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DOCUMENTO 3 EXPLOTACIÓN, FORMACIÓN Y TECNIFICACIÓN

ALTA, MEDIA Y BAJA ENTALPÍA: GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y APROVECHAMIENTO DIRECTO DEL CALOR

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MANUAL DE GEOTERMIA DE

CANARIAS

DOCUMENTO 3EXPLOTACIÓN, FORMACIÓN Y TECNIFICACIÓN

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Agradecimientos:Se agradece a los integrantes de la Mesa de trabajo de la Geotermia en Canarias, que desinteresadamente han contribuido a la elaboración de esta guía, y fueron los promotores de la misma, relacionados a continuación:

En particular queremos hacer mención especial de los que han contribuido a la redacción de partes completas de la misma:

José F. Albert Beltrán, de INVOLCAN. Celestino García de la Noceda, del IGME y GEOPLAT.Margarita de Gregorio, de GEOPLAT.

- Mª Carmen López Ocón y Francisco Monedero Gómez, del IDAE.- Margarita Gutiérrez González, de la ULL.- Antera Martel Quintana, de la ULPGC y el Banco Español de Algas.- Federico Noval, de la Mancomunidad del Sureste de Gran Canaria.- Nemesio M. Pérez, del INVOLCAN.- Miryam Machado Alique, del Colegio de Ingenieros de Minas del Sur de España.- Cámara de Comercio de Lanzarote.



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DOCUMENTO 3EXPLOTACIÓN, FORMACIÓN Y TECNIFICACIÓN

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ÍNDICE DE CONTENIDO



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1. INTRODUCCIÓN A EXPLOTACIÓN, FORMACIÓN Y TECNIFICACIÓN

2. CARACTERÍSTICAS QUE INFLUYEN EN EL MODELO DE EXPLOTACIÓN DE UN PROYECTO GEOTÉRMICO

2.1. ELEMENTOS CLAVE EN EL DESARROLLO DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA

2.1.1. FASES DE DESARROLLO DE UN PROYECTO DE ENERGÍA GEOTÉRMICA2.1.2. ELEMENTOS CLAVE PARA EL DESARROLLO DE UN PROYECTO GEOTÉRMICO EXITOSO2.1.3. MODELOS Y VARIANTES DE FOMENTO Y DESARROLLO 2.1.4. INDUSTRIA GEOTÉRMICA ACTUAL

2.2. ASPECTOS AMBIENTALES DE UN PROYECTO GEOTÉRMICO

2.3. RIESGO DE LOS PROYECTOS GEOTÉRMICOS

3. BUENAS PRÁCTICAS DE FOMENTO DE GEOTERMIA EN LOS PAÍSES LÍDERES EN ESTA TECNOLOGÍA

3.1. PAÍSES CON INSTITUCIONES PÚBLICAS CREADAS EX PROFESO 3.2. APOYOS FINANCIEROS PARA LAS PRIMERAS FASES DE LA EXPLOTACIÓN GEOTÉRMICA

3.2.1. INTERNACIONALES 3.2.2. EUROPA

3.3. POLÍTICA PARA ATRAER A LA INVERSIÓN PRIVADA3.3.1. TIPOS DE POLÍTICAS NACIONALES DE INCENTIVO3.3.2. COLABORACIÓN PÚBLICO PRIVADA 3.3.3. SEGURO CONTRA RIESGO GEOTÉRMICOS 3.3.4. TRANSFERENCIAS DE EMPRESAS PÚBLICO PRIVADAS AL SECTOR PRIVADO 3.3.5. ENFOQUE EN EUROPA. POLÍTICAS DE INCENTIVO EN EUROPA.

3.4. POSIBILIDADES DE ABORDAR LA FINANCIACIÓN DESDE EL SECTOR PÚBLICO

3.4.1. SISTEMAS GEOTÉRMICOS EN CAMPOS DE PEQUEÑO POTENCIAL

3.5. FINANCIACIÓN ACTUAL DE PROYECTOS GEOTÉRMICOS EN CANARIAS

3.5.1. POLÍTICAS Y ESTRATEGIAS EN EL ÁMBITO DE LA I+D+i 3.5.2. POLÍTICAS Y ESTRATEGIAS EN EL ÁMBITO DE LA ENERGÍA Y LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

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3.6. PROPUESTAS PARA EL MODELO ESPAÑOL APLICABLES A CANARIAS

4. NECESIDADES DE FORMACIÓN

4.1. EMPLEOS EN LA PLANTA GEOTÉRMICA

4.2. FORMACIÓN ESPECÍFICA LEGALMENTE REQUERIDA EN MINAS

4.3. FORMACIÓN OFICIAL EN SISTEMAS DE INTERCAMBIO GEOTÉRMICO EN ESPAÑA

5. TECNIFICACIÓN DE LAS EMPRESAS BIBLIOGRAFÍA

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1. INTRODUCCIÓN A EXPLOTACIÓN, FORMACIÓN Y TECNIFICACIÓNPretendemos en esta última parte de nuestra guía

de la geotermia intentar vislumbrar las acciones que se-rían necesarias para poder hacer realidad la explotación de esta energía en Canarias de forma rentable.

Para ello exploraremos los modelos de fomento y negocio que pudieran ayudar a este objetivo, así como las necesidades de formación de los trabajadores y de tecnificación de las empresas que efectúan los trabajos.

De alguna forma intentaremos hacer el diagnóstico para responder a la pregunta ¿por qué en Canarias, con el potencial geotérmico existente, no se ha conseguido poner en explotación ninguna instalación geotérmica de potencia significativa para obtención de electricidad o calor de la tierra? ¿Cuáles son los elementos clave para el desarrollo exitoso de la energía geotérmica?

2. CARACTERÍSTICAS QUE INFLUYEN EN EL MODELO DE EXPLOTACIÓN DE UN PROYECTO GEOTÉRMICO

El texto de este apartado y del apartado 3 están en gran parte reproducidos del ‘Manual de geotermia: cómo planificar y financiar la generación de electricidad’ publicado por ESMAP - Energy Sector Management Assistance Program en 2012. Consituyen por lo tanto un estudio general a nivel mundial, por lo que no ha de entenderse de aplicación directa a Canarias, sino como un guión para el análisis de la realidad canaria, que posteriormente se realizará.

Dadas las ventajas de la energía geotérmica, expli-cadas en la parte 1 de esta guía, podemos preguntar el porqué de su explotación tan reducida. Hay varias razo-nes que lo justifican:

Distribución geográfica. Los recursos geotérmicos idóneos para la generación de energía eléctrica no son muy abundantes. En efecto, las estimaciones indican que estos recursos, en forma de vapor o fluidos calien-tes, se encuentran disponibles solamente en 1/4 a 1/3 de la superficie del planeta, que son las que corres-ponden a zonas con volcanismo activo y gradiente geo-térmico anómalo. En contraposición, la energía geo-térmica de muy baja entalpía, basada en el gradiente geotérmico normal, es explotable en cualquier lugar.

Riesgo para el inversor. Los proyectos geotérmicos implican un importante coste de exploración geológica inicial, que incluye sondeos profundos, con el riesgo de no encontrar el recurso idóneo para su explotación por falta de temperatura, de fluido o de características del

almacenamiento (permeabilidad, volumen de recurso, etc.). Este hecho motiva que un inversor privado recele de la fase inicial pero, una vez iniciada la explotación del recurso, los costes se reducen drásticamente per-mitiendo amortizar con rapidez la inversión inicial y ob-teniendo beneficios en la comercialización de la energía. Por este motivo, todos los desarrollos geotérmicos ne-cesitan de un sistema de reducción de riesgos promovi-do por la Administración que, como se verá en próximos apartados, puede asumirse en diferentes formas.

2.1. ELEMENTOS CLAVE EN EL DESARROLLO DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA2.1.1. FASES DE DESARROLLO DE UN PROYECTO DE ENERGÍA GEOTÉRMICALos proyectos de geotermia suelen pasar por ocho

fases de desarrollo clave antes de que comience la fase efectiva de operación y mantenimiento. Habitualmente son necesarios entre 6 y 8 años para desarrollar un pro-yecto de energía geotérmica de tamaño medio (1-5 km2). Sin embargo, el tiempo de desarrollo del proyecto puede variar, dependiendo de las condiciones geológicas rele-vantes del país, la información disponible sobre el recur-so, el clima institucional y normativo, el acceso a financia-ción adecuada, y otros factores.

Cada fase del desarrollo de los proyectos geotér-micos contiene varias tareas. Después de cada logro, el emprendedor -ya sea una empresa o una institución del país- tendrá que decidir si continua avanzando en el proyecto o no. Las primeras tres fases llevan al inver-sor desde los primeros pasos de la investigación inicial hasta la perforación de los sondeos de reconocimiento. Las fases son las siguientes:

1. Reconocimiento geológico preliminar: Recopila-ción de estudios previos multidisciplinares (geolo-gía, hidrogeología, geofísica, geoquímica, etc.) que permitan sintetizar el grado de conocimiento de la zona. Planificación de la exploración.

2. Exploración: Estudios geológicos de detalle (car-tografía, estratigrafía, tectónica estructural, etc), geoquímica de fluidos (agua, vapor, gases, isóto-pos, termodinámica y equilibrios minerales, etc), geofísica (MT, A-MT, TDEM, gravimetría, etc), sis-micidad, modelos matemáticos y conceptuales, estudio de previabilidad.

3. Sondeos de reconocimiento: Sondeos profundos a testigo continuo y pequeño diámetro o sondeos de reconocimiento a diámetro de preproducción. (fig. 2.1) Estudio de la columna geológica y com-paración con los resultados geofísicos. Perfiles de temperatura y ensayos de producción y de caracte-rísticas del fluido (temperatura, presión, entalpía, etc). Ajuste del modelo matemático y conceptual. Primera evaluación del potencial energético.

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En general en toda perforación y en particular en el caso de los sondeos de reconocimiento, no solo hay que considerar el coste de la máquina de perforación, que normalmente se cotiza por alquiler de días de trabajo (un coste en perforación y otro en parada), sino también el coste de la construcción de accesos hasta el punto de perforación, el suministro de agua y aditivos al pozo y las operaciones especiales que requiere todo sondeo mientras se perfora (cementaciones, diagrafías, posi-bles incidentes: roturas, pescas de varillaje, etc).

4. Revisión y planificación del proyecto: Evaluación y toma de decisiones. Estudio de viabilidad y de impacto ambiental. Plan de perforación. Diseño de la primera planta; Finalización de trámites de fi-nanciación y formalización del contrato de compra de energía (PPA).

5. Desarrollo de campo: Perforación de sucesivos pozos de producción y de reinyección si se conside-ran necesarios. Pozos de agua de enfriamiento, en caso de necesitarse. Reajuste sucesivo del modelo matemático y conceptual.

Esta fase suele medirse en decenas de años y va pareja al grado de conocimiento que se va tenien-do del comportamiento del campo. En unos casos el campo puede ampliarse si así lo pronostican la geofísica y el comportamiento de los nuevos son-deos que se van perforando o, por el contrario, hay que perforar nuevos pozos únicamente para mantener la capacidad de producción original si al-gunos sondeos van envejeciendo y perdiendo pro-

ductividad por incrustaciones o corrosiones. Cada escenario determinará un nuevo nodo de decisión técnico-financiera en particular.

6. Construcción: Tuberías de vapor/agua caliente; Central eléctrica y sistemas de enfriamiento; Sub-estación y líneas eléctricas de evacuación.

7. Arranque y puesta en servicio: El arranque y la puesta en servicio de la planta eléctrica es la fase final antes de que la planta comience el funciona-miento regular. No difiere de otro tipo de centrales eléctricas.

8. Operación y mantenimiento: La operación y el mantenimiento se pueden separar por tecnolo-gías: Por un lado, lo necesario para el campo de vapor (pozos, tuberías, infraestructura, etc.), y por el otro, la parte correspondiente a la central eléc-trica (turbina, generador, sistema de enfriamiento, subestación, etc.).

La operación y mantenimiento del campo de vapor consiste en limpiar los pozos existentes, perforar nuevos (pozos complementarios) cada cierto tiempo para recu-perar la capacidad perdida, y dar mantenimiento a otros equipamientos del campo (conducciones, válvulas...). La central eléctrica requiere el mismo mantenimiento que una central convencional.

Por último, una planta geotérmica de 50 MW comple-tamente automatizada necesitaría un equipo de personal de aproximadamente 20 personas bien capacitadas.

Figura 2.1. Ejemplo de plataforma de perforación de sondeos geotérmicos. (Fuente: Cómo planificar y financiar una explotación geotérmica, ESMAP 2012)



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Los costos totales de operación y mantenimiento para una central eléctrica de 50 MW, en un país desa-rrollado o en vías de desarrollo, estarían en el rango de 3,5 a 10,5 millones de euros al año. Estos costos se pueden traducir a 0,009 a 0,027 euros por kilovatioho-ra generado.

Las tres primeras partes del desarrollo del pro-yecto constituyen la fase de exploración y confirman la existencia o ausencia de un yacimiento geotérmico adecuado para la generación de electricidad.

La fase de inves-tigación y espe-cialmente la de los primeros son-deos profundos de exploración y pruebas de pro-ducción, puede considerarse la de mayor riesgo en el desarrollo del proyecto geo-térmico. El tama-ño de los campos geotérmicos, al tratarse siem-pre de anoma-lías convectivas, es pequeño. Su tamaño medio a

nivel mundial es de tan solo 10 km2 (fig. 2.2), de ahí la dificultad de localizarlos si no existen anomalías térmi-cas en superficie.

Figura 2.3. Costo del proyecto y perfil de riesgos en las diversas fases de desarrollo. (Fuente: Cómo planificar y financiar una explotación geotérmica, ESMAP 2012)

Figura 2.4. Perfil de riesgos en las diversas fases de desarrollo. (Fuente: International Renewable Energy

Agency, IRENA)

Se requiere una inversión significativa antes de sa-ber si el recurso geotérmico cuenta con suficiente po-tencial para recuperar los costos. Los sondeos de reco-nocimiento iniciales pueden implicar hasta el 15% del costo general de capital, por lo que tienen que ser con-venientemente evaluados en un punto en que el riesgo de fracaso del proyecto todavía es alto. Cada sondeo puede costar en torno a 4 millones de euros.

