En primer lugar hay un problema de fuentes, pues cada una da unos costes diferentes, que en algunos casos muestran diferencias muy notables, sobre todo en el controvertido tema de la generación nuclear. Las cifras del Departamento de Energía de EE UU, las de la Unión Europea, la Agencia Internacional de la Energía, la Comisión Nacional de la Energía (CNE), UNESA o cada una de las empresas eléctricas en España o la de entidades independientes, como el Worldwatch Institute o las elaboradas por consultoras para empresas como Vestas o patronales del sector, llegan a cifras diferentes, y en la mayoría de los casos hay que optar por una horquilla muy amplia.
Luego tenemos dos problemas de gran calado: el ciclo completo de vida y las llamadas externalidades. ¿Cómo repercuten en el coste y cómo se cuantifican? ¿Se pueden obviar, como hace la contabilidad tradicional? ¿Cuál será el coste de gestión de los residuos radiactivos durante decenas de miles de años o el desmantelamiento de las centrales nucleares? ¿Cuánto vale el CO2 y otros contaminantes emitidos cada vez que se quema carbón, petróleo y gas natural? ¿Cuál es coste de la pérdida de biodiversidad y la alteración de ecosistemas? Los impactos ambientales, sociales y políticos de la generación de electricidad son inmensos, pero no se incluyen, salvo raras excepciones, en el coste de generación de cada MWh.
Además hay una gran intoxicación, que impide un acercamiento objetivo al coste de generar electricidad, que es un elemento clave para apostar por una u otra política energética. Faltan estudios serios y rigurosos, y sobra intoxicación e información manipulada e interesada.
Pero una cosa es el coste real de generación en el caso de las energías renovables, y otra lo que quieren cobrar las empresas del sector, que buscan una TIR muy alta, recuperar y amortizar en el periodo más breve posible las inversiones realizadas, y beneficios importantes y rápidos, que en parte están justificados, pero sólo en parte, por los riesgos empresariales y regulatorios, y la necesidad de dedicar recursos importantes a la investigación y acometer importantes endeudamientos para las nuevas inversiones. Pero se debe y se puede exigir a las empresas de energías renovables un mayor esfuerzo económico, traducido en la reducción de las primas que perciben, lo que debe acometerse a partir de auditorías externas, y siempre que no se ponga en peligro al sector.
El precio medio percibido en 2007 por las energías renovables incluidas en el llamado Régimen Especial, que no es el coste, según la CNE, ascendió a 433,9 euros por MWh para la solar fotovoltaica, 78,5 euros por MWh para la eólica, 77,13 euros por MWh para la hidráulica, 85,72 euros por MWh para la biomasa y 91,87 euros por MWh para el biogás. La nuclear percibió en 2008, según la CNE, 64,89 euros por MWh, el carbón 69,38 euros por MWh, el ciclo combinado 73,9 euros por MWh y la hidráulica en régimen ordinario 83,48 euros por MWh.
El análisis de los costes es también muy complejo, dada la variabilidad y volatilidad de los precios de los combustibles en los últimos años, que afecta también al carbón y al gas natural, el precio del CO2, o los costes financieros. En el caso de la eólica, el mayor o menor recurso eólico puede afectar de forma importante al coste del MWh producido, y lo mismo sucede con la solar fotovoltaica y solar termoeléctrica, pues no es lo mismo Asturias que Almería, o Alemania y el Sáhara. El auge de la eólica y la fotovoltaica también provoca aumentos de costes, en el clásico proceso de oferta/demanda, o por el coste de materias primas, como el polisilicio en 2007, o el acero y el cobre, componentes esenciales de los aerogeneradores, cuyo preció aumentó de forma importante en los últimos años.
Una entidad con los medios de la Comisión Nacional de la Energía, reconoce la propia dificultad de conocer los costes de la generación de electricidad: “Existe cierta dificultad para conocer los costes de cada central. Los costes fijos dependen de la política de amortizaciones practicada por las empresas y, más allá de esa política, de las normas regulatorias vigentes hasta 1998 y 2006, año (este último) de cancelación de la regulación de los CTC’s. A ello hay que añadir la falta de homogeneidad de los costes de las centrales debido a su diversidad tecnológica (e incluso también, falta de homogeneidad dentro de la misma familia tecnológica) y a su construcción en diversos años y por diferentes empresas, así como a las inversiones realizadas en reconversiones, alargamiento de vida útil o re potenciación, por ejemplo. Por su parte, los costes variables dependen, fundamentalmente, de los contratos de aprovisionamiento de los combustibles: GN, Carbón y Nuclear y de los costes de operación y mantenimiento, todos ellos sensibles desde el punto de vista comercial y, por ello, opacos”.
