Análisis comparativo de las tecnologías de producción de energía eléctrica: Costes de inversión, Operación y Mantenimiento, de producción y emisiones específicas

i Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo de Fin de Grado Ingeniería de Tecnologías Industriales Análisis comparativo de las tecnologías de producción de energía eléctrica: Costes de inversión, Operación y Mantenimiento, de producción y emisiones específicas. Autor: Irene Negro Torres Tutor: Felipe Rosa Iglesias Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 ii iii Trabajo de Fin de Grado Ingeniería en Tecnologías Industriales Análisis comparativo de las tecnologías de producción de energía eléctrica: Costes de inversión, Operación y Mantenimiento, de producción y emisiones específicas. Autor: Irene Negro Torres Tutor: Felipe Rosa Iglesias Catedrático de universidad. Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 iv v Proyecto Fin de Grado: Análisis comparativo de las tecnologías de producción de energía eléctrica: Costes de inversión, Operación y Mantenimiento, de producción y emisiones específicas. Autor: Irene Negro Torres Tutor: Felipe Rosa Iglesias El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: El Secretario del Tribunal Sevilla, 2020 vi vii A mi familia A mis maestros viii ix Agradecimientos En primer lugar, me gustaría agradecer a Felipe Rosa, mi tutor en este proyecto, por su confianza en mi desde el principio y su completa disponibilidad durante estos meses. Me gustaría agradecer a mi familia; a mi madre, mi padre y mi hermana por todo el apoyo que me han mostrado a lo largo de la carrera, sin duda ha sido esencial para sobrellevar los obstáculos que han aparecido. También a mi tío Ron, una inspiración para mi durante estos años. Por supuesto, gracias a los magníficos compañeros que se han convertido en amigos a lo largo de la carrera, ellos han hecho que todo sea más divertido y han estado a mi lado en los momentos difíciles. Y, por último, gracias a mis amigas de siempre, que me han acompañado y apoyado a lo largo de mi vida incodicionalmente. Irene Negro Torres Sevilla, 2020 xvi 5.7 Energía hidráulica……………………………………………………………………………….41 5.8 Energía de biomasa ……………………………………………………………………………..41 5.9 Energía geotérmica……………………………………………………………………….……..42 5.10 Energía del mar …………………………………………………………….………………….43 5.11 Comparativa………………………………………………………….……….………………..43 6. Costes de producción……………………………………………………………….……………….46 7. Impacto medioambiental y emisiones específicas………………………………………….………..50 7.1 Centrales nucleares………………………………………………………………………..….…50 7.2 Centrales eléctricas convencionales……………………………………………………………..52 7.3 Cogeneración……………………………………………………………………………………54 7.4 Centrales de ciclo combinado ………………………………….…………….….…………...….55 7.5 Parques eólicos………………………………………………………………………………….55 7.6 Energía solar…………………………………………………………………………….…...….56 7.7 Energía hidraúlica………………………………………………………………………….……60 7.8 Centrales de biomasa …………………………………………………………………..……….62 7.9 Energía geotérmica…………………………………………………………...…………………62 7.10 Energía del mar………………………………………………………………………..……….63 8. Conclusiones………………………………………………………………………….…………….67 9. Referencias……………………………………………………………………………………,……70 xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Estructura de costes para proyectos de generación eléctrica a partir de generación eólica [32]…………………………………………………………………………………………………………..24 Tabla 2. Coste de los componentes de una turbina eólica (%) [35]……………………………………………25 Tabla 3. Costes de la inversión inicial para una planta de biomasa [30]……………………………………….28 Tabla 4. Costes de inversión inicial de las diferentes tecnologías de producción………………………………31 Tabla 5. Costes de O&M de dos centrales nucleares en el año 2020 [55]…………………………………….,34 Tabla 6. Costes de O&M de diferentes tipos de centrales eléctricas convencionales [55]……………………..35 Tabla 7. Costes de O&M de diferentes centrales eléctricas de ciclo combinado en los años 2016 y 2020 [38] [55].………………………………………………………………………………………………………….36 Tabla 8. Costes en un proyecto tipo de cogeneración [57]…………………………………………………….37 Tabla 9. Costes de O&M de diferentes parques eólicos, en los años 2016 y 2020 [38][55].…………………..39 Tabla 10. Costes de O&M de dos centrales de biomasa [38][55].…………………………………………42 Tabla 11. Costes totales y LCOE de diferentes tecnologías de producción eléctrica [49] [59].………..............47 Tabla 12. Accidentes nucleares ocurridos por diferentes causas a lo largo de la historia [60].…………………51 Tabla 13. Comparación de los principales efectos ambientales potenciales de las distintas tecnologías de producción de electricidad en la fase de operación. (-) sin efecto significativo. (+) efecto reducido, (++) efecto medio, (+++) efecto alto, (++++) efecto muy elevado. (P) efecto positivo. GEI: Gases efecto invernadero, G: Geología, P: Paisaje, A: Arqueología, V: Vegetación, F: Fauna, CA: Contaminación atmosférica, RP: Residuos peligrosos, R: Radiación, DP: Desplazamiento población…………………………………………………….65 xviii xix ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Campo eléctrico con carga positiva y negativa [1].……………………………………………...……2 Figura 2. Diferentes capacidades de generación de energía en todo el G20, con Brasil en la parte superior con la mayor participación de energías renovables y Arabia Saudita en la parte inferior con la menor participación. [2]…………………………………………………………………………………………....4 Figura 3. Esquema de una central nuclear. [3]………………………………………………………………….5 Figura 4. Esquema de una central térmca convencional. [3]………………….……………….……………….7 Figura 5. Componentes de una central de ciclo combinado. [10]……………………………………………...8 Figura 6. Esquema de los componentes de una central de cogeneración con motor alternativo. [12]……….…9 Figura 7. Central hidráulica de embalse [14]………………………………………………………...……….10 Figura 8. Esquema de los componentes de un aerogenerador [17]……………………………………..……..11 Figura 9. Proceso de producción de energía solar fovoltaica [20]………………………………………….....12 Figura 10. Funcionamiento de una planta solar termoléctrica [21]…. …………………………….…………13 Figura 11. Esquema de una central de biomasa [24]……………………………………………………….…14 Figura 12. Esquema de una planta geotérmica [26]……………………………………………………….….15 Figura 13. Esquema del funcionamiento de la energía mareomotriz [29]………………………………...…..16 Figura 14. Porcentaje de cada tipo de coste sobre el total en una central nuclear [31]……………….…….….18 Figura 15. Costes “overnight” de centrales eléctricas de carbón (USD / kW) en diversos países del mundo: CAN (Canadá), USA, CZE (República Checa), DNK (Dinamarca), FIN (Finlandia), FRA (Francia), DEU (Alemania), SVK (Eslovaquia), TUR (Turquía), JPN (Japón), KOR (Korea del Sur), BGR (Bulgaria), ROU (Rumania), ZAF (Sudáfrica) [36]………………………………………………………………………………………………20 Figura 16. Costos nivelados de electricidad generada por carbón con una tasa de descuento del 5% (USD / MWh) en centrales de diversos países (abreviaturas como en la figura precedente) [36]…….……….…21 Figura 17. Costes promedios de construcción para tecnologías de producción de electricidad a base de gas natural [39]…………………………………………………………………………………………….…..22 Figura 18. Costes de construcción de centrales hidráulicas con diferente ubicación geográfica: AUT (Austria), CZE (República Checa), DEU (Alemania), GRC (Grecia), SVK (Eslovaquia), JPN (Japón) [36]……………………………………………………………………………………………………...…27 Figura 19. Distribución de costes para la construcción de una central tipo de geotermia [53]……….…..30 Figura 20. Costes de inversión en USD/kW de las diferentes tecnologías de producción………………..32 Figura 21. Costes estimados de operación y mantenimiento para un parque eólico con una vida útil de entre 10 y 15 años [58]………………………………………………………………………………..…………28 Figura 22. Distribución de los costes de O&M para una planta solar fotovoltaica…………………….………40 Figura 23. Costes variables de O&M de las tecnologías estudiadas [38][55].………………………….…..44 Figura 24. Costes fijos de O&M de las tecnologías estudiadas [38][55].………………………………….45 Figura 25. LCOE de las diferentes tecnologías de generación eléctrica[49][59].………………………………48 xx Figura 26. Instalaciones para la extracción de gas natural en las inmediaciones del Parque Nacional de Doñana (término municipal de Almonte, Huelva)…………………………………………………………..………....54 Figura 27. Parque eólico instalado junto a Zahara de los Atunes, provincia de Cádiz……………...…….56 Figura 28. Quemaduras en el plumaje de un cernícalo primilla (Falco naumanni) recuperado vivo pero incapaz de volar junto a las plantas de Abengoa Solar en Sanlúcar la Mayor………………………………………….57 Figura 29. Estorninos (Sturnus unicolor) atravesando el flujo luminoso de la central termoeléctrica de torre instalada en Sanlúcar la Mayor, Sevilla………………………………………………………………………58 Figura 30. Vista parcial del parque de espejos de una de las plantas termoeléctricas Solucar, en la provincia de Sevilla……………………………………………………………………………………………………..…59 Figura 31. Placas fotovoltaicas orientables para generación de electricidad instaladas en la Costa Vicentina, Portugal………………………………………………………………………………..……………………..59 Figura 32. Presa de Alange (Badajoz)……………………………………………………….…………….61 Figura 33. Vista de los terrenos inundados por el embalse de Alange……………………………………..61 Figura 34. Central de Biomasa instalada en las cercanías de Mérida, Extremadura…………………….……..62 Figura 35. Central basada en energía geotérmica instalada en Islandia…………………………………..……63 Figura 36. Recreación de un parque de turbinas submarinas para aprovechamiento de energía del mar…………………………………………………………………………………………….…………..64 1 1 ALCANCE Y OBJETIVOS El trabajo que se presenta consiste en el análisis comparativo de las diferentes tecnologías de producción de energía eléctrica, tanto de fuentes no renovables como renovables. En concreto, este documento se centra en la parte económica y medioambiental de las mismas. Desde el punto de vista económico, se trata de considerar cada uno de los parámetros que completan las diferentes tecnologías durante toda su vida útil, es decir, se analiza desde la inversión inicial requerida para que una tecnología pueda ponerse en marcha, hasta los costes de generación de la electricidad, que dan la información final de cuánto cuesta la energía por kW producido. Para evaluar el impacto medioambiental se analizarán parámetros que afectan directamente a nuestro planeta y a todo lo que habita en él, desde la fauna y la vegetación hasta la vida humana y la atmósfera que lo rodea. 1.1. Objetivo El objetivo del trabajo es realizar un análisis comparativo de las distintas tecnologías de producción de energía eléctrica, desde el punto de vista económico y medioambiental, con el fin de conocer las ventajas y desventajas que cada una de ellas presenta de cara a un futuro en el que los diferentes sistemas de producción serán un factor indispensable a tener en cuenta para la conservación de la biosfera en la que vivimos. Para llegar a dicho objetivo final, se establecen los siguientes objetivos parciales: 1. Análisis técnico de las diversas tecnologías. Estudio breve del funcionamiento de cada una de las centrales o plantas, así como de los equipos que las componen. 2. Análisis económico de las tecnologías. Estimación del coste de inversión de las plantas utilizando los datos técnicos previamente recabados, así como los costes fijos y variables de operación y mantenimiento junto a un análisis final de los costes de generación de las mismas. 3. Análisis medioambiental de las tecnologías. Está basado en diferentes parámetros sociales y ambientales que permiten analizar en detalle el impacto de cada sistema de producción desde un punto de vista medioambiental. 1.2. Alcance Este estudio analiza las tecnologías de producción de electricidad mayoritarias a nivel mundial (sistemas experimentales o menos significativos globalmente como las baterías o pilas, no se han incluido). Para el análisis técnico se tienen en cuenta los principales equipos que constituyen cada una de las plantas, y su disposición dentro de ellas en base a datos generalizados, sin ahondar en disposiciones específicas poco convencionales. Las estimaciones económicas se basan en estudios previos o datos obtenidos de diferentes instituciones dedicadas a la energía y a su producción a distintos niveles. Una vez obtenidos estos datos de diferentes fuentes, se ha procedido a la comparación entre las tecnologías, partiendo de las diferencias base de cada una de ellas. El coste nivelado de la energía (LCOE) es el valor que nos permitirá alcanzar una comparción lo más realista posible entre los sistemas de producción analizados. Por último, se realiza un estudio del impacto ambiental de cada sistema de generación, con énfasis y ejemplos en el caso español. Para ello es necesario realizar un análisis de cada tecnología, profundizando en aspectos como las emisiones de gases de efecto invernadero o la generación de residuos peligrosos, que permitirán alcanzar una comparación más exhaustiva. 2 2 INTRODUCCIÓN Desde la cotidianidad de encender una bombilla en una casa, hasta el movimiento de un tren que se desplaza entre una ciudad y otra, la energía eléctrica está presenta en nuestras vidas a más niveles de los que podríamos imaginar, pero, ¿qué es ese fenómeno llamado electricidad? Aunque es complicado explicarlo en unas pocas líneas, la electricidad es un conjunto de fenómenos físicos producidos por el movimiento e interacción entre las cargas eléctricas positivas y negativas presentes en los cuerpos (Figura 1). Encontramos la energía eléctrica de forma libre en la naturaleza, en los impulsos nerviosos que recorren el organismo de un animal o en fenómenos como las tormentas eléctricas, pero su aprovechamiento es prácticamente imposible. Esto se debe a la falta de control que se tiene sobre la cantidad de energía producida, que hasta ahora la convierte en una fuente no utilizada. Es en este punto donde aparecen las tecnologías de producción de energía eléctrica, que representan el cuerpo fundamental de este trabajo. Las diferentes tecnologías de producción son las que se encargan de transformar la energía primaria, proveniente de fuentes tanto no renovables, por ejemplo, petróleo o gas natural, como renovables (radiación solar o viento, entre otras), en energía eléctrica. En la actualidad, son las energías de origen no renovable las que abastecen a la mayoría de la población que tiene acceso a electricidad, pero el incremento de la demanda y la limitación de recursos que éstas presentan, sumado al impacto medioambiental que suponen, abre un amplio camino a las tecnologías de producción renovables, que cada día se encuentran más instauradas en nuestra sociedad. Figura 1. Campo eléctrico con carga positiva y negativa [1]. 