Centrales de carbón

El carbón sigue siendo la mayor fuente individual de electricidad del mundo. Generó unos 10.500 TWh en 2025, un tercio del suministro mundial, pese al rápido crecimiento de la solar y la eólica. También es la mayor fuente individual de CO₂ ligado a la energía, con unos 15.000 millones de toneladas al año, y las centrales eléctricas se llevan la mayor parte. Donde el carbón se extrae en el propio país y las centrales ya están amortizadas, generar con él sale barato. Es gestionable y de él dependen economías mineras enteras. Por unidad generada, es también con diferencia la fuente de electricidad más mortífera, por la contaminación del aire.

Cómo funciona

Una central de carbón es una central de vapor (ciclo Rankine). El carbón se tritura en molinos hasta reducirlo a un polvo fino, se insufla en una caldera con aire precalentado y se quema a unos 1.300–1.700 °C. El calor pasa al agua que circula por miles de metros de tubos de caldera. El vapor a alta presión hace girar una turbina de varias etapas acoplada a un generador; después se condensa de nuevo en agua y se vuelve a bombear al circuito. Cuanto más caliente y a más presión esté el vapor, mayor es el rendimiento, y así se definen las principales clases de central.

Las emisiones por kWh dependen directamente del rendimiento y del contenido de carbono del combustible:

Con la misma cuenta se obtiene el consumo de carbón. Con 25 MJ/kg, el grupo del 38 % de rendimiento quema unos 0,38 kg de carbón por kWh, es decir, cerca de 3,3 millones de toneladas al año para un grupo de 1 GW al 100 % de carga. La calculadora de contenido energético de combustibles compara el poder calorífico de la hulla, el lignito y otros combustibles.

Principales variantes

Por encima de unos 22,1 MPa y 374 °C, el agua supera su punto crítico y pasa a vapor sin llegar a hervir. Las centrales supercríticas usan calderas de paso único diseñadas en torno a ese fenómeno. Los grupos ultrasupercríticos superan los 600 °C, y los mejores, en Japón, Dinamarca y China, declaran rendimientos netos de alrededor del 44–47 % (PCI). Cada escalón exige aceros de alta aleación más caros.

La IGCC (gasificación integrada en ciclo combinado) convierte el carbón en gas de síntesis, lo limpia y lo quema en una turbina de gas con un ciclo de vapor de cola, lo que facilita la captura de CO₂ antes de la combustión. Las plantas de demostración de Buggenum (Países Bajos), Puertollano (España), Polk y Wabash River (EE. UU.) y Edwardsport (Indiana) tuvieron una disponibilidad irregular. En Misisipi, el proyecto de Kemper County abandonó la gasificación en 2017 después de que los costes escalaran hasta unos 7.500 millones de dólares; hoy quema gas natural.

Lignito frente a hulla

El lignito (carbón pardo) tiene un poder calorífico de unos 5–15 MJ/kg y contiene un 30–60 % de humedad. Transportarlo no compensa, así que se quema en centrales a pie de mina en Alemania, Polonia, la República Checa, Grecia, los Balcanes, Turquía, Australia (Victoria) e Indonesia. Evaporar el agua resta rendimiento, y el lignito lleva más carbono por unidad de energía, por lo que sus grupos emiten normalmente 1,0–1,2 kg CO₂/kWh. Las minas a cielo abierto que los abastecen alteran más terreno que casi cualquier otra fuente de energía. La hulla (bituminosa, subbituminosa y antracita, con unos 20–32 MJ/kg) se comercia por mar. Indonesia y Australia son los mayores exportadores, y China, India, Japón y Corea los mayores importadores.

Rendimiento y factor de capacidad

Los grupos de carbón se construyeron para funcionar en carga base con un factor de capacidad del 70–85 %, pero en muchos mercados hoy funcionan mucho menos. Presionadas por el gas barato y las renovables, las centrales de carbón de Estados Unidos rondaron de media el 40–50 % en los últimos años (EIA). La flota china funcionó en torno al 50 % porque la potencia creció más deprisa que la demanda. Subir y bajar la carga de una central de carbón aumenta el desgaste, reduce el rendimiento y eleva las emisiones por kWh. El mínimo técnico suele estar en el 30–50 % de la potencia nominal, aunque las reformas hechas en Alemania, Dinamarca y China lo han rebajado. La calculadora de factor de capacidad traduce estas tasas de utilización a energía anual.

