FUENTES DE ENERGIA.
España iluminada, maps_gallery
Son
los recursos que permiten obtener energía útil para distintas
aplicaciones como por ejemplo la industria o el consumo. Podemos hacer
una clasificación en función de:
- renovables: aquellas fuentes cuya existencia no
se agota puesto que la propia naturaleza las regenera (solar, eólica,
geotérmica...) producen una cantidad muy escasa de energía puesto que
su investigación es muy costosa. Hay muchos intereses de
multinacionales para que no se investigue tanto en estas energías.
- No renovables: aquellas fuentes cuya existencia
es agotable puesto que necesitan de un largo periodo para regenerarse
(carbón, petróleo, gas natural...). el inconveniente esta en relación
con la gran contaminación que producen.
Actualmente España es un claro ejemplo de desequilibrio y
dependencia energética del exterior; el consumo supera claramente la
producción.
El consumo aumenta en función de la industrialización
. al mayor aumento corresponde a los 60 por el desarrollismo debido al
aumento de la industria y ciudades.
Como en Europa la industria
se basó primero en el carbón ( 1ª revolución industrial) luego el
petróleo sustituye al carbón y en la actualidad es la energía nuclear
la que proporciona mas energía. La producción energética es deficitaria
y esta en relación con la escasez de petróleo y gas natural.
Nuestro
grado de autoabastecimiento es muy bajo (26 % en el 99 ) y por tanto se
recurre a las importaciones que son muy costosas y que generan una
fuerte dependencia, lo que lleva a hipotecar nuestro crecimiento
económico.
central térmica de Litoral (Carboneras, Almería)
ELECTRICIDAD.
El sistema energético español afronta la mayor transformación de su historia. Miles de kilómetros de redes eléctricas, gasoductos e hidroductos para el transporte de hidrógeno verde convivirán para el final de década con la digitalización en el centro de todos los procesos. Un nuevo panorama con la integracion de energía renovables y la participación de nuevos actores (baterías, agregadores de demanda, comunidades energéticas, empresas públicas, 'startups'...) que conduce a un cambio sin precedentes fundamentalmente por la velocidad que se necesita para combatir el cambio climático a través de la descarbonización de la economía.
El diseño de la red de transporte futura tiene así por objeto permitir la integración masiva de nueva generación renovable, eliminando las limitaciones estructurales de la red, cubrir las necesidades de interconexión internacional y conexión de territorios no peninsulares, al tiempo que se mantiene y mejora la seguridad de suministro del sistema eléctrico español. La planificación actual, que contempla el periodo 2021-2026, incluye, sin contar las interconexiones, 7.057 kilómetros de repotenciaciones, el cambio de conductor en 300 kilómetros de líneas existentes y la dotación de sistemas DLR en 722 kilómetros de líneas existentes. A día de hoy la longitud de circuitos total de la red nacional es de unos 44.550 kilómetros.
Las redes eléctricas serán la columna vertebral del nuevo mapa energético que se está dibujando y por ello ya se está trabajando en una planificación para el periodo 2025-2030, que será crítica para el cumplimiento de los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC)la transición energética está supeditado a la capacidad de integración en el sistema de la energía generada ya que aproximadamente el 18% de la posible generación en base a la capacidad instalada se desaprovecha por limitaciones regulatorias y/o técnicas. Por ello, las redes de distribución juegan un papel clave y la evolución de las mismas hacía un comportamiento más flexible y con una gestión inteligente que garantice el equilibrio entre oferta y demanda en tiempo real requiere de planificación y anticipación de las inversiones a acometer que además establezcan una rentabilidad justa y competitiva para los distribuidores"
La transición energética y la lucha contra el cambio climático es una multi-disrupción: disrupción tecnológica, digital, social (cambio de hábitos de consumo), económica (descentralización o 'uberizacion'). En este nuevo terreno de juego España parte de una posición ventajosa respecto a otras revoluciones industriales/energéticas: tenemos unos recursos renovables diferenciales, tenemos compañías líderes con fuertes capacidades de innovación en toda la cadena de valor. Necesitamos más consenso político y seguir ganando peso en Europa y asegurar que la sociedad está alineada con este cambio que sin duda será una oportunidad para todos",
La generación de electricidad en España en 2011. Según los datos de
Red Eléctrica de España (REE), de los 255.179 gigavatios-hora (GVh) demandados, la mayor aportación fue de las nucleares, que cubrieron un 21%. Pero, peor aún desde el punto de vista de las emisiones, es que las centrales alimentadas de carbón supusieron el 15%, mientras el año pasado solo aportaron el 8%. Teniendo en cuenta que la demanda se mantuvo casi estable (cayó un 2,1%, lo que, ajustando temperaturas y los efectos de la laboralidad queda en un 1,2%), eso quiere decir que las emisiones de CO2 de este origen se duplicaron. En el conjunto, las emisiones del sector han aumentado un 25 %, según REE.La mayoría del mercado español de comercialización de energía, fundamentalmente el retail, está en manos de muy pocas empresas. Endesa, Iberdrola y Naturgy copan entre las tres más de 80% del mercado, pero en los últimos años pequeñas comercializadoras independientes han conseguido hacerse su sitio. En este sentido destaca Repsol
El precio de la luz queda fijado por la última tecnología en entrar en el sistema para cubrir la demanda eléctrica, es decir, la más cara. Y si los precios de la electricidad suben por el repunte del CO2 y del gas –los ciclos combinados son tecnologías más costosas– a la producción nuclear o hidráulica le llega lo que se conoce como beneficio caído del cielo
Cómo gestionar el sistema eléctrico con parques eólicos
En contra de lo que se piensa, esto es algo factible desde un punto de vista teórico
con una elevada proporción de turbinas, como demuestran los trabajos que lleva a cabo la Universidad Oontificia de Comillas
Existen varios niveles en la gestión del sistema eléctrico. Uno de los más complicados es el que se refiere a la
regulación de potencia. Esta operación se coordina desde las salas de control de Red Eléctrica de España (
REE) y consiste en
mantener, segundo a segundo, el equilibrio final entre la energía eléctrica producida y la demandada. Para que no falle el sistema, se debe conseguir en tiempo real que la electricidad generada por las centrales sea siempre igual a la que se está consumiendo en cada momento en el conjunto del país.
