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ENERGÍA
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FORO DE LA INDUSTRIA NUCLEAR ESPAÑOLA
C/ Boix y Morer, 6 28003 MADRID
Teléf. 91 553 63 03 - Fax 91 535 08 82
http://[email protected]
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ENERGÍA
2006
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Depósito legal: M. 26382-2006Imprime: EGRAF, S. A.
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PRESENTACIÓN
Como es habitual todos los años, acudimos a nuestra cita connuestros lectores, para presentar este prontuario, ENERGÍA2006, y ofrecerles datos e informaciones actualizados del con-texto energético. Prontuario que pueden visitar también ennuestra web en su edición electrónica, con la posibilidad dedescargar las tablas y demás documentos.
Durante el año 2005, el consumo neto de electricidad ennuestro país se ha incrementado en un 4,4% respecto al añoanterior. Esto sitúa el incremento acumulado desde 1997 en un54%. En dicho año, el parque de generación se ha comporta-do de manera eficiente y se ha podido atender una nueva pun-ta máxima de potencia de 43.378 MW, producida el 27 de ene-ro, con total normalidad.
En términos de potencia instalada, España contaba a finalesde 2005 con un total de 79.051 MW, a los que el régimen ordi-nario contribuía con el 76% y el régimen especial lo hacía conel 24% restante. Estas cifras suponen un incremento de casi el10% respecto a la potencia instalada a finales del año anterior.
La característica operacional del parque nuclear español delaño 2005 es un mayor número de paradas para recarga de com-bustible en comparación con 2004, y la larga duración de dosintervenciones concretas que requerían parada: una en Cofren-tes, de más de un mes, y otra en Vandellós II, de unos cincomeses. Estas dos paradas son la causa fundamental del des-censo en la producción nuclear global respecto a 2004. Tén-gase en cuenta que ambas centrales son las de mayor poten-cia de nuestro parque nuclear y durante esos periodos de tiem-po han dejado de producir del orden del 10% de laelectricidad vertida a la red por todas las centrales nucleareseste pasado año.
Por lo que respecta a los costes de producción de origennuclear, los últimos datos disponibles de costes medios deoperación y mantenimiento, que corresponden al año 2004, hansido de 0,763 c€/kWh neto, y de los costes de combustible,que se han situado en los 0,338 c€/kWh neto. Por lo tanto, elcoste medio de producción nuclear ha sido 1,101 c€/kWh netofrente a los 1,118 del año 2003, ambos en euros constantes del2004. Es decir, los costes de producción se han reducido apro-ximadamente en un 1,5%.
Las perspectivas para el futuro inmediato van a venir marca-das en gran parte por el escenario actual, en el que se destacanlos siguientes hechos:
– 3 –
• el alto crecimiento acumulado de la demanda de energíaeléctrica registrado en los últimos diez años del 62%, contasas de incremento anual superiores, algunos años, al cre-cimiento de la economía, debido sobre todo al ciclo eco-nómico expansivo y a mayores equipamientos eléctricospor parte de los consumidores;
• la alta dependencia energética exterior de España, casi del80%, por encima de la media de la Unión Europea, que sesitúa en el orden del 50%;
• la necesaria reducción de emisiones de gases de efectoinvernadero para el cumplimiento de los compromisosderivados del Protocolo de Kioto;
• la situación coyuntural de baja hidraulicidad, de altos pre-cios de los combustibles en los mercados internacionalesy de conflictos geopolíticos, que puede significar el finalde la era de las materias primas energéticas baratas.
Esto exige reflexionar, desde el punto de vista de la genera-ción eléctrica, sobre la calidad y seguridad de suministro, enlínea con el resto de los países europeos no ajenos a esta situa-ción. Todas las opciones energéticas son necesarias, no pudién-dose excluir ninguna tecnología de las existentes. El parque degeneración eléctrica debe estar dotado de una diversificaciónamplia y equilibrada en función de las tecnologías.
Las tecnologías tradicionales también son necesarias y, hoyen día, son las que aportan seguridad de suministro y estabi-lidad al sistema eléctrico en su conjunto, por su carácter másgestionable. La opción de la energía nuclear no puede serexcluida y, en este sentido, nos parece muy acertada la cons-titución de la Mesa de Diálogo sobre el presente y futuro de laenergía nuclear que puso en marcha el Ministerio de Industriaa finales del año 2005, en la que se ha debatido sobre la con-tribución de la energía nuclear en el sistema energético es-pañol.
Esta mesa no puede considerarse una iniciativa al margen deotras acciones emprendidas en otros países de nuestro entor-no. Conviene destacar al respecto las manifestaciones a favor deeste tipo de energía por parte de líderes políticos en Reino Uni-do, Francia, Finlandia, Suiza y Estados Unidos que, en algunoscasos, e independientemente de lo relativo a la construcción deun EPR en Francia (Flamanville) y Finlandia (Olkiluoto), ya se hantraducido en acciones concretas como el alargamiento de vidaa 60 años de la central holandesa de Borssele o la aprobaciónde ayudas estatales a la construcción de nuevas centrales nucle-ares en Estados Unidos.
– 4 –
Conviene recordar que la tecnología nuclear de producciónde electricidad no emite dióxido de carbono a la atmósfera y,por consiguiente, ayuda a cumplir los compromisos adquiridosen el Protocolo de Kioto, así como a reducir la alta dependen-cia energética actual del sistema energético español. Cabe seña-lar que España es la nación de la Unión Europea que más se hadesviado de los objetivos establecidos en el Protocolo, y quemayor porcentaje de incremento de emisiones ha experimen-tado desde 1990.
La creación del Mercado Ibérico de Electricidad, en aplica-ción de lo acordado en la última Cumbre Hispano-Lusa de Jefesde Gobierno de España y Portugal, celebrada en Évora el pasa-do mes de noviembre, tiene previsto su entrada en funciona-miento en julio de 2006. Los cambios normativos establecidosdurante 2005 de reformas urgentes para el impulso a la pro-ductividad y para la mejora de la contratación pública han sidonumerosos y, en su mayor parte, han afectado al mercado deproducción, haciéndolo compatible con el Mercado Ibérico deElectricidad, destacando la puesta en marcha del mercado aplazo.
Finalmente, queremos agradecer a nuestros lectores el inte-rés que nos dispensan a lo largo de los más de veinte años queha cumplido esta publicación. Y señalarles nuestro deseo deseguir recibiendo sugerencias que permitan mejorar futuras edi-ciones, potenciando así su utilidad y, en definitiva, el servicioque pretendemos facilitar con ENERGÍA 2006 y todas las publi-caciones editadas por el FORO NUCLEAR.
Madrid, junio de 2006
– 5 –
– 7 –
ÍNDICE
Págs.
1. ENERGÍA PRIMARIA Y FINAL
1.1 Serie histórica y estructura del consumo de ener-gía primaria en España ......................................... 19
1.2 Producción interior de energía primaria y grado deautoabastecimiento en España .............................. 21
1.3 Previsiones de consumo de energía primaria enEspaña .................................................................. 22
1.4 Intensidad energética primaria. Previsiones. Es- paña ..................................................................... 23
1.5 Serie histórica del consumo de energía final enEspaña .................................................................. 24
1.6 Previsiones de consumo de energía final enEspaña................................................................... 26
1.7 Intensidad energética final. Previsiones. España .. 271.8 Consumo de energía final por sectores y previ-
siones en España .................................................. 281.9 Intensidad primaria en España y la Unión Europea 291.10 Consumo de energía final en la UE por países y
fuentes .................................................................. 301.11 Consumo de energía final en la UE por países y
sectores ................................................................ 321.12 Consumo de energía primaria en el mundo. Des-
glose por países y tipo de energía ...................... 341.13 Consumo de energía primaria en el mundo. Des-
glose por países y tipo de energía ...................... 381.14 Consumo de energía primaria en el mundo por
países. Previsiones para escenario de referencia .. 421.15 Consumo de energía primaria en el mundo por
países. Previsiones para escenario de alto creci-miento .................................................................. 44
1.16 Consumo de energía primaria en el mundo segúnfuentes. Previsiones .............................................. 46
2. ELECTRICIDAD2.1 Balance de energía eléctrica. Total en España ..... 492.2 Balance de energía eléctrica en el sistema de REE
(por centrales). España ........................................ 502.3 Consumo final de electricidad en España. Des-
glose por zonas ................................................... 512.4 Producción de energía eléctrica por fuentes de
energía primaria en España .................................. 54
– 8 –
2.5 Consumo de energía primaria en la generación deenergía eléctrica en España ................................. 56
2.6 Consumo de combustibles en la generación deenergía eléctrica en España ................................. 58
2.7 Producción de energía eléctrica con combusti-bles fósiles en España (producción por tecnolo-gías y estimación según consumos) .................... 60
2.8 Evolución de la producción de energía eléctricapor tipos de centrales en España ........................ 61
2.9 Evolución del consumo neto de energía eléctricaen España ............................................................. 62
2.10 Evolución de la potencia instalada por tipos decentrales en España ............................................. 62
2.11 Saldos de los intercambios internacionales deenergía eléctrica de España ................................. 63
2.12 Máxima demanda de potencia media horaria y deenergía diaria. Últimos años. España ................... 64
2.13 Ampliaciones de potencia y centrales puestas enservicio o dadas de baja en España en 2005 ...... 65
2.14 Longitud de los circuitos de las líneas de trans-porte y distribución de energía eléctrica de másde 110 kV. España ............................................... 66
2.15 Evolución de la tarifa media de la electricidad enEspaña .................................................................. 67
2.16 Estructura y evolución del consumo por merca-dos en España ...................................................... 68
2.17 Mercado de producción eléctrica. Suministros atarifa y libres. Evolución. España ......................... 69
2.18 Ingresos por tarifas y peajes regulados en España 702.19 Mercado eléctrico en España. Precio final y ener-
gía contratada en el sistema peninsular. Resumen2005. España ........................................................ 72
2.20 Evolución comparada del precio de la electrici-dad y de otros productos energéticos para usosdomésticos en España ......................................... 73
2.21 Precios de la electricidad en países de la UniónEuropea .................................................................. 74
2.22 Energía eléctrica vendida en régimen especial.Evolución. España ................................................ 75
2.23 Evolución de la energía eléctrica vendida en régi-men especial en España según combustibles .... 76
2.24 Potencia instalada en régimen especial. Evolu-ción. España ......................................................... 77
2.25 Precios medios de venta de la electricidad enrégimen especial. Evolución ................................ 78
Págs.
– 9 –
2.26 Primas a la producción de energía eléctrica enrégimen especial. Año 2005 ................................ 79
2.27 Producción bruta de electricidad en la UE porpaíses y fuentes .................................................... 80
2.28 Potencia eléctrica en la UE por fuentes y países .. 822.29 Consumo de energía primaria para la generación
de electricidad en el mundo. Previsiones ........... 84
3. NUCLEAR
3.1 Centrales nucleares en España ............................. 893.2 Datos de explotación de las centrales nucleares
españolas. Evolución histórica ............................. 903.3 Autorizaciones de explotación de las centrales
nucleares españolas ............................................. 943.4 Coste de producción del kWh de origen nuclear
en España. ............................................................ 953.5 Comparación de costes de generación de elec-
tricidad en distintas plantas de nueva cons-trucción ................................................................ 95
3.6 Producción de elementos combustibles enEspaña .................................................................. 97
3.7 Producción nuclear, rendimientos y aportación altotal de la electricidad en el mundo por países .. 98
3.8 Producción nuclear y rendimientos según tiposde reactor en el mundo en 2005 ......................... 100
3.9 Centrales con mayor factor de carga en el mundoen 2005 ................................................................. 101
3.10 Reactores en operación y construcción en el mun-do. Desglose por países ....................................... 103
3.11 Reactores nucleares en el mundo agrupados porsu antigüedad ...................................................... 104
3.12 Relación nominal de centrales nucleares en elmundo .................................................................. 105
3.13 Centrales nucleares en el mundo con autorizaciónde explotación a largo plazo .............................. 128
3.14 Producción nuclear y cuota del total de electrici-dad en el mundo. Evolución ............................... 129
3.15 Producción de uranio en el mundo ..................... 1303.16 Reservas de uranio. Desglose por países y margen
de coste ............................................................... 1323.17 Estimación de las necesidades de uranio en el
mundo .................................................................. 1353.18 Capacidad teórica de producción de uranio en
el mundo .............................................................. 138
Págs.
