El mito 100% renovables

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Lo que dicen los técnicos y las evidencias

No es posible mantener una generación eléctrica estable de origen 100% renovable debido a la intermitencia y a la falta de una tecnología de almacenamiento adecuada. Siempre es necesario mantener un respaldo de fuentes convencionales.

El pasado 27 de junio se inauguraba un proyecto de especial importancia para la industria de las renovables y para un pequeña isla del archipiélago canario de poco más de diez mil habitantes. Se trata de la Central Hidroeólica de El Hierro, un intento de crear un sistema de almacenamiento hidráulico para abastecer la isla con energía eólica. La noticia ha sido recibida con mucho entusiasmo desde muchos sectores, y he leído en muchos medios que se trata de la primera isla del mundo auto-abastecida con energía renovable al 100%.

Pues tengo que convertirme en el indeseado aguafiestas que va a explicar que El Hierro no es la primera isla en intentar el abastecimiento de renovables y que no ha conseguido, al menos de momento, el publicitado 100% renovables. Analizaremos detalladamente los tres casos de islas que han reivindicado el autoabatecimiento 100% renovables y extraeremos algunas enseñanzas con el objetivo de que los lectores puedan valorar con mayor criterio las noticias relacionadas con las posibilidades reales de las fuentes de energía renovable.

Antes de continuar me gustaría hacer una aclaración para no dar pie en los comentarios a juicios de intenciones:

Soy pro-renovables y considero que deberían ser –y sin duda lo serán– una parte importante del mix energético del futuro.

Pero también soy pro-aritmética y, como veremos, hay cuentas que no están nada claras en el marketing general de las virtudes de las renovables. Por otra parte también tengo que dejar claro que estoy a favor de reducir –y eliminar lo antes posible– el uso de combustibles fósiles en la producción de energía, puesto que la reducción de emisiones de CO2 es una estrategia prioritaria –y urgente– en la mitigación del cambio climático.

La isla danesa del viento

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En 1985 y poco después del accidente de Chernóbil, Dinamarca abandonó sus planes para construir centrales nucleares y decidió apostar por la energía eólica. Mantuvo sin embargo su flota de centrales térmicas con la imposición, eso sí, de un impuesto que gravase el uso de fósiles con el fin de incentivar el de renovables.

Los daneses se comprometían en Kyoto a reducir durante los noventa sus emisiones un 21% respecto a los niveles de 1990. Esa decisión tuvo al menos tres consecuencias: el desarrollo de un industria eólica que ha lanzado internacionalmente a empresas como Vestas y Bonus –esta última absorbida por el gigante Siemens–, generosos subsidios para i+D+i en renovables –gracias al impuesto sobre los combustibles fósiles– y la victoria en 1997 de la isla de Samsø en un concurso de desarrollo sostenible que la llevaría a partir de 2005 a producir más energía eólica de la que consumían sus habitantes. [1]

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Isla de Samsø

Samsø es una isla de unos 4.000 habitantes que se encuentra en la costa este de Jutlandia (la península de Dinamarca) y un lugar perfecto para montar aerogeneradores fuera de la costa. De hecho 10 espectaculares aerogeneradores de 2,3 MW y 63 metros de altura forman parte del paisaje costero de la isla, que se ha convertido en atracción turística a unos 6 euros el ticket de visita en bote –más de medio millón de visitantes pasan por Samsø cada verano–. A esos aerogeneradores se unen otros 11 sobre tierra que añaden la potencia suficiente para producir más energía de la que necesitan sus habitantes, que además utilizan biomasa y placas solares con el objetivo de cortar completamente su dependencia del petróleo. También se produce biodiésel a partir de aceite de colza.

Pero la realidad es que el viento no siempre sopla en la isla y las tareas de mantenimiento de rotores de 40 m de pala girando hasta 17 rpm provocan que sea una de las centrales térmicas de carbón de la península de Jutlandia la que mantenga las luces siempre encendidas en Samsø. La isla se encuentra rodeada al sur, este y oeste por tres de estas centrales térmicas de carbón. Sólo una de ellas emite más CO2 en un mes del que ahorran los aerogeneradores en una año, lo que nos sirve para hacernos una idea de la escala del proyecto.

