólica de 1989 o la Ley de apoyo a las energías renovables no convencionales de
1990 se daba el primer paso hacia lo que sería Alemania hoy en día. Pero es hasta el año
siguiente, el año 1991 donde se hace el primer cambio que transforma Alemania.
En 1991 se aprueba la Ley de las Feed-In-Tariffs (Stromeinspeisungsgesetz – StrEG), por
la que se garantizó que toda la energía eléctrica producida por fuentes de energía renovables
introducida en la red eléctrica sería comprada, contando además con incentivos económicos
para ello. Paralelamente a esta ley, se encuentra la Ley de Energías Renovables
(Erneuerbareenergiengesetz- EEG), de la que se hablará más adelante.
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Los sistemas de FiT introducidos por esta ley fijaban los precios de las tarifas según que
tipo de energía renovable se estaba utlizando, principalmente energía solar, eólica y de
biomasa y el tamaño de las instalaciones o centrales usadas. Estas tarifas establecían largos
periodos de tiempo que pudieran asegurar la continuidad de estas centrales al menos al
medio plazo. En ellas, el Estado Alemán interviene en el precio de la electricidad, ya que el
productor tiene garantizada la venta a un precio concreto, que le permitiera recuperar la
inversión inicial. En 2000, con la Ley de Energías Renovables cada unos años se han
modificado estas tarifas para equilibrar las inversiones y las instalaciones ya construidas.
La diferenciación de las tarifas según la energía utilizada y la potencia de la instalación a
construir sirve para evitar el apoyo sin mesura para energías que no lo necesitaran por estar
ya expandidas. Por ejemplo, las tarifas para la energía solar fotovoltaica fueron muy altas,
pero para la hidroeléctrica siempre han estado reducidas. Otra característica de estas FiT
alemanas es que el incentivo económico para desarrollar estas energías se va reduciendo
con los años. Todos los años se reducen en un determinado porcentaje para las centrales que
entran en operación ese año. El importe o porcentaje de reducción con respecto al original
varía de una energía a otras. La siguiente tabla nos da una idea de que energías se quisieron
impulsar:
Tabla 19. Estructura inicial de las FiT. (Fuente: Orkestra-Deusto, 2016)
101
Si se quieren conocer las inversiones totales explicadas por años en las renovables, revisar
el Anexo: Inversiones en Energías renovables. Para conocer mejor como han ido cambiando
estas tarifas y el panorama de las energías renovables vamos a pasar a explicar la Ley de
Energías Renovables.
La Ley de Energías Renovables (EEG) fue el instrumento principal para seguir
promoviendo la expansión de las energías renovables, y es que la continuidad con la que la
EEG lleva sufriendo modificaciones y actualizaciones a lo largo de los años demuestra la
firmeza del Estado Alemán a que se lleve a cabo una transición energética de la forma más
controlada posible. La EEG 2000 tuvo como predecesora a la StrEG de 1991 y dio como
resultados aumento de aerogeneradores, el compromiso de Alemania para cumplir con lo
establecido en el Protocolo de Kioto con respecto a las emisiones de gases de efecto
invernadero y la actualización de las tasas de compensación de energías renovables, las Feed
In Tariffs. Es en esta Ley por la que primeramente se prioriza la generación y uso de
renovables, y que además también por primera vez se diferencian las energías renovables
con desarrollo prioritario como fueron la eólica o la fotovoltaica y las energías renovables
con un pago mínimo de compensación, como fueron la hidráulic o la biomasa.
En la primera enmienda de esta ley, la revisión EEG 2004 se normaliza el objetivo de
expansión de las energías renovables. Se modifican las cinco etapas de control de pago a las
renovables según la Directiva de la UE. La siguiente revisión se dio en el año 2009 y
presenta una revisión estructural a la EEG 2000. Se mejoran las normas de compensación
y comercialización de la electricidad. Al año siguiente se introduce la PV-2010, por la que
se modifica el desarrollo dinámico de los sistemas fotovoltaicos. Como se puede ver en el
gráfico de inversiones en la energía fotovoltaica, es a partir de este año en el que este tipo
de energía crece de forma notable.
En la EEG 2012, se presenta otra revisión a las EEG 2000 con respecto a dos de los objetivos
de la Energiewende, que son la reducción de los gases de efecto invernadero y la reducción
en el consumo y eficiencia energética. En esta modificación también se cambia el sistema
de remuneración en la bioenergía.
Dos años después hubo otra enmienda, la EEG 2014, cuyo objetivo era permitir el desarrollo
sostenible en el suministro de energía, esto quiere decir, permitir la protección del
medioambiente pero conservando las fuentes de energía fósil como son el gas y el carbón
para asegurar este suministro. La Ley apunta a conseguir un 80% del consumo total de
electricidad a partir de energías renovables, siendo los objetivos a 10 y 20 años un 40-45%
en el 2025 y un 55-60% en el 2035. Los objetivos de esta ley se consiguen con el aumento
de la capacidad de instalaciones de energía eólica onshore y offshore, fotovoltaica y
biomasa, cada una con su aumento anual de potencia instalada.