– 10 –
3.19 Dosimetría del personal (plantilla y contrata) delas centrales nucleares españolas. Año 2005 ...... 140
4. PETRÓLEO
4.1 Balance de hidrocarburos. España ...................... 1454.2 Producción de crudo en yacimientos de España ... 1454.3 Consumo total de petróleo en España ................ 1454.4 Consumo final de productos petrolíferos (agru-
pados por familias) en España ............................ 1464.5 Consumo desglosado de productos petrolíferos
en España ............................................................. 1474.6 Consumo de gasolinas y gasóleos por comunida-
des autónomas. Año 2005. España ..................... 1484.7 Procedencia del petróleo crudo importado en
España .................................................................. 1494.8 Capacidad y crudo destilado en las refinerías
españolas ............................................................. 1504.9 Producción de las refinerías españolas ............... 1514.10 Precio de los combustibles fósiles en los merca-
dos internacionales. Evolución ............................ 1524.11 Precio del petróleo. Evolución histórica ............. 1534.12 Precios e impuestos de combustibles de auto-
moción en los países de la UE ............................ 1544.13 Precios e impuestos de combustibles de auto-
moción. Estructura fiscal y comparación de Espa-ña con la media de la UE ..................................... 155
4.14 Producción de petróleo en el mundo. Por países 1564.15 Reservas probadas de petróleo en el mundo.
Desglose por países ............................................. 1594.16 Relación entre reservas y producción anual de
petróleo en el mundo. Evolución ........................ 1604.17 Comparación del consumo de petróleo y de la
capacidad de refino en el mundo. Evolución his-tórica ..................................................................... 161
4.18 Centrales de fuelóleo. España por tipo de cen-trales y combustible utilizado. Régimen ordinario 162
5. GAS
5.1 Consumo total de gas natural en España ............. 1655.2 Consumo final de gas en España ......................... 1655.3 Ventas de gas natural en el mercado liberalizado.
España .................................................................. 166
Págs.
– 11 –
5.4 Estructura del consumo de gas natural y manu-facturado en España ............................................ 167
5.5 Producción de gas en yacimientos de España .... 1675.6 Procedencia del gas natural según países. España 1685.7 Evolución del número de usuarios y municipios
con gas y evolución de las inversiones y la red enEspaña ...................................................................... 169
5.8 Consumo de gas natural y manufacturado pormercados en España ............................................ 170
5.9 Red ibérica de gasoductos ....................................... 1715.10 Precio CIF del gas en mercados internacionales.
Evolución ............................................................. 1725.11 Precio máximo de venta de la botella de butano de
12,5 kg. en España ..................................................... 1735.12 Tarifas y precios máximos del gas natural en Espa-
ña .......................................................................... 1745.13 Comparación del precio de los GLP´S en diversos
países europeos ................................................... 1755.14 Precio medio de venta de gas en países europeos
(usos industriales) ................................................ 1765.15 Producción de gas natural en el mundo. Por países 1775.16 Reservas probadas de gas en el mundo. Por países 1805.17 Relación entre reservas y producción anual de gas
natural en el mundo. Evolución ........................... 1815.18 Centrales de ciclo combinado y de gas natural.
España. Por tipo de centrales y combustible utili-zado. Régimen ordinario ..................................... 182
5.19 Centrales de ciclo combinado previstas enEspaña .................................................................. 183
6. CARBÓN
6.1 Consumo total de carbón en España .................. 1876.2 Consumo final de carbón por sectores en Espa-
ña ........................................................................ 1876.3 Producción de carbón en España ....................... 1886.4 Procedencia de las importaciones de hulla.
España ................................................................ 1896.5 Precios del carbón en mercados internacionales.
Evolución ............................................................. 1916.6 Producción de carbón en el mundo por países . 1926.7 Reservas probadas de carbón en el mundo. Des-
glose por países ................................................... 1946.8 Centrales térmicas de carbón. España. Por tipo de
centrales y combustible utilizado. Régimen ordi-nario ..................................................................... 196
Págs.
7. ENERGÍAS RENOVABLES
7.1 Producción con energías renovables en España.Evolución ............................................................. 199
7.2 Producción térmica con energías renovables enEspaña. Evolución ................................................ 199
7.3 Potencia eléctrica instalada con energías renova-bles en España. Evolución ................................... 200
7.4 Producción eléctrica con energías renovables enEspaña. Previsiones a 2010 .................................. 200
7.5 Situación de los embalses hidroeléctricos enEspaña .................................................................. 201
7.6 Evolución de las reservas hidroeléctricas en Espa-ña .......................................................................... 202
7.7 Evolución de nivel de llenado de los embalsesespañoles a diciembre de cada año (en %) ....... 203
7.8 Objetivos del plan de energías renovables enEspaña 2005-2010 ............................................... 204
7.9 Plan de energías renovables. Síntesis de escena-rios energéticos y escenarios de energías renova-bles ...................................................................... 206
7.10 Potencia instalada con centrales minihidráulicasen la Unión Europea a 3/12/2003 ......................... 207
7.11 Potencia eólica instalada en la Unión Europea (UE 25), a 31/12/2004 ........................................... 208
7.12 Superficie de captación solar instalada acumula-da en la UE (miles de m2) .................................... 209
7.13 Potencia de energía solar fotovoltaica instaladaacumulada en la UE en 2003 (MWp) ................... 210
7.14 Consumo de biomasa en la Unión Europea, a31/12/2003 (UE 15 y Polonia) .............................. 211
7.15 Consumo de biogás en la Unión Europea, a31/12/2003 ........................................................... 212
7.16 Producción de biodiesel y bioetanol en la UniónEuropea, a 31/12/2003 ......................................... 213
7.17 Producción de hidroelectricidad en el mundo.Por países ............................................................. 214
7.18 Centrales hidroeléctricas de más de 100 MW.España................................................................... 216
7.19 Principales embalses de interés hidroeléctrico enEspaña .................................................................. 218
7.20 Consumo total de energías renovables en la UE .. 2197.21 Producción eléctrica con energías renovables en
la UE por países y fuentes .................................... 2217.22 Aportación de las energías renovables al consu-
mo eléctrico en la UE ........................................... 223
– 12 –
Págs.
8. RESIDUOS RADIACTIVOS
8.1 Comparación de residuos producidos en laUnión Europea ...................................................... 227
8.2 Comparación de residuos producidos en España 2288.3 Volumen de residuos radiactivos a gestionar en
España .................................................................. 2298.4 Generación de residuos radiactivos en una central
nuclear de agua a presión (PWR) ......................... 2308.5 Residuos radiactivos sólidos de baja y media
actividad. Centrales nucleares españolas ............ 2318.6 Combustible gastado almacenado en las piscinas
de las centrales nucleares españolas .................. 2338.7 Resumen de costes de la gestión de residuos
radiactivos y combustible gastado en España .... 2348.8 Instalaciones de almacenamiento definitivo de
RBMA en el mundo .............................................. 2358.9 Instalaciones de almacenamiento temporal
centralizado de RAA/CG ...................................... 2368.10 Programas de muestreo y análisis de los vertidos
de las centrales nucleares españolas ................... 2378.11 Efluentes radiactivos descargados por las
centrales nucleares españolas. Año 2005 ............ 2398.12 Efluentes radiactivos descargados por las
centrales nucleares. Comparación de España,Unión Europea y Estados Unidos ........................ 241
8.13 Instalaciones en fase de desmantelamiento yclausura: Vandellós. Efluentes y residuos. Año 2005 242
8.14 Número de muestras tomadas por las centralesnucleares españolas para la vigilancia radiológicaambiental en 2005 (PVRA) ................................... 243
8.15 Programa de vigilancia radiológica ambiental enel entorno de las centrales nucleares ................... 244
8.16 Valores medios de tasa de dosis gamma eninstalaciones de vigilancia radiológica. Año 2005 . 246
8.17 Red de instalaciones de muestreo del CSN deaguas continentales y costeras en España ............ 247
8.18 Red española de vigilancia radiológica ambiental(Revira). Red de estaciones automáticas (Rea) .... 247
9. PROTOCOLO DE KIOTO
9.1 El Protocolo de Kioto ........................................... 2519.2 Cumplimiento de los compromisos del protoco-
lo de Kioto en países de la UE-15 ....................... 255
– 13 –
1Págs.
9.3 Inventario de gases de efecto invernadero deEspaña emisiones. Síntesis de resultados 1990-2004 ...................................................................... 256
9.4 Evolución de las emisiones de CO2 equivalente.España .................................................................. 258
9.5 Emisiones antropógenas agregadas de CO2, CH4,N2, HFC, PFC y SF6 ................................................. 259
9.6 Cambios en el total de emisiones de gases de efec-to invernadero, entre 1990 y 2003 ......................... 262
9.7 Emisiones en la UE-25 de CO2, por sectores deactividad .............................................................. 263
9.8 Emisiones de CO2 de origen energético en elmundo por grandes regiones .............................. 264
9.9 Emisiones de CO2 per cápita en la UE y otros paí-ses ........................................................................... 266
9.10 Emisiones en el mundo de CO2, previsiones porregiones................................................................. 268
9.11 Factores de emisión de CO2 para usos térmicos ygeneracion eléctrica.............................................. 270
10. UNIDADES
10.1 Metodología y Unidades utilizadas por la DGPEM 27510.2 Unidades de energía térmica ............................... 27710.3 Macrounidades de energía .................................. 27810.4 Sistema internacional de unidades y unidades
derivadas ................................................................. 27910.5 Múltiplos y submúltiplos de unidades .................. 28210.6 Unidades de temperatura .................................... 28210.7 Equivalencia entre unidades británicas y métricas 283
Socios del Foro Nuclear ...................................... 287
– 14 –
Págs.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
ÍNDICE
DE
MÁRGENES
ENERGÍA PRIMARIA Y FINAL
ELECTRICIDAD
NUCLEAR
PETRÓLEO
GAS
CARBÓN
ENERGÍAS RENOVABLES
RESIDUOS RADIACTIVOS
PROTOCOLO DE KIOTO
UNIDADES
ENERGÍAPRIMARIA Y FINAL
1
– 19 –
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Cuadro 2.1 BALANCE DE ENERGÍA ELÉCTRICA. TOTAL ESPAÑA
Millones de kWh %Concepto 2004 2005 2005/2004
Producción:Hidroeléctrica, eólica y solar ............. 51.032 43.831 -14,1
de la cual Hidroeléctrica ................ 34.616 23.178 -33,0de la cual eólica.............................. 16.397 20.616 25,7
Termoeléctrica convencional (1) ...... 166.142 191.539 15,3 Termoeléctrica nuclear....................... 63.675 57.550 -9,6
Producción Total ............................... 280.849 292.920 4,3
Consumos propios ................................ 12.184 13.123 7,7
Producción neta ............................... 268.665 279.797 4,1
Consumo en bombeo ............................ 4.605 6.467 40,4
Intercambios internacionales: Exportaciones ............................................ 8.070 8.070 0,1 Importaciones ............................................ 11.097 11.158 0,5 Saldo intercambios internacionales ........... -3.027 -1.378 -
Energía disponible para mercado ......... 261.033 271.952 4,2
Pérdidas en transporte y distribución.... 20.275 20.969 3,4
Consumo Neto .................................. 240.758 250.983 4,2
(1) Incluye la generación térmica del Régimen EspecialDatos provisionalesFuente: UNESA (Memoria 2005)
BALANCE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA. AVANCE 2006 (1ER CUATRIMESTRE)
Millones de kWh %2005 2006 Variación
Producción eléctrica bruta de las empresas peninsulares en elrégimen ordinario:
Hidroeléctrica .................................... 6.970 7.952 14,1Termoeléctrica clásica ....................... 43.639 45.279 3,8Nuclear ............................................... 19.496 19.812 1,6
Producción Bruta Total ..................... 70.104 73.042 4,2Consumos en generación ................... 3.021 2.869 -5Consumos en bombeo ......................... 1.929 1.865 -3,3
Mercado cubierto con energíaproducida por las empresas eléctricas ... 65.154 68.308 4,8
Saldo de intercambiosInternacionales ....................................... 715 -1.745 -
Energía adquirida por las empresasa productores en Régimen Especial ....... 17.798 18.075 1,6
Demanda total peninsular ................ 83.668 84.638 1,2
Fuente: REE y UNESA.
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Cuadro 2.7 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICACON COMBUSTIBLES FÓSILES EN ESPAÑA (PRODUCCIÓN POR TECNOLOGÍAS YESTIMACIÓN SEGÚN CONSUMOS)
Producción bruta Potencia 2005por tecnología MW GWh ∆%
Hulla + antracita 5.947 40.354 3,7Lignito pardo 2.031 13.277 -14,1Lignito negro 1.502 9.765 9,9Carbón importación 1.944 13.916 6,4Fuel/Gas(*) 7.338 10.035 30,4Ciclo Combinado 9.141 48.601 67,7
Sistema peninsular 27.903 135.948 20,3
Carbón 510 4.222 -8,5Fuel-oil 3.342 10.528 12,2
Sistemas extrapeninsulares 3.852 14.750 5,3
∆%: tasa de variación respecto al año anterior(*) Incluye GICC de ELCOGAS
2005Consumo Consumo Energía (*)
combustible ktec ∆% GWh
Hulla + antracita 7.700 -9,6 21.449Lignito pardo 2.386 -5,6 5.412Lignito negro 1.502 0,9 4.608Carbón importación 16.064 6,4 38.874Gas natural (**) 12.604 58,5 53.354Gas siderúrgico 446 1,6 6.928Fuel-oil 1.932 20,6 5.322
Sistema peninsular 42.633 13,3 135.948
Carbón 1.105 -7,3 4.222Fuel-oil 2.400 2,6 10.528
Sistemas extrapeninsulares 3.506 -0,7 14.750
∆%: tasa de variación respecto al mismo período del año anterior(*) Datos estimados a partir del consumo de combustible(**) Incluye GICC de ELCOGAS+ Ciclos CombinadosFuente: REE.Nota del editor: La distribución de la producción de energía eléctrica, en funcióndel combustible realmente utilizado en cada central, presenta notables diferenciasrespecto al reparto por tecnologías, consecuencia en su mayor parte de la utiliza-ción generalizada del carbón de importación en las centrales de carbón, y del usodel fuel y del gas como combustibles de apoyo para la combustión del carbón.
