Las 10 mayores centrales térmicas de carbón de España

La demanda eléctrica nacional registró un descenso del 1,1% en 2014 respecto al ejericico precedente, al totalizar 258.117 GWh, de los que 243.530 GWh correspondieron a la demanda pensinsular (-1,2%), mientras que en el conjunto de los sistemas no peninsulares –Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla – la demanda de energía eléctrica se situó en GWh, con una tasa de variación negativa también del -0,8%. Como resultado, la demanda nacional registró una tasa de descenso global del 1,1% respecto a 2013.

En cuanto a la cobertura de la demanda, la nuclear fue la tecnología con mayor peso ya que cubrió el 22,0 % del total (un 21,2 % en 2013), le siguió la eólica, que aportó el 20,3 % de la demanda (un 21,2 % en 2013). El carbón aumentó su participación,  alcanzando el 16,5% (un 14,6 % en 2013). Otra tecnología que también tuvo mayor representatividad fue la hidráulica que,con un 15,5% del total, superó el ya de por si buen comportamiento que tuvo en 2013, cuando alcanzó un 14,2 % de la cobertura, duplicando la aportación que tuvo en el año 2012.

La producción de las centrales térmicas de carbón registró un crecimiento del 10,7%, lo que supuso un cambio de signo respecto al año anterior, cuando los niveles de generación de esta tecnología cayeron un 27,3 % respecto al 2012. Los datos de las centrales en 2014 se pueden apreciar en el siguiente cuadro:

La producción de las centrales térmicas de carbón fue de 44.064 GWh, cantidad que supuso un aumento del  10,7% respecto a los datos de generación de un año antes. Y el cambio de tendencia se está acentuando este año, en el que la sequía y la falta de viento ha hecho perder fuelle a las renovables a favor de los combustibles sólidos y, en particular del carbón. Como ya adelantó El Periódico de la Energía, durante el pasado mes de julio uno de cada cuatro GWh ha sido producido en las centrales térmicas de carbón. Han producido 6.536 GWh, es decir, el mes que más carbón se ha quemado en España desde 2007, según datos de Red Eléctrica.

Y de la producción de electricidad a partir de la quema de carbón, el 86,3% se lo reparten las 10 centrales térmicas que hoy presenta el periódico en este ranking exclusivo que recoge el Top 10 de la centrales térmicas de carbón en nuestro país. En él figuran cuatro centrales de Endesa, que copan los cuatro primeros puestos, tres de Gas Natural Fenosa, dos de EDP Energía, y una de Viesgo. Diez estrellas, que poco a poco, se irán apagando, pero que todavía siguen alumbrando con luz propia. Estas son su señas de identidad.

1. Central térmica de Puentes de García Rodríguez (As Pontes). 1.468,5 MW. Endesa

El complejo cuenta además con dos centrales hidroeléctricas (60 MW), el núcleo eólico de Tesouro (161 MW) y la central de ciclo combinado de gas natural (800 MW). Todo ello forma el centro generador más importante de España.

La central ha obtenido de AENOR el certificado de gestión ambiental ISO 14001, que acredita que sus actividades se realicen de forma respetuosa con el medio ambiente.

Actualmente As Pontes también cuenta con un lago, que fue creado para lograr la recuperación medioambiental de los terrenos que conformaron la mina de lignito de As Pontes, explotada a cielo abierto hasta el año 2007, con el fin de suministrar combustible a la central térmica. La central alcanzó una producción de 7.626 GWh en 2014.

2. Central de Compostilla II. 1.200 MW. Endesa

El emplazamiento de la central de Compostilla II, tiene su razón de ser por la proximidad del embalse de Bárcena, que aseguraba la disponibilidad de agua, así como por su cercanía a los centros mineros de la zona de El Bierzo, que aseguraban el combustible para la central.

En la década de los cuarenta, Endesa inicia la construcción de su primera central en España, en el término municipal de Ponferrada. Se trata de la central de Compostilla I, que entra en operación en 1949, con la puesta en marcha del grupo 1, y que llegó a contar con una potencia total de 167.000 kW. Esta central fue sustituida por la actual Compostilla II, cuyo primer grupo entró en funcionamiento en 1961.

Cinco años después de la puesta en marcha del grupo 1, entra en operación el grupo 2 de esta central, con una potencia de 141 MW. Ese mismo año, Endesa solicita una nueva ampliación que es autorizada en 1968. Esto permite que en 1972 se ponga en funcionamiento el grupo 3 de la central, con una potencia de 330 MW. En 1981 se conecta a la red el grupo 4 y en 1985 el grupo 5, de la misma potencia. Fue necesaria la construcción de torres de enfriamiento de agua para alimentar en circuito cerrado los condensadores de las turbinas, ya que el embalse de Bárcena quedó insuficiente para estas necesidades.

