Centrales de petróleo

El petróleo fue en su día un combustible habitual en las centrales eléctricas. En 1973 aportaba cerca de una cuarta parte de la electricidad mundial (IEA). En 2025 su cuota había caído a un 2,6 %, unos 840 TWh (Ember/OWID). Sobrevive en nichos donde sus viejas ventajas siguen contando: densidad energética, facilidad de almacenamiento y transporte, y motores que se pueden instalar casi en cualquier sitio. Hablamos de redes insulares, minas y aldeas remotas, generación de respaldo, puntas de emergencia y un puñado de países ricos en petróleo que queman crudo y fuelóleo en verano. En casi todos los demás casos, quemar petróleo es la forma más cara de producir electricidad a gran escala.

Cómo funciona

El petróleo llega a la red por tres vías principales.

Motores alternativos (grupos electrógenos diésel). Un motor de encendido por compresión mueve un alternador. Los tamaños van desde equipos portátiles de 5 kW hasta centrales formadas por motores de velocidad media de 10–20 MW que queman gasóleo, fuelóleo pesado o, cada vez más, mezclas bicombustible con gas natural. Los motores grandes alcanzan un rendimiento eléctrico del 42–48 %. Los grupos pequeños trabajan al 30–40 % a plena carga y mucho peor a carga parcial.

Centrales de vapor de fuelóleo. Una caldera quema fuelóleo pesado o crudo y produce vapor para un ciclo Rankine, de forma muy parecida a una central de carbón. Muchas se construyeron en los años sesenta y a principios de los setenta, cuando el fuelóleo era barato. Suelen rendir un 33–38 %. Siguen en servicio grandes parques en Arabia Saudí, Kuwait, Irak, Irán y Japón. Algunas, por ejemplo en Japón, se mantienen sobre todo como reserva.

Turbinas de combustión con combustible líquido. Las turbinas de gas pueden quemar gasóleo o crudo ligero, como combustible principal donde no hay gas o como combustible de respaldo cuando se interrumpe el suministro de gas. En ciclo abierto rinden un 30–40 %, y los ciclos combinados con petróleo pueden acercarse al 50 %.

Tanto el coste como las emisiones se derivan del consumo específico de combustible (SFC):

El gasóleo tiene un poder calorífico inferior de unos 43 MJ/kg, o unos 36 MJ por litro. El fuelóleo pesado ronda los 40 MJ/kg, y el crudo unos 42 MJ/kg. La calculadora de contenido energético de combustibles convierte entre litros, barriles, toneladas y kWh de productos petrolíferos y los compara con el gas y el carbón.

Principales variantes

Los factores de emisión que hay detrás de estas cifras son los valores por defecto del IPCC 2006: unos 74,1 kg CO₂/GJ para el gasóleo, 77,4 para el fuelóleo residual y 73,3 para el crudo. Eso coloca al petróleo entre el gas natural (unos 56) y el carbón (95–101).

Fuelóleo pesado

El fuelóleo pesado es lo que queda en el fondo de la refinería. Es viscoso, hay que calentarlo a unos 100–150 °C para bombearlo y atomizarlo, y es más barato por GJ que los destilados. Suele llevar un 1–3,5 % de azufre, junto con vanadio, níquel y cenizas. Sin desulfuración de gases de combustión ni control de partículas, las centrales de HFO están entre las más contaminantes por kWh. El límite de azufre de la OMI de 2020 para el combustible marítimo (0,5 %) redujo la demanda de fuelóleo de alto contenido en azufre en el transporte marítimo y desvió parte de él hacia centrales de Oriente Medio y el sur de Asia.

