Durante los últimos años, hemos asistido al cierre de la mayor parte de las centrales de carbón españolas por parte de sus respectivas propietarias. A la vista de esto, se ha comenzado a argumentar que el cierre de estás centrales se realiza sin ninguna previsión y que podría llegar a haber apagones.

Este artículo intenta explicar las causas de este cierre, su procedimiento administrativo y las medidas que han sido puestas en marcha por parte de los diferentes gobiernos con el objetivo de paliar las consecuencias socioeconómicas que generan.

1      Las perspectivas de futuro en la generación eléctrica

Diferentes factores, principalmente legislativos, han hecho que las centrales térmicas de carbón hayan comenzado a realizar su cierre. Dicho esto, esta primera parte analiza las causas y concluye con el consecuente cambio de estrategia empresarial que tuvieron que acometer las propietarias.

1.1     El Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la Unión Europea

El Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la Unión Europea (RCDE UE) es, sin lugar a duda, la principal apuesta normativa de la Unión Europea para incentivar la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Se trata de un sistema que obliga a numerosas instalaciones industriales y energéticas, así como a ciertas aerolíneas al pago de un impuesto por la emisión de gases de efecto invernadero, debiendo comprar estos derechos en subastas creadas a tal efecto. Se basa en una aproximación cap and trade, según la cual, se limitan los derechos disponibles y se permite su comercialización, siendo el mercado el que fija su precio de venta.

El carbón es una de las tecnologías que más emisiones directas de gases de efecto invernadero genera durante su funcionamiento. Como podemos ver, en base a los datos de Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático, las emisiones directas de esta tecnología suponen unos 760 g/kWh de media frente a su principal competidor, el gas, con 370 g/kWh:

	Emisiones directas [1]			Emisiones durante el ciclo de vida [1]
Tecnología	Mín.	Med.	Máx.	Mín.	Med.	Máx.
Carbón PC	670	760	870	740	820	910
Gas – Ciclo combinado	350	370	490	410	490	650
Biomasa – Cogeneración	no disp.	no disp.	no disp.	620	740	890
Biomasa – Dedicada	no disp.	no disp.	no disp.	130	230	420
Geotérmica	0	0	0	6	38	79
Hidráulica	0	0	0	1	24	2200
Nuclear	0	0	0	3,7	12	110
Solar concentrada	0	0	0	8,8	27	63
Solar fotovoltaica – Tejado	0	0	0	26	41	60
Solar fotovoltaica	0	0	0	18	48	180
Eólica terrestre (onshore)	0	0	0	7	11	56
Eólica marina (offshore)	0	0	0	5,6	17	28

La puesta en marcha de este sistema comenzó en 2005 dando buenos resultados, pero tras la crisis de 2008, la poca producción industrial redujo la demanda de derechos, lo que mantuvo el precio bajo 10 €/Tm durante muchos años. 

Ante el contexto de bajos precios de los derechos de emisión, la Comisión Europea impulsó dos cambios normativos que, aunque tardaron en dar sus frutos, consiguieron remontar el precio de los derechos de emisión hasta el rango de valores que la Comisión Europea consideraba necesario para impulsar la reducción de emisiones. Los efectos de esta nueva política comenzaron a notarse a finales de 2018, poco después de que varias empresas energéticas hubiesen tomado sus decisiones estratégicas sobre el cierre de las centrales de carbón.

Ante esta situación, debido a su menor cantidad de emisiones, las centrales de gas ganaron una ventaja comparativa frente a las centrales de carbón y las empresas energéticas optaron, en su mayoría, por cerrar estas centrales.

1.2     La Directiva de Emisiones Industriales

Comúnmente confundidas, es necesario recordar que, además de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, existen normativas destinadas a reducir el impacto de otro tipo de emisiones en el medio ambiente. Y es que, por ejemplo, el CO₂, principal gas causante del efecto invernadero, es inocuo para los humanos y necesario para la fotosíntesis de las plantas.

Así pues, tanto en Europa como en Estados Unidos existen normativas específicas para la reducción de otros tipos de sustancias contaminantes. Este ha sido el motivo por el que numerosas de las minas de carbón han cerrado, ya que presenta un gran contenido de azufre, lo que hace que sea difícil que su combustión se adapte a estas normativas. Dicho lo anterior, gran número de las minas de carbón asociadas a las centrales españolas sufrieron una importante reconversión y finalizaron su producción a antes de 2010 como consecuencia de la aplicación de la Directiva de Grandes Instalaciones de Combustión [2].