En los años noventa se instaló en la central un sistema de desulfuración de gases para la reducción de emisiones. La técnica de desulfuración elegida fue la del tipo "vía húmeda" que utiliza caliza como absorbente y produce yeso como resultado del proceso de desulfuración. Se trata de un proceso químico que permite capturar los óxidos de azufre producidos por la combustión del carbón y consiste en el lavado de los gases de salida de las calderas, rociándolos con una lechada de caliza.

En mayo de 2005, se contrató la instalación de un sistema de control avanzado de última generación para la optimización de los procesos de los grupos térmicos que permitirá reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno, así como la mejora paralela de la eficiencia energética de las calderas, con la consiguiente reducción de las emisiones de CO2. La central alcanzó una producción de 4.537 GWh en 2014.

3. Central térmica Litoral (Carboneras). 1.160 MW. Endesa

La central térmica Litoral es una central térmica convencional ubicada en el municipio de Carboneras (Almería), junto al mar Mediterráneo.  Consta de dos grupos generadores con una potencia total de 1.158,9 MW.

La instalación de esta central eléctrica ha tenido un importante impacto en los sistemas socioeconómicos andaluz y almeriense, especialmente en la zona de Carboneras.

La central ha obtenido de AENOR el certificado de gestión ambiental ISO 14001, que acredita que sus actividades se realicen de forma respetuosa con el medio ambiente.

El grupo 1 se conectó a la red a finales de 1984, entrando en explotación comercial en febrero de 1985. El 1 de mayo de 2011 se reconoció el aumento de potencia nominal de dicho grupo desde 550 MW a 577 MW.

El grupo 2 recibió la autorización para su construcción de la Dirección General de la Energía al mismo que tiempo que el Grupo 1, si bien su construcción se paralizó hasta 1993. El 24 de agosto de 1997 comenzó la operación comercial de dicho grupo y el 1 de junio de 2000 se reconoció el aumento de potencia nominal desde 550 MW a 582 MW.

La obra civil de la Terminal Portuaria, autorizada también por la Dirección General de la Energía, comenzó en julio de 1982. Dos años más tarde, en septiembre de 1984, se produjo la primera descarga de carbón.

En 1999 tuvo lugar la puesta en funcionamiento de la segunda Terminal Portuaria y, ese mismo año, se amplió la capacidad de transporte del circuito Puerto-Parque de central. La central alcanzó una producción de 5.912 GWh en 2014.

4. Central de Andorra (Teruel).  1.101 MW.  Endesa

La central térmica Teruel, más conocida como central térmica de Andorra, es una central termoeléctrica, que utiliza el carbón de lignito como combustible, propiedad de Endesa. Está situada en el municipio de Andorra, en la provincia de Teruel (España). Entró en funcionamiento en el año 1981 y tiene una potencia de 1.101,4 MW.

La chimenea de la central térmica de Andorra tiene una altura de 343 metros; y el lignito empleado como combustible contiene alrededor de un 7% de azufre. La central consta de tres grupos de generación, cada uno de los cuales con una capacidad de 350 MW. En 1992 la central térmica de Andorra fue equipada con filtros que eliminarían más del 90% del dióxido de azufre generado en la combustión en 2008, según fuentes de la propia Endesa.

La central consta de un almacenamiento de carbón, una chimenea, una instalación de elevación de cenizas y tres grupos de generación. Cada uno de los grupos de generación tiene una potencia de 350 MW y dispone de una caldera, turbina y torre de refrigeración independiente. La central cerró 2014 con una producción de 5.001 GWh, cantidad sustancialmente superior a 3.700 registrados un año antes.

5. Central de Aboño. 921 MW. EDP Energía

Está situada en el valle del mismo nombre, entre los municipios de Gijón y Carreño, a dos kilómetros del puerto del Musel, y dispone de un enlace, mediante cinta transportadora, con el Parque de Carbones de Aboño. Su proximidad con la Factoría de Aceralia en Veriña, le permite aprovechar los excedentes de gases siderúrgicos procedentes de la misma. La central termoeléctrica de Aboño es una instalación convencional de 921,7 MW. Posee dos unidades generadoras : Aboño- 1, de 365,5 MW de potencia, puesta en servicio el 15 de marzo de 1974, y Aboño- 2, de 556,2 MW de potencia, puesta en servicio el 23 de septiembre de 1985. Ambas unidades pueden usar simultáneamente varios combustibles, tanto sólidos como líquidos y gaseosos. Como carbón consumen hullas nacionales e importadas; el fueloil es el pesado nº 2 de Campsa; los gases son de horno alto y de batería de coque, excedentes de Aceralia.

La primera fase (Aboño-1) en servicio desde el 15 de marzo de 1974, es una unidad monobloque de 365,5 MW, con turbina de 3 cuerpos con 42 escalonamientos y 7 extracciones de vapor, en ciclo de Hirn a 166 bar y 538ºC con recalentamiento intermedio y con presión final de 0.058 bar.

