Podemos garantizar el suministro en 2030 sin nucleares ni carbón

Satisfacer la demanda eléctrica implica tener a disposición del sistema un conjunto de unidades de generación cuya potencia equilibre instantáneamente esa demanda (incluidas las pérdidas de transporte y distribución) con los niveles requeridos de sincronismo y de capacidad de respuesta a las variaciones que se produzcan, de forma que se mantenga el voltaje, la frecuencia y la estabilidad de la red.

La profesionalidad del operador del sistema en España ha quedado demostrada con su eficiente gestión en la incorporación de renovables, que en una gran parte del año suministran por encima del 50% de la demanda y que alcanzan récords puntuales que a muchos les parecían utópicos hace menos de 10 años. El sistema de control de Red Eléctrica de España ha sido elogiado y reconocido como ejemplar a nivel internacional y ha desempeñado un importante papel en el despliegue de las renovables en nuestro país, estando en disposición de abordar el proceso de transición energética del sector eléctrico con la máxima ambición que seamos, capaces de asumir razonablemente.

Con la colaboración de Red Eléctrica de España

Independientemente de lo que pueda llegar a decir la futura Ley de Transición Energética, nadie duda de que no se construirán en nuestro país nuevas centrales nucleares, ni de carbón ni incluso de gas. Asimismo, por obsolescencia técnica, por obligaciones medioambientales, por decisiones políticas o por las determinantes razones económicas empresariales (las nuevas renovables resultan más baratas que seguir operando las viejas convencionales), tenemos que contemplar el horizonte 2030 con la posibilidad de que se acelere de forma natural ese proceso de sustitución. La regulación del mercado y la dotación de infraestructuras de transporte, con un claro desplazamiento hacia el sur de la generación, deberán acompañar el proceso, evitando convertirse en cuellos de botella que entorpezcan el avance hacia un sistema de generación lo más descarbonizado y desnuclearizado posible.

[Recibe diariamente los análisis de más actualidad en tu correo electrónico o en tu teléfono a través de nuestro canal de Telegram]

Las tecnologías fotovoltaica y eólica están ofreciendo hoy en día precios inferiores a la generación con gas, pero tienen el inconveniente de que sólo generan cuando el sol brilla o el viento sopla y el sistema peninsular necesita entre 25 y 35 GW de potencia durante la mayor parte de las horas del año (día y noche). Sorprendentemente, hemos visto informes que preconizan una potencia instalada de estas renovables fluyentes de cerca de 100 GW.

Los niveles de vertidos (o lo que es lo mismo, de exportaciones a precios ínfimos) cuestionarían las inversiones en dichas tecnologías a partir de determinados umbrales para los que, ni para el inversor ni para el sistema, esas nuevas instalaciones aportarían valor. El sector fósil aplaude esa apuesta de crecer con energías no gestionables, ofreciéndose como respaldo indefinido o incluso proponiendo soluciones imaginativas para convertir la electricidad excedentaria en combustibles verdes para mezclarlos en sus líneas de distribución y lavar su imagen. Dichas soluciones, además de presentar rendimientos globales reducidos, presuponen que la electricidad sería prácticamente regalada, lo cual no parece una hipótesis sostenible.

Otros, que anteponen el criterio del mínimo coste de generación al objetivo de la descarbonización, tampoco ven mal que sólo se avance con la incorporación de energías no gestionables al sistema, confiando en que el crecimiento del mercado de baterías para los vehículos tenga como consecuencia el abaratamiento de los sistemas de almacenamiento en red con equipos de gran potencia y número de horas de capacidad. Esto, además de dudoso según los expertos del sector, requiere que haya mucha electricidad excedente a precios cero o muy reducidos, lo cual chocaría con la racionalidad de las inversiones en instalaciones de generación.

Frente a esas dos opciones, respaldo permanente del gas o fe en el advenimiento de las baterías en red, existe una solución más realista e incluso más económica: equilibrar la nueva capacidad renovable con una contribución apropiada de tecnologías renovables gestionables, como las centrales termosolares y las de biomasa, junto a los nuevos bombeos que fuera factible acometer.

Una flota de generación solar que tuviera un 60% de potencia fotovoltaica y un 40% de termosolar, con funcionamiento horario complementario entre ellas, garantizaría, junto con la contribución adicional de la hidráulica, del viento y de la biomasa, una generación 'descarbonizada' durante unos 300 días al año en un país soleado como España. Con los precios a los que se están ofertando en estos momentos ambas tecnologías, en torno a tres y siete céntimos de euro por kilovatio/hora (c€/kWh) respectivamente, ese mix solar con almacenamiento estaría en línea con los costes medios de generación.