3 3. TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Las economías modernas dependen en gran medida de la distribución de energía eléctrica, y de la fiabilidad, asequibilidad y estabilidad del suministro. Para ello, la producción es un proceso fundamental. Al mismo tiempo, la necesidad de abordar el cambio climático y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero inherentes a la quema de combustibles fósiles tales como carbón, gas, petróleo y biomasa, está impulsando una drástica transformación hacia nuevos modelos energéticos a nivel mundial. La demanda de electricidad como fuente final de energía es la que presenta un crecimiento mayor, y para los próximos 25 años se espera que éste supere el consumo de energía eléctrica actual en su totalidad. Es por ello que a medida que cambia la forma de generación y quedan obsoletas numerosas infraestructuras, el sector eléctrico atrae más inversión que incluso el petróleo y el gas combinados. El suministro mundial de electricidad también se está transformando debido al aumento de varias fuentes de generación renovables tales como la eólica y la solar fotovoltaica. Si bien la producción renovable sitúa a la energía eléctrica a la vanguardia de las distintas formas de energía, con la posibilidad de acceso a casi mil millones de personas que actualmente no la disfrutan -ayudando a reducir la contaminación y a cumplir con los objetivos climáticosestos cambios requerirán un nuevo enfoque sobre cómo se diseñan los sistemas de energía y cómo funcionan. De lo contrario, el aumento de la electrificación podría dar como resultado sistemas de energía menos seguros y robustos, lo que subraya la necesidad urgente de una acción política en este sector crítico [2]. En el mundo, la contribución de las energías renovables para generación de electricidad varía enormemente de país a país. En general, los países productores de petróleo son altamente dependientes de esa fuente de energía y apenas han comenzado la transición hacia el uso de energías limpias. En la Figura 1 se muestra la proporción de distintos tipos de generación energética en los países del G20. A la cabeza del uso de fuentes renovables se encuentra Brasil, mientras que Arabia Saudí, uno de los países con mayor producción petrolífera, presenta la más alta proporción de consumo de petróleo para producción eléctrica [2]. 4 Figura 2. Diferentes capacidades de generación de energía en el G20. Brasil está situado en la parte superior, con la mayor participación de energías renovables, y Arabia Saudita en la parte inferior, con la menor participación. Epaña está englobada en Rest of EU (resto de la Unión Europea) [2]. 3.1. Tecnologías de producción no renovables Desde la revolución industrial a mediados del siglo XIX, el sector de los combustibles fósiles ha contribuido sustancialmente al crecimiento económico mundial, inicialmente con el carbón y luego con el petróleo y el gas a la vanguardia de la expansión económica. Durante la mayor parte de los últimos 40 años, la industria produjo ingresos consistentes y ofreció un atractivo valor de inversión con una perspectiva generalmente prometedora. Junto con los combustibles fósiles, la energía nuclear ha desempeñado desde mediados del siglo XX un papel vital en algunas de las naciones más desarrolladas y ahora en China, para cumplir con los requisitos de energía masiva. Sin embargo, la industria nuclear ha estado plagada de serios problemas desde el desastre de Chernobyl en la antigua Unión Soviética en 1986, y comenzó un declive acelerado después del colapso de la central nuclear de Fukushima en Japón en el año 2011. La instalación de nuevas centrales nucleares se ha desplomado en el mundo excepto en China. 5 Las centrales eléctricas de carbón actualmente alimentan alrededor del 40% de la electricidad global, mientras que en algunos países contribuye con cuotas mucho más altas. Por otro lado, también es la forma más contaminante de generación de energía, con emisiones de gases de efecto invernadero y con la liberación de partículas y elementos contaminantes a la atmósfera. También da como resultado la afectación de la vegetación y las aguas superficiales por causa de la lluvia ácida resultante de la quema de carbón. El gas natural es otro recurso de combustibles fósiles que continuará haciendo una contribución significativa a la energía mundial probablemente durante las próximas décadas. 3.1.1 Centrales nucleares Esta tecnología se basa en el aprovechamiento de la energía interna contenida en los núcleos de los átomos para obtener electricidad. El proceso que se lleva a cabo es la fisión de, principalmente, núcleos de Uranio, reacción que desprende una gran cantidad de calor que posteriormente será utilizada para producir vapor, el cual se turbina para generar energía eléctrica. Todo este proceso es llevado a cabo en las centrales nucleares, instalaciones complejas (figura 3) que albergan en su interior una multitud de equipos para llevar a cabo la transforación de la energía nuclear a eléctrica, y donde podemos destacar:  El reactor nuclear, equipo donde se lleva a cabo la reacción nuclear.  El generador, encargado de producir electricidad.  La turbina, que mueve el generador para que éste pueda realizar su función. Figura 3. Esquema de una central nuclear [3]. En la actualidad, se abre un gran debate acerca de la utilización de esta tecnología para la producción de energía eléctrica, pues a pesar de presentar algunas indudables ventajas, también lleva aparejados importantes inconvenientes. Lo que la hace una de las mayores productoras de electricidad a nivel mundial es, principalmente, la gran cantidad de energía que es capaz de generar, debido a que el Uranio produce aproximadamente 77 TJ/Kg. Además, una central nuclear está generando electricidad casi todo el año, aproximadamente un 90% de este. Otra de las grandes ventajas que presenta es que no produce gases de efecto invernadero, lo que la convierte en una de las tecnologías menos contaminantes en lo que se refiere a gases emitidos a la atmósfera. 12 3.2.3. Generación solar Dentro del marco de las energías renovables se pueden destacar las que tienen un mayor desarrollo tecnológico y por tanto mayores posibilidades de competir en el mercado. La energía solar es una de las más prometedoras [18]. Cuando la utilización de la radiación es directa, es decir, no forma parte de ningún proceso intermedio para la posterior producción de energía, se habla de generación solar. Dentro de este tipo de energía renovable, las tecnologías encargadas de producir electricidad son la energía solar fotovoltaica y la termoeléctrica. La energía solar fotovoltaica basa su comportamiento en el efecto fotovoltaico, que consiste en la emisión de electrones de un material al interceder sobre él la radiación electromagnética del sol, generando una corriente eléctrica que podrá utilizarse para autoconsumo o como suministro a la red eléctrica [19]. Este proceso queda recogido en la figura 9. Figura 9. Proceso de producción de energía solar fovoltaica [20]. La energía solar termoeléctrica, utiliza lentes o espejos y dispositivos de seguimiento solar para concentrar la radiación solar incidente en una superficie reducida (figura 10). Esta concentración permite obtener altas temperaturas y, en correspondencia, altas eficiencias termodinámicas de conversión en trabajo. El calor que se obtiene en este proceso se transfiere normalmente a un fluido que pasando a través de una turbina, acoplada a un generador, produce electricidad. Entre los distintos sistemas de concentración solar se han desarrollado tres tipos de tecnologías [19]. 13 Figura 10. Funcionamiento de una planta solar termoléctrica [21]. Actualmente, según datos de la Agencia Internacional de Energía y en un pronóstico de 5 años, la capacidad de esta energía renovable se expandirá en un 50% entre 2019 y 2024, liderada por la energía solar fotovoltaica. Este aumento de 1 200 GW es equivalente a la capacidad de potencia total instalada de los Estados Unidos en la actualidad. La energía solar fotovoltaica por sí sola representa casi el 60% del crecimiento esperado, y la energía eólica terrestre una cuarta parte. Lo que sitúa a la energía solar al frente de las energías renovables del futuro es que, además de proceder de una fuente inagotable a escala humana como es el Sol, presenta un escaso impacto medioambiental, no produce residuos perjudiciales y además una vez instalada la tecnología, sus costes de mantenimiento son reducidos. 3.2.4. Biomasa .. La definición de biomasa que se utiliza en las directivas de la Unión Europea (UE) es la siguiente: «Biomasa es la fracción biodegradable de productos, deshechos y residuos de la agricultura (incluyendo substancias vegetales y animales), silvicultura e industrias relacionadas, así como la fracción biodegradable de los residuos municipales e industriales». Esta definición engloba una gran variedad de fuentes de energía que tienen su origen en diferentes sectores, pero que convergen en un mismo punto, es decir, la biomasa es la materia orgánica que se utiliza como biocombustible y por lo tanto forma parte del grupo de energías renovables. Aunque podría compararse con los combustibles fósiles convencionales, pues también se originan a partir de un proceso biológico, la diferencia se encuentra en que la biomasa se consume a un ritmo inferior o igual al que se produce [23]. El término de biomasa abarca una amplia variedad de recursos a partir de los cuales se obtiene la energía, que puede ser tanto eléctrica como térmica, y por ello también pueden encontrarse diversas formas de clasificación de la misma. Una de éstas se basa en el estado y origen de esta materia orgánica:  Biomasa sólida: algunos ejemplos de este tipo son los residuos forestales o agrícolas, huesos de aceitunas, etc.  Biogás: gas combustible que se genera a partir de la biodegradación de materia orgánica, especialmente residuos de origen ganadero o agroindustrial.  Biocombustibles líquidos: dentro de este grupo destacan por su relevancia el bioetanol y el biodiesel, que sustituyen a la gasolina y al diésel respectivamente. 14  Fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos (FORSU): dentro de este último grupo encontramos residuos procedentes de hogares o industrias, entre otros, y que son almacenados en vertederos. Mediante un proceso de combustión, pirolisis, gasificación o digestión anaerobia se transforma la materia orgánica en electricidad, a través de equipos como calderas, turbinas y motores (figura 11). Esto hace que los costes sean variables en función de la materia prima utilizada así como de la tecnología obtenida para la producción de energía, y además el método de transformación de materia orgánica a energía eléctrica sitúa a la biomasa como una tecnología renovable, pero no limpia (se producen emisiones de diferentes gases contaminantes). Todo esto hace que la biomasa se coloque un paso por detrás de energías como la eólica y la solar dentro de la producción de energía eléctrica renovable, aún teniendo un potencial considerable y en vías de expansión. Figura 11. Esquema de una central de biomasa [24]. 3.2.5. Geotermia La Asociación Internacional de la Geotermia define a esta última como el calor natural de la Tierra, que se deriva de la descomposición de los elementos radiactivos en la corteza terrestre y se transfiere al subsuelo por conducción y convección. Esto quiere decir que la geotermia es la energía almacenada en el interior de nuestro planeta en forma de calor, tanto en rocas, como en suelos y aguas subterráneas, cualquiera que sea su temperatura y profundidad. Aunque conforma una de las fuentes de energía menos conocidas, como recurso energético es el más importante, después del Sol [5]. El funcionamiento de una planta de energía geotérmica se basa en la utilización de recursos hidrotermales que tienen tanto agua (hidro) como calor (térmica), proceso representado en la figura 12. Estas plantas de geotermia requieren recursos hidrotermales de alta temperatura (superiores a 150ºC) que provienen de pozos de vapor seco o de pozos de agua caliente, y que a través de su canalización a la superficie serán alimentados a una turbina que genera electricidad. Además, en función de cómo se utilice el vapor proveniente del interior de la tierra, hay varios tipos de plantas de energía geotérmica, que pueden dividirse en los 3 que se enumeran a continuación:  Plantas de vapor seco, que utilizan el vapor directamente de un depósito geotérmico para girar las turbinas del generador.  Pantas de vapor flash, que toman agua caliente a alta presión de las profundidades de la tierra y la convierten en vapor para impulsar turbinas generadoras. 15  Plantas de ciclo binario, que funcionan transfiriendo el calor del agua caliente geotérmica a otro líquido. Este calor hace que el segundo líquido se convierta en vapor, que se utiliza para impulsar una turbina generadora [25]. Figura 12. Esquema de una planta geotérmica [26]. Las plantas geotérmicas son flexibles y de una alta fiabilidad, además de reducir la emisión de gases contaminantes, aunque su aprovechamiento esté limitado a ciertas zonas geográficas. Esta es la razón por la que, según un estudio de la Agencia Internacional de Energía, la producción no ha experimentado un crecimiento significativo entre 1990 y 2018. Su crecimiento según un promedio anual tasa de 2.3%, esto es, de 28.6 TWh a 54.4 TWh [25]. 