Desde 2010, en el caso de la Unión Europea, la norma de referencia es la Directiva 2010/75/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 24 de noviembre de 2010, sobre las emisiones industriales, que se aplica a numerosas actividades como: las industrias energéticas, la producción y transformación de metales, las industrias minerales, la industria química, la gestión de residuos… y a múltiples sustancias como óxidos de azufre y de nitrógeno, monóxido de carbono, partículas finas…

Esta Directiva destina un capítulo específico para el caso de las plantas de combustión con una potencia térmica igual o superior a los 50 MW, en el que se especifica una serie de límites en las emisiones de la plantas y se establece la posibilidad de establecer un Plan Nacional Transitorio entre el 1 de enero de 2016 y el 30 de junio de 2020 para instalaciones con permiso antes del 27 de noviembre de 2002 y en funcionamiento antes del 27 de noviembre de 2003, en el que se establezca una exención del cumplimiento de los valores límite [3].

En particular, el Plan Nacional Transitorio español incluyó 29 instalaciones, de las cuales 7 fueron industriales y el resto, grupos de generación eléctrica a partir de carbón [4].

Frente a esta nueva normativa, las empresas propietarias tenían dos opciones: o realizar las inversiones necesarias para reducir las emisiones de dióxido de azufre y nitrógeno o cerrar las centrales.

1.3     El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima y Estrategia a largo plazo

Con el paso de los años y la firma de nuevos acuerdos internacionales para mitigar el cambio climático, la Unión Europea ha ido estableciendo objetivos de reducción de emisiones más y más estrictos, así como obligado a los Estados Miembros a adoptar las medidas necesarias para su consecución.

En este marco, el Reglamento (UE) 2018/1999 ha establecido que los Estados Miembros deben elaborar periódicamente los siguientes documentos:

• Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC): se trata de un plan que elaborado cada 10 años que especificará los objetivos a alcanzar, las políticas que se aplicarán, la situación actual, las barreras existentes y un análisis de los impactos de las políticas y medidas que se aplicarán durante todo ese período de tiempo.
• Estrategia a largo plazo: se trata de un documento, elaborado también cada 10 años, en el que, con un horizonte de 30 años, se definen varios escenarios energéticos con el objetivo de alcanzar emisiones netas nulas, así como sus implicaciones.

En base a los datos de la Comisión Europea, los PNIEC presentados por los diferentes Estados Miembros para el periodo comprendido entre los años 2021 y 2030 proponen:

	Objetivo
Criterio [5]	Actual	Esperado	Propuesto
Reducción de emisiones	40 %	45 %	55 %
Energías renovables	32 %	33,1 – 33,7 %	38 – 40 %
Eficiencia energética	32,5 %	29,4 – 29,7 %	36 – 39 %

Por ejemplo, a partir de los Planes Nacionales de Energía y Clima, algunos países han propuesto los siguiente [5]:

• Energías renovables: Austria propone instalar 100.000 paneles solares en los tejados de edificios, Dinamarca 4 GW de eólica marina (offshore), Francia 3,7 GW de offshore y Grecia y Portugal la construcción de infraestructuras de hidrógeno y energía solar fotovoltaica junto a las antiguas minas de carbón.
• Eficiencia energética: Bulgaria se ha marcado el objetivo de renovar un 5% de los edificios públicos cada año, Lituania la renovación de 2.000 edificios de apartamentos y 3.000 casas unifamiliares y Rumanía el establecimiento de un fondo de inversión público-privado destinado a inversiones en eficiencia energética.

El PNIEC español propone diferentes medidas de cara a 2030 que, según las estimaciones del Gobierno, permitirán alcanzar los siguientes objetivos [6]:

	Objetivo 2020	Cifra real 2020	Objetivo 2030
Reducción de emisiones	-10%	–	-26%
Energías renovables	20%	21,2% [7]	42%
Eficiencia energética	20%	35,4% [8]	32,5 %

Además de estimar la reducción en gran medida ciertos tipos de tecnologías del parque de generación de electricidad [6]:

	Estimación 2020	Estimación 2030
Carbón	7.890	0
Cogeneración	5.239	3.670
Ciclo combinado	26.612	26.612
Fuel y gas	3.708	1.854
Nuclear	7.399	3.181
Residuos y otros	610	341
Subtotal	51.458	35.658 (-15.800 MW / -30,7%)

1.4     El cambio de estrategia empresarial

En 2016, España poseía un total de 15 centrales térmicas de carbón, que pertenecían a las empresas eléctricas más relevantes a nivel nacional (la propiedad y la potencia de Anllares se han dividido proporcionalmente entre Endesa y Naturgy):

	Potencia		Número
Promotor	MW	%	N.º	%
Endesa	5.229	53 %	5,33	36 %
Naturgy	1.636	17 %	3,67	24 %
EDP	1.250	13 %	2	13 %
Viesgo	870	9 %	2	13 %
Iberdrola	833	8 %	2	13 %
TOTAL	9.818	100 %	15	100%

A la vista de los datos, la empresa más afectada por su cierre es sin lugar a duda Endesa, que contaba con participaciones en 6 de las centrales y más de la mitad de la potencia instalada, mientras que Iberdrola es la menos afectada de todos los operadores, además de ser la empresa con mayor músculo financiero para hacer frente a su cierre.