La segunda fase (Aboño 2), en servicio desde el 23 de septiembre de 1985, es una unidad monobloque de 556,2 MW, con turbina de 4 cuerpos con 38 escalonamientos y 8 extracciones de vapor, en ciclo de Hirn a 166 bar y 538ºC con recalentamiento intermedio y con presión final de 0,043 bar. La central alcanzó una producción en 2014 de 5.455 GWh.

6. Central térmica de La Robla. 655 MW. Gas Natural Fenosa

La Central térmica de La Robla es una instalación termoeléctrica de ciclo convencional alimentada con carbón, situada junto al río Bernesga, en el término municipal de La Robla, en la provincia de León (España). Consta de 2 grupos térmicos de 284,2 y 370,7 MW. Es propiedad de la empresa Gas Natural Unión Fenosa.

La central se encuentra ubicada en un lugar estratégico, con buenas comunicaciones por carretera y ferrocarril, a una altitud  de 945 metros y a una distancia de 25 km de la capital provincial, León. Se localiza junto al río Bernesga, del que toma el agua para su refrigeración.

El Grupo 1 fue conectado a la red el 2 de septiembre de 1971, y tiene una potencia nominal de 270 MW, mientras que el Grupo 2, de 350 MW, comenzó a funcionar el 10 de noviembre de 1984.

El carbón que consume procede principalmente de las cercanas cuencas de Santa Lucía, Ciñera y Matallana, que llega a la central por carretera y cinta transportadora. El consumo medio está estimado en unas 6.000 T diarias. La central dispone de una playa de vías que facilita el acceso del mineral a la misma. La refrigeración se realiza a través del sistema de torre y toma el agua de una pequeña presa construida en el cauce del río Bernesga. La torre del Grupo 1 fue la primera construcción de este tipo para una térmica en España

La central está conectada a la red eléctrica nacional de transporte en alta tensión, y enlaza con los principales centros de generación de Asturias y León. Dispone de dos chimeneas de salida de humos, la del Grupo 1 de 120 m y la del Grupo 2 de 200 m de altura.  La térmica es propiedad al 100% de Gas Natural. En 2007, la empresa anunció su intención de ampliar la planta, con la construcción de un ciclo combinado alimentado con gas natural. La producción de la central alcanzó los 1.675 GW en 2014.

7. Central Térmica Soto de la Ribera. 604 MW. EDP Energía

La Central Térmica de Soto de Ribera está ubicada en el concejo de Ribera de Arriba (Asturias), aguas abajo de la confluencia de los ríos Nalón y Caudal. Dista unos 7Km. de Oviedo, y el nivel del suelo se sitúa a la cota 126,50 metros.

Está constituida en la actualidad por dos unidades generadoras que utilizan carbón como combustible: Soto 2, de 254 MW de potencia instalada, puesta en servicio el 28 de septiembre de 1967; y Soto 3, de 361 MW, puesta en servicio el 8 de agosto de 1984. El Ministerio de Industria aprobó, en noviembre de 2007, el cierre del Grupo I, después de haber funcionado 191.130 horas en sus cuarenta años de existencia.

La central cuenta, además, con dos nuevos grupos de ciclo combinado, Soto 4  y Soto 5. Ambas instalaciones, que utilizan gas natural como combustible principal, cuentan con una potencia instalada de 432 y 434 MW respectivamente, pero no se han contabilizado en este ranking de centrales de carbón, por lo que sólo se han tenido en cuenta las dos unidades de carbón, con una potencia conjunta de 604 MW, que alcanzaron una producción de 1.463 GWh en 2014.

8. Central térmica de Narcea. 596 MW. Gas Natural Fenosa

La central térmica del Narcea o de Soto de la Barca, es una instalación termoeléctrica de ciclo convencional situada junto al río Narcea, en el municipio de Tineo (Asturias). Posee tres  grupos térmicos de 55,5, 166,6 y 364,1 MW, respectivamente.

La central comenzó a gestarse a principios de la década de 1960, por iniciativa del inversor asturiano Higinio González-Mayo, con la finalidad de aprovechar el carbón extraído en las minas de la cuenca alta del río Narcea y de la zona norte de la provincia de León. La empresa entonces denominada Hidroeléctrica de Moncabril, eligió como ubicación unos terrenos adyacentes al río Narcea, en la cola del embalse de La Barca.