– 61 –
2
Cuadro 2.8 ıEVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPOS DECENTRALES EN ESPAÑA
Millones de kWh
Hidro-
Añoeléctrica,
EólicaTérmica Térmica
Totaleólica y clásica nuclearsolar
1940 3.353 – 264 – 3.6171950 5.017 – 1.836 – 6.8531960 15.625 – 2.989 – 18.6141970 27.959 – 27.607 924 56.4901980 30.807 – 74.490 5.186 110.4831990 26.184 – 71.289 54.268 151.7411995 24.450 – 89.199 55.445 169.0941996 41.717 – 78.464 56.329 176.5101997 37.332 – 96.752 55.297 189.3811998 39.067 – 98.643 59.003 196.7131999 30.787 – 120.221 58.852 209.8602000 36.639 – 126.268 62.206 225.1132001 50.973 – 123.033 63.708 237.7142002 26.550 9.754 147.478 63.044 246.8262003 43.975 12.304 146.330 61.894 264.5032004 34.635 16.397 166.143 63.675 280.8502005 23.215 20.616 191.539 57.550 292.920
La producción térmica clásica incluye la generada por todas las instalaciones térmi-cas del Regimen Especial.Desde 2002 se desglosa la producción eólica.Fuente: UNESA y elaboración propia.
– 62 –
Cuadro 2.9 EVOLUCIÓN DEL CONSUMO NETO DEENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
Millones VariaciónAños kWh (%)
1960 14.625 8,41970 45.300 10,41980 92.006 4,61985 105.579 2,91990 129.161 31991 138.046 6,91992 139.423 11993 139.065 -0,31994 145.033 4,31995 150.289 3,61996 154.928 3,11997 162.338 4,81998 174.247 7,31999 186.448 72000 197.525 5,92001 209.100 5,92002 215.689 3,22003 230.348 6,82004 240.759 4,52005 250.983 4,2
Variación en % respecto año anterior.Fuente: UNESA.
Cuadro 2.10 ıEVOLUCIÓN DE LA POTENCIA INSTALADAPOR TIPOS DE CENTRALES EN ESPAÑA
Hidro-
Añoeléctrica,
EólicaTérmica Térmica
Totaleólica y clásica nuclearsolar
1940 1.350 – 381 – 1.7311950 1.906 – 647 – 2.5531960 4.600 – 1.967 – 6.5671970 10.883 – 6.888 153 17.9241980 13.577 – 16.447 1.120 31.1441990 16.642 – 21.370 7.364 45.3761995 17.558 – 22.849 7.417 47.8241996 17.834 – 23.960 7.498 49.2921997 18.093 – 25.339 7.580 51.0121998 18.534 – 26.278 7.638 52.4501999 19.632 – 26.928 7.749 54.2092000 20.107 – 28.214 7.798 56.1192001 21.484 – 29.045 7.816 58.3452002 19.040 4.580 31.766 7.871 62.8972003 18.428 6.328 33.816 7.896 66.4682004 18.590 8.423 38.009 7.878 72.9002005 18.674 9.866 42.787 7.878 79.205
Datos en MW a 31 de Diciembre.La potencia térmica clásica incluye la correspondiente a todas las instalaciones tér-micas del Régimen Especial.Desde 2002 se desglosa la potencia eólica.Fuente: UNESA y elaboración propia.
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– 65 –
2
Cuadro 2.13 AMPLIACIONES DE POTENCIA Y CENTRALESPUESTAS EN SERVICIO O DADAS DE BAJAEN ESPAÑA EN 2005
Nueva potencia eléctrica. Régimen ordinario
Centrales kW
HidroeléctricasFlix Grupo 1, 3 y 4 (aumento de potencia) ............................ 7.263 Barazar Grupo 1 y 2 (aumento de potencia) ......................... 270 San Cristóbal Grupo 1 y 2 (aumento de potencia) ................ 1.460 Los Cantos Grupo 1 y 2 (aumento de potencia) ................... 100 Cofrentes Grupo 1 y 2 (modificación de potencia) .............. -1.230 Cedillo Grupo 3 y 4 (aumento de potencia) ......................... 14.910 Valdecañas Grupo 1, 2 y 3 (aumento de potencia) .............. 24.200 Torrejón Grupo 4 (aumento de potencia) ............................. 1.770 Buendía Grupo 1, 2 y 3 (aumento de potencia) .................... 1.950
Termoeléctricas convencionales CC Arcos de la Frontera Grupo 3,4 y 5 ................................... 832.000 CC Aceca Grupo 3 .................................................................. 359.150 CC Arcos de la Frontera Grupo 1 y 2 (aumento de potencia) 960 CC Tarragona Power Grupo 1 (aumento de potencia) .......... 16.620 CC Santurce Grupo 1 (aumento de potencia) ....................... 8.190 Santurce 2 (aumento de potencia) ........................................ 990 Pasajes Grupo 1 (aumento de potencia) ............................... 6.290 CC Cristóbal Colón Grupo 4 .................................................... 392.000 Granadilla Grupo V3 ................................................................ 75.100 Las Salinas Grupo D8 y D9 ....................................................... 36.000 Llanos Blancos Grupo D14 y D15 ............................................ 4.000 Ibiza Grupo TG3 ...................................................................... 25.000 Guía de Isora Grupo TG ........................................................... 48.600 Son Reus II Grupo TV11 ........................................................... 75.100 Ceuta Grupo Diesel X .............................................................. 12.000 CC Aceca Grupo 4 ................................................................... 361.500 CC Palos de la Frontera Grupo 3 ............................................. 383.940 CC Amorebieta Grupo 1 ......................................................... 773.000 CC Cartagena Grupo 1, 2 y 3 ................................................... 1.200.000
Potencia total conectada a la red ........................................... 4.661.133
Instalaciones dadas de baja. Régimen ordinario
Son Molins Grupo TG3 ............................................................ 25.000
Potencia total dada de baja................................................ 25.000
Fuente: UNESA (Memoria 2005).
– 66 –
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– 67 –
2
Cuadro 2.15 EVOLUCIÓN DE LA TARIFA MEDIA DE LAELECTRICIDAD EN ESPAÑA
VARIACIÓN ANUAL
Unidades monetarias
Años % corrientes % constantes % IPC
1997 -3 -5 21998 -3,63 -5,03 1,41999 -5,57 -8,47 2,92000 -4,85 -8,85 42001 -1,52 -4,22 2,72002 0,32 -3,68 42003 1,65 -0,95 2,62004 1,72 -1,48 3,22005 1,71 -1,69 3,4
TOTAL -13,17 -39,37 26,2
VARIACIÓN ACUMULADA
Unidades monetarias
Años % corrientes % constantes % IPC
1996 100 100 1001997 97 95 1021998 93,5 90,2 103,41999 88,3 82,6 106,42000 84 75,3 110,72001 82,7 72,1 113,72002 83 69,4 118,22003 84,3 68,8 121,32004 85,8 67,6 125,182005 87,27 66,62 129,43
Fuente: UNESA Avance 2005 y elaboración propia.
– 68 –
Cuadro 2.16 ESTRUCTURA Y EVOLUCIÓN DEL CONSUMO POR MERCADOS EN ESPAÑA
Energía facturada en Millones de kWh (Mercado Peninsular)
Tipo de Mercado 2003 2004 2005 (%) 2005/04
Mercado regulado
Baja tensión 94.683 92.966 89.722 -3,5
Alta tensión 47.048 48.592 54.407 12
Total 141.731 141.558 144.129 1,8
Mercado liberalizado
Baja tensión 2.094 9.200 16.337 77,6
Alta tensión 61.067 63.938 63.462 -0,7
Total 63.161 73.138 79.799 9,1
Mercado conjunto
Baja tensión 96.777 102.166 106.059 3,8
Alta tensión 108.115 112.530 117.869 4,7
Total 204.892 214.696 223.928 4,3
Fuente: UNESA Avance 2005 y elaboración propia.
– 69 –
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– 70 –
Cuadro 2.18 INGRESOS POR TARIFAS Y PEAJES REGULADOS EN ESPAÑALiquidación n.o 12, 2005.Período enero-diciembre (1)
(6)
Importe Energía Precio
M€ GWh c€/kWh
INGRESOS 12.654,23
Venta de energía.................................. 10.877,12 136.461 7,971
peninsular..................................... 9.996,62
insular ........................................... 880,49
Peajes ................................................... 1.712,76 80.368 2,131
peninsular..................................... 1.659,67
insular ........................................... 53,09
Peajes por interconexiones
internacionales ................................. 1,38 1.022 0,135
Transportes intracomunitarios (ETSO) . 17,69
Otros servicios ..................................... 45,28
COSTE DE ADQUISICIÓNENERGÍA MERCADO
8.467,76
Generadores
COSTE DE ADQUISICIÓNENERGÍA RÉGIMEN ESPECIAL
2.427,21
Régimen especial
COSTE DEL TRANSPORTE
869,03
REE 625,08Empresas eléctricas 243,95
COSTES PERMANENTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO
–3.063,09
Operador del Mercado 9,10Operador del Sistema 31,21CNE 10,95Comp. E. Extrapeninsulares 307,42Retribución fija -3.421,77
Asignación General –Asignación Específica –Stock Carbón 2,01
(3) Prima Carbón 78,68(4) Reducción Prima Carbón -16,18(5) Plan de financiación
extraordinario 15,88Déficit liquidatorio -3.502,17
COSTE DE DIVERSIFICACIÓN YSEGUROS DE ABASTECIMIENTO
423,92
Comp. Régimen Especial e interrumpibles 13,67
Comp. Moratoria Nuclear 382,73Financiación 2º Ciclo C.N. 27,52Stock estratégico C.N. 0
Rev. Generación Exrapeninsular 16,73Desajustes de Ingresos 193,94Apor. Generación Extrapeninsular 0
Generadores
Distribuidores y Comercializadoras
COSTE DE DISTRIBUCIÓN (2)
3.318,73
Distribución 2.954,01Gestión comercial 271,24Calidad del servicio 74,20Gestión de la demanda 9,28
Distribuidoras
– 71 –
2
M€: Millones de Euros
(1) Debido al desfase entre consumo y facturación, la liquidación de losingresos y costes correspondientes a un determinado período no seconoce completamente hasta dos meses más tarde.
(2) El coste de distribución incluye el coste reconocido destinado a laretribución de la gestión comercial realizada por las empresas distri-buidoras, así como los costes destinados a planes de mejora de lacalidad de servicio y los costes destinados a la gestión de la deman-da, referidas en el Real Decreto 1802/2003 por el que se establece latarifa eléctrica para 2004.
(3) Según la Orden ECO 1588/2002 de 12 de junio por la que se esta-blece para el año 2000 y siguientes la precedencia en la repercusióndel déficit de ingresos en las liquidaciones de las actividades regu-ladas, el cobro de la prima del carbón está garantizado en situacio-nes de déficit de ingresos.
(4) Imputación al año 2003 de la reducción de la Prima Carbón de losaños 1998 y 1999 establecida en el punto 116 de la Decisión de laComisión Europea de 25 de julio de 2001.
(5) Plan de financiación extraordinario para ELCOGAS con cargo a la asig-nación específica de los CTCs establecido en Orden ministerial de10 de octubre de 2001.
(6) Importe a liquidar a los generadores en régimen ordinario de los sis-temas insulares y extrapeninsulares por los distribuidores de los mis-mos sistemas, en aplicación de lo establecido en el párrafo 3 del artí-culo 18.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
Fuente: Elaboración propia con datos de R.E.E.