3.2.6. Energías del mar Los mares y océanos constituyen un importante sistema de almacenamiento de energía, con un gran potencial energético que, mediante diferentes tecnologías, puede ser trasformado en electricidad y contribuir a satisfacer las necesidades energéticas actuales. El recurso energético existente en el mar se manifiesta de distintas formas, lo que da lugar a las diferentes tecnologías para su aprovechamiento:  Energía mareomotriz o energía de las mareas: aprovecha el ascenso y descenso del agua del mar producido por la acción gravitatoria del Sol y la Luna. A partir de la construcción de un dique, con el fin de crear un depósito donde se acumule el agua de las mareas, se consigue pasar ésta última por una turbina para producir electricidad, tal y como se puede observar en la figura 13. De todas las tecnologías de producción que obtienen energía a partir del mar, esta es la más madura debido a su similitud con una central hidroeléctrica, encontrándose la mayor instalación de este tipo en Francia, con una potencia instalada de 240 MW.  Energía maremotérmica del gradiente térmico: debido a la radiación solar, existe una diferencia de temperatura entre la superficie del mar y las aguas más profundas del mismo. Este gradiente térmico, siempre que sea superior a los 20ºC, puede ser aprovechado por una planta térmica que transformará esta energía en electricidad. A pesar de ser poco contaminante, este recurso se encuentra en zonas 16 alejadas de los puntos de consumo, por eso sus costes siguen siendo elevados.  Energía undimotriz o energía de las olas: asienta sus bases en el aprovechamiento del movimiento ondulatorio debido al rozamiento del aire sobre la superficie marina. Aún es una tecnología en fase de desarrollo, por lo que todavía coexisten diferentes sistemas de captación como la columna de agua oscilante o los cuerpos flotantes.  Energía del gradiente salino: se basa en un proceso de ósmosis, es decir, se beneficia de la diferencia de salinidad entre el agua del mar y la de los ríos. En la actualidad dos tecnologías llevan a cabo este proceso, una de ellas obtiene energía eléctrica a través de una turbina hidráulica aprovechando cambios de presión y la otra, por electrodiálisis, crea electricidad en forma de corriente continua. Sigue siendo una tecnología poco desarrollada y por lo tanto genera elevados costes.  Energía de las corrientes: con unos dispositivos semejantes a los aerogeneradores terrestres (aunque con dimensiones diferentes), obtiene electricidad a partir de la utilización de la energía cinética producida con el movimiento de las corrientes. Su potencial depende de la zona geográfica, pues pueden encontrarse limitaciones al elegir un lugar de instalación como puede ser tráfico marino [27]. La energía marina se encuentra en sus primeras etapas de desarrollo. Las previsiones para este año 2020 indican que la capacidad mundial acumulada se verá incrementada en unos 100 MW, lo que representa un mercado todavía muy pequeño y con pocos proyectos operativos conectados a la red [28]. Figura 13. Esquema del funcionamiento de la energía mareomotriz [29]. 17 4 INVERSIÓN INICIAL 4.1 Energía nuclear Para cuantificar los costes de la tecnología de producción de electricidad en centrales nucleares, mayoritariamente funcionando a través de procesos de fisión nuclear, se han considerado una serie de factores que se detallan a continuación:  La definición de los costes puede variar ampliamente dependiendo de si incluimos o excluimos los costes de financiación, gastos de infraestructura y provisiones para contingencias.  Suposiciones sobre descuentos / tipos de interés y condiciones de financiación.  El diseño y el tamaño de la unidad, así como el trabajo de ingeniería in situ.  Los costes laborales locales y el coste de las materias primas, la localización de la tecnología.  El tipo de cambio y las tasas de inflación.  Recientes aumentos de precios de materiales en el mercado global y largos períodos de espera para componentes de reactores pesados [30]. En este apartado se tratará de realizar una comparación entre los costes de inversión inicial de cada una de las tecnologías de producción desarrolladas en el apartado anterior, para poder llegar a comprender que porcentaje implica este coste sobre el total de los costes de cualquiera de las tecnologías estudiadas y además poder llegar a conocer cada una de ellas y dar una visión de futuro una vez analizados todos los parámetros. La construcción de una central nuclear es un proyecto complejo que requiere grandes inversiones de capital inicial (S. Dardour 2018). Esto se debe a que los costes de construcción de una central nuclear han aumentado 5 veces en 2010-2020 con respecto a la década pasada, en gran parte por el desastre de la central nuclear japonesa de Fukushima en 2011 (ver impactos ambientales en seción 7), a raíz del cual se activaron nuevos protocolos de seguridad para las centrales nucleares, tanto existentes como en fase de construcción. La importancia de estudiar el coste de inversión inicial de una central nuclear se debe a que, como se puede observar en la gráfica adjunta a continuación, éste supone entre el 50% y el 70% del LCOE (Levelized cost of energy o coste nivelado de la energía), lo que puede traducirse en un alto porcentaje sobre los costes totales. 18 Figura 14. Porcentaje de cada tipo de coste sobre el total en una central nuclear [31]. El cálculo de los costes asociados a la puesta en marcha de una central nuclear es complejo y para ello es muy importante un desglose detallado de los gastos de construcción que permita identificarlos. Una relación completa de los gastos de construcción facilitaría la comparación entre diferentes centrales nucleares. Si se exceptúan el reactor y el equipo complementario, los elementos del coste de una central nuclear son en muchos aspectos análogos a los de una central eléctrica convencional. Los principales elementos del coste de una central nuclear son los que se enuncian a continuación: 1) terreno y derechos de propiedad, 2) preparación del terreno, obras y estructuras, 3) reactor y equipo auxiliar, 4) circuito primario, intercambiadores de calor y dispositivos auxiliares, 5) material de sobrecalentamiento, 6) circuito secundario y generador, 7) material diverso, 8) gastos conexos. Cada uno de esos elementos puede descomponerse a su vez según los siguientes conceptos: a) material y equipo, b) transporte, c) impuestos, d) gastos de mano de obra y montaje, e) coste del material instalado. Los ocho elementos principales del coste de construcción de la central pueden subdividirse en componentes más específicos de modo que permita identificarlos y compararlos con una precisión aun mayor [32]. Para tener una visión completa del coste que supone la construcción y puesta en marcha de una central nuclear, hay que saber que el coste de construcción es solo una parte de lo que se conoce como costes de capital. Estos incluyen el coste de la preparación del terreno, construcción, fabricación, puesta en marcha y financiación de una planta de energía nuclear. Pero como base de esa inversión inicial se encuentra la construcción de un reactor nuclear que a gran escala requiere miles de trabajadores, grandes cantidades de acero y hormigón, miles de componentes y varios sistemas para proporcionar electricidad, refrigeración, ventilación, información, control de seguridad y comunicación, convirtiéndose en el mayor porcentaje de la inversión. Para comparar diferentes tecnologías de generación de energía, como haremos más adelante en este mismo trabajo, los costes de capital deben expresarse en términos de la capacidad de generación de la planta (por ejemplo, en dólares USA –USD en adelantepor kilovatio). Los costes de capital pueden calcularse con los costes de financiación incluidos o excluidos. Si se incluyen los costes de financiación, los costes de capital cambian materialmente en relación con el tiempo de construcción de la planta y con la tasa de interés y / o el modo de financiación empleado [33]. Los costes de capital se pueden explicar a partir de los siguientes costes parciales:  “Overnight cost”: es el coste de capital excluyendo los cargos financieros acumulados durante el período de construcción. Dicho de otro modo, sería el coste de una central sin incluir los intereses del capital, como si la central se hubiera hecho de un día para otro (overnight). El coste “overnight” incluye, no obstante, los costes de ingeniería, adquisición y construcción (EPC1), los costes de los propietarios (terrenos, infraestructura de enfriamiento, edificios asociados, obras del sitio, gestión de proyectos, licencias, etc.) y varias contingencias.  El coste de construcción / inversión: Este coste incluye todos los elementos de coste de inversión inicial (coste “overnight”) más el aumento de costes generado por los cargos financieros de las obras, que 19 pueden demorarse 5 o más años. El coste de construcción se expresa en las mismas unidades que el coste “overnight” y es útil para identificar el coste total de la construcción, y para determinar los efectos de los retrasos en la construcción. En general, los costes de construcción de las centrales nucleares son significativamente más altos que los de las centrales de carbón o gas debido a la necesidad de utilizar materiales especiales e incorporar características de seguridad sofisticadas y equipos de control de respaldo. Estos aportan gran parte del coste de generación nuclear, pero una vez que se construye la planta, las variables de coste son menores.  Los costes de financiación: serán dictados por el período de construcción y los cargos por intereses aplicables sobre la deuda. La planta de energía generalmente se toma como la duración entre el vertido del primer 'hormigón nuclear' y la conexión a la red. Los largos períodos de construcción elevarán los costes de financiación, y en el pasado lo han hecho de manera muy significativa. En Asia, los tiempos de construcción han tendido a ser más cortos; Por ejemplo, las dos unidades ABWR de 1315 MW en Kashiwazaki-Kariwa 6 y 7 en Japón, que comenzaron a operar en 1996 y 1997, se construyeron en poco más de cuatro años, y 48-54 meses es una proyección típica para las plantas de hoy. Los últimos tres reactores de Corea del Sur no retrasados por el reemplazo del cableado promediaron un tiempo de construcción de 51 meses. El interés sobre el capital para la construcción puede ser un elemento muy importante del coste total de capital, pero esto depende de la tasa de interés y el período de construcción. Para un período de construcción de cinco años, un estudio de la Universidad de Chicago en 2004 muestra que los pagos de intereses durante la construcción pueden representar hasta el 30% del gasto total. Esto aumenta al 40% si se aplica a un cronograma de construcción de siete años, lo que demuestra la importancia de completar la planta a tiempo [33]. Según un proyecto realizado conjuntamente por la Agencia Nuclear de Energia (NEA) y la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) en el año 2005, estiman el valor overnight de nuevas centrales para el 2010-2015 desde los 1100 a los 2500 USDUS/kW, siendo Japón el país más caro. Y estimaciones hechas por la Asociación Nuclear Mundial (WNA), a partir de nuevos reactores en construcción en Asia, ponen como promedio unos 2000 USDUS/kW, también en el año 2005. Estos valores son orientativos para conocer el coste de las centrales nucleares que se construyeron antes del desastre de Fukushima, y es interesante conocerlos pues la mayoría de las centrales nucleares que se encuentran en funcionamiento en la actualidad fueron construidas antes de ese fatal accidente que impuso protocolos más seguros para la construcción de centrales. En este punto radica ese aumento de costes que analizaremos a continuación. Hay información muy dispar sobre cuánto cuesta construir una central nuclear. Distintos estudios y organizaciones internacionales proporcionan un muy amplio rango de valores. Al ser este un parámetro crítico en el valor final de la energía, es bueno conocer sobre qué rango de valores se mueve la inversión inicial de una planta nuclear, así como el origen de estos costes, para poder hacer una comparación más precisa con el resto de tecnologías de producción. Tras analizar varios informes actualizados sobre los costes de inversión inicial, y conociendo la ya mencionada controversia existente sobre los mismos debido en parte a las dificultades de hacer pronósticos y a la diferencia en los tiempos de construcción (factor fundamental debido a que aumenta los intereses), podemos decir que la inversión inicial para la puesta en marcha de una planta nuclear varía entre los 5 y los 8 mil millones de USD por cada 1000 MW instalados, después de revisar los datos de años anteriores y considerando el valor actual de los elementos que conforman una central de este tipo así como los costes asociados al tiempo empleado en la construcción de la misma [34]. Esto número varía como puede observarse según la capacidad de producción de la planta, que está directamente relacionada con el número de reactores, y también con el precio de éstos, pues son los elementos de mayor coste al momento de realizar la inversión. Estos valores pueden ser contrastados con un estudio realizado por la Administración de Información de la Energía (EIA) a finales del año 2019, donde tras un análisis en profundidad de los costes asociados a la inversión inicial de dos centrales nucleares, asume los valores de 6041 USD/kW y 6191 USD/kW para una capacidad de 2156 MW y 600 MW respectivamente. 