Esto que parece tan difícil se logra planificando con antelación la producción para que concuerde con la previsión de consumo y corrigiendo luego, en el último momento, cualquier desviación. El trabajo final se realiza por medio de ordenadores, regulando la
interconexión eléctrica con Francia y enviando señales a determinadas centrales del país para aumentar o reducir la generación eléctrica en función de las posibles variaciones, ya sea porque cambia la demanda prevista o porque lo hace la producción.
Un caso hipotético es lo que ocurre cuando varios parques eólicos deben parar de forma imprevista (porque empieza a soplar más viento de lo que preveían las predicciones) y el operador manda una orden a una central de ciclo combinado (gas) para que reemplace a los aerogeneradores. Esta parte de imprevisibilidad de algunas energías renovables, como la eólica o la solar, obliga hoy en día a tener siempre listas otras centrales para cubrir sus posibles desvíos, lo que tiene un coste económico y ambiental.
La pregunta es: ¿Se podría hacer al revés? ¿Se puede utilizar la propia energía eólica para cubrir las desviaciones de potencia?
Como explica
Luis Rouco, profesor de la
Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI) de la Universidad Pontificia Comillas, esto se puede conseguir en un plazo no muy largo. “Nosotros estamos desarrollando un sistema para que la eólica pueda utilizarse en la regulación de potencia”.
Antes sólo se regulaba con
centrales hidráulicas y
centrales de bombeos: con ellas se puede aumentar o reducir de forma muy rápida la producción de electricidad soltando o dejando de soltar agua embalsada. “Desde un punto de vista técnico, este es el mejor sistema”, resalta el profesor. El requisito es que llueva y haya agua.
Esto mismo también se hace hoy con
centrales de ciclo combinado. Como detalla Rouco, una de estas plantas de gas tarda en calentarse y arrancar entre 1 ó 2 horas y una
central de carbón necesita entre 6 y 12 horas. Por ello, para solucionar posibles desviaciones hay que tener algunas instalaciones de ciclo combinado conectadas y funcionando al mínimo técnico. Estas son
centrales rápidas, que pueden subir o bajar su producción eléctrica
20 megavatios (MW) por minuto. Mientras que las de carbón son
centrales lentas que están en
unos 5 MW por minuto.
Las plantas nucleares del país no son capaces de realizar este trabajo. Si bien en Francia sí hay centrales atómicas que pueden regular su producción de forma rápida para solucionar posibles desviaciones del sistema, en España no están preparadas para ello y una vez que arrancan siguen siempre funcionando a un mismo ritmo. Así pues, la seguridad del sistema eléctrico recae en centrales hidráulicas y plantas de ciclo combinado (que emiten CO
2).
“Esto de subir y bajar la producción es dolorosísimo para las centrales”, incide el profesor del ICAI. “¿Cómo va mejor un coche? A velocidad constante. Pues aquí pasa igual”. Además, también tiene un impacto económico, pues se debe pagar a esas instalaciones que están conectadas sin producir electricidad en previsión de posibles desviaciones.
En el caso de la eólica, hoy en día en España ya se suele regular en cierto modo, pero sólo para reducir su producción. Ocurre sobre todo por las noches, cuando sopla mucho viento pero no hay demanda para absorber más electricidad, entonces REE ordena la parada de algunos parques eólicos. Lo que no se ha hecho nunca es lo contrario: ordenar a estas instalaciones que inyecten más electricidad porque lo necesita el sistema. Suena difícil, pero no lo es tanto. Como especifica el profesor, para ello
habría que dejar siempre algunos aerogeneradores parados aunque hubiese viento, de forma que pudiesen entrar a funcionar cuando hiciera falta. “Se va a perder viento, pero el regular es doloroso para todas las tecnologías”, recalca.
Técnicamente, ya hay turbinas preparadas que regulan su potencia. Son aerogeneradores de paso variable en las que las palas pueden girar sobre sí mismas, de esta forma al modificar su ángulo frente al viento, el generador suministra más o menos potencia. El trabajo de los investigadores de la Universidad Pontificia Comillas es poner a punto los algoritmos de regulación necesarios para poder aumentar o reducir la producción de múltiples parques eólicos a la vez.
Esta capacidad se refiere
a la regulación secundaria, es decir, al último ajuste para equilibrar la producción y la demanda global. Sin embargo, aunque esto puede suponer un gran avance para seguir aumentando la proporción de energías renovables en el sistema eléctrico (Rouco recuerda que los primeros estudios de REE estimaban que no se podría incorporar al sistema español más de 7.000 MW eólicos y hoy ya hay unos 20.000), lo cierto es que sigue sin resolver el gran problema de esta tecnología:
¿Y qué pasa cuando no hay viento?
Hoy ya se realizan predicciones del viento de cada día para prever con antelación la producción eólica, lo que no se puede es garantizar que sople cuando vaya a hacer falta. A diferencia de otras tecnologías renovables que sí pueden asegurar un suministro estable de energía eléctrica (como las
centrales de biomasa,
la solar termoeléctrica con sistemas de almacenamiento o
la geotermia), no se puede contar con las palas de los aerogeneradores si no hay viento.
Superar esta barrera podría ser una de las claves para alcanzar algún día un
modelo basado exclusivamente en energías renovables. Sin embargo, la solución a este problema resulta algo más complicada. Como explica Rouco, habría que contar con
grandes interconexiones con otros países para poder utilizar energía eléctrica de otros puntos de Europa cuando no soplase aquí el viento y, al revés, inyectar electricidad cuando sobrase. “Las infraestructuras que serían necesarias son palabras mayores, estamos hablando que desde el Mar del Norte se pudiesen enviar 5.000 MW a España o que desde España se mandasen otros 5.000 a Alemania”, comenta el profesor, que recuerda que
la construcción de estas interconexiones no suelen ser muy bien vistas desde un punto de vista ambiental.
ELPAIS.ES, Por: Clemente Álvarez
GAS
La red de gasoductos de Enagás está integrada por más de 11.000 kilómetros que aseguran un correcto transporte y suministro de gas natural. Existen 16 gasoductos, compuestos por un total de 103 tramos, repartidos por todo el país, al tiempo que cuenta con seis puntos de conexión internacional: dos con África, dos con Portugal y dos con Francia. Además, gestiona 19 estaciones de compresión, 45 centros de transporte y es responsable de la gestión integral de los puntos de conexión a gasoductos, redes de distribución y líneas directas. Por su parte, a través de 416 estaciones de regulación y/o medida, se adapta el gas natural a la presión final a la que lo demandan las empresas y usuarios particulares. Otras infraestructuras son las plantas de regasificación y los almacenes subterráneos.