– 72 –
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(*) Datos a 12 de Diciembre 2005Fuentes utilizadas:Tarifa eléctrica 2.0: Memoria Estadístico-Eléctrica UNESA.Tarifa Gas Doméstico: Revista Hidrocarburos del Mº de Economía y BOE.Precio Bombona de Butano: Revista Hidrocarburos del Mº de Economía yBOE.Precio Eurosuper: Revista Hidrocarburos de Mº de Economía y UE BulletinPetrolier (desde septiembre 2000).Precio Gasóleo Calefacción: UE Bulletin Petrolier.Fuente: UNESA Avance 2005
– 73 –
2
Cuadro 2.20 EVOLUCIÓN COMPARADA DEL PRECIO DELA ELECTRICIDAD Y DE OTROSPRODUCTOS ENERGÉTICOS PARA USOSDOMÉSTICOS EN ESPAÑA
126,1
143,0
203,3
88,9
80
100
120
140
160
180
200
220
152,5
2005(*)
– 74 –
Cuadro 2.21 PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD EN PAÍSESDE LA UNIÓN EUROPEA
INDUSTRIAL DOMÉSTICOTIPO If TIPO Dc
DINAMARCA n.d. 22,78 ITALIA 10,71 19,70 HOLANDA 7,44 19,55 ALEMANIA 8,86 17,85 BÉLGICA 7,30 14,81 LUXEMBURGO n.d. 14,78 IRLANDA 9,00 14,36 AUSTRIA 7,02 14,13 SUECIA 4,24 13,97 PORTUGAL 7,30 13,81 ESLOVAQUIA 6,95 13,38 FRANCIA 5,78 11,87 REINO UNIDO 5,27 11,28 ESPAÑA 5,39 10,97 CHIPRE 8,08 10,74 HUNGRÍA 5,21 10,64 FINLANDIA 5,76 10,57 ESLOVENIA 5,93 10,33 REP. CHECA 5,21 8,68 LETONIA 3,30 8,28 POLONIA 5,44 7,70 LITUANIA 4,97 7,18 GRECIA 6,45 6,88 ESTONIA 4,28 6,78 MALTA 5,78 5,85
Tipo If: 2.500 kW; 4.000 MWh (cent euro/kWh, Impuestos incluidos, excepto IVA)Tipo Dc: 3.500 kWh; 1.200 noche (cent euro/kWh, Impuestos incluidos) Datos a 1 enero 2005Fuente: EUROSTAT (Avance UNESA)
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Cuadro 2.23 ENERGÍA ELÉCTRICA VENDIDA ENRÉGIMEN ESPECIAL, DESGLOSADA PORCOMBUSTIBLES
Clasificación Combustible GWh2003 2004 04/03
Cogeneración Gas natural 14.874 15.052 1,2% Fuel Oil 2.885 2.588 –10,3% Gasoil 367 335 –8,8% Gas de refinería 357 138 –61,5% Propano 11 15 35,1% Carbón de importación 93 64 –31,8% Calor residual 503 414 –17,8%
Renovables Fotovoltaica 9 17 94,1% en R. Especial Eólica 11.721 15.485 32,1%
Hidráulica 5.089 4.665 –8,3% Biomasa secundaria 116 127 9,8% Biogas 262 458 75,1% Residuos forestales 12 12 3,9% Residuos industria
agroforestal 500 505 0,9% Residuos herbáceos
actividad agrícola 172 155 –9,9% Residuos industria forestal 408 403 –1,2%
18.289 21.828 19,4%
Residuos Residuos industriales 768 635 –17,3% Gas residual 454 467 2,9% Residuos sólidos urbanos 700 780 11,3%
Trat. Residuos Gas natural 2.118 2.700 27,5%
Total peninsular 41.420 45.015 8,7%
Cogeneración Fuel Oil 0 0Gasoil 247 244 –1,2%
Renovables Fotovoltaica 0 0 85,5%en R. Especial Eólica 342 328 –4,0%
Hidráulica 2 3 21,9%
Total Canarias 591 575 –2,7% Cogeneración Gasoil 7 5 –25,3%
Renovables Fotovoltaica 0 1 39,7%en R. Especial Eólica 0 4
Residuos Residuos sólidos urbanos 131 146 11,2%
Total Baleares 138 155 12,3%
Total general 42.149 45.745 8,5%
Fuente: CNE.
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Cuadro 2.26 PRIMAS A LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍAELÉCTRICA EN RÉGIMEN ESPECIAL. AÑO 2006
PRIMA
Cogeneración 2,4349Solar fotovoltaica ≤ 5 kW 36,0607
> 5 kW 18,0304Enegía eólica 2,6548Geotérmica y olas 2,6579Hidroeléctrica ≤ 10 MW 2,6579Biomasa primaria 2,6579Biomasa secundaria 2,5649Solar térmica 12,0202
Datos en c € / kWhFuente: R.D. 156/2005 de 23 de diciembre de 2005 (BOE de 28 dediciembre de 2005)
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Cuadro 3.4COSTE DE PRODUCCIÓN DEL kWhDE ORIGEN NUCLEAR EN ESPAÑA
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O y M= Costes de Operación y Mantenimiento.Datos en céntimos de euro / kWh neto (constantes de 2004).Fuente: UNESA.
Cuadro 3.5COMPARACIÓN DE COSTES DEGENERACIÓN DE ELECTRICIDAD ENDISTINTAS PLANTAS DE NUEVACONSTRUCCIÓN
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Combustible Operación y mantenimiento Coste del capital
Se consideran 8.000 horas anuales de operación, excepto eólica (2.200horas). No se consideran subvenciones.Fuente: R. Tarjanne & K. Luostarinen (06.02.2004). LappeerantaUniversity of Technology. Finlandia
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Cuadro 3.10 REACTORES EN OPERACIÓN YCONSTRUCCIÓN EN EL MUNDO.DESGLOSE POR PAÍSES
Reactores Reactoresen operación en construcción
Países Número MW Número MW
Alemania ............................. 17 20.339 0 0Argentina ............................ 2 935 1 692Armenia .............................. 1 376 0 0Bélgica ................................ 7 5.801 0 0Brasil .................................... 2 1.901 0 0Bulgaria ............................... 4 2.722 0 0Canadá................................. 18 12.599 0 0China (*) .............................. 15 11.476 5 5.600Corea del sur ....................... 20 16.810 0 0República Checa ................. 6 3.368 0 0España ................................ 9 7.588 0 0Estados Unidos.................... 104 99.210 0 0Finlandia............................... 4 2.676 1 1.600Francia ................................. 59 63.363 0 0Holanda .............................. 1 449 0 0Hungría ............................... 4 1.755 0 0India .................................... 15 3.040 8 3.602Irán ...................................... 0 0 1 915Japón .................................. 56 47.839 1 866Lituania ................................ 1 1.185 0 0México ................................ 2 1.310 0 0Pakistán ............................... 2 425 1 300Rumanía ............................... 1 655 1 655Federación Rusa .................. 31 21.743 4 3.775República Eslovaca ............. 6 2.442 0 0Eslovenia ............................. 1 656 0 0Suráfrica .............................. 2 1.800 0 0Suecia ................................. 10 8.918 0 0Suiza ................................... 5 3.220 0 0Ucrania ................................ 15 13.107 2 1.900Reino Unido ........................ 23 11.852 0 0
Total:............................ 443 369.560 25 19905
Datos marzo de 2006.(*) Incluyen China Continental y Taiwan.Fuente: IAEA (Base de datos "PRIS") y elaboración propia.
– 104 –
Cuadro 3.11REACTORES NUCLEARES EN EL MUNDOAGRUPADOS POR SU ANTIGÜEDAD
Años Unidades Total MWe
1 4 3.8212 5 4.7853 2 1.6104 6 4.8665 3 2.6966 6 3.1067 4 2.7528 4 2.9759 3 3.645
10 6 7.03311 5 3.53612 5 4.19113 9 9.00014 6 4.80915 4 3.66816 10 10.48717 11 10.23718 14 13.89319 22 22.19820 24 23.97021 32 31.03622 33 31.77423 21 16.81824 19 15.73325 22 19.54926 21 15.48927 7 6.53728 15 13.39829 14 10.59330 16 12.92731 11 8.00332 23 15.73133 15 9.96034 10 5.88135 12 5.82436 5 2.83137 7 2.74438 2 35939 1 21740 2 42041 2 450
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Fuente: World Nuclear Association (Datos a 15.03.06)
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– 128 –
Cuadro 3.13CENTRALES NUCLEARES EN ESTADOSUNIDOS CON AUTORIZACIÓN DEEXPLOTACIÓN A LARGO PLAZO
(Autorizaciones a 60 años desde fecha de operación)
Fecha Central Tipo Potencia (MW) operación Fecha
comercial concesión
Calvert Cliffs 1 PWR 865 8 may 1975 23 mar 2000Calvert Cliffs 2 PWR 870 1 abr 1977 23 mar 2000Oconne 1 PWR 886 15 jul 1973 23 may 2000Oconee 2 PWR 886 9 sep 1974 23 may 2000Oconne 3 PWR 886 16 dic 1974 23 may 2000Arkansas One 1 PWR 903 19 dic 1974 20 jun 2001Hatch 1 BWR 857 31 dic 1975 15 ene 2002Hatch 2 BWR 965 5 sep 1979 15 ene 2002Turkey Point 3 PWR 726 14 dic 1972 6 jun 2002Turkey Point 4 PWR 726 7 sep 1973 6 jun 2002North Anna 1 PWR 972 6 jun 1978 20 mar 2003North Anna 2 PWR 964 14 dic 1980 20 mar 2003Surry 1 PWR 849 22 dic 1972 20 mar 2003Surry 2 PWR 854 1 may 1973 20 mar 2003Peach Bottom 2 BWR 1159 5 jul 1974 7 may 2003Peach Bottom 3 BWR 1159 23 dic 1974 7 may 2003St. Lucie 1 PWR 872 21 dic 1976 2 oct 2003St. Lucie 2 PWR 882 8 ago 1983 2 oct 2003Fort Calhoun 1 PWR 500 20 jun 1974 4 nov 2003McGuire 1 PWR 1142 1 dic 1981 5 dic 2003McGuire 2 PWR 1142 1 mar 1984 5 dic 2003Catawba 1 PWR 1192 29 jun 1985 5 dic 2003Catawba 2 PWR 1192 19 ago 1986 5 dic 2003H. B. Robinson 2 PWR 700 7 mar 1971 19 abr 2004R. E. Ginna PWR 508 1 jul 1970 19 may 2004V. C. Summer 1 PWR 1003 1 ene 1984 23 abr 2004Dresden 2 BWR 855 9 jun 1970 28 oct 2004Dresden 3 BWR 851 16 nov 1971 28 oct 2004Quad Cities 1 BWR 806 18 feb 1973 28 oct 2004Quad Cities 2 BWR 819 10 mar 1973 28 oct 2004Farley 1 PWR 877 1 dic 1977 12 may 2005Farley 2 PWR 884 30 jul 1981 12 may 2005Arkansas One 2 BWR 943 26 dic 1978 30 jun 2005DC Cook 1 BWR 1056 10 feb 1975 30 ago 2005DC Cook 2 PWR 1100 22 mar 1978 30 ago 2005Millstone 2 PWR 910 9 nov 1975 28 nov 2005Millstone 3 PWR 1193 12 feb 1986 28 nov 2005Point Beach 1 PWR 529 6 nov 1970 22 dic 2005Point Beach 2 PWR 531 2 ago 1972 22 dic 2005
Datos a 6 de Marzo de 2006Fuente: Nuclear Regulatory Commission, OIEA-PRIS y elaboración propia.
– 129 –
Cuadro 3.14 CENTRALES NUCLEARES EN EUROPA CONAUTORIZACIÓN DE EXPLOTACIÓN A
LARGO PLAZO
Fecha Central Tipo Potencia operación Fecha
(MW) comercial concesión
SUIZA (Autorizaciones con tiempo indefinido)
Beznau 1 PWR 380 1 sep 69 desde iniciooperación comercial
Beznau 2 PWR 380 1 dic 71 abr 2004Gösgen PWR 1020 1 nov 79 desde inicio
operacióncomercial
Leibstadt BWR 1200 15 dic 84 desde inicio operación comercial
HOLANDA (Autorización hasta diciembre de 2033)
Borssele PWR 481 4 jul 75 10 ene 2006
Datos a 30 de marzo de 2006Fuente: Nucnet, OIEA-PRIS y elaboración propia.
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Cuadro 4.1 BALANCE DE HIDROCARBUROS. ESPAÑA
Concepto 2003 2004 2005 2005/2004(%)
ConsumosProductos petrolíferos (kt) ............ 72.201 73.497 74.746 1,7Gas natural (GWh) ......................... 274.550 318.299 376.229 18,2
Comercio exteriorImportaciones de crudo (kt) ......... 57.444 59.425 59.544 0,2Importaciones de gas natural (MTe) . 275.645 318.194 390.742 22,8Saldo (Imp. - Exp.) prod. petr. (kt) .. 17.665 17.241 19.275 11,8
Producción interior Crudo (kt) ...................................... 321 255 166 -34,8Gas natural (GWh) ......................... 2.892 3.998 1.859 -53,5
Materia prima procesada (kt) ........ 57.973 60.048 60.889 1,4
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos y elaboración propia.
Cuadro 4.2 PRODUCCIÓN DE CRUDOEN YACIMIENTOS DE ESPAÑA
kt 2003 2004 2005 2005/2004 (%)
Ayoluengo ......................... 7 6 6 -10,3Boquerón ........................... 21 21 26 27,2Casablanca ......................... 229 173 100 -42,1Rodaballo ........................... 64 55 34 -37,7
TOTAL ........................ 321 255 166 -34,8
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos y elaboración propia.
