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Otras voces del sector eléctrico europeo afirman que siempre existirá el riesgo de un apagón, debido a los esfuerzos por mantener las facturas bajas para los clientes. “Por supuesto, podemos construir sistemas eléctricos que funcionen el 100% del tiempo, pero entonces el coste iría más allá de lo que los consumidores probablemente estén dispuestos a pagar. Así que siempre se trata de un equilibrio entre el coste de un sistema eléctrico de este tipo y los riesgos de un apagón de vez en cuando”, explica Sonja Berlijn, Directora de Investigación y Desarrollo de Statnett, empresa estatal noruega responsable de la transmisión y distribución de electricidad de alto voltaje. “No estamos teniendo más apagones que antes, se ha mantenido estable durante mucho tiempo”, añade.
Pero el sector energético europeo no puede quedarse quieto mientras busca satisfacer las futuras necesidades de suministro. Y, con la vista puesta en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, se espera que se convierta en el motor de una economía baja en carbono.
Noruega es un país líder en energías renovables, ya que el 99% de su producción procede de este tipo de fuentes, principalmente hidroeléctricas. Durante los próximos cinco años, Statnett invertirá unos 5.000 millones de euros en líneas eléctricas, cables submarinos y subestaciones -renovación y nuevas construcciones- para satisfacer la evolución de la demanda. “Para poder conectar la nueva industria y las nuevas centrales eléctricas, la electricidad fluirá de forma diferente en la red. Necesitaremos líneas aéreas para tener una red estable y transmitir toda esta potencia o energía de un lugar a otro”, dice Berlijn.
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Cuando se anunció el Centro Energético de Inland Empire en 2005, se promocionó como una planta de energía innovadora que cubriría un déficit crítico en el suministro de electricidad de California en las próximas décadas. Ubicada en Riverside, California, y basada en una nueva tecnología de turbina de gas de General Electric Co., la central de 730 MW y 500 millones de dólares entró en funcionamiento en 2009.
Sin embargo, solo ocho años después, en marzo de 2017, GE cerró una de las dos unidades operativas de la planta. Y en junio de 2019, la empresa dijo que cerraría la planta definitivamente, solo 10 años después de ponerla en marcha.
El malogrado proyecto representó un par de apuestas mal calculadas por GE: que California necesitaría nuevos suministros de electricidad de carga base y que la relativamente inflexible turbina de clase H, que tarda horas en alcanzar la plena producción, sería un estándar de la industria en los años venideros.
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Este gráfico muestra los cambios en el consumo de energía y en la producción de energía a partir de fuentes convencionales y renovables (desglosada por energía solar, eólica, hidráulica y biomasa). Cuando la producción supera la curva de la demanda (línea roja), Alemania exporta electricidad, lo que supone una situación de exportación neta. Cuando la producción se sitúa por debajo de la curva de demanda, Alemania es un importador neto de electricidad.
Este gráfico muestra la evolución de la producción y el consumo de electricidad, así como el precio del mercado al contado en la Bolsa Europea de la Energía (EPEX): cuando el borde superior de la zona gris (la producción nacional total) supera la curva de la demanda (la línea roja), Alemania exporta electricidad, lo que da lugar a una situación de exportación neta. Cuando la producción cae por debajo de la curva de la demanda, Alemania es un importador neto de electricidad.
Este gráfico sigue la evolución de las importaciones y exportaciones de electricidad de Alemania. Los datos se desglosan para todos los países vecinos que tienen interconexiones transfronterizas con la red alemana. La línea roja muestra la posición de importación/exportación neta de Alemania.
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La producción total de renovables siguió creciendo en 2020, siguiendo la tendencia al alza observada en la última década. La producción renovable fue de 3.269 TWh en 2020, lo que supone el 31,6% de la producción total en la OCDE. En la Europa de la OCDE, la producción de electricidad renovable fue superior a la de los combustibles fósiles por segundo año consecutivo, lo que ilustra el crecimiento dinámico del sector de las energías renovables en Europa, así como la disminución de la cuota del carbón en el mix eléctrico. En la OCDE, el uso del carbón para la generación de electricidad siguió disminuyendo y produjo 1.983,3 TWh en 2020, un 15,5% menos que en 2019, sin embargo, la cuota de energía procedente del gas natural siguió aumentando en 2020, comprendiendo el 29,5% de la producción con una producción total de 3.048,3 TWh.
En general, la producción de carbón disminuyó en todas las regiones de la OCDE en 2020 en comparación con 2019. En la OCDE Américas, la producción de energía de carbón fue de 902,0 TWh en 2020, un 19,3% o 216,2 TWh menos que en 2019. La producción de gas natural en la OCDE Américas fue de 1.851,7 TWh en 2020, un 1,4% o 25,2 TWh más que en 2019. En el resto de la OCDE, la producción de gas natural disminuyó en 2020 en comparación con 2019, en 96,7 TWh hasta 677,1 TWh en la OCDE Europa y en 21,7 TWh hasta 519,4 TWh en la OCDE Asia Oceanía. La producción de energía de carbón fue de 640,2 TWh en la OCDE Asia Oceanía, un 7,4% menos o 51,4 TWh en comparación con 2019.