La CNE estimaba el coste de la nuclear en España en 2008 en 44,37 euros por MWh, pero hablamos de centrales nucleares ya totalmente amortizadas y sin incluir buena parte de los costes de la gestión de los residuos radiactivos durante miles de años y el desmantelamiento de las centrales nucleares. De incluir todos los costes reales y de nuevas centrales nucleares, éstos se duplicarían, como mínimo. Las empresas propietarias aplican la clásica privatización de los beneficios (venta de la electricidad) y socialización de las pérdidas (gestión de los residuos durante miles de años, desmantelamiento de las centrales, coste de la moratoria de las cinco centrales que nunca llegaron a funcional pagada por todos los consumidores y otras “externalidades”).
La misma CNE estimaba el coste de generación con carbón en 2008 en 71,83 euros por MWh, a causa del precio del CO2, entre otros factores, y el del ciclo combinado en 68,64 euros por MWh. La hidráulica del régimen ordinario costaba sólo 39 euros por MWh. Con estos costes, podemos afirmar que la eólica ya es competitiva, además de sus beneficios ambientales, sociales y económicos, pues su coste asciende a 63 euros por MWh.
2. Energía nuclear
Las cifras del coste del MWh producido en las centrales nucleares, según la industria nuclear, van de 35 a 45 euros por MWh, aunque a esta cifra llegan a partir de análisis simplistas y sin ninguna credibilidad, analizando centrales nucleares ya amortizadas, y nunca incluyen los costes reales, y desconocidos, de todo el ciclo de vida, incluyendo el desmantelamiento de las centrales y la gestión de los residuos radiactivos durante decenas de miles de años. Aunque sólo se contabilizase el coste de los salarios de los guardas jurados durante los miles de años necesarios, se vería que tales cifras no resisten ningún análisis independiente. Por no hablar de la proliferación nuclear y los riesgos de ataques terroristas. El desmantelamiento de Zorita costará 170 millones de euros y Vandellós I desde 1990 lleva ya 600 millones, cifras superiores al coste de construirlas.
El 23 de junio de 2006 el Gobierno aprobó el Sexto Plan General de Residuos Radiactivos, valorando el coste de la gestión de los residuos radiactivos en 13.023 millones de euros en España para el periodo 1985-2070, lo que supone cerca de dos millones de euros por cada MW nuclear instalado. Porque ese periodo es sólo un aperitivo de lo que será el coste real de gestionar los residuos radiactivos durante miles de años. Sólo con el coste de los residuos radiactivos en este periodo se podrían instalar 10.000 MW eólicos, más que la potencia nuclear instalada en España (7.878 Mwe). Y ello sin hablar del desmantelamiento, la construcción y los costes de operación. La energía nuclear es una ruina, que sólo subsiste por la ocultación sistemática de los costes reales.
Según Enresa, habrá que gestionar 176.300 metros cúbicos de residuos radiactivos de media y baja actividad, y 12.800 metros cúbicos de residuos radiactivos de alta actividad. Hasta el momento, Enresa ha realizado unos gastos de 3.000 millones de euros, a los que habrá que sumar otros 10.000 millones hasta 2070, para empezar. Esa es la realidad, que siempre ocultan los promotores de las centrales nucleares, bajo unos datos absolutamente falsos sobre los costes reales de generar electricidad con centrales nucleares.
Análisis independientes elevan el coste del MWh nuclear a una horquilla que va de 60 a 90 euros por MWh, cifra sólo superada por la fotovoltaica (unos 350 euros por MWh en el sur de España) y la solar termoeléctrica (de 180 a 220 euros por MWh), pero muy superior a la generación de electricidad en centrales de ciclo combinado de gas natural (unos 50 euros por MWh), en centrales termoeléctricas de carbón sin captación y almacenamiento de CO2 (unos 45 euros por MWh, sin incluir el precio del CO2 emitido, que encarece mucho el coste), en centrales hidráulicas (de 25 a 60 euros por MWh), en parques eólicos terrestres (de 35 a 60 euros por MWh, según el recurso), e incluso en parques eólicos marítimos (de 50 a 70 euros por MWh, según el recurso) y centrales de biomasa (de 60 a 80 euros por MWh). Iberdrola calcula que el coste para una nueva central nuclear oscilaría entre 67 y 70 euros megavatio por hora, suponiendo un funcionamiento de 8.000 horas anuales, cifra igual o superior a la eólica.