Costes

• Lazard LCOE+ 2024 (EE. UU., sin subvenciones, nueva construcción): 69–168 $/MWh. En Estados Unidos se proponen pocas centrales de carbón nuevas porque la eólica, la solar y el gas nuevos son más baratos.
• IEA/NEA Projected Costs 2020: el carbón nuevo suele situarse entre 75 y 120 $/MWh con una tasa de descuento del 7 % en los países de la OCDE. Las cifras incluyen un precio supuesto del carbono de 30 $/t, que suma unos 25–30 $/MWh. En China e India las centrales se construyen por mucho menos dinero por kW.
• NREL ATB / EIA AEO: costes de inversión instantáneos (overnight) de unos 3.500–4.500 $/kW para nuevas centrales de carbón pulverizado en Estados Unidos, y muy superiores con un 90 % de captura.

En las centrales existentes ya amortizadas lo que cuenta es el coste marginal: combustible, operación y mantenimiento variables y carbono. Con hulla a 100 $/t puesta en central (unos 4 $/GJ), el combustible cuesta unos 38 $/MWh. Un precio del carbono de 80 €/t añade unos 70 €/MWh. El EU ETS es la razón principal de que la generación con carbón en Europa se haya reducido más o menos a la mitad desde 2015. Analistas como Carbon Tracker han concluido que hacer funcionar muchas centrales de carbón existentes cuesta ya más que construir renovables nuevas. La calculadora de LCOE muestra cómo cambia el resultado con los precios del combustible y del carbono.

Suelo, agua y materiales

El carbón mueve mucho material y ocupa mucho terreno. Una central de 1 GW quema unos 3 millones de toneladas de hulla u 8–10 millones de toneladas de lignito al año, y deja cientos de miles de toneladas de cenizas y, donde hay desulfuradoras, yeso. Las balsas de cenizas han sufrido roturas catastróficas, como la de Kingston (Tennessee) en 2008. La minería de remoción de cimas en los Apalaches y las minas de lignito de Renania y Lusacia, en Alemania, han hecho desaparecer paisajes y pueblos enteros. El consumo de agua es alto. El estudio de NREL (Macknick et al., 2012) da un consumo mediano de unos 690 galones estadounidenses por MWh en las centrales de carbón con torre de refrigeración, y la refrigeración en circuito abierto capta volúmenes muchísimo mayores. En India y el norte de China, con estrés hídrico, esto ya condiciona dónde se pueden construir.

Emisiones de CO2 en el ciclo de vida

• IPCC AR5 WGIII Annex III (2014): mediana de 820 gCO2e/kWh para el carbón pulverizado, con un rango de 740–910.
• UNECE 2021: unos 750–1.100 gCO2e/kWh sin captura, según el tipo de carbón y la región. Con CCS el rango baja a unos 150–470 gCO2e/kWh, porque la captura nunca llega al 100 % y el metano de las minas aguas arriba sigue ahí.

El metano de las minas de carbón pesa mucho y a menudo se subestima. El Global Methane Tracker de la IEA estima que las emisiones de metano de la minería del carbón son comparables a las del sector del petróleo o del gas. Como referencia, el ciclo combinado de gas emite unos 490 g, y la nuclear y la eólica unos 10 g.

Seguridad e impactos sobre la salud

La mayor parte del daño del carbón viaja por el aire. Al quemarlo se liberan partículas finas (PM2.5), dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno (que después forman partículas secundarias y ozono), junto con mercurio, arsénico y otros metales traza. El resultado son cardiopatías, ictus, cáncer de pulmón y enfermedades respiratorias a cientos de kilómetros a sotavento.

