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En 2020 se consolida el cierre de las plantas de carbón que no cumplan con los límites de emisiones fijados por la UE. Es un mandato que recoge el recién presentado Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, que aún tienen que aprobar Bruselas. En tres décadas, éstas habrán desaparecido por completo según las proyecciones que dibuja este plan, que incide en que el sistema se apoyará en los ciclos combinados de gas, la hidráulica y la nuclear restante el hasta que llegue el imperio renovable en 2050.

Calendario cierre no renovables

“El cierre no incidirá en la seguridad del suministro ni afectará el compromiso de Iberdrola con el empleo: recolocaremos al 100% de la plantilla”, aseguran. También Naturgy (antigua Gas Natural Fenosa) ha pedido el sello de todas sus centrales por un valor de casi 100 millones. “Crecemos con fuerza, en cambio, en renovables, a lo que destinamos 1.000 millones. Nos hemos comprometido a mantener a más de la mitad de la plantilla afectada y el resto se desvinculará a través de salidas pactadas. No habrá ningún problema de suministro porque el sistema adolece de sobrecapacidad”, señalan.

Mientras, Endesa sí ha invertido para que sigan operando dos de sus cinco térmicas; en las demás ofrece recolocaciones. “No habrá un impacto negativo”, afirman en la eléctrica, que se apunta también al negocio verde. Viesgo ha destinado casi 80 millones para continuar abierta y EDP, más de 200 millones. “Es clave que no haya clausuras repentinas de activos y contemos con soluciones efectivas”, comentan en esta última.

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Cierre de los reactores

Tampoco las nucleares caben en la nueva era renovable, pese al férreo argumento de las empresas de que no emiten CO2 (pero todos sabemos lo que ocurre con los residuos radiactivos) y de postularla como la tecnología idónea de respaldo. A finales de enero, el Ministerio de Transición Ecológica, Endesa, Iberdrola y Naturgy, las principales propietarias, acordaron su apagón escalonado entre 2027 y 2035.

En esta ocasión, las compañías ganaron la batalla de alargar su existencia frente a la postura del Gobierno de clausurarlas cuando cumplieran los 40 años de vida útil; una decisión muy criticada por los ecologistas que piden que se adelante. Fuentes de dichas empresas admiten, incluso, que en este capítulo está aún todo muy abierto y algunas eluden hacer comentarios. No así Endesa, la más reacia al apagón: “Apostamos por mantener las nucleares porque cumplen todos los requisitos, pero todavía no hay nada concreto”.

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De hecho, su consejero delegado, José Bogas, avisó a mediados de mes en unas jornadas del IESE de que en 2030 puede haber un déficit de potencia instalada de entre 9.000 y 13.000 megavatios (MW) si no se tiene cuidado con las decisiones que se tomen. Para esta compañía es importante que se tomen en cuenta todas las variables: el cumplimiento de la normativa, la lucha contra el cambio climático, al seguridad de suministro y el precio.

Queda también en el aire el coste de desmantelamiento. La empresa gestora de los residuos, Enresa, calcula unos 14.200 millones en 10 años y apenas hay 5.300 en el fondo que aportan las propias firmas para este fin, según datos conocidos públicamente. Por eso, la compañía prepara un nuevo plan para antes de verano, por encargo del Gobierno, para conocer la financiación requerida; el último es de 2006 y cifraba el coste total en 13.000 millones.

¿Cómo se sustituirá la potencia?

De cumplirse este calendario, y a la espera de lo que suceda en las elecciones del 28 de abril, en 2020 el parque de generación tendrá unos 5.200 MW menos de carbón y en 2035 habrá otra carencia de 7.400 nuclear. La cuestión ahora es cómo se compensará ese déficit, con qué tecnologías y cuál será el coste.

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El PNIEC apuesta por las renovables, ya que la meta en 2030 es que el mix sea 100% verde. En concreto, por la solar y la eólica. Así, de los 105.100 MW de potencia total instalada, el sistema contará con 51.900 adicionales de energía limpia. Y por los ciclos combinados de gas como apoyo, además de la hidráulica y la nuclear que quede. Un tanto a favor para las gasistas que temían su exclusión. Pero el plan deja claro que “no es necesaria potencia de respaldo adicional para cubrir los periodos de baja generación renovable”. Empresas como EDP creen que será ineludible contar con pagos por capacidad para retribuir unas tecnologías que operarán pocas horas. “La única forma de sostenibilidad”, opinan.

“El carbón se compensará con una mayor producción de ciclos combinados y la nueva potencia renovable, sin producir importantes tensiones a corto plazo. Sin embargo, si a la ausencia térmica se le suma la nuclear, que supone más del 20% de la producción eléctrica, aún no estamos preparados”

Alberto Amores, de Monitor Deloitte

De hecho, a diferencia del Ejecutivo, este analista prevé que entre 2021 y 2025 habrá que instalar nueva capacidad de gas e incluso carbón, porque las tecnologías de almacenamiento no estarán listas, a su juicio, para esa fecha. Y esboza dos escenarios. Primero, si la sustitución de nuclear será solo con renovables, se requerirían 80.000 MW a 2030, unos 30.000 más que los cálculos del Gobierno; una cifra inviable. Y segundo, si se combina con gas, se precisarían 30.000 MW verdes y 7.000 de nuevas centrales de gas.

Alberto Martín Rivals, socio responsable de energía de KPMG, pronostica que sin carbón ni nuclear ni sol, el mayor consumo ocurre de noche, y si tampoco hay viento, como sucede a veces, faltarían 6.000 MW, dado que la demanda punta, que el 8 de febrero fue a las 20 horas, se ha estabilizado en 41.000 MW. “Hasta que no estén disponibles a precios de mercado las baterías, no podremos cerrar ambas”, opina. Además, considera que es más caro sustituir las nucleares por renovables o gas porque no emiten CO2 y sus costes variables son bajos respecto a las de carbón, hoy más elevados por el alza del precio de los derechos de emisión.

“La electrificación, junto con la mayor eficiencia, va a ser un factor clave en la transición. Deberá extenderse a la industria, la edificación y la movilidad, al tiempo de que se incrementen las renovables en el mix energético y se cuente con unas redes de distribución fuertes, bien malladas y digitalizadas para poder integrar todo esa nueva producción verde y mantener la máxima calidad del suministro”, comentan desde la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec, antigua Unesa). En esa línea, Red Eléctrica anunció la semana pasada unas inversiones de 6.000 millones hasta 2022, de los cuales 1.538 millones se destinarán para la integración de las renovables.

La inversión requerida supera los 200.000 millones, 47.000 públicos. Además, se incluye unas ayudas de 400 millones en cinco años para las regiones afectadas por el cierre de la térmica. Con esto se busca, entre otros, la reducción del 21% de las emisiones de gases de efecto invernadero respecto a 1990 en 10 años y alcanzar la neutralidad climática en 2050 tras la disminución al menos del 90% de las emisiones; la creación de 300.000 empleos, la disminución del 12% de la factura eléctrica y del 15% de la dependencia fósil y el PIB subirá un 1,8%, según las previsiones. Unos beneficios pendientes, en gran parte, de la próxima legislatura.

 

Fuente: texto e imágenes de CincoDías

 

 
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