-Hidrógeno
La revolución energética que se supone que estará destinada a liderar el futuro energético. Este año 2021 le ha tocado al Hidrógeno . Depende excesivamente de productos industriales como equipos de electrolisis . Puede ser fácilmente almacenada y transportada, al aprovechar en gran parte las infraestructuras existentes en una tupida red mundial de gasoductos y rutas marítimas. Con cero emisiones netas, es la mejor adaptada a las nuevas debilidades surgidas por crisis, como la autonomía de la cadena de suministro y la dependencia del exterior y presenta un gran “acoplamiento entre sectores”, algo que favorece la ansiada electrificación total de la economía, Si bien, en la actualidad es mucho más costosa que la energía renovable y depende sobre manera de productos industriales como los equipos de electrolisis, y en tercer lugar, como siempre, está el coste de financiación de los proyectos.
El Ministerio de Transición Energética presentó el pasado martes un plan de apoyo a la producción de hidrógeno verde para hacer de España el “principal polo europeo” de esta tecnología
Seis ámbitos "donde el hidrógeno podría dictar la geopolítica en los próximos años". A saber: el dominio tecnológico, la competencia geoeconómica, el futuro de los petroestados, las nuevas interdependencias, el bloqueo del carbono y la gobernanza mundial (informe ‘Energía y Geoestrategia’)
Las grandes energéticas españolas están poniendo sobre la mesa sus intenciones de convertir esta tecnología en referencia. Endesa apuesta 2.955 millones específicamente en él, mientras que Repsol tratará de movilizar otros 6.000 millones en hidrógeno verde y otros proyectos de economía circular, renovables y almacenamiento. Naturgy lidera, de momento, la carrera por el hidrógeno en España, con cuatro proyectos ya en desarrollo en nuestro país y tratará de hacerse con 13.000 millones procedentes de los fondos Next Generation para impulsar, entre otras, esta tecnología. Iberdrola, por su parte, se ha convertido en la “abanderada en la conquista de una industria” que recibirá 9.000 millones de los 140.000 con los que España ha sido bendecida por el maná europeo.
Enagas ha presentado 2021 55 proyectos de biometano e hidrógeno verde con la esperanza de movilizar 6.000 millones de euros.
FUENTES DE ENERGIA PRIMARIAS.
CARBÓN
Se
forma por descomposición de restos vegetales durante miles de años, su
calidad esta en relación con su antigüedad. Fue una fuente de energía
importante durante la 2ª revolución industrial, en España hubo un
proteccionismo que favoreció el desarrollo. Esta tendencia se continuó
hasta los años 60 en el que fue en los que fue sustituido por el
petróleo.
PROBLEMAS:
- agotamiento de los yacimientos mas ricos.
- Yacimientos de baja calidad.
- Dificultad de explotación.
- Minifundismo empresarial ( solo HUNOSA explota el carbón de forma estatal)
- Escasa investigaciones y escasa demanda.
Se localiza en la zona Astur-Leonesa y la zona Palentina.
Se emplea en la producción de energía eléctrica en centrales térmicas y la industria siderurgica.
El gran inconveniente es que es muy contaminante por su alto contenido en azufre.
Plan de la Minería de 2012
La obligación de comprar carbón para un año
(siete millones de toneladas, o el equivalente a 20.000 GWh en el
conjunto de 2013)
Así, aunque sus propietarias están obligadas a comprar cada mes la parte proporcional de los
siete millones de toneladas
que deben adquirir este año, el operador del sistema, REE, no ha podido
despachar apenas este tipo de producción. En un trimestre marcado por
el viento y la lluvia las plantas de carbón y los ciclos combinados se
han quedado fuera del mercado.
Por mucho que se fuerce la maquinaria, cuando el mercado no responde
poco se puede hacer. Esto es lo que está ocurriendo con la aplicación
del real decreto sobre restricciones por garantía de suministo aprobado
en 2010, por el que se obliga a las eléctricas a
quemar carbón nacional
en una decena de centrales a un precio regulado.
Sin contar enero, mes en que se produjo un vacío legal pues la
resolución de Industria no se publicó hasta febrero, la producción con
carbón autóctono hasta el 30 de abril ha sido
apenas el 2,2% de lo previsto
en dicha resolución. esto es 448 GWH (332 GWh en febrero; 60 GWh en
marzo y 56 GWh en abril). Y, aunque los mejores meses para el carbón son
los de verano, se considera difícil que en lo que queda de año se pueda
completar hasta los 20.000 GWh previstos. Para cumplir estos objetivos
las 10 centrales correspondientes
deberán producir el triple
de lo generado en los últimos tres meses. De hecho, ayer estas
centrales estuvieron paradas y no está previsto que arranquen el fin de
seamana. Pese a todo, las eléctricas deben seguir comprando los
volúmenes preceptivos mensualmente, con el riesgo, según fuentes de una
de ellas, de que se saturen las instalaciones, lo que conllevaría
también “un serio peligro para la seguridad”
Actualmente está en proceso de transición con la generalización de las políticas y compromisos públicos orientados a
la descarbonización de la economía y, por tanto, a la restricción de uso
de combustibles fósiles y al desarrollo de nuevas tecnologías
alternativas, que impulsan la transición energética y supondrán una
reducción de la demanda de productos de hidrocarburos a medio y largo
plazo". En el 2020 España va camino de convertirse en uno de los países que más rápido se van a desenganchar del carbón. Un año y medio después del cierre de todas las minas —que eran incapaces de sobrevivir sin unas ayudas públicas que ya están prohibidas por Bruselas—Se cierra 7 de las 15 plantas que aún quedan abiertas en España dejarán de estar operativas este 30 de junio ,Además de ser muy contaminantes, las térmicas eran hasta hace solo un par de años responsables de aproximadamente el 15% de todos los gases efecto invernadero de España. En 2018, cerca del 15% de toda la electricidad consumida provino de esas plantas. y apenas generaron el 1,4% de la electricidad. Las siete plantas térmicas que dejarán de operar este martes son: Meirama (en A Coruña), Narcea (Asturias) y La Robla (León) —las tres propiedad de Naturgy—; Andorra (Teruel) y Compostilla (León) —de Endesa—; Puente Nuevo (Córdoba) —de Viesgo—; y Velilla (Palencia) —de Iberdrola—.Otras cuatro plantas —que suman una potencia de 3.092 megavatios y alrededor de 800 empleados— tienen solicitados los permisos ante el Gobierno para cerrar. Se trata de las centrales de Lada (en Asturias y propiedad de Iberdrola), As Pontes (en A Coruña y propiedad de Endesa), Los Barrios (en Cádiz y propiedad de Viesgo) y Litoral (en Almería y propiedad de Endesa). Fuentes del sector estiman que entre 2021 y 2022 podrán estar clausuradas. Se prevee el cierre total
para el 2025”
PETRÓLEO
Se
forma por descomposición de diferentes organismos a lo largo de miles
de años y queda concentrado en capas sedimentarias. En España el 56 %
del consumo energético procede del petróleo ( a partir del año 75 se
buscaron nuevas alternativas por la crisis del petróleo). El precio es
fijado por la OPEP y también el numero de barriles que se deben de
producir.