4.2 Centrales térmicas convencionales Cuando hablamos de centrales térmicas convencionales, el coste de capital “overnight”incluye el coste de los materiales a utilizar en la construcción de la central, costes de obras civiles (como sistemas de drenaje), las diversas máquinas necesarias, la instrumentación eléctrica y los controles, los costes indirectos del proyecto 20 (como comisiones y contingencias), los denominados “costes propios propietarios” que incluyen estudios de ingeniería preliminares, estudios ambientales, costes de ámbito legal (para obtener, por ejemplo, el permiso legal de operación), entre otros [35]. En función del tipo de combustible que se utilice en la central eléctrica en cuestión, que podemos dividir en gas natural, carbón y petróleo, los costes podrán variar debido a que los equipos utilizados para el tratamiento y posterior quemado son ligeramente diferentes. En un estudio realizado en el año 2005 por la NEA (Nuclear Energy Agency, agencia intergubernamental que opera dentro de la OCDE), vemos registrado el coste “overnight” de 27 centrales eléctricas de carbón en todo el mundo. Las centrales eléctricas de carbón consideradas en el estudio utilizan diferentes calidades de combustibles, como por ejemplo lignito (uno de los más comunes), y diferentes tecnologías, sean estos la convencional constituida por una caldera, turbina y generador, o un ciclo combinado de combustión y gasificación integrada (IGCC). Obviamente tales diferencias conducen a variaciones en los costes de inversión, eficiencias y costes nivelados totales de generación de electricidad, pero la mayoría de las centrales eléctricas de carbón tienen costes específicos de construcción “overnight” que oscilan entre 1000 y 1500 USD / kW. Esto es sin tener en cuenta las centrales IGCC (Integrated gasification combined cycle), que al ser de ciclo combinado hablaremos de ella en el siguiente apartado. Figura 15. Costes “overnight” de centrales eléctricas de carbón (USD / kW) en diversos países del mundo: CAN (Canadá), USA, CZE (República Checa), DNK (Dinamarca), FIN (Finlandia), FRA (Francia), DEU (Alemania), SVK (Eslovaquia), TUR (Turquía), JPN (Japón), KOR (Korea del Sur), BGR (Bulgaria), ROU (Rumania), ZAF (Sudáfrica) [36]. En la figura 15, procedente de un informe de NEA, se observa la importancia que tiene el coste de inversión sobre el total de costes en el coste nivelado de energía (LCOE), parámetro fundamental para entender lo que cuesta realmente una tecnología de producción en su totalidad por kW instalado. En prácticamente la totalidad de las centrales estudiadas en este informe de la NEA, es el coste de inversión el que presenta una mayor importancia, seguidos del coste de combustible y por último los costos de operación y mantenimiento. 21 Figura 16. Costos nivelados de electricidad generada por carbón con una tasa de descuento del 5% (USD / MWh) en centrales de diversos países (abreviaturas como en la figura precedente) [36]. Dado que los datos anteriores son de 2005, y aunque sirvan de referencia, es necesario saber que los costos de construcción estimados para las nuevas centrales eléctricas de carbón son algo inciertos y han aumentado significativamente en los últimos años. La industria está utilizando términos como elevarse o dispararse para describir los aumentos de costes que experimentan los proyectos de construcción de plantas de carbón. De hecho, los costes estimados de construir nuevas plantas de carbón han alcanzado los 3,500 USD por kW, sin costes de financiación, y aún se espera que aumenten más. Esto significaría un costo de más de dosUSD mil millones de USD para una nueva planta de carbón de 600 MW cuando se incluyen los costes de financiación. Estos aumentos de los costes han sido impulsados por una competencia mundial por el diseño de la central eléctrica y los recursos de construcción, productos, equipos y capacidad de fabricación. Estas cifras se han obtenido de un informe de 2008, que además asegura que se espera que este aumento en los costes de instalación de centrales eléctricas de carbón no se detenga en los próximos años [37]. Estos datos son fácilmente contrastables con un estudio realizado en 2016 por la IEA (International Energy Agency, compuesta por 30 países miembros entre los que se encuentra España) que publica los siguientes datos para centrales eléctricas convencionales de carbón en Estados Unidos:  Central eléctrica de carbón ultra supercrítica: capacidad 650 MW – Costo de capital – 3636 USD/kW.  Central eléctrica de carbón ultra supercrítica: capacidad 650 MW – Costo de capital – 5083 USD/kW. Haciendo el cálculo según la capacidad de producción de la planta se llega a la cantidad de 2,36 o 3,3 mil millones de USD, en función del tipo de planta y de sus equipos. Aun así, hay que tener en cuenta que son datos que proceden de una instalación en Estados Unidos, cuya mano de obra y materiales pueden tener un precio diferente al de un país en vías de desarrollo, aunque sirven de referencia para constatar que en la actualidad los costes de inversión para este tipo de tecnologías se encuentran en torno a los 3500 USD/kW [38]. En cuanto a las centrales eléctricas de gas natural, el costo promedio de los generadores de gas natural instalados en 2015 fue de 696 USD / kW, una disminución del 28% desde 2013. Casi el 75% de la capacidad de gas natural instalada en 2015 fueron unidades de ciclo combinado, que tenían un costo promedio instalado de 614 USD / kW. Las plantas de gas natural de ciclo combinado incluyen al menos una turbina de combustión y una turbina de vapor y, en general, son más eficientes que las plantas con turbinas de combustión solas. Alrededor de 1.5 GW de plantas de gas natural con solo turbinas de combustión se instalaron en 2015, a un costo promedio de USD 779 / kW. Las plantas de gas natural con motores de combustión interna eran más caras, con un promedio de USD 1,798 / kW para los 0.2 GW instalados en 2015. Con estos datos obtenidos de un informe de la EIA se puede observar la diferencia significativa existente entre los costes de inversión inicial para una central convencional de carbón y otra de gas natural 28 En la tabla 3 incluye información acerca de los costos de los diferentes elementos que constituyen la inversión inicial de una planta de biomasa de 20 MW de capacidad. Coste € (aproximado) % Sobre el total (aproximado) Ingeniería 1.090.000 3% Gestión de permisos 40.000 <1% Movimiento de tierras 250.000 1% Nave de almacenamiento + pretratamiento 1.500.000 4% Obra civil 2.000.000 5-6% Caldera completa 10.000.000 28% Ciclo agua vapor 7.500.000 20% Turbina vapor + generador 6.000.000 16% Montaje mecánico 5.700.000 15% Planta de aire comprimido, planta de tratamiento de efluentes, sistemas de control, etc 2.300.000 6% Tabla 3. Costes de la inversión inicial para una planta de biomasa [52]. En la tabla 3 faltan algunos costes como pueden ser las obras de vertido, obras de captación de agua o los costes de los terrenos. No obstante, se puede observar cuales son los equipos que suponen un gasto mayor en la instalación de este tipo de plantas de producción de electricidad, siendo éstos la caldera, donde se produce la combustión de la biomasa, el ciclo de vapor y la turbina junto al generador de energía. Haciendo una valoración de todos estos costes, más algunos menos significativos, llegamos al valor medio de unos 37,5 millones de euros por planta. Este precio es en modalidad EPC o llave en mano, lo que significa que el proyecto será entregado a un contratista que se encargará de los riesgos de elevación de costes o prolongación de los plazos entre otros, y por tanto, supondrá esto un 20-25% más del precio establecido, es decir, el proyecto llega a un coste total de entre unos 45 a 46 millones de euros. Conociendo la potencia de esta planta en cuestión, 20 MW, es posible calcular el coste de inversión por kW, que se sitúa entre los 2.300 y 2.500 €/kW. Estos cálculos coindicen aproximadamente con los datos recogidos por la IRENA, que para el año 2018 estimó en 2100 USD/kW los costes de instalación para este tipo de plantas de generación. Es importante resaltar de nuevo que el lugar donde se va a realizar la instalación es clave para determinar la inversión necesaria, pues no cuesta lo mismo una planta de biomasa en Europa o Estados Unidos que en el resto del mundo. 4.9 Central geotérmica Los proyectos geotérmicos, debido a la necesidad de la perforación de pozos y de construir plantas de energía, suelen tener altos costos de inversión inicial. Al igual que con otras tecnologías de producción de energía 29 eléctrica ya mencionadas en este trabajo, los costos estimados para instalaciones geotérmicas también pueden variar de manera significativa de un país a otro. Cuando se habla de costes de inversión inicial de un proyecto de estas características, se suele descomponer en los siguientes:  Costes de exploración y recursos de confirmación  Costes de perforación de pozos de producción e inyección  Costes de las instalaciones de superficie e infraestructura  Costes de montaje de la planta de producción de energía El primero de estos costes incluye el arrendamiento del terreno, lo que permite su prospección (tanto geológica como geofísica) y constituye una de las partes más importantes del proyecto. Encontrar el lugar correcto para realizar la perforación de un pozo no es una tarea sencilla y no siempre se produce de forma exitosa, pues según un reportaje sobre recursos de energía renovable de la Universidad de Cambridge, el porcentaje de éxito que tiene la exploración de pozos en áreas verdes es del 50% aproximadamente. Estos costos se ven afectados principalmente por los parámetros del pozo (principalmente profundidad y diámetro), propiedades de la roca, productividad del pozo, disponibilidad de la plataforma, demoras en la concesión de permisos o arrendamiento de tierras y tasas de interés [53]. La perforación de pozos de producción e inyección (segundo de los costos en cuestión) tiene una tasa de éxito del 60 al 90%. Los factores que influyen en el costo incluyen la productividad del pozo (permeabilidad y temperatura en este caso), profundidades del pozo nuevamente, diseño vertical o direccional, fluidos de circulación especiales y número de pozos y condiciones financieras, entre otros. El componente de infraestructura e instalaciones de superficie incluye instalaciones para recolectar vapor y procesar salmuera: separadores, bombas, tuberías y caminos. Las instalaciones para la producción de vapor tienen costos de instalación más bajos ya que no se requiere el manejo de una salmuera. Los factores que afectan a este componente son la composición química del fluido del yacimiento, los precios de los productos básicos (acero, cemento), la topografía, la accesibilidad, la estabilidad de la pendiente, la productividad y distribución promedia del pozo (diámetro y longitud de la tubería) y los parámetros del fluido (presión, temperatura, composición química). Los componentes de la central eléctrica, último de los costos a analizar, incluyen turbinas, generador, condensador, sustracción eléctrica, conexión a la red, depuradores de vapor y sistemas de reducción de la contaminación. El diseño de la central eléctrica y los costos de construcción dependen del tipo (flash, vapor seco, binario o híbrido), ubicación, tamaño, entalpía y química del fluido, tipo de ciclo de enfriamiento utilizado (enfriamiento por agua o aire) y disponibilidad de agua de enfriamiento en caso de que se utilice agua. En la Figura 19 se ha representado de manera aproximada la importancia de cada uno de estos costes con respecto a la inversión total. Los costes de exploración y recursos de confirmación representan en torno al 10-15% de los costos de instalación, los de perforación de pozos de producción en torno al 20.35% del total, los costos de infraestructura y superficie aportan el del 10 al 20% y por último, la mayor parte de la inversión, con un porcentaje entre el 40 y 80% del total, se encuentra la propia central eléctrica. 30 Figura 19. Distribución de costes para la construcción de una central tipo de geotermia [53]. Después de conocer cómo se distribuyen los costes de inversión para la producción de electricidad a partir de la energía geotérmica, y basándonos en datos históricos y actuales de un informe desarrollado por la Universidad de Cambridge, para plantas de condensación flash el costo de inversión por kW se encuentra entre los 1700 y 3500 USD. Si hablamos de plantas de ciclo binario, el costo es superior y se mueve entre 2100 y 5300 USD/kW. Estos datos pueden compararse con el informe de IRENA (2018), donde se recoge que los costos de instalación para plantas geotérmicas se encuentran típicamente entre los 2000 y 5000 USD por kW. 4.10 Energías del mar La energía proveniente del mar es una de las tecnologías de producción menos desarrolladas hasta ahora. A través de las mareas, el movimiento de las olas, las corrientes marinas o los gradientes salinos, es posible obtener energía y transformarla en electricidad, pero todavía supone una fuente poco explotada por lo que es difícil obtener información precisa acerca de sus costes de instalación, generación, operación y mantenimiento. Aun así, sabemos que se necesita una importante inversión inicial para el arranque de una planta eléctrica de este tipo, debido a la dificultad añadida que resulta de realizar las labores de instalación y mantenimiento en el medio marino. Para hacer el análisis de inversión inicial se pueden dividir los costes en:  Costes de los equipos electromecánicos  Costes de obra civil  Costes de instalación y mano de obra  Costes de licencias y trámites Los costes de los equipos electromecánicos, que incluyen turbinas, generadores, tuberías y otros, suponen el mayor porcentaje de la inversión inicial, en torno al 50% de ésta. Los datos más precisos en cuanto a costes, representan solamente un orden de magnitud, pues estos pueden variar considerablemente en función del lugar y del tipo de instalación. Si nos referimos a energía generada a partir del movimiento de las olas (undimotriz) se han estimado de costos entre los 2500 y los 6000 euros por kW instalado, y si la energía se produce a través de las corrientes marinas esta inversión inicial se reduce y se sitúa entre los 2000 y 4400 euros por kW [54]. Exploración y recursos Perforación de pozos Instalaciones de superficie e infraestructura Central eléctrica 31 4.11. Análisis comparativo Para poder comparar los costes de capital inicial de las diferentes tecnologías de producción estudiadas, la tabla 4 recoge el resumen de todos los datos obtenidos a través de la investigación realizada: Tecnología de producción Coste (USD/kW) Central nuclear 5000-8000 Central eléctrica de carbón 3500 Central eléctrica de gas natural 650-1000 Central eléctrica de petróleo 850 Central de ciclo combinado 880-1100 Cogeneración 1150 Parque eólico 1200-2250 Solar fotovoltaica 790-2500 Solar termoeléctrica 1700-5300 Hidroeléctrica 1000-4000 Planta de biomasa 2100-2500 Planta geotérmica 1700-5300 Urdimotriz 2500-6000 Energía de las corrientes marinas 2000-4400 Tabla 4. Costes de inversión inicial de las diferentes tecnologías de producción. Salvo tres tecnologías para las que se conoce un valor más preciso, el resto oscilan en un rango de valores que pueden variar debido a la zona geográfica donde se realice la instalación, a la capacidad o tamaño de la planta, e incluso al tiempo destinado a su construcción, entre otros factores. De una forma más visual se presentan las cifras en la figura 20: 32 Figura 20. Costes de inversión e USD/kW de las diferentes tecnologías de producción. En el gráfico anterior quedan representados los rangos de valores entre los que se mueven los diferentes costes de construcción para cada una de las tecnologías. Como puede observarse, la que presenta una cifra más elevada es la energía nuclear, debido a los altos costes de los reactores, a lo que se tiene que sumar que estas centrales son las que más sufren los costes adicionales de intereses por los largos periodos de tiempo que se necesitan para su construcción. El resto de tecnologías no renovables presenta unos costes de instalación parecidos, aunque las centrales de carbón se alejan de éstas probablemente a causa de los equipos utilizados para su funcionamiento y para la disminución de contaminación. Dentro del grupo de tecnologías renovables, las que necesitan una mayor cantidad de dinero para ser construidas son aquellas que a día de hoy están menos desarrolladas, es decir, la biomasa, geotérmica y sobretodo energías del mar. Además, dentro de este grupo también se encuentra, con el mayor coste de todas, la energía solar termoeléctrica (CPP), cuyos equipos y materiales incrementan esta cifra casi al punto de alcanzar a la tecnología nuclear. Para finalizar, a la hora de realizar la comparación de los costes de inversión inicial es importante tener en cuenta las capacidades que pueda llegar a tener una central de cualquier tipo, pues, por ejemplo, las centrales nucleares pueden llegar a tener una potencia instalada de 6000 MW, mientras que las mayores plantas de biomasa en el mundo tienen en torno a los 200 MW, así como considerar las ayudas que otorga cada gobierno en función de la tecnología en cuestión. 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 USD/kW Costes de inversión por kW de capacidad min max 33 5. COSTES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Los costes de operación y mantenimiento de una planta de producción de energía eléctrica son una parte importante de los costes totales de generación, pues engloban todas aquellas actividades relacionadas con el mantenimiento de los equipos que componen esa planta, así como los costes asociados a la operación de los mismas y de las personas que se encargan de que todo en conjunto funcione. Además, en algunos casos el coste del combustible asociado a esa planta se incluye en estos costes, pues forman parte de la producción de energía (Operación) por lo que en este trabajo serán tratados como parte del total. Estos costes pueden dividirse en fijos y variables, siendo los primeros lo que se asocian a gastos inmutables independientes de la actividad productiva de la planta, como pueden ser los sueldos de los trabajadores o el mantenimiento preventivo y predictivo que se lleva a cabo para asegurar que la maquinaria alcance el total de su vida útil. Por el contrario, los costes variables si están predeterminados por la producción de energía y están relacionados, por ejemplo, con el mantenimiento correctivo, es decir, aquel que es necesario realizar cuando se produce una avería en un equipo. Como veremos en el desarrollo de este apartado, estos costes son variables en función de la tecnología en cuestión, pues además de las diferencias encontradas en las centrales eléctricas y los equipos que las componen, el combustible es un factor fundamental que en algunas proviene de la naturaleza (energías renovables) y su coste de adquisición es cero. 5.1 Centrales nucleares Los costes operativos de una central nuclear, que en este informe abarcan la operación, el mantenimiento y el combustible de la misma, son significativamente más bajos que los asociados a la inversión inicial, motivo por el cual cuando se pone en marcha una central de este tipo se intenta utilizar el mayor tiempo posible, para poder amortizar esa inversión. Dentro de estos costes operativos relativos a la tecnología de producción nuclear, el combustible contribuye con un porcentaje de aproximadamente el 28% con respecto al total. El uranio en sí, como combustible, no tiene un precio relativamente alto, en comparación con los combustibles fósiles utilizados en las centrales eléctricas convencionales como el carbón y el gas natural. Sin embargo, necesita someterse a un proceso de tratamiento y enriquecimiento antes de ser utilizado por el reactor nuclear para la producción de electricidad, lo que supone un aumento en los costes. Además, otro inconveniente que presenta este combustible es la generación de productos radiactivos que surgen a partir de su utilización y que tendrán que ser almacenados durante largos periodos de tiempo. Aun así, y a pesar de todos estos procesos a los que se ve sometido, antes y después de su utilización, sigue siendo una alternativa económicamente más rentable que los combustibles fósiles convencionales. En la actualidad, y tras un periodo de fuertes fluctuaciones, el precio del uranio se sitúa 34 alrededor de los 50 dólares americanos (USD) por kilogramo, lo que traducido a unidades de energía según la WNA (World Nuclear Association) es de 0.39 USD/kWh. Otra de las ventajas que presenta este tipo de combustible es que es una fuente de energía muy concentrada, es decir, por cada kg de uranio se podría conseguir hasta 20.000 veces más cantidad de energía que con la misma cantidad de carbón, siendo además fácil y económicamente transportable. A todo esto se puede añadir que a día de hoy se trabaja en el aprovechamiento del uranio utilizado para someterlo a un reproceso junto al plutonio y obtener un combustible de óxido mixto para la mayor generación de energía disminuyendo además la cantidad de desechos al final del proceso [33] Por otro lado, cargando con el mayor peso de los costes operativos, nos encontramos con los costes de operación y mantenimiento, cuyo valor se vio aumentado en la década anterior debido a la necesidad de aumentar la seguridad en este tipo de centrales. Esto puede verse reflejado en países como Japón (altamente sísmico) donde los costes de mantenimiento multiplican por 2.3 los de una central nuclear en Francia. Estos costes se dividen en fijos, cuando no dependen de la producción de energía, y variables, que si dependen de este último factor. En el informe de 2019 del Instituto de Energía Nuclear (NEI – Nuclear Energy Institute) se analizan todos estos costes y se llega a la cifra de 19.69 USD/MWh, lo que traducido a unidades de potencia, considerando que una planta nuclear puede trabajar unas 6000 horas al año (teniendo en cuenta paradas por avería u otros motivos) se convierte en 130 USD por kW, lo que coincide aproximadamente con las cifras recogidas en la tabla 5. Esta cifra hace referencia al año 2018, y sufre una bajada del 5.8% con respecto al año anterior, y sigue bajando con respecto al pico alcanzado en el año 2011 (accidente de Fukushima), donde la media de estos costes se encontraba alrededor de los 23.21 USD/MWh. Esta estimación es similar a las cifras obtenidas del World Energy Investment Outlook 2014, de la IEA, donde los valores para ese año de los costes de operación y mantenimiento se mueven en el rango de 100 a 198 USD por kilovatio generado [38]. Costes fijos Costes variables Central nuclear de tecnología avanzada, con una capacidad de 2156 MW 121 USD/kW 2.37 USD/kWh Central nuclear con pequeño reactor, capacidad de 600 MW 95 USD/kW 3 USD/kWh Tabla 5. Costes de O&M de dos centrales nucleares en el año 2020 [55]. 5.2 Centrales eléctricas convencionales En el caso de centrales eléctricas convencionales, cuando hablamos de costes operativos totales, adquieren una importancia relevante los costes asociados al combustible utilizado (en caso de añadir éstos a los costes de operación y mantenimiento), contrariamente a lo que ocurre con las centrales nucleares, donde el Uranio supone una fuente de combustible mucho más económica. Hasta el 70% de estos costes puede estar asociado al combustible, en función de que sea carbón, gas natural o petróleo, estando además ligados a constantes fluctuaciones según el mercado donde se haga la compra del mismo. Aunque en la actualidad el precio de estos combustibles sigue siendo muy cambiante y es complicado dar con una cifra exacta, a lo que hay que sumar la incertidumbre que vive en este momento la economía mundial debido a la crisis provocada por el Coronavirus (covid-19), los datos de la WNA aseguran, que por ejemplo, para una central de carbón, el precio total del combustible se sitúa en torno a dos a tres veces por encima del precio para una central nuclear. Sin embargo, los costes de operación y mantenimiento de este tipo de centrales, sin tener en cuenta el combustible necesario para su funcionamiento, son considerablemente más bajos que los de una central nuclear, debido en parte a que los equipos utilizados en ésta última son más complejos (reactores nucleares) y se tienen 35 que tomar mayores medidas de seguridad. En la tabla 6 quedan recogidos los datos de costes tanto fijos como variables de diferentes centrales eléctricas convencionales en función de los equipos asociados a éstas y del combustible utilizado. Los costes fijos hacen referencia a la mano de obra, materiales, servicios contratados y gestión y administración de la planta, pero excluyen los impuestos a la propiedad y los costes del seguro. En el caso de los costes variables, éstos engloban el reemplazo del catalizador, el tratamiento de los diferentes productos químicos que se utilizan, la eliminación de las cenizas y otros desechos, y el coste de tratamiento de la descarga de agua. Costes fijos Costes variables Planta de generación ultra supercrítica de carbón, 650 MW (Sin captura de CO2) 40.58 USD/kW 4.50 USD/MWh Planta de generación ultra supercrítica de carbón, 650 MW (Con 30% de captura de CO2) 54.30 USD/kW 7.08 USD/MWh Planta de generación ultra supercrítica de carbón, 650 MW (Con 90% de captura de CO2) 59.54 USD/kW 10.98 USD/MWh Planta con motor de combustión interna de Gas Natural, 20 MW 35.16 USD/kW 5.69 USD/MWh Planta con dos turbinas aeroderivadas de Gas Natural, 100 MW 16.30 USD/kW 4.70 USD/MWh Tabla 6. Costes de O&M de diferentes tipos de centrales eléctricas convencionales [55]. Los costes fijos se miden en USD/kW porque tienen lugar independientemente de la producción de energía de un año en cuestión, aunque sí dependen de la capacidad de potencia instalada de la planta. Sin embargo, las unidades de los costes variables son MWh porque sí están relacionados con la generación de electricidad durante el periodo de tiempo en que se estén calculando estos costes. Observando la tabla 6 se puede llegar a la conclusión de que, excluyendo los costes de combustible, los costes de operación y mantenimiento de una central eléctrica de estas características son menos de la mitad que estos mismos costes para una central nuclear, lo que las sitúa con cierta ventaja con respecto a éstas en el sentido económico, aunque otros factores como emisiones de gases contaminantes son de suma importancia a la hora de llevar a cabo un proyecto de esta envergadura. Además, en el grupo de estas centrales que trabajan con combustibles fósiles, son las que funcionan con gas natural las que presentan unos costes de operación y mantenimiento más bajos [38]. 5.3 Centrales eléctricas de ciclo combinado Este tipo de centrales de producción de electricidad, utilizan dos ciclos termodinámicos (Brayton y Rankine) para generar energía eléctrica, utilizando en la mayoría de los casos una turbina de gas y una turbina de vapor. Es la primera de éstas la que encarece en mayor medida los costes de operación y mantenimiento, que, aunque 36 en un principio podamos pensar que serán mayores que los de una central eléctrica convencional (debido a la mayor complejidad), no ocurre así según los datos obtenidos de la EIA que se muestran en la tabla 7. Esto puede explicarse en parte porque solo requiere un tercio del agua de refrigeración necesaria en las centrales eléctricas convencionales. Además, con un menor consumo de energía primaria (que puede ser un combustible fósil o biomasa, aunque ésta última es menos frecuente) se logra una mayor producción de energía eléctrica, lo que se traduce en que con la misma cantidad inicial de combustible fósil, una central de ciclo combinado generará una mayor cantidad de energía eléctrica. Esto supone ventajas tanto medioambientales como económicas, pues además de reducir las emisiones de CO2 y otros gases contaminantes, disminuye el coste asociado al combustible utilizado [56]. Costes fijos Costes variables Ciclo combinado de Gas Natural (NGCC), 702 MW (año 2016) 11 USD/kW 3.5 MWh Ciclo combinado de generación avanzada de Gas Natural (AGNGCC), 429 MW (año 2016) 10 USD/kW 2 MWh Ciclo combinado con turbina de combustión de Gas Natural, 1100 MW (año 2020) 12.20 USD/kW 1.87 MWh Ciclo combinado con turbina de combustión de un solo eje, Gas Natural, 430 MW (año 2020) 14.10 USD/kW 2.55 MWh Ciclo combinado con turbina de combustión de Gas Natural, con 90% captura de CO2, 430 MW (año 2020) 27.60 USD/kW 5.84 MWh Tabla 7. Costes de O&M de diferentes centrales eléctricas de ciclo combinado en los años 2016 y 2020 [38] [55]. La tabla 7, donde quedan recogidos los costes de operación y mantenimiento de diferentes tipos de centrales de ciclo combinado, excluyendo los costes de combustible, refleja esa diferencia con las centrales eléctricas convencionales ya comentadas. En función de la complejidad de la planta, los costes tanto fijos como variables se incrementarán, como puede verse en la central que tiene un equipo de captura de CO2. Como inconveniente, a pesar de que este tipo de centrales eléctricas presentan una eficiencia elevada con respecto a otras, son muy sensibles al precio de gas natural, que en la actualidad muestra una tendencia inestable. Por ello, este tipo de centrales está empezando a funcionar con combustible procedente de biomasa, que además al ser renovable contribuye a la sustitución de tecnologías potencialmente contaminantes [38]. 