102
La última y más reciente modificación de la Ley de Energías Renovables es la EEG 2017.
En esta reforma se eliminan las primas de las Feed In Tariffs a un sistema de subastas de
mercado. Este sistema ya lleva desde el año 2015 para la energía fotovoltaica en
instalaciones de baja potencia que con reciente instalación. En la energía eólica onshore se
subastan 2800 MW anuales; en la fotovoltaica pasan de los 400 MW de 2015 a 600 MW
anuales; en la eólica offshore se mantiene el objetivo de conseguir una potencia instalada
de 15 000 MW para 2030, para lo que se subastan 730 MW anuales entre 2021 y 2030 y por
último, se subastan 150 MW anuales de biomasa. Para los años a futuro, en siguientes
modificaciones de la Ley podremos ver si el sistema de subastas dará resultado para los
objetivos fijados por Alemania.
Un plan que no puede pasar desapercibido por la gran influencia que va a tener sobre todo
el sistema eléctrico y en especial en la generación de electricidad es el Plan de Abandono
de la Energía Nuclear, el Atomausstieg. Este plan comienza en el año 2000 como resultado
de las protestas por grupos medioambientales, apoyados por el gobierno de
socialdemócratas y verdes por el que se cerrarían las centrales nucleares después de pasar
su promedio de vida útil. El año 2010 fue el primero en dejar ver que la reducción de las
nucleares era evidente, pasando al 23% sobre el mix eléctrico, viniendo de más de un 30%.
Al siguiente año, con el accidente nuclear en Japón se cierran ocho reactores nucleares y se
planea cerrar los otros nueve restantes a lo largo del tiempo y hasta el 2022. En 2015 se
cierra uno de los nueve activos según como estaba marcado. Los problemas derivados del
abandono total de esta energía se verán en el futuro, como se verá también si se cierran
todos los reactores nucleares tal y como está previsto, o si por el contrario se da una marcha
atrás a última hora y se mantienen algunos activos.
Otra ley que va a influir en la generación eléctrica es la Ley de Cogeneración (KWKG
2002). En esta Ley se bonifica este tipo de tecnología, ya que para Alemania es importante
impulsar algo que pueda aumentar a la vez la eficiencia energética y reducir los gases de
efecto invernadero a su vez. En esta ley se pretende que el 25% del suministro de energía
total venga de unidades de cogeneración. En esta energía se divide en electricidad y
calefacción. En esta ley y en sus dos posteriores modificaciones, la KWKG 2012 y la
KWKG 2016 se fijan las primas para la cogeneración según el tamaño del sistema y no
según la cantidad de energía generada.
Por último, vale la pena comentar dos planes que influyen al sector eléctrico, aunque sean
puramente energéticos. Estos son el Energy Concept del año 2010 y el Plan Nacional de
Eficiencia Energética (NAPE) de 2014. En ambos, se evalúa como ha sido la transición
energética del país, los objetivos actuales a seguir y el aseguramiento del cumplimiento de
los objetivos a futuro propuestos por el Energiewende.
103
Marco regulatorio en redes eléctricas
Para entender los programas que regulan las redes eléctricas hay que entender el marco del
transporte y distribución de electricidad desde dos perspectivas: la red eléctrica como
instrumento para suministrar electricidad y la expansión de la red.
Desde el punto de vista del distribuidor de electricidad, tenemos dos ordenanzas principales
que regulan el funcionamiento de la relación entre los TSOs encargados del transporte y los
DSOs encargados de la distribución. En primer lugar nos encontramos con la Ordenanza
de Acceso a la Red Eléctrica (Stromnetzzugangsveordnung – StromNZV). Este
reglamento regula las condiciones de suministro de energía eléctrica a los puntos de
conexión de las redes de suministro de electricidad y la retirada simultánea de los puntos de
extracción remotos de las redes de suministro de electricidad. Estos reglamentos están en
consonancia con el artículo 111 de la Ley de Industria Energética (EnWG).
El segundo reglamento es la llamada Ordenanza de los Pagos por Uso de la Red Eléctrica
(Stromnetzentgeltverdordnung – StromNEV). En este reglamento se regula el método de
determinación del acceso a las redes eléctricas separando transporte y distribución de
electricidad, y en el que se incluye también la alimentación descentralizada. Es el marco
regulatorio de las tarifas de red.
La organización oficial encargada de que la red eléctrica alemana funcione correctamente
es la llamada Agencia Alemana de Redes Eléctricas o Bundesnetzagentur. Esta controla y
regula la red bajo la Ordenanza de Aseguramiento de la Seguridad Técnica y de la
Estabilidad de la Red Eléctrica (Systemsstabilitätsverordnung – SysStabV).
Otro acta que es de interés para el regulamiento de la red eléctrica es la llamada Ordenanza
de Conexión a la Baja Tensión (Niederspannungsanschlussverordnung – NAV), que en
vez de regular la conexión entre TSOs y DSOs como las anteriores, regula la conexión de
los DSOs con los puntos de suministro finales.