En España la producción es insignificante: Tarragona y Burgos.
Hay una fuerte dependencia externa que perjudica mucho la economía.
Su empleo esta destinado al transporte, la industria (previamente necesita un proceso de refinado)
En España las refinerías se localizan en la costa para abaratar los precios. La empresa mas importante es REPSOL.
aop
Plataforma desde la que se inyecta gas en la costa de Tarragona. / L. G. (AFP)
Repsol en Puertollano (Ciudad Real)
GAS NATURAL
Es
una mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso en el que predomina el
metal, se encuentran yacimientos subterráneos o yacimientos asociados
al petróleo. Para transportarlo se hace liquido descendiendo la
temperatura.
Sus ventajas son que contamina muy poco, tiene mucho
poder calorífico y un precio razonable. En España su consumo no es muy
elevado ( 12% en el 99) pero con tendencia a aumentar.
En España
se produce en Euskadi y en Huelva (insuficiente para atender la demanda
por lo que se recurre a las importaciones : Argelia y Líbano ).
Se emplea para uso industrial y domestico.
E
ntre 2018 y 2020,
EEUU se convirtió en el segundo proveedor principal para España con cerca del 17%
de las importaciones a través del envío de buques metaneros a un precio
más competitivo que Argelia, que bajó su peso en la tarta de
proveedores a menos del 25%. De hecho, los barcos con
GNL -gas licuado- procedentes de América multiplicaron por diez (57.117 GWH)
el suministro GNL desde Argelia,
pese a su cercanía geográfica. Se trata de una cifra récord que supuso
el equivalente al 57% del gas que fluyó por los dos gasoductos que
cruzan a España: la infraestructura
Magreb-Peré Durán Farrell que llega hasta
Zahara de los Atunes en Cádiz y el
Medgaz que desemboca en la costa almerie
Los ciclos combinados, que funcionan con gas, se han
convertido en la principal fuente de generación eléctrica y respaldo
debido a la inestabilidad de las renovables como la eólica y la fotovoltaica, así como la menor producción de hidroeléctrica y
la baja proporción de nucleares, que funcionan a pleno rendimiento pero
su capacidad instalada no es suficiente para atender al sistema
eléctric
En España se han despertado expectativas de poder hallar y extraer mediante el fracking
importantes yacimientos de gas pizarra,
escondidos en la roca a gran profundidad, que podrían resolver parte de
los problemas de dependencia energética que arrastra nuestro país.
Pero, junto con esta fiebre del gas, también la polémica ha llegado a
Estaña.
FRACKING
El fracking o fracturación hidráulica consiste en la inyección de agua a alta presión en rocas situadas a más de 3.000 metros de profundidad que provoca en ellas pequeñas fracturas y libera el gas que permanece allí encerrado desde tiempo inmemorial.
La industria tiene indicios de la existencia de yacimientos
de gas pizarra en España, sobre todo en la cuenca vasco-cantábrica,
aunque también en otras zonas como
la cuenca del Guadalquivir, la Cordillera Subbética y zonas de Cataluña
en las comarcas de Osona y la Segrarra. Desde hace un par de años,
comenzaron a solicitarse permisos para explorar esas áreas en busca del
nuevo maná energético.
En la actualidad, ya hay decenas de permisos concedidos y otras tantas
solicitudes, pero de momento no se ha llegado a perforar el suelo para
realizar las catas, ya que cada una debe contar antes con su
correspondiente declaración de impacto ambiental positiva.
PARA SABER MÁS, VER:
El
documental «
Gasland»
(Tierra de gas), premiado en el Festival de Sundance, que desató en
2010 la señal de alarma mundial sobre la extración de shale gas o gas
pizarra mediante la técnica del
fracking.
Se
forma por la fisión ( separación ) de átomos de uranio y en el proceso
produce energía, en España tiene mucha importancia. A partir del año 84
descendió en producción debido a presiones ecologistas porque las
centrales nucleares quedaban obsoletas.
En España se produce
Uranio en Salamanca y Badajoz, esta producción abastece las necesidades
( hay que importar uranio enriquecido de Rusia).
Se emplea para producir electricidad.
Central nuclear de Cofrentes
La central nuclear de Cofrentes se alzó en 2014 con el título a la más productiva de todo el territorio español con un total de 9.470 GWh al año, Vendellós II (en Cataluña, con 9.201 GWh anuales y Trillo I (en Castilla-La Mancha, con 8.320 GWh anuales). Almaraz II(también nuclear, con sus 8.299 GWh anuales), la gallega Puentes García Rodríguez (dedicada al carbón con 7.626 GWh al año), Almaraz I (otra nuclear también sita en Extremadura , con 7.518GWh) y las nucleares catalanas Ascó I y II (con 7.394 y 7.175 GWh, respectivamente).
ENERGÍA NUCLEAR EN ESPAÑA- NUCLEAR ¿SI O NO?, EL DEBATE.
PROBLEMAS:
- dependencia tecnológica.
- Almacenamiento de residuos radioactivos.
- Altos costes de desmantelamiento de centrales nucleares.
Actualmente se están haciendo nuevas investigaciones por medio de la fusión nuclear.