37 5.4 Centrales de cogeneración Los costes de operación y mantenimiento para este tipo de centrales, que generan al mismo tiempo energía térmica y eléctrica, son más difíciles de acotar en un rango reducido porque la información resulta menos extensa que en el resto de tecnologías estudiadas hasta ahora, al no ser una de las fuentes principales de producción eléctrica a nivel mundial. Sim embargo, datos de un estudio de la Agencia Internacional de Energía junto a la ETN (Energy Tecnology Network) estiman que estos costes son, anualmente, de 40 USD/kW, aproximadamente. Esto situaba a las centrales de cogeneración en una posición de desventaja con respecto a las tecnologías convencionales, pero sólo a nivel económico, pues presentan una mayor eficiencia energética además de ser menos dañinas en lo que se refiere a emisión de gases de efecto invernadero. Al igual que el resto de centrales hasta ahora analizadas, sus costes de O&M son muy dependientes del coste de combustible, que además en el caso específico de una planta de cogeneración puede suponer hasta un 80% de los costes totales durante la vida útil de la misma, como se puede apreciar en la tabla 8. CONCEPTO CANTIDAD % Inversión 15.400.000 € 8.03 % Intereses 5.400.000 € 2.82 % Mantenimiento de las turbinas de gas y vapor 9.310.000 € 4.86 % Mantenimiento de otros equipos 1.720.000 € 0.90 % Coste de personal 2.930.000 € 1.53 % Compra de combustible 154.200.000 € 80.41 % Gastos generales y otros 1.100.000 € 0.57 % Seguros 1.700.00 € 0.89 % TOTAL 191.760.000 € 100.00 % Tabla 8. Costes en un proyecto tipo de cogeneración [57]. Estos costes son estimaciones para una planta de cogeneración con una capacidad de 16 MW eléctricos y 29 MW térmicos, y 15 años de vida útil. En la tabla queda representada la importancia o el peso que cada uno de los costes más significativos de estas centrales tiene sobre el total, y sumando el mantenimiento de las turbinas de gas y vapor, el mantenimiento de otros equipos y el coste de personal, éstos no superan el 8%, es decir, los costes asociados a la operación y al mantenimiento de la planta no son decisivos a la hora de poner en marcha una central de este tipo. Sin embargo, la decisión del combustible que se va a utilizar es de suma importancia, teniendo en cuenta el peso de éste sobre el total, ya que estas centrales pueden funcionar a partir de gas natural, petróleo e incluso biomasa, siendo esta última la opción más respetuosa con el medio ambiente. 44 Figura 23. Costes variables de O&M de todas las tecnologías analizadas [38][55]. El análisis de la figura 24 es más interesante y veraz, pues todas las tecnologías utilizan una base de costes fijos cuya medida es el USD por kW instalado y por año. Dentro de las tecnologías no renovables, destaca por tener los costes de operación y mantenimiento más elevados la energía nuclear, pues además de utilizar equipos muy complejos, como son los reactores, el mantenimiento que se tiene que llevar a cabo en este tipo de centrales para garantizar la máxima seguridad es fundamental e imprescindible. Es por ello que se encuentra al nivel de las centrales de tecnologías renovables menos desarrolladas, como son la biomasa, geotermia y energías del mar, con la diferencia de que éstas últimas no producen residuos radiactivos altamente peligrosos, y, a excepción de la biomasa, no cuentan con el coste de combustible asociado. Aun así, las centrales nucleares cuentan con indudables ventajas, pues proporcionan una enorme cantidad de energía y de forma inmediata. Con respecto a la energía solar, eólica e hidráulica, que son las tecnologías renovables más desarrolladas e implementadas en el mercado, sus costes de operación y mantenimiento llegan a ser incluso menos de la mitad que los de las energías menos desarrolladas, y por ello se encuentran entre otras cosas a la cabeza de las renovables. Haciendo una comparativa ceñida exclusivamente a estos costes, resultan similares a las centrales térmicas convencionales, con la diferencia de que éstas últimas emiten una gran cantidad de gases contaminantes. 0 2 4 6 8 10 12 USD/MWh Costes variables de O&M min max 45 Figura 24. Costes fijos de O&M de todas las tecnologías analizadas [38] [55]. 0 20 40 60 80 100 120 140 USD/kW/año Costes fijos de O&M min max 46 6. COSTES DE PRODUCCIÓN Para poder realizar un análisis comparativo completo entre las diferentes tecnologías de producción eléctrica, podría decirse que el coste fundamental es el de producción o generación de esa energía eléctrica, pues engloba los costes de capital inicial, así como los costes de operación y mantenimiento, costes ya analizados en los apartados anteriores de este trabajo. El inconveniente de comparar los costes de generación entre una tecnología y otra es que éstas funcionan de múltiples maneras diferentes, lo que conlleva a la aparición de diferentes costes específicos asociados a cada una de ellas (coste de combustible, por ejemplo) y desemboca en la dificultad de hacer una comparación no sesgada. En este punto es donde aparece el coste nivelado de la energía o coste nivelado de la electricidad (abreviado como LCOE por sus siglas en inglés). El LCOE es una medida del coste promedio de generación de electricidad de una planta durante toda su vida útil, y aunque hay diferentes formas de calcularlo en función de los factores que se tengan en cuenta, de manera general es la ecuación I, una de las más comunes para su cálculo: LCOE = ∑𝐼𝑡+𝑀𝑡+𝐹𝑡 (1+𝑟)𝑡 𝑛 𝑡=1 ∑𝐸𝑡 (1+𝑟)𝑡 𝑛 𝑡=1 (I) Donde: It : costes de inversión inicial en el año t. Mt: costes de operación y mantenimiento en el año t. Ft: costes de combustibles en el año t. Et: generación eléctrica en el año t. r: tasa de descuento. n: vida útil de la planta. Además de los costes de inversión inicial, de operación y mantenimiento y de combustible, otro de los parámetros fundamentales que hay que considerar cuando se habla del LCOE es el factor de capacidad, también conocido como factor de planta. Éste se calcula como el cociente entre la energía real generada por la planta durante un periodo de tiempo y la generada si la planta hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo periodo, entendiendo así que los equipos deben detenerse en determinadas ocasiones por revisiones o averías. El factor de planta de una central nuclear puede estar en torno al 70-90%, mientras que el de una central eólica se puede reducir a un intervalo de entre el 20 y el 40%, lo que hace que la comparativa mediante el LCOE se 47 haya visto cuestionada. Aunque es un método que se ha utilizado durante años, y se sigue utilizando en la actualidad, el hecho de que energías no convencionales como la eólica y la solar, cada día más importantes a nivel mundial, generen electricidad de manera intermitente convergen en la necesidad de encontrar nuevas formas de comparar los diferentes tipos de tecnologías. Aun así, sigue siendo un parámetro comparativo con una base consistente, por lo que en este apartado los resultados se van a presentar en una tabla resumen de todas las tecnologías. Se han utilizado las mismas fuentes de datos, o las que utilizan los mismos criterios, para que el estudio sea lo más riguroso posible, pues en diferentes organizaciones de la energía, aun utilizando la misma definición para el LCOE, lo calculan considerando distintos parámetros. Inversión inicial (USD/kW) O&M fijos (USD/kW) O&M variables (USD/MWh) Combustible (USD/MMBtu) LCOE (USD/MWh) Central nuclear (90%)(1) 9500 120.75 3.875 0.85 118 - 192 Central eléctrica convencional de carbón (74.5%)(1) 4600 60.875 3.8 1.45 66 - 152 Central de ciclo combinado (62.5%)(1) 1000 12 3.5 3.45 44 - 68 Central de cogeneración 1150 40 - ( * )(2) 130 - 180 Parque solar fotovoltaico (27-34%)(1) 1600 23.5 - 0 60 - 110 Parque eólico (45%)(1) 1700 40 - 0 50 - 70 Central hidráulica (25-84%)(1) 2500 30 - 0 40 - 90 Planta de biomasa (70%)(1) 2300 110 4.2 ( * )(3) 50 - 90 Central de geotermia (85%)(1) 3500 120 1.16 0 40 - 140 48 Energías del mar 4250 60 - 0 230 - 320 Tabla 11. Costes totales y LCOE de diferentes tecnologías de producción eléctrica [49] [59]. (1) Factor de capacidad o de planta. (2) Es muy variable en función del combustible, que puede ser desde carbón hasta biomasa. (3) Es muy variable en función de la materia prima. En la tabla 11, donde quedan recogidos los costes nivelados de la electricidad para las diferentes tecnologías de producción estudiadas, se pueden ver que todas presenta un amplio rango de valores, y esto es debido a factores como el mercado para el que se produce la electricidad, así como el tamaño de las centrales o plantas e incluso el combustible utilizado en caso de que sea necesario. Otros factores también tendrían un efecto potencialmente significativo sobre los resultados aquí contenidos, pero no han sido examinados en el alcance de este análisis. Estos factores adicionales, entre otros, podrían incluir externalidades sociales y ambientales, como, por ejemplo, en el caso de tecnologías convencionales, la eliminación de los desechos nucleares o los gases de efecto invernadero. Estos factores son difíciles de medir cuando se habla de costes asociados a todos ellos, porque dependen de políticas que muchas veces están sujetas a la normativa de cada país. Figura 25. LCOE de las diferentes tecnologías de generación eléctrica [49][59]. La idea de realizar este análisis comparando el LCOE para varias tecnologías de generación de energía renovable y convencional tiene como fin comprender qué tecnologías de generación de energía renovable pueden ser competitivas, en lo que a costes se refiere, con las tecnologías de generación convencionales, ya sea ahora o en el futuro. Como se puede observar en la figura 25, ya son varias energías renovables las que igualan e incluso reducen el coste de las convencionales, que a día de hoy siguen siendo las que más contribuyen a la generación de electricidad a nivel mundial. Según datos del 2017 de la Agencia Internacional de Energía, con el 38.5% y el 23%, son el carbón y el gas natural respectivamente, las tecnologías que suponen una mayor producción y suministro, seguidas de la energía nuclear, suponiendo esto un todavía elevado porcentaje de las convencionales como fuentes primarias de electricidad. 0 50 100 150 200 250 300 350 USD/MWh Costes de generación min max 49 Son la energía hidráulica, solar fotovoltaica, eólica y a un nivel todavía inferior la biomasa, las tecnologías no convencionales que presentan una mayor competencia con respecto a las convencionales, siendo en la actualidad complementarias a estas, pero pudiendo sustituirlas en el futuro debido a la búsqueda de la mitigación de las consecuencias tanto medioambientales como sociales que éstas presentan, analizadas en el siguiente apartado de este estudio. Aunque en algunas de estas tecnologías convencionales el LCOE ha llegado a disminuir hasta en un 70% en la última década, debido a la disminución de los costes asociados, por ejemplo, a la inversión inicial, sigue siendo un factor que presenta elevadas diferencias en función del lugar donde se produzca la electricidad. Es en países menos desarrollados como Brasil, por ejemplo, donde el LCOE de la energía hidráulica es de 40 USD/MWh, elevándose en países de Europa hasta 110 USD/MWh. Aun así, estas fluctuaciones también tienen lugar en las tecnologías convencionales como lo son las centrales que funcionan con combustibles fósiles, pues sus costes están altamente sujetos al precio del combustible en cuestión, cuyo valor varía de un mercado a otro e incluso cada día del año. En definitiva, el LCOE es un parámetro que en la actualidad sigue siendo muy útil para entender económicamente cómo funcionan las tecnologías de generación eléctrica, así como para poder hacer un análisis sobre el futuro de las mismas. Pero otros factores de índole social y medioambiental han tomado indudable relevancia en los últimos años, profundizando en la búsqueda de nuevas tecnologías más sostenibles y tanto energética como económicamente rentables. 50 7. IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y EMISIONES ESPECÍFICAS Los efectos ambientales, al menos durante su fase de funcionamiento, son de partida diferentes para las energías consideradas no renovables en relación a las renovables. Las no renovables suponen el uso de combustibles fósiles o nucleares. La quema de combustibles fósiles provoca en todos los casos la liberación a la atmósfera de gases de efecto invernadero, partículas y moléculas potencialmente tóxicas para la salud humana y la biodiversidad. La generación nuclear no libera ese tipo de gases, pero presenta un riesgo de liberación de radiación por accidente y genera residuos radioactivos que son altamente peligrosos durante miles de años. Las tecnologías consideradas renovables no provocan liberación de gases, excepto en el caso de la biomasa, que libera CO2 y otros gases de efecto invernadero en el proceso de combustión. Sin embargo, algunas renovables, como la eólica o la solar termoeléctrica, pueden provocar mortalidad significativa de aves y murciélagos. A continuación, se exponen en detalle los riesgos sobre diferentes componentes ambientales de las distintas tecnologías, con un análisis final comparativo –sólo cualitativoen la Tabla 13. 