Cuadro 4.3 CONSUMO TOTAL DE PETRÓLEOEN ESPAÑA
ktep 2002 2003 2004 2005 2005/2004(%)
Consumo final .............. 57.642 60.005 61.689 61.748 0,1Generación eléctrica .... 5.792 4.785 40.822 5.388 11,7Fábricas de gas ............ 49 41 46 52 13,9Consumos propios y
pérdidas .................... 4.124 4.405 4.498 4.597 2,2
TOTAL ................... 67.607 69.236 71.054 71.785 1,0
Metodología: A.I.E.Fuente: SGE (MITYC)
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4
Cuadro 4.5 CONSUMO DESGLOSADO DE PRODUCTOSPETROLÍFEROS EN ESPAÑA
2005 2005/2004 (kt) (%)
GLP’sEnvasado ................................................ 1.466 -3,5Granel ..................................................... 827 0,9
TOTAL ................................................. 2.293 -2
GASOLINASSin plomo 95 I.O. ................................... 5.956 1,1Sin plomo 98 I.O. ................................... 879 -1,6Sin plomo 97 I.O. ................................... 425 -59,2Subtotal gasolinas auto .................... 7.260 -5,9
Otras gasolinas ....................................... 9 -10,7
TOTAL ................................................. 7.269 -5,9
GASÓLEOS (1)Automoción (A) ..................................... 23.253 4,9Agrícola y pesca (B)................................ 5.906 1,1
Subtotal (A+B)............................... 29.159 4,1Calefacción (C)........................................ 2.830 -3,6Otros gasóleos ........................................ 2.301 10,7
TOTAL ................................................ 34.291 3,9
QUEROSENOSQuerosenos aviación .............................. 5.182 6,4Otros querosenos ................................... 2 -28,5
TOTAL ................................................. 5.184 6,4
FUELÓLEOS Y OTROS PRODUCTOS
Fuelóleo BIA (2) ...................................... 3.613 6,5Otros fuelóleos ....................................... 9.923 3,4
Subtotal fuelóleos (1) ....................... 13.536 4,2
Otros productosBases y aceites lubricantes (3)................ 513 -2Productos asfálticos ................................ 2.145 0,6Coque de petróleo ................................. 4.418 1,6Otros (4).................................................. 5.097 -8,5
Subtotal otros productos ................. 12.173 -3,2
TOTAL FUELÓLEOS Y OTROS ............ 25.709 0,6
TOTAL PRODUCTOS PETROLÍFEROS (5)... 74.746 1,7
(1) Incluye bunquers para la navegación marítima internacional.(2) BIA incluye los fueloleos anteriormente denominados Nº1 y Nº2(3) Datos estimados(4) Incluye naftas, condensados, parafinas, disolventes y otros.(5) Para obtener el consumo total nacional, deben sumarse mermas y autoconsumos.Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos y elaboración propia.
– 148 –
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– 153 –
4
Cuadro 4.11 PRECIO DEL PETRÓLEO. EVOLUCIÓNHISTÓRICA
Datos hasta 1983: Arabian Light (Ras Tanura)Datos 1984-2005: Brent dated(*) US $ de 2005Fuente: BP Statistical Review of World Energy Junio 2005 y
elaboración propia (año 2005)
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Año $ corrientes $ 2004
1988 14,92 23,901989 18,23 27,751990 23,73 34,441991 20,00 27,841992 19,32 26,091993 16,97 22,331994 15,82 20,381995 17,02 21,311996 20,67 25,081997 19,09 22,741998 12,72 15,201999 17,97 20,712000 28,50 31,802001 24,44 26,442002 25,02 26,472003 28,83 29,612004 38,27 38,272005 54,50 54,50 (*)
Precio medio del año en US $ por barril
Precio del petróleo crudo Brent
Fuente: SGE (MITYC).
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– 155 –
4
Cuadro 4.13 PRECIOS E IMPUESTOS DE COMBUSTIBLESDE AUTOMOCIÓN. ESTRUCTURA FISCAL YCOMPARACIÓN DE ESPAÑA CON LAMEDIA DE LA UE
Datos a diciembre de 2005 para Península y Baleares.Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
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5.
– 159 –
4
Cuadro 4.15 RESERVAS PROBADAS (*) DE PETRÓLEOEN EL MUNDO. DESGLOSE POR PAÍSES
Cuotatep××109 del Relación
total (%) r/p (**)
Estados Unidos ............................................ 3,6 2,5% 11,1Canadá ........................................................ 2,4 1,4% 14,9México ........................................................ 2,0 1,2% 10,6
Total América del Norte ........................ 8,0 5,1% 11,8
Brasil ............................................................ 1,5 0,9% 19,9Venezuela ................................................... 11,1 6,5% 70,8
Total América del Sur y América Central .. 14,4 8,5% 40,9
Azerbaiyán .................................................. 1,0 0,6% 60,2Kazajstán ..................................................... 5,4 3,3% 83,6Noruega ...................................................... 1,3 0,8% 8,3Rusia (Federación) ...................................... 9,9 6,1% 21,3
Total Europa y Euroasia ........................ 19,0 11,7% 21,6
Arabia Saudí ............................................... 36,1 22,1% 67,8Emiratos Árabes Unidos ............................. 13,0 8,2% (a)Irak ............................................................... 15,5 9,7% (a)Irán .............................................................. 18,2 11,1% 88,7Kuwait ......................................................... 13,6 8,3% (a)Omán .......................................................... 0,8 0,5% 19,4Qatar ........................................................... 2,0 1,3% 42,0
Total Oriente Medio .............................. 100,0 61,7% 81,6
Angola ......................................................... 1,2 0,7% 24,3Argelia ......................................................... 1,5 1,0% 16,7Libia ............................................................. 5,1 3,3% 66,5Nigeria ......................................................... 4,8 3,0% 38,4Sudán........................................................... 0,9 0,5% 57,3
Total África ............................................ 14,9 9,4% 33,1
China ........................................................... 2,3 1,4% 13,4India ............................................................ 0,7 0,5% 18,6
Total Asia y Oceanía ............................. 5,5 3,5% 14,2
TOTAL MUNDO ...................................... 161,9 100,0% 40,5
Antigua Unión Sovietica......................... 16,5 10,2% 28,9
OCDE .................................................... 10,9 7,0% 10,9
OPEP ..................................................... 121,5 74,9% 73,9
(*) Existe razonable certeza de poder ser extraídas de yacimientos ya conocidos,bajo las condiciones técnicas económicas existentes.
(**) Años=Reservas/Producción del último año.(a) Más de 100 años.NOTA: Se han excluido los paises con un porcentaje de cuota del total < 0,5 %Fuente: B. P. Statistical Review of World Energy. Junio 2005.
– 160 –
Cuadro 4.16 RELACIÓN ENTRE RESERVAS Y PRODUCCIÓNANUAL DE PETRÓLEO EN EL MUNDO.EVOLUCIÓN
Fuente: B. P. Statistical Review of World Energy. Junio 2005.
R/P en años
– 161 –
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– 162 –
Cuadro 4.18 CENTRALES DE FUELÓLEO. ESPAÑAPOR TIPO DE CENTRALES Y COMBUSTIBLEUTILIZADO. RÉGIMEN ORDINARIO
Pot. 31-12-2005 Producción (Mill. kWh)Tipo de central Centrales (en kW) 2003 2004 2005
FUELÓLEO- San Adrián .......... 700.000 562 579 1.045 GAS NATURAL Santurce ............. 394.555 183 202 493
Algeciras ............. 753.000 820 715 1.115 Aceca ................. 314.000 599 607 687 Foix ..................... 520.000 934 606 1.376 Besós .................. 450.000 77 0 0 Cristóbal Colón ... 148.000 245 302 131
TOTAL .... 3.279.555 3.420 3.011 4.847
FUELÓLEO Castellón ............. 1.085.296 342 468 1.111 Y OTROS Santurce ............. 542.663 279 331 527 PRODUCTOS Escombreras (2) . 578.000 1.173 975 942 PETROLÍFEROS Aceca ................. 314.000 318 490 340
Sabón ................. 460.270 610 415 667 Cristóbal Colón ... 160.000 221 261 45 S.Adrián .............. 350.000 0 0 0 Bonaire ............... 48.000 0 0 0
TOTAL PENINSULAR .... 3.538.229 2.943 2.940 3.632
Ceuta Diesel ........ 60.920 180 194 202 Melilla Diesel ...... 62.120 142 145 168 Alcudia Gas ........ 75.000 15 8 2 Formentera ......... 14.000 0 0 1 Ibiza ................... 257.500 684 717 746 Mahón ................ 169.500 259 281 353 Son Reus ............. 612.900 897 867 1.263 Barranco Tirajana 386.000 1.451 1.653 2.166 Candelaria ........... 288.200 1.008 932 1.057 El Palmar ............. 16.360 63 66 66 Granadilla ........... 562.200 1.821 2.083 2.165 Jinamar ............... 415.600 1.661 1.706 1.268 Las Salinas ........... 185.080 441 518 604 Los Guinchos ...... 80.240 215 237 244 Llanos Blancos .... 12.995 30 34 36 Punta Grande ...... 174.510 782 812 797 Guia de Isora ...... 48.600 0 0 42
TOTAL EXTRAPENINSULAR .... 3.421.725 9.649 10.253 11.180
TOTAL .... 6.959.954 12.592 13.193 14.812
Fuente: UNESA Y REE.
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– 165 –
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– 167 –
5Cuadro 5.5 PRODUCCIÓN DE GAS EN YACIMIENTOS
DE ESPAÑADatos en GWh.
Yacimiento 2003 2004 2005 2005/2004(%)
El Ruedo ................. 57 56 53 -6,3Las Barreras ............. 137 67 35 -47,1Marismas ................ 565 218 71 -67,5Poseidón ................ 1.966 3.497 1.553 -55,6El Romeral .............. 167 161 147 -8,8
TOTAL ............ 2.892 3.999 1.859 -53,5
Nota del editor: 1 GWh= 0,86 millones de termias (equivalente energético).Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos y elaboración propia.
Cuadro 5.4 ESTRUCTURA DEL CONSUMO DE GASNATURAL Y MANUFACTURADO ENESPAÑA. EVOLUCIÓN
Mercados 1985 1990 1995 2000 2003 2004 2005
1. Doméstico-comercial ............ 24 17,4 19,1 17,7 17,3 16,2 15,0Gas natural .......................... 8,6 12,2 18 17,4 17,1 16,1 14,8Gas manufacturado de GN... 6 4,2 0,8 0 0 0 0,01.1 Subtotal gas natural ..... 14,6 16,4 18,8 17,5 17,1 16,1 14,8Gas manufacturado de nafta.. 8,7 0,8 0,3 0 0 0 0,0Aire propanado ................. 0,7 0,1 0,1 0,3 0,2 0,2 0,21.2 Subtotal otros gases ..... 9,4 0,9 0,4 0,3 0,2 0,2 0,2
2. Industrial ................................ 52,2 71,2 73,4 73,9 66 61,3 53,83. Centrales térmicas ................. 23,2 3,6 0,9 5,3 14,5 20,7 29,64. Usos no energéticos ............. 0,6 7,8 6,6 3,1 2,2 1,8 1,65. Total gas natural .....................
(1.1 + 2 + 3 + 4) ..................... 90,6 99,1 99,6 99,7 99,8 99,8 99,8
TOTAL (1.2 + 5) ................... 100 100 100 100 100 100 100
Fuente: SEDIGAS y elaboración propia.
– 168 –
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– 176 –
Cuadro 5.14 PRECIO MEDIO DE VENTA DE GAS ENPAÍSES EUROPEOS (USOS INDUSTRIALES)
Consumo anual en metros cúbicos
c€/kWh 100.000 1 millón 10 millones 50 millones
BÉLGICA ........ 2,91 2,49 2,30 2,19FRANCIA ........ 2,65 2,77 2,45 2,39ALEMANIA .... 3,72 3,51 2,65 1,91ITALIA ............ 3,53 2,96 2,56 2,47HOLANDA ..... 3,89 2,60 2,05 1,86ESPAÑA ....... 2,24 2,12 2,09 2,05REINO UNIDO 2,86 2,63 2,35 2,21
Datos de octubre 2005.Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
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– 180 –
Cuadro 5.16 RESERVAS PROBADAS (*) DE GAS EN EL MUNDO. POR PAÍSES
Datos Cuota del Relaciónm3 × 1012 total (%) r/p (**)
Canadá .................................................. 1,60 0,9% 8,8Estados Unidos ..................................... 5,29 2,9% 9,8Total América del Norte .................. 7,32 4,1% 9,6
Bolivia ................................................... 0,89 0,5% (a)Venezuela ............................................. 4,22 2,4% (a)Total América del Sur y América Central 7,10 4,0% 55,0
Azerbaiyán ........................................... 1,37 0,8% (a)Holanda ................................................ 1,49 0,8% 21,7Kazajstán ............................................... 3,00 1,7% (a)Noruega ................................................ 2,39 1,3% 30,4Rusia (Federación) ................................ 48,00 26,7% 81,5Turkmenistán ......................................... 2,90 1,6% 53,1Ucrania .................................................. 1,11 0,6% 60,6Uzbekistán ............................................ 1,86 1,0% 33,3Total Europa y Euroasia ................... 64,02 35,7% 60,9
Arabia Saudí ......................................... 6,75 3,8% (a)Emiratos Árabes Unidos ....................... 6,06 3,4% (a)Irak ........................................................ 3,17 1,8% (a)Irán ........................................................ 27,50 15,3% (a)Kuwait ................................................... 1,57 0,9% (a)Omán .................................................... 1,00 0,6% 56,5Qatar ..................................................... 25,78 14,4% (a)Total Oriente Medio ........................ 72,83 40,6% (a)
Argelia .................................................. 4,55 2,5% 55,4Egipto ................................................... 1,85 1,0% 69,1Libia ...................................................... 1,49 0,8% (a)Nigeria .................................................. 5,00 2,8% (a)Otros países de África .......................... 1,18 0,7% (a)Total África ...................................... 14,06 7,8% 96,9
Australia ................................................ 2,46 1,4% 69,9China ..................................................... 2,23 1,2% 54,7India ...................................................... 0,92 0,5% 31,3Indonesia .............................................. 2,56 1,4% 34,9Malaisia ................................................. 2,46 1,4% 45,7Total Asia y Oceanía ....................... 14,21 7,9% 43,9
TOTAL Mundo.............................. 179,53 100,0% 66,7
Antigua Unión Soviética ................... 58,51 32,6% 78,9
OCDE .................................................. 15,02 8,4% 13,7
UE 25 .................................................. 2,75 1,5% 12,8
(*) Existe razonable certeza de poder ser extraídas de yacimientos ya conocidos,bajo las condiciones técnicas económicas existentes.