Vista aérea de la central nuclear José Cabrera, ENRESA
Foto de archivo de la central de Vandellós II. | Efe. Madrid
El mapa de la energía nuclear en España lo conforman seis centrales nucleares en explotación, dos de ellas con dos reactores (Ascó y Almaraz), hasta un total de ocho reactores en activo que generan en torno al 20 % de la electricidad que se produce en España.
Las centrales nucleares en España, que comenzaría en 1965 con la de Zorita (en servicio desde 1968) y continuaría después con otras nueve, de las cuales, actualmente, solo funcionan siete: Garoña (en servicio desde 1971), Almaraz I (1981), Ascó I (1983), Almaraz II (1983), Cofrentes (1984), Ascó II (1985), Valdellós (1987) y Trillo (1988).
Además, las instalaciones nucleares españolas incluyen la central José Cabrera, en Almonacid de Zorita (Guadalajara), la primera que empezó a operar en España (1968) y que se encuentra en proceso de desmantelamiento tras su cierre en 2006.
El reactor -Vandellós I-, fue clausurado en 1989, tras registrar un accidente clasificado de nivel 3 en la escala internacional de sucesos nucleares, y actualmente en periodo de latencia.
ALMARAZ
Localización: Almaraz (Cáceres). Refrigerada con agua del pantano Arrocampo del río Tajo. Dos reactores de agua ligera a presión (PWR). El primero entró en funcionamiento en 1981 y el segundo en 1983. Potencia: 980 MWe Almaraz I y 984 MWe Almaraz II. Autorización de explotación válida hasta: 2020 (ambas unidades).
ASCÓ
Localización: Ascó (Tarragona), en el margen derecho del río Ebro. Dos reactores PWR en funcionamiento desde 1983 y 1985. Potencia: 1032,5 MWe Ascó I y 1.027,2 Ascó II. Autorización de explotación válida hasta: 1-10-2011. En noviembre de 2007 se produjo una fuga radiactiva en Ascó I, que no se notificó hasta abril de 2008 y que fue calificada de nivel 2 dentro de la Escala Internacional de Sucesos Nucleares. Por este incidente, en mayo de 2009 el Ministerio de Industria le impuso una multa de 15,4 millones de euros, la más alta de la historia a una central española.
COFRENTES
Localización: Cofrentes (Valencia), en la cola del embalse de Embarcaderos, en el margen derecho del río Júcar. Reactor de agua ligera en ebullición (BWR). Se conectó a la red en 1984. Potencia: 1.096 MWe. Autorización de explotación válida hasta: 20-03-2011. El Gobierno ha decidido revisar la autorización de prórroga de la explotación por diez años que se había acordado precisamente la víspera del terremoto de Japón.
GAROÑA
Localización: Santa María de Garoña (Burgos), en una península natural formada por un meandro del río Ebro. Reactor BWR. Inició su actividad industrial en 1971. Potencia: 466 MWe. Autorización de explotación válida hasta: 6-7-2013, tras una prórroga acordada en julio de 2009.
TRILLO
Localización: Trillo (Guadalajara), a orillas del río Tajo. Un reactor PWR. Se conectó a la red en 1988. Potencia: 1.066 MWe. Autorización de explotación válida hasta: 15-11-2014. El 31 de enero de 1992 registró un incidente que afectó a un elemento del sistema de refrigeración de emergencia y fue calificado como de "Nivel 2".
VANDELLÓS II
Localización: L'Hospitalet del Infant (Tarragona), a orillas del Mediterráneo. Reactor PWR en funcionamiento desde 1988. Potencia: 1.087,1 MWe. Autorización de explotación válida hasta: 2020. El 25 de agosto de 2004 se produjo una fuga de agua que motivó la parada del reactor. En marzo de 2005 se reprodujo el problema, lo que obligó a adelantar la parada para recarga de combustible y llevó al CSN a recalificar el incidente de agosto, inicialmente evaluado de nivel 1, al nivel 2 de acuerdo con el INES. Industria impuso una sanción a la central de 1,6 millones de euros.
La idea surgió en 1948 para solucionar los problemás energéticos que padecía España, cuando aún este tipo de energía estaba asociada a la devastación de Hiroshima y Nagashaki
Mayo de 1957. «El Gobierno español acometerá sin vacilaciones, y en un porvenir muy próximo, el establecimiento de centrales nucleares», dijo el ministro de Industria de Franco, Joaquín Planell, durante las primeras «Jornadas nucleares» celebradas en España. Aquella declaración, que no era sino el anuncio de una idea que se venía fraguando en el régimen franquista desde una década antes, tenía como objetivo solucionar los problemas energéticos que padecía España, «complementando paulatinamente la producción de (las centrales) hidráulicas y térmicas de tipo convencional».
La idea partió concretamente del científico José María Otero de Navascués, que en 1948 presentó un informe al Centro Superior de Investigaciones Científicas (CSIC) aconsejando que se iniciaran las investigaciones sobre la energía nuclear. Como consecuencia de ello, se creó ese año en España una Comisión de Estudios. Franco y su Gobierno, más allá de su uso militar, tuvieron «la previsión de comprender el enorme potencial del empleo pacífico de la energía nuclear y lo que esto podía representar en la resolución de los problemas energéticos de nuestro país», como recordaría años más tarde el propio Navascués en el diario «Arriba».
Hasta llegar aquí, el camino no fue fácil. Durante muchos años, la energía nuclear estuvo asociada a la destrucción de Hiroshima y Nagasaki y a los programas armamentísticos de las principales potencias. Aquel fue su pecado original y su maldición. Aún así –o quizás movido por este trasfondo militar–, Franco creaba en 1951 la Junta de Energía Nuclear (JEN), encargada de investigar y asesorar al Gobierno en todo lo relacionado con la energía nuclear, además de ser responsable de la seguridad, la protección radiológica y la formación del personal que trabajaría en este campo.
El año clave es 1953, cuando Eisenhower pronunció su discurso
«Átomos para la paz»
Pero, sin duda, la fecha clave en este proceso fue el 8 de diciembre de 1953: el día en el que Eisenhower pronunciaba su ya histórico discurso «Átomos para la paz», crucial en el nuevo enfoque internacional sobre los usos pacíficos de la energía atómica, para, como dijo el presidente de Estados Unidos, «ayudar a solucionar el espantoso dilema atómico, a dedicarse en cuerpo y alma a encontrar el camino por el cual la milagrosa inventiva humana no sea dedicada a su muerte, si no consagrada a su vida». Y poco después desclasificaba gran parte de la información científica y tecnología que, hasta entonces, había sido solo de uso militar, firmando además, en 1955, un acuerdo de cooperación nuclear con España, en virtud del cual el Gobierno de Franco recibiría su primer reactor, que formaría parte de la central de Zorita, así como uranio enriquecido imprescindible para el funcionamiento de la planta.