Dónde sigue funcionando la generación con petróleo

Redes insulares y aisladas. Las islas sin gasoductos ni recursos hidráulicos dependen a menudo casi por completo del gasóleo y el fuelóleo importados. Es el caso de buena parte del Caribe, los Estados insulares del Pacífico, las islas Canarias y Baleares (en parte), Chipre y comunidades remotas del Ártico, Australia y Alaska. Hawái todavía genera con derivados del petróleo la mayor parte de su electricidad (EIA), lo que le da los precios eléctricos más altos de todos los estados de EE. UU. Sus eléctricas tienen todos los motivos para apostar por la energía solar, el almacenamiento en baterías y la eólica. Cada kWh solar sustituye combustible que cuesta 0,20–0,40 $, así que incluso un sistema modesto de solar con almacenamiento se amortiza rápido. La calculadora de solar con baterías permite modelar este tipo de sistema híbrido.

Oriente Medio. Arabia Saudí, Irak, Kuwait e Irán queman crudo, fuelóleo y gasóleo para generar electricidad, con una fuerte punta estival provocada por el aire acondicionado. Los datos de JODI muestran que, en la mayoría de los años recientes, el crudo que Arabia Saudí quema directamente sube varios cientos de miles de barriles diarios entre la primavera y la punta de julio y agosto. Cada barril quemado en casa es un barril que no se vende fuera a precios internacionales, un intercambio caro. Los planes saudíes de pasar a generar en torno a la mitad con gas y la otra mitad con renovables en 2030 buscan, sobre todo, liberar crudo para la exportación.

Puntas y respaldo de emergencia. Las turbinas y los grupos de vapor de petróleo del noreste de EE. UU., Japón y partes de Europa solo funcionan durante olas de frío extremo o crisis de suministro. En las puntas invernales de Nueva Inglaterra, el petróleo puede cubrir brevemente una parte importante de la producción cuando el gas por gasoducto se destina a calefacción. Tras el accidente de Fukushima de 2011, Japón aumentó con fuerza la generación con petróleo para sustituir los reactores parados, con un coste enorme para su balanza comercial. Hospitales, centros de datos y emplazamientos de telecomunicaciones mantienen un parque inmenso de grupos diésel de respaldo que rara vez funcionan.

Redes frágiles. En zonas de Nigeria, Líbano, Irak, Pakistán y otros países, la falta de fiabilidad de la red ha llevado a hogares y empresas a instalar millones de pequeños grupos de gasóleo y gasolina. En algunos países su potencia conjunta rivaliza con la de la red nacional, y sus humos empeoran un aire urbano que ya era malo.

Rendimiento y factor de capacidad

La mayor parte de la potencia de petróleo apenas funciona. En EE. UU., las turbinas de vapor y de combustión que queman derivados del petróleo suelen registrar factores de capacidad de pocas unidades porcentuales, hasta un 10 % como mucho (EIA). Sus propietarios las mantienen por fiabilidad, no por la energía. Las centrales de motores de las islas son la excepción y funcionan día y noche, a menudo con una utilización del 40–70 %. Los grupos pequeños pierden buena parte de su rendimiento a baja carga, algo muy habitual en los sistemas híbridos en los que la solar cubre la demanda del mediodía. El consumo de combustible por kWh al 25 % de carga puede ser un 30–60 % mayor que a plena carga. La calculadora de factor de capacidad muestra las pocas horas equivalentes a plena carga que acumulan las centrales de punta.

Costes

Los grandes estudios de LCOE (Lazard, IEA/NEA, NREL ATB) ya no suelen modelar centrales nuevas de petróleo a escala de red, porque casi nadie las construye. Lo que marca el coste es el combustible:

• Con el crudo a 80 $/barril, el combustible cuesta unos 13–14 $/GJ. En una central de vapor con un rendimiento del 35 %, eso supone unos 135–145 $/MWh solo en combustible.
• Con el gasóleo puesto en destino a 0,80–1,30 $ por litro, un grupo que consume 0,27 L/kWh gasta 0,22–0,35 $/kWh en combustible. Las islas y minas remotas suman transporte, almacenamiento y manipulación.
• Los estudios sobre islas de IRENA y del Banco Mundial recogen de forma habitual costes de generación diésel de 0,25–0,50 $/kWh o más, frente a un LCOE de la solar a escala de red que hoy suele estar por debajo de 0,05 $/kWh.