Las figuras 2.3 y 2.4, desdoblando el autor de la fig 2.4 la fase 8, representan la relación entre las fases de desarrollo de un proyecto geotérmico, sus costes y riesgos asociados.

La figura 2.5 muestra con semáforos los tres pun-tos críticos de toma de decisión respecto a parar o con-tinuar el proyecto:1. Una vez que obtenemos los permisos de exploración,

ya que comenzamos la zona de inversión a riesgo.

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2. Antes de comenzar los sondeos exploratorios, donde ya la inversión es importante y con un gran riesgo,

3. Antes de la construcción de los pozos de producción definitivos y de la central, cuando ya debe existir una primera evaluación del potencial del campo (profundidad, temperatura, entalpía, presión, productividad,...) que van a condicionar la rentabilidad futura de la explotación.

El apoyo financiero de la Administración para reducir los riesgos de exploración de los inversores asociados a las fases previas a la construcción de la central, es muchas veces la única forma de asegurar la participación pri-vada en el desarrollo de los proyectos geotérmicos. Los estados que prefieren al sector privado para desarrollar proyectos desde el inicio, incluidas las primeras fases prospectivas, lo hacen usualmente a través de subvencio-nes, ayudas u otros incentivos a las empresas privadas.

Los acuerdos previos entre el sector público y privado para compartir estos riesgos financieros iniciales tam-bién pueden facilitar entrada de capital privado, al compartir costos y limitar las pérdidas financieras potenciales en caso de que el yacimiento geotérmico no sea adecuado para generación de electricidad.

Si el resultado de las primeras tres fases, incluidos los sondeos de reconocimiento, es positivo y se confirma el potencial geotérmico, se inicia la Fase 4 con el diseño real del proyecto de electricidad, lo que incluye el estu-dio de viabilidad, la ingeniería de ejecución y la finalización de todos los trámites de financiación. Las Fases 5 a 7 abarcan el desarrollo del proyecto en sí, y consisten en la perforación de los pozos geotérmicos de producción, el tendido de tuberías, la construcción de la central eléctrica y su conexión a la red eléctrica.

2.1.2. ELEMENTOS CLAVE PARA EL DESARROLLO DE UN PROYECTO GEOTÉRMICO EXITOSOLa existencia de un recurso geotérmico explotable comercialmente, aunque es esencial, es solamente un

prerrequisito para alcanzar su desarrollo. Existen cuatro elementos clave adicionales a tener en cuenta:

• disponibilidad de resultados de exploraciones (geología, geoquímica, geofísica, modelización, etc.) suficien-temente concluyentes como para tomar la decisión de iniciar la perforación de reconocimiento;

• instituciones públicas eficaces y dedicadas;

• políticas y normativas de apoyo, y

• acceso a financiación idónea para el desarrollador del proyecto.

INFORMACIÓN DE RECURSOS. La Administración pública del país tiene una función importante que des-empeñar al poner la información sobre sus recursos geotérmicos disponibles a disposición de los potenciales inversores y agentes del sector. Esta información ha de ser pública y debería integrar todos los estudios geológi-cos, geoquímicos, geofísicos y modelos conceptuales realizados por la Administración para este fin. Este caso se cumple en Canarias en la mayoría de las zonas localizadas con potencial geotérmico.

Figura 2.5. Fases de un proyecto geotérmico y momentos críticos de toma de decisión. (Fuente: International Renewable Energy Agency, IRENA)



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INSTITUCIONES. En España, de acuerdo con la Ley de Minas en vigor, la titularidad del recurso correspon-de a quien haya obtenido su correspondiente permiso de explotación durante el tiempo que fija la legislación. Esta titularidad puede ser tanto pública como privada.

La experiencia de los países que han tenido éxito en el desarrollo de energía geotérmica señala la impor-tancia de una serie de factores comunes: una organiza-ción nacional (o empresa) dedicada a la exploración y el desarrollo geotérmico capaz de manejar proyectos de infraestructura a gran escala congruente con normas internacionales y de la industria; una Administración que se muestre comprometida y dotada del personal adecuado, competente en el sector energético y cuyas funciones incluyan la planificación para el desarro-llo de energía geotérmica; un sistema eléctrico que se muestre comprometido; y un ente regulador capaz (especialmente, dentro del contexto de un mercado de electricidad liberalizado como el español) cuyas fun-ciones incluyan la aplicación de políticas energéticas renovables del estado y equilibrar los intereses de ge-neradores y consumidores.

El organismo a cargo de la exploración y el desarro-llo geotérmico puede ser un organismo gubernamental o -con más frecuencia- una empresa propiedad del Es-tado con capacidades industriales. Como ejemplos se pueden mencionar la Geothermal Development Com-pany (GDC) de Kenia, Pertamina Geothermal Energy Corporation (PGE) en Indonesia, Energy Development Corporation (EDC) en Filipinas y la empresa eléctrica estatal integrada (CFE) en México. Los últimos dos ejemplos sugieren que la empresa a cargo de la explo-ración geotérmica no necesariamente tenga a la ener-gía geotérmica como su único enfoque, debido a que el desarrollo geotérmico en Filipinas y México lo encabe-za una empresa petrolera propiedad del Estado y una empresa eléctrica estatal integrada, respectivamente. En todos los casos, la empresa o el organismo central son un vehículo por medio del cual el sector público de un país que intente ampliar su capacidad geotérmica asuma un papel activo en absorber una parte significa-tiva del riesgo de recursos.

POLÍTICAS DE APOYO. El tercer elemento clave del desarrollo exitoso de energía geotérmica es la presen-cia de políticas de apoyo para atraer la inversión priva-da. La Administración puede optar por enfocar proyecto por proyecto o crear un entorno atractivo y adecuado para atraer inversiones, a nivel nacional o autonómico, para desarrollar la energía geotérmica.

Los estados usan una amplia gama de instrumen-tos de políticas y normativas para apoyar la explotación

de energías renovables para generar electricidad. Los países con sólidas políticas de desarrollo de energías renovables han introducido como instrumentos básicos tanto las tarifas de alimentación (FIT, por sus siglas en inglés) como las obligaciones de cuota en forma de car-teras para renovables (RPS, por sus siglas en inglés).

Las tarifas de alimentación FIT son conocidas también como tarifas reguladas o primas. Consisten en una tarifa especial que se paga por la electricidad ge-nerada a partir de fuentes renovables que el generador vierte a la red eléctrica. Constituyen un incentivo frente a la considerable inversión que supone la instalación geotérmica (sondeos y planta) que permite amortizar la inversión inicial.

Las carteras de renovables RPS es una figura que consiste en una obligación legal que crea la Adminis-tración por la que las empresas suministradoras de electricidad están obligadas a incluir un cupo mínimo de energía procedente de fuentes de energías renova-bles renovables a partir una fecha determinada.

La energía geotérmica destaca como un caso espe-cial entre las fuentes de energía renovable, por lo que la aplicación únicamente de la técnicas FIT o RPS co-munes a todas las energías renovables no son efectivas en su caso. La razón se encuentra en que es necesario un apoyo específico en la financiación de los sondeos de reconocimiento, clave para reducir el riesgo de la inversión a un nivel atractivo para la financiación priva-da. Las políticas que apoyan los beneficios durante la fase operativa, tales como FIT y RPS, son por lo general menos eficaces en superar el obstáculo del riesgo de exploración.

Solo existen algunos ejemplos de esquemas FIT que se están aplicando a la energía geotérmica y la mayoría de ellos se encuentran en la Europa continen-tal. África y Asia han utilizado tarifas de alimentación para la energía geotérmica; sin embargo, en algunos casos los esfuerzos han derivado en políticas que fijan un precio tope de remuneración en lugar de una FIT (por ejemplo, Indonesia).

El apoyo de la Administración a las sociedades pú-blico-privadas (PPP, por su sigla en inglés) que aglo-mera los conceptos de construir-operar-transferir (BOT, por su sigla en inglés) o contratos similares, pue-de ser una opción de política para países que pretenden un compromiso menos ambicioso en el desarrollo de la energía geotérmica, como alcanzar un objetivo en la planificación de la política energética o para desarro-llar un proyecto individual. El modelo BOT utilizado en

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Filipinas y el modelo mexicano Obra Pública Financia-da (OPF) demuestran la eficacia de este enfoque. Des-pués de comprobar la viabilidad comercial de su poten-cial geotérmico por medio de una serie de contratos de sociedades público-privadas PPP en los que la Ad-ministración Pública asume la mayor parte del riesgo de exploración, el país puede efectuar una transición a modelos que trasladen este riesgo al inversor privado. En este modelo se pueden tener en consideración dos enfoques básicos:

El primer enfoque consiste en abrir un periodo de propuestas para las empresas privadas para la ejecu-ción de centrales geotérmicas por medio de concesio-nes o PPP en las que el inversor privado asuma la ma-yor parte del riesgo de exploración o de recursos. Sin embargo, el inversor en este caso requerirá que se le compense por asumir este riesgo a través del estable-cimiento de un precio más alto de la electricidad gene-rada, o por otros medios. Muchos países han preferido financiar directamente las fases de más riesgo de la fase de exploración debido a este conflicto. En efecto, los países en vías de desarrollo que involucran activa-mente al sector privado en el desarrollo geotérmico actual (p. ej., Filipinas) ya han hecho uso de grandes cantidades de fondos públicos y ayuda oficial para fi-nanciar la exploración de recursos geotérmicos.

El segundo enfoque -un compromiso de política estatal para apoyar la generación de energía geotér-mica, tal como la FIT, en tanto que elimina gradual-mente el apoyo público en las fases de exploración- cuenta con probabilidades de tener éxito, si:

(a) la explotación de recursos geotérmicos deri-vada del apoyo público anterior se encuentra muy avanzada en gran parte de las zonas del país, por lo que existe una posibilidad considerable para de-sarrollo inmediato de “proyectos de ampliación” en lugar de “proyectos nuevos”;

(b) las empresas son financieramente aptas para asumir el riesgo de exploración residual, que inclu-ye -de ser necesario- financiación mediante com-pensación entre los distintos proyectos en lugar de buscarla por medio de préstamos; y

(c) la tarifa FIT es suficiente para compensar al in-versor en comparación con las alternativas de ge-neración de costo más bajo, si las hubiera.

El aumento de la participación privada en el sector también puede llevarse a cabo mediante la privatiza-ción de la empresa nacional de desarrollo geotérmico y sus activos, aunque tal privatización, por lo tanto, ne-

cesitaría el compromiso explícito del inversor para el aumento del desarrollo geotérmico.

ASPECTO FINANCIERO. Realizar un desarrollo de la energía geotérmica requiere la participación activa tanto del sector público como del privado. Confiar ex-clusivamente en el capital privado para un desarrollo geotérmico es raramente viable, incluso en mercados de países desarrollados.

Una de las opciones para llevar la rentabilidad del proyecto por encima de la tasa umbral requerida por el inversor privado es que el sector público financie una parte de los costes del ejecución de las fases iniciales del proyecto, lo que incluye la perforación de la explo-ración. Tal participación en la inversión de las primeras fases del proyecto puede aumentar la rentabilidad cal-culada por el inversor privado hasta un nivel que sea suficientemente atractivo, sin necesidad de que el sec-tor público eleve el coste de la energía para los clientes.

En el plano internacional, se han utilizado muchos modelos de financiación para la energía geotérmica. Se han adoptado diversos modelos incluso dentro de un solo país, ya sea de forma consecutiva en todo el territorio o al mismo tiempo en diferentes campos. Pa-samos a analizarlos.

2.1.3. MODELOS Y VARIANTES DE FOMENTO Y DESARROLLOMODELOS DE DESARROLLO DE ENERGÍA GEO-

TÉRMICA. Como hemos adelantado, las primeras fa-ses de los proyectos geotérmicos tienden a apoyarse en gran medida en la inversión por parte del sector público, en tanto que los inversores privados tienden a incorporarse al proyecto en las fases posteriores.

En un extremo se encuentra un modelo en el que un solo ente público ejecuta por completo todas las fa-ses del proyecto geotérmico. En este modelo, el riesgo recae casi por completo en el sector público. La carga sobre las finanzas públicas se reduce solo mediante los ingresos derivados de la venta de electricidad y por donaciones. Este modelo ha sido utilizado por diversos países como Kenia, Etiopía y Costa Rica.

En el otro extremo se encuentra el modelo con un desarrollo totalmente privado, asumiendo todo el riesgo, que ha sido utilizado en Filipinas (a través de la petrolera Chevron), Australia e Italia.

Entre los dos extremos, existe un amplio espectro de fórmulas a emplear. Algunas veces, más de una em-



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presa pública o más de una Administración Pública se involucran en la aportación fondos para el desarrollo geotérmico, en tanto que el papel del sector privado es más reducido (por ejemplo, Islandia, Indonesia y Méxi-co). En otros casos, se utilizan estructuras de colabora-ciones público privadas PPP en las que el socio privado juega un papel activo (por ejemplo, El Salvador, Japón, Turquía, Kenia e Indonesia, y el modelo anterior en Fili-pinas con base en contratos BOT).

TRATAMIENTO DEL RIESGO POR MEDIO DE UN ENFOQUE DE CARTERA. Hasta donde sea posible, de-bería ejecutarse una cartera de proyectos de tamaño moderado de forma paralela, en lugar de emprender grandes proyectos de forma secuencial.

Una estrategia que minimice el riesgo consistiría en:

• exploración de carteras, en la que el país explora varios campos geotérmicos, con lo que aumenta la probabilidad de encontrar por lo menos un sitio viable y reducir la probabilidad de pasar por alto oportunidades significativas de desarrollo;

• desarrollo paralelo de los campos seleccionados entre la cartera para reducir tiempos y costos;

• y expansión por incrementos graduales, lo que reduce el riesgo de agotamiento del yacimiento y descensos repentinos de presión al desarrollar un proyecto de energía geotérmica en pasos de dimensiones cautelosas, lo que será determinado por los datos que muestre el yacimiento.