España no iba a perder el tiempo en algo que se había convertido ya en una posibilidad real e inmediata y, en 1958, se conseguía desintegrar por primera vez un átomo. «Y todo a pocos metros de la Puerta del Sol: en el reactor atómico experimental de la Moncloa», contaba el diario «Informaciones», que calificó este fenómeno como «la culminación de la estrecha colaboración existente entre la Junta de Energía Nuclear y la General Electric Company, y el programa “Átomos para la paz”».
BASURA NUCLEAR
Una vez descargado del reactor nuclear, el combustible gastado debe permanecer almacenado en piscinas, para su enfriamiento. Se han convertido en almacenes de residuos
.
Piscina de una planta nuclear, ENRESA
El Cabril
El almacén del Cabril, único recinto de estas características en España. En 1992 se convirtió en la primera instalación homologada (gestionada ya por la empresa pública Enresa). Ahí estaban las primeras minas de uranio que a partir de 1962 empezaron a servir como almacén de residuos de investigaciones radiactivas. En 1961, la Junta de Energía Nuclear traslada a la mina abandonada los primeros residuos radiactivos de media y baja intensidad que generan sus incipientes investigaciones.Y en 1984, nace Enresa, la empresa pública encargada de la retirada, tratamiento y almacenamiento de los residuos radiactivos en España
El Cabril, PACO PUENTES
Se colocó en el enclave de la sierra Albarrana, junto a un parque naturalpertenece al término municipal de Hornachuelos (900 km2), un pueblo de unos 4.700 habitantes. Eel cementerio nuclear se encuentra a 40 kilómetros del núcleo urbano. De hecho, queda más cerca de otras poblaciones que también forman parte –desde el punto de vista de las indemnizaciones- de los afectados por esta instalación (Peñarroya, Las Navas y Alanís). La instalación acoge residuos nucleares de media y baja actividad (permanecen activos un máximo de 300 años y su capacidad está ahora al 71,06%) y de muy baja actividad (su actividad es de un máximo de 60 años y la capacidad del cementerio, tras su ampliación, está al 21,71%).
Bidones radiactivos que van encajando en contenedores. Cada bidón contiene 220 litros de residuos tóxicos (piezas o lodos solidificados con hormigón). Estos se almacenan en contenedores en grupos de 18. Y los cubos que se forman terminan constituyendo una gran celda de 320 contenedores que termina sellada y colocada en las plataformas del cementerio
PARA SABER MÁS, VER:
El debate
La energía nuclear es costosa, peligrosa y sus residuos altamente contaminantes a largo plazo. Pero es una forma 'limpia' de generar electricidad, sin producir emisiones de gases de efecto invernadero.
Los expertos vaticinan que, ante el crecimiento de la demanda energética que se espera en los próximos años, la nuclear es la única opción para sostener el crecimiento económico del planeta. Con el precio del crudo por las nubes y Kioto sobre las cabezas de los gobernantes, medio planeta, España incluida, se replantea si seguir adelante con las centrales nucleares o cerrarlas de por vida.
El Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) ha ordenado el desmantelamiento y clausura de la planta Quercus de fabricación de concentrados de uranio, en Salamanca. La planta estaba sin actividad desde 2003, pero la empresa pública del uranio, Enusa, había conseguido una serie de prórrogas ante la posibilidad de que el renacer nuclear hiciera atractiva la minería del uranio en España. La planta Quercus está en el municipio de Saelices el Chico. Desde hace nueve años no produce los concentrados de uranio que utilizan las centrales nucleares españolas. En lugar de producirlo aquí, Enusa importa el uranio y en la planta de Juzbado (Salamanca) lo ensambla en las varillas que luego queman los ocho reactores nucleares españoles y que producen el 20% de la electricidad.
El gobierno psoe-podemos 2021 planea una LEY poner freno la sobrerretribución que percibe en el mercado mayorista la generación de energía mediante las centrales eléctricas no emisoras de CO2 (hidráulicas y nucleares) anteriores a 2005. En concreto, quiere compensar el impacto que está teniendo en el coste de la electricidad el alza de los precios del CO2 y atajar las posibles consecuencias que esto pudiera tener en la recuperación de las economías domésticas e industrial, con rebajas en la factura de la luz de alrededor del 4,8% para consumidores domésticos y del 1,5% para la gran industria.
Foro nuclear, la patronal de esta industria, defiende que las centrales invierten 300 millones de euros al año y que las plantas están actualmente en pérdidas como consecuencia de "una tributación desproporcionada, discriminatoria y confiscatoria", pone en valor la aportación de la nuclear, con más de una quinta parte de la energía eléctrica consumida en España, asegurando que dota de una gran estabilidad al sistema eléctrico y que es la que más contribuye a la descarbonización.
ENERGÍA HIDRÁULICA
Se obtiene a partir de agua embalsada que producen el movimiento de turbinas transformando la energía mecánica en electricidad.
En España es importante la producción en la mitad norte, también es importante en las cuencas del Ebro y del Duero.
Se emplea generalmente para la electricidad.
Sus ventajas son que es muy limpia, renovable aunque crea conflictos por el uso del agua y se ve afectada por los periodos de sequía por los que pasa nuestro país.
En lo que respecta a la generación hidráulica,se diferencia
entre dos tipos de centrales: gestionables (con embalse), que son las
centrales de mayor potencia y que producen principalmente en las horas
punta, y las no gestionables (fluyentes), que se comportan de manera
similar a la nuclear en cuanto a sus ofertas y precios
La nueva central hidroeléctrica
La Muela II, en Cortes de Pallás (Valencia), Según información de la empresa (Iberdrola), esta instalación se va a convertir en la mayor central de bombeo de Europa continental y contribuirá a constituir el aprovechamiento hidroeléctrico más importante de la Península Ibérica.
La nueva planta hidráulica ubicada en la margen derecha del Júcar, cuenta con un presupuesto cercano a 350 millones de euros y su producción anual rondará los 800 GWh, suficiente para atender el consumo eléctrico medio de casi 200.000 hogares.