(**) Años=Reservas/Producción del último año.Se han excluido los países con un porcentaje de cuota del total < 0,5 %(a) Más de 100 años.1.000 m3 de GN _~ 1 tep.Fuente: B. P. Statistical Review of World Energy. Junio 2005.
– 181 –
5
Cuadro 5.17 RELACIÓN ENTRE RESERVAS Y PRODUCCIÓNANUAL DE GAS NATURAL EN EL MUNDO.EVOLUCIÓN
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Fuente: B. P. Statistical Review of World Energy. Junio 2005.
R/P en años
– 182 –
Cuadro 5.18 CENTRALES DE CICLO COMBINADO Y DEGAS NATURAL. ESPAÑA. POR TIPO DECENTRALES Y COMBUSTIBLE UTILIZADO.RÉGIMEN ORDINARIO
Pot. 31-12-2005 Producción (Mill.kWh)Tipo de central Centrales (en kW) 2003 2004 2005
FUELÓLEO- San Adrián .... 700.000 562 579 1.045 GAS NATURAL Santurce .... 394.555 183 202 493
Algeciras .... 753.000 820 715 1.115 Aceca .... 314.000 599 607 687
Foix .... 520.000 934 606 1.376 Besós .... 450.000 77 0 0
Cristóbal Colón .... 148.000 245 302 131
TOTAL .... 3.279.555 3.420 3.011 4.847
GAS NATURAL Besos 3 .... 366.850 1.619 2.001 2.305 CICLO COMBINADO Castellón .... 814.160 3.024 4.222 3.770
Castejón .... 778.680 2.495 4.183 3.696 Besos 4 (1) .... 400.000 1.949 2.871 1.934
San Roque 1 (1) .... 397.000 2.108 2.608 2.090 San Roque 2 .... 384.720 1.565 2.039 2.815
Baia de Bizcaia (2) .... 828.672 1.856 3.800 4.214 Tarragona Power (2) .... 423.690 0 1.169 2.364
Tarragona Endesa .... 411.350 374 2.151 2.778 Arcos de la Frontera .... 1.606.960 0 552 3.594
Santurce .... 402.640 0 334 2.017 Palos de la Frontera .... 1.172.100 0 294 4.895 Campo de Gibraltar .... 763.400 0 2.433 4.126
Arrubal (1) .... 760.000 0 316 3.936 Cristobal Colón 4 .... 392.000 0 0 0
Amorabieta (1) .... 773.000 0 0 2.736 Cartagena (1) .... 1.200.000 0 0 482
Aceca .... 720.660 0 0 303
TOTAL .... 12.595.882 14.990 28.973 48.055
GASIFIC.DE CARBÓNY CICLO COMBINADO Elcogas .... 320.000 1.672 1.744 1.517
TOTAL..... 320.000 1.672 1.744 1.517
(1) Régimen Ordinario no perteneciente a empresas de UNESA.(2) Iberdrola y otras empresas que no pertenecen a UNESA.Fuente: UNESA (Memoria 2005)
– 183 –
5
Cuadro 5.19 CENTRALES DE CICLO COMBINADOPREVISTAS EN ESPAÑA
Instalación Localidad
Iberdrola Generación, S.A.U. Arcos de la Frontera (Cádiz)Arcos de la Frontera II-1 (grupo 3)
Iberdrola Generación, S.A.U. Arcos de la Frontera (Cádiz)Arcos de la Frontera II-2 (grupo 3)
Castelnou Energía, S.L. - Castelnou 1 Castelnou (Teruel)
Castelnou Energía, S.L. - Castelnou 2 Castelnou (Teruel)
Gas Natural, S.D.G.,S.A. Vandellós i L’Hospitalet deLa plana de Vent I’infant (Tarragona)
Gas Natural, S.D.G.,S.A. Vandellós i L’Hospitalet deLa plana de Vent I’infant (Tarragona)
Unión Fenosa Generación, S.A. Sagunto (Valencia)Sagunto 1
Unión Fenosa Generación, S.A. Sagunto (Valencia)
Sagunto 2
Unión Fenosa Generación, S.A. Sagunto (Valencia)Sagunto 3
Unión Fenosa Generación, S.A. Arteixo (A Coruña)Sabón I-1
AES Energía Cartagena, S.R.L. Cartagena (Murcia)Escombreras 2
AES Energía Cartagena, S.R.L. Cartagena (Murcia)Escombreras 3
Gas Natural, S.D.G.,S.A. Cartagena (Murcia)Escombreras 3
Gas Natural, S.D.G.,S.A. Cartagena (Murcia)Escombreras 2
Iberdrola Generación, S.A.U. Cartagena (Murcia)Escombreras 1 (Grupo 6)
Iberdrola Generación, S.A.U. Cartagena (Murcia)Escombreras 1 (Grupo 6)
Fuente: BOE y elaboración propia.
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Cuadro 6.5 PRECIOS DEL CARBÓN EN MERCADOSINTERNACIONALES. EVOLUCIÓN
US $ / t Precio de Carbón de CIF de hulla CIF de referencia (*) EEUU puesto coquizable hulla
en central (Japón) energéticatérmica de (Japón)ese país
1987 . . . . . . . . 31,30 35,09 53,44 41,28
1988 . . . . . . . . 39,94 33,77 55,06 42,47
1989 . . . . . . . . 42,08 33,29 58,68 48,86
1990 . . . . . . . . 43,48 33,33 60,54 50,81
1991 . . . . . . . . 42,80 33,06 60,45 50,30
1992 . . . . . . . . 38,53 32,23 57,82 48,45
1993 . . . . . . . . 33,68 31,57 55,26 45,71
1994 . . . . . . . . 37,18 30,75 51,77 43,66
1995 . . . . . . . . 44,50 29,85 54,47 47,58
1996 . . . . . . . . 41,25 29,19 56,68 49,54
1997 . . . . . . . . 38,92 28,79 55,51 45,53
1998 . . . . . . . . 32,00 28,31 50,76 40,51
1999 . . . . . . . . 28,79 27,46 42,83 35,74
2000 . . . . . . . . 35,99 27,13 39,69 34,58
2001 . . . . . . . . 39,29 27,62 41,33 37,96
2002 . . . . . . . . 31,65 27,89 42,01 36,90
2003 . . . . . . . . 42,52 28,33 41,57 34,74
2004 . . . . . . . . 71,90 29,93 60,96 51,34
(*) Fuente de referencia: McCloskey Coal Information Service para Noroeste de Europa.Datos en $ USA por tonelada de carbón.CIF: Cost+insurance+freight (precios medios).Fuente: BP Statisfical Review of World Energy. Junio 2005.
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5.
– 196 –
Cuadro 6.8 CENTRALES TÉRMICAS DE CARBÓN.ESPAÑA. POR TIPO DE CENTRALES YCOMBUSTIBLE UTILIZADO. RÉGIMENORDINARIO
Pot. 31-12-2005 Producción (Mill.kWh)Tipo de central Centrales (en kW) 2003 2004 2005
HULLA Y Compostilla .... 1.340.600 7.164 8.089 8.411ANTRACITA Aboño .... 921.730 6.927 7.011 7.219 NACIONAL Soto de Ribera .... 682.660 4.145 3.932 4.595
La Robla .... 654.900 4.620 4.415 4.637 Narcea .... 586.000 3.683 3.534 3.335
Lada .... 514.620 2.315 2.636 2.949 Guardo .... 515.600 2.513 3.550 2.981 Anllares .... 365.200 2.449 2.706 2.619
Puente Nuevo .... 323.500 1.864 1.947 2.426 Puertollano ENECO .... 220.900 1.028 1.104 1.338
TOTAL .... 6.125.710 36.708 38.924 40.510
LIGNITO PARDO Puentes .... 1.468.500 10.557 11.122 9.628NACIONAL Meirama .... 563.200 3.585 4.341 3.661
TOTAL .... 2.031.700 14.142 15.463 13.289
HULLA Teruel .... 1.101.400 6.772 7.197 7.736 SUBBITUMINOSA Escucha .... 160.000 655 671 1.035 NACIONAL Serchs .... 160.000 578 896 991
Escatrón .... 80.000 217 124 38
TOTAL .... 1.501.400 8.222 8.888 9.800
CARBON Litoral de Almería .... 1.158.900 8.398 7.786 8.441 IMPORTADO Los Barrios .... 567.500 3.549 3.985 3.989
Alcudia II .... 510.000 3.547 3.738 3.532 Pasajes .... 223.090 1.230 1.310 1.510
TOTAL .... 2.459.490 16.724 16.819 17.472
GASIFICACIÓN DE Elcogas ..... 320.000 1672 1744 1517CARBÓN Y CICLO COMBINADO
TOTAL..... 320.000 1672 1744 1517
Fuente: UNESA Y REE. (Memoria UNESA 2005)
ENERGÍASRENOVABLES
7
– 199 –
Cuadro 7.1 PRODUCCIÓN CON ENERGÍAS RENOVABLES ENESPAÑA. EVOLUCIÓN
Datos en ktep 1990 2000 2001 2002 2003 2004
Minihidráulica (≤10 MW) 184 384 423 351 381 407Hidráulica (>10 MW) (**) 2.019 2.150 3.105 1.626 3.026 2.301Eólica 1 416 581 842 1.082 1.295Biomasa* 3.753 3.630 3.678 3.893 3.976 4.167Biogás – 125 134 168 273 295Biocarburantes – 51 51 121 131 228R.S.U. – 279 279 279 279 395Solar Térmica 22 31 36 40 45 51Solar Fotovoltaica 0 2 2 3 3 5Solar Termoeléctrica 0 0 0 0 0 0Geotermia 3 8 8 8 8 8
TOTAL 5.983 7.076 8.297 7.331 9.204 9.152
* En 1990, Biomasa incluye R.S.U., biogás y biocarburantes.(**) Incluye producción en bombeo puroDatos 2003 provisionales (Informe IDAE 2005).Datos 2004 (PER 2005-2010)Fuente: IDAE y elaboración propia
Cuadro 7.2 PRODUCCIÓN TÉRMICA CON ENERGÍASRENOVABLES EN ESPAÑA. EVOLUCIÓN
Datos en ktep 1990 2000 2001 2002 2004
Biomasa (*) .......... 3.584 3.340 3.352 3.414 3.487Biogás (*) ............ – 25 25 31 28
Biocarburantes .... – 51 51 121 228
Solar térmica ........ 22 31 36 40 51
Geotérmica .......... 3 8 8 8 8
TOTAL .......... 3.608 3.455 3.472 3.614 3.802
(*) Incluye la producción de calor de cogeneración.Datos 2002 provisionales (Informe IDAE 2005).Datos 2004 (PER 2005-2010)Fuente: IDAE y elaboración propia
– 200 –
Cuadro 7.3 POTENCIA ELÉCTRICA INSTALADA CONENERGÍAS RENOVABLES EN ESPAÑA.EVOLUCIÓN
Datos en MW
1990 (*) 2000 2001 2002 2004
Hidráulica (>10 MW) ..... 16.553,0 16.378,9 16.399,3 16.399,3 16.418 Hidráulica (≤10 MW) ..... 611,8 1.590,8 1.632,4 1.668,9 1.749 Eólica ............................. 6,6 2.291,6 3.276,6 4.798,0 8.155 Biomasa (**) .................. 106,0 150,3 167,0 281,7 344 Biogas ............................ – 50,1 55,3 71,9 141 Residuos Sólidos Urbanos 27,2 94,1 94,1 94,1 189 Solar fotovoltaica .......... 3,2 11,8 15,6 20,5 37 Solar termoeléctrica ...... 0,0 0,0 0,0 0,0 0 TOTAL ........................... 17.307,8 20.567,7 21.640,2 23.334,4 27.032
(*) Datos de energía hidroeléctrica relativos a centrales > y ≤ 5 MW.(**) En 1990, Biomasa incluye biogas.Datos 2002 provisionales (Informe IDAE 2005)Datos 2004 (PER 2005-2010)Fuente: IDAE y elaboración propia
Cuadro 7.4 PRODUCCIÓN ELÉCTRICA CON ENERGÍASRENOVABLES EN ESPAÑA. EVOLUCIÓN
Datos en GW
1990 (*) 2000 2001 2002 2004
Hidráulica (>10 MW)(***) 23.481,4 27.338,8 38.950,0 22.255,4 28.770Hidráulica (≤10 MW)...... 2.139,5 4.467,2 4.914,0 4.075,6 4.729 Eólica ............................. 13,2 4.834,1 6.758,5 9.792,5 15.056 Biomasa (**) .................. 615,9 841,0 969,1 1.805,7 2.193 Biogás ............................ – 307,3 344,6 466,0 825 Residuos Sólidos Urbanos 139,2 667,0 667,0 667,0 1.223 Solar fotovoltaica .......... 5,7 17,7 23,4 30,8 57 Solar termoeléctrica ....... 0,0 0,0 0,0 0,0 0 TOTAL ........................ 26.394,9 38.473,2 52.626,6 39.093,0 52.852
(*) Datos de energía hidroeléctrica relativos a centrales > y <5 MW.(**) En 1990, Biomasa incluye biogas(***) Incluye producción con bombeo puroDatos 2002 provisionales (Informe IDAE 2005)Datos 2004 (PER 2005-2010)Fuente: IDAE y elaboración propia
– 201 –
7
Cuadro 7.5 SITUACIÓN DE LOS EMBALSES HIDROELÉCTRICOS EN ESPAÑA
2003 2004 2005
Capacidad GWh %llenado GWh %llenado GWh %llenadoGWh
Régimen anual 8.356 5.233 62,6 3.503 41,9 3.620 43,3
Régimen
hiperanual 9.544 5.236 54,9 3.864 40,5 3.768 39,5
Conjunto 17.900 10.469 58,5 7.367 41,2 7.388 41,3
Datos a 31 de DiciembreFuente: REE Avance del Informe 2005 y elaboración propia (año 2003)
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Cuadro 7.16 PRODUCCIÓN DE BIODIESEL Y BIOETANOLEN LA UNIÓN EUROPEA, A 31/12/2003
Fuente: EurObserv´ER
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Cuadro 8.1 COMPARACIÓN DE RESIDUOS PRODUCIDOSEN LA UNIÓN EUROPEA
Una central nuclear con una potencia eléctrica neta de 1.300 MW, gene-ra anualmente un total aproximado de 582 m3 de residuos radiactivos,procedentes de la operación (que son acondicionados, tratados y embi-donados para su almacenamiento definitivo) y de residuos vitrificados(procedentes del tratamiento del combustible utilizado). Aproximada-mente, sólo un 1% de este volumen es residuo radiactivo generador deconsiderable cantidad de calor.