7.1 Centrales nucleares Los riesgos medioambientales de la generación de energía eléctrica en centrales nucleares tienen que ver con el uso de elementos radioactivos. Se han producido accidentes desde la década de 1950 en centrales de diversos países del mundo que han provocado escapes de isótopos radioactivos o daños serios a los sistemas afectados (Tabla 12). Los accidentes más graves registrados hasta la fecha ocurrieron en Chernobyl, en Ucrania, en 1986, el peor de la historia en la era nuclear con pérdida de miles de vidas humanas por exposición a la radiación liberada, y en la central de Fukushima en Japón en 2011, que provocó la evacuación de decenas de miles de personas en poblaciones del entorno. Los accidentes nucleares han quebrado la confianza de la población en este sistema de generación y, además de sus consecuencias medioambientales han tenido importantes consecuencias políticas y económicas, particularmente en países nuclearizados. Tras el accidente de Fukushima, el índice Nikkei se desplomó un 14%, y la previsión del índice de crecimiento de Japón bajó del 1.7% al 0.8% anual (en 2011). Incluso operando con normalidad, las centrales nucleares generan residuos radioactivos de larga vida media. Éstos han de transportarse fuera de las centrales para su almacenamiento en los llamados cementerios nucleares, cuyo establecimiento suele ser motivo de protestas ciudadanas por su potencial peligrosidad. Por lo que respecta al almacenaje de residuos radioactivos, En España sólo hay un cementerio nuclear, el de El Cabril, situado en la provincia de Córdoba. Allí se almacenan residuos de baja y media actividad en contenedores revestidos de hormigón que podrían resistir terremotos depositados en naves 51 construidas en superficie. Lugar Fecha Tipo de accidente Chalk River, Canadá 1952 Explosiones de hidrógenos dañan interior del reactor Chalk River, Canadá 1958 Incendio de barra de combustible de uranio Central Nuclear Enrico Fermi, Michigan, USA 1966 Fusión parcial del núcleo del reactor Central Nuclear de Chapelcross, Escocia 1967 Fusión parcial del núcleo del reactor Central Nuclear A1 de Jaslovske Bohunice, Checoslovaquia. 1977 Accidente durante la carga de combustible Central Nuclear de Three Mile Island, Harrisburg, Pensilvania, USA 1979 Fusión parcial del núcleo del reactor Central Nuclear de Tsurunga, Japón 1981 Escape radioactivo durante labores de reparación de la central Central Nuclear de Rochester, USA 1982 Escape radioactivo a la atmósfera por rotura de tubería de vapor y derrame de refrigerante radioactivo Central Nuclear de Chernobyl, Ucrania 1986 Explosión de reactor nuclear y escape masivo de radiación a la atmósfera. Central Nuclear HaamUentrop, Alemania 1986 Escape de radiación Central Nuclear Greisfwald, Alemania 1989 Fusión parcial del núcleo del reactor Central Nuclear de Vandellós, Tarragona, España 1989 Incendio en zona de turbinas 52 Central Nuclear de Indian Point 2000 Escape de vapor radioactivo Central Nuclear de Onagawa, Japón 2002 Incendio en los cimientos del reactor Central nuclear de Kashiwazaki-Kariwa, Japón 2007 Vertido de agua radioactiva al medio ambiente Central Nuclear de Ascó, España 2007 Vertido de partículas radiactivas al exterior Central Nuclear de Krsko, Eslovenia 2009 Fuga de refrigerante radioactivo Central Nuclear de Fukushima, Japón 2011 Explosión de tres de los seis reactores del complejo. Fuga radioactiva al exterior. Central Nuclear de Penly, Francia 2012 Incendio en el edificio del reactor Tabla 12. Accidentes nucleares ocurridos por diferentes causas a lo largo de la historia [60]. 7.2 Centrales eléctricas convencionales El mayor problema medioambiental de este tipo de centrales es la liberación durante su fase de funcionamiento de gases de efecto invernadero, que contribuye al calentamiento global y al cambio climático. También puede adquirir importancia, dependiendo del contenido de azufre del combustible utilizado, la generación de lluvia ácida con efectos adversos notables en masas acuáticas continentales (ríos y lagos) y en bosques. Las principales emisiones de SO2 se generan en procesos de obtención de energía que utilizan carbón, petróleo y otros combustibles fósiles. Estos combustibles contienen azufre que debido a la combustión se oxida a dióxido de azufre. Éste es el principal responsable de la lluvia ácida, ya que en la atmósfera se convierte en ácido sulfúrico. Adicionalmente, hay otros efectos medioambientales negativos durante la fase de extracción de los combustibles fósiles o en su almacenamiento: - Carbón: localmente puede provocar desertización, deforestación, erosión y pérdida de suelo fértil. También modificación del relieve, impacto visual y alteración de la dinámica de los procesos de ladera. Las operaciones de la minería pueden impactar igualmente de forma negativa en las masas de agua. La que se moviliza en el proceso de la extracción es muy ácida, con altas concentraciones de metales pesados como cobre, plomo o arsénico. Tras su extracción, el carbón se somete a un proceso de lavado con agua y químicos para eliminar impurezas. El lodo de carbón que se genera debe ser almacenado en balsas que a veces presentan filtraciones, o que se rompen y provocan derrames que pueden contaminar zonas extensas. Estas afecciones al medio natural son, en realidad, comunes a otros tipos de minería. 53 - Petróleo: la extracción de petróleo y su transporte ha sido responsable de grandes desastres medioambientales, antes de ser siquiera utilizado como fuente generadora de energía. Durante las recientes guerras del Golfo, y particularmente en la primera en 1991, cientos de pozos petrolíferos y otras instalaciones saboteados por el ejército iraquí o bombardeados por la coalición internacional liderada por Estados Unidos ardieron sin control durante meses. Se produjeron nubes negras espesas de ceniza desde el nivel del suelo hasta altas capas de la atmósfera. Algunos autores predijeron la posibilidad de que se creara una situación similar al “invierno nuclear” en el hemisferio norte, por bajada radical de las temperaturas en una atmósfera altamente oscurecida. No obstante, estas predicciones resultaron ser erróneas y finalmente los efectos climáticos tuvieron sólo alcance local en la región del golfo. Los efectos sobre las personas se evaluaron particularmente sobre militares estadounidenses desplegados sobre el terreno. Esos efectos, años después, han resultado ser poco significativos tanto en lo que se refiere a afecciones respiratorias como a tasas de cáncer. La extracción de petróleo en fondos marinos ha provocado accidentes tan serios como el de la plataforma flotante Deep Horizon en el Golfo de Méjico en 2010. Esta plataforma explotó y liberó al mar 780,000 m3 de crudo a lo largo de varios meses, según el Gobierno Federal de Estados Unidos. Se considera el peor derrame de la industria petrolífera y una de las mayores catástrofes ambientales de la historia de EEUU. Grandes derrames se han producido también en accidentes de petroleros como el del Exxon Valdez, o el del buque Prestige, que se partió en dos frente a las costas gallegas y provocó una marea negra que afectó no solo a Galicia, sino a toda la franja cantábrica española e incluso a parte de la costa atlántica francesa. Otro tipo de impacto ambiental de la extracción de petróleo se está produciendo en la provincia canadiense de Alberta: allí se hace minería a cielo abierto del petróleo contenido en arenas bituminosas. Se trata de la tercera reserva de petróleo más importante del mundo y, aunque produce un enorme beneficio a la economía canadiense, tiene más efectos ambientales que la extracción en pozos convencionales. Lleva aparejada la destrucción de enormes extensiones de bosques, la creación de inmensas balsas de residuos mineros, la contaminación del aire y la utilización de ingentes cantidades de agua (tres barriles de agua por cada barril extraído). La explotación de las arenas bituminosas compromete los objetivos de lucha contra el cambio climático del Gobierno Canadiense y, de hecho, ha enfrentado a la sociedad del país. En lo que respecta al Gas Natural, se considera uno de los combustibles fósiles más seguros ambientalmente, ya que libera muchos menos gases tóxicos en su transporte en buques tanqueros o a través de gasoductos. El gas natural es fundamentalmente metano, uno de los gases con más efecto invernadero y, por tanto, con más acción potencial para conllevar calentamiento global. Es preocupante desde el punto de vista ambiental las pérdidas hacia la atmósfera durante el transporte y almacenamiento. También se quema en zonas de zonas de producción de petróleo con la consiguiente producción de C02 si la comercialización de la fracción de gas no es económicamente rentable [61]. En lo que se refiere a la extracción, se están utilizando técnicas de fracking con la inyección de líquidos a alta presión que pueden contaminar acuíferos e incluso producir microseísmos. En España, un almacén de gas proyectado frente a las costas de Levante, el Proyecto Castor, fue paralizado por producir seísmos y provocar alarma social en las provincias de Castellón y Tarragona. El almacén comenzó a almacenar gas bajo el mar en 2012 y fue finalmente paralizado en 2014. La factura para el erario público por indemnizaciones del fracasado almacén se ha estimado en más de 4.000 millones de euros. Otro almacén de gas proyectado bajo el Parque Nacional de Doñana se encuentra actualmente paralizado en parte por decisión de la Junta de Andalucía. La empresa promotora presentó 4 subproyectos de los cuales dos situados fuera del parque ya están autorizados. Los dos con afectación al parque se encuentran paralizados por no contar con las autorizaciones ambientales precisas. 60 7.7 Energía hidraúlica Como España es un referente a nivel mundial en energía hidráulica, así como sucede con las energías eólica y solar, será interesante analizar el impacto medioambiental que presenta este tipo de tecnología poniendo como ejemplo nuestro país. En España existen dos tipos básicos de generación hidráulica: la asociada a grandes presas en ríos regulados y las minicentrales hidroeléctricas generalmente localizadas en zonas montañosas con arroyos caudalosos gran parte del año, y que suelen utilizan agua fluyente o en paso (sin presa asociada). Los impactos ambientales negativos de las centrales hidroeléctricas son potencialmente mayores en el caso de las grandes presas, aunque éstas tienen usos múltiples que justifican su construcción en primer lugar, tales como la regulación de avenidas, el abastecimiento de agua potable a poblaciones, el riego agrícola y el ocio (pesca y puertos deportivos o playas fluviales). Entre los impactos negativos se encuentran:  Ocupación de terrenos agrícolas, urbanos o naturales por el vaso del embalse. En España hay alrededor de 1225 grandes presas, construidas en su mayoría en el siglo XX [70]. España es el país con más presas de la Unión Europea y el quinto del mundo en número de presas. Además de las grandes presas modernas, hay otras tan antiguas como las romanas de Proserpina y Cornalvo que abastecían de agua a Emerita Augusta (actual Mérida) y que, con modificaciones modernas, siguen prestando servicio en la actualidad.  Alteración de los ecosistemas acuáticos y su biodiversidad, e impactos en las especies piscícolas.  Cambios en el régimen del río y alteración de ciclos naturales de crecidas.  Alteración del paisaje.  Impactos socioeconómicos por desplazamiento de poblaciones humanas (inundación de núcleos urbanos y viviendas rurales, o pérdida de terrenos agrícolas que fuerzan el abandono de poblaciones no sumergidas, pero sí cercanas a los embalses). En España se han abandonado unos 500 pueblos por efecto de la construcción de embalses. Casos conocidos son Riaño o Granadilla [71].  Impacto y potencial destrucción de yacimientos arqueológicos por inundación. La construcción de la presa de Alqueva, inaugurada en el año 2002 en el Guadiana fronterizo entre España y Portugal, ha supuesto la inundación de miles de grabados rupestres de época neolítica situadas en roquedos de las márgenes española y portuguesa del Guadiana [72].  La rotura o el desbordamiento de presas provoca riadas de consecuencias catastróficas para las poblaciones situadas aguas abajo. La rotura de la presa de Vega de Tera provocó que la localidad de Ribadelago (Zamora) se inundara, provocando la muerte de 144 vecinos en 1959. La rotura de la presa de Tous (conocida como la pantanada de Tous) provocó 8 muertos y numerosos daños materiales en 1982. Las masas de agua conseguidas de forma artificial tienen, no obstante, efectos ambientales positivos. En Andalucía, el 3,1% de su superficie (271,000 Ha) está cubierta por agua dulce y proporciona hábitat para numerosas especies de peces y aves ligadas a medios acuáticos. En Extremadura, una gran mayoría de los embalses construidos en la segunda mitad del siglo XX en las cuencas del Tajo y del Guadiana se han convertido en ZEPAS (Zonas de Especial Protección de Aves) y forman parte de la Red Natura 2000 (reservas naturales de la Unión Europea). 61 Figura 32. Presa de Alange (Badajoz). Inaugurada en 1995, es una de las últimas grandes presas construidas en la cuenca del Guadiana. Consta de una central hidroeléctrica que se utiliza cuando hay vaciado de agua para regadíos de las vegas bajas del Guadiana. Figura 33. Vista de los terrenos inundados por el embalse de Alange. La construcción de esta infraestructura supuso la expropiación y posterior inundación de varios miles de hectáreas de vegetación mediterránea y cultivos de secano. A pesar de los impactos ambientales iniciales, actualmente es zona de liberación de lince ibérico criados en cautividad. 62 7.8 Centrales de biomasa Las centrales de este tipo se consideran como productoras de energía de fuente renovable. Los problemas ambientales potenciales de la biomasa tienen que ver con la procedencia del combustible. El impacto es menor si se trata de desechos (restos de podas agrícolas, de jardinería o forestales), pero si se trata de plantaciones específicas para convertirse en biocombustible que crecen en terrenos con potencial agralimentario, se considera que hay competencia con la cadena alimentaria y distorsiones en el suministro de alimentos a humanos. El cultivo de biocombustible tiene los mismos problemas ambientales de cualquier otro cultivo: uso de biocidas, demanda de agua y pérdidas de biodiversidad asociadas al monocultivo y/o a la puesta en cultivo de zonas anteriormente cubiertas por vegetación natural. Figura 34. Central de Biomasa instalada en las cercanías de Mérida, Extremadura. 