Es cierto que habría en el año otro conjunto de días nublados o tormentosos en los que la participación de las tecnologías solares sería casi inexistente. En esos días, la complementariedad de las renovables quedaría de manifiesto al tomar el papel protagonista el viento y la hidráulica, junto con el apoyo de la biomasa. Además, la disponibilidad de interconexiones, los contratos de interrumpibilidad y la gestión de la demanda contribuirían a reducir la necesidad de apoyo con combustibles fósiles.

Esto es precisamente lo que demuestra el informe llevado a cabo por Protermosolar el pasado año (www.protermosolar.com), que, con datos reales de generación de renovables en años anteriores, proyecta a 2030 la producción, hora a hora de cada año, de un determinado mix, para satisfacer exactamente la demanda esperada de acuerdo a lo expresado al principio de este artículo. La flota solar se repartió entre fotovoltaica (25 GW) y termosolar (20 GW), operando complementariamente. La eólica y la biomasa también se incrementaron respecto a sus niveles actuales.

La metodología, a diferencia de la de los modelos de expansión al mínimo coste, es absolutamente transparente y presenta resultados horarios, pudiendo comprobarse que a cada hora hay unidades de generación disponibles cumpliendo con los niveles de sincronismo y de rampas factibles a cada hora. Sus conclusiones son, por tanto, más pegadas a la realidad que las de otros modelos deductivos, en los que la sensibilidad de determinadas variables puede llevar a resultados muy diferentes e inviables.

Recientemente, se ha actualizado dicho estudio ampliando la serie histórica de valores reales incorporando toda la producción horaria de 2018; que, por cierto, fue el peor año para la energía solar que se recuerda. Sus conclusiones son coincidentes con las que se habían obtenido con la serie histórica hasta 2017. En resumen:

• Con los 106 GW de potencia total renovable (cifra de referencia, coincidente con la Comisión de Expertos del Gobierno anterior), habría unidades de generación a cada hora del año 2030 para satisfacer la demanda sin necesidad de nucleares ni de térmicas de carbón, y con una potencia de respaldo de poco más de 15 GW de ciclos combinados, inferior a la potencia actualmente instalada.
• Con el reparto balanceado de la potencia solar entre fotovoltaica y termosolar y funcionamiento complementario, la aportación anual del gas sería inferior al 3%. Para garantizar la viabilidad de los ciclos combinados, serían recomendables subastas anuales de la energía prevista, con la fórmula de take or pay y gestión de su despacho en manos del operador del sistema.
• En el informe actualizado se confirma la factibilidad de un 84 % de renovables en generación eléctrica en 2030, con un coste medio total inferior a 5 c€/kWh, lo que permitiría poder alcanzar el objetivo del 35% de renovables en el consumo de energía final en 2030.
• Esas conclusiones quedarían incluso reforzadas si se tuvieran en cuenta grados adicionales de libertad no considerados en el informe, como el uso de contratos de interrumpibilidad, la gestión de la hidráulica con perspectiva estacional para la reducción de emisiones, así como los importantes impactos esperados de la gestión pro-activa de la demanda.
  
• El nivel de importación resultante, del orden del 4%, es similar al que ha tenido lugar en 2018; por tanto, puede considerarse realista.

Las centrales termosolares, por su elevado contenido local, tienen positivos impactos en el PIB, el empleo y la convergencia regional, así como en la transición justa, dada la inclusividad derivada de suministros de componentes, equipos y servicios desde regiones como Asturias, País Vasco, Cataluña, etcétera. Además, aportarían otras ventajas de carácter más técnico y operativo:   

• Ofrecerían al sistema el aprovechamiento de los vertidos (incluidas las eventuales exportaciones a precio cero o muy pequeño) de las renovables no gestionables, almacenándolos en forma de calor para, posteriormente, producir electricidad con un 40% de rendimiento global.
• Ayudarían a suavizar las tensiones del sistema que se producirían en las últimas horas de la tarde, cuando se apagara toda la potencia fotovoltaica que estuviera conectada.
• Permitirían un factor de utilización muy elevado de las nuevas infraestructuras de transporte necesarias por el gran despliegue a corto plazo de la fotovoltaica en las regiones del sur, ya que utilizarían las mismas líneas en horarios complementarios.  
  

España es el país europeo con mejores condiciones para el despliegue de las centrales termosolares con almacenamiento, pudiendo plantearse objetivos de descarbonización de forma más ambiciosa y menos costosa que los países centroeuropeos. El impacto sería muy positivo en nuestra economía, así como en el posicionamiento de nuestras empresas ante el emergente mercado mundial en este sector.