En el proyecto inicial, se preveía la construcción de dos grupos térmicos, que se denominarían Narcea 1 y Narcea 2, de 55,5 y 166,6 MW respectivamente. El primero entró en servicio en 1965, mientras que el segundo, lo hizo en 1969. A finales de la década de 1970, y debido a la creciente demanda de energía eléctrica, la empresa propietaria decidió la construcción de un nuevo grupo, Narcea 3, de 364,1 MW, que entró en funcionamiento en 1984.5

Hidroeléctrica de Moncabril fue absorbida por Unión Eléctrica Madrileña pasando sus activos a depender de la compañía de Madrid. En 1982, Unión Eléctrica Madrileña llega a un acuerdo de fusión con la gallega Fuerzas Eléctricas del Noroeste (FENOSA), resultando Unión Fenosa, propietaria de la instalación hasta 2009, cuando fue absorbida por Gas Natural.

La central, está diseñada para utilizar como combustible el carbón de la cuenca del río Narcea, concretamente de las minas de los concejos de Tineo, Cangas del Narcea, Degaña e Ibias, y también de la zona leonesa de Villablino. El carbón extraído en estas áreas es mayoritariamente antracita, y, en menor medida, hulla, con alto contenido en cenizas y bajo en volátiles. Debido al descenso de producción del carbón nacional, la tendencia es a utilizar carbón importado.

La central, dispone de dos parques de carbones para su almacenamiento, con capacidad para 120.000 toneladas. Especialmente durante los procesos de arranque de los grupos térmicos, se utiliza gasoil y fueloil como combustible. Las calderas, son de diseño Foster Wheeler en los grupos 1 y 2, y de Balcke Durr en el grupo 3, mientras que los alternadores son Parsons en el grupo 1 y ABB en los grupos 2 y 3.

La energía eléctrica generada es evacuada a través de redes eléctricas de 132 y 400 kV. En el año 2000, la central alcanzó su récord de producción, con 3.855 GWh. En 2014, la producción apenas alcanzó los 916 GWh.

9. Central térmica de Los Barrios. 589 MW. Viesgo

Los Barrios es una central térmica convencional de carbón que se encuentra en el término municipal de Los Barrios (Cádiz) y cuenta con una potencia de 567,5 MW. La propietaria inicial y desarrolladora del proyecto de su construcción fue la compañía Sevillana de Electricidad, que posteriormente fue absorbida por Endesa. En junio de 2008, la compañía E.ON, en la operación de adquisición de Electra de Viesgo y activos de Endesa, compró a esta última un paquete consistente en la Central Térmica de Los Barrios (567,5MW), y la Central térmica de Tarragona de ciclo combinado (395 MW). La transacción se cerró por una cantidad total de 769 millones de Euros por ambas centrales.

La central de Los Barrios consta de un grupo térmico destinado a la producción de energía eléctrica, con una potencia instalada de 567,5 MW. La central utiliza como combustible el carbón de importación tipo hulla, con excelentes cualidades técnicas y medioambientales (alto poder calorífico y bajo contenido de azufre). Las principales procedencias del carbón son Sudáfrica (70%) y Colombia (30%), aunque se han utilizado carbones procedentes de EE. UU., Australia e Indonesia.

Durante los años 2007-2008, se realizaron en la central una serie de reformas para aumentar la potencia de producción, mejorar la eficiencia económica por Kw producido y reducir las emisiones de CO2 y SO2 a la atmósfera. La inversión total fue de 101 millones de euros. La producción de la central fue de 3.001 GWh en 2014, aunque la media durante sus años de vida ha sido de 3.200 GWh.

10. Central térmica de Meirama. 580 MW. Gas Natural Fenosa

La central de Meirama es una instalación termoeléctrica de ciclo convencional situada en la parroquia de Meirama, en el término municipal de Cerceda, en la provincia de A Coruña. Consta de un grupo térmico de 563 MW que produce energía eléctrica a partir de la combustión de carbón. Es propiedad de Gas Natural Fenosa, y se encuentra a 31 km de la ciudad de La Coruña.

La térmica de Meirama fue puesta en funcionamiento en diciembre de 1980, siendo considerada en aquel momento una de las más importantes del país, con un coste de 60.000 millones de pesetas. Se construyó en las proximidades de un yacimiento de lignito, con el objetivo de aprovechar este combustible para generar electricidad, en un principio , para el mercado gallego. Las reservas de la mina se estimaron en 85 millones de toneladas, y a causa de su paulatino agotamiento y su alta contaminación fue siendo sustituido como

La central cuenta con un generador de vapor (Balcke - Dürr y Babcock & Wilcox), un circuito de refrigeración y un turboalternador (ABB y MTM), con una capacidad de generación de hasta 563 MW. Su construcción se llevó a cabo entre 1976 y 1980, siendo conectada a la red eléctrica el 20 de octubre de 1980. La evacuación de gases se realiza a través de una chimenea de 200 metros de altura, con un diámetro de 18 metros en la base y 11 en la boca.

Desde su puesta en funcionamiento ha generado una media de 2.941 GWh al año, alcanzando su producción máxima en 2000 con 3.724 GWh. La central alcanzó una producción en 2014 de 2.433 GWh.