Los responsables de las políticas deben comprender que los costos del sistema de energía renovable variable (ERV) requieren la inclusión de la energía nuclear y la energía hidroeléctrica como las principales opciones de generación despachable con bajas emisiones de carbono dentro de una combinación de electricidad limpia. Representantes de la Agencia Internacional de Energía (AIE) y la Agencia de Energía Nuclear de la OCDE (NEA) dijeron a los delegados en el Simposio de la Asociación Nuclear Mundial 2019 en Londres la semana pasada que el tema de los costos del sistema ya no era una novedad, sino un tema cada vez más importante en la lucha contra el cambio climático.
Brent Wanner (Imagen: Asociación Nuclear Mundial)
Brent Wanner, jefe de análisis de generación de energía de la AIE, describió los hallazgos de su informe Nuclear Power in a Clean Energy System publicado en mayo.
"La IEA es una agencia de todos los combustibles, todas las tecnologías, lo que significa que no tenemos un caballo en la carrera", dijo Wanner. "Pero hay mucha desinformación por ahí y si le preguntas a la audiencia general cuál es la contribución de la energía nuclear, no estarían cerca del número correcto".
Sama Bilbao y León, responsable de desarrollo tecnológico y economía nuclear de la NEA, presentó los resultados de su informe The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables publicado en enero.
"Todos los combustibles bajos en carbono serán necesarios para ayudar a cumplir los objetivos climáticos, pero los costos del sistema de las energías renovables deben tenerse en cuenta si se quiere que haya igualdad de condiciones para la energía nuclear", dijo. "Y los mercados deben diseñarse de manera que envíen señales para alentar a los inversores a invertir en fuentes de energía con bajas emisiones de carbono".
Se les unió con el mensaje sobre los costos del sistema por Staffan Qvist, director de Qvist Consulting. Acaba de terminar un estudio sobre el sistema eléctrico sueco- "uno de los países más fáciles del mundo para la transición al 100% de energía renovable debido a su fuerte sector hidroeléctrico"-que concluye que la energía nuclear sigue siendo una parte integral de los sistemas de menor costo (junto con las energías renovables como la hidroelectricidad y la energía eólica) y hay una necesidad de un diseño de mercado que refleje los atributos de la energía nuclear en cuanto a los costos del sistema.
"Con el argumento del costo del sistema establecido, entonces debe haber un diseño de mercado que permita a los productores de electricidad con bajas emisiones de carbono un retorno de las inversiones, y políticas para reducir el costo promedio ponderado del capital [WACC] en nuevos proyectos nucleares", dijo, agregando que un ejemplo potencial efectivo de esto puede ser el modelo de base de activos regulados (RAB) propuesto por el Reino Unido.
¿Cuáles son los costos del sistema?
En su informe, la AEN afirma que la noción de costes del sistema -que en presencia de una generación de electricidad incierta y variable los costes totales son superiores a la suma de los costes a nivel de planta calculados con la metodología del coste nivelado de la electricidad- ha sido hasta ahora "algo novedosa". Junto con su agencia hermana, la AIE, ha aprendido que en los sistemas eléctricos del futuro, todas las opciones disponibles de generación con bajas emisiones de carbono -energía nuclear, eólica, solar fotovoltaica, hidroelectricidad y, quizás algún día, combustibles fósiles con captura, utilización y secuestro de carbono- tendrán que trabajar juntas para permitir que los países alcancen sus objetivos medioambientales de manera rentable.
Sin embargo, los ERV todavía no son totalmente competitivos con la energía nuclear en la métrica de los costos del sistema. Por lo tanto, un sistema rentable de bajas emisiones de carbono consistiría probablemente en una parte considerable de ERV, una parte al menos igualmente importante de tecnologías despachables sin emisiones de carbono, como la energía nuclear y la hidroelectricidad, y una cantidad residual de capacidad alimentada con gas para proporcionar cierta flexibilidad adicional junto con el almacenamiento, la gestión de la demanda y la expansión de las interconexiones.
Enfoque en la energía nuclear
Wanner señaló que la energía nuclear proporciona el 10% de la generación mundial de electricidad y es la segunda fuente de electricidad baja en carbono más grande del mundo hoy en día, después de la energía hidroeléctrica. Su cuota es mayor que la eólica, la bioenergía y la solar juntas. El uso de la energía nuclear en los últimos 50 años ha evitado la emisión de 60 gigatoneladas de CO2, dijo, y agregó que, sin la energía nuclear, las emisiones de CO2 habrían sido un 20% más altas.
