Queridos lectores,

Rafael Íñiguez nos ofrece hoy la segunda parte de su análisis de la generación y distribución eléctrica hoy en día (ver primera parte). Es un buen complemento de aquel artículo y del último post publicado por mi compañero Antonio García-Olivares.

Que lo disfruten. Salu2,
AMT

Tendiendo puentes sobre la garganta de Olduvai. (II)

... continuamos desvelando la industria de la generación de la energía eléctrica.

Costes de producción & Rendimientos.

De la siguiente tabla surgió la inspiración para esta serie de posts, aunque son unos datos de proyecciones del mercado de Estados Unidos, son muy significativos por ser este país donde la libre competencia económica y la rentabilidad son la motivación de la orientación rápida de las inversiones industriales, además de ser realmente un país-continente, donde son viables todas las formas de generación, con lo que la 'muestra' del estudio es amplia y significativa, no obstante se harán las pertinentes objeciones cuando haya lugar y se compararán con el caso español.

He coloreado las cifras de la tabla intentando significar los valores "favorables" como tendentes al verde y en tonalidad clara, los neutros amarillos y por contra los "desfavorables", de tonos rojos y más oscuros. Así, de un golpe de vista vemos como producimos más electricidad de la forma más fácil y barata y lo contrario: menos electricidad, mas difícil y más cara. Además el "balance de colores" de cada línea resultan en la columna final con el total.

Los precios de las fuentes de energía los interpreto como "promedios” globales, evitando extremos como que por ejemplo, en Islandia la geotérmica es abundante y por tanto muy viable, en Canadá la hidráulica, en USA el gas natural, en Francia la nuclear es favorita o que en Australia, Sudáfrica y China la más barata y usada es el carbón.

Fuente de la tabla EIA (Department Of Energy de EEUU), Annual Energy Outlook 2010. O&M= Operación y mantenimiento.

Veamos las líneas de las formas de generación del régimen ordinario Español:

Con combustibles fósiles:

• Gas Natural.

EL 21% de la electricidad mundial es producido quemando gas natural. El coste total de funcionamiento de este tipo de central es el más bajo si se usa en ciclo combinado (CCGT), que aumenta notablemente la eficiencia sobre las turbinas de combustión convencionales, ya que aprovecha el calor de los gases de escape de la combustión. Sin embargo, el circuito de recuperación secundario hace al mantenimiento más complejo y caro. La simplicidad de la instalación es una de las razones de su economía, además la generación funciona a demanda (modulable). Por el contrario, la compleja infraestructura del propio gas y sus precios son su talón de Aquiles. Hoy día en Estados Unidos, debido al auge del shale-gas, y a los bajos precios está sustituyendo a la generación con carbón.

España tiene instalados 27.123 MW (25%) de ciclo combinado que se instalaron en principio para “descarbonizar la generación en España” y cumplir con Kioto. Actualmente produce el 24,7% de la demanda, con un factor de carga del 23,2% (REE 2011), un valor muy bajo respecto al típico del 60% al 85%, ya que ahora sirve principalmente como sistema de respaldo de las energías renovables; dependiendo gran parte de su funcionamiento de la indisponibilidad de las mismas. Hoy día, por la caída de la demanda eléctrica y su menor uso, se está dificultando la amortización, comprometiendo los resultados de las empresas, los inversores y los financiadores. Además esto aumenta sus costes por las elevadas entradas y salidas de la red en su función de backup. Elevar el factor de carga al 80 o 85% (valor de referencia USA), sería muy buena opción de bajo impacto ecológico, (pero muy improbable en nuestro contexto) ya que además emiten mucho menos CO₂ que las de carbón, al ser el principal residuo el agua: CH₄ + 2O₂ → CO₂ + 2H₂O.

• Térmicas de carbón.

El 41% de la electricidad mundial es producido quemando carbón. El coste operativo total de las centrales es el segundo más bajo y se toma como valor de referencia. Las centrales de carbón tienen un parque ya amortizado muy amplio y longevo, la inversión de una central moderna (típicas de 0,5 GW a 2 GW) es de unos 1.200 a 2.000 $/Kw, siendo de las más favorables de construir en relación precio/potencia instalada, dada su simplicidad de construcción y la forma masiva en que genera energía. La generación convencional es muy barata, ('por y con' carbón barato) ya que el carbón es muy abundante y sus yacimientos están muy distribuidos por el planeta. Es por antonomasia la central eléctrica estándar de los países emergentes y de las grandes potencias industriales.

China, el mayor consumidor de energía del mundo, en los pasados años de gran crecimiento económico, ha llegado a abrir dos centrales a la semana; ahora una al mes. Parte del precio, son por desgracia los accidentes en su minería, de los más altos del mundo. La mayor desventaja del carbón es que su combustión es muy 'sucia' y produce gran emisión de contaminantes como SO₂ y NO₂, que provocan la lluvia ácida y CO₂, que es un gas de efecto invernadero. Además por la gran cantidad de combustible usado, las cenizas liberan más 'radioactividad' que una central nuclear. En las explotaciones mineras a cielo abierto, produce graves daños ecológicos por las grandes extensiones afectadas.