Ese mismo inconveniente se traslada a escala nacional. Después de casi tres décadas de apuesta eólica [2], el país ha disminuido sus emisiones de CO2 un 10% respecto a los niveles de 1990 –todavía lejos del objetivo del 21%– y, sin embargo, las emisiones per cápita son un 22% más elevada que la media europea [3]. El consumo de carbón básicamente se ha mantenido estable desde 1981 y el consumo de gas ha aumentado de cero a unas 10.000 tep en el mismo periodo. Su excedente de emisiones es de unos 5 millones de toneladas equivalentes de CO2 (EUA), curiosamente coincidente con el superávit de su vecina nuclear (e hidráulica) Suecia. No sólo la apuesta nuclear sueca ha compensado el incumplimiento danés de emisiones de CO2, sino que sus presas hidráulicas sirven como almacenamiento del excedente en los picos de producción eólica de los aerogeneradores daneses. Por supuesto, los suecos pagan por el servicio pero cobran más caro cuando exportan de nuevo su electricidad a Dinamarca en los valles de producción eólica: ¡Magnífico negocio!

Podemos extraer algunas enseñanzas del caso danés:
  1. Una mayor penetración de renovables no garantiza necesariamente una disminución importante de las emisiones de CO2. Depende de la fuente de energía que se utilice como carga base de la red. No es lo mismo utilizar para ello térmicas de carbón que ciclo combinado y/o nuclear.
  2. Sin un medio de almacenamiento adecuado, una red eléctrica no puede gestionar el problema de la intermitencia de generación de las renovables.

Volveremos a estos aspectos en las conclusiones.

Energía solar y cocos: el caso de los atolones de Tokelau

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Tokelau es un pequeño grupo de atolones del sur del pacífico, protectorado de Nueva Zelanda, de unos 1.500 habitantes asentados en tres atolones: Atafu, Nukunonu y Fakaofo. El punto más elevado está a tan solo 5 m por encima del nivel del mar, por lo que sus habitantes son conscientes del peligro que suponen los efectos del cambio climático en última instancia debido a la quema de combustibles fósiles, aunque la contribución de una población tan pequeña al problema global es obviamente insignificante. Y sin embargo, en la conferencia del clima de Dubai en 2011, el presidente de Tokelau anunciaba que al año siguiente la comunidad se abastecería en un 100% de energía solar y aceite de coco como biodiésel.

En octubre de 2012 se conseguía nominalmente el objetivo. Dejaron de utilizar los generadores diésel que consumían 200 litros diarios con un coste de 800,000 dólares anuales y que sólo proporcionaban diariamente entre 15 y 18 horas de electricidad. Y ahora poseen tres plantas fotovoltaicas en tres de los atolones con 4.032 paneles con una capacidad aproximadamente de 1 MW en cada atolón, con 392 inversores y 1.344 baterías de almacenamiento. En momentos de baja producción, los generadores diésel utilizan el aceite de coco como combustible para cargar las baterías. Un estudio de viabilidad estima que se necesitarán un 20-30 litros de biodiésel diarios por atolón, lo que supone una producción de unos 200 cocos diarios.

Sin embargo, los datos de funcionamiento real no son tan optimistas, aunque se acercan bastante (88%) al estimado 90% de generación solar y 10% de generación diésel. En la siguiente tabla vemos que sólo se ha logrado que la energía solar genere 100% de la electricidad en determinados meses y en un solo atolón

El proyecto ha costado algo más de 7 millones de dólares, para una comunidad con un PIB de algo más de 300.000 dólares, aunque con el ahorro de importaciones de diésel podrán recuperar la inversión en aproximadamente una década.

Sin embargo, la vida media de las baterías y los inversores está en torno a 10 años, por lo que tendrán que ser reemplazadas a un coste estimado de unos 4 millones de dólares. En unos 25 años tendrá que ser reemplazado el generador diésel que sirve como respaldo y la mayoría de los paneles solares. Los costes anuales de mantenimiento se estiman en algo menos de 150.000 dólares con lo que el proyecto no parece que supondrá un ahorro significativo para los habitantes de la isla (ver última tabla en [4])

¿Qué enseñanzas podemos extraer de este caso?

1. Toda instalación de solar (y en general de renovables) necesita contar con una instalación paralela convencional, en este caso un generador diésel.

2.La independencia energética es una quimera, puesto que una comunidad pequeña depende del exterior para la fabricación y el reciclaje de los elementos necesarios para la instalación.

3. La generación de energía solar — como la generación con cualquier tipo de fuente– produce residuos. Si bien la generación solar es mucho más “amigable” con el medio que la generación utilizando fósiles, no debemos obviar este hecho.