"Muchas centrales nucleares en economías avanzadas se enfrentan a la jubilación a medida que se acercan al final de su vida útil original de 40 años. Las ampliaciones de la vida útil de la energía nuclear son competitivas en cuanto a costos con la energía solar y eólica nuevas, y proporcionan una fuente despachable de electricidad limpia. Una prolongación de la vida útil cuesta algo más de 1 mil millones de dólares estadounidenses por gigavatio por 20 años y da un coste nivelado de unos 50 dólares estadounidenses por megavatio-hora, lo que en los Estados Unidos es muy similar a la nueva capacidad alimentada con gas. Hay un caso aún más fuerte en la Unión Europea y en Japón. Debemos aprovechar esta fuente de electricidad verde de bajo costo ", dijo.
Sin extensiones adicionales de vida útil o nuevos proyectos, la capacidad nuclear en las economías avanzadas se reduciría en dos tercios para 2040, dijo. "Tenemos que concienciar a los responsables políticos de que existe un riesgo potencial si hay autocomplacencia y la energía nuclear se deja fuera del grupo de soluciones bajas en carbono".
Las implicaciones de la decadencia de la energía nuclear en las economías avanzadas son, dijo, mayores facturas para los consumidores (hasta un 15% para 2030 y un 30% para 2040 en los países que dependen en mayor medida de la energía nuclear) y mayores emisiones de CO2 (en las próximas dos décadas, habría 4 mil millones de toneladas adicionales de generación de electricidad).
Bilbao y León destacó la falta de avances en la transición hacia energías limpias. "Las fuentes de energía bajas en carbono proporcionaron el 36% de la generación de energía el año pasado, lo que es exactamente lo mismo que hace 20 años y es a pesar del hecho de que todos tenemos la percepción de que la generación limpia está creciendo. Es porque hemos permitido que nuestra flota nuclear decaiga ", dijo.
El acuerdo climático de París implica un objetivo de 50 gCO2/kWh, señaló, que pretende mantener el aumento de la temperatura media mundial muy por debajo de los 2 grados. "La intensidad actual de carbono de la electricidad es de 570 g de CO2/kWh y el objetivo es de 50 g de CO2/kWh o menos. Ese es un gran desafío ", dijo. "La electricidad contribuye en un 40% a las emisiones mundiales de CO2 y desempeñará un papel clave. Las emisiones reales de la electricidad tendrán que disminuir en un 73% a nivel mundial y en un 65% en los países de la OCDE ".
El costo real de la electricidad debería reflejar no solo los costos de generación a nivel de la planta, como el concreto, el acero, el combustible y los recursos humanos para las plantas de energía, sino también los costos del sistema a nivel de la red, que son los costos que las diferentes formas de generación imponen al sistema para llevar electricidad al cliente, y también los costos sociales y ambientales, como las emisiones, la calidad del aire y la seguridad del suministro, dijo.
"Los costos totales del sistema son la suma de los costos de generación a nivel de planta y los costos del sistema a nivel de red y se deben principalmente a las características intrínsecas a la generación variable", dijo. "Nuestro estudio muestra que en los futuros mercados energéticos vamos a ver una gran penetración de las fuentes de energía renovables y nuestros sistemas se volverán prohibitivamente ineficientes".
Sama Bilbao y León (Imagen: Asociación Nuclear Mundial)
Siempre es nuclear.
Está previsto que Qvist publique un nuevo estudio exhaustivo a finales de este otoño sobre las futuras opciones de un sistema de electricidad con bajas emisiones de carbono para Suecia. Según la agencia gubernamental Statistics Sweden, la energía nuclear fue el mayor productor de electricidad en 2018 con 66 TWh, seguida de la hidroelectricidad (61 TWh) y la energía eólica (17 TWh).
El país tiene ocho reactores de energía nuclear, pero en 2015 las decisiones del gobierno de aumentar un impuesto antinuclear selectivo llevaron a las empresas de servicios públicos a cerrar cuatro reactores para finales de 2020, dos de los cuales ya están siendo desmantelados. El impuesto antinuclear ha sido eliminado y, como resultado, la empresa estatal Vattenfall está cerrando dos reactores que actualmente son rentables, dijo Qvist.
"Estamos desmantelando activamente de 25 a 35 euros por megavatio-hora de capacidad firme y construyendo de 40 a 50 euros por megavatio-hora de producción variable. El hecho de que Suecia no esté explorando a fondo las opciones que harían posible que Vattenfall invirtiera en el funcionamiento a largo plazo de estos reactores es un fracaso político y tenemos que abordarlo ".
