22 junio 2011

España y su seria encrucijada energética (II)



Ver 1ª PARTE

Otras renovables

España tiene todavía que desarrollar completamente sectores como la energía geotérmica y marina. Iberdrola Renovables está impulsando un proyecto para instalar 10 boyas de Ocean Power Technology para producir 1,35 MW en una primera planta piloto  cerca de Santoña. Respecto a la geotermia, si bien varios estudios han demostrado que España tiene potencial en este campo.


La sombra de los subsidios en la eólica y fotovoltaica

España comenzó a subsidiar las renovables y el ciclo combinado tras la aprobación en 1997 de una normativa reguladora que permitía a los reguladores elegir entre una tarifa regulada o un mercado con un precio bonificado.
El nivel de apoyo financiero público variaba significativamente por kWh producido. En 2008, por ejemplo, los generadores de energía eólica recibían entre 0,0069 y 0,086 € por kWh, mientras que los productores de energía fotovoltaica casi cuadruplican esa cantidad: 0,32 € por kWh.
La idea inicial era buena pues permitía el desarrollo de las energías alternativas en España, pero los planificadores no contaron con la alta capacidad de los españoles en crear burbujas especulativas. Cuando en 2008 estalló la crisis financiera internacional los objetivos de generación fotovoltaica establecidos para 2010 ya se habían sobrepasado 8 veces.
Después de estallar la crisis financiera se corrigieron los subsidios a la fotovoltaica y bajaron de €0,44/kwh a €0,25/kWh. Por comparación, el precio de mercado para la electricidad generada a partir de gas natural era en aquel momento de €0,045/kWh. Las primas sobre tarifa costaron en 2009 €2.700 millones pese a que su contribución a la capacidad de generación del país era solamente del 2 %. Los productores de energía eólica recibieron €600 millones por suministrar el 12 % de la energía del país.
Otro de los problemas críticos del sector energético español ha sido que el país ha preferido mantener unos precios de venta final de la energía artificialmente bajos. Ello ha supuesto que desde 2000 se ha inflado un déficit tarifario que actualmente es de más de €16.500 millones. Este déficit se está financiando con recursos ajenos y no hace más que engordar el problema.
El año pasado, acosado por la crisis económica el gobierno ha comenzado drásticos recortes presupuestarios y medidas de austeridad que incluyen la disminución de los subsidios a las renovables. Esto supone que hasta 2014 caen los subsidios a las renovables entre un 10 y un 30 %. Esto supone la cifra de € 3.000 millones de euros en los próximos tres años. Al menos 15 inversores internacionales que han inyectado más de € 4.000 millones de euros en proyectos fotovoltaicos en España han iniciado ya acciones legales en Extremadura, Murcia y Navarra. Independientemente de lo que ocurra con esta polémica el retraso en la puesta en marcha de nuevos proyectos es ya un hecho.
Otro de los puntos oscuros alrededor de las renovables ha sido la aparición de numerosos fraudes en las cifras de producción que han llevado a la suspensión de los subsidios a 350 parques fotovoltaicos, pero hay muchos más cuya legitimidad en el cobro de subsidios está cuestionada (se barajan cifras de 9.000 sobre los 55.000 parques instalados en España).
Contracción en el uso de carbón y expansión del gas