En un primer momento, Endesa apostó por mantener algunas de sus centrales térmicas de carbón y de impulsar los cambios necesarios para que la directiva de emisiones industriales no limitase su operación. En este sentido, adaptó su estrategia para mantener y adaptar las centrales peninsulares de As Pontes de García Rodríguez y Carboneras, así como la balear de Alcùdia (Es Murterar), lugar en el que es más difícil substituir la generación eléctrica con otras fuentes. En una línea similar, EDP y Viesgo adoptaron una estrategia similar y no se apresuraron tampoco a cerrar sus centrales.

En este sentido, la empresa presupuestó e inició adaptaciones en las plantas de As Pontes (220 millones de euros [9]) y de Carboneras (250 millones de euros [10]) con el objetivo de cumplir los límites de la Directiva de Emisiones Industriales. Se planeó reducir en un 71% las emisiones de dióxido de azufre, en un 62,5% las de óxidos de nitrógeno y en un 80% las de partículas finas.

Sin embargo, a la vista del incremento del precio de los derechos de emisión y la bajada el precio del gas, la estrategia de Endesa cambió completamente en septiembre del año 2019 y anunció que se iban a detener las reformas que se estaban llevando a cabo en estas plantas con el objetivo de cumplir los límites de la Directiva de Emisiones Industriales a partir del 30 de junio de 2020 [11]. Pocos meses después, en la presentación de su informe anual, la empresa explicaba la adopción de una nueva estrategia que contaba con el cierre de todas las centrales de carbón en la península ibérica en 2021.

Actualmente, debido al incremento del precio del gas y a la demora en la obtención de la autorización de cierre de la planta, la empresa está apostando por generar electricidad con carbón en los grupos que sí han sido modificados en la planta de As Pontes.

2      El proceso de cierre

En España, el cierre definitivo de una instalación de producción de energía eléctrica está sometido, con carácter previo, al régimen de autorizaciones [12]. El procedimiento está definido en gran parte en el Capítulo IV del Real Decreto 1955/2000 y se divide en las siguientes etapas:

1. Solicitud de cierre.
2. Informe previo del operador del sistema y del gestor de la red de transporte.
3. Informe de impacto ambiental.
4. Informe de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia.
5. Resolución de la autorización de cierre y acta de cierre.

Así pues, en el resto de la sección, nos centraremos en describir cada una de estas etapas y analizar sucintamente algunos ejemplos prácticos de estos informes.

2.1     Solicitud de cierre

El proceso administrativo para el cierre de la central comienza, como no puede ser de otro modo, por la solicitud de la autorización administrativa de cierre ante la Dirección General de Política Energética y Minas de las correspondiente Delegación o Subdelegación del Gobierno.

El titular de la instalación debe acompañar la solicitud de cierre con un proyecto en el que se detallen las circunstancias técnicas, ambientales o de cualquier otro orden por las que se pretende el cierre. Podrá acompañar el proyecto con un plan de desmantelamiento en el caso de que así lo considere [13].

2.2     Informe previo del operador del sistema y del gestor de la red de transporte

Realizada la solicitud, el primer paso es la realización de un informe por parte del operador del sistema, que solo se realiza en el caso de instalaciones bajo su gestión técnica [13].

Si bien Red Eléctrica de España no publica los informes en su página web, a partir del resto de informes públicos podemos ver que el Operador del Sistema comprueba la producción y las restricciones técnicas para las que ha sido necesaria la central durante los últimos años y realiza un análisis probabilista (método de Montecarlo) de la cobertura del sistema desde el punto de vista de nudo único para así evaluar el riesgo de déficit de cobertura, considerando tres variables (demanda de potencia, aportación de renovables e indisponibilidad del equipo térmico) y sumiendo múltiples hipótesis (potencia renovable instalada, cierre de ciertos grupos de carbón, medias de potencia en mantenimiento para cada mes, producción renovable histórica, estimación de demanda e inexistencia de importaciones de energía) para obtener como resultado un índice LOLE (Loss of Load Expectation) [14]. Además, también estima el balance energético en los dos años siguientes al cierre solicitado, teniendo en cuenta el resto de los cierres y la instalación de nuevas fuentes de generación, y un análisis de seguridad zonal [14]. Finalmente, a partir de estos análisis, concluye si el sistema eléctrico puede asumir el cierre de la instalación.