Staffan Qvist (Imagen: Asociación Nuclear Mundial)
El estudio de Qvist identifica la combinación de generación óptima en función de los costos con 20 opciones diferentes de tecnología de producción y almacenamiento y restricciones en las emisiones. Utiliza una versión modificada y ampliada del código GenX desarrollado por el setts Institute of Technology Energy Initiative y utilizado en el modelado para el informe The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World, que se publicó en septiembre del año pasado. Los sistemas más rentables incluyen todas las posibles operaciones a largo plazo de la energía nuclear existente con todas las variaciones de entrada examinadas, dijo Qvist.
"Si se hace una variación muy grande de la entrada de lo barato solar puede llegar a ser, lo barato viento, baterías, almacenamiento de hidrógeno, flexibilidad de la demanda, lo que sea, siempre dice 'seguir invirtiendo en la energía nuclear existente'. Si lo hace en uno de los sistemas más fáciles de transición a 100% renovables, entonces lo hará probablemente en todos los demás sistemas que podríamos ver. Siempre elige la operación a largo plazo ", dijo. "Por lo tanto, es necesario llegar a un diseño de mercado que refleje este atributo de la energía nuclear con respecto a los costos del sistema".
Sobre la nueva construcción nuclear, dijo: "Con el argumento del costo del sistema y la lógica establecida, necesitamos sugerir políticas para reducir el costo promedio ponderado del capital. El modelo de base de activos regulados podría ser una forma de avanzar en este sentido... Con un WACC bajo, la nueva energía nuclear ocupa una parte significativa del sistema de coste total más bajo en casi todos los mercados ".
Modelo RAB
La consulta pública del Gobierno británico sobre su evaluación de un modelo RAB finaliza el 14 de octubre. El objetivo de la revisión es reducir el coste de los nuevos proyectos de centrales nucleares haciendo que los consumidores paguen por adelantado sus facturas de energía. Se necesita urgentemente una solución porque la energía nuclear se considera una parte vital del compromiso del gobierno de reducir las emisiones de carbono del país a cero neto para 2050. Siete de las ocho plantas nucleares existentes en el Reino Unido se retirarán para 2030.
Chris Bowbrick, director adjunto de política de generación nuclear en el Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial del Reino Unido, dijo que había habido mucho interés en la revisión, incluso desde el extranjero.
Chris Bowbrick (Imagen: Asociación Nuclear Mundial)
"Hay un verdadero aire de optimismo", dijo. "Hemos tenido muy buenos comentarios a nivel internacional; De colegas que están mirando lo que el Reino Unido está haciendo y si esta es una solución que se puede implementar en todo el mundo. "La consulta también ha atraído el interés de" no los tipos típicos de inversores a los que normalmente se asociaría con proyectos nucleares ", añadió.
El modelo RAB no se aplicaría a Hinkley Point C, que EDF Energy está construyendo actualmente en Somerset (Inglaterra), sino que se aplicaría a futuras centrales. Se han planificado hasta cinco nuevos proyectos de construcción por parte de EDF Energy junto con China General Nuclear; NuGeneration (NuGen); Y Horizon Nuclear Power.
En noviembre del año pasado, Toshiba Corp anunció que estaba desguazando su proyecto de nueva construcción nuclear en Moorside y cerraría su subsidiaria que gestiona el proyecto, NuGen. La propiedad del emplazamiento de Moorside volvió a la Nuclear Decommissioning Authority. Bowbrick dijo en el Simposio 2019 de la semana pasada que el gobierno está "pensando qué queremos hacer con ese sitio y tomaremos una decisión al respecto a su debido tiempo".
A principios de este año, los proyectos de nueva construcción de Horizon se suspendieron a pesar de que la filial británica de Hitachi, de Japón, había hecho progresos sustanciales con sus planes de proporcionar al menos 5,4 GWe de nueva capacidad en dos sitios-Wylfa Newydd, en el norte de Gales, y Oldbury-on-Severn, en el suroeste de Inglaterra-mediante el despliegue de los reactores de agua hirviendo avanzados de Hitachi-GE en el Reino Unido.
Bowbrick dijo que otros sitios destinados al desarrollo de plantas de energía nuclear, aparte de Moorside pero incluyendo Wylfa Newydd y Oldbury, todavía son propiedad de sus desarrolladores.