• Markandya y Wilkinson (Lancet, 2007): unas 24,5 muertes por TWh para la hulla europea y 32,6 para el lignito, y muchas más enfermedades graves.
• Síntesis de Our World in Data: unas 24,6 muertes por TWh en el carbón, frente a 18,4 en el petróleo, 2,8 en el gas y unas 0,03 en la nuclear, la eólica y la solar.

Donde hay sistemas de control de la contaminación, el balance mejora mucho. La desulfuración de gases de combustión elimina el 90–98 % del SO₂, la reducción catalítica selectiva el 80–90 % de los NOx, y los precipitadores electrostáticos o los filtros de mangas más del 99 % de las partículas. La inyección de carbón activo captura el mercurio. La norma china de «emisiones ultrabajas» (unos 10/35/50 mg/Nm³ de polvo/SO₂/NOx), aplicada a la mayor parte de su flota desde 2015, contribuyó a una gran caída de las PM2.5 urbanas. Muchas centrales de India y del sudeste asiático siguen sin desulfuradora, y los plazos de cumplimiento indios se han aplazado una y otra vez. La minería añade su propio balance de víctimas por accidentes y neumoconiosis (pulmón negro).

Captura de carbono en centrales de carbón

Dos proyectos emblemáticos muestran lo que puede hacer la captura y lo difícil que resulta:

• Boundary Dam 3 (SaskPower, Canadá, 2014): una reforma de 110–115 MW netos diseñada para capturar alrededor de 1 Mt de CO₂ al año con un 90 % de eficacia. En los últimos años ha funcionado con fiabilidad, pero normalmente ha capturado bastante menos de lo previsto. Gran parte del CO₂ se vende para recuperación mejorada de petróleo.
• Petra Nova (W.A. Parish, Texas, 2017): capturaba el CO₂ de una corriente parcial equivalente a 240 MW, diseñada para unos 1,4 Mt al año, destinado a recuperación de petróleo. Se paró en 2020, cuando se hundieron los precios del crudo, y volvió a arrancar en 2023 con nuevos propietarios.

La captura consume el 20–30 % de la producción de una central en la regeneración del disolvente y la compresión. Sumada a la inversión, encarece la generación en torno a un 40–80 %, lo que deja el carbón con CCS por encima de la mayoría de las alternativas bajas en carbono.

Tendencias de cierre y perspectivas

La generación con carbón va hoy en dos direcciones según dónde se mire. La cuota del carbón en Gran Bretaña pasó de cerca del 40 % en 2012 a cero cuando cerró Ratcliffe-on-Soar el 30 de septiembre de 2024. En Estados Unidos, la generación con carbón ha caído más de la mitad desde su máximo de 2007, de unos 2.000 TWh, y su cuota está ya por debajo del 20 %. La producción con carbón de la UE se ha reducido más o menos a la mitad desde 2015. Alemania prevé abandonarlo en 2038 como muy tarde, y España, Italia y otros países lo harán antes.

En Asia, la cuota del carbón baja mientras la producción absoluta sigue subiendo. China genera más de la mitad de la electricidad mundial con carbón y aprobó unos 100 GW de nueva potencia de carbón al año en 2022–2023, según CREA y Global Energy Monitor. Oficialmente, esas centrales se presentan cada vez más como respaldo de las renovables y no como carga base. India obtiene cerca de tres cuartas partes de su electricidad del carbón y planea más altas para atender el crecimiento de la demanda. El informe Coal 2024 de la IEA prevé que la demanda mundial de carbón se estanque hasta finales de esta década, con el descenso chino compensando el crecimiento de India y el sudeste asiático.

La velocidad de salida del carbón depende de que haya capacidad de sustitución barata (solar, eólica, almacenamiento en baterías y gas natural), del precio del carbono, de la financiación para cierres anticipados como los acuerdos JETP de Sudáfrica, Indonesia y Vietnam, y del apoyo a las comarcas mineras. El mapa de centrales eléctricas muestra la flota de carbón que queda en el mundo, y la comparativa de tecnologías enfrenta sus costes y emisiones con los de las alternativas.