ASISTENCIA PARA EL DESARROLLO. Se pue-de acudir también a organismos e instituciones que ofrecen ayuda para la explotación geotérmica en yaci-mientos localizados. Cada estado debe acudir a los que puedan ser más eficaces para su situación. En el caso de Canarias, al estar España integrada en la Unión Eu-ropea, parece que los instrumentos ya existentes en la Unión serán los que más se acerquen a sus expectati-vas, como ha hecho Azores, más que acudir a ayuda al desarrollo.

2.1.4. INDUSTRIA GEOTÉRMICA ACTUALAvanzando en nuestro análisis sobre las prácticas

existentes, es importante tener conocimiento de qué países y empresas lideran el conocimiento de la explo-tación de la energía geotérmica. El grado de desarrollo por países ya se ha expuesto con detalle en el Docu-mento nº 1 de este Manual.

La industria geotérmica es pequeña en compa-ración son sus similares de energías convencionales

(principalmente las de combustibles de origen fósil), pero implica determinadas disciplinas (perforación, diseño de plantas geotermoeléctricas, fabricantes de turbinas, etc) muy reconocidas por su experiencia. La industria geotérmica puede considerarse una industria madura en cuanto a planteamientos, diseños tecnoló-gicos y rendimientos, y es precisamente esta caracte-rística la que la hace ganar rentabilidad rápidamente en la fase de producción, frente al riesgo inicial de las fases de prospección.

A fin de entender la industria geotérmica y su es-tructura de mercado, es útil empezar por dividir el proceso de producción de energía geotérmica en sus diversos componentes o fases. La proporción del cos-te general de cada componente se ilustra en la figura 2.6, que se basa en el caso de Islandia y muestra la perforación (incluidos los sondeos de reconocimiento iniciales) y la construcción de la central eléctrica como los dos componentes más importantes en términos de coste o valor añadido.

Figura 2.6. Punto de equilibrio en costos de inversión del desarrollo de la energía geotérmica a escala de servicios

públicos de acuerdo con datos de Islandia. (Fuente: Cómo planificar y financiar una explotación

geotérmica, ESMAP 2012- Gunnarsson 2011)

La Figura 2.7 describe características clave del mercado en cada fase de la producción de energía geo-térmica. Cada fase de desarrollo puede considerarse como un segmento comercial individual, con una es-tructura de mercado que puede ser desde muy con-centrada en pocas empresas a totalmente liberalizada según la actividad.

Una característica peculiar del segmento de per-foración es la interacción con la industria del gas y del petróleo. Por lo general, aunque las técnicas de perfo-

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ración para la energía geotérmica son algo diferentes de las utilizadas para los hidrocarburos, el tipo de equipo que se usa en ambos casos suele ser el mismo. Por un lado, las perforaciones geotérmicas pueden hacerlas las propias empresas de gas y petróleo, lo que contribuye a una mayor oferta y capacidad de producción geotérmica y a ampliar el tamaño del mercado geotérmico general.

El mercado para la fabricación y suministro de equipos para centrales geotermoeléctricas es muy compe-titivo para la mayoría de componentes, excepto para las turbinas y los generadores, que actualmente están mo-nopolizados por un pequeño grupo de importantes proveedores. Hoy en día, las empresas japonesas (Mitsubishi, Toshiba y Fuji) cubren algo más del 80% de los turbogeneradores vendidos para centrales geotermoeléctricas de descarga directa o tipo flash, mientras que Ormat de Israel/E.E.U.U. y UTC/Turboden de E.E.U.U./Italia son los líderes del mercado en centrales eléctricas binarias, que son las preferidas para los recursos de temperatura baja a media.

Figura 2.7. Estructura del mercado para los diversos segmentos de la industria geotérmica. (Fuente: Cómo planificar y financiar una explotación geotérmica, ESMAP 2012)



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Figura 2.8. Empresas propietarias con capacidad geotérmica de más de 300 MW en el año 2010. (Fuente: Cómo planificar y financiar una explotación geotérmica, ESMAP 2012)

Figura 2.9. Diagrama comparativo entre las emisiones de CO2 de diferentes tipos de centrales (Bloomfield et al.

2003)térmica, ESMAP 2012)

En términos de capacidad de compañías operado-ras de centrales geotérmicas, en la figura 2.8 se enu-meran los líderes del mercado con una capacidad ins-talada superior a los 300 MW.

2.2. ASPECTOS AMBIENTALES DE UN PROYECTO GEOTÉRMICOLos principales potenciales impactos generales que

suelen darse en un proyecto geotérmico de alta entalpía son los siguientes, aunque todos ellos subsanables:

• emisiones de CO2 en la explotación (que es función de la tecnología de la central)

• residuos de la perforación (si no se eliminan al fi-nalizar la obra)

• contaminación de aguas subterráneas en la perfo-ración (si no se cementa correctamente)

• gases contaminantes de los fluidos geotérmicos (dependen de las características del yacimiento, de la tecnología de la central y de la calidad de los filtros de salida empleados)

• consumo y calentamiento del agua de enfriamiento (depende del diseño de la planta)

• fluidos de deshechos tras el turbinado (si no hay inyección o aprovechamiento en cascada)

• ruido (depende del diseño de la planta y del siste-ma de refrigeración)

Las emisiones de CO2 de la generación de electri-cidad geotérmica, aunque no son exactamente cero (salvo en el caso de centrales de ciclo binario, que sí lo son), son mucho menores que las producidas por la generación de electricidad a partir de combustibles

fósiles. Datos de 85 centrales geotérmicas (capacidad operativa de 6,648 MWe) en 11 países, que represen-tan el 85 % de la capacidad geotérmica en 2003, in-dican un promedio ponderado de emisiones de CO2 de 91 g/kWh (Bloomfield et al., 2003). Ver a estos efec-tos la figura 2.9.

En cualquier caso, y a pesar de su escaso aporte volumétrico de CO2, esta cantidad no influye sobre el balance atmosférico, dado que, aunque no existiera la central, gran parte de este mismo CO2 de origen volcá-nico saldría igualmente a la atmósfera como flujo difu-so, que no resulta visible, pero sí medible (Armannsson et al., 2003), como se muestra en la figura 2.10.

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A título de ejemplo, cabe apuntar que el Instituto Volcanológico de Canarias (INVOLCAN) viene realizan-do desde 1996 medidas del flujo difuso de CO2 que se emite en el cráter del Teide, que ocupa una zona apro-ximada de 0,5 km2. Los valores oscilan entre 100 y 600 toneladas/día (36.500 y 219.999 t/año). La emisión conjunta de CO2 de todas las plantas geotérmicas is-landesas en 2002 (320 MWe instalados) fue de 155.000 toneladas (Armannsson et al., 2003), muy cercano al valor medio de emisión del cráter del Teide.

En cualquier explotación geotérmica, el CO2 es siempre el gas mayoritario, con contenidos normal-mente superiores al 97% en volumen (ver figura 2.11).

Figura 2.10. Emisiones de CO2 en los campos islandeses con producción geotérmica y sin ella

(Armannsson et al., 2003)

Figura 2.11. Emisiones medias de gases no condensables en las centrales geotérmicas (Bloomfield y Moore, 1999)

Noncondensable Gas Component Dry Gas % by Volume

Carbon Dioxide 97.8

Hydrogen Sulfide 1.2

Methane 0.5

Ammonia 0.05

Total 100

Source: Bloomfield and Moore (1999)

Las tecnologías para controlar, filtrar o modificar químicamente estas emisiones de gases no condensa-bles están disponibles desde hace mucho tiempo en el mercado con excelentes resultados.

Los condensadores de la central eléctrica geotér-mica pueden operar con enfriamiento directo (río u océanos), húmedo (columna de enfriamiento) o seco, dependiendo de la disponibilidad de agua, la tecnolo-gía usada en la planta eléctrica y el tamaño y altitud de la central. El agua de desecho de las columnas de enfriamiento tiene una temperatura más alta que la temperatura ambiente, lo que la convierte en un conta-minante térmico potencial cuando se descarga al mar sin tomar las medidas oportunas.

Los fluidos geotérmicos de alta temperatura pue-den presentar en ocasiones acusadas concentracio-nes de químicos, como cloruro de sodio (NaCl), boro (B), flúor (F) o metales pesados como mercurio (Hg) y arsénico (As). Estos fluidos pueden ser susceptibles de tres actuaciones: tratarse y eliminarse bajo el punto de vista químico, reinyectarse al yacimiento en ocasiones por un pre-tratamiento para evitar precipitados en los pozos de inyección o en el propio acuífero geotérmico o bien, como sucede en Larderello (Italia), convertir determinados componentes en una floreciente indus-tria química o farmacéutica de alto valor añadido. Los fluidos procedentes de campos geotérmicos de tem-peratura baja a media, suelen contener niveles bajos de químicos y permiten, por lo general, su uso directo.

Hasta ahora, no se ha observado ningún evento sís-mico significativo a causa de la explotación de fluidos geotérmicos. Los pocos incidentes que han llegado a generar micosismicidad (magnitud <3) han sido los li-gados al proceso de fracturación hidráulica en proyec-tos de geotermia estimulada (EGS) (la creación de un

yacimiento artificial subterráneo por medio de la inyec-ción de agua fría a alta presión) tecnología poco reco-mendable para sistemas volcánicos como los existen-tes en Canarias.



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2.3. RIESGO DE LOS PROYECTOS GEOTÉRMICOSHay varios factores de riesgo que influyen en los

inversores a la hora de apoyar un proyecto geotérmico. Principalmente son de tres tipos:

Riesgo de exploración y de evaluación del recurso. Refleja la dificultad de evaluar el potencial de un deter-minado campo geotérmico y de sus costes por la indefini-ción de las técnicas geoquímicas y geofísicas empleadas y el coste de los hipotéticos sondeos de reconocimiento a realizar.

Riesgo de financiación. Habitualmente son necesa-rios entre 6 y 8 años para desarrollar un proyecto de ener-gía geotérmica de tamaño medio (1-5 km2). Este plazo de tiempo tan largo realizando importantes e inciertas inver-siones, sin asegurar una rentabilidad futura (el llamado riesgo minero) motiva la retirada de la inversión privada si no se cuenta con los mecanismos de mitigación de riesgo comentados en capítulos anteriores. No obstante, en caso de éxito, la tasa de retorno suele ser rápida por los bajos costes operativos.

Riesgos operativos. En áreas donde los pozos y con-ducciones tienen que acondicionarse con frecuencia por problemas de corrosión o incrustación y es necesario perforar sondeos complementarios, los costes de estas actividades pueden afectar significativamente a los cos-tos de operación y mantenimiento, así como a los costos globales de generación de electricidad. No obstante, esta disfunción suele suceder por no haberse llevado a cabo un correcto estudio inicial de la geoquímica de los flui-dos y no haber aplicado a tiempo las medidas preventivas adecuadas con inhibidores.

3. BUENAS PRÁCTICAS DE FOMENTO DE GEOTERMIA EN LOS PAÍSES LÍDERES EN ESTA TECNOLOGÍA.

Distintas son las formas de afrontar este reto, se-gún la experiencia de los distintos países. Lo bueno del caso es que la explotación geotérmica cuenta con más de 70 años de experiencia, con lo que tenemos sufi-ciente ejemplos de fracasos y de éxitos.

La primera premisa es que en un país que aspira a un crecimiento del desarrollo de los recursos geotér-micos, el sector público debe establecer una estructu-ra institucional apropiada, cuestión esta que ya ha sido abordada en este documento.

Efectuaremos el estudio de los países de éxito, y las distintas variantes que han sido efectivas, pasando de un entorno mundial, al europeo y luego los países

cercanos a España, para terminar enfocando en lo que mejor se podría adaptar a caso de Canarias.

3.1. PAÍSES CON INSTITUCIONES PÚBLICAS CREADAS EX PROFESO La experiencia de los países que han tenido éxito en

desarrollar sus recursos geotérmicos indica la impor-tancia de disponer de una empresa u organismo dedi-cado a su exploración y desarrollo. Puede ser tanto un organismo del sector público como una empresa pública con la capacidad industrial necesaria.

Japón es un país con una elevada tasa de dependencia energética, y en Asia, ha sido el pionero en la explotación de la geotermia. En 1919 se perforó el primer pozo con va-por a una profundidad de 80 m y en 1925 se construyó una primera pequeña central, de 1,2 kW. En 1947 el Servicio Geológico de Japón inició la exploración sistemática del país, pero la iniciativa privada sobrepasó rápidamente a la pública. El importante desarrollo geotérmico de Japón es un claro ejemplo de cooperación y coordinación entre el sector público y la iniciativa privada.

En 1956, la empresa Japan Metals & Chemicals Company (JMC) comenzó la exploración y desarrollo del campo geotérmico de Matsukawa, cuya primera central comenzó a operar en 1966 con una capacidad de 1MWe. En 1967, la compañía eléctrica Kyushu desarrolló y co-menzó a operar la planta geotérmica de Otake.

En 1960 ya se había fundado la Asociación Japonesa de Energía Geotérmica. En octubre de 1973 se modifi-caron las leyes de Parques Naturales y de Protección del Medio Ambiente con el fin de ordenar y facilitar la introducción de la energía geotérmica en el país inclu-so en las zonas protegidas. En 1976 se crea el Centro Japonés de Promoción y Desarrollo de la Energía Geo-térmica y en 1977 la Agencia Estatal de Recursos Natu-rales y Energía responde a la iniciativa privada creando, a su vez, el Servicio Básico de Desarrollo Geotérmico. En 1978 se constituye la Sociedad Japonesa de Investi-gación Geotérmica, a la vez que tiene lugar la segunda crisis del petróleo.