Se
les presta atención a partir de la crisis del petróleo, son
inagotables, limpias... En España hay condiciones muy favorables para
su utilización. Son embargo, su uso real es muy bajo ( - 6% ).
Su mayor inconveniente es que se necesitan muchas inversiones e investigaciones.
TIPOS:
*energía solar: luz + calor del sol
*Mini centrales hidráulicas.
*Eólica
-maremotriz
*energía geotérmica subterráneo - calefacciones
*Biomasa
Biomasa verde a partir de residuos
Biomasa desde vegetales -bioalcohol-hidroalcohol.
España tiene el objetivo de generar el 30% de su electricidad a partir de fuentes de energía renovable para 2010, proviniendo la mitad de esta cantidad de la energía del viento. En 2006, el 20% del total de la demanda eléctrica se produjo a partir de fuentes de energía renovable.
Algunas comunidades autónomas están a la cabeza de Europa en el uso de tecnologías de energía renovable y planean el 100% de generación a partir de fuentes renovables en pocos años (objetivo "toda la electricidad a partir de fuentes renovables") . Castilla y León y Galicia están especialmente cerca de este objetivo, produciendo en 2006 el 70% del total de la demanda de electricidad a partir de fuentes de energía renovable.
En 2005 España se convirtió en el primer país del mundo en requerir la instalación de placas solares en edificios nuevos y el segundo del mundo (tras Israel) en requerir la instalación de sistemas de agua caliente solar.
España está entre las cinco principales naciones inversoras en energías renovables en el ámbito internacional y su mercado fotovoltaico fue el que más creció en todo el mundo en 2007, de manera que en España están dos de las tres principales plantas fotovoltaicas del planeta.
Según los informes de Greenpeace, la energía solar podría abastecer siete veces la demanda eléctrica que tendría la península en 2050. Además, todas las previsiones apuntan a que para mediados de la década de 2010 será más barata la electricidad producida en los paneles solares ubicados en España que lo que tendrá que pagar el consumidor doméstico por comprar electricidad de la red (sobrepasamiento de la paridad con la electricidad procedente de combustibles fósiles).
Producción
Electricidad Renovable en España (GWh, datos de 2008)
| Comunidad Autónoma | Hidráulica | Eólica | Solar | Biomasa | Residuos sólidos | Total Generación Renovable | Total Demanda Eléctrica | % Renovables respecto a la Demanda Total de Electricidad |
|---|
| Castilla y León | 5657 | 5449 | 310 | 234 | 55 | 11705 | 14120 | 82.9% |
| Aragón | 3333 | 4010 | 78 | 111 | 49 | 7581 | 11168 | 67.8% |
| Castilla-La Mancha | 659 | 6501 | 790 | 171 | 0 | 8121 | 12038 | 67.4% |
| Galicia | 5506 | 6705 | 8 | 226 | 287 | 12732 | 20003 | 63.6% |
| La Rioja | 129 | 949 | 43 | 5 | 1 | 1127 | 1945 | 57.9% |
| Navarra | 499 | 2304 | 168 | 253 | 0 | 3224 | 5511 | 58.5% |
| Extremadura | 1295 | 0 | 347 | 0 | 0 | 1642 | 4900 | 33.5% |
| Asturias | 1608 | 551 | 0 | 214 | 390 | 2763 | 12153 | 22.7% |
| Cantabria | 744 | 21 | 1 | 12 | 76 | 854 | 4868 | 17.5 |
| Andalucía | 803 | 2481 | 425 | 896 | 35 | 4640 | 40174 | 11.5% |
| Cataluña | 3958 | 643 | 141 | 92 | 266 | 5100 | 47421 | 10.7% |
| Comunidad Valenciana | 1099 | 1139 | 200 | 23 | 2 | 2463 | 27805 | 8.8% |
| Región de Murcia | 75 | 290 | 256 | 16 | 0 | 637 | 8706 | 7.3% |
| Canarias | 2 | 379 | 63 | 0 | 229 | 673 | 9326 | 7.2% |
| País Vasco | 389 | 348 | 15 | 119 | 481 | 1352 | 20895 | 6.4% |
| Baleares | 0 | 5 | 28 | 0 | 134 | 167 | 6122 | 2.7% |
| Ceuta y Melilla | 0 | 0 | 0 | 0 | 9 | 9 | 415 | 2.1% |
| Comunidad de Madrid | 90 | 0 | 28 | 65 | 291 | 474 | 31823 | 1.5% |
| ESPAÑA | 25845 | 31777 | 2903 | 2437 | 2306 | 65268 | 279392 | 23.4% |
|---|
wikipedia
ENERGÍA EÓLICA
La energía eólica en España de 2007 producción, al alcanzar los 8.375 MW Esta es una potencia superior a la producida por las siete centrales nucleares que hay en España que suman 8 reactores y que juntas generan 7.742,32 MW.
A 31 de diciembre de
2020, con un total 27.446 megavatios (MW) instalados, la eólica lograba un hito histórico al colocarse como primera tecnología del mix eléctrico por potencia instalada. En términos de generación -con 54.899 gigavatios hora, un 22% la demanda total- era la segunda tecnología del mix, sólo precedida por la nuclear.
Parque eólico de Boira (Valencia), operado por Acciona
Accionia Energía nace con una potencia instalada de 11.000 megavatios (MW) y el objetivo es alcanzar los 30.000 MW en 2030.
SOLAR
La termosolar crea riqueza en España. Si se llega a instalar 5.000 MW más hasta 2030 como prevé el Plan de Energía y Clima (PNIEC)
del Gobierno, tendría un impacto total sobre la economía española de
45.582 millones de euros. Esta es una de las principales conclusiones
del informe La industria termosolar como motor económico en España, elaborado por PwC
Según los datos que maneja la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), las instalaciones de suelo de Portugal reciben como mínimo 35 céntimos por kWh, mientras que el mínimo en Italia es de 35,28 céntimos, en Israel de 40 céntimos, en Grecia de 40,28 céntimos, en Alemania de 31,94 céntimos y en República Checa de 49,7 céntimos. Francia, con 30 céntimos, es el país que más se acerca al nivel español, que es de 34 c€/kWh para las instalaciones sobre cubierta hasta 20 kWp y de 32 para el resto de potencia. En cuanto a las instalaciones sobre cubierta, la comparativa es similar
La planta de Andasol
La planta de Andasol, central térmica solar con más de 600.000 espejos, en una planicie cerca de Sierra Nevada (Granada).
centro de control de red (CNSO) de Aravaca (Madrid), producen 420 MWh
OTROS RECURSOS ENERGÉTICOS
BIOCOMBUSTIBLES
Los biocombustibles están regulados por la Orden ITC/2877/2008, de 9 de octubre, por la que se establece un mecanismo de fomento del uso de biocarburantes y otros combustibles renovables con fines de transporte.