A las anteriores cantidades, hay que añadir los residuos del desmantela-miento de las centrales y otras instalaciones nucleares, así como los delos campos de la medicina y la investigación, y de determinadas indus-trias.
Estas cantidades son pequeñas en comparación con las de los residuospeligrosos no radiactivos. Para la UE-15 (370 millones de habitantes),estas son las cantidades producidas anualmente:
Residuos radiactivos: 50.000 m3 o 0,00013 m3 / habitante
De los cuales, son de alta actividad: 500 m3 o 1,3 cm3 / habitante (infe-rior al volumen de un dedal)
Residuos convencionales: 2.700.000.000 m3 o 7,3 m3 / habitante
De los cuales, son residuos peligrosos 46.000.000 m3 o 0,12 m3 / habi-tante
Emisión de calor inapreciable Emisión de calor baja Emisión de calor grande(Residuos de baja actividad) (Residuos de media actividad) (Residuos de alta
531 m3 47 m3 actividad)4,8 m3
Fuente: EU DG TREN (DISTEC 2000)
Residuosconvencionales
Residuos peligrosos noradiactivos
Residuos radiactivos (de los cualesun 1% son de alta actividad)
Fuente: Kerneenergie Basiswisse, Enero 2002
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Cuadro 8.4 GENERACIÓN DE RESIDUOS RADIACTIVOSEN UNA CENTRAL NUCLEAR DE AGUA APRESIÓN (PWR)
1. Residuos sólidos anuales
Actividad Materiales m3/GW.año
Alta Vidrio* 1 - 3Vainas* 10Otros 1 - 2
Media y baja Lodos del tratamientode líquidos 10 - 5Resinas y productosde corrosión 500Otros 25 - 50
Muy baja Residuos minerales 100.000
* Procedentes del reproceso
2. Residuos gaseosos de larga vida, por año
ActividadNucleidos Período producida
(curios/GW año)
Criptón-85 10,8 años 400.000Criptón estable - 15 kgXenón estable - 120 kgYodo-129 1,7 x 107 años 1,5(Yodo-131) 8 días (después de
8 meses 0,01)Yodo-127 Estable 1,1 kgTritio 12,3 años 15.000
3. Vertidos líquidos de larga vida, por año
Cantidad: 20.000 - 50.000 metros cúbicos, que contienen:Emisores beta y gamma 20-100 curiosTritio 50-150 curios
Residuos generados para un funcionamiento de 365 días al año, unaextracción anual de la tercera parte del núcleo, formado por 100 tonela-das de uranio enriquecido, una producción de 30 MW por tonelada seobtiene un grado de quemado de 33.000 MW día/tonelada, lo que esnormal en los reactores de agua a presión utilizados comercialmente parala producción de electricidad.En estas cifras se incluye el ciclo del combustible nuclear, pero no el des-mantelamiento del reactor.Fuente: EDF y Foro Nuclear.
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Cuadro 8.6 COMBUSTIBLE GASTADO ALMACENADOEN LAS PISCINAS DE LAS CENTRALESNUCLEARES ESPAÑOLAS
Combustible Grado de AñoCentral gastado ocupación de previsto Nuclear almacenado las piscinas de
(t U) (%) saturación
José Cabrera 78 56,20 2015Sta. María de Garoña 311 67,00 2019Almaraz I 465 55,88 2021Almaraz II 432 51,88 2022Ascó I 417 71,52 2013Ascó II 408 69,90 2015Cofrentes 508 70,71 2014Vandellós II 360 54,28 2020
En la Central Nuclear de Trillo hay almacenadas 346 toneladas, de las cuales 98,5 tone-ladas se encuentran en los 10 contenedores ubicados en la instalación de almace-namiento en seco.
Fuente: Elaboración propia. Datos a 31 de diciembre de 2005.
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– 246 –
Cuadro 8.16 VALORES MEDIOS DE TASA DE DOSISGAMMA EN ESTACIONES DE VIGILANCIARADIOLÓGICA. AÑO 2005
Estación Tasa de dosis (µSv/h)
1. Agoncillo (Rioja) 0,102. Almázcara (León) 0,213. Andújar (Jaén) 0,134. Autilla del Pino (Palencia) 0,145. Avilés (Asturias) 0,126. Herrera del Duque (Badajoz) 0,207. Huelva 0,128. Jaca (Huesca) 0,179. Lugo 0,15
10. Madrid 0,2011. Motril (Granada) 0,0912. Murcia 0,1313. Palma de Mallorca 0,1614. Penhas Douradas (Portugal) 0,2615. Pontevedra 0,1516. Quintanar de la Orden (Toledo) 0,1717. Saelices el Chico (Salamanca) 0,1718. San Sebastián (Guipúzcoa) 0,1119. Santander 0,1320. Sevilla 0,1421. Soria 0,1922. Talavera la Real (Badajoz) 0,1023. Tarifa (Cádiz) 0,1524. Tenerife 0,0925. Teruel 0,1326. Cofrentes (Red Valenciana) 0,1627 Pedrones (Red Valenciana) 0,1628. Jalance (Red Valenciana) 0,1629. Cortes de Pallás (Red Valenciana) 0,1630. Almadraba (Red Catalana) 0,1131. Ascó (Red Catalana) 0,1232. Bilbao (Red Vasca) 0,0833. Vitoria (Red Vasca) 0,08
Fuente: CSN.
Cuadro 8.17RED DE ESTACIONES DE MUESTREO DELCSN DE AGUAS CONTINENTALES YCOSTERAS EN ESPAÑA
Cuadro 8.18RED ESPAÑOLA DE VIGILANCIARADIOLÓGICA AMBIENTAL (REVIRA). RED DE ESTACIONES AUTOMÁTICAS (REA)
Fuente: CSN
Fuente: CSN
Estaciones del CSN
Cataluña
Redes de las comunidades autónomas
C. Valenciana
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PROTOCOLODE KIOTO
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– 251 –
Cuadro 9.1 EL PROTOCOLO DE KIOTO
EL objetivo del Protocolo de Kioto es reducir en un 5,2% las emisionesde gases de efecto invernadero en el mundo, con relación a los nivelesde 1990, durante el periodo 2008-2012. Es el principal instrumento inter-nacional para hacer frente al cambio climático. Con ese fin, el Protocolocontiene objetivos para que los países industrializados reduzcan lasemisiones de los seis gases de efecto invernadero originados por las acti-vidades humanas: dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), óxidonitroso (N2O), hidrofluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos (PFC) yhexafluoruro de azufre (SF6).
Este Protocolo fue firmado en Diciembre de 1997 dentro de la Conven-ción Marco sobre Cambio Climático de la ONU (UNFCCC). Para que elacuerdo haya entrado en vigor, ha sido necesario que 55 naciones querepresentan el 55% del total mundial de las emisiones de gases de efectoinvernadero lo hayan ratificado. En la actualidad 129 países lo han ratifi-cado, lo que supone más del 61% de las emisiones, según datos de laUNFCCC. Rusia ha sido el último país importante en ratificarlo, enseptiembre de 2004.
Comercio de Emisiones
El Protocolo permite el comercio de emisiones. Es decir, la posibilidadde establecer compra-venta de derechos de emisiones de gases deefecto invernadero, entre países que tengan objetivos establecidosdentro del Protocolo de Kioto, que son los países industrializados opertenecientes al Anexo B del Protocolo. De esta forma, los que reduzcansus emisiones en mayor medida que lo comprometido podrán venderlos certificados de emisión sobrantes a los países que no hayan podidoalcanzar su compromiso de reducción. En definitiva, es un instrumentoque permite redistribuir las emisiones entre países, sin que ello signifiqueuna reducción del total.
El comercio de derechos de emisiones entrará en pleno funcionamientoa nivel internacional en 2008. En 2003 entró en vigor una Directiva de laUE que supone el comienzo del sistema europeo de comercio deemisiones de gases de efecto invernadero. En esta directiva se establecela necesidad de asignar la cantidad de emisiones a distribuir entre losprincipales sectores responsables de las emisiones, mediante Planes deAsignación. De esta forma, se ha establecido la cantidad de emisionesaceptables para cada uno de los siguientes sectores: generación eléc-trica a partir de combustibles fósiles; refinerías; coquerías; y en general,instalaciones de combustión de más de 20 MW; los sectores delcemento, la cerámica y el vidrio; la siderurgia; y los sectores del papel yel cartón.
Para cumplir con el Protocolo se dispone además de otros mecanismoscomplementarios: el Mecanismo para un Desarrollo Limpio y la Aplica-ción Conjunta.
El Mecanismo para un Desarrollo Limpio ofrece a los gobiernos yempresas de los países industrializados, la posibilidad de transferir
tecnologías limpias a países en desarrollo, mediante inversiones enproyectos de reducción de emisiones o sumideros, recibiendo encompensación derechos de emisión que servirán como suplemento asus emisiones permitidas. Este mecanismo puede contribuir a reduciremisiones futuras en los países en desarrollo y potenciar la capacidad detransferencia de tecnologías limpias.
En cuanto a la Aplicación Conjunta, es un programa que permite a lospaíses industrializados cumplir parte de sus obligaciones de recortar lasemisiones de gases de efecto invernadero financiando proyectos quereduzcan las emisiones en otros países industrializados. El país inversorobtiene derechos de emisión más económicos que a nivel nacional, y elpaís receptor de la inversión recibe la inversión y la tecnología. En la prác-tica, ello significará probablemente la construcción de instalaciones enlos países de Europa oriental y de la antigua Unión Soviética –las «econo-mías en transición»– financiadas por países de Europa occidental yAmérica del Norte. Este mecanismo es similar al de desarrollo limpio, conla diferencia de que los proyectos se realizan entre los países conside-rados industrializados dentro del Protocolo de Kioto.
– 252 –
ANEXO A DEL PROTOCOLO DE KIOTO
Gases de efecto invernadero
Dióxido de carbono CO2.
Metano CH4.
Óxido nitroso NO2.
Hidrofluorocarbonos HFC.
Perfluorocarbonos PFC.
Hexafluoruro de azufre SF6.
Sectores/categorías de fuentes
Energía
Quema de combustible
Industrias de energía.
Industria manufacturera y construcción.
Transporte.
Otros sectores.
