Año 2050: las renovables y el almacenamiento sustituirán al gas natural en la generación eléctrica
Los análisis realizados por la Comisión de Expertos sobre excenarios sobre la Transición energética apuntan a que el gas natural jugará un papel importante en 2030, pero su importancia se reducirá en 2050; año en el que la generación eléctrica girará exclusivamente en torno a instalaciones eólicas, fotovoltaicas, hidráulicas y el almacenamiento. Esta circunstancia -explica el estudio- exige reflexionar sobre las inversiones que sea necesario acometer en los próximos años y que pudieran no disponer de un plazo suficiente para su recuperación.
Con respecto a la extensión de vida de las centrales nucleares, el Informe detalla los principales impactos: (i) supondría un incremento de las emisiones de CO2 del sector eléctrico entre 9,6 y 15 MtCO2, lo que equivaldría a duplicar sus niveles respecto del año base; (ii) se incrementaría el precio del mercado eléctrico en torno a un 20% (entre 2.000 y 3.000 M€ al año); (iii) no incrementaría la cuota de renovables de forma significativa (del 29,7% actual a 30,6%) y (iv) el índice de cobertura de la demanda máxima de potencia, en ciertas condiciones extremas, podría caer hasta 0,86 (cuando el objetivo es 1,1), lo que exigiría acometer inversiones en potencia firme adicional.
El estudio explica que si la vida útil de las centrales nucleares acaba al cumplir 40 años, con la actual rentabilidad de Fondo que gestiona ENRESA y con la tasa que pagan las empresas titulares de instalaciones de generación, existirá un desequilibrio entre ingresos y gastos; pero dicho desequilibrio desaparecería simplemente alargando la vida de las centrales a 50 años. La Comisión de Expertos propone, además, que el Gobierno revise cuanto antes el Plan General de Residuos Radioactivos para reducir la incertidumbre que pesa sobre el equilibrio financiero del Fondo con el que se cubrirá el futuro desmantelamiento de las centrales nucleares y la gestión de los residuos.
En lo que respecta a la generación con carbón, el Informe apunta a que el modelo refleja que, con los precios de los combustibles del escenario central y el precio del CO2 de 50€/t previsto en el mismo, la participación de esta tecnología en el mix eléctrico sería nula.
El Informe contempla la puesta en marcha de mecanismos de capacidad destinados a garantizar a las centrales eléctricas la recuperación de sus costes fijos y la posibilidad de hibernar centrales de generación “que, pudiendo ser hoy redundantes, podrían ser necesarias en pocos años, cuando se recupere la demanda de electricidad”. “Mantener hibernadas estas centrales -explica el presidente de la Comisión- puede ser una opción menos costosa para el consumidor que construir centrales nuevas dentro de unos años”.
También se propone el desarrollo de una regulación específica para impulsar la generación distribuida y para hacer posible la agregación de los recursos distribuidos (gestión de la demanda, generación y almacenamiento).
En la liquidación 10/2024 del sector eléctrico se ha producido una desviación transitoria entre ingresos y costes de casi -1.194,58 millones de euros.
Los precios negativos, saturación del mercado y congestión de la red plantean grandes desafíos para el desarrollo de las energías renovables. Diversificación de la cartera de ingresos del mercado, geografías y tecnologías pueden mitigar los riesgos.