La inversión es barata, unos 500–1.000 $/kW en centrales de motores, por lo que los grupos de petróleo siguen siendo la opción más económica para potencia que solo funciona unas pocas horas al año. Compara una central con combustible caro e inversión baja con la solar o la eólica en la calculadora de LCOE.

Por qué se hundió la cuota del petróleo

Las crisis del petróleo de 1973–74 y 1979–80 multiplicaron el precio del crudo por diez en menos de una década. Los Gobiernos de la OCDE respondieron con medidas políticas. La IEA, fundada en 1974, impulsó la diversificación de combustibles. La Powerplant and Industrial Fuel Use Act estadounidense de 1978 restringió el uso de petróleo y gas en las centrales nuevas, y Francia, Japón y otros países lanzaron grandes programas nucleares. Las eléctricas se pasaron al carbón, a la nuclear y, más tarde, al gas natural. El petróleo valía más en el transporte y la petroquímica, donde era difícil sustituirlo, así que la generación eléctrica fue el primer uso en desaparecer.

Suelo, agua y materiales

Las centrales de petróleo ocupan poco espacio. Las de motores necesitan poca agua de refrigeración y a menudo usan radiadores. Las de vapor tienen unas necesidades de agua por MWh parecidas a las del carbón. La huella más amplia está aguas arriba, en la extracción, el refino y el transporte en petroleros, y en el riesgo de vertidos. Las largas cadenas de suministro de combustible hasta emplazamientos remotos cuestan dinero y añaden riesgo: las islas pueden quedarse cortas cuando los temporales retrasan a los petroleros.

Emisiones de CO2 en el ciclo de vida

El IPCC AR5 WGIII Annex III no recoge una categoría específica para el petróleo. La revisión bibliográfica del IPCC SRREN (2011) da para la generación con petróleo unas emisiones de ciclo de vida de 510–1.170 gCO2e/kWh, con una mediana de unos 840. Es una cifra cercana a la del carbón y muy superior a la del ciclo combinado de gas (mediana de unos 490 g). Las emisiones aguas arriba de la extracción, la quema en antorcha y el refino suman quizá un 10–25 % a las de la combustión, y más en los crudos pesados o con mucha quema en antorcha.

Seguridad e impacto en la salud

La combustión del petróleo, sobre todo del HFO y el crudo con mucho azufre, emite SO₂, NOx, partículas y metales pesados. La síntesis de Our World in Data, basada en Markandya y Wilkinson (Lancet, 2007), sitúa al petróleo en unas 18,4 muertes por TWh, solo por detrás del carbón (24,6) y muy por encima del gas (2,8) y de la nuclear, la eólica o la solar (unas 0,03–0,04). Los grupos pequeños sin filtros en ciudades densas generan una alta exposición local a los gases de escape diésel, que la OMS clasifica como cancerígenos del grupo 1.

Perspectivas

Lo previsible es que la cuota del petróleo en la electricidad siga bajando. Las eléctricas insulares están instalando sistemas híbridos de solar con almacenamiento que recortan el consumo de gasóleo entre un 50 y un 90 %. Los países del Golfo construyen grandes potencias de gas, solar y nuclear, como la central de Barakah en los Emiratos. Los países con redes frágiles viven un rápido crecimiento de la solar en tejados y minirredes, de Pakistán al África subsahariana. Donde probablemente aguante más será como respaldo de emergencia y en los emplazamientos más remotos, y con el tiempo podrían desplazarlo los derivados del hidrógeno verde o el diésel renovable. El mapa mundial de la energía muestra qué países siguen dependiendo del petróleo para su electricidad, y la comparación de tecnologías sitúa sus costes y emisiones junto a los de las alternativas.