Otros.
Emisiones fugitivas de combustibles
Combustibles sólidos.
Petróleo y gas natural.
Otros.
Procesos industriales
Productos minerales.
Industria química.
Producción de metales.
Otra producción.
Producción de halocarbonos y hexafluoruro de azufre.
Consumo de halocarbonos y hexafluoruro de azufre.
Otros.
Utilización de disolventes y otros productos
Agricultura
Fermentación entérica.
Aprovechamiento del estiércol.
Cultivo del arroz.
Suelos agrícolas.
Quema prescrita de sabanas.
Quema en el campo de residuos agrícolas.
Otros.
Desechos
Eliminación de desechos sólidos en la tierra.
Tratamiento de las aguas residuales.
Incineración de desechos.
Otros.
– 253 –
9
ANEXO B DEL PROTOCOLO DE KIOTO
Compromiso cuantificado delimitación o reducción de las emisiones (% del nivel
Parte del año o período de base)
Alemania ................................................................. 92 Australia .................................................................. 108 Austria ..................................................................... 92 Bélgica .................................................................... 92 Bulgaria* .................................................................. 92 Canadá .................................................................... 94 Comunidad Europea .............................................. 92 Croacia* .................................................................. 95 Dinamarca ............................................................... 92 Eslovaquia*.............................................................. 92 Eslovenia* ............................................................... 92 España .................................................................... 92 Estados Unidos de América.................................... 93 Estonia* .................................................................. 92 Federación de Rusia* .............................................. 100 Finlandia .................................................................. 92 Francia ..................................................................... 92 Grecia ..................................................................... 92 Hungría*................................................................... 94 Irlanda ..................................................................... 92 Islandia .................................................................... 110 Italia ........................................................................ 92 Japón ...................................................................... 94 Letonia* .................................................................. 92 Liechtenstein ........................................................... 92 Lituania* .................................................................. 92 Luxemburgo ............................................................ 92 Mónaco .................................................................. 92 Noruega .................................................................. 101 Nueva Zelandia ....................................................... 100 Países Bajos ............................................................. 92 Polonia* .................................................................. 94 Portugal ................................................................... 92 Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte .. 92 República Checa* ................................................... 92 Rumania* ................................................................. 92 Suecia ..................................................................... 92 Suiza ....................................................................... 92 Ucrania* .................................................................. 100
* Países que están en proceso de transición a una economía de mercado.
– 254 –
– 255 –
9
Cuadro 9.2 CUMPLIMIENTO DE LOS COMPROMISOS DELPROTOCOLO DE KIOTO EN PAÍSESDE LA UE-15
Objetivo Año2008-2012 (*) 2003 (**)
(%) (%)
Alemania .............................................. –21,00 –18Luxemburgo......................................... –28,00 –16Reino Unido ......................................... –12,50 –13Suecia .................................................. 4,00 –2Francia .................................................. 0,00 –2Dinamarca ............................................ –21,00 7Holanda ............................................... –6,00 1Bélgica.................................................. –7,50 1Finlandia............................................... 0,00 22Austria .................................................. –13,00 17Italia...................................................... –6,50 11Grecia................................................... 25,00 26Irlanda .................................................. 13,00 26España.................................................. 15,00 42Portugal ................................................ 27,00 37
UE-15 ................................................... –8,00
(*) Objetivo de emisiones a alcanzar como promedio en el perÍodo 2008-2012respecto a los niveles del año 1990. Estas cifras resultaron de una redistribucióninterna en seno de la UE, del objetivo general del –8 % que figuraba en el Protocoloal firmarse.(**) Desviación en el año 2003 respecto a las emisiones del año 1990.Fuente: Elaboración propia, con datos de UNFCCC (Emisiones con exclusión delsector uso y cambio de uso de la tierra, y silvicultura).
– 256 –
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UNIDADES
– 275 –
Cuadro 10.1 METODOLOGÍA Y UNIDADES UTILIZADASPOR LA DGPEM
La AIE expresa sus balances de energía en una unidad común que es latonelada equivalente de petróleo (tep). Una tep se define como 107 kcal.La conversión de unidades habituales a tep se hace en base a los pode-res caloríficos inferiores de cada uno de los combustibles considerados.
Carbón: Comprende los distintos tipos de carbón, (hulla, antracita, lig-nito negro y lignito pardo), así como productos derivados (aglomerados,coque, etc). En el consumo final de carbón se incluye el consumo finalde gas de horno alto y de gas de coquería. El consumo primario de car-bón recoge, además del consumo final, los consumos en el sector trans-formador (generación eléctrica, coquerías, resto de sectores energéti-cos) y las pérdidas. El paso a tep se hace utilizando los poderes calorí-ficos inferiores reales, según la tabla adjunta.
Petróleo: Comprende:
– Petróleo crudo, productos intermedios y condensados de gas natural.
– Productos petrolíferos incluidos los gases licuados del petróleo (GLP)y gas de refinería.
El consumo final, en el sector transporte, comprende todo el suministroa aviación, incluyendo a compañías extranjeras. En cambio los combus-tibles de barcos (bunkers) tanto nacionales como extranjeros, para trans-porte internacional, se asimilan a una exportación, no incluyéndose en elconsumo nacional.
Gas: En consumo final incluye el gas natural y gas manufacturado proce-dente de cualquier fuente. En consumo primario incluye únicamente gasnatural, consumido directamente o manufacturado.
Energía hidráulica: Recoge la producción bruta de energía hidroélec-trica primaria, es decir, sin contabilizar la energía eléctrica procedentede las centrales de bombeo. En la metodología empleada, su conver-sión a tep se hace en base a la energía contenida en la electricidad gene-rada, es decir, 1 MWh = 0,086 tep.
Energía nuclear: Recoge la producción bruta de energía eléctrica de ori-gen nuclear. Su conversión a tep se hace considerando un rendimientomedio de una central nuclear (33%), por lo que 1 MWh = 0,2606 tep.
Electricidad: Su transformación a tep, tanto en el caso de consumo finaldirecto como en el saldo de comercio exterior se hace con la equiva-lencia 1 MWh = 0,086 tep. El consumo de energía primaria se calculasuponiendo que las centrales eléctricas mantienen el rendimiento mediodel año anterior. Salvo en el caso de electricidad o de grandes consu-midores (generación eléctrica, siderurgia, cemento, etc.) en que se con-tabilizan los consumos reales, en el resto se consideran como tales lasventas o entregas de las distintas energías, que pueden no coincidir conlos consumos debido a las posibles variaciones de existencias, que enperíodos cortos de tiempo pueden tener relevancia.
10
COEFICIENTES DE PASO A TONELADAS EQUIVALENTESDE PETRÓLEO (tep)
Valores estimados (tep/t)
Carbón:Generación eléctrica:
– Hulla + Antracita .......................................................... 0,4970– Lignito negro ................................................................ 0,3188– Lignito pardo................................................................ 0,1762– Hulla importada ........................................................... 0,5810
Coquerías:– Hulla ............................................................................. 0,6915
Resto usos:– Hulla ............................................................................. 0,6095– Coque metalúrgico ..................................................... 0,7050
Coeficientes recomendados por la AIE (tep/t)
Productos petrolíferos:– Petróleo crudo ............................................................. 1,019– Condensados de gas natural........................................ 1,080– Gas de refinería ............................................................ 1,150– Fuel de refinería............................................................ 0,960– G.L.P. ............................................................................ 1,130– Gasolinas ...................................................................... 1,070– Keroseno aviación ........................................................ 1,065– Keroseno agrícola y corriente ...................................... 1,045– Gasóleos....................................................................... 1,035– Fuel-oil.......................................................................... 0,960– Naftas ........................................................................... 1,075– Coque de petróleo ...................................................... 0,740– Otros productos .......................................................... 0,960
Gas natural (tep/Gcal P.C.S.) .......................................... 0,090
Electricidad (tep/MWh) ................................................... 0,086
Hidráulica (tep/MWh) ....................................................... 0,086
Nuclear (tep/MWh) ........................................................... 0,2606
Fuente: DGPEM.
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Cuadro 10.4 SISTEMA INTERNACIONALDE UNIDADES Y UNIDADES DERIVADAS
Unidades fundamentales
Unidad Unidad Magnitud Símbolo(español) (internacional)
amperio ampere intensidad de corriente Acandela candela intensidad luminosa cdkelvin kelvin temperatura termodinámica Kkilogramo kilogram masa kgmetro metre longitud mmol mole cantidad de materia molsegundo second tiempo s
Unidades suplementarias
Unidad Unidad Magnitud Símbolo(español) (internacional)
estereorradián steradian ángulo sólido srradián radian ángulo plano rad
Unidades derivadas
Unidad Unidad Magnitud Símbolo(español) (internacional)
culombio coulomb cantidad de electricidad Cfaradio farad capacidad Fhenrio henry inductancia Hhercio hertz frecuencia Hzjulio joule energía Jlumen lumen flujo luminoso lmlux lux iluminancia lxneutonio newton fuerza Nohmio ohm resistencia Ωpascal pascal presión Pasiemensio siemens conductancia Stesla tesla inducción magnética Tvatio watt potencia Wvoltio volt tensión eléctrica Vweberio weber flujo de inducción magnética Wb
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Cuadro 10.5 MÚLTIPLOS Y SUBMÚLTIPLOS DE UNIDADES
Múltiplos
Orden de Denominación Denominación Prefijo Símbolomagnitud española anglosajona
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1015 mil billones quadrillion2 peta- P
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1062 millón million mega- M
1032 millar thousand kilo- k
1022 centena hundred hecto- z
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Submúltiplos
Orden de Denominación Denominación Prefijo Símbolomagnitud española anglosajona
10–1 décima tenth deci- d10–2 centésima hundredth centi- c10–3 milésima thousandth mili- m
10–6 millonésima millionth2 micro- µ
10–9 milmillonésima billionth nano- n
10–122 billonésima trillionth pico- p
10–152 mil billonésima quadrillionth femto- f
10–182 trillonésima quintillionth atto- a
10–212 zepto- z
10–242 yocto- y
Fuente: Elaboración propia.
Cuadro 10.6 UNIDADES DE TEMPERATURA
Equivalencia entre las unidades1 K = 1ºC = 9/5ºF
Equivalencia entre las temperaturasTK = 273,15 + TC = 255,37 + 5/9TF
TC = - 273,15 + TK = 5/9 (TF –32)TF = 32 + 9/5TC = - 459,67 + 9/5TK
Fuente: Elaboración propia.
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SOCIOS DEL FORO NUCLEAR
• AREVA NP ESPAÑA• ASOCIACIÓN NUCLEAR ASCÓ - VANDELLÓS II, A.I.E.• CENTRALES NUCLEARES ALMARAZ - TRILLO, A.I.E.• CENTRAL NUCLEAR DE COFRENTES• CENTRAL NUCLEAR JOSÉ CABRERA• COAPSA - CONTROL, S.L.• DOMINGUIS, S.L.• EMPRESARIOS AGRUPADOS, A.I.E.• ENDESA• ENUSA INDUSTRIAS AVANZADAS, S.A.• ENVIROS - SPAIN, S.L.• EQUIPOS NUCLEARES, S.A.• GENERAL ELECTRIC INTERNATIONAL, INC.• GHESA, INGENIERÍA Y TECNOLOGÍA, S.A.• HIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO, S.A.• IBERDROLA GENERACIÓN, S.A.• INITEC• LAINSA - LOGÍSTICA Y ACONDICIONAMIENTOS INDUSTRIA-
LES, S.A.• LAINSA - SERVICIO CONTRA INCENDIOS, S.A.• NUCLENOR, S.A.• PROINSA• SIEMSA ESTE, S.A.• TAMOIN POWER SERVICES - TPS• TECNATOM, S.A.• UNESA• UNIÓN FENOSA GENERACIÓN• WESTINGHOUSE TECHNOLOGY SERVICES, S.A.
SOCIOS ADHERIDOS
• AEC - Asociación Española para la Calidad• AMAC• CÁMARA OFICIAL DE COMERCIO, INDUSTRIA
Y NAVEGACIÓN DE BARCELONA• CLUB ESPAÑOL DEL MEDIO AMBIENTE• ETS INGENIEROS DE CAMINOS DE MADRID• ETS INGENIEROS DE MINAS DE MADRID• ETS INGENIEROS INDUSTRIALES DE BARCELONA• ETS INGENIEROS INDUSTRIALES DE BILBAO• ETS INGENIEROS INDUSTRIALES DE MADRID• ETS INGENIEROS INDUSTRIALES DE VALENCIA• ETS INGENIEROS NAVALES DE MADRID• INSTITUTO DE LA INGENIERÍA DE ESPAÑA• SERCOBE
Para solicitar información contactar con:
FORO DE LA INDUSTRIA NUCLEAR ESPAÑOLA
c/ Boix y Morer, 6-3º.28003 MADRID
Teléf. 91 553 63 03 - Fax 91 535 08 82
e-mail: [email protected]://www.foronuclear.org
Para facilitar su utilización, existe una versión electrónica de las tablas y gráficos
de esta nueva edición en nuestra página web:
www.foronuclear.org