3.1. Tecnologías y costes de la generación eléctrica

Definición de energía. En física, la energía se define como la capacidad de un cuerpo o sustancia para realizar un trabajo. Atendiendo a aspectos tecnológicos y económicos, la energía se refiere a un recurso natural que adecuadamente manipulado y transformado es capaz de realizar un trabajo, es decir, a su transformación se le puede dar un uso industrial y tener, por tanto, un sentido económico.

La energía como tal, ni se crea ni se destruye, sólo se transforma. No obstante, el hecho de que las transformaciones empleadas no sean reversibles hace que la energía se degrade y que, a la postre, no sea posible extraer más trabajo del recurso natural del que se parte inicialmente. Toda transformación del recurso natural para producir trabajo tiene un impacto, mayor o menor, sobre el medio ambiente. La cantidad disponible de recursos naturales susceptibles de realizar trabajo es lo que se conoce como “recursos energéticos”.

La actividad de generación. La actividad de generación consiste, de forma simplificada, en transformar – mediante una tecnología concreta – una energía primaria (nuclear, térmica, hidráulica, eólica, solar, etc.) en energía eléctrica. Cada tecnología de generación tiene su propia estructura de costes y características técnicas:

• Cada tecnología resulta especialmente adecuada técnica y económicamente para prestar un servicio concreto en relación con la cobertura de la demanda eléctrica.
• Todas las tecnologías son necesarias, ya que se complementan para suministrar de la forma más adecuada posible (en términos de coste y seguridad de suministro) la energía que demandan los consumidores en cada momento.

A modo de ejemplo, hay tecnologías con costes fijos muy altos (amortización de la inversión, parte fija del coste de operación y mantenimiento, etc.) pero con costes variables muy bajos. Estas tecnologías son las más adecuadas para producir un número de horas al año muy elevado. Por el contrario, hay tecnologías con costes fijos muy bajos pero con costes variables muy altos. Estas tecnologías son las más adecuadas para producir durante un número reducido de horas al año (aquellas en las que la demanda es más alta).

Adicionalmente, una característica propia de la electricidad es la imposibilidad de almacenar energía en cantidades elevadas. Por ello, se debe producir en cada instante exactamente la energía que se demanda. Dada la volatilidad en el corto plazo de la demanda y de la producción con energías renovables, son necesarias tecnologías que puedan incrementar/reducir su producción muy rápidamente para poder seguir las variaciones de la demanda neta de la producción con renovables (ver Energías Renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico).

Por último, es cada vez más necesario disponer de tecnologías que permitan satisfacer las restricciones medioambientales (generar electricidad sin contaminar) y que aporten seguridad de suministro en el sentido de mitigar el riesgo de, por ejemplo, desabastecimiento de combustibles provenientes del exterior (riesgo geopolítico) o el derivado de factores no controlables, por ejemplo, la hidraulicidad (ver Insostenibilidad del sistema energético y vías de solución).

Así, es evidente que cada tecnología presta un servicio concreto en la cobertura de la demanda total que todas ellas son necesarias ya que se complementan unas con otras para suministrar la energía demandada en cada momento de la forma más adecuada posible en términos técnicos, económicos y medioambientales.

A continuación, se presentan de forma breve las características más relevantes de las distintas tecnologías de generación de energía eléctrica:

Tecnologías de generación eléctrica. Centrales hidráulicas. Estas centrales aprovechan la energía de una masa de agua situada en el cauce de un río o retenida en un embalse, convirtiéndola en energía eléctrica a través de un generador acoplado a una turbina. Se pueden distinguir tres tipos:

• Con agua embalsada, las cuales almacenan agua en un embalse de gran capacidad y producen electricidad en función de las expectativas sobre el valor futuro de dicha agua embalsada (precio esperado del mercado) y las precipitaciones futuras (aportes de agua al embalse).
• Hidráulicas fluyentes, las cuales no disponen de grandes embalses (almacenamiento limitado), dependiendo su producción básicamente del aporte de agua recibido en cada momento.
• De bombeo o reversibles, que consiguen la energía a base de bombear agua desde un nivel situado a una altura inferior a la de las turbinas, hasta un embalse situado por encima de las mismas (consumiendo electricidad para ello), para, con posterioridad, producir electricidad turbinando el agua previamente elevada. Generalmente, bombean cuando el precio de la electricidad es bajo y generan (turbinando el agua previamente bombeada) cuando el precio de la electricidad es elevado, obteniendo así un margen y contribuyendo a estabilizar los precios del mercado. Se pueden clasificar en dos tipos: las de bombeo puro, en las que el embalse superior es un gran depósito cuya única aportación de agua es la que se bombea del embalse inferior, y las de bombeo mixto, en las que el embalse superior tiene también aportaciones naturales.

Las centrales con agua embalsada y de bombeo son, por lo general, muy flexibles (pueden incrementar/reducir su producción muy rápidamente), por lo que son técnicamente adecuadas para responder a variaciones de la demanda y/o de la producción con renovables intermitentes y a fallos imprevistos en otras unidades de generación o interconexiones internacionales en el corto plazo.

La energía que las centrales con agua embalsada y las fluyentes producen en un horizonte anual depende directamente de las aportaciones hidráulicas anuales (año seco/año húmedo).

Los costes fijos de todas estas tecnologías son elevados (maquinaria compleja, grandes obras hidráulicas y embalses) y sus costes variables no son nulos. Esto último es especialmente relevante en el caso de las centrales de bombeo, las cuales:

• Deben comprar electricidad para bombear.
• Sufren una pérdida de rendimiento (la energía obtenida al turbinar es menor que la utilizada para bombear).

Aunque los ingresos unitarios de las centrales con agua embalsada y de bombeo son mayores que el precio medio del mercado (ya que concentran su producción en las horas de precios elevados), sus ingresos absolutos no lo son tanto, ya que producen un reducido número de horas al año. Esto, junto con sus elevados costes fijos y costes variables no nulos (especialmente en el caso del bombeo), hace que la rentabilidad realmente obtenida por estas tecnologías sea moderada (en la línea con la obtenida por otras tecnologías de producción).

Adicionalmente, y en contra de lo que pudiera parecer considerando que la hidráulica se trata de una tecnología madura, la misma no está ni mucho menos agotada en España. En Tabla 3‑1, se presenta el potencial desarrollado a día de hoy en este tipo de recurso.

Tabla 3‑1. Potencial actualmente desarrollado, de futura actualización y bruto en España [GWh/año].
Fuente: MINETAD, Plan de Energías Renovables en España 2011-2020 y elaboración propia.

Tecnologías de generación eléctrica. Centrales nucleares. Esta tecnología se basa en la fisión (rotura) de los núcleos de uranio. El calor obtenido de la misma se utiliza para producir vapor, el cual se turbina para producir electricidad.

Las centrales nucleares no emiten ningún tipo de gas contaminante a la atmósfera, aunque sí generan residuos nucleares que deben ser albergados en depósitos aislados y controlados durante largo tiempo debido a su impacto radiactivo.

Las centrales nucleares tienen un régimen de funcionamiento significativamente rígido (tardan días en arrancar y alcanzar el máximo nivel de producción). Por ello, su capacidad para variar su nivel de producción en el corto plazo es limitado.

Desde un punto de vista económico, sus costes fijos son muy elevados y sus costes variables relativamente bajos. Las cada vez mayores exigencias de seguridad, así como el incremento de las inversiones para extender su vida útil, hacen que los costes fijos hayan crecido significativamente respecto a los existentes en el pasado (ver Competencia en el mercado eléctrico). No obstante, la introducción de los derechos de emisión (ver El esquema cap and trade en Europa y los incentivos a reducir emisiones) ha aumentado la competitividad de esta tecnología debido a los siguientes factores:

• Incremento de sus ingresos debido a la internalización del coste del CO2 en el precio del mercado (ver La internalización del coste del CO2 en el precio de la energía).
• Sus costes no se ven afectados, ya que esta tecnología no emite CO2.

Así, la introducción de los derechos de emisión resulta en un incremento del beneficio esperado de las nucleares, lo que implica una mejora de su competitividad frente a otras tecnologías. Esta mejora es coherente con el objetivo de reducción de emisiones (incentivo a una tecnología no emisora).