3. Carbón
Hay que tener en cuenta que ya en 2007 la producción nacional de carbón ascendió a sólo 5.865 Ktep, y sufrirá importantes reducciones adicionales en los próximos años, en el marco del Plan de la Minería. Sin una importante reducción del consumo de carbón, será imposible cumplir los objetivos de emisiones de GEI (37% para el periodo 2008-2012, respecto al año base 1990, según el 2º PNA). El carbón tiene indudables ventajas para España, como sus grandes reservas muy repartidas, a diferencia del petróleo y el gas natural, pero es también el combustible fósil con mayor impacto ambiental, por lo que es conveniente una importante reducción, mientras no se desarrollen las tecnologías que permitan un uso compatible con la sostenibilidad, como la gasificación del carbón y el almacenamiento subterráneo del CO2. La mayoría de las centrales termoeléctricas de carbón pueden y deben mantenerse, pero funcionando muchas menos horas al año, en los momentos de punta del consumo en invierno y verano, y cuando la aportación de la eólica y la hidráulica sean menores. Al mantenerse las centrales y la aportación del carbón nacional, el impacto sobre el empleo será mínimo.
4. Gas natural
A pesar de que el gas natural emite la tercera parte de CO2 por unidad de energía que el carbón, las emisiones aumentarán, e igualmente crecerá la dependencia energética. Lo realmente sostenible no es apostar por las centrales de ciclo combinado de gas natural, sino por el aumento de la eficiencia y los programas de gestión de la demanda, reduciendo su crecimiento, por la cogeneración y por la promoción de las energías renovables, dando prioridad a corto plazo a la energía eólica, y a medio y largo plazo a la energía solar, tanto fotovoltaica, como térmica de medias y altas temperaturas (centrales de colectores parabólicos y de torre central).
Según el documento del gobierno Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2007-2016 el consumo de gas natural llegará a casi el 25% en 2016. La generación de electricidad en centrales de ciclo combinado tiene indudables ventajas en términos económicos y ambientales, además de sus ventajas para la gestión de la red en función de la demanda diaria. Es una óptima fuente para complementar el papel creciente de las energías renovables, a un precio razonable (de 50 a 70 euros el MWh). El único problema importante es que el gas natural se importa en su totalidad, y el precio va parejo al del petróleo.
Es probable que el cenit de la producción mundial del petróleo y gas natural llegue en 20 o 30 años, y que ello empuje los precios al alza, pero hay tiempo más que suficiente para realizar la transición ordenada hacia un modelo energético más eficiente, menos intensivo en energía y en el que las energías renovables vayan sustituyendo paulatinamente a los combustibles fósiles, sin necesidad de recurrir a la energía nuclear, la fuente más peligrosa y la que nos dejará una herencia de residuos radiactivos y armas nucleares. En cualquier caso, las reservas de gas natural, el más limpio entre los combustibles fósiles, son superiores a las del petróleo (las reservas conocidas superan los 60 años) y nos dan tiempo más que suficiente para realizar una transición que conjure tanto la amenaza del cambio climático como la que supone la vía nuclear.
5. Eólica
La energía eólica es una variante de la energía solar, pues se deriva del calentamiento diferencial de la atmósfera y de las irregularidades de relieve de la superficie terrestre. Sólo una pequeña fracción de la energía solar recibida por la Tierra se convierte en energía cinética del viento y sin embargo ésta alcanza cifras enormes, superiores en varias veces a todas las necesidades actuales de electricidad. La energía eólica podría proporcionar cinco veces más electricidad que el total consumido en todo el mundo, sin afectar a las zonas con mayor valor ambiental.
La potencia que se puede obtener con un generador eólico es proporcional al cubo de la velocidad del viento; al duplicarse la velocidad del viento la potencia se multiplica por ocho, y de ahí que la velocidad media del viento sea un factor determinante a la hora de analizar la posible viabilidad de un sistema eólico. La energía eólica es un recurso muy variable, tanto en el tiempo como en el lugar, pudiendo cambiar mucho en distancias muy reducidas. En general, las zonas costeras y las cumbres de las montañas son las más favorables y mejor dotadas para el aprovechamiento del viento con fines energéticos.