Los informes del Operador del Sistema han sido favorables al cierre de las centrales de carbón, ya que en general consideran que el incremento de generación renovable y alguna otra central térmica cercana de gas suplirán la generación y la capacidad de regulación de la central de carbón.

2.3     Informe de Impacto Ambiental

Si bien no está definido en el Real Decreto 1955/2000, la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de Evaluación Ambiental sí regula la obligación de someter a evaluación de impacto ambiental algunos proyectos de generación de electricidad [15]:

• Evaluación ambiental ordinaria: toda central nuclear, así como centrales térmicas con una potencia térmica de al menos 300 MW.
• Evaluación ambiental simplificada: la producción de electricidad con potencia instalada igual o superior a 100 MW no cubiertos por la evaluación ambiental ordinaria.

Durante la realización de este trámite preceptivo, se integran los aspectos medioambientales en la elaboración, adopción y aprobación d ellos proyectos, permitiendo la selección de las alternativas que resulten ambientalmente viables y estableciendo medidas de vigilancia, seguimiento y sanción, así como de prevención y corrección para compensar los efectos adversos sobre el medio ambiente [15].

Para su elaboración, se consulta a numerosos organismos (Administraciones Públicas afectadas por el proyecto, atendiendo a su ámbito de competencia) así como a personas interesadas en el mismo, entre los que se incluye a organizaciones medioambientales registradas en la zona.

2.4     Informe de la Comisión Nacional de Mercados y de la Competencia

Desde la inclusión de la Comisión Nacional de Energía en la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, es este último organismo el que asume las funciones de supervisión del funcionamiento y de la competencia en el mercado eléctrico, tanto mayorista como minorista.

Así pues, en cumplimiento de este mandato, el supervisor elabora un informe en que analiza las afecciones que el cierre de una planta tendrá en este aspecto. Para ello se basa en gran medida en el informe elaborado por el operador del sistema. 

2.5     Resolución de la autorización de cierre y acta de cierre

Elaborados todos los expedientes, la Dirección General de Política Energética y Minas resuelve sobre el cierre de la instalación. Este organismo puede, en su resolución, imponer la obligación de desmantelamiento de la instalación.

Si la resolución fuere afirmativa, en general se fija un plazo de un año para certificar el cierre mediante acta.

3      El caso de las centrales de carbón

En esta última parte, nos centraremos en analizar el caso particular de las centrales de carbón españolas. Se comenzará explicando la estrategia de la Unión Europea frente a las problemáticas derivadas del cierre de las centrales, luego se realizará un pequeño balance de los cierres para luego analizar los proyectos alternativos desarrollados en las zonas. Finalmente, nos centraremos en explicar el encendido de algunas de las centrales de carbón que aún siguen activas.

3.1     Estrategia de la Unión Europea

La Unión Europea es consciente del impacto que sus medidas de reducción de emisiones tendrán en la generación con carbón y de lo importante que esta es en varios países europeos como Polonia, Alemania, Rumanía… Dada esta situación, el ente supranacional promovió varias medidas con objeto de paliar las consecuencias de estos cierres.

En primer lugar, creo un fondo denominado Fondo de Transición Justa, con el que propuso distribuir 17.500 millones de euros a precios del 2018 entre 2021-2027 para mitigar las consecuencias de los cierres de las centrales. Para distribuir los fondos, se tuvieron en cuenta varios parámetros, como la población de las zonas afectadas y se estableció un límite del 20% del fondo, que solo tuvo aplicación en el caso de Polonia [16]:

País	Fondos Next Generation	Fondos del Marco Financiero Plurianual	Total	Porcentaje de fondos
Polonia	2.000	1.500	3.500	20,00  %
Alemania	1.288	966	2.254	12,88  %
Rumanía	1.112	834	1.947	11,12  %
R. Checa	853	640	1.493	8,53  %
Bulgaria	673	505	1.178	6,73  %
Francia	535	402	937	5,35  %
Italia	535	401	937	5,35  %
España	452	339	790	4,52  %
Grecia	431	324	755	4,31  %
Países Bajos	324	243	567	3,24  %
Finlandia	242	182	424	2,42  %
R. Eslovaca	239	179	418	2,39  %
Estonia	184	138	322	1,84  %
Lituania	142	107	249	1,42  %
Hungría	136	102	237	1,36  %
Eslovenia	134	101	235	1,34  %
Portugal	116	87	204	1,16  %
Letonia	100	75	174	1,00  %
Croacia	97	72	169	0,97  %
Bélgica	95	71	166	0,95  %
Suecia	81	61	142	0,81  %
Austria	71	53	124	0,71  %
Chipre	53	39	92	0,53  %
Dinamarca	46	35	81	0,46  %
Irlanda	44	33	77	0,44  %
Malta	12	9	21	0,12  %
Luxemburgo	5	4	8	0,05  %
EU 27	10.000	7.500	17.500	100 %

Con estos fondos, la Comisión Europea espera movilizar 25.400 millones de euros en inversiones en las zonas afectadas.

En segundo lugar, también dentro del Mecanismo de Transición Justa, creó una oficina destinada a ayudar a los municipios y las regiones afectadas con ayuda técnica para elaborar planes de acción.

3.2     Situación actual y balance del procedimiento

En España, todas las centrales poseían características muy diferentes que hacían que su impacto en el territorio variase en gran medida:

• Origen del carbón: algunas de las centrales todavía poseían minas o compraban carbón autóctono mientras que otras lo importaban del extranjero, lo que reduce de modo relevante la mano de obra necesaria. Las centrales que lo importaban habían sufrido ya, en un importante número de casos, un cierre de sus minas debido a la Directiva de Grandes Instalaciones de Combustión.
• Medio de transporte del carbón: algunas recibían el carbón en tren mientras que otras lo recibían en camión, con el correspondiente incremento en mano de obra de la segunda opción.
• Tamaño de los grupos: algunas centrales, como la de Es Murterar o la de Velilla, todavía poseían generadores de entre 120 y 150 MW, mientras que los de otras superaban ampliamente los 500 MW, con su correspondiente incremento en eficiencia.
• Restricciones técnicas: ciertas centrales están situadas en nodos de la red en los que todavía no existe la posibilidad de realizar la generación de electricidad únicamente mediante fuentes de energía renovables o de bajas emisiones. Esto impacta principalmente al momento en el que se realizará el cierre.
• Etc.

Todo esto hace que haya mucha variación en el impacto laboral de estas instalaciones. A partir de fuentes indirectas se ha podido recopilar el impacto de empleos directos de la empresa matriz de cada central, que como podemos ver, variaba entre 70 y 174 (no tiene en cuenta subcontratas, transportistas…) habiendo un incremento medio de 8 trabajadores por cada 100 MW:

El número de trabajadores de las subcontratas suele multiplicar por más de dos el número de trabajadores de la matriz, a lo que hay que añadir a los camioneros que, por ejemplo, en el caso de As Pontes de García Rodríguez, eran casi 150.

Actualmente, un gran número de centrales han solicitado ya el cierre y gran parte de ellas han conseguido ya la resolución por parte del Gobierno, habiendo iniciado ya el proceso de desmantelamiento (Aboño y Es Murterar son las únicas de las que no se ha solicitado el cierre íntegro):

Estado	Número
Número de centrales a comienzos de 2017	15
Centrales de las que se ha solicitado el cierre	13
Centrales con Evaluación de Impacto Ambiental	12
Centrales con informe de la CNMC	13
Resolución de cierre favorable	11

El tiempo necesario para obtener la Resolución de cierre ha variado sustancialmente entre las diferentes solicitudes de cierre, con una media de 652 días (1,8 años) y un máximo de 1.003 días (2,75 años) en el caso de la central de Lada.  

1.1     Proyectos alternativos

Conscientes del impacto que el cierre de las centrales térmicas tendrá en las zonas afectadas, el Gobierno, las Comunidades Autónomas y algunos de los operadores de las centrales térmicas han apostado por impulsar proyectos alternativos en estas zonas. Así pues, algunos de estos proyectos son:

1. Aboño (EDP): se ha previsto mantener el grupo II, de 562 MW con el objetivo de quemar gases siderúrgicos de la planta de ArcelorMittal [17]. No se prevé ninguna inversión firme por el cierre del grupo I [18].
2. Anllares (Naturgy y Endesa): no parece haber un plan alternativo [18].
3. Compostilla II (Endesa): Endesa ha planteado la construcción de 390 MW de energía renovable, lo que supondría una inversión de 341 millones de euros [19] así como la instalación de la primera planta de reciclaje de palas de aerogeneradores de España en colaboración con la empresa PreZero [20].
4. Es Murterar (Endesa): no parece haber un proyecto alternativo para la central, que según los planes de la propietaria y a pesar de no haber solicitado aún el cierre de los últimos grupos en funcionamiento no generará más electricidad a partir de 2026, cuando entrará en funcionamiento el segundo enlace a Mallorca [21].
5. Guardo (Iberdrola): se han impulsado diferentes iniciativas de innovación ciudadana, formación… asimismo, se ha planeado una planta de valorización de los residuos de la central y varios proyectos de generación fotovoltaica por 300 millones de euros [22].
6. La Robla (Naturgy): se anunció un proyecto de biorrefinería por parte de E.A. Green Energy, misma empresa que iba a construirlo en Barcial del Barco, sin embargo, parece que ha habido problemas por parte de la Administración [23]; se habían instalado ya sistemas de desulfuración y desnitrificación.
7. Lada (Iberdrola): se han realizado propuestas para mantener el empleo durante el desmantelamiento, pero no parece haber otros proyectos alternativos [18].
8. Litoral (Endesa): se habrían recibido varias expresiones de interés de proyectos alternativos [24].
9. Los Barrios (Viesgo): no parece haber proyectos alternativos.
10. Meirama (Naturgy): la propietaria ha propuesto la construcción de dos parques eólicos por una potencia de 70M€ y de una planta de biogás [25]; también se han propuesto otros proyectos en las cercanías, como una planta de bombeo usando el lago de la antigua mina.
11. Narcea (Naturgy): no parece haber proyectos alternativos.
12. Puente Nuevo (Viesgo): se ha planificado la construcción de varias plantas fotovoltaicas en las inmediaciones, una planta fotovoltaica flotante y una planta de biomasa [26].
13. As Pontes de García Rodríguez (Endesa): además de la propuesta de impulsar dos proyectos de bombeo hidráulico y varios parques eólicos, también se ha propuesto dos plantas de hidrógeno y una fábrica de neumáticos.
14. Soto de Ribera (EDP): la promotora está realizando varios proyectos para mitigar el impacto como una pequeña central hidroeléctrica y proyectos de generación de electricidad de otros tipos (eólica, fotovoltaica…), así como de hidrogeno [27].
15. Teruel o Andorra (Endesa): la propietaria planeó invertir 1.487 millones de euros en diferentes proyectos renovables, de entre los que destaca un parque eólico de 139 MW, una planta fotovoltaica de 1.585 MW y un sistema de almacenamiento de 160 MW [28].

Además de estos proyectos, las empresas se han comprometido en varios casos hacer uso de los trabajadores de los actuales trabajadores de la central para realizar el desmantelamiento, con lo que el impacto en el empleo será gradual. Sin embargo, los proyectos de generación de energía renovable no requieren gran cantidad de trabajadores, por lo que es muy posible que no sean capaces de absorber todos los trabajadores que se verán afectados por el cierre de las centrales.

1.2     Puesta en funcionamiento de las centrales

A pesar de la coyuntura explicada anteriormente y de las solicitudes de cierre, recientemente se han vuelto a poner en funcionamiento varias centrales eléctricas de carbón [29]. Esto ha sido posible debido al reciente incremento en los precios del gas y a que, dado que la Resolución sobre el cierre de las plantas todavía no ha sido emitida, estas tienen todavía autorización para generar electricidad siempre que cumplan la Directiva de Emisiones Industriales y paguen los correspondientes derechos de emisión.

Dicho esto, no parece que ninguna de las centrales que todavía no ha obtenido la autorización haya paralizado el proceso de cierre.

2      Conclusión

El cierre de las centrales térmicas de carbón se ha debido a un conjunto de factores, de entre los que el aspecto normativo es claramente preponderante. Las medidas de reducción de las emisiones industriales y las de mitigación del cambio climático han hecho que las grandes eléctricas hayan decidido optar por finalizar su producción.

Asimismo, los expedientes de cierre han seguido el procedimiento establecido en la Ley y han tenido en cuenta diferentes aspectos, como los condicionantes medioambientales, la seguridad de suministro y la competencia, por lo que no parece probable que haya que temer apagones por falta de generación eléctrica. Otro aspecto diferente es el del incremento de la dependencia de un solo combustible, el gas, que como estamos viendo en la actualidad, es un problema estratégico.

Dicho todo esto y a pesar de que la Unión Europea ha destinado una importante suma de dinero en políticas destinadas a mitigar los efectos del cierre de estas centrales, al menos en el caso de España, no parece que haya habido mucho éxito en su uso, ya que no hay un gran número de zonas en las que se haya instalado un proyecto empresarial que pueda hacer frente al cierre de las centrales de carbón.