Sin embargo, a través de los Real Decreto-ley 3/2006 y 11/2007, a las centrales nucleares en España se les impuso la detracción de los mayores ingresos por el CO2 internalizado en el precio del mercado, a pesar de no recibir derechos gratuitos, lo que eliminaba dicha mejora de su competitividad/incentivo a una tecnología no emisora. El Real Decreto-ley 6/2009 vino a derogar dichas detracciones a partir del 1 de julio de 2009.

Con la Ley 15/2012, la carga fiscal de las centrales nucleares se ha visto incrementada con nuevos tributos y tasas medioambientales que gravan entre otros, los ingresos por la venta de electricidad o el combustible nuclear gastado, generando un desequilibrio en la estructura de ingresos y costes convencional de las centrales. Por este motivo, aunque las centrales nucleares son competitivas en costes operativos, se enfrentan a un problema de elevada fiscalidad.

De acuerdo con un estudio de PWC referido al periodo 2013-2016, los ingresos recibidos por las centrales nucleares en el mercado cubren estrictamente los costes variables (esto es, los costes operativos, los tributos y la tasa de ENRESA). Sin embargo, los ingresos no cubren las amortizaciones actuales, es decir, no se recuperan las inversiones ya realizadas. Figura 3‑1.

Figura 3‑1. Desglose de costes e ingresos de las centrales nucleares (2013-2016).
Fuente: Cuentas anuales, OMIE y elaboración propia.

Recientemente, en el contexto de la crisis energética desencadenada en 2021 por la subida de los precios del gas natural en el mercado europeo, el Parlamento comenzó la tramitación de un proyecto de Ley sobre la retribución a las centrales por el CO2 no emitido.

Además también se aprobaron dos normas que redujeron los ingresos a las centrales nucleares por el impacto sobre el precio de la electricidad de las subidas del precio del gas, (Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, de minoración por la subida de los precios del gas y Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania).

Relacionado con la industria nuclear, la sociedad percibe como preocupante la generación de residuos radiactivos. Las centrales generan dos tipos de residuos, los residuos de baja y media actividad (RBMA), que contienen básicamente productos de fisión y activación con periodos de vida cortos y que, por tanto, pasan a ser inocuos en pocas decenas de años; y los residuos de alta actividad (RAA), formado por productos de vida larga, principalmente el combustible gastado. En realidad, la generación de residuos de “alta actividad”, supone un problema cuya solución tendrá seguramente una dinámica evolutiva, en función del desarrollo tecnológico de algunas líneas de actuación que se están llevando a cabo en la actualidad. Hay que tener en cuenta, que, con la tecnología actual, sólo una pequeña parte del combustible nuclear “se fisiona” (algo más del 1%) y cuanto menos se fisione, mayor será la producción específica de residuos.

El combustible ya utilizado y descargado de los reactores puede gestionarse de dos formas diferentes:

• Ciclo abierto: se utiliza este procedimiento cuando el combustible gastado es considerado como residuo radiactivo de alta actividad y se gestiona almacenándolo en unas instalaciones específicas para ese fin y durante un tiempo determinado. Esto son los denominados almacenes nucleares o “cementerios nucleares” y su vida útil varía según los diferentes países situándose entre los 50 y 100 años.
• Ciclo cerrado: se utiliza este procedimiento cuando se quiere reutilizar parte del combustible que ya ha sido previamente irradiado. Consiste en la recuperación de ciertos componentes del combustible usado que tienen potencial energético, como uranio y plutonio, para emplearlos de nuevo en otros reactores. El resto de los componentes que no se van a utilizar se acondicionan y se transporte a un almacén temporal de residuos radiactivos.

La gestión final en ambos casos de los residuos se sitúa en un emplazamiento geológico estable.

En cualquier caso, el volumen de residuos de alta actividad, es una pequeñísima fracción de los generados con cualquier otra tecnología convencional. Como ejemplo, puede citarse, que todos los residuos de alta actividad producidos por la Central Nuclear José Cabrera (España), en sus casi 40 años de operación, caben en 16 contenedores de 3m de diámetro y 3m de alto.