La conversión de la energía del viento en electricidad se realiza por medio de aerogeneradores, con tamaños que abarcan desde algunos vatios hasta los 5.000 kilovatios (5 MW). Los aerogeneradores se han desarrollado intensamente desde la crisis del petróleo en 1973, habiéndose construido desde entonces más de 100.000 máquinas.
La capacidad instalada era de 94.100 MW en 2007, mientras que en 1995, sólo había 4.780 MW (ver Tablas 9 y 10). Entre los países que más han investigado y desarrollado intensamente la energía eólica en los últimos años, destacan Alemania, Dinamarca, España, EE UU, Holanda, India y China. En 2008 ya es competitiva la producción de electricidad con generadores eólicos de tamaño medio o grande (de 750 a 5.000 kW) y en lugares donde la velocidad media del viento supera los 4 metros por segundo. Se espera que dentro de unos pocos años también las máquinas grandes (de más de 5 MW) lleguen a ser rentables, y se generalice la eólica marina, donde los vientos son más predecibles y constantes.
La energía eólica no contamina, no genera residuos radiactivos ni gases de invernadero y su impacto ambiental es muy pequeño comparado con otras fuentes energéticas. De ahí la necesidad de acelerar su implantación en todas las localizaciones favorables, aunque procurando reducir las posibles repercusiones negativas, especialmente en las aves y en el paisaje, en algunas localizaciones.
El carbón, y posteriormente la electricidad, dieron al traste con el aprovechamiento del viento hasta la crisis energética de 1973, año en que suben vertiginosamente los precios del petróleo y se inicia el renacimiento de una fuente cuya aportación, en las próximas décadas, puede llegar a cubrir el 20 por ciento de las necesidades de electricidad sin cambios en la gestión de la red de distribución. Las mejores zonas eólicas en España son, en orden decreciente, las Islas Canarias, Zona del Estrecho, costa Gallega y valle del Ebro, aunque en todas las provincias hay localizaciones favorables.
A finales del año 2007 la potencia eólica en España ascenderá a 15.145 MW, con un incremento de 2.345 MW sobre el año 2006. El importe total de los incentivos a la producción de electricidad con energía eólica ascenderá a sólo 815 millones de euros en el año 2010 (para la potencia de 20.000 MW prevista en el PER), una ínfima parte de lo que nos costó el Prestige, o la gestión de los residuos radiactivos que generan las centrales nucleares. Cada kWh eólico permite ahorrar un kilogramo de CO2, entre otras sustancias contaminantes, si sustituye a las centrales de carbón.
Hoy uno de los mayores obstáculos para el desarrollo de la eólica es la prioridad dada por las eléctricas a las grandes centrales de ciclo combinado de gas natural. Según nuestras previsiones, realizadas a partir de un exhaustivo análisis del desarrollo actual y de los diversos planes regionales, siempre que haya voluntad política y se resuelvan los problemas de conexiones a la red eléctrica y exista el apoyo adecuado en las primas, venciendo la resistencia de las grandes empresas eléctricas y la miopía de cortos vuelos de algunos grupos conservacionistas, en España se podría llegar a 29.000 MW en el año 2012, sin demasiados problemas.
No hay, por tanto, ningún problema de potencial, que sobra. Las dificultades vienen de REE y de los problemas reales de gestionar la aportación de la eólica. Pero todo es solucionable, si hay voluntad política. Entre los fabricantes españoles de aerogeneradores destacan Gamesa Eólica (participada por Iberdrola), Made Tecnologías Renovables (absorbida por Gamesa), Ecotècnia (vendida primero a las cooperativas de Mondragón y posteriormente a Alstom), una de las mayores empresas de energías renovables del mundo, Acciona (que absorbió a EHN), M Torres y Navantia-Siemens. Además también fabrican en España la empresa danesa Vestas y la estadounidense General Electric, entre otras.
La eólica ha creado ya en España 95.000 empleos-año, 24.000 directos y 71.000 indirectos, y además en las tareas de operación y mantenimientos de los parques eólicos se han creado otros 1.450 empleos permanentes. La eólica emplea ya en España a 7 veces más personas que el carbón. El mayor obstáculo al desarrollo de la energía eólica hoy proviene de Red Eléctrica Española, por razones obvias y explicables, como los huecos de tensión y sobre todo la garantía de suministro, pero que tendrán solución si se ponen los medios.