La elevación de las renovables en España ha coincidido con una expansión en el uso del gas y una disminución en el uso del carbón. España fue una vez un próspero exportador de carbón, pero en décadas recientes llega a importar el 73 % del carbón que consume, especialmente de Sudáfrica, pero también de Indonesia y Rusia. Alrededor del 90 % del carbón se usa para generar electricidad, produciendo 25.851 GWh – o alrededor del 9 % de la generación total. Para entender el espectacular cambio que ha tenido lugar en poco tiempo pensemos que en 2007 la generación con carbón era de 74 TWh, lo que suponía casi un 24,8 % de la generación total.
El uso de carbón ha sido muy afectado por la legislación ambiental y la competencia con el gas natural. Las plantas de carbón en España tienen una eficiencia media de 37 % y emiten 930 kg de dióxido de carbón/MWh mientras que las turbinas de gas de ciclo combinado tienen una eficiencia de 52 % y emiten 365 kg de gas de efecto invernadero por MWh. Esto hace que la generación con carbón sea cara de operar en la UE.
Aparte del carbón tradicional, en España se ha invertido en varias tecnologías destinadas a desarrollar soluciones de carbón más limpio. En Octubre de 2010, la firma energética ELCOGAS comenzó a capturar dióxido de carbono en una planta piloto de 14 MW construida en su planta IGCC (integrated gasification combined-cycle) de 335 MW en Puertollano. La planta IGCC de Puertollano comenzó a operar en 1996 con gas natural y en 1998 con syngas de gasificación de una mezcla de carbón local (con un contenido en ceniza de más del 40 %) y petcoke con alto contenido en azufre. Es una de las cinco plantas IGCC a escala comercial actualmente existentes en el mundo.
Otro proyecto importante es la Integrated Carbon Capture and Sequestration Technology Development Plant que está construyendo Endesa en Ponferrada. La planta se ejecuta en colaboración con la institución de investigación CIUDEN para establecer una Wheeler-built circulating fluidized bed unit y ensayar la Foster Wheeler´s Flexi-Burn carbón capture technology. La unidad ensayará un amplio rango de carbones domésticos (especialmente antracita)  y carbones importados –  además de biomasa.
El gas natural se ha convertido en el componente más significativo del perfil de energía de España. La cantidad de gas consumido para generación de energía depende de la disponibilidad de eólica e hidroeléctrica. En 2010 se generaron 68.828 GHh por las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) – un 23 % de la generación total. España importa más del 99 % del gas, mayoritariamente de Argelia, Nigeria y Qatar.
Energía nuclear
Ocho reactores nucleares suponen en España una capacidad total instalada de 7,7 GWh – lo cual supone que producen la quinta parte de la energía de la nación. El sector comenzó su andadura en 1965, cuando comenzó la construcción de la primera planta del país en Zorita, un reactor de agua presurizado. En 1971, comenzó a operar la planta de 460 MW de Santa María de Garoña, un reactor de agua vaporizada (boiling water reactor o BWR) comenzó la operación comercial, seguido dos años más tarde por la planta de Vandellos-I de 500 MW, un reactor refrigerado por gas.
En los años 70, comenzó la construcción de siete reactores, pero solamente cinco fueron acabados. La construcción de otras cinco plantas comenzó en los ochenta, pero solamente dos fueron terminadas (Trillo –I y Vandellos-2).
Si bien actualmente es muy difícil pensar en poner en marcha nuevas centrales nucleares en España los promotores se dieron cuenta que esto podía conseguirse de otra forma. Simplemente se trataba de ir ampliando la capacidad de generación de las centrales nucleares existentes y de esta forma se evitaban muchos problemas. Así se ha planificado añadir otros 810 MWh de capacidad adicional de generación. La central nuclear de Cofrentes, por ejemplo, se ha actualizado cuatro veces hasta producir 1.063 Mw, un 112 % de su capacidad inicial. Existen planes para poner en marcha a finales de esta década y aumentar la capacidad de la planta un 120 % respecto a su capacidad original. Tan solo unos días antes de que los trabajadores de Fukushima iniciasen su heroica lucha para enfriar el reactor el gobierno había recomendado prolongar la vida de Cofrentes durante diez años más. La oposición a la construcción de nuevas centrales en España es muy fuerte pero incrementar la capacidad de los reactores pasa inadvertido para la opinión pública y sorteaba hasta el momento cualquier escollo sin problemas.
Pero Fukushima ha supuesto un serio traspiés a la obtención de energía a partir de las plantas nucleares existentes y un obstáculo mucho mayor a cualquier intento de construir centrales nucleares en España. Esta última posibilidad es realmente muy remota en la actualizad por lo que no se puede contar con esta opción a medio plazo.
Pero los problemas con la energía nuclear tienen mayor alcance pues España se enfrenta también a la necesidad de cerrar o prolongar la vida útil de sus centrales más viejas, unas unidades que aparte del riesgo en sí que suponen son también fuente de problemas económicos serios que hacen difícil su continuidad. Este fue el caso de Vandellos-1, la vieja central que hubo que cerrar después de que un incendio en su turbina hiciese que su reparación no fuese económicamente rentable.
En cualquier caso, ocurra lo que ocurra el mantenimiento de nuestras centrales nucleares operativas en los próximos años va a costar mucho dinero. Sirva como ejemplo la abuela de nuestras centrales, Santa María de Garoña, donde el operador ha implementado un programa de trabajo valorado en € 155 millones para tratar de rejuvenecerla en la medida de lo posible.
Respecto al uranio que necesitan nuestras centrales nucleares hay que decir que actualmente la práctica totalidad de las 1.600 toneladas métricas necesarias se están importando cada año de Níger.
Otro problema que encarece la energía nuclear en España es la cada vez más costosa y peligrosa gestión del combustible nuclear gastado. Nuestras centrales nucleares se han convertido forzosamente en cementerios nucleares que acumulan hasta la fecha otras 6.000 toneladas de uranio en las mismas centrales nucleares. Hasta ahora no se ha conseguido una solución definitiva al almacenamiento o procesado de tan ingentes cantidades de residuos y hasta ahora se mantienen en el sitio menos adecuado para ello.
Inyección de energías renovables a la red
El esfuerzo llevado a cabo en España en los últimos años para desarrollar las energías renovables ha sido desde luego encomiable tanto por la gran cantidad de energía obtenida como por la incursión que ha hecho la ingeniería española explorando límites a los que ningún otro país había llegado. Nos referimos en particular a la generación de energía eólica a gran escala hasta alcanzar el 15 % de toda la energía necesitada por la nación. La obtención de tal cantidad de energía tan sólo del viento es un hito que debe ser reconocido.
La inyección a la red de energías renovables a gran escala como está teniendo lugar en España ha acabado siendo un desafío por las dificultades que conlleva en equilibrar las redes. REE advirtió en 2004 que intentar integrar más de un 14 % de energía eólica podía incrementar las posibilidades de un gran corte de energía.
La forma de gestionar las energías renovables en España es mediante el Centro de Control de Energías Renovables (CECRE). Abierto en 2007, esta unidad operacional pionera se usa para supervisar y controlar fuentes de generación intermitentes. Cada 12 segundos, CECRE analiza la conectividad y velocidad del viento de todos los parques eólicos con capacidades superiores a 10 MW o más y usa esos datos para calcular los niveles de generación.
Bibliografía:

Spain: A Renewable Kindom. Power Business and technology for the global generation industry. Vol. 155 - Nº. 6 – June 2011
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