Además, la energía nuclear aporta firmeza al sistema eléctrico produciendo 24 horas al día y 7 días a la semana (excepto cuando se recarga el reactor). Con tan sólo el 6% de la potencia instalada, produce el 20% de la generación nacional peninsular, libre de emisiones de CO₂, contribuyendo al cumplimiento de los objetivos de política energética de la Unión Europea.

Tecnologías de generación eléctrica. Centrales térmicas convencionales (carbón, gas natural y fuelóleo). Esta tecnología se basa en quemar algún tipo de combustible fósil para producir vapor, el cual es turbinado para producir electricidad. Los combustibles utilizados básicamente son carbón, gas natural y fuelóleo.

Este tipo de centrales (muy especialmente las de carbón y fuelóleo) tienen un gran impacto ambiental debido a la emisión de gases contaminantes y partículas a la atmósfera. Para paliar en la medida de lo posible este efecto negativo, se están incorporando a las centrales diversos elementos y sistemas que permiten reducir dichas emisiones (p.ej., desulfuradoras).

Las centrales de carbón pueden ser, a su vez, de carbón importado o de carbón autóctono. Aunque podría argumentarse que el carbón autóctono mejora el grado de autoabastecimiento energético nacional (el cual no es problemático gracias a la amplia diversificación de orígenes de combustibles de la que disfruta España/infraestructuras de entrada de los mismos), el carbón importado tiene un coste normalmente inferior (el precio del carbón en los mercados internacionales está generalmente por debajo del coste de extracción del carbón autóctono), mayor poder calorífico, mejores cualidades medioambientales (menos emisiones y partículas en su combustión), diversificado geográficamente y existente en países con reducido riesgo geopolítico.

Las centrales de fuelóleo y las de gas natural son flexibles (modifican su nivel de producción con cierta rapidez), mientras que las de carbón son significativamente rígidas.

Tecnologías de generación eléctrica. Centrales térmicas de ciclo combinado. En estas centrales, la energía térmica del gas natural es transformada en electricidad mediante dos ciclos termodinámicos consecutivos – primero una turbina de gas y después una turbina de vapor.

Esta tecnología tiene una alta eficiencia (rendimiento muy superior al de cualquier otra central térmica convencional) y es poco contaminante (emisiones de CO2 por unidad producida menores que las de centrales térmicas convencionales, emisiones de SOx y NOx prácticamente nulas y tasas de emisión de partículas muy reducidas).

Son muy fiables (las tasas de fallo más bajas de todo el parque de generación) y muy flexibles. El principal inconveniente es la dependencia de un combustible que proviene, en su mayor parte, de países con poca estabilidad política. Para contrarrestar este riesgo, España es uno de los países del mundo con un mayor potencial de diversificación de orígenes de gas natural gracias al fuerte desarrollo de regasificadoras, lo cual de hecho resulta en una elevada seguridad de suministro.

Tecnologías de generación eléctrica. Cogeneración. Son instalaciones en las que se obtiene de forma simultánea electricidad y energía térmica útil (calor o frío). Estas centrales tienen tamaños que van desde unos pocos MW a grandes instalaciones (más de 50 MW). Esta tecnología reduce la emisión de contaminantes debido a su elevado rendimiento (en torno al 80-90%) ya que es necesario utilizar menos combustible que si se produjeran electricidad y calor/frío mediante procesos separados. La Figura 3‑2 representa de manera gráfica el proceso de una de estas plantas.

Figura 3‑2. Proceso de una central de cogeneración.
Fuente: Cogen España y elaboración propia.

Tecnologías de generación eléctrica. Generación eólica. Estas instalaciones producen electricidad a partir de la energía cinética del viento. Generalmente se agrupan en un mismo emplazamiento varios aerogeneradores, formando “parques eólicos”, que pueden superar los 100 MW. No produce ninguna emisión contaminante y no requiere de energías primarias suministradas desde mercados internacionales (favorecen el autoabastecimiento). No obstante, puede producir impacto visual y ofrecen una producción intermitente (dependen de la ocurrencia del viento).