La próxima frontera es el desarrollo de la eólica marina, más predecible y superior en un 20% por MW instalado a la eólica en tierra, y de hecho los promotores ya han solicitado 2.800 MW. Los problemas en gran parte proceden de la ignorancia y de la falta de voluntad política, como demuestran los parques eólicos marinos propuestos en Cádiz, Castellón y Tarragona. En muchos casos habrá que ir pensando en los próximos años en la sustitución de los primeros aerogeneradores, hoy obsoletos, por otros más potentes, fiables y que no plantean los huecos de tensión. El generador síncrono de velocidad variable es más caro que el asíncrono, pero se adapta mejor a los requerimientos de la red. Y conviene vencer una idea preconcebida: la eólica es una tecnología madura, pero necesitada de importantes inversiones en I+D, si se quiere mantener y desarrollar el ya importante tejido industrial.
En la actualidad el 90% de los parques eólicos españoles realizan sus ventas a precios variables en el mercado marginalista del MIBEL.
La determinación del coste de generación eléctrico a partir del viento tiene la ventaja de que el coste del combustible es nulo, frente al gas natural, el carbón y el uranio, pero las dificultades vienen, fundamentalmente, de las diferentes formas de financiación de las inversiones en parques eólicos, intensivas en capital, que pueden ser a través de recursos propios o ajenos, a unos costes financieros variables en el tiempo.
En cualquier caso, según la AEE, todo análisis de costes debe incorporar los siguientes elementos: los costes de inversión (tramitación, ingeniería, aerogeneradores, obra civil, montaje y conexión) y los costes financieros. El coste de inversión en España en 2007 ascendió a 1.175.000 euros por MW, de los que 848.870 euros corresponden al aerogenerador, 88.960 euros a la obra civil, 131.120 euros a la conexión y 106.150 euros a otros gastos. La inversión se realiza el primer año, por lo que para determinar el coste de generación se debe realizar una imputación a lo largo de la vida de la planta. Otro elemento importante en el cálculo de los costes de generación de un parque eólico es el número de horas de funcionamiento, el cual se estima en media en 24,72%, alcanzando el valor de 26,95% en los meses de invierno y el valor de 20,28% en los meses de verano, según los datos proporcionados por Alberto Ceña, director técnico de la AEE.
La eólica terrestre ya es casi competitiva, incluso sin incluir sus indudables ventajas ambientales, y la eólica marina puede llegar a serlo en pocos años. Los costes de la eólica son siempre conocidos y no están sujetos a los vaivenes del mercado, a diferencia del petróleo, el gas natural, el carbón y el uranio. Además es un recurso propio y muy distribuido, reduce el déficit comercial, no genera emisiones ni residuos radiactivos y es intensivo en empleo. Los problemas son básicamente la garantía de suministro, y la integración y la gestión de la red, al igual que ocurre con otras energías renovables.
La energía eólica y la solar termoeléctrica también pueden producir la electricidad a un coste razonable, y con las nuevas baterías de ión litio, en dos o tres años podemos empezar a sustituir la gasolina y el gasóleo por electricidad. El coche eléctrico ya no es una utopía, y hoy es posible reducir de forma drástica la dependencia del petróleo sin necesidad de producir biocombustibles, que ocasionan problemas aún más graves que los productos petrolíferos a los que pretenden sustituir. Los biocombustibles, o agrocombustibles, entran en colisión con la producción de alimentos, no reducen las emisiones de CO2, e incluso las pueden aumentar, y su desarrollo supondría la pérdida de biodiversidad y la destrucción de los bosques tropicales, convertidos en monocultivos de palma africana y soja.
El futuro puede basarse en la energía eólica y en la solar termoeléctrica como fuentes de energía primaria más importantes, complementadas con la hidráulica, la biomasa, la geotermia y cantidades cada vez menores de combustibles fósiles. El almacenamiento y la gestión pueden resolverse a través del bombeo y la interconexión con corriente continua. Cuando el viento no sopla en un lugar, lo hace en otro y si están conectados la gestión no plantea problemas irresolubles. Y esa misma electricidad puede almacenarse en las baterías de ión litio, para mover bicicletas, automóviles, furgonetas, camiones y autobuses.
La primera (1973) y la segunda crisis del petróleo (1979) supuso su desplazamiento de la generación de electricidad. La tercera (2008) debe implicar su desplazamiento del transporte por carretera.
