España bate su récord de electricidad libre de emisiones: el 75% fue generada por fuentes 'verdes'

Tras conseguir que 2023 que el 50% de su generación eléctrica fuese de origen renovable por primera vez en su historia, España va a lograr un nuevo hito este año, ya que más del 75% de la producción será libre de emisiones de CO2. Ya en el ejercicio anterior estuvo cerca de lograrlo, pero ha sido en 2024 cuando el incremento de la hidráulica -en un año menos seco- y la fotovoltaica -que no deja de sumar potencia instalada- han permitido alcanzar esta cifra de la mano de una nuclear que apenas ha dejado de producir.

Como ya ocurrió el año pasado, la fuente que más electricidad aportó al mix fue la eólica (23% del total), seguida de la nuclear (19,5%), solar (18,4% entre el 16,8% de la fotovoltaica y el 1,6% de la termosolar), ciclo combinado (13%) e hidráulica (13%). De ellas, solo las centrales de ciclo combinado, que queman gas, emiten gases de efecto invernadero. La nuclear tiene el perenne e insalvable problema de sus residuos, pero a todos los demás efectos se considera fuente libre de emisiones. Incluso la Unión Europea la ha incluido en su taxonomía verde, si bien es cierto que también incorporó el gas natural por ser una opción preferible al carbón. En cualquier caso, en ambos casos, el Gobierno de España, con la entonces ministra para la Transición Ecológica Teresa Ribera al frente, se opuso.

Polémicas aparte, la realidad es que las fuentes limpias ya suponen tres cuartas partes de la generación, mientras que en 2007 solo entre gas y carbón sumaban un 49% del total. La apuesta renovable que hizo España hace unos años está dando sus frutos en los últimos. Eso sí, el contexto geopolítico ha cambiado mucho recientemente, especialmente tras la invasión de Ucrania por parte de Rusia, que al mismo tiempo puso en peligro las reservas de gas europeas -no únicamente para la generación eléctrica, sino también para calefacción e industria- y acentuó la importancia de alcanzar la soberanía energética.

Esto se refleja, por ejemplo, en cómo ha crecido la potencia instalada en solar fotovoltaica y la electricidad generada por esta fuente -la solar térmica no ha variado tanto- en los últimos 15 años. Si en 2009 apenas había 3.392 MW (lo cual ya suponía un incremento del 448% respecto al parque existente dos años antes) que producía un 2,2% de la electricidad del país, 2024 cerrará con unos 31.303 MW, 10 veces más, y casi un 17% de la generación, según los datos de Red Eléctrica a 20 de diciembre. Es más, entre mayo y agosto fue la primera fuente del mix, algo que nunca había ocurrido antes.

En los próximos cinco años, el Gobierno aún espera duplicar la capacidad de generación de la fotovoltaica y la eólica, que, según recoge el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), llegarán a los 76.277 MW y 62.054 MW instalados, respectivamente. Pero este documento es más una hoja de ruta en la que, de hecho, también aparecen 18.913 MW de almacenamiento que el plan no desglosa por tecnologías (dice, eso sí, que serán 22.500 MW si se suman también los 4.804 MW que esperan que haya de termosolar).

Entonces, ¿es de esperar un futuro aún más verde? ¿Llegará próximamente si no el 100%, sí el 90% de electricidad sin emisiones. Aunque es la idea, lo cierto es que es difícil. Y, en realidad, a medio plazo podría bajar, con la esperanza de que en el -muy- largo plazo ya llegue ese pleno verde.

Hay varios factores que explican esta paradoja. El primero, tal vez el más tangible, es la seguridad de suministro. El sistema debe ser robusto y redundante, con fuentes capaces de abastecer cualquier pico de demanda o situaciones en las que se vea tensionado por factores externos, como fue Filomena o, más recientemente, la DANA y sus riadas en Valencia. La realidad es que a día de hoy, fuentes intermitentes como la eólica o la solar deben apoyarse en otras disponibles de forma casi constante -como la nuclear, el carbón en su momento o el ciclo combinado de gas- y en aquellas capaces de responder de forma casi inmediata, como la hidráulica o, de nuevo, el gas.

A esto hay que unir que Red Eléctrica debe conseguir en todo momento que el sistema se mantenga en un complejo equilibrio en el que la oferta y la demanda sean parejas. Es decir, aunque por esa mencionada redundancia España sería capaz de producir mucha más electricidad de la que necesitan los hogares e industria, no puede hacerlo, porque eso también supondría una caída de la red. Este es el motivo por el que las fuentes intermitentes muchas veces desperdician su producción -lo que en el argot sectorial se conoce como vertidos- y dejan de trabajar, generalmente en las horas centrales del día, cuando la solar fotovoltaica está a pleno rendimiento.