En 1980 se publica la Ley de Promoción de Energías Renovables y la Agencia Estatal de Recursos Natura-les y Energía constituye una Fundación para mitigar el riesgo minero en la perforación de pozos geotérmicos. En 1985, esta misma Agencia establece ayudas finan-cieras para la construcción de plantas geotérmicas. Estas dos iniciativas gubernamentales impulsan defi-nitivamente el desarrollo de la geotermia en Japón a través de la iniciativa privada, de manera que en 1996, ya se habían instalado 500 MWe en Japón. En 2015 la

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potencia total instalada era de 519 MWe y 2186 MWt y el país cuenta con una potente industria de fabricación de turbinas e instalaciones geotérmicas.

Al tratarse de un país con una industria geotérmica muy consolidada, también desarrolla una importante acción comercial fuera de sus fronteras a través de la JICA (Agencia de Cooperación Internacional de Japón), creada en 2002, en clara competencia con Italia, Islan-dia y EEUU. Posee delegaciones en 21 países de Amé-rica Latina y Caribe y se caracteriza por una gran activi-dad en donaciones iniciales y préstamos a bajo interés para el desarrollo de la Geotermia, que cubren desde la investigación básica, a la perforación y construcción de centrales con tecnología japonesa. Como prueba re-ciente de esta actividad, en 2012 firmaron un convenio para desarrollar la geotermia con el Gobierno de Perú, en 2015 con el Gobierno de Ecuador y en 2016 con el de Bolivia. También en abril de 2016 la JICA ha firmado un acuerdo con el BID (Banco Interamericano de De-sarrollo) por valor de 3.000 millones de dólares para financiar proyectos de renovables en América Latina.

En Filipinas, el papel principal originariamente perteneció a una subsidiaria de Phiilippine National Oil Corporation, llamada Energy Development Corporation (PNOC EDC) hasta su privatización en 2007. Esta em-presa, que ahora lleva el nombre de EDC, está a cargo de las operaciones previas de PNOC EDC en el mercado de electricidad cada vez más liberalizado de Filipinas. PNOC EDC constituye un buen ejemplo de la evolución de una empresa nacional: a través de una empresa petrolífera estatal se creó una filial de geotermia, que desarrolló sus trabajos de manera satisfactoria hasta que, debido a sus éxitos y el buen trabajo realizado, fue rentable y se privatizó.

En Indonesia en la década de 1970, la empresa pe-trolera nacional Pertamina tomó la iniciativa para apro-vechar los fondos de donantes y empresas internacio-nales para inversiones geotérmicas. El sólido papel del sector público en el desarrollo geotérmico fue refor-zado con la creación de Pertamina Geothermal Energy (PGE) como la entidad central geotérmica estatal, en el año 2006, como una filial enteramente controlada por Pertamina. Las funciones de PGE incluyen construir y desarrollar inversiones geotérmicas; operar campos de vapor y centrales eléctricas que son propiedad de Pertamina; y gestionar Contratos de operación conjun-ta (JOC, por su sigla en inglés).

En Kenia, la Geothermal Development Company (GDC) fue establecida en el año 2008 y se encarga del desarrollo integrado de los recursos geotérmicos

a través de la exploración, perforación, evaluación de los recursos y promoción del uso directo de la ener-gía geotérmica. Al encargarse de las fases iniciales del proyecto, GDC absorbe los riesgos de exploración y de desarrollo de las primeras fases.

En México, la exploración geotérmica promovida inicialmente por la Comisión de Energía Geotérmica (CEG) en la década de 1950 pasó a ser tarea de la Comi-sión Federal de Electricidad (CFE), empresa eléctrica nacional a final de la década de 1960.

En Europa también se han prodigado las empresas públicas:

En Italia, primer país en desarrollar la geotermia, todo ha estado desde el inicio, en 1913, siempre en ma-nos del Estado, a través de la empresa nacional eléc-trica ENEL. La minoración del riesgo minero inicial se resolvió asignando al también ente energético estatal ENI (Ente Nazionale Idrocarburi) y a su filial de perfora-ción SAIPEM, el desarrollo de las fases de perforación e ingeniería de yacimientos. Este apoyo permitió que ENEL fuera adquiriendo experiencia tecnológica y de recursos humanos en estos dos campos, hasta ser ca-paz de desarrollar su propia división de perforación con unos equipos técnicos altamente cualificados.

Antes de esta descentralización administrativa a finales de los 90, se abordó una profunda reforma del sector eléctrico en la línea demandada por la UE en su Directiva 96/92/CE: liberalización del mercado e inicio de la construcción de un mercado eléctrico único eu-ropeo.

En Islandia, el papel de dinamizador lo han com-partido la empresa eléctrica estatal y las empresas pri-vadas de perforación, mientras que la iniciativa en la parte de investigación y exploración ha pertenecido a la National Energy Authority y, desde 2003, a la institución propiedad del gobierno llamada Iceland GeoSurvey (Is-lenskar Orkurannsoknir abreviada como ISOR).

En el caso de las vecinas islas Azores en Portugal, la financiación procede básicamente de la Unión Euro-pea a través de programas específicos para regiones ultraperiféricas, con los que se apoya tanto el desarro-llo económico como la prevención del cambio climático mediante el aprovechamiento geotérmico. La UE lleva años financiando la perforación de pozos geotérmicos, el aspecto que más recursos económicos consume, con el fin de poder garantizar la viabilidad y sostenibi-lidad de sus dos plantas de generación geotermoeléc-



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trica en la isla de S. Miguel y la tercera en construcción en la isla de Terceira. La compañía operadora del pro-grama geotérmico de Azores es EDA Renováveis, par-ticipada con un 50,1% por la Región Autónoma de las Azores; un 39,7% en manos de Energia y Servicios de Azores, un 10% por Gestão da Produção de Energia, y un simbólico 0,2% perteneciente a pequeños accionis-tas y emigrantes.

3.2. APOYOS FINANCIEROS PARA LAS PRIMERAS FASES DE LA EXPLOTACIÓN GEOTÉRMICAMuchos países no tienen ni siquiera la capacidad

de crear estas instituciones. Para ello existen ayudas en estas fases iniciales de una región o estado que quiera iniciar la explotación geotérmica de sus yaci-mientos. Para resumir, actualmente se encuentran va-rios programas de asistencia técnica y ayuda para los primeros pasos para desarrollar y ampliar la utilización de la energía geotérmica.

3.2.1. INTERNACIONALESAlgunas de las más usadas a nivel internacional son:

• Las subvenciones de FMAM disponibles a través del Grupo del Banco Mundial, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (UNDP) y UNEP, principalmente para asistencia técnica.

• Los Fondos de inversión para asuntos climáticos (CIF), como financiación para inversiones.

• El Programa de Asistencia para la Gestión del Sec-tor Energético (ESMAP), del Banco Mundial pro-porciona fondos para capacitación y asistencia téc-nica para apoyar a los países a desarrollar planes para diversificar su suministro de energía, incluida la geotermia.

Filipinas aporta evidencia alentadora de la efectivi-dad de ese tipo de asistencia. La empresa PNOC EDC desarrolló una serie de proyectos geotérmicos finan-ciados con préstamos del Banco Mundial.

Kenia ha incluido la participación de empresas es-tatales clave en cursos breves que ofrece el Programa de Capacitación Geotérmica de la Universidad de las Naciones Unidas en Islandia (UNU-GTP, por su sigla en inglés). El primer curso lo ofrecieron en conjunto el UNU-GTP y KenGen en el 2005, y desde entonces se realiza una vez al año.

No obstante, España no es un país que a priori ne-cesite acudir a estas ayudas, ya que sí tiene capacidad de crear instituciones con músculo financiero para eje-

cutar las primeras fases de un plan de impulso de la geotermia para producir electricidad.

3.2.2. EUROPALa plataforma española GEOPLAT ha publicado en

2016 un estudio sobre la actualidad de las ayudas a las primeras fases de la explotación geotérmica, denomi-nado Guía de Financiación para Tecnologías y Proyectos de Bioenergía y Geotermia. Extraemos de la misma las que en la actualidad son más aplicables a una región que quiera iniciar su explotación geotérmica o para proyectos en particular, como Canarias. En esta guía de financiación existen más programas planes y ayu-das, que de interesar, deben ser consultados directa-mente en la misma.

EERA Joint Programme on Geothermal Energy (EERAJPGE)

El programa ‘EERA Joint Programme on Geother-mal Energy’ (EERAJPGE) es un programa de la Alianza Europea para la Investigación en Energía (EERA), y tiene como objetivo proporcionar una contribución destacada y de calidad a la consecución de los objetivos de la Unión Europea en materia de cambio climático y política ener-gética para 2020 y más allá, a través de la implantación a gran escala de potencia eléctrica limpia, eficiente y de base suministrada a partir de fuentes geotérmicas.

El objetivo global del programa se centra en el de-sarrollo y aplicación de proyectos piloto innovadores y de tecnologías coste-efectivas, viables para:

• Incrementar significativamente la producción a par-tir de recursos ya identificados y utilizados.

• Explorar a gran escala nuevos sistemas hidroter-males localizados en profundidades hasta los 6 km.

• Convertir la tecnología EGS en una tecnología pre-parada para la implantación a gran escala.

• Acceder a nuevos recursos de alto potencial como los fluidos supercríticos y los sistemas magmáticos.

• Mejorar la sostenibilidad ambiental y la aceptación social de los proyectos geotérmicos.

Las infraestructuras de investigación tales como laboratorios e instalaciones informáticas serán em-pleadas e intercambiadas entre los participantes para las distintas actividades investigadoras incluidas en los siguientes sub-programas:

1. Evaluación de recurso.2. Exploración.

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3. Acceso e ingeniería del reservorio.

4. Ingeniería de proceso y diseño de sistemas de gene-ración eléctrica.

5. Sostenibilidad, medio ambiente y marco regulatorio.

Más información en:http://www.eera-set.eu/eera-joint-programmes-

jps/geothermal/

HORIZONTE 2020Existe una gran cantidad y variedad de iniciativas

europeas que apoyan y complementan la implemen-tación de Horizonte 2020. Estas iniciativas, con dife-rentes ámbitos de actuación, configuran el panorama de asociaciones público-privadas o público-públicas de I+D+i en Europa. Algunas de ellas surgen por iniciati-va industrial o de investigadores, otras por acuerdos y actividades de coordinación entre los distintos países; unas reciben fondos de la Comisión Europea y lanzan convocatorias; otras no cuentan con fondos aunque in-fluyen directamente en la definición de los programas de trabajo y líneas de actuación de la CE, si bien todas ellas juegan un papel relevante en Horizonte 2020.

Una de ellas la constituyen las Asociaciones Públi-co-Privadas (PPP)

En Horizonte 2020 existen dos tipos de asociacio-nes público-privadas: las Asociaciones Público-Priva-das Contractuales (Public-Private Partnerships-cPPP o PPP) y las Iniciativas Tecnológicas Conjuntas (Joint Technology Initiatives-JTI), denominadas también Aso-ciaciones Público-Privadas Institucionales. Estas ini-ciativas son establecidas de forma abierta y transpa-rente por la Comisión Europea en base a criterios de evaluación específicos.

Existen varias en funcionamiento, pero la más re-lacionada con la geotermia para producción de elec-tricidad a gran escala son las Asociaciones Europeas de Innovación (European Innovation Partnership – EIP), que tienen como objetivo responder a los grandes re-tos que en potencia pueden producir, además de un be-neficio a la sociedad, una rápida modernización de los sectores y mercados implicados.

ERA-NETLas ERA-NETs son redes europeas de organismos

públicos dedicados a la financiación de la I+D+i a ni-vel nacional/regional, que cuentan con el apoyo de la Comisión Europea, y cuyo objetivo es coordinar los pro-gramas de investigación e innovación de los estados y regiones europeos, así como movilizar recursos para afrontar conjuntamente los retos tecnológicos estraté-gicos de manera más focalizada, coherente y efectiva.

La Comisión Europea lanzó el esquema ERA-NET en el Sexto Programa Marco y desde entonces ha ido evolucionando hasta el nuevo instrumento COFUND bajo H2020, convertido en un instrumento preferente para impulsar la investigación, innovación y transferen-cia de conocimiento hacia la construcción del Espacio Europeo de Investigación (ERA), al facilitar nuevas fór-mulas de cooperación, la apertura recíproca de progra-mas y el aumento de los retornos europeos para los países/regiones participantes.

El principal objetivo de las ERA-NETs consiste en el lanzamiento de convocatorias conjuntas para la fi-nanciación de proyectos transnacionales de coopera-ción tecnológica en temáticas estratégicas de interés común europeo. Dichas convocatorias transnacionales se rigen por normas de elegibilidad y esquemas de financiación específicos según acuerde el consorcio gestor de cada ERA-NET, cuya descripción se publica en la página web de cada acción a la apertura de su convocatoria.

Actualmente España, a través de la Subdirección General de Proyectos Internacionales de MINECO (fi-nanciación a agentes científico-técnicos) y de CDTI (fi-nanciación a empresas), participa en varias ERA-NETs relacionadas con los sectores la geotermia, siendo la más directa para generación de electricidad la: ENER-GÍA GEOTÉRMICA: ERA-NET COFUND GEOTHERMICA.

La ERA-NET Cofund Geothermica, constituida en 2012, cofinancia proyectos de I+D+i (investigación, de-sarrollo e innovación) en geotermia para producción eléctrica mediante fondos de la Comisión Europea y el Estado miembro. Los países que participan en esta ERA-NET son elegidos función de sus ambiciones para incluir la energía geotérmica en sus objetivos para 2020 y 2050 de reducción de las emisiones de CO2.

En España existen principalmente dos programas aplicables a geotermia para generación de electrici-dad, a saber:

El Plan Estatal de Investigación Científica y Técnica y de Innovación para el período 2013-2016, que permite afrontar de forma simultánea y continua el diseño de las actuaciones destinadas al fomento y coordinación del proceso de I+D+i, que comprende desde la genera-ción de las ideas hasta su incorporación al mercado en forma de nuevos productos y/o procesos, mejorando la calidad de vida, el bienestar de la ciudadanía y contri-buyendo al desarrollo económico.