6. Solar fotovoltaica
La producción de electricidad a partir de células fotovoltaicas es aún seis veces más cara que la obtenida en centrales de carbón, pero hace tan sólo dos décadas era veinte veces más. En 1960 el coste de instalar un solo vatio de células fotovoltaicas, excluyendo las baterías, transformadores y otros equipos auxiliares, ascendía a 2.000 dólares; en 1975 era ya sólo 30 dólares y en 2008 va de 2,62 dólares a 4,25, dependiendo de la cantidad y el tipo de instalación. Si en 1975 el kWh costaba más de 7 euros, el precio actual está entre 0,3 y 0,6 céntimos de euro, lo que permite que el empleo de células fotovoltaicas para producir electricidad en lugares alejados de las redes de distribución ya compita con las alternativas existentes, como generadores eléctricos a partir del petróleo.
Hoy, en Estados Unidos, la producción de un kWh cuesta de 4 a 8 centavos de dólar en una central de carbón, de 7 a 12 en una de petróleo, de 12 a 15 en una central nuclear y de 25 a 40 centavos utilizando células fotovoltaicas. En los próximos se espera reducir el coste del kWh a 12 centavos de dólar para antes del año 2010 y a 4 centavos para el 2030. Según ASIF hacia el año 2020 la fotovoltaica podrá competir con las fuentes convencionales de electricidad. Claro que en los costes anteriores no se incluyen los resultados del deterioro causado al ambiente por las distintas maneras de producir la electricidad.
El efecto fotovoltaico, descubierto por Becquerel en 1839, consiste en la generación de una fuerza electromotriz en un dispositivo semiconductor, debido a la absorción de la radiación luminosa. Las células fotovoltaicas convierten la energía luminosa del sol en energía eléctrica, con un único inconveniente: el coste económico todavía muy elevado para la producción centralizada. Sin embargo, las células fotovoltaicas son ya competitivas en todos aquellos lugares alejados de la red y con una demanda reducida, como aldeas y viviendas sin electrificar, repetidores de televisión, balizas, agricultura, faros, calculadoras y otros bienes de consumo.
A lo largo de toda la década el mercado fotovoltaico creció a ritmos anuales superiores al 40%, y a mediados de 2008 ya había más de 12.000 megavatios pico instalados en todo el mundo, de ellos unos 1.000 MWp en España. Se calcula que deberán instalarse aún otros 85.000 MWp, invirtiendo unos 500.000 millones de euros, para conseguir que la fotovoltaica sea competitiva en el mercado, lo que implica un precio de 1 euro por vatio. Para obtener una reducción del 20% del precio, se debe duplicar la producción, según la curva de experiencia o de aprendizaje. El esfuerzo económico vale la pena, y hay que tener en cuenta que todas las fuentes de energía, incluida la energía nuclear, han recibido un considerable apoyo público, sobre todo en la etapa inicial de despegue, que es en la que nos encontramos.
Actualmente la mayoría de las células fotovoltaicas son de silicio monocristalino de gran pureza, material obtenido a partir de la arena, muy abundante en la naturaleza. La purificación del silicio es un proceso muy costoso, debido a la dependencia del mercado de componentes electrónicos, que requiere una pureza (silicio de grado electrónico) superior a la requerida por las células fotovoltaicas. La obtención de silicio de grado solar, directamente del silicio metalúrgico, cuya pureza es del 98%, abarataría considerablemente los costes, al igual que la producción de células a partir del silicio amorfo u otros procedimientos, hoy en avanzado estado de investigación y cuyos resultados pueden ser decisivos en la próxima década. La próxima entrada en funcionamiento de varias fábricas de silicio solar (una de ellas en Andalucía, promovida por Isofotón y Endesa) abaratará los costes, aunque aún queda por delante un importante esfuerzo de investigación y desarrollo, antes de reducir los costes para lograr una introducción masiva de la fotovoltaica. La multinacional BP produce células de alto rendimiento en su fábrica de Madrid, la denominada LGBG (Laser Grooved Buried Grid) Saturno. El apoyo institucional, abriendo nuevos mercados, puede acortar el tiempo necesario para la plena competitividad de las células fotovoltaicas.
La superficie ocupada no plantea problemas. En el área mediterránea se podrían producir 90 millones de kWh anuales por kilómetro cuadrado de superficie cubierta de células fotovoltaicas, y antes del año 2010, con los rendimientos previstos, se alcanzarán los 150 millones de kWh por km2. Por lo que se refiere al almacenamiento, la producción de hidrógeno por electrólisis y su posterior empleo para producir electricidad u otros usos, puede ser una óptima solución.