El ministerio de Ciencia e Innovación, dentro del presupuesto extraordinario de 490 millones de euros que su departamento destinará a inversiones del
PlanE (Plan Español para el Estímulo de la Economía y el Empleo),
Otra de las medidas del Gobierno para reducir el consumo de petróleo ha sido aumentar el objetivo de biocarburantes desde el 5,9% hasta el 7%.
. El problema es que el sector español está prácticamente parado, al mínimo de producción, debido a que las importaciones de Asia y Sudamérica, subvencionadas en origen, compiten con ventaja. Según APPA, si el Ministerio no actúa para evitarlo, cambiará importaciones de petróleo por importaciones de biocombustible, pero no paliará la dependencia exterior.
Wikimedia foundation. 2010.
-cultivos energéticos no alimentarios
-aprovechamiento de la biomasa residual agrícola y forestal
-algas para la captación de CO2
-producción de biocarburantes
Entronca con la descarbonización del mix energético y con la economía circular
SOSTENIBILIDAD
España está a la cola de la eficiencia energética
- La dependencia energética exterior de España está en el 84%
- Es uno de los países de la OCDE que más energía gasta por PIB producido
España importa la mayor parte de su energía y la gasta con poca eficiencia. El nivel de dependencia energética de España respecto al exterior está en el 84%, muy por encima de la media europea.
El informe que se refiere al comportamiento del mercado energético en 2009,l periodo para el que existen bases de datos oficiales y completas. En ese año, hubo una desaceleración del crecimiento del consumo energético a nivel global, propiciada por la crisis. En España, el consumo de energía primaria pasó de tener crecimientos de tasas interanuales del 3% a registrar una caída del 8,2% en 2009.
También hubo un aumento de la aportación de las renovables y una menor demanda de carbón, crudo y gas natural importados. No obstante, la dependencia exterior sigue superando la de nuestro entorno.
A esta característica de nuestro mercado se une el uso poco eficaz que hacemos de la energía. Según el informe, la intensidad energética española, es decir, la relación entre el consumo de energía y el PIB producido, sigue siendo superior a la de la UE. Es cierto, dicen los autores, que hemos mejorado en eficiencia, pero no tanto como los demás, con lo que España sigue por detrás e incluso, pierde posiciones.
España, que ha basado buena parte de su actividad en la construcción, un sector muy voraz en el consumo energético, tiene por tanto indicadores bajos. Para crear una unidad de riqueza, gastamos más energía que otros. Y puesto que la energía viene en su mayor parte de fuera, la productividad de nuestra economía es baja.
El informe de la Cátedra BP arroja más datos para completar una radiografía del sector energético español. Así, señala que la carretera es el sector que devora buena parte de la energía: en 2009, el transporte rodado consumió el 21,8% de la energía primaria total. Además, España es el país de la UE que menos mercancías transporta por ferrocarril, que es mucho más eficiente que el camión para mover grandes volúmenes.
Puede entenderse por tanto que el Gobierno desee rebajar el consumo de carburantes. Ayer mismo, el director del Instituto para la Diversificación y Ahorro Energético (IDAE), Alfonso Beltrán García-Echániz, adelantaba que el Consejo de Ministros anunciará nuevas medidas de ahorro.
Renovables olvidadas
En ese sentido, la Fundación Renovables, un organismo que aglutina a actores varios del sector energético verde, criticaba ayer las propuestas de ahorro de combustible del Gobierno por carecer de visión a largo plazo. «Son insuficientes y su carácter coyuntural impide que contribuyan a cambiar los modos y usos de la energía en España, que son derrochadores, por una cultura energética que ha estimulado el consumo frente a la eficiencia energética», aseguraba la fundación en una nota.
Según la Fundación Renovables, las importaciones de gas y petróleo en 2010 han supuesto 34.500 millones de euros, que equivalen al 66% de todo nuestro déficit comercial. Por ese motivo, la fundación critica que el Gobierno haya castigado a las energías renovables en los últimos tiempos disminuyendo objetivos y primas y creando inseguridad en el marco regulatorio con sus vacilaciones cuando es la única fuente autóctona de energía que frenaría la sangría constante que supone el petróleo: «Pretender ahorrar energía reduciendo los objetivos de renovables es una falacia que va a costar muy cara a la economía y las futuras generaciones», concluyen.
Según la OPEP, la muerte del petróleo no será tal. Aunque perdería poder dentro del mix energético, eso no significaría ni mucho menos su desaparición. Las cifras del cártel extractor indican que en todo el mundo se consumían 91 millones de barriles de petróleo al día en 2019. Entonces, el oro negro surtía el 31,5% de la demanda global de energía. Para 2045, la organización estima en su escenario de crecimiento económico más probable que la demanda mundial de petróleo aumentará hasta los 99,5 millones de barriles al día. Para entonces, si se cumplen las previsiones, el petróleo “solo” representará el 27,5% del mix energético. Es decir, ni siquiera perdería su papel como principal fuente de energía del planeta. La Agencia Internacional de la Energía (AIE), también se pronunció sobre las implicaciones del final del reinado del petróleo. Y para reducir realmente a cero las emisiones netas de carbono para el año 2050, se requerirían adoptar drásticas medidas desde hoy mismo. Por un lado, se debería de dejar de invertir dinero de forma inmediata en la explotación de nuevos yacimientos petrolífero. Se precisa la construcción de instalaciones de gran tamaño de paneles fotovoltaicos.. Para 2035, la AIE habla de prohibir la venta de vehículos de combustión interna. Incluso con estas duras condiciones, la AIE estima que el consumo de petróleo mundial estaría en los 24 millones de barriles al día para 2050. Un descenso drástico, pero el mundo seguiría usando crudo en este restrictivo escenario.
Almaraz, en Cáceres. BERNARDO PÉREZ
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