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Greenpeace ve viable cerrar todas las nucleares y las térmicas de carbón en 2025

politica energetica normativa Greenpeace ve viable cerrar todas las nucleares y las térmicas de carbón en 2025

Greenpeace ha presentado su informe Único sentido: 2025 sin carbón ni energía nuclear en el que demuestra que es viable técnicamente sustituir la potencia nuclear y de carbón en 2025, tanto desde el punto de vista de cobertura de demanda, como del de la estabilidad de frecuencia. Existen varias opciones, que se diferencian en términos económicos y de emisiones, sin que las diferencias sean grandes como para basar en ellas la decisión política de cuándo cerrar nucleares y carbón.

Este estudio demuestra que el cierre simultáneo del carbón y las nucleares no es un problema técnico, ni tampoco económico, es solo una decisión política. En las peores condiciones posibles la seguridad de suministro está garantizada, y en todos los casos la alta penetración de renovables y el ahorro energético disminuyen los costes”, ha declarado Raquel Montón, responsable de la campaña de Energía de Greenpeace.

El documento recoge las principales conclusiones de un informe más amplio: Estudio técnico de viabilidad de escenarios de generación eléctrica en el medio plazo en España, realizado para Greenpeace por el Instituto de Investigación Tecnológica (IIT) de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de la Universidad de Comillas de Madrid.

Con este estudio, Greenpeace demuestra que se termina el falso dilema entre carbón o nuclear: ambos pueden desaparecer simultáneamente y la futura ley de cambio climático tiene que establecer el fin de ambos en 2025. Este es el primer paso imprescindible para encaminar el país hacia un sistema 100% renovable, eficiente e inteligente. Es imprescindible elaborar un plan de cierre de las energías sucias y su sustitución por renovables, y no la cadena perpetua al carbón y la nuclear que quiere imponer por ley el Gobierno ”, ha añadido Montón.

En el análisis (1) se han construido escenarios de demanda eléctrica, de generación convencional y de inversión en energías renovables, para 2025 y 2030, respetando como mínimo el cumplimento de las directivas europeas. Se ha realizado con parámetros de seguridad y, por tanto, teniendo en cuenta los casos más desfavorables de producción hidroeléctrica o eólica (2).

Una primera parte del estudio ha analizado la viabilidad del sistema de generación eléctrico sin ninguna inversión adicional en centrales convencionales, utilizando distintos instrumentos de flexibilidad, entre ellos el efecto de la carga inteligente de los vehículos eléctricos o de la gestión de la demanda. Ambos instrumentos por sí solos en determinadas condiciones podrían conseguir que el sistema fuera viable en estas condiciones de estrés (3).


Conclusiones
Una segunda parte del estudio ha ido introduciendo inversión adicional, sin las medidas de flexibilidad anteriores, y estas son algunas de las conclusiones:

La diferencia entre el coste total de un escenario sin carbón ni nuclear (con un crecimiento de la demanda eléctrica contenido y alto porcentaje de renovables), frente a uno con nucleares y carbón (con crecimiento de la demanda elevado y el mínimo porcentaje de renovables para el cumplimiento de las directivas europeas) es del 1,8%. Lo que supone 186 M€, sólo la mala gestión de Castor ha costado a los usuarios 1.755 millones, sin contar los intereses.

La retirada del carbón supone un ahorro de emisiones de CO2 para el sistema y su coste disminuye en los escenarios de baja demanda y alta penetración de renovables (4).

El cierre ordenado de las centrales nucleares en 2025 supone sólo un aumento de coste del sistema de entre 800 y 1.200 millones de euros al año, esto es entre un 6 y un 20% del coste total del sistema de generación. Hay que decir que el coste externo de otros contaminantes (SO2, NOx y partículas) o los asociados a los residuos radiactivos, no están considerados, por tanto, estos cálculos deben ser considerados como grandes subestimaciones del coste social.

Cuando se consideran valores medios para la producción hidráulica y eólica, los costes absolutos de operación y las emisiones se reducen, y aumenta el porcentaje de energías renovables, a igualdad del resto de circunstancias, entre un 5 y un 8% según los escenarios.

Aunque los resultados muestran la necesidad, en determinadas circunstancias, de incorporar centrales que complementen la producción de las renovables, en la mayoría de las ocasiones (como sería en un año promedio de agua y viento) esas centrales adicionales de gas no llegarían a funcionar nunca, con lo que no producirían emisiones (5).

Con una mayor producción hidroeléctrica o eólica que es lo probable, además de bajar el coste de operación (lo que cuesta que el sistema funcione), dada la actual configuración de precios del mercado, se abaratará el precio mayorista. A su vez si utilizamos instrumentos de flexibilidad tales como la gestión de la demanda, la carga y descarga inteligente de vehículos, etc. se va a facilitar el mayor aprovechamiento de las renovables, y consecuentemente abaratar el precio mayorista.


Notas

  1. El estudio se ha realizado con el modelo ROM, un modelo suficientemente contrastado y que permite representar el funcionamiento horario del sistema eléctrico.
  2. Se ha utilizado el año peor de la serie histórica de producción hidráulica (13.700 GWh) y eólica.
  3. Se ha considerado una gestión activa de la demanda en unos 13.000 MW diarios. La gestión de la demanda agrupa un conjunto de diferentes medidas que persiguen influir en el consumidor para que modifique “cuanto y cuando” consume, con el fin de lograr no sólo el ahorro neto de energía y el desplazamiento del consumo a horas más baratas, sino también un uso más eficiente de la misma obteniendo ventajas económicas con ello. Para 2025, se ha supuesto una flota de 500.000 vehículos eléctricos, que tendría un consumo aproximado de 1,5 TWh (0,6% de la demanda de referencia del 2015).
  4. El coste de las emisiones de CO2 han sido valoradas a 8 €/tCO2, el coste implícito de estas emisiones evitadas con la retirada del carbón se sitúa entre 40 y 56 €/tCO2
  5. La generación de respaldo necesita ser muy flexible, por lo que se ha calculado considerando grupos de gas, que pueden ser ciclos combinados (más eficientes) o turbinas de gas (más económicas y recomendables, dado que funcionarían muy poco tiempo). El gas que utilicen estas centrales puede ser gas natural o gas renovable (biogás o hidrógeno).
Noticias sobre política energética y normativa | Publicada por Javier Monforte | 13 de marzo de 2018 | 218

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