El objetivo del Plan de Fomento de las Energías Renovables del PP era tener instalados 143,7 MWp (megavatios pico) en el año 2010, de ellos 135 MWp nuevos, de los que 61 MWp deberían instalarse antes de 2006 (el 15% en instalaciones aisladas y el 85% en instalaciones conectadas a la red). Entre 1998 y 2001 se instalaron sólo 6,9 MWp, aunque posteriormente la situación se desbloqueó, en 2004 se llegó a la cifra de 37 MWp, en 2005 se alcanzaron los 54 MWp y en 2008 se superaron los 1.000 MWp, poco antes de la importantísima rebaja que prevé el gobierno, al reformar el decreto 661.
El Plan de Energías Renovables del PSOE elevó el objetivo a 400 megavatios, cifra muy insuficiente, pues se superó en 2007 y en 2008 se alcanzaron los 1.000 megavatios.
La industria fotovoltaica española es la segunda europea, tras Alemania, y la cuarta a nivel mundial. Los tres fabricantes son Isofotón en Málaga, BP Solar en Madrid y ATERSA en Valencia, aunque en el sector operan unas 500 empresas. Los precios de los módulos fotovoltaicos se han reducido mucho, y hoy, según el tipo de instalación, van de desde 5,7 euros/Wp (conexión a la red) a 11,76 euros/Wp (instalaciones aisladas), aunque en Alemania, con un mercado mucho más desarrollado, el precio es de 4,5 euros/Wp. En España, con una radiación solar diaria superior en la casi totalidad del territorio a 4 kWh por metro cuadrado, y que en algunas zonas superan los 5 kWh, el potencial es inmenso. Sólo en los tejados de las viviendas españolas se podrían producir anualmente 180 TWh.
Un objetivo viable sería llegar a 20.000 MWp fotovoltaicos en el año 2020, fecha a partir de la cual la fotovoltaica debería experimentar un rápido desarrollo. Para alcanzar tales objetivos se requerirán unas inversiones importantes, pero posibles, al objeto de superar las actuales barreras tecnológicas y de economías de escala. En el mundo, según el informe “Solar Generation” de la Asociación de la Industria Fotovoltaica Europea y Greenpeace, se debería llegar a 276 TWh en el año 2020, con unas inversiones anuales de 75.000 millones de euros. El éxito de los llamados “huertos solares” demuestra que es posible alcanzar los objetivos propuestos, sin demasiado voluntarismo, creando un nuevo tejido industrial con enormes posibilidades de desarrollo, al igual que está pasando con la eólica.
La ley 54/1997 del Sector Eléctrico estableció un Régimen Especial para las fuentes de energía renovables, con una potencia instalada inferior a los 50 MW. El Real Decreto 436/2004, sobre Régimen Especial, que desarrolla la ley, estableció un régimen económico garantizado. El Real Decreto 1663/2000, sobre conexión a la red eléctrica de baja tensión, y la Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, y sobre todo el Real decreto 661 constituyen el núcleo legislativo de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a red, hoy en proceso de reforma, y que pretende que no se superen los 300 MWp en los próximos años.
7. Solar térmoeléctrica
Los colectores solares de concentración lineal son espejos cilindroparabólicos, que disponen de un conducto en la línea focal por el que circula el fluido caloportador, capaz de alcanzar los 400 grados centígrados. Con tales temperaturas se puede producir electricidad y calor para procesos industriales. En Estados Unidos operan más de cien mil metros cuadrados de concentradores lineales desde hace unos 20 años, y la empresa “Luz International” instaló en California seis centrales para producir electricidad, con una potencia de 354 MW eléctricos (1 MW=1.000 kW), y unos rendimientos satisfactorios. En 2007 Acciona inaugura la planta Nevada Solar One con 64 MW, recuperando una tecnología que está llamada a jugar un papel central en el siglo XXI.
Los colectores puntuales son espejos parabólicos en cuyo foco se dispone un receptor, en el que se produce el calentamiento del fluido de transferencia, posteriormente enviado a una turbina centralizada, o se instala directamente un motor. Las llamadas centrales solares de torre central consisten en numerosos espejos de gran superficie (helióstatos) que, gracias a la orientación constante, concentran la radiación solar en un receptor de vapor situado en lo alto de una torre. Los resultados obtenidos hasta ahora en las centrales de Almería (España), Solar One en Dagett (EE UU), CES en Crimea y Themis en Francia, entre otras, son tan alentadores como los espejos parabólicos. El desarrollo de helióstatos de bajo coste, utilizando nuevos materiales como el poliéster, la fibra de vidrio o las membranas tensionadas de fibra de grafito y receptores más fiables y eficientes, puede abrir nuevas posibilidades al empleo de la energía solar para la obtención de electricidad.