Mina de carbón a cielo abierto en Garzweiler, Alemania

Otro gran inconveniente es que no se puede modular rápidamente la producción y la demanda debe cubrirla. La puesta en marcha y la parada tienen una gran 'inercia', es decir fluctúan lentamente. Además el sector minero del carbón es muy conflictivo por la dureza de las condiciones de trabajo, y sus reivindicaciones han hecho temblar a numerosos gobiernos en todo el mundo.

No obstante, el carbón es el rey de la generación eléctrica mundial y aunque se habla de mejoras como el secuestro del CO₂, en el contexto de crisis mundial, estos no son más que brindis al sol, y distorsiones de opinión intencionadas para poder financiar más BAU. La mejor forma de secuestrar el CO₂ es en la celulosa de los árboles y plantas que además oxigenan y enfrían el planeta en el proceso, pero por el contrario no paramos de desforestar el mundo, y cada día con mayor virulencia.

En España, la generación con carbón tiene un factor de carga del 43,4%, con 12.210 MW(12%) instalados, que producen el 16,1% de la demanda. El bajo factor de carga, (el típico es del 70 al 90%) junto con los ‘incentivos’ del uso del carbón nacional, que es subvencionado y de menor contenido energético, distorsionan el precio y la competitividad de este tipo de generación.

• Fuelóleos y gasóleos (Régimen ordinario)

Son plantas con motores alternativos. Utilizan gasóleo, fueloil o gas como 'carburantes'. Son muy eficientes eléctricamente, pero poco eficientes térmicamente. Por utilizar motores y fuentes energéticas fósiles, los costes son elevados y volátiles y no pueden competir en el coste del kilovatio con las centrales térmicas convencionales, las cuales necesitan un mayor factor de escala para su aplicación. Debido a esto y por ser más pequeñas ocupan este hueco. También tienen la ventaja de ser modulables y adaptarse a la demanda. No se contemplan en la primera tabla del estudio, pero hago "esta referencia", por ser de los medios de producción distribuidos más usados, tanto en sistemas de respaldo de emergencia como en enclaves aislados. Los rendimientos energéticos de este tipo de generación eléctrica superan el 35% pero el gasto en carburante y la operación y mantenimiento fija y variable es muy elevada. El factor de planta típico llega a ser del 90%, por instalarse aisladas y ser la única forma de generación, soportando toda la carga. Normalmente son instalaciones con varios generadores del mismo tipo. Esto ocurre esencialmente en el mundo pobre que paga cara su carencia de infraestructuras y usa el petróleo que es lo más versátil cuando el transportes es difícil. También los países productores de petróleo lo usan masivamente por este método, para generar electricidad, al tener gran disponibilidad de este bien.

En España por ejemplo se usan en las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla y la mayor parte de estos sobrecostes se cargan al déficit de tarifa. Además por razones históricas se encuentran en los dos archipiélagos, el Canario y el Balear. Y por la “calidad del servicio” que se exige en nuestro país, tienen suficiente potencia instalada para garantizar la seguridad de suministro; es por esta razón, que su factor de carga en España, del 15,76% , es tan inferior al típico mundial.

Podemos apreciar la gran influencia del precio del combustible, en este caso Bunker, si fuera gasóleo, es precio de hoy es de 1.000 $/Tm. el cual encarecería mucho mas la generación.

Energía nuclear

La generación mediante energía nuclear, no es más que una variante de las centrales térmicas, en las que en lugar de combustión, tenemos una fisión controlada como fuente de calor para producir vapor y mover turbinas y alternadores. Aporta un 13% de electricidad mundial, y un 4,88% de la energía primaria total con un factor medio de carga del 90%, pero el parque de centrales es de una edad avanzada y el auge nuclear se ha diluido desde hace décadas por los accidentes y el problema de costes de los residuos. En España el factor de carga es del 85% y con 7.777 MW (8%) instalados cubre el 19,75% de la demanda nacional.

Cuando por la crisis económica parecía que se reconsideraba un renacimiento nuclear, el accidente de Fukushima ha enfriado todas las ideas de reactivación.

En cualquier caso producen electricidad de forma continua y sin emitir CO₂ (en la central), y aunque los costes de operación son elevados y la inversión para su construcción también lo fue, (con energía baratísima de hace años y fuerte subvención estatal) están plenamente amortizadas, por lo que los actuales costes totales de operación se consideran aceptables, con valores cercanos a los de las centrales hidroeléctricas, pero produciendo sin el límite de la pluviosidad. Además el apagado de las 50 centrales japonesas y el plan de apagado progresivo de las 9 alemanas ha provocado que los precios del uranio hayan caído en los mercados, abaratando aun más la generación. Nadie sabe con exactitud lo que pasará con los residuos, ni con la ‘apuesta’ de prolongar la vida útil de las centrales en países como el nuestro, porque el incierto futuro económico y la perseverancia de la crisis económica podría estrangularnos por estas acciones que se hacen sin planificación.