En la actualidad, la energía eólica es una de las fuentes renovables que ha alcanzado un mayor grado de madurez, especialmente la terrestre (u “on-shore”). Por ello, presenta unas importantes expectativas de incrementar su contribución futura al abastecimiento energético interno –nacional y europeo.

Asimismo, está proliferando también el desarrollo de parques de generación eólica marina (u “off-shore”), con características diferenciadas frente a las instalaciones en tierra – el recurso eólico en el mar es superior (mayor utilización de la instalación), el impacto visual y acústico es menor.

Tecnologías de generación eléctrica. Generación solar. Existen básicamente dos formas de aprovechar la energía solar para producir electricidad:

• Tecnología solar fotovoltaica (transforma directamente la energía solar en electricidad mediante “células solares” basadas en materiales semiconductores que generan electricidad cuando incide sobre ellos la radiación solar).
• Tecnología solar termoeléctrica (basada en el aprovechamiento de la energía del sol para la obtención de energía eléctrica a través del calentamiento de un fluido).

La generación con estas instalaciones (que pueden superar los 50 MW) no produce emisiones contaminantes. Sin embargo, tienen costes de inversión muy elevados, siendo por el momento tecnologías inmaduras.

Tecnologías de generación eléctrica. Biomasa. Estas centrales son similares a las térmicas convencionales, con la diferencia de que el combustible utilizado es de origen orgánico. La Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR), utiliza la definición de la Especificación Técnica Europea CEN/TS 14588 para catalogar la “biomasa” como “todo material de origen biológico excluyendo aquellos que han sido englobados en formaciones geológicas sufriendo un proceso de mineralización”. Efectivamente, estas instalaciones, normalmente de pequeño tamaño (actualmente de 30-40 MW), aprovechan materias orgánicas de origen vegetal o animal (“biomasa”) procedentes de residuos (forestales, agrícolas, de transformación agropecuaria o de la madera, etc.) o de cultivos energéticos.

De acuerdo con su procedencia se pueden establecer los siguientes subsectores:

• Forestal: biomasa generada en los tratamientos y aprovechamientos de las masas vegetales.
• Agrícolas: biomasa generada en las labores de cultivos agrícolas, leñosos y herbáceos, tanto en las labores de poda de árboles como en la cosecha y actividades de recogida de productos finales.
• Industrial forestal y agrícola: biomasa a partir de los productos, subproductos y residuos generados en las actividades industriales forestales y agrícolas.
• Cultivos energéticos: biomasa a partir de cultivos y/o aprovechamientos de especies vegetales destinados específicamente a la producción para uso energético.

Tecnologías de generación eléctrica. Energías del mar. Los mares y océanos constituyen el mayor colector solar y el sistema de almacenamiento de energía más grande del mundo, lo que supone un enorme potencial energético que, mediante diferentes tecnologías, puede contribuir a satisfacer las necesidades energéticas actuales. El recurso energético existente en el mar se manifiesta de distintas formas, como oleaje, corrientes marinas, mareas, diferencias de temperaturas o gradientes térmicos y diferencias de salinidad, lo que da lugar a las diferentes tecnologías para el aprovechamiento de la energía del mar:

• Energía de las mareas o mareomotriz – basada en el ascenso y descenso del agua del mar producido por la acción gravitatoria del Sol y la Luna.
• Energía de las corrientes – basada en la energía cinética contenida en las corrientes marinas, que proporcionan un flujo energético constante y predecible, a diferencia de otros sistemas.
• Energía maremotérmica – basada en el gradiente térmico definido por la diferencia de temperaturas entre la superficie y las aguas profundas, como resultado del grado de penetración del calor solar en el agua del mar.
• Energía de las olas o undimotriz – producida por el movimiento ondulatorio de la superficie del agua del mar.
• Energía azul o potencia osmótica – obtenida por la diferencia en la concentración de sal entre el agua de mar y el agua dulce de los ríos mediante los procesos de ósmosis.

Tecnologías de generación eléctrica. Geotermia. La energía geotérmica es la almacenada en forma de calor bajo la superficie de la tierra sólida y supone el recurso energético renovable más importante, después del sol. Se trata de una de las fuentes menos conocidas y que, a diferencia del resto de renovables, su origen proviene del calor del interior de la Tierra.