Está dirigido a todos los agentes del Sistema Espa-ñol de Ciencia, Tecnología e Innovación responsables de: (a) la ejecución de las actividades de I+D+i; (b) la



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gestión de las actividades de I+D+i; y (c) la prestación de servicios de I+D+i para el progreso científico, tecno-lógico y la innovación del conjunto de la sociedad y la economía españolas.

El Plan Estatal representa el instrumento destina-do a desarrollar y financiar las actuaciones de la Admi-nistración General del Estado en materia de I+D+i para permitir la consecución de los objetivos y prioridades incluidos en la Estrategia Española de Ciencia y Tecno-logía y de Innovación.

El Plan está integrado por cuatro programas esta-tales que se corresponden con los objetivos generales establecidos en la Estrategia. Los programas estatales se despliegan en un total de 18 subprogramas de ca-rácter plurianual, que se desarrollarán principalmente mediante convocatorias en concurrencia competitiva, en las que se detallarán las modalidades de participa-ción y financiación. Además, el Plan Estatal recoge dos acciones estratégicas: la Acción Estratégica de Salud y la Acción Estratégica de Sociedad y Economía Digital.

El subprograma energía segura, eficiente y limpia, del Programa Estatal de la I+D+i orientada a los Retos de la Sociedad, incluye las prioridades científico-téc-nicas y empresariales propuestas para el período 2013-2016, y entre los principales la Energía geotérmica:

(i) estudio de recursos geotérmicos de alta, media y baja temperatura y(ii) procesos y técnicas para la exploración y evalua-ción de energía geotérmica.

3.3. POLÍTICA PARA ATRAER A LA INVERSIÓN PRIVADALos estados han usado incentivos de precio (p.

ej., las primas o FIT de las siglas en inglés), objetivos cuantitativos (cuotas o carteras de renovables para las empresas, etc.), despacho prioritario y otras medidas normativas para apoyar la energía renovable, incluida la geotérmica.

Estas distintas políticas han de ser elegidas en con-creto para cada país, ya que deben ser sostenibles en el tiempo y proporcionadas. En el caso de España, una política de primas hizo convertirse en potencia mun-dial en energía fotovoltaica y eólica. Por circunstancias ajenas a estas políticas, fueron retiradas en su forma generalizada, ya que el sistema eléctrico era deficitario por la crisis económica.

3.3.1. TIPOS DE POLÍTICAS NACIONALES DE INCENTIVO Hay distintos tipos de políticas que ejercen los es-

tados más avanzados en geotermia, y se resumen en la figura 3.1.

Figura 3.1. Instrumentos normativos y de políticas que apoyan la implementación de electricidad renovable. (Fuente: Cómo planificar y financiar una explotación geotérmica, ESMAP 2012)

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Estos pueden dividirse en dos amplias categorías: apoyo a la inversión (subvenciones de capital, présta-mos blandos, exenciones/reducciones de impuestos sobre la compra de bienes) y apoyo a las operaciones (primas en los precios, obligaciones de cuotas combi-nadas con certificados verdes negociables y exencio-nes/reducciones de impuestos sobre la producción de electricidad). El apoyo a las operaciones tiene la ventaja de ejercer una influencia más directa sobre el resulta-do final por medio de recompensar la producción efec-tiva de electricidad, no solo la instalación.

Los instrumentos que brindan apoyo a las opera-ciones pueden dividirse en instrumentos basados en cantidad e instrumentos basados en precio. En el es-quema basado en la cantidad tal como una política de normas para carteras de renovables o cuota (de las si-glas en inglés RPS), el objetivo de cantidad deja que el precio lo establecen las fuerzas de mercado.

Existen pocos ejemplos de esquemas de FIT que catalizan exitosamente el inicio de la explotación geo-térmica en un país, estando la mayoría de ejemplos ubicados en Europa continental. Fuera de Europa, Áfri-ca y Asia han visto un interés incipiente en usar tarifas de alimentación para la energía geotérmica. Los siste-mas de obligación de cuota combinados con certifica-dos verdes se han aplicado a la energía geotérmica en EE. UU., Italia y Japón (IEA 2008).

Entre los países en vías de desarrollo, Filipinas acaba de introducir obligaciones de cuota en su legis-lación para la geotermia, entre otras formas de energía renovable.

En Kenia, la medida más significativa para promo-ver las empresas del sector ha sido la política de tarifa de alimentación sobre la energía geotérmica, solar, eó-lica, biomasa e hidroeléctrica pequeña.

Indonesia ha tomado un enfoque donde mediante ley se establece un precio tope para la electricidad geo-térmica, por kWh. La licitación se decide mediante el precio más bajo de la energía presentado.

En Filipinas, el Proyecto de Ley de Energía Reno-vable se firmó como ley a finales del 2008 ofreciendo definiciones legales e incentivos financieros para desa-rrollar más aún todas las fuentes de energía renovable, incluida la geotérmica.

En resumen, las primas o FIT no se usan tanto para la energía geotérmica que como para otras energías

renovables. En cambio, la gran incertidumbre respecto a la viabilidad de la explotación del recurso en las pri-meras fases del proyecto es un obstáculo importante a efectos de la financiación, y un enfoque FIT no aborda esta barrera de manera específica. Sin embargo, si la exploración del recurso la realiza el sector público, es probable que no exista una necesidad de ayudas adi-cionales más adelante; habiendo absorbido en parte o completamente el riesgo de los recursos, la energía geotérmica puede ser muy competitiva.

3.3.2. COLABORACIÓN PÚBLICO PRIVADAUna colaboración público privada (PPP) integra el

compromiso de los recursos tanto de participantes pú-blicos como privados para ejecutar un proyecto o pro-grama de inversión de obra. En el desarrollo de energía geotérmica, una PPP puede ser especialmente efectiva si cubre todas las fases principales del proyecto inclui-das los sondeos de reconocimiento, el desarrollo del campo y la construcción de la central eléctrica.

En ellas, los inversores privados construyen una central de generación de energía y firman contratos para vender la electricidad generada a una empresa pública de servicio eléctrico, o al sistema eléctrico en el sistema de la Unión Europea. La autoridad pública o el sistema crea una remuneración por la disponibi-lidad (o capacidad) de la central eléctrica, ya sea que su producción sea necesaria o no, además de por otros conceptos como el combustible.

Hay tres modelos:• BOT (construir, operar y transferir) o su variante

OPF (construir, puesta en marcha y transferir);

• DBFO (diseñar, construir, financiar y operar); y

• BOO (contrato construir, ser propietario y operar), cuando la central no se devuelve al sector público.

Como casos de éxito en este terreno tenemos dos BOT:

Modelo filipino de BOT. Los contratos BOT son la forma principal de PPP que ha contribuido al desarrollo y puesta en marcha de más de 700 MW de capacidad de generación de energía geotérmica en Filipinas.

La primera aplicación de una PPP geotérmica ba-sada en BOT en Filipinas se atribuye al proyecto de energía geotérmica Leyte-Cebu, en el que la construc-ción de centrales eléctricas con potencia acumulada de aproximadamente 200 MW debían ser realizadas por una empresa privada a través de un contrato BOT con la empresa nacional pública de desarrollo geotérmico.



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De acuerdo con este formato BOT, la empresa pú-blica realiza la exploración y el desarrollo del campo geotérmico. Por su parte, el contratista de la central eléctrica diseña, suministra, instala y pone en funcio-namiento la central por un período de cooperación predeterminado de 10 años. Durante el período de coo-peración, la empresa nacional paga por la central por medio de una tarifa de conversión de energía (esen-cialmente una tarifa BOT) lo que cubre los costos ope-rativos y permite la recuperación de capital. La titula-ridad de la central se transfiere y entrega a la empresa nacional al final del período de cooperación.

El modelo mexicano OPF. La experiencia de Méxi-co señala la efectividad de un esquema PPP un tanto diferente, llamado OPF (Obra pública financiada). Si-milar al modelo filipino, la empresa eléctrica estatal CFE tiene la iniciativa para la exploración y el desarro-llo geotérmicos. Sin embargo, distinto al modelo BOT donde el participante privado construye y opera la cen-tral eléctrica por varios años, el modelo OPF involucra al participante privado solo hasta que construye y pone en marcha la central, que pasa a ser propiedad y ser operada por la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

La empresa pública paga al contratista el total del contrato después de la transferencia y recurre a institu-ciones de financiación privadas o públicas para obtener financiación de largo plazo para pagar al contratista. El riesgo para el sector privado está limitado a la financia-ción a corto plazo por el período de construcción y pues-ta en marcha y a las garantías del equipo. No incluye ningún riesgo relacionado al yacimiento geotérmico ni a las perforaciones. Según este esquema, la CFE tiene más control sobre opciones específicas de tecnología y sobre los arreglos de crédito para la central.

En Europa, salvo el modelo BOO, estos modelos son poco viables, ya que parten de una empresa públi-ca monopolista del servicio eléctrico, figura que en el sector de la generación no es compatible con las Direc-trices de la Unión Europea.

Existe un caso conocido en Canarias que debe ser analizado por la excepcionalidad, que pudiera trasla-darse al sector geotérmico: la central hidroeólica de Gorona del Viento, en la isla de El Hierro. El proyecto, que tiene una gran inversión inicial debido a los depósi-tos de agua que necesita para el intercambio de ener-gía potencial, lo explota la empresa Gorona del Viento El Hierro, S.A., que está participada por el Cabildo de El Hierro en un 60%, la sociedad privada Endesa en un 30% y el Instituto Tecnológico de Canarias, a su vez em-presa del Gobierno de Canarias, en un 10%.

Esta empresa ejecutó el proyecto desde su inicio, con un coste total de 54,3 millones de €, de los que 35 millones fueron subvencionados por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y el IDAE, a través de los Presupuestos Generales del Estado. El resto por los socios. Por lo tanto, estamos ante una sociedad, con accionariado del sector público y privado, y con subven-ciones por la excepcionalidad del proyecto, único en el mundo, del Gobierno de España. No es propiamente un modelo PPP, pero se acerca a lo que podría ser un BOO.

3.3.3. SEGURO CONTRA RIESGO GEOTÉRMICOSLas empresas u organismos nacionales de desa-

rrollo geotérmico deberían analizar las posibilidades de crear o fomentar seguros para proyectos geotérmi-cos, en sus primeras fases, si no están disponibles en el sector privado de las aseguradoras. Los seguros por iniciativa pública para la ejecución de los pozos geotér-micos se han probado a niveles nacionales, en particu-lar en Islandia y Alemania:

Islandia. El Fondo Nacional de Energía (NEF, por su sigla en inglés) fue creado por el gobierno para ofre-cer este seguro. Una vez que un proyecto de perfora-ción contaba con la aprobación del NEF, el Fondo haría un reembolso de hasta el 80 % de los costes actuali-zados de las perforaciones no exitosas. A medida que la industria islandesa adquirió más experiencia, con menos fallos en las perforaciones y orificios de perfo-ración secos, el Fondo se volvió menos importante para el desarrollo de productos nuevos. Vale la pena hacer ver que toda la generación de energía en Islandia ha sido desarrollada por empresas públicas y servicios estatales.

Alemania. Los seguros del sector privado se han involucrado en proyectos en Alemania desde el año 2006 aproximadamente.

3.3.4. TRANSFERENCIAS DE EMPRESAS PÚBLICO PRIVADAS AL SECTOR PRIVADOAlgunos países, después de comprobar la viabili-

dad comercial de su sector geotérmico por medio de una serie de contratos exitosos de PPP, en los que el sector público asume el riesgo del exploración, el país puede considerar realizar la transición a modelos que distribuyan más riesgo al inversor privado. Se pueden tener en consideración dos opciones básicas:

• licitar propuestas para empresas privadas para desarrollar yacimientos geotérmicos nuevos a través de concesiones o PPP en los que el mayor riesgo de los recursos sea asumido por el inversor privado, o

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• introducir precios estables y atractivos, median-te una política de tarifas especiales o de alimen-tación, FIT (o establecer objetivos cuantitativos a través de una cuota a las empresas eléctricas), al mismo tiempo que se elimina progresivamente el apoyo público en las fases de exploración.

El primer método ha sido difícil de llevar a cabo en la práctica internacional sin antes primero pasar por el desarrollo inicial de la industria basado en el apoyo público para la exploración. El ejemplo de Indonesia ha demostrado que los inversores privados están poco dispuestos a asumir el riesgo de exploración aún cuan-do ya tienen el derecho (concesión) sobre un yacimiento geotérmico bastante conocido, y menos aún asumir di-cho riesgo en un área de desarrollo nuevo.

Muchos países han preferido financiar directamen-te las fases de mayor riesgo de la fase de exploración debido a este conflicto. En efecto, los países en desa-rrollo que involucran activamente al sector privado en el desarrollo geotérmico actual (p. ej., Filipinas) ya han hecho uso de grandes volúmenes de fondos públicos para financiar la exploración de recursos geotérmicos.

El segundo enfoque es también complejo. Tiene que darse la triple condición de que existe una posibilidad de desarrollo inmediato de “proyectos de ampliación” en lugar de “proyectos nuevos” (porque la exploración está muy avanzada), que las empresas puedan asumir el riesgo de exploración residual y que la tarifa de alimen-tación FIT es suficiente para compensar al inversor por el coste referenciado a otras alternativas de generación.

El aumento de la participación privada en el sector también puede llevarse a cabo mediante la privatiza-ción de la empresa nacional de desarrollo geotérmico y sus activos. Así lo hizo Filipinas cuando privatizó el PNOC EDC que, como empresa privada, ha estado ad-quiriendo de manera activa bienes estatales para la ge-neración de energía geotérmica. Este enfoque es una forma segura de aumentar la participación del sector privado en el sector y recaudar algo de capital para el presupuesto estatal.

Este caso tampoco tiene mucho recorrido en Es-paña, ya que difícilmente el sector público creará em-presas para la explotación de centrales eléctricas de ningún tipo.