De momento y por una apresurada decisión, se sigue con la polémica construcción de nuestro almacén de residuos. Hay muchas incertidumbres e intereses que nos tienen bajo la Espada de Damocles, como por ejemplo el resultado del estudio de las fisuras aparecidas en la vasija del reactor de ‘Doel’ en Bélgica, fabricados por la desaparecida empresa holandesa Rotterdam Droogdok Maatschappij, (RDM) y también responsable de construir las vasijas de una veintena de reactores repartidos en todo el mundo, entre ellos los españoles de Santa María de Garoña (Burgos) y Cofrentes (Valencia). ¿Es esta energía realmente barata?, ¿Qué costes estamos difiriendo y dónde están los limites para las decisiones?

Energía hidráulica

Abastece el 16% de las necesidades de energía eléctrica mundiales y un 6,5% de la energía primaria total. Su factor de carga típico es del 50% al 60%. Sus costes fijos de O&M son similares a las térmicas de carbón, es decir bajos, pero la inversión inicial es elevada siendo un 50% mayor que una central térmica de la misma capacidad. Los costes de transmisión son más elevados. Son centrales muy flexibles pudiendo incrementar o reducir su nivel de producción muy rápidamente, adecuándose a las variaciones de la demanda en muy corto plazo, además el rendimiento energético es muy alto, con valores típicos superiores al 80%.

La mayoría de los enclaves del mundo desarrollado ya están aprovechados, y las organizaciones ecologistas se oponen a nuevas instalaciones por el alto impacto medioambiental. También suelen usarse como centrales reversibles de bombeo, acumulando energía eléctrica en forma de energía potencial gravitatoria cuando en los periodos ‘valle’ la producción supera a la demanda.

En España la potencia hidráulica instalada es de 17.538 MW, un 19% del total y en el año 2011 cubrió un 11%, de la demanda, con un factor de planta, calculado del 18%. La principal desventaja es la total dependencia de las precipitaciones, que en España se agrava por los ciclos de años secos y húmedos. Casi la totalidad de la capacidad de bombeo inverso que hoy existe en España (y en otros países) se tuvo que hacer para “descargar” a las centrales nucleares en horas de poca demanda. Esto es un coste añadido que usualmente se ignora. La potencia de bombeo instalada en España es de 2.747 MW. (REE 2011).

Cobertura de la curva de demanda horaria en un día laborable por las distintas tecnologías. Fuente REE 2012.

Como ninguna cifra es absoluta, a continuación les presento otra tabla de costes equilibrados según otras fuentes de información, para ampliación de referencias.

Tabla de factores de planta o carga en España para generación en Régimen Ordinario, 2011.

Las características de la producción de electricidad con tecnologías del régimen ordinario, son las que nos hacen ver claramente que son las verdaderas fuentes de energía masiva, y que necesitan:

• Materia prima energética abundante y asequible.
• Asumir las consecuencias de las emisiones y residuos.
• Libertad de mercado.

El estado de equilibrio necesario, ha saltado por los aires con los límites superados por estas circunstancias:

• La energía como materia prima tiene rotos los mercados, principalmente el petróleo.
• El calentamiento global y la capacidad del planeta de reciclar residuos está ampliamente superada. Continuar así asegura una catástrofe medioambiental.
• Salvo en algunos países productores y los emergentes los mercados de producción de energía están cerrados a estados y a grandes corporaciones.
• La expansión de tecnologías como la hidráulica y nuclear, que no emiten CO₂, han tocado techo, y los riesgos de accidente nuclear por la edad del parque y el inminente peak del uranio desaconsejan el renacer nuclear.

En el próximo post, continuaremos tratando los costes de las energías Renovables y las del régimen especial. Veremos porque son tan altos sus precios y la controversia actual, por la que en España se les culpa del déficit de tarifa. Si bien sus costes de O&M variables, son cero, es decir que el viento, el sol y calor volcánico son “gratis”, los costes de O&M fijos (mantenimiento puro) y los costes de capital e inversión por cada megavatio son muy elevados. Además los factores de carga máximos (del 20% al 45%) son bajos y discontinuos, (necesitando respaldo), las instalaciones están expuestas a la intemperie y distanciadas de los puntos de consumo (mayores pérdidas por transporte). Veremos sus ventajas e inconvenientes, factores de carga, precios, TRE's, rentabilidades económicas, necesidades de ajustes de la red, problemas medioambientales, las ‘primas’ a la producción y más cuestiones, como los precios de la electricidad, la calidad del servicio, y otras variables económicas.

Rafael Iñiguez, Septiembre de 2.012.

Con la inestimable colaboración de Pedro Prieto.