7.9 Energía geotérmica Actualmente, la energía geotérmica abastece las necesidades energéticas en más de 24 países y la mayoría de las necesidades energéticas en Islandia [73] [74]. Estados Unidos es el mayor productor mundial de energía geotérmica, con una capacidad actual de 3.093 megavatios (MW). El mayor desarrollo geotérmico del mundo se encuentra en los géiseres al norte de San Francisco, en California. El segundo mayor productor de energía geotérmica está en Filipinas y produce 1.904 megavatios por año. Indonesia produce 1.197 megavatios de energía [75]. La producción mundial total es de 10.715 MW en 24 países [76]. Por eso, aunque sea una tecnología poco madura comparada con otras como la hidráulica o eólica, la energía geotérmica se considera una alternativa energética rentable y sostenible. Debido a su dependencia de las áreas de transferencia de calor que son accesibles desde la superficie de la tierra, las plantas geotérmicas generalmente se ubican cerca de los límites de las placas tectónicas. 63 Los efectos medioambientales de la generación de energía geotérmica son menores que los de cualquier fuente no renovable basada en la quema de combustibles fósiles. Sin embargo, hay efectos sobre el medio ambiente y la salud de las personas que deben considerarse. Las plantas que aprovechan directamente el vapor del suelo pueden liberar dióxido de carbono, metano, amoníaco y sulfuro de hidrógeno (con olor a huevos podridos). Las plantas de última generación apenas producen emisiones. Son las llamadas plantas binarias en las cuales se transfiere energía calorífica del agua caliente del subsuelo a un fluido secundario de bajo punto de vapor que será el que mueva las turbinas de generación. Otros efectos indeseables tienen que ver con la exploración geológica y la construcción de la planta, polución visual y sonora y la subsidencia del terreno. Algunos de estos efectos se pueden mitigar con tecnologías ya existentes. Figura 35. Central basada en energía geotérmica instalada en Islandia. 7.10 Energía del mar Como ya se ha visto anteriormente en este trabajo, hay múltiples vías a partir de las cuales se puede obtener energía procedente del mar. Aunque sea una tecnología que todavía se encuentra en fase de desarrollo, por ser una de las económicamente menos rentables en la actualidad, son la energía mareomotriz (de las mareas) y la undimotriz (de las olas) las que se encuentran más consolidadas, y es por ello que a continuación se exponen los mayores impactos que éstas pueden causar al medioambiente. i) Presas de marea (energía mareomotriz): Se construye una gran presa a través de un estuario fluvial. Cuando la marea entra y sale, el agua fluye a través de los túneles de la presa. El flujo de la marea puede utilizarse para hacer girar una turbina, o para empujar el aire a través de una tubería que hace girar una turbina. 64 ii) Turbinas de mar (energía undimotriz): Estos funcionan como un parque eólico, pero bajo el agua. Esto es mucho más barato de construir que una presa, y hay muchos sitios adecuados. Además de los rotores submarinos, se están experimentando hasta 8 modelos distintos de dispositivos que pueden capturar energía de las olas [77]. Todos estos modelos podrían tener un impacto local sobre el lecho marino y la fauna piscícola asociada. Figura 36. Recreación de un parque de turbinas submarinas para aprovechamiento de energía del mar. Los impactos principales de las centrales marinas son los siguientes: Las represas necesarias en el caso del aprovechamiento mareal generan un gran impacto paisajístico. Las centrales mareomotrices sólo proporcionan energía eléctrica durante unas 10 horas al día debido al ciclo de mareas, aunque son perfectamente predecibles. No hay muchos estuarios que se presten a la instalación de diques de marea, limitando la difusión y utilidad de este tipo de centrales. Las turbinas sumergidas pueden afectar en su emplazamiento a la fauna piscícola. 65 Tecnología GEI G P A V F CA RP R DP No renovables Nuclear - + + - + - - ++++ ++++ - Eléctrica Gas natural ++ + + - + - +++ + - - Eléctrica Carbón ++++ + + - + - ++++ +++ - - Eléctrica Petróleo ++++ + + - + - ++++ ++ - - Ciclo Combinado + + + - + - ++ + - - Cogeneración + + + - + - + + - - Renovables Hidroeléctrica (grandes presas) - +++ +++(P) ++ ++++ +++(P) - - - +++ Eólica - + ++ - + +++ - - - - Solar fotovoltaica - + ++ - ++ - - - - - Solar termoeléctrica - + ++ - ++ + - - - - Solar termoeléctrica de torre - + + - ++ +++ - - - - Biomasa + + + - + - + - - - Geotermia + ++ + - + - + - - - Energía marina - + + - - - - - - - Tabla 13. Comparación de los principales efectos ambientales potenciales de las distintas tecnologías de producción de electricidad en la fase de operación. (-) sin efecto significativo. (+) efecto reducido, (++) efecto medio, (+++) efecto alto, (++++) efecto muy elevado. (P) efecto positivo. GEI: Gases efecto invernadero, G: Geología, P: Paisaje, A: Arqueología, V: Vegetación, F: Fauna, CA: Contaminación atmosférica, RP: Residuos peligrosos, R: Radiación, DP: Desplazamiento población La tabla 13 recoge de manera sintetizada lo comentado con anterioridad sobre cada una de las tecnologías de generación eléctrica, haciendo una comparativa entre ellas para ver en que ámbito social o ambietal afectan cada una, y en qué medida. Son las centrales eléctricas convencionales las que presentan un mayor daño a la atmósfera por la emisión de gases de efecto invernadero, pero sin embargo su impacto en la fauna no tiene un efecto sigficativo. Por su parte, las centrales nucleares, otra de las fuentes no renovables más importantes a nivel mundial, casi no tienen efecto 66 sobre la vegetación, geología o fauna, pero el impacto más significativo lo encontramos en la formación de residuos peligrosos de larga duración, que en la actualidad sigue siendo el problema más importante a considerar cuando se construyen este tipo de centrales. Con respecto a los sistemas de producción renovables, con ellos se ha conseguido eliminar casi por completo, exceptuando la generación con biomasa y geotermia, la contaminación atmosférica provocada por la emisión de CO2, metano o cualquier otro gas de efecto invernadero. Sin embargo, no son tecnologías perfectas en lo que a impacto medioambiental se refiere, pues causan daños, aunque de otra índole. Como se ha visto en los párrafos anterios y tal como refleja la tabla 13, el daño ocasionado a la fauna y vegetación de los lugares donde se instalan tecnologías como la solar o eólica sigue siendo su principal incoveniente. 67 8. CONCLUSIONES Las principales ideas que se pueden deducir de este estudio en cuanto a las tecnologías de producción de energía eléctrica, teniendo en cuenta el alcance del mismo, se exponen a continuación siguiendo el orden que se ha llevado a cabo a lo largo del documento.  Inversión inicial de las tecnologías: - De acuerdo con el estudio realizado en el apartado 4 de este documento, se deduce que el coste de inversión inicial puede variar muy poco o en gran medida, en función de las tecnologías que se comparen. Dentro de los sistemas de producción no renovables, y por encima también de las energías renovables, son las centrales nucleares las que presentan un mayor coste de inversión inicial por kW instalado. Este hecho puede explicarse, en primer lugar, si analizamos los equipos que conforman este tipo de instalaciones, pues los reactores nucleares son altamente complejos, lo que hace que su coste sea muy elevado. Además, por diversos acontecimientos ocurridos en el pasado (accidentes nucleares), se invierten grandes cantidades de dinero en garantizar la seguridad de estas plantas, sumado a que sus largos periodos de construcción hacen que a la inversión inicial se le sumen mayores intereses. Dentro de este grupo de tecnologías no renovables, son las centrales térmicas convencionales de gas natural, cogeneración y ciclo combinado las que presentan unos costes de inversión inicial más bajos, debido a su menor complejidad y tiempo de construcción. - Por otro lado, nos encontramos con los sistemas de producción renovables, donde destacan por su menor coste de capital la energía eólica, hidráulica y solar fotovoltaica. Esto podría deberse a que, al ser las tecnologías más afianzadas en el ámbito renovable, los precios de los materiales de construcción han descendido a lo largo de la última década y además se ha invertido en mejoras técnicas que disminuyen estos costes. Por su parte, la geotermia y las energías del mar sufren todavía su escasa madurez, lo que las convierte en las energías con un mayor coste de inversión, asociado también a la complejidad que presentan este tipo de instalaciones. Por último, no hay que olvidarse de la energía obtenida a partir de biomasa, que casi iguala los costes de la eólica, fotovoltaica o hidráulica, pues a pesar de que todavía esté un poco por encima se está abriendo camino para ponerse a la cabeza de los sistemas de producción renovables. - Para finalizar, es importante entender que, cuando se analizan costes de inversión inicial, el mercado es un factor fundamental. Esto implica que tanto la mano de obra de la construcción o los materiales 68 necesarios presentan precios que pueden llegar a ser significativamente variables en función del lugar donde se lleve a cabo la compra y posterior construcción de la planta en cuestión.  Costes de operación y mantenimiento: - Dentro de los costes de operación y mantenimiento, éstos se pueden dividir en fijos y variables, en función de si dependen de la cantidad de electricidad producida (variables) o no (fijos). En el caso de las tecnologías de producción renovables, exceptuando la biomasa, al no tener costes de combustible asociados, en muchos estudios solo hay recogidos datos de costes fijos, razón por la que en este documento se ha procedido de la misma forma. Una vez aclarado, solo ciñéndonos a los costes variables de operación y mantenimiento, son las centrales térmicas convencionales las que presentan valores más altos. Esto se puede explicar en gran medida por el precio del combustible, que en el caso del petróleo o el gas natural presenta bastantes fluctuaciones a lo largo de los años y además siempre ha estado por encima del uranio, combustible utilizado en las centrales nucleares. El combustible de los sistemas renovables, exceptuando la biomasa, es de origen natural e ilimitado, por lo que su coste asociado es cero. - Cuando se habla de costes de operación y mantenimiento fijos, sí es posible comparar todas las tecnologías, y es en este caso, como consecuencia de nuevo de la complejidad de sus intalaciones, donde destaca la energía nuclear por ser sus costes algo más elevados. Por su parte, y debido a la dificultad de trabajar en altamar, son las energías undomotriz, mareomotriz o eólica marina las que presentan el mayor coste entre las renovables junto a la geotermia.  Costes de producción - El LCOE es el parámetro que reúne los costes anteriormente analizados para dar lugar a los costes de generación de la energía. Este parámetro permite comparar de forma equitativa las diferentes tecnolgías de producción, y al calcularse a partir de costes como los de inversión inicial o operación y mantenimiento no es sorprendente que sigan la línea de estos.  Impacto medioambiental - Tomando como base la tabla 13 del apartado 7 de este estudio, podemos concluir que son las energías no renovables convencionales, exceptuando la energía nuclear, las que hacen más daño a la atmósfera debido a la emisión de gases contaminantes, acelerando así el cambio climático. Por lo tanto, las consecuencias de estas emisiones desproporcionadas acaban afectando a la vida de cada uno de los inviduos que habita nuestro planeta, razón por la que se sigue trabajando en su sustitución por energías menos contaminantes. Por su parte, la energía nuclear, aunque no emite este tipo de gases, produce residuos radiactivos peligrosos durante miles de años y con grn coste de almacenamiento. Del otro lado, las energías renovables emergen como no contaminantes, concepto que no debe confundirse con no dañinas para el medioambiente. Esto implica, que, aunque sea energías “limpias”, causan otro tipo de impacto, como dañar la fauna y flora autóctona del lugar donde se instalan, caso de las energías eólica o solar. Con este análisis comparativo, tanto a nivel económico como medioambiental, la pregunta que podríamos hacernos es que, teniendo en cuenta lo dañinas o potencialmente peligrosas que son las energías no renovables, por qué se siguen utilizando. Pues bien, la respuesta, aunque algo compleja, podría tratar de resumirse en que también presentan ventajas con respecto a las renovables, siendo una de las más importantes la de que puede abastecer de manera sostenida la demanda de electricidad, mientras el combustible fósil o el uranio en caso de la nuclear no se acabe. Esto quiere decir que, por ejemplo, la energía eólica o solar dependen del viento y del sol, recursos que no se encuentran en todos los lugares del planeta ni todos los días del año, mientras que la 69 energía producida en una central nuclear no depende de factores externos y además es fácilmente almacenable. Esta es una de las razones por las que somos todavía dependientes de las energías no renovables convencionales, aunque todos los esfuerzos están puestos sobre la mejora de las ya implantadas tecnologías limpias como son la eólica, hidráulica o solar, así como en el desarrollo de las menos maduras como serían la geotermia o energías del mar. Los pronósticos para las próximas décadas son optimistas en la implantación de tecnologías que, siendo poco o nada contaminantes, y económicamente viables, sean capaces de abastecer la incesante demanda de energía eléctrica.