Aquí es donde entra -o entrará- en juego el almacenamiento, que no solo permitiría prolongar la aportación de las renovables más allá de sus horas de viento o sol, sino también regular el sistema de forma más sencilla y eficiente: lo que sobra se almacena. Sin embargo, las tecnologías o están aún muy poco desarrolladas o requieren una inversión importante.

Por ejemplo, la turbinación de bombeo es una solución ya existente que consiste en almacenar agua en una presa que se pueda soltar para generar electricidad cuando hace falta y después volver a subir gracias a una estación de bombeo alimentadas por aerogeneradores o paneles solares. El parque Gorona del viento, en El Hierro, permite que la isla sea prácticamente autosuficiente. No obstante, para implementarla a mayor escala en la península sería necesario reconvertir centrales hidráulicas existentes o construir otras nuevas.

Mientras, el hidrógeno verde producido por electrólisis todavía es mucho más caro que el que procede de otras tecnologías y, en cualquier caso, se espera que antes se destine a fines industriales o a transporte que a la generación eléctrica. El resto de biogases, de momento, no han despertado el mismo interés y son más difíciles de producir a gran escala, ya que la materia prima no es el agua. Las baterías tradicionales, en el sentido de pilas enormes, también se están desarrollando, pero presentan sus retos. De hecho, otra de las claves es que aún falta una regulación que permita integrarlas en el sistema de un modo en el que resulte rentable su participación en el mismo, para lo que se plantean fórmulas como un pago por seguridad de suministro o por permitir que se usen para regular la red.

Todo esto se enmarca en un contexto de un muy cercano cierre del parque nuclear que supondría perder su aportación al sistema en los próximos 12 años. El plan del Gobierno, reflejado tanto en el Plan General Residuos Radiactivos como en el PNIEC es continuar con este proceso, que comenzará en 2027 con el cierre de Almaraz I y concluirá en 2035 con el cese de la actividad de Vandellós II y Trillo.

Si no hay cambios, la eólica y la solar -principalmente la fotovoltaica- deberían asumir la generación del parque atómica, con la hidráulica y el ciclo combinado preparadas para responder si el sistema lo necesita. Sin embargo, esto supondría sustituir una fuente de producción constante por otras de naturaleza intermitente. La última vez que ocurrió esto, cuando España abandonó el carbón, el uso del gas -que hasta la invasión de Ucrania parecía la alternativa verde a las fuentes más contaminantes- se disparó.

Tal vez el mejor y más reciente ejemplo de lo complejo y diverso que es el mix energético español lo dejó la producción de la semana que comenzó el 9 de diciembre. Ese mismo lunes la eólica aportó el 42,8% de toda la generación eléctrica (se produjeron 834 GWh). Nuclear (14,6%, algo por debajo de lo normal por la parada de Ascó I por recarga y Ascó II por un problema puntual), ciclo combinado (13,1%), solar fotovoltaica (10,7%) e hidráulica (8,3%) aportaron el resto del 'grueso'.

Sin embargo, tan solo dos días después la situación cambió por completo: el miércoles la península amaneció nublada y apenas corría el viento. Así, sin que se diese un cambio especialmente notable en la cantidad de electricidad generada (bajó hasta los 825 GWh), sí se transformó por completo la tarta de la aportación al mix. En este caso, la principal fuente fue el ciclo combinado (41,9%), seguido de hidráulica (15%), nuclear (un casi idéntico 14,8%) y, muy por debajo, solar fotovoltaica (7,7%) y eólica (5,7%). Incluso las prácticamente desmanteladas centrales térmicas de carbón arañaron un 2,6%, cuando su media a lo largo del año ha sido del 1,1%. La tendencia continuó unos días (el 13 de diciembre la eólica cayó al 4,1% de la generación, el porcentaje más bajo desde el 2,5% del 5 de febrero), pero el domingo volvió a superar el 30%.

Esta intermitencia no es algo únicamente puntual, sino que tiene también un aspecto estacional: en los meses de invierno hay menos horas de sol y en los de verano las olas de calor pueden dejar sequías que repercuten en la hidráulica o días en los que en gran parte del territorio el viento no tiene fuerza como para alimentar las necesidades energéticas del país.