El mix de generación eléctrica

Existe una serie de incertidumbres que tienen una elevada influencia en la definición del mix óptimo de generación, en el medio plazo (2030), tales como el ritmo real de crecimiento de la demanda, cuándo estarán disponibles las tecnologías de almacenamiento a gran escala, qué tecnologías renovables aportarán una mayor cobertura de la demanda, o cómo serán las necesidades de operación de un sistema eléctrico con mucha mayor demanda e intermitencia de la generación. Por lo tanto, las políticas que se desarrollen sobre el mix de generación necesitan mantener la mayor cantidad de opciones abiertas para, en función de la evolución de las diferentes tecnologías, tomar las decisiones más eficientes en el momento adecuado.

Las baterías eléctricas no se espera que tengan madurez suficiente para prestar servicios de respaldo al sistema eléctrico de manera masiva antes de 2030
Las tecnologías de almacenamiento de energía han experimentado, en los últimos años, importantes reducciones de costes y mejoras de prestaciones. Únicamente la tecnología de bombeo aporta actualmente capacidad de respaldo en algunos sistemas eléctricos. A nivel mundial están instalados unos 170 GW de capacidad de esta tecnología, mientras el resto de tecnologías de almacenamiento (baterías electroquímicas, sistemas electrónicos, almacenamiento químico, etc.) siguen teniendo un menor peso (~4 GW), incluso algunas de estas tecnologías, como el Power-to-Gas, se encuentran aún en un estado experimental.

Además, el almacenamiento podría llegar a resolver las necesidades de seguridad de suministro en el corto plazo (segundos, horas, días), pero difícilmente podrá resolver las necesidades de largo plazo (semanas, meses), que requerirían almacenar la energía en los meses de menor demanda y mayor producción renovable, o un sistema de generación (sobre)dimensionado para el máximo absoluto de demanda. En el primer caso, no existe una tecnología de almacenamiento económicamente viable que solucione este problema. En el segundo caso, la solución tendría un coste económico muy alto para el consumidor. A pesar de la inmadurez actual, los proyectos de almacenamiento en desarrollo, el nivel de inversión de organizaciones públicas y privadas y su evolución tecnológica indican un futuro prometedor.

Los sistemas de bombeo podrían incrementar su rol en la transición (para sustituir el respaldo de las primeras plantas convencionales que lleguen al final de su vida útil), y a 2030, las tecnologías Power-to-Gas podrían utilizarse para el almacenamiento de largo plazo. Ante la incertidumbre de cuándo el almacenamiento puede ser una alternativa y en qué volumen, es eficiente mantener tecnologías térmicas convencionales de respaldo que ya están instaladas en el sistema, y que deberían ir desapareciendo a medida que ese almacenamiento estuviera disponible.

La tecnología de captura y secuestro de carbono no es actualmente una solución viable a gran escala.
La tecnología de captura y secuestro de CO2 ha aparecido en las últimas décadas como una gran oportunidad para la descarbonización. Sin embargo, esta tecnología tiene limitaciones en su aplicación, que implican que su uso durante la transición será muy limitado: (i) su aplicación se centra en grandes instalaciones emisoras, lo que no resuelve que una gran mayoría de las emisiones que se realizan no proviene de este tipo de instalaciones (por ejemplo, transporte, edificación), (ii) requiere de emplazamientos que reúnan características geológicas adecuadas, lo que genera incertidumbres sobre su disponibilidad y viabilidad técnica y económica, y (iii) el coste de esta tecnología es aún demasiado elevado, incluso para el desarrollo de proyectos piloto (en Europa, se han cancelado todos los proyectos de este tipo, excepto dos en Noruega, que no suponen más de 2 MteqCO2 de almacenamiento al año).

Las tecnologías renovables con mayor madurez seguirán siendo no gestionables (solar fotovoltaica y eólica)
La instalación de plantas de generación eólica terrestre y fotovoltaica, para cubrir la electrificación de la demanda en la transición y permitir el cumplimiento del objetivo de renovables sobre energía final de 2030, es la solución más eficiente, debido a su mayor grado de madurez (económica) y disponibilidad de recurso/emplazamiento, respecto a otras tecnologías renovables. Sin embargo, estas tecnologías siguen presentando retos importantes para su integración de modo masivo en el sistema eléctrico: no se puede gestionar su producción y no aportan la misma capacidad de regulación y control que la generación térmica convencional. Por lo tanto, el nivel máximo de penetración de estas tecnologías durante la transición estará supeditado a su impacto en la operación técnica del sistema, y éste seguirá requiriendo capacidad firme de respaldo. El potencial del autoconsumo en la transición ha de aprovecharse bajo modelos de desarrollo eficientes En España, dada la irradiación solar superior a la de otros países europeos, estas instalaciones podrían jugar un papel relevante en la transición. Sin embargo, hay diferencias entre la situación de España y la de otros mercados donde este modelo ha tenido una mayor penetración, como California o Australia: la elevada renta disponible de los ciudadanos o el porcentaje de hogares en viviendas unifamiliares.

Se deberían definir modelos eficientes para desarrollar el autoconsumo como palanca de descarbonización. Será necesario que se permita el libre acceso y sin penalizaciones a esta forma de producción de energía, pero bajo señales de precio adecuadas, tanto en coste de la energía consumida de la red, como en la remuneración de los excedentes de energía vertidos a la red. Todas las tecnologías de generación convencional instaladas son necesarias para hacer frente a las incertidumbres y asegurar una transición eficiente

Mantener en el mix las plantas de generación convencional ya instaladas permitiría:

• Garantizar la seguridad de suministro, ya que un sistema eléctrico basado exclusivamente en generación renovable no parece viable en los próximos 10-15 años, dado que el almacenamiento no será una solución masiva.

• Evitar inversiones adicionales en respaldo y mantener el coste de generación en niveles admisibles para los consumidores finales

• Contribuir al cumplimiento de los objetivos medioambientales: se abatirían ~370 MteqCO2 hasta 2050, el equivalente a la emisión de todo el país en 1 año, en caso de extender la vida operativa de las centrales nucleares.

La nueva capacidad de generación renovable deberá repartirse de forma equilibrada entre eólica terrestre y fotovoltaica, ya que en ambos casos la curva de desarrollo tecnológica (y reducción de costes) es prometedora. Además, el diferente perfil de producción de ambas tecnologías permite diversificar la producción y mitiga el hecho de que ninguna de ellas es gestionable. La capacidad de respaldo necesaria a instalar para cubrir la punta de demanda a 2030, sería de ~10 GW14, en los escenarios con mayor electrificación. Si en este horizonte de tiempo se desarrollan otras tecnologías que proporcionen esta capacidad, como nuevos sistemas de gestión de la demanda y/o sistemas de almacenamiento, podría evitarse que este respaldo tenga que ser prestado por nuevas centrales térmicas convencionales.

El mantenimiento de generación térmica y nuclear no es una restricción para la entrada de nueva generación renovable. En el escenario de Alta eficiencia eléctrica, los vertidos reales, considerando el uso de las centrales de bombeo, serían prácticamente nulos.