«¿Es posible cerrar simultáneamente las centrales de carbón y las nucleares antes del final de 2025?». Así hemos querido titular nuestro último informe, que publicamos hace unas semanas en la página del Observatorio Crítico de la Energía. En él analizamos la viabilidad de una transición que apueste decididamente por la eficiencia y el desarrollo de las renovables como sustitutas de fuentes de generación contaminantes. Esta vía recibe a menudo diversas críticas relacionadas con la incapacidad de la energía eólica y fotovoltaica de garantizar la generación en todo momento, debido a su dependencia de la meteorología. Así, a veces se plantea el dilema de forma condicionada, obligándonos a elegir entre emisiones de CO2 o residuos radiactivos, y sustrayendo del debate la posibilidad de eliminar ambos.
El modelo
Con el objetivo de analizar esta cuestión con rigor, en el informe se describe la herramienta que hemos desarrollado para analizar diferentes “sendas de transición”. Por senda de transición nos referimos a una descripción de la evolución temporal de la potencia instalada y retirada de cada tecnología para cada año entre 2017 y 2030, así como una hipótesis sobre el crecimiento de la demanda eléctrica anual. Esta herramienta consiste en un modelo de despacho para determinar el mix de generación eléctrica para cada hora de cada uno de los 14 años del periodo considerado, dando prioridad a la generación renovable frente a las centrales emisoras de gases de efecto invernadero, y gestionando la hidráulica y el bombeo para maximizar la penetración renovable.
El objetivo último es comprobar que la generación disponible (condicionada por la meteorología, pero también por otros factores, como el límite mínimo de llenado que se permite para los embalses de centrales hidroeléctricas) excede en todo momento la demanda horaria.
También se monitorizan otros criterios, tales como las emisiones de CO2, la generación renovable que se desperdicia al no poder ser almacenada, el pico de generación máximo de ciclo combinado utilizado o el número de horas en las que la generación disponible es solo un 20% superior a la demanda (denominadas “horas críticas”).
Un aspecto fundamental en el modelado de sistema eléctrico es el uso de series temporales para reproducir, hora a hora, el comportamiento futuro de varios elementos del sistema, tales como la generación eólica y fotovoltaica, la nuclear (que varía de acuerdo con el calendario de recargas o debido a paradas no programadas), la demanda horaria, etc.
La mayoría de los trabajos previos que se referencian en nuestro informe emplean datos históricos de un año (o, como mucho, unos pocos), de manera que los resultados pueden estar condicionados por los fenómenos meteorológicos propios de ese año.
Para superar esta limitación, hemos combinado series temporales de varios años históricos (eligiendo mayor cantidad para las variables más fluctuantes como, por ejemplo, la generación eólica) para obtener un total de 900 combinaciones de “años posibles”.
Esto significa que cada año del periodo 2017–2030 se resuelve ante 900 situaciones diferentes, entre las que se incluyen algunas particularmente exigentes (donde coinciden un escaso recurso eólico y solar combinado con una sequía que disminuye la posible generación hidroeléctrica). Mediante esta aproximación no solo se obtienen resultados más robustos sino que además se puede cuantificar el rango dentro del cual pueden variar los resultados.
Las sendas de transición
En el informe se analizan tres sendas de transición: una principal y dos que representan variaciones sobre la primera. En este artículo nos limitaremos a presentar resultados de la primera senda. La senda considera un calendario realista pero ambicioso de instalación de energías renovables. En concreto, se asume que la potencia instalada es de cuatro gigavatios al año (4 GW/año) para la fotovoltaica, y de 2 GW/año para la eólica, alcanzando potencias acumuladas en 2030 de 56 GW y de 48,8 GW respectivamente.
Estas tasas de instalación anual no están muy alejadas de lo que ha sucedido en países de nuestro entorno en años en los que el coste de estas tecnologías aún no había descendido a los niveles actuales. Por ejemplo, la instalación de potencia fotovoltaica en Alemania superó los 7 GW/año en 2010, 2011 y 2012. Finalmente, se considera la instalación de 0,5 GW/año de biomasa durante los tres primeros años, alcanzando 2,2 GW acumulados en 2020, mientras que la potencia hidráulica y de bombeo permanecen constantes en todo el periodo.
Con respecto a la potencia instalada de nucleares y carbón, se asume que las centrales nucleares cerrarán a medida que caduquen los permisos de explotación actualmente vigentes, produciéndose el cierre de la última en 2024. Esta decisión se toma porque, si se concediesen nuevos permisos de explotación de 10 años, todas las centrales superarían los 40 años de vida útil. La extensión de vida útil, los costes asociados y la voluntad por parte de los propietarios de hacer uso de esta vida extendida son asuntos que no están nada claros en la actualidad.
Por su parte, para las centrales de carbón se supone un cierre en dos fases: aquellas que manifestaron acogerse a la Excepción por Vida Útil Limitada (aproximadamente la mitad), se retiran en 2023, mientras que el resto lo hace a lo largo de 2025.