3.3.5. ENFOQUE EN EUROPA. POLÍTICAS DE INCENTIVO EN EUROPAUna vez analizados los tipos de políticas que usan

los distintos países a nivel mundial, enfocamos hacia Europa, donde probablemente encontremos mayores posibilidades de políticas adaptables a Canarias. La ra-zón de esto, además de la cercanía, son las Directrices

que la Unión Europea, que van imponiendo la liberali-zación del sistema energético, sobre todo materializa-das en Directivas y Reglamentos.

GEPLAT ha efectuado un resumen de las ayudas financieras existentes en la actualidad en los países de nuestro entorno.

Como hemos ya comentado, los modelos basados en empresas eléctricas públicas, que bien ejecutan los primeros proyectos con sus medios, bien adquieren la energía al inversor privado a un precio previamente acordado, son difícilmente aplicables a la Unión Eu-ropea, donde el sector de la generación eléctrica está liberalizado, compitiendo las distintas centrales para vender la energía al sistema en cada momento.

En la Unión Europea se aplican principalmente tarifas de alimentación, cuotas, y otros sistemas que, conviviendo con un sistema liberalizado de generación, fomentan o discriminan algunas tecnologías de ener-gías renovables frente a otras menos sostenibles. A su vez, estando ante países con cierta capacidad econó-mica, se inyecta crédito público en las fases iniciales, hasta superar el paso crítico de la exploración.

En general, los sistemas europeos se basan, de forma general, en:

1. Establecer primas, o tarifas de alimentación FIT, en general para las energías renovables, y en particular para la geotermia, en torno a 20 c€/kWh durante 20 años. Habitualmente en tramos según la potencia de la planta.

2. Financiación a bajo interés para la investigación, para proyectos demostrativos, de interés público. Normalmente con Fondos Europeos de Desarrollo.

3. Financiación a bajo interés para las ocho fases del proceso de una central geotérmica, específicos y distintos para cada fase. Mixtos de créditos y sub-venciones.

4. Financiación específica para estudios de viabilidad y ejecución de inversiones en proyectos geotérmicos por programas específicos, para inversión privada.

5. Sistema de cuotas con obligación a las empresas generadoras de adquirir unas cuotas de energías renovables, con penalización económica, vía Certi-ficados Verdes o similar.

6. Exención fiscal a actividades de energías renovables.

Los más habituales son las primas y los sistemas de cuotas. Se usan fondos europeos FEDER en las re-giones que pueden usarlos, las de menor renta per cápita, o ultraperiféricas como es Canarias.



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Los países de nuestro entorno más cercano, Francia, Italia y Portugal, coinciden en las primas, las cuotas y las ayudas a proyectos especiales.

Pasamos a detallar por países:

ALEMANIA

Incentivo (año) Descripción

Revisión de la ley de energías renovables (2009)

< 10MW : 16 c€/kWh (+4 c€/kWh para EGS y plantas que entren en funcionamiento antes de 2015, +3 c€/kWh para cogeneración) >10MW: 10,5 c€/kWh durante 20 años

Financiación de la investigación Programa de financiación para proyectos de demostración. Ad-mite proyectos de climatización, electricidad y cogeneración.

Ley para la promoción de las EERR en el sector térmico (EEWärmeG)

Obligatoriedad de cubrir parte de la demanda energética en nuevos edificios a partir de EERR. Acepta medidas alternativas como la conexión a redes de calor con importante procedencia renovable.

Programa de incentivos al mercado (I)Centrado en la producción de calor. Financiación a través de créditos de bajo interés para perforación, mi-tigación de riesgos, diseño y construcción de plantas y redes de calor.

FRANCIA


Feed-in tariff (revisadas 2010) 20 c€/kWh durante 15 años (13 c€/kWh en zonas no continenta-les con mayor potencial)

Reducción de impuestos Reducción del IVA en contratos del usuario final si la calefacción procede de redes de distrito que producen con renovables. (19.6% - 5.5 %)

Subvenciones ADEME Financiación de estudios de viabilidad y de inversiones de pro-yectos geotérmicos (límite de 300.000 € para geotermia profunda)

Fondo de calor (960 M€ en el periodo 2009-2011)

Subvenciones para financiar inversión de proyectos de produc-ción térmica. La cantidad depende de la producción.

Certificados Blancos o Certificados de Ahorro de Energía

Penalización de 2 c€/KWh para actividades que contaminan. Lue-go empleadas en promover EERR (district heating especialmen-te). No compatible con el Fondo de calor.

Certificados Blancos o Certificados de Ahorro de Energía

Penalización de 2 c€/KWh para actividades que contaminan. Lue-go empleadas en promover EERR (district heating especialmen-te). No compatible con el Fondo de calor.

(I) Programa de incentivos al mercado:* Programa de créditos para la financiación a largo plazo de perforaciones en geotermia profunda.

* Esquema de seguros ante riesgos de perforación.

* Subvenciones para plantas geotérmicas (más de 400m de profundidad):

a) Para construcción de plantas exclusivamente para calefacción: 200 €/kWt instalado, máx. 2,0 M€/planta.

b) Para perforaciones profundas: máx. 2,5 M€ por sondeo y para 2 sondeos; máx. 5,0 M€/proyecto.

c) Para proyectos de perforación profunda con ele-vados riesgos e inversiones adicionales: hasta 50 % de los costes adicionales; máx. 1,25 M€/sondeo.

* Subvenciones para bombas de calor.

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REPÚBLICA CHECA


Ley para la promoción del uso de las fuentes de energía renovable (2005, revisada en 2010)

Tarifa fija de 17,2 c€/kWh durante 15 años. Excepcionalmente 19 c€/kWh durante 15 años.

Exención de tasas para el uso de energía reno-vable (2005)

Exención de pago de impuestos durante 5 años para los propietarios de equipos de energía renovable.

HUNGRÍA


Feed-in tariff. Ley sobre electricidad (2003) 10,5 c€/kWh ajustada anualmente por la inflación. Suministradores obligados a comprar electricidad renovable si la capacidad es superior a 100 kW

Programa Operacional de Medio Ambiente y Energía (2007-2013)

Subvenciones, créditos, garantías, sujetos a convocatorias. Aplicación para calefacción, electricidad o cogeneración.

AUSTRIA


Feed-in tariffs (2010) Tarifa para nuevos contratos de energía geotérmica 7,4 c€/KWh y 10-15 años de duración

Ley para Cogeneración (2009)

Subvención para plantas de cogeneración nuevas o modernizadas para redes públicas de calefacción. - Hasta 100 MW ................................ 100 €/kW - 100-400 MW .................................... 60 €/kW - > 400 MW ................................ hasta 40 €/kW

ESLOVAQUIA


Feed-in tariff (2009)

Valor máximo: 19,584 c€/kWh. Plantas de más de 5 MW. Precio fijado durante 12 años a partir de la entrada en operación. Establece ciertas reducciones respecto a di-cho precio.

Reducción de impuestos Exención de impuestos por consumo de electricidad geo-térmica (renovable en general)

Fondo Europeo Estructural

Ayudas a los operadores de plantas geotérmicas. 20 - 200 k€ para pequeños proyectos y entre 60 k€ y 5 M€ para otros más grandes. Producción de electricidad o de calor es aplicable.

SUIZA


Feed-in tariff (2008) Aplicación durante 20 años:

- < 5 MW ............ 0,30 CHF/kWh = 22,3 c€/kWh - < 10 MW ..............0,27 CHF/kWh = 20 c€/kWh - < 20 MW .......... 0,17 CHF/kWh = 12,6 c€/kWh



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GRECIA


Feed-in tariff (2006, revisada en 2009) Durante 12 años: 7,3 c€/kWh en la zona de interconexión8,46 c€/kWh en la ‘isla’ no interconectada

Incentivos para inversión privada para el desarrollo económico y la convergencia regional.

Distintos modelos de financiación según la etapa del proyecto geotérmico (perforación, diseño y construcción de planta, operación y mantenimiento)

PORTUGAL


Feed-in tariff para renovables (2005, 2007)

La cantidad a la que asciende se calcula mediante una fórmula dependiente de factores como la producción del sistema y la capacidad instalada. El valor de la retri-bución oscila entre 27 y 27,5 c€/kWh

Subvenciones a partir del Programa Regional

Dedicadas principalmente a proyectos piloto (públicos o de reconocido interés público). Cubren hasta el 85 % de los costes totales del proyecto. Admite generación térmica, eléctrica y cogeneración.

DINAMARCA


Feed-in tariff (2009)

Plantas conectadas antes de Abril 2004: - 0,10 DKK/kWh durante 20 años y 0,60 DKK/kWh durante 10 años (1-8 c€/kWh) - 0,40 DKK/kWh durante los 10 años siguientes (5,3 c€/kWh)

Ley para la promoción de las energías renovables (2009)

Dispone feed-in tariffs

Carbon Tax/Green Tax system (2000) Impuestos reasignados a actividades energéticamente eficientes: 0,00068 c€/kWh y 13,3 €/t CO2

RUMANÍA


Ley de Energías Renovables (2007) Incentivos para renovables incluyendo geotermia durante 15 años desde finalización de la planta.

ISLANDIA


Fondo Nacional de Energía Principal instrumento de soporte para proyectos geo-térmicos especialmente destinado a la fase de explo-ración (créditos, subvenciones,…)

Como se puede comprobar, solo Alemania, Francia, Austria e Islandia tiene incentivos específicos para la geotermia. El resto, son generalistas para varias energías renovables.

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3.4. POSIBILIDADES DE ABORDAR LA FINANCIACIÓN DESDE EL SECTOR PÚBLICOUn proyecto geotérmico debidamente desarrollado

tiene el potencial de generar energía renovable durante más de 30 años. Más allá de abordar el riesgo de los recursos, el caso de apoyo público se reduce al papel del sector público en proporcionar un entorno de apoyo en el tema de políticas y normativas. El sector público todavía tiene un papel vital como garante de los meca-nismos apropiados de asignación de precios y contra-tación, incluyendo la introducción de mecanismos que le den al sector privado la tranquilidad de la seguridad jurídica de estas asignaciones a lo largo del tiempo.

Las fases de exploración del desarrollo de proyec-tos geotérmicos tienden a apoyarse en gran medida en inversiones del sector público, en tanto que los inverso-res privados tienden a incorporarse al proyecto en fases posteriores.

Las estructuras de financiación y las correspondien-tes distribuciones del riesgo pueden variar ampliamente:En un extremo está el modelo donde una sola entidad pública realiza todas las funciones. Esto lo financia ya sea la administración estatal o una empresa pública de servicios públicos. En este modelo, el riesgo lo asume casi por completo la Administración.

El otro extremo posible es el modelo ejemplificado por el caso del desarrollo completamente privado encabeza-do por la empresa petrolera Chevron en Filipinas (Che-vron 2011). Chevron ha aceptado financiar el proyecto usando las utilidades provenientes de los hidrocarburos y asumir todo el riesgo desde la exploración hasta la ge-neración de energía. En Australia e Italia pueden encon-

trarse desarrollos privados similares donde Enel Green Power desarrolla el proyecto.

En la figura 3.2 se exponen las distintas variantes entre ambos modelos extremos, según las fases del proyecto geotérmico.

Además, se ha determinado que existe un espectro bastante amplio de estructuras entre los dos modelos extremos. Algunas veces, más de una empresa propie-dad del estado están involucrados en el suministro de fondos para el desarrollo geotérmico, en tanto que el papel del sector privado es limitado. En otros casos, se utilizan estructuras PPP en las cuales el participante privado juega un papel activo.

Desde la perspectiva del sector público, deben to-marse dos decisiones clave cuando se elige un método para financiar el desarrollo geotérmico. Una es el nivel de participación por parte del sector privado y la otra es el nivel de integración vertical de las fases de desa-rrollo geotérmico.

La figura 3.3 indica los modelos de desarrollo usa-dos históricamente en varios países cuando se toman estas dos decisiones. Los extremos izquierdo y derecho en el eje horizontal representan el desarrollo comple-tamente público y completamente privado, respectiva-mente. Sobre el eje vertical, el lado superior represen-ta un modelo comercial verticalmente integrado por completo, mientras que el lado inferior representa una cadena de valor individual con diferentes actores en el negocio de exploración, explotación, producción y ge-neración de energía.

Figura 3.2. Fases de un proyecto geotérmico y distintos modelos estatales de desarrollo. (Fuente: International Renewable Energy Agency, IRENA)



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Figura 3.3. Financiación de proyectos de energía geotérmica en la experiencia internacional. (Fuente: Cómo planificar y financiar una explotación geotérmica, ESMAP 2012)

Los países en el extremo superior izquierdo de la figura han elegido un método verticalmente integra-do dirigido por el sector público. Los países en el área inferior izquierda tienen varias entidades públicas que participan en la cadena de valor en diferentes fases.

3.4.1. SISTEMAS GEOTÉRMICOS EN CAMPOS DE PEQUEÑO POTENCIALEl caso especial de la generación de energía geo-

térmica en campos de pequeño potencial adquiere una particular relevancia en el desarrollo de energía rural en América Latina, el Caribe y Filipinas, entre otros. Es especialmente interesante para el caso de Canarias. La decisión de implantar este tipo de generación geo-térmica muy localizada puede deberse a la existencia de pequeñas anomalías geotérmicas geográficamente dispersas o a centros de demanda fragmentados. Los proyectos de energía geotérmica pequeños (0,5 a 5 MW por instalación) podrían ser una solución atractiva para territorios insulares con demanda limitada, como Cana-rias, debido a que la geotermia ofrece electricidad fiable de base, por su condición de energía gestionable, com-plementaria con la no gestionable, como es fotovoltaica y eólica.

Los proyectos pequeños no pueden permitirse cos-tos de perforación elevados (millones de euros por pozo). Perforar pozos de pequeño diámetro para exploración, o usar plataformas de perforación más pequeñas son po-sibilidades que deben tomarse en consideración.

