Las energías renovables son aparentemente caras, porque las demás tecnologías de generación no incluyen numerosos costes en el proceso de producción de electricidad, como el calentamiento global, en el caso de los combustibles fósiles, o la gestión de los residuos radiactivos durante miles de años, en el caso de la nuclear. Es la razón por la que las renovables necesitan unos complementos al precio que se obtiene en los mercados eléctricos –las celebérrimas primas– para competir y resultar rentables.
Las primas son, por lo tanto, el coste más visible de las renovables, pero no es el único. El hecho de que la mayoría, y especialmente la eólica y la fotovoltaica, sean intermitentes y no programables –producen en función de que haya sol o sople el viento– también ocasiona un coste adicional al sistema eléctrico, que debe estar preparado para satisfacer la demanda, aunque no haya producción eólica o solar.
El coste de esa intermitencia depende del volumen de penetración que tengan las renovables y de las características del sistema eléctrico en el que se integren. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) acaba de publicar un informe, The power of transformation, wind, sun and the economics of flexible power systems, en el que, por primera vez, se cuantifica ese coste, necesario para garantizar el suministro en cualquier situación climática; según sus conclusiones, puede ser bajo en el largo plazo, si se otorga flexibilidad a los sistemas eléctricos.
La eólica y la fotovoltaica ya aportan alrededor del 3% de la demanda global de electricidad, pero en un puñadito de países –España, Italia, Dinamarca, Alemania, Portugal e Irlanda–, su cuota de generación anual ya ronda entre el 10% y el 30%, con puntas superiores al 60%. La AIE ha analizado cómo están operando las renovables en estos y en otros países, y sus conclusiones son de lo más interesantes:
Así, afirma que alcanzar una cuota del 5% al 10% de renovables intermitentes no supone coste adicional alguno en ningún sistema eléctrico, si se cumplen tres condiciones: que se evite la acumulación de plantas en un mismo lugar, que éstas dispongan de tecnología capaz de estabilizar la red y que las herramientas de predicción de la producción funcionen adecuadamente.
Ahora bien, crecer más allá de esos porcentajes bajos exige incrementar el coste total. De acuerdo con la AIE, una cuota del 30% conlleva un encarecimiento del 7% y una cuota del 45% –por ejemplo, 30% de eólica terrestre y 15% de fotovoltaica– acarrea un encarecimiento del 10% al 15%, que puede escalar hasta el 40% si el sistema eléctrico no se prepara adecuadamente.
Coste nivelado de la flexibilidad
La AIE plantea un nuevo concepto, el Coste Nivelado de la Flexibilidad –Levelised Cost of Flexibility– para calcular el coste de las herramientas que permiten adaptar los sistemas eléctricos a la creciente penetración de una eólica y una fotovoltaica intermitentes, pero ya rentables sin necesidad de ayudas de ningún tipo en buenas condiciones. El análisis considera los costes actuales de ambas tecnologías y un precio de la tonelada de CO2 de 30 euros, más del triple que su precio actual en la UE. De acuerdo con este planteamiento, cuatro son las herramientas clave:
Una, generación flexible, es decir, hidráulica y algunos tipos de centrales de gas, capaces de aumentar o reducir su producción gestionable rápidamente, en función de la entrada y la salida de la producción intermitente. El coste adicional de gestionar estas rampas oscilaría entre uno y cinco dólares por MWh, pero sería muy superior –o se producirían apagones– si se utilizasen otro tipo de tecnologías menos adaptables a los cambios meteorológicos.
Dos, más infraestructura de red, condición sine qua non para conectar parques eólicos en las zonas donde hay viento de calidad y fundamental para suavizar el impacto de la intermitencia, diluyéndolo en áreas geográficas extensas. El incremento de la red de transporte terrestre conllevaría un coste de dos dólares por MWh, siendo muy superior si son conexiones marinas o cables subterráneos. En cuanto a la red de baja tensión, la fotovoltaica distribuida exigiría un dólar por MWh, suponiendo sistemas de 2,5 kW y sin considerar el coste de que la producción exceda el consumo local y ascienda aguas arriba hasta las redes de transporte.
Tres, almacenamiento, ya sea con bombeos hidráulicos –de 20 dólares por MWh en centrales existentes y de 30 a 200 dólares por MWh en centrales de nueva planta–, o con baterías, mucho más oneroso, con un rango para las de ión-litio de 200 a 800 dólares por MWh.
Y cuatro, gestión de la demanda, en la que el despliegue de contadores inteligentes y el uso de la electricidad para usos térmicos tendría un coste de siete dólares por MWh.
La AIE advierte que esos costes son sólo la mitad del asunto, porque también hay que tener en cuenta los beneficios que a cambio se obtendrían: “un recurso caro que aporte mucha flexibilidad puede ser rentable”. Así, destaca las indudables ventajas de la gestión de la demanda –especialmente el dar usos térmicos a la electricidad– y reconoce que el almacenamiento –al reducir las necesidades de inversión en las redes y aportar capacidad– ya puede ser económicamente viable, del mismo modo en que lo son las interconexiones.
Esos beneficios, por otro lado, estarían condicionados por la madurez de los sistemas eléctricos y la evolución de su demanda. Si ésta crece, como ocurre en los llamados países emergentes, la implantación de las renovables intermitentes se puede compaginar fácilmente con la implantación de las tecnologías propias de las cuatro herramientas de flexibilidad. En cambio, en sistemas con crecimiento vegetativo –o incluso negativo, como tenemos en España– la integración es más difícil, porque reconvertir el parque de generación existente “depende de muchas variables”.