El coste del kWh es de unos 20 céntimos de euro, todavía superior al convencional, pero interesante en numerosas zonas que tengan buena insolación. Las perspectivas son halagüeñas, a pesar de algunos fracasos, como probó la quiebra de Luz en 1991 y su posterior venta, y hoy hay numerosos proyectos en marcha en España, Estados Unidos, Israel, Argelia e India, entre otros países. La llamada Iniciativa de Mercado Global pretende conseguir que en 2014 existan 5.000 MW de solar termoeléctrica, lo que se va a superar. Actualmente hay multitud de proyectos en marcha.
Según el estudio del DOE de Estados Unidos Assessment of potential impact of Concentrating Solar Power for Electricity Generation, editado en febrero de 2007, el coste del MWh de la solar termoeléctrica era de sólo 10 a 12,6 centavos de dólar por kWh en 2006/2007 (p. 5), y bajará a 3,5-6,2 centavos de dólar por kWh en 2020, que dado que hablamos del dólar de 2007, se traduce en unos 50 a 60 euros por MWh en las condiciones del sur de España para 2020, en una opción realista (costes inferiores a generar electricidad con carbón capturando el CO2, con gas natural en las centrales de ciclo combinado tras la subida de los últimos dos años y también con centrales nucleares que se tuvieran que iniciar en los próximos años), y en unos 40-50 MWh en el Sáhara, electricidad que podría importarse con cables de corriente continúa, igual que ya importamos gas natural por gasoducto. Ni que decir tiene que el tema de los costes es básico, para defender las primas actuales, generar un tejido industrial, mejorar la tecnología, reducir los costes (la famosa curva de aprendizaje) y participar en el debate sobre las opciones de generación de electricidad, en un momento en que el lobby nuclear vuelve a la carga. Si los datos del Departamento de Energía de EE UU son ciertos, la energía nuclear como opción de futuro no es ni necesaria ni conveniente. Y a ello se añada la posibilidad de que el parque automovilístico sea eléctrico y conectado a la red, con lo que la electricidad se convierte en el vector clave y aumentará su peso en el consumo final.
El plan del gobierno prevé producir 509 ktep en el año 2010 de solar termoeléctrica, con una potencia instalada de sólo 500 megavatios y una producción de 1.298 GWh/año, invirtiendo para ello 2.165 millones de euros en el periodo 2005-2010, de los que sólo 6,2 millones serían fondos públicos. Con los proyectos actualmente en desarrollo, en una u otra fase, podrían alcanzarse los 1.000 MWe. El Real Decreto 436/2004, y sobre todo el R.D. 661, creó el marco que está posibilitando en España el desarrollo actual, que pronto dará unos frutos espectaculares. Los más avanzados son Andasol I y II, de 50 Mwe cada uno, en el Marquesado (Granada), desarrollado por ACS, la PS10 de Abengoa, 11 Mwe de torre central en Sanlúcar la Mayor (Sevilla), que en la misma localización promueve la PS20 (13 Mwe de torre y 7 MW de espejos parabólicos), Aznalcóllar 20 MW (igual que la PS 20), Aznalcóllar TH (80 kWe de discos parabólicos) y Solnova (50 MW), varios proyectos de Iberdrola en Sevilla, Ciudad Real, Badajoz, Murcia y Zamora, con espejos parabólicos (colector Eurotrough, desarrollado en Almería), de Acciona en Córdoba (dos centrales de 50 MW cada una) y Extremadura, y de ACS en Castilla-La Mancha, además de los proyectos de investigación que se localizan en la Plataforma Solar de Almería.
Los colectores cilindroparabólicos requieren cuatro hectáreas por megavatio, mientras que las centrales de torre necesitan de 6 a 8 hectáreas. La inversión necesaria, en el caso de las centrales de colectores cilindroparabólicos, asciende a 5.000 euros por kilovatio instalado, y el coste del kWh es de unos 20 céntimos de euro por kilovatio con 2.855 horas equivalentes, aunque se reducirá en el futuro, a medida que madure la tecnología.