Para la evolución de la demanda eléctrica, se asume un porcentaje de incremento anual del 0,5%
La idea subyacente es que, debido a la implementación de medidas de eficiencia y ahorro, la demanda del sector eléctrico permanecería constante, de modo que el incremento del 0,5% anual se debería a la electrificación de otros sectores como el transporte o la climatización doméstica.
Por ejemplo, solo para el transporte, el exceso de electricidad que se obtiene mediante el incremento de 0,5%/año permitiría alimentar el consumo de aproximadamente 5,5 millones de vehículos eléctricos en 2030, una cuarta parte de la flota actual.
Merece la pena destacar que, en los escenarios denominados EUCO30 y diseñados por la Comisión Europea para garantizar el cumplimiento de los compromisos de emisiones, energías renovables y eficiencia bajo criterios de costo–efectividad (es decir, con un reparto costo–efectivo de los esfuerzos entre los diferentes países y sectores), la demanda de electricidad en España debería evolucionar con una tasa del –0,3% anual, es decir, debería reducirse. Esto pone de manifiesto la importancia del despliegue de medidas de eficiencia y ahorro para contribuir a los objetivos comprometidos.
Viabilidad y consecuencias del cierre
Los resultados obtenidos para la senda descrita permiten vislumbrar varias ideas interesantes. La primera es que la senda es viable desde el punto de vista de la garantía de suministro; efectivamente, la generación disponible excede la demanda para todas las horas del año en el periodo 2017-2030, bajo cada una de las 900 combinaciones de “años posibles” consideradas.
La segunda es que la generación renovable alcanza el 79% del total, mientras que las emisiones de CO2 pasan de 60 a 25 millones de toneladas en 2030. De esta cifra, la mitad aproximadamente se debe a emisiones de ciclo combinado, mientras que el resto depende de cómo se contabilicen las emisiones de la cogeneración, la biomasa y el resto de las renovables (para las cuales se ha considerado el análisis del ciclo de vida completo).
Estos resultados son coherentes con los esfuerzos esperables por el sector eléctrico en España de acuerdo con los mencionados escenarios EUCO30. El reparto de generación y emisiones por fuentes alcanzado en 2030 puede verse en la figura siguiente.
El porcentaje de energía renovable desperdiciada (aquella que no puede aprovecharse porque se produce en un momento donde ya está cubierta la demanda y se está utilizando toda la capacidad de bombeo para almacenar) se incrementa hasta alcanzar algo menos de veintisiete teravatios hora (27 TWh) en 2030.
En paralelo, el número de horas críticas al año (recordamos, definidas como aquellas en las que la generación supera a la demanda en menos del 20%) alcanza valores en torno a las 400 horas (es decir, el 4,5% del tiempo) en los últimos años de la senda, es decir, tras producirse el cierre del parque nuclear y el carbón.
Este aspecto refleja la necesidad de monitorizar y aprender a gestionar este tipo de situaciones, algo que habrá que hacer tarde o temprano en el proceso de descarbonización del sector eléctrico. Es importante señalar que el modelo resuelve para cada hora el mix necesario para satisfacer la demanda en ausencia de interconexiones con otros países, esto es, considerando el sistema eléctrico español aislado.
Esto implica que los resultados son conservadores, además de indicar que no son imprescindibles nuevas interconexiones para alcanzar una alta penetración renovable en el corto plazo. En cualquier caso, de incluir las interconexiones existentes, tanto las horas críticas como la energía renovable desperdiciada se verían indudablemente reducidas.
Del gas natural
Con respecto a las centrales de ciclo combinado, toda la potencia instalada entra en funcionamiento al menos durante unas pocas horas año, especialmente a partir de 2022. Sin embargo, el factor de capacidad con el que operaría esta tecnología seguiría siendo bajo durante todo el periodo (en torno al 20%).
De hecho, una de las variantes del escenario principal analizadas en el informe muestra que, de seguir utilizándose las centrales nucleares hasta los 40 años de vida, hay una probabilidad alta de que las centrales de ciclo combinado funcionasen un número de horas cercanas a cero durante estos años adicionales de operación nuclear.
Como conclusión, el estudio muestra que el cierre del carbón y la nuclear en 2025 es viable y compatible con la descarbonización del sector eléctrico. Además, la potencia instalada actualmente de ciclos combinados sería suficiente para dar respaldo a la transición
Obviamente los resultados se circunscriben a las hipótesis asumidas, que incluyen una apuesta decidida por la eficiencia y el ahorro, una senda ambiciosa pero realista de instalación de renovables (que requeriría, entre otras aspectos, un calendario predecible y estable de subastas y la eliminación de barreras al autoconsumo) y una gestión del bombeo orientada a maximizar la integración de renovables.
¿Es posible cerrar las centrales de carbón y nucleares antes del final de 2025?, OCE