Desde hace años, la red eléctrica alemana ha sido la más compleja de Europa, y la que mejor
interconecta puntos de conexión con proveedores, y puntos de distribución con puntos de
transporte. Siguiendo esta tendencia de reforzar la red eléctrica, en el año 2009 se
implementa la primera ley que aboga por su expansión. En 2009 se aprueba la Ley para el
Desarrollo de Líneas Energéticas (EnLAG). La Bundesnetzagentur es la que lleva a cabo
la supervisión de los proyectos de nuevas líneas eléctricas. En esta ley acogida por la EnWG,
se recogen 23 proyectos a realizar en años futuros y en los que por ejemplos se destacan la
gran línea que conecta los parques eólicos del Mar del Norte con la región del sur de
Alemania.
Dos años más tarde, en 2011, y con previsión del refuerzo de la expansión de las líneas
eléctricas se aprueba la Ley de Aceleración de Expansión de la Red (NABEG), por la que
se recogen y redefinen como prioritarios algunos proyectos recogidos por la EnLAG. Esto
quiere decir que estos proyectos prioritarios van a recibir mayor financiación por parte del
Estado, y se va a optimizar su construcción para la finalización de estos en menor tiempo
del esperado.
104
La ley proporciona la base para la expansión legal, transparente, eficiente y compatible con
el medio ambiente de la red de transmisión, tanto nacional como transfronteriza. La
realización de líneas eléctricas recogidas dentro de esta ley se califican como de interés
público general, por lo que su financiación se incluye dentro de impuestos al precio de la
electricidad.
La realización de los nuevos proyectos se regulan bajo el Plan Federal de Requerimientos
(BBPlG), llevado a cabo por la Bundesnetzagentur que adapta, desarrolla y mejora las redes
de transmisión para integrar la electricidad procedentes de fuentes de energía renovables,
conectar nuevas centrales eléctricas, supervisar proyectos de redes entre países de la Unión
Europea o prevenir cuellos de botella estructurales.
Marco regulatorio en factores económicos relativos al sector eléctrico
Dentro de este marco regulatorio también se podrían incluir la StrEG y la EEG, ya que en
ellas se explican y describen las inversiones económicas realizadas para la expansión de las
renovables, así como la KWKG para la cogeneración.
Como primera ley a introducir en este apartado tenemos la Ley de Impuesto a la
Electricidad (Stromssteuerungsgesetz- StromStG). La electricidad está sujeta al ámbito
fiscal y por lo tanto se puede introducir un impuesto que la regule. El impuesto surge del
hecho que la electricidad suministrada a los consumidores finales se toma de la red de
suministro. Este impuesto es de 20,50 €/MWh para el año 2017.
Las tasas de concesión también están reguladas. En este caso por la Ordenanza de
Regulación de Tasas de Concesión para Gas y Electricidad
(Konzessionsabgabenverordnung – KAV). Esta tasa regula la admisibilidad y liquidación
del pago de las tasas de concesión de las empresas suministradoras de energía a los
municipios y condados, en el que los derechos son el uso de rutas de transporte público para
la colocación de líneas eléctricas. También este impuesto entra dentro del precio de la
electricidad y varía según región.
105
ANEXO Inversiones en Renovables, costes en el precio de la electricidad.
106
Tabla 20. Inversiones en renovables.
(Fuentes: BDEW con datos de BMU y EEG-Erfahrungsbericht 2007)
107
BIBLIOGRAFÍA
Publicaciones
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Tabellenband)”, Bundersverband der Energie und Wasserswirtschaft (BDEW), 2017.
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Bundersverband der Energie und Wasserswirtschaft (BDEW), 2017.
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Plan de Abandono de la Energía Nuclear (Atomausstieg), 2011.
Ley de Cogeneración (KWKG), 2002.
Revisiones y modificaciones KWKG 2012, KWKG 2016.
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NAV).
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Ley de Impuesto a la Electricidad (Stromssteuerungsgesetz- StromStG).
Ordenanza de Regulación de Tasas de Concesión para Gas y Electricidad
(Konzessionsabgabenverordnung – KAV).
Páginas web
www.energy-charts.de.
www.cleanenergywire.org.
www.AVP-solar.de, horas de funcionamiento paneles solares.
www.freiburg.de, barrio del Solarsiedlung.
www.bkwk.de, datos sobre la cogeneración.
www.bhkw-consult.de, consulta año 2016 Ley Cogeneración.
109
Google Statistics.
Operadores del sistema de transporte.
50 Hertz, www.50hertz.com/de.
Amprion, www.amprion.net.
TenneT, www.TenneT.eu.
TransnetBW, www.TransnetBW.de/de.
Bolsas europeas
Bolsa del mercado de energía europea, EEX.
Bolsa del mercado de electricidad europea, EPEX SPOT.
Bolsa de mercado de electricidad de Austria, EXAA.