En la Tabla 3‑2 se encuentra un resumen de las características principales de las tecnologías de generación eléctrica en España.

(1) Adquisición de los equipos de generación y a la construcción (ingeniería, obra civil, etc.).

(2) Costes de explotación independientes del nivel de producción (salarios, alquileres, tasas, parte del mantenimiento, etc.).

(3) Es importante no confundir “costes variables” con “costes de oportunidad”. Los segundos son los que los generadores han de considerar a la hora de realizar sus ofertas al mercado (ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de la electricidad).

(4) Medida en términos de a) garantía de disponibilidad técnica en los momentos de mayor demanda; b) garantía de abastecimiento de energía primaria; y c) contribución a la gestionabilidad del Sistema (flexibilidad para ajustar su producción rápidamente, contribuyendo a mantener el equilibrio producción- demanda eléctrica en todo momento).

(*) Depende mucho de la competitividad relativa entre carbón-gas-CO2.

Tabla 3‑2. Características de las principales tecnologías de generación en España.
Fuente: Elaboración propia.

Características económicas de las tecnologías de generación. Desde el punto de vista económico, las tecnologías se caracterizan por sus diferentes estructuras de costes y por su capacidad para adaptarse a las variaciones de la demanda con la suficiente rapidez. Esto hace que sea eficiente que, en un mismo instante, estén produciendo varias tecnologías diferentes.

Figura 3‑3. Cobertura ilustrativa de la curva de demanda horaria en un cierto día por las distintas tecnologías.
Fuente: REE y elaboración propia.

En la Figura 3‑3, se representa la cobertura de una manera simplificada e ilustrativa eliminando las volatilidades de la oferta y la demanda – la producción renovable no es constante ni fácilmente predecible, ya que depende de las condiciones climáticas – y se observa cómo se clasifican las tecnologías atendiendo a las estructuras de costes de cada una de la siguiente manera:

• Tecnologías de base (nucleares, algunas de las centrales de carbón y ciclos combinados existentes), con costes fijos relativamente elevados y variables relativamente bajos.
• Tecnologías de punta (centrales de fuelóleo, turbinas de gas), con costes fijos bajos y variables altos.
• Tecnologías intermedias (algunas centrales de carbón y ciclos combinados existentes, centrales hidráulicas regulables), con costes fijos y variables intermedios respecto a los de las centrales de base y punta.

Considerando que hubiera únicamente una tecnología correspondiente a cada una de las tres categorías anteriores, el coste total de 1 MW de potencia instalada en función del número de horas de funcionamiento al año de cada una de ellas se podría representar según la Figura 3‑4[85]:

Figura 3‑4. Coste total en función del número de horas de funcionamiento al año. 
Fuente: Elaboración propia.

A la vista de estas curvas, resulta evidente que cada tecnología es óptima (mínimo coste total) para un determinado número de horas de funcionamiento esperado al año (Figura 3‑5):

Figura 3‑5. Tecnologías óptimas en función de las horas de funcionamiento al año. 
Fuente: Elaboración propia.

Atendiendo a la demanda, ésta se muestra muy volátil a lo largo de cada una de las horas del año, mostrando una diferencia muy significativa entre la hora de mínima y máxima demanda anual. Ordenando la demanda en cada hora del año de mayor a menor, resultaría una curva como la mostrada en la Figura 3‑6 , generalmente conocida como “curva monótona de demanda”.

Figura 3‑6. Curva monótona de demanda.
Fuente: Elaboración propia.

Para cubrir esta demanda de forma óptima (al mínimo coste total) habría que utilizar cada una de las tecnologías óptimas para cada uno de los rangos de horas de funcionamiento anteriormente descritos. Cubriendo la demanda de acuerdo a este criterio resulta que cada tecnología funciona al año un número de horas dentro del cual la misma es óptima, es decir, es la tecnología de mínimo coste (ver 1º en la Figura 3‑6). Así, resulta un parque de generación (potencia instalada de cada tipo de tecnología) que minimiza el coste total de la generación eléctrica (ver 2º en la Figura 3‑7).