3.5. FINANCIACIÓN ACTUAL DE PROYECTOS GEOTÉRMICOS EN CANARIASComo se ha podido comprobar, hoy en día el mayor

reto en España para ejecutar un proyecto de geotermia consiste en lograr la financiación para la inversión ini-cial, esto es, la investigación, exploración y puesta en explotación de la actuación minera para conseguir un fluido geotérmico en superficie, en condiciones de ser explotado. En otras palabras, extraer el recurso mine-ro. Tras esta fase, la transformación de la energía para su uso final, y el coste variable de la energía primaria es muy bajo, la explotación de esta tecnología es muy competitiva. La decisión de cómo acometer esta base, sobre todo dentro de la generación para el sistema eléctrico, es la crucial que se debe tomar.

Mientras tanto, existen actualmente distintas vías de financiación de proyectos, la mayoría con fondos de

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la Unión Europea, que pueden en muchos casos con-seguir que un proyecto sea ejecutable, al aportar a la fase de sondeos. Puesto que estas líneas no son fijas, en este apartado no se efectuará una descripción pormenorizada, sino un resumen del conjunto, que nos hará ver cómo es-tán estructurados los instrumentos financieros aplicables.

Por lo tanto, pasamos ahora a exponer las políticas actuales que en Canarias pueden acogerse para la fi-nanciación de un proyecto geotérmico.

Esta información ha sido extraída principalmente de la Guía práctica de oportunidades de financiación para tecnologías y proyectos de bioenergía y geotermia, publicada por Bioplat y Geoplat, en noviembre de 2016.

Tenemos dos líneas de financiación, Políticas en el ámbito de la I+D+i y Políticas en el ámbito de la Ener-gías Renovables. Cada una entra en una fase del pro-yecto geotérmico, puesto que hay tecnología usada que entra en el ámbito de I+D+i, pero existe otra parte de la tecnología empleada, normalmente la parte de gene-ración de energía, que es tecnología muy desarrollada.

3.5.1. POLÍTICAS Y ESTRATEGIAS EN EL ÁMBITO DE LA I+D+ILa Ley de la Ciencia, la Tecnología y la Innovación

delimita la estructura sobre la que se construye el Sistema Español de Ciencia, Tecnología e Innovación (SECTI). La Estrategia Española de Ciencia y Tecnolo-gía y de Innovación es el instrumento marco en el que quedan establecidos los objetivos generales a alcanzar durante el período 2013-2020, alineados con los de la Unión Europea (UE) y su programa Horizonte 2020.

Con la creación de la Agencia Estatal de Investiga-ción, a finales de 2015, se da respuesta al marco esta-blecido en la Ley 14/2011, de 1 de junio, de la Ciencia, la Tecnología y la Innovación, al mismo tiempo que la re-forma de la gestión y financiación de la I+D forma parte de un proceso más amplio de modernización y simplifi-cación de las administraciones públicas iniciado por el Gobierno en el año 2012. La Agencia es el instrumento para la modernización de la gestión pública de las po-líticas estatales de I+D en España, encargándose de la financiación, evaluación, concesión y seguimiento de las actuaciones de investigación científica y técnica.

Las políticas europeas regionalesLas constituyen principalmente los fondos FEDER.

El Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) tiene como objetivo ayudar a reducir las diferencias y desequilibrios entre las diferentes regiones europeas,

fortaleciendo la cohesión económica y social en la Unión Europea. Este fondo busca apoyar la creación de empleo, la competitividad, el crecimiento económico, la mejora de la calidad de vida y el desarrollo sostenible. Estos fondos están en manos de la Comunidad Autó-noma de Canarias, y de la Administración del Estado, decidiendo ellas, a través de los respectivos Programas Operativos, el destino de los mismos, que tienen una parte destinada a I+D+i y crecimiento inteligente.

3.5.2. POLÍTICAS Y ESTRATEGIAS EN EL ÁMBITO DE LA ENERGÍA Y LA EFICIENCIA ENERGÉTICA Son gestionadas por el Ministerio de Economía, In-

dustria y Competitividad y el IDAE, organismo depen-diente de aquel.

El objetivo del Programa PAREER-CRECE es in-centivar y promover la realización de actuaciones de reforma que favorezcan la reducción de emisiones de dióxido de carbono, mediante el ahorro energético, la mejora de la eficiencia energética y el aprovechamiento de las energías renovables en los edificios existentes, con independencia de su uso y de la naturaleza jurídica de sus titulares.

El Programa Operativo FEDER de Crecimiento Sostenible para el período 2014 – 2020 incluye un eje urbano, resultado de la importancia concedida al de-sarrollo urbano sostenible para el cumplimiento de la Estrategia Europa 2020. Este Programa financia Estra-tegias de Desarrollo Urbano Sostenible e Integrado (DUSI) para municipios y agrupaciones de municipios de más de 20.000 habitantes, que contemplen los 5 re-tos siguientes: económicos, ambientales, climáticos, demográficos y sociales. Las Estrategias aprobadas constituirán el marco para la posterior selección, por parte de las Entidades beneficiarias, de las operacio-nes a desarrollar con la cofinanciación de las ayudas FEDER concedidas a través de la convocatoria.

Financiación por terceros (F.P.T.) representa una solución integrada técnica y financiera para inversio-nes en proyectos energéticos: IDAE participa en la defi-nición del proyecto, aportando la solución técnica más adecuada a cada caso y financia total o parcialmente la inversión del proyecto.

Financiación de proyecto y arrendamiento de ser-vicios. Se trata de un modelo de financiación aplicable a proyectos de inversión en materia de ahorro, eficien-cia energética y energías renovables, que dispongan de un análisis previo de viabilidad técnico-económica. Se trata de un modelo de colaboración financiera que



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supone la formalización de dos contratos: Un contrato marco de colaboración y arrendamiento de servicios y un contrato de financiación de proyecto (crédito mercantil).

3.6. PROPUESTAS PARA EL MODELO ESPAÑOL APLICABLES A CANARIASUna vez analizadas las buenas prácticas en los

distintos estados, viendo que los distintos modelos se adaptan a las circunstancias legales de explotación mi-nera y grado de protección ambiental, conociendo las particularidades económicas del sistema retributivo de la generación eléctrica, el nivel de influencia de la Ad-ministración en el sistema energético, se comprueba que son varias las fórmulas que pudieran adaptarse mejor a España, en particular Canarias.

Las opciones con más posibilidades, partiendo de una estructura normativa existente, que en este escena-rio vamos a entender que no varían, son las siguientes:

1. Un modelo es la colaboración público privada en la ejecución de los proyectos, desde su fase inicial hasta la final. Sin embargo, la creación de empresas públicas que ejecuten el proyecto en su totalidad no es compatible con el modelo actual de liberalización de actividades de la Unión Europea.

Lo más probable sería un modelo de convenio en-tre varias entidades publicas y empresas, donde los organismos públicos asumieran gran parte de la inversión inicial, y pasar el punto crítico de probar la viabilidad de la energía. Existe el precedente del modelo de empresa con participación pública y pri-vada, con subvenciones públicas europeas o estata-les, utilizado para la central Gorona del Viento, pero es poco utilizado en la actualidad.

2. Como la geotermia para generación de electrici-dad en España tiene sus mayores posibilidades en Canarias, el uso del modelo de primas o cuotas de mercado a las empresas energéticas de forma genérica no parece el más adecuado. Parece tener más posibilidades el actual, que permite a la Admi-nistración competente sacar a subasta generación bajo ciertas tecnologías renovables y en territorios extrapeninsulares, esto es habilitar primas FIT es-pecíficas para la geotermia en Canarias una vez que un proyecto en particular se sabe viable. A la vez, habrá sido necesario que se ha inyectado dine-ro público para las primeras fases de exploración, con políticas I+D, hasta haber llegado vislumbrar un proyecto viable.

3. Para estas primeras fases es posible utilizar, hasta los sondeos de exploración incluidos, fondos FEDER o proyectos europeos, relacionados con el I+D+i,

por parte de cualquieras de las asociaciones o entes antes mencionados.

4. Otra opción es la creación en Canarias de un ente para la promoción de la energía, en particular geo-térmica que se encargue de centralizar las inversio-nes, cosa poco probable en el escenario presupues-tario actual.

5. Una última posibilidad de encarar las primeras fa-ses, es realizar los trabajos hasta los sondeos de re-conocimiento por colaboración entre las distintas Administraciones (Estado, Gobierno de Canarias, Cabildos). Una vez terminados, conceder por concu-rrencia a un inversor la continuación de la explota-ción, permitiéndole usar los derechos mineros, por alguno de los modelos expuestos en este texto.

Se descartan como primera opción las siguientes acciones:

1. Sistema totalmente privado de ejecución de pro-yectos, al no existir en España monopolio estatal de compra de energía eléctrica, ni empresas estatales de generación. Por lo tanto, se asumiría por com-pleto por parte de las primas FIT el coste total de la inversión, desde el principio, como coste del sistema eléctrico, y por lo tanto, se trasladaría a los consu-midores en la factura eléctrica, con un valor muy por encima del coste de otras energías renovables, ha-ciéndolo inviable.

2. Sistema totalmente público, donde una empresa o ente público efectúe todas las fases del proyecto, ya que la tendencia en Europa es a la liberalización de actividades, no a su concentración por parte del sector público.

3. Continuar como hasta ahora con sistema única-mente de primas o tarifas especiales generales para energías renovables, ya que no resuelven el mayor escollo, que es la alta inversión en las fases inicia-les de exploración (sobre todo los sondeos), donde no hay garantías de encontrar energía explotable de forma viable.

El escenario de una nueva estructura normativa, adaptando legislación minera, de protección del medio ambiente y de explotación de centrales eléctricas, es en España a nuestro entender un escenario idealizado con pocas probabilidades de plasmarse en el ordenamiento jurídico a corto plazo.

4. NECESIDADES DE FORMACIÓNUn aspecto fundamental a tener en cuenta a la hora

de fomentar el desarrollo de la energía geotérmica en Canarias es el de la formación específica y profesional

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que se han de requerir a los trabajadores para integrarse en la construcción y operación de una planta geotér-mica, es decir, a todos aquellos empleos que estén relacionados con el desarrollo de proyectos geotérmicos y en tareas de perforación, montaje y mantenimiento de instalaciones geotérmicas. A la hora de ejecutar los trabajos, puede que la falta de operarios cualificados pueda influir en el tiempo de ejecución del proyecto, y en el correcto funcionamiento de la planta durante su explotación; de hecho, la incorporación al proyecto de trabajadores no cualificados puede tener serias repercusiones en la totalidad del proyecto.

Se describen las especificidades que pueden tener los empleos en una planta geotérmica, y se resaltará la formación legalmente necesaria para los casos especiales que así lo requieran.

4.1. EMPLEOS EN LA PLANTA GEOTÉRMICALa construcción de una planta geotérmica es un proyecto multidisciplinar a nivel de empleo, que reúne dos parce-

las de conocimiento: la técnica muy extendida de transformación de la energía térmica contenida en un fluido calorífico hacia electricidad, que es usada en infinidad de centrales eléctricas; y una segunda muy específica, que consiste en la extracción de ese fluido, que utiliza técnicas derivadas de las industrias minera y petrolífera de extracción.

En este punto se pretende perfilar el tipo de profesionales necesarios para la puesta en marcha de una nueva planta de energía geotérmica.

El gran número de puestos de trabajo involucrados en el desarrollo de un proyecto geotérmico no es tan evidente como puede presumirse en un inicio. La operación de una planta geotérmica apenas representa una pequeña fracción del empleo necesario para la ejecución de un proyecto de esta envergadura. El camino hacia la ejecución de una planta comienza mucho antes de la construcción. Se compone de varias fases y requiere de la contribución y el apoyo de una gran variedad de profesionales procedentes de diversos sectores. Geólogos, geofísicos, geoquímicos e ingenieros juegan un papel importante en el desarrollo de este tipo de proyectos, pero también son necesarios operadores de plataformas de perforación y de operaciones complementarias (cementa-ciones, diagrafías...), soldadores, mecánicos o técnicos de prevención de riesgos laborales.

Tomando como ejemplo una planta geotérmica de 50 MW, dividiéndose entre las diferentes fases que compo-nen la ejecución de un proyecto desde su inicio hasta la fase final, en la figura 4.1 se aprecia el número de profe-sionales en función del momento en el que se encuentra el proyecto.

En la figura 4.2 se aprecia el tipo de profesionales involucrados en cada una de las fases del desarrollo del proyecto. Vamos a pasar a desarrollar por fases:

Trabajos preliminares.Antes de comenzar la exploración del recurso geotérmico existe una fase inicial de desarrollo para la obten-

ción de todos los permisos necesarios que más tarde nos habilitarán para la ejecución de los trabajos.

Figura 4.1. Tipos de empleo en la construcción de una planta geotérmica tipo de 50 MW. (Fuente: Green Jobs Through Geothermal energy, Geothermal Energy Association 2010)



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Fase de exploración.En la figura 4.3 se detallan los profesionales que intervienen en la fase de exploración del recurso geotérmico:

geólogos, geofísicos, geoquímicos, especialistas en sistemas de información geográfica, ingenieros de perfora-ción, sondistas, analistas de muestras y consultores.

Figura 4.2. Tipos de empleo en la construcción de una planta geotérmica en sus fases. (Fuente: Green Jobs Through Geothermal energy, Geothermal Energy Association 2010)

Figura 4.3. Tipos de empleo en la fase de exploración. (Fuente: Green Jobs Through Geothermal energy, Geothermal Energy Association 2010)

Fase de perforación de producción.Una vez que se han reunido datos y pruebas suficientes que indican que el recurso geotérmico es comercial-

mente viable, el desarrollador contratará a una empresa de perforación geotérmica y comenzará la ejecución de los pozos de producción. Esta fase es un proceso complejo y multifacético que requiere del apoyo de varios equi-pos de personal especializado tales como ingenieros de perforación, operadores de torre de perforación, técnicos de lodos y de cementación, geólogos, especialistas en diagrafías, mecánicos, soldadores, así como jefes de obra y seguridad (figura 4.4).