3      Bibliografía

[1]	Thomas Bruckner (Germany), Lew Fulton (USA), Edgar Hertwich (Austria/Norway), Alan McKinnon (UK/Germany), Daniel Perczyk (Argentina), Joyashree Roy (India), Roberto Schaeffer (Brazil), Steffen Schlömer (Germany), Ralph Sims (New Zealand), Pete Smith (UK), Ryan Wiser (USA), «Annex III: Technology-specific Cost and Performance Parameters,» de Fifth Assessment Report, International Panel of Climate Change, 2014, p. 1335.
[2]	Fundación Endesa, «As Pontes – Fundación Endesa,» [En línea]. Available: https://www.fundacionendesa.org/es/biodiversidad/educaspontes/as-pontes-historia. [Último acceso: 17 marzo 2022].
[3]	Parlamento Europeo y Consejo, Directiva 2010/75/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 24 de noviembre de 2010, sobre las emisiones industriales, Bruselas: Diario Oficial de la Unión Europea, 2010.
[4]	Vicepresidencia tercera del Gobierno, Ministerio para la Transició Ecológica y el Reto Demográfico, «Anexo,» de Plan Nacional Transitorio, 2016.
[5]	Comisión Europea, «National Energy and Climate Plans: Member State contributions to the EU’s 2030 climate ambition,» septiembre de 2020.
[6]	Ministerio para la Transición Ecológica, «Plan Nacional Integrado de Energía y Clima,» 2020.
[7]	Eurostat, «Renewable energy statistics,» Eurostat, enero 2022. [En línea]. Available: https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Renewable_energy_statistics. [Último acceso: 17 marzo 2022].
[8]	Gobierno de España, «España cumple los objetivos europeos de renovables y eficiencia energética en 2020,» 27 diciembre 2021. [En línea]. Available: https://www.lamoncloa.gob.es/serviciosdeprensa/notasprensa/transicion-ecologica/Paginas/2021/271221-objetivos-cumplidos-2020.aspx#:~:text=Objetivo%20de%20eficiencia%20energ%C3%A9tica&text=El%20consumo%20de%20energ%C3%ADa%20primaria,un%20total%20de%2079.43. [Último acceso: 17 marzo 2022].
[9]	Europa Press, «Endesa invierte 220 millones para adaptar la térmica de As Pontes a la normativa de emisiones,» Europa Press, 13 marzo 2018.
[10]	Consejería de Hacienda y Financiación Europea, «Sánchez Maldonado destaca la inversión de 250 millones de Endesa para adaptar su central térmica de Carboneras,» Junta de Andalucía, 24 abril 2017.
[11]	B. A. Besga, Información privilegiada de Endesa comunida a la CNMC, Madrid: Consejo de Administración de Endesa, 2019.
[12]	Jefatura del Estado, Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, Boletín Oficial del Estado, 2013.
[13]	Ministerio de Economía, Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, Boletín Oficial del Estado, 2001.
[14]	Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, «Acuerdo por el que se emite informe sobre la propuesta de resolución de la D.G. de Política Energética y Minas por la que se autoriza a Viesgo Producción, S.L. el cierre de la central térmica de Los Barrios, en el término municipal de Los Barrios (Cádiz),» Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, 2020.
[15]	Jefatura del Estado, Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental, Boletín Oficial del Estado, 2013.
[16]	Parlamento Europeo y Consejo Europeo, Regulation (EU) 2021/1056 of the European Parliament and of the Council of 24 June 2021 establishing the Just Transition Fund, Diario Oficial de la Unión Europea, 2021.
[17]	Europa Press, «EDP acelera el fin de sus centrales de carbón y pedirá el cierre de su central de Soto,» Europa Press, 14 julio 2020. [En línea]. Available: https://www.europapress.es/economia/noticia-edp-acelera-fin-centrales-carbon-pedira-cierre-termica-soto-20200714100022.html. [Último acceso: 17 marzo 2022].
[18]	N. A. Erausquin, «Los planes alternativos a las térmicas se atascan y complican la transición justa comprometida,» El Comercio, 5 febrero 2022. [En línea]. Available: https://www.elcomercio.es/economia/planes-alternativos-termicas-20220206225307-nt.html. [Último acceso: 17 marzo 2022].