Figura 3‑7. Cobertura de la curva monótona de demanda a mínimo coste y potencia instalada óptima.
Fuente: Elaboración propia.

Por tanto, se observa que para satisfacer la demanda de forma óptima (al mínimo coste) es necesario que en determinados instantes haya más de una tecnología generando electricidad. Asimismo, es importante resaltar que sólo si la demanda se satisface al mínimo coste de producción será posible ofrecer a los consumidores los precios más bajos posibles.

Por último, es necesario considerar que:

• En los momentos en los que la demanda varía de forma brusca (incrementándose o reduciéndose), no todas las tecnologías son capaces de variar su producción con la necesaria rapidez. Recordar que, al no ser la electricidad almacenable, la producción debe igualar a la demanda en todo momento.
• Lo mismo sucede cuando las renovables (especialmente eólica) varían rápidamente su producción (por cambio en las condiciones del viento – considerar el caso de tormentas o temporales). Esta variación de la producción renovable tiene que ser compensado con otras tecnologías, las cuales deberán a su vez variar su producción en sentido opuesto para mantener el equilibrio producción-demanda (ver Energías Renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico).

Así, esta restricción física hace que, en dichos momentos, parte de la demanda deba ser satisfecha por aquellas tecnologías con capacidad de “seguir” las variaciones de la demanda y/o de las renovables, aunque éstas no sean las de menor coste. Este es otro factor que explica que en un mismo instante haya diferentes tecnologías generando electricidad.

Estructura de la generación eléctrica en España. Potencia instalada.

El parque de centrales de generación de electricidad en España está caracterizado por un alto nivel de diversificación. La capacidad instalada en territorio nacional a 31 de diciembre de 2022 era, según REE, de 119. 091 MW (Figura 38). De esta capacidad instalada 22% correspondía a ciclos combinados, 17% a hidráulica, 50% a tecnologías de energía renovables, cogeneración y residuos (RECORE) y el 6% a nuclear y el resto a carbón y gas/fuel (5%).

La capacidad instalada en España sigue una tendencia creciente, a pesar de los cierres de centrales de fuel y carbón de los últimos años y del cierre de la central nuclear de Garoña, por la entrada de nueva generación renovable.

Figura 3‑8. Evolución de la potencia instalada por tecnología en el sistema español.
Fuente: REE y elaboración propia.

Figura 3‑9. Evolución de la composición, en porcentaje, del parque de generación en el sistema español.
Fuente: REE y elaboración propia.

En el sistema extrapeninsular (islas y Ciudades Autónomas) la capacidad instalada en 2016 era de 5.216 MW, en su mayor parte correspondiente a instalaciones de fuel y gas (2.490 MW) y de ciclo combinado (1.722 MW).

Estructura de la generación eléctrica en España. Generación de electricidad y cobertura de la demanda. La estructura de producción es distinta de la estructura de potencia instalada (Tabla 33). En 2022, por ejemplo, el 25% de la generación fue hecha por ciclos combinados y el 20% por centrales nucleares, con las centrales de carbón con una presencia casi marginal de menos del 3%. La generación eólica alcanzó el 22%, mientras que la generación hidráulica supuso el 6,5%.

Tabla 3‑3. Generación de electricidad por tecnología en 2014-2016 en el Sistema Eléctrico peninsular.
Fuente: Elaboración propia.

Estructura de la generación eléctrica en España. Utilización de la potencia instalada. La diferencia entre las estructuras de la potencia instalada y de la producción se explica por la utilización de cada una de las tecnologías de generación. Por “utilización” se entiende la relación entre energía producida y la potencia instalada, y suele expresarse en horas de funcionamiento anual a plena carga (considerando que un año tiene 8.760 horas). Así, las horas de utilización indican el nivel de funcionamiento de la capacidad instalada, el cual viene marcado por condicionantes físicos y económicos:

• La utilización de las centrales hidráulicas tiende a depender de las aportaciones hidráulicas del año:
• Esta dependencia es muy elevada, caso de la hidráulica sin embalse (fluyente).
• Las hidráulicas con grandes embalses tienen una dependencia menor, al darles dichos grandes embalses la capacidad de llevar aportaciones hidráulicas de un año a años futuros.
• En el caso de las centrales de bombeo, esta dependencia no existe. Sus horas de funcionamiento depende en realidad del perfil de precios del mercado (horas de precios bajos en las que adquieren energía para bombear y horas de precios altos en las que venden energía).
• En el período 2006-2012, la hidraulicidad estuvo por debajo de su media histórica, aunque en 20106 supuso un 15% de la generación eléctrica.
• La utilización de las centrales nucleares es relativamente estable año tras año. Al tratarse de generación de base con unos costes variables muy bajos, producen prácticamente siempre, independientemente del precio del mercado. Así, la producción nuclear se considera fluyente.
• La utilización de la potencia de tecnologías de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos depende, en su gran mayoría, de la disponibilidad de su energía primaria (viento, sol, biomasa, etc.). Están subvencionadas y, en la mayoría de los casos, tienen costes variables muy bajos, y producen independientemente del precio del mercado, lo que las convierte igualmente en fluyentes (ver Energías Renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico).
• La utilización de la potencia instalada en centrales térmicas convencionales (como las de carbón o fuelóleo) y en ciclos combinados depende en gran medida de la producción de las tecnologías fluyentes y de la de las hidráulicas con embalse y de bombeo. La parte de la demanda no cubierta por estas tecnologías es lo que se denomina “hueco térmico”, que ha de ser cubierto con térmicas convencionales y ciclos combinados. En la Figura 3‑10 se observa una representación del hueco térmico en un día, suponiendo una cobertura de la demanda simplificada e ilustrativa eliminando las volatilidades de la oferta y la demanda.

Figura 3‑10. Hueco térmico a cubrir con térmicas convencionales y ciclos combinados en un día (ilustrativo).
Fuente: Elaboración propia.

Una disminución de la demanda total o un incremento de la producción de las tecnologías fluyentes / hidráulicas regulables / bombeos lleva a un menor hueco térmico y, por tanto, a una reducción de la utilización de la capacidad térmica convencional y de ciclos combinados (Figura 3‑11).

Figura 3‑11. Factores que afectan al hueco térmico y, por tanto, a la utilización de la capacidad de térmica convencional y de ciclos combinados.
Fuente: Elaboración propia.

En los últimos años el hueco térmico en el sistema peninsular español se ha venido reduciendo debido a la combinación de los dos factores antes expuestos:

• La crisis económica provocado una reducción de la demanda de electricidad.
• Se ha producido una entrada masiva de renovables fluyentes (principalmente eólica y solar).

Evidentemente, la reducción del hueco térmico ha llevado a una significativa reducción de las horas de funcionamiento de las tecnologías térmicas convencionales y de los ciclos combinados, como se muestra en la Figura 3‑12.

Figura 3‑12. Evolución de las horas de utilización de la capacidad térmica convencional y ciclos combinados.
Fuente: REE y elaboración propia.

Esta tendencia de reducción del hueco térmico y de la utilización de la capacidad térmica convencional y de ciclos combinados continuará a futuro, ya que:

• Aunque es previsible que la demanda de electricidad se recupere una vez superada la crisis económica, la introducción de medidas para alcanzar los objetivos de la UE de eficiencia energética (20% de reducción respecto al consumo tendencial a 2020 y al menos un 27% a 2030) harán que la demanda tenga crecimientos muy modestos.
• El objetivo de la UE de alcanzar un 20% a 2020 y al menos un 27% a 2030 de energía renovable hará que se siga introduciendo capacidad de generación renovable, la cual en su gran mayoría tiene carácter fluyente.

La suma de una demanda eléctrica que no crecerá y de una introducción adicional de renovables lleva irremediablemente a una reducción del hueco térmico y de la utilización de la capacidad térmica convencional y de ciclos combinados (ver Energías Renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico).

[85] El contenido de esta sección se basa, en parte, en el artículo de O. Arnedillo “Modelos de Mercado Eléctrico. Paradigma Competitivo y Alternativas de Diseño”, publicado en la revista Economía Industrial, número 364/2007.