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Figura 4.4. Tipos de empleo en la fase de perforación. (Fuente: Green Jobs Through Geothermal energy, Geothermal Energy Association 2010)

Figura 4.5. Tipos de empleo normalmente subcontratados en la fase de perforación. (Fuente: Green Jobs Through Geothermal energy, Geothermal Energy Association 2010)

Existen otro tipo de actividades adicionales que suelen contratarse a terceros si no vienen ofertadas por la em-presa operadora de la perforación (figura 4.5): transporte y retirada del equipo de perforación, geólogo supervisor de la columna de perforación, ingeniero supervisor de la empresa operadora, perforación direccional, cementa-ciones especiales, diagrafías, proveedores de agua y combustibles, talleres de reparación, etc.

Diseño de la planta y construcción.Una vez finalizados los trabajos de perforación, debe procederse a los trabajos de calentamiento de pozo y

realización de las pruebas de producción con el fin de conocer su potencialidad (temperatura, caudal, entalpía, quimismo, etc). El resultado de estas pruebas y la extensión del campo descubierto determinarán el tipo de plan-ta a construir (flash, descarga directa, ciclo binario, etc.) y la potencia del primer módulo a instalar.

Una vez que el desarrollador del proyecto ha determinado la viabilidad comercial del recurso y se ha carac-terizado el almacén subterráneo, se suele realizar un “EPC Contract” o “Contrato de ingeniería, abastecimiento y construcción” (EPC por sus siglas en inglés Engineering, Procurement, and Construction). El contratista EPC utilizará su propio equipo de empleados, así como trabajadores subcontratados. Como resultado, tanto en el di-seño como en la construcción de una planta de energía geotérmica intervienen un número diverso y significativo de puestos de trabajo.



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Figura 4.6. Tipos de empleo normalmente subcontratados en la fase de ingeniería y diseño. (Fuente: Green Jobs Through Geothermal energy, Geothermal Energy Association 2010)

Figura 4.7. Tipos de empleo normalmente subcontratados en la fase de construcción. (Fuente: Green Jobs Through Geothermal energy, Geothermal Energy Association 2010)

Además, el contratista EPC suele apoyarse en subcontratistas para completar diversos aspectos de la cons-trucción de la planta. Los efectivos que participan en la construcción de una planta de 50 MW suelen variar de entre 300 a 400 trabajadores durante las fases finales de construcción, cuando la cantidad de mano de obra ne-cesaria para completar el proyecto alcanza su punto máximo. Se incluyen en las figuras 4.6 y 4.7. No obstante, este aspecto es muy variable. Normalmente en las centrales geotérmicas de esta potencia se contratan “llave en mano” a proveedores especializados (Mitsubishi, Ormat, Siemens, etc) y es el inversor quien coordina el apoyo de la industria auxiliar local en todas aquellas actividades que sean necesarias.

El número de personas empleadas en la construcción de plantas más pequeñas no necesariamente dismi-nuye proporcionalmente respecto a la disminución de la capacidad de la central. El número disminuye sólo en un 25% para una planta de 25 MW en comparación con los niveles de empleo en una planta de 50 MW.

Fase de operación y mantenimiento.Una vez que una planta geotérmica está en funcionamiento, su operación y mantenimiento se lleva a cabo

como una central eléctrica convencional por lo que al aspecto de producción se refiere. No obstante, ha de haber un equipo especializado en el control y mantenimiento de los pozos de producción y conducciones de vapor hasta

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la planta. El número total de personas empleadas para estas tareas de operación y mantenimiento pueden va-riar desde las 10 hasta las 25.

4.2. FORMACIÓN ESPECÍFICA LEGALMENTE REQUERIDA EN MINASEn España están reguladas algunas cualificaciones

profesionales, entre las que se encuentran las que de-ben tener los operarios de trabajos mineros en general. A continuación se expone la formación necesaria para efectuar trabajos en las perforaciones mineras que afectan a la explotación de la geotermia.

Mediante la Orden ITC/1316/2008, de 7 de mayo, se aprueba la instrucción técnica complementaria 02.1.02 «Formación preventiva para el desempeño del puesto de trabajo», del Reglamento General de Normas Básicas de Seguridad Minera, que tiene por objeto la regulación de la formación profesional mínima en materia de se-guridad y salud laboral que deben poseer con carácter obligatorio los trabajadores que desempeñan su traba-jo habitual en centros de trabajo adscritos a actividades mineras.

Según esta instrucción, la formación será presen-cial con una duración mínima de 20 horas, siendo de mínimo 5 horas en el caso de ser una actualización y reciclaje de contenidos que, según el puesto desempe-ñado, será necesario realizar cada 2 ó 4 años. Los con-tenidos mínimos de la formación se imparten deben ser conformes a los contenidos desarrollados en las especificaciones técnicas de cada puesto de trabajo.

Dado el numeroso conjunto de puestos de traba-jo existentes dentro de la industria minera, y a efectos de poder abordar la definición de sus correspondientes «Itinerarios Formativos en Seguridad Minera» sin incurrir en una dispersión compleja, se subdivide la actividad minera en los siguientes grupos (grupos del 5.1 al 5.5 tal y como establece la Instrucción Técnica Comple-mentaria 02.1.02), para cada uno de los cuales se seña-lan las denominaciones resultantes de la unificación de puestos de trabajo que desempeñan tareas similares en los diferentes subsectores mineros.

5.1. Investigación.a) Técnicos titulados.b) Operadores de geofísica.c) Operadores de geoquímica.d) Otro personal.

5.2. Actividades de exterior.a) Técnicos titulados.b) Encargados y/o vigilantes.

c) Operadores de maquinaria de arranque/carga/viales.d) Perforación/Corte/Voladura.e) Operadores de maquinaria de transporte.f) Operadores de sondeos de agua y/o investigación.g) Operadores de producción de petróleo o gas.h)Operadores de mantenimiento mecánico y/o eléctrico.

5.3. Actividades de interior.a) Técnicos titulados.b) Encargados y/o vigilantes.c) Operadores arranque/carga.d) Perforación/Voladura.e) Operadores de transporte.f) Operadores de preparaciones.g) Operadores de mantenimiento mecánico y/o eléctrico.h) Operadores de servicios generales.

5.4. Establecimientos de beneficio.a) Técnicos titulados.b) Encargados y/o vigilantes.c) Operadores de trituración/clasificación.d) Operadores de molienda.e) Operadores de estrío.f) Operadores de separación y concentración.g) Operadores de hornos.h) Operadores de mezclas.i) Operadores de moldeo y/o sinterización.j) Operadores de plantas de materiales para la construcción.k) Operadores de plantas de rocas ornamentales.l) Operadores de laboratorio.m) Operadores de mantenimiento mecánico y/o eléctrico.

5.5. Puestos comunes.a) Dirección.b) Técnicos titulados que no participan en el proceso productivo.c) Personal sanitario.d) Administración y personal de servicios distintos a los de mantenimiento.e) Varios.

La relación anteriormente descrita no pretende ser exhaustiva de los puestos de trabajo relacionados con el sector minero.

Los contenidos de los diferentes «Itinerarios For-mativos en Seguridad Minera» deberán adecuarse a la



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forma concreta en que el empresario da respuesta a las necesidades preventivas y adaptarse a la siguiente estructura:

1.º Definición de los trabajos.2.º Técnicas preventivas y de protección específicas.3.º Equipos, herramientas o medios auxiliares.4.º Control y vigilancia sobre el lugar de trabajo y su entorno.5.º Interferencias con otras actividades.6.º Normativa y legislación,

y según lo establecido en las especificaciones técnicas de la instrucción técnica.

En principio los trabajos de perforación en el ámbi-to de la geotermia deberán incluir al menos el grupo de actividades de exterior (grupo 5.2), en particular a los puestos de trabajo de “operador de sondeos de agua y/o investigación”, letra “f”. Esta actividad está regu-lada en la Especificación Técnica nº 2003-1-10: “For-mación preventiva para el desempeño de los puestos de trabajo encuadrados en los grupos 5.1 letras a), b) ,c) y 5.2 letras a), b), d), f) y h)” de la Instrucción Técnica Comple-mentaria 02.1.02 “Formación preventiva para el desem-peño del puesto de trabajo”, del Reglamento General de Normas Básicas de Seguridad Minera.

En dicha Especificación Técnica se expone que esta “especificación técnica tiene por objeto desarrollar el con-tenido mínimo de la formación preventiva específica para el desempeño de los puestos de trabajo comprendidos dentro de los grupos 5.1 letras a), b) y c) y 5.2 letras a), b), d), f) y h) del apartado 5, según lo establecido en el apar-tado 6.2 de la instrucción técnica complementaria 02.1.02 «Formación preventiva para el desempeño del puesto de trabajo», del Reglamento General de Normas Básicas de Seguridad Minera.

Este contenido mínimo será también de aplicación para la formación de los trabajadores pertenecientes a empresas subcontratadas que desempeñen estos puestos de trabajo en actividades extractivas de exterior, de con-formidad con lo establecido en el Real Decreto 171/2004, de 30 de enero, por el que se desarrolla el artículo 24 de la Ley 31/1995, de 8 de noviembre, de Prevención de Ries-gos Laborales, en materia de coordinación de actividades empresariales.”

Además, en el punto 4 de este documento, se expo-nen las obligaciones del empresario, “tendrán el plazo de 2 años desde su entrada en vigor para acreditar que todos los trabajadores afectados han recibido formación

de acuerdo a la ITC 02.1.02 según el programa establecido en el apartado 3.3.”

Por lo tanto, para efectuar estos trabajos, las em-presas que efectúen los mismo, incluso subcontratas, deberán asegurarse que los trabajadores tengan esta formación.

4.3. FORMACIÓN OFICIAL EN SISTEMAS DE INTERCAMBIO GEOTÉRMICO EN ESPAÑALas actividades formativas relacionadas con los

sistemas geotérmicos en España se han acometido principalmente a través del proyecto GEOTRAINET (IEE-7PM), el más importante en lo que a formación en sistemas de intercambio geotérmico se refiere. Uno de los objetivos principales de este proyecto fue la crea-ción de planes de estudios y programas para diseñado-res y perforadores de SGES, además de la creación de herramientas de capacitación y materiales didácticos para apoyar la capacitación, pruebas y optimización de los materiales elaborados, lanzamiento de cursos de formación práctica en 8 países de la UE (entre ellos Es-paña) para profesionales del sector geotérmico y desa-rrollo de una plataforma de e-learning para aplicacio-nes geotérmicas superficiales. Otros proyectos como QUALICERT (IEE-7PM) y EU-CERT.EU (IEE-2006) han contribuido igualmente a la formación de profesionales en España.

La actividad de formación oficial en sistemas de intercambio geotérmico en España es responsabilidad de la Plataforma Tecnológica Española de Geotermia, GEOPLAT, que forma parte del Comité Europeo de For-mación en Geotermia como representante nacional. Los contenidos formativos desarrollados en el proyecto GEOTRAINET se han oficializado y se instrumentalizan a través de la asociación europea GEOTRAINET (ha ad-quirido el mismo nombre del proyecto). GEOPLAT im-parte los mismos en España en cursos de formación bianuales que lleva a cabo de manera coordinada con distintas Comunidades Autónomas. La formación en sistemas de intercambio geotérmico en España se está acercando al sector profesional y también a los técni-cos de las administraciones públicas.

5. TECNIFICACIÓN DE LAS EMPRESASComo se ha podido comprobar en los puntos an-

teriormente desarrollados, la ejecución de un proyecto de geotermia clásico es una tarea multidisciplinar de gran envergadura y duración. Las empresas tienen que tener una gran especialización desde los primeros pa-sos del proyecto.

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La mayor particularidad se encuentra en las ac-tuaciones de minería. Las especialización requiere de empresas con conocimientos y maquinaria que nor-malmente tendrán que desplazarse desde territorio continental. En estos primeros pasos no parece acon-sejable hoy en día que haya entidad suficiente para es-pecializar empresas y maquinaria situadas en territorio canario, aunque sí en territorio español. No así pasa en la muy baja entalpía, que sí será desarrollada en su guía particular.

Téngase en cuenta que la tecnificación específica de las empresas es necesaria desde la primera explo-

ración hasta que estamos en disposición de obtener vapor, desde la fase 1, inspección preliminar, hasta la fase 7, ejecución.

En Canarias tenemos entidades especializadas en las dos primeras fases exploratorias, principalmente personalizadas en el INVOLCAN y en las universidades. Para la fase 3 existen técnicos cualificados y posibilidad de máquinas testigueras hasta 1500 m de profundidad en la Península.

La figura 5.1 representa la tecnificación existente en España y Canarias.

Fases Fase 1 Fase 2 Fase 3 Fase 4 Fase 5 Fase 6 Fase 7 Fase 8 Fase 9

Recono-cimiento geológico preliminar

Explora-ción

Sondeos de reconoci-

miento

Revisión y planificación del proyecto

Desa-rrollo de campo

Construcción Arranque y puesta en servicio

Operación y manteni-

miento

Desmante-lamiento

España X X X X X X

Canarias X X X X

Figura 5.1. Existencia de empresas especializadas para la ejecución de trabajos de cada fase de un proyecto geotérmico en España, y en particular en Canarias

(Fuente: Green Jobs Through Geothermal energy, Geothermal Energy Association 2010



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Como culminación del proyecto GEOTHERCAN y ya en 2105, se realizaron un total de veinte sondeos de Au-dio-MT si bien tan solo 12 presentaron calidad suficiente para poder ser interpretados. Estos sondeos se adquirieron a lo largo de dos perfiles que presentaban una orientación E-W, cruzando las principales estructuras geológicas de

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Real Decreto 171/2004, de 30 de enero, por el que se de-sarrolla el artículo 24 de la Ley 31/1995, de 8 de noviem-bre, de Prevención de Riesgos Laborales, en materia de coordinación de actividades empresariales.

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