[19]	J. G. Navarro, «La CNMC autoriza el cierre de las centrales de carbón de La Robla y Compostilla II, en León,» ABC, 28 abril 2020. [En línea]. Available: https://www.abc.es/economia/abci-cnmc-autoriza-cierre-centrales-carbon-robla-y-compostilla-leon-202004281238_noticia.html. [Último acceso: 17 marzo 2022].
[20]	Endesa, «Endesa y PreZero España construirán la primera planta de reciclaje de palas eólicas de la Península Ibérica con el apoyo de GE Renewable Energy,» Endesa, 31 enero 2022. [En línea]. Available: https://www.endesa.com/es/prensa/sala-de-prensa/noticias/eficiencia-energetica/economia-circular/primera-planta-reciclaje-palas-eolicas-peninsula-iberica. [Último acceso: 17 marzo 2022].
[21]	La Vanguardia, «La central térmica de Es Murterar (Mallorca) cierra sus dos unidades más contaminantes,» 30 diciembre 2019. [En línea]. Available: https://www.lavanguardia.com/local/baleares/20191230/472609170402/la-central-termica-de-es-murterar-cierra-sus-dos-unidades-mas-contaminantes.html. [Último acceso: 19 marzo 2022].
[22]	Somos Palencia, «Iberdrola realizará en Velilla el mayor complejo fotovoltaico de la Comunidad,» Somos Palencia, 19 junio 2020. [En línea]. Available: https://www.somospalencia.es/iberdrola-realizara-en-velilla-el-mayor-complejo-fotovoltaico-de-la-comunidad/. [Último acceso: 19 marzo 2022].
[23]	elDiario.es, «Un «presunto crimen», así denuncian ante los Tribunales de la Junta por el bloqueo de la biorrefinería de Barcial y La Robla,» 7 febrero 2022. [En línea]. Available: https://ileon.eldiario.es/actualidad/region_leonesa/126040/un-presunto-crimen-asi-denuncian-ante-los-tribunales-a-la-junta-por-el-bloqueo-de-la-biorrefineria-de-barcial-y-la-robla. [Último acceso: 19 marzo 2022].
[24]	«Endesa solicita el cierre de las centrales de carbón de As Pontes y Carboneras,» Europa Press, 27 diciembre 2019. [En línea]. Available: https://www.europapress.es/economia/noticia-endesa-solicita-cierre-centrales-carbon-as-pontes-carboneras-20191227144323.html. [Último acceso: 19 marzo 2022].
[25]	T. Longueira, «Naturgy estudia invertir 10 millones en una planta de biogás en Meirama,» La Voz de Galicia, 28 junio 2020. [En línea]. Available: https://www.lavozdegalicia.es/noticia/carballo/2020/06/28/naturgy-estudia-invertir-10-millones-planta-biogas-meirama/0003_202006C28C1995.htm. [Último acceso: 19 marzo 2022].
[26]	ABC, «EDP invertirá 400 millones y creará 80 empleos para reconvertir la vieja central térmica de Puente Nuevo,» 19 julio 2021. [En línea]. Available: https://sevilla.abc.es/andalucia/cordoba/sevi-invertira-400-millones-y-creara-80-empleos-para-reconvertir-vieja-central-termica-puente-nuevo-202107090634_noticia.html. [Último acceso: 19 marzo 2022].
[27]	Javier Cuartas, «EDP recibe la autorización previa para su central hidráulica de Soto de Ribera,» AL Nueva España, 15 febrero 2022. [En línea]. Available: https://www.lne.es/economia/2022/02/15/edp-recibe-autorizacion-previa-central-62720046.html. [Último acceso: 15 marzo 2022].
[28]	Cinco Días, «Transición energética Endesa invertirá 1.800 millones en proeyctos renovables en Teruel y Compostilla,» Cinco Días, 7 junio 2020. [En línea]. Available: https://cincodias.elpais.com/cincodias/2019/12/12/companias/1576168177_274988.html.
[29]	Cadena SER, «Endesa reactiva un grupo de la central térmica de As Pontes para compensar, con carbón de importación, el aumento del precio de la energía,» Cadena SER, 16 marzo 2022. [En línea]. Available: https://cadenaser.com/2022/03/16/endesa-reactiva-un-grupo-de-la-central-termica-de-as-pontes-para-compensar-con-carbon-de-importacion-el-aumento-del-precio-de-la-energia/. [Último acceso: 17 marzo 2022].
[30]	Parlamento Europeo y Consejo de la Unión Europea, Directiva 2010/75/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 24 de noviembre de 2010 , sobre las emisiones industriales (prevención y control integrados de la contaminación) Texto pertinente a efectos del EEE, Diario Oficial de la Unión Europea, 2010.