El proyecto Hidroeólico de El Hierro.

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Comentábamos al principio de esta entrada que el pasado 27 de junio se ha inaugurado la Central Hidroeólica (CHE) de la isla de El Hierro, un proyecto que trata de crear una cierta independencia del petróleo en una pequeña isla de 10.000 habitantes.

El País nos proporcionaba algunos datos sobre la CHE, de los que destaco:

El sistema consiste por tanto en dos depósitos de agua (el superior, con capacidad para 380.000 metros cúbicos; el inferior de 150.000) conectados por dos tuberías de tres kilómetros y entre los que se produce un salto de agua de 700 metros; un parque eólico; una central hidroeléctrica; una central de bombeo y la actual de motores diésel.

La central, que ha costado 67,5 millones de euros, está promovida por Gorona del Viento El Hierro, S. A., empresa participada por el Cabildo de El Hierro en un 60%, Endesa con un 30% y el Instituto Tecnológico de Canarias con un 10%. Endesa también es la propietaria de la central térmica.. Según explica la promotora, el nuevo sistema evitará el consumo anual de 6.000 toneladas de diésel (equivalentes a 40.000 barriles de petróleo que llegan en barco a la isla) y supondrá un ahorro de más de 1,8 millones de euros anuales. Además, se evitará la emisión a la atmósfera de 18.700 toneladas al año de CO2, añade.

El País 27/06/2014

Aprovecharé en este ejemplo para hacer un par de cálculos sencillos para valorar en primer lugar los costes de las renovables. Utilizaré como comparación los costes de la energía nuclear.

Aclaración importante: comparo con la energía nuclear por dos razones. La primera porque se trata de otra fuente con bajas emisiones de CO2 como las renovables. La segunda, porque argumentos sobre costes han sido utilizadas como crítica a la construcción de nuevos reactores nucleares. Utilizaré en principio los datos oficiales para ver a continuación que son excesivamente optimistas o, siendo políticamente incorrecto, que se trata de propaganda.

Un primer cálculo simple nos lleva a deducir que la Central se amortizará en unos 40 años (67,5 millones/1,8 millones anuales de ahorro), más o menos del mismo orden que la amortización de una central nuclear.

La potencia eólica instalada en El Hierro es de 11,5 MW. Un reactor como el de la criticada planta nuclear de Olkiluoto en Finlandia tiene una potencia de 860 1600 MWe y se calcula que costará finalmente unos 8.500 millones de euros, con un sobrecoste sobre el previsto de unos 5.500 millones.

Asumiendo una factor de carga generoso del 50% para el parque eólico (menos de un 25% sería algo más realista, como veremos más abajo) y uno tirando a lo bajo del 80% para la central nuclear, tenemos que el escalado del coste del proyecto de El Hierro a la potencia del reactor nuclear sería

860 MW 1600 MW/11,5MW × 80/50 × 67,5 M€ ~ 15.000 M€

Es decir, el coste por unidad de energía parece del mismo orden en ambos proyectos es más de el doble aún incluyendo el sobrecoste del reactor de Olkiluoto. No he escuchado a nadie utilizar ese coste como argumento en contra de la construcción de la CHE. Pero no se vayan todavía, aún hay más.

Sergio González y Juan Lorenzo Falcón son dos ingenieros que participaron en el proyecto y que han salido al paso recientemente con algunas aclaraciones interesantes. Respecto a los costes, parece ser que el ahorro de 1,8 M€ que mencionaban las fuentes oficiales no sólo es ficticio sino que el nuevo sistema de generación de la isla supondrá un sobrecoste de entre 1,8 y 4,7 M€.

El coste actual (año 2012) del sistema eléctrico de El Hierro sin la CHE es de 13,1 millones de euros, de los que 3,3 son costes fijos de la inversión y 9,8 son costes variables de combustibles. Por tanto, es la central con el coste medio de generación más alto de toda España.

El coste futuro del sistema eléctrico de El Hierro con la CHE será 14,9 millones de euros, de los cuales 7,8 son para la Diesel y 7,1 para la nueva central si consigue producir el 55% (24.000 MWh) de la energía eléctrica de la isla.

Pero si no consigue producir sino el 25 % de la demanda (10.900 MWh, más cercano a la realidad) el coste sería entonces 17,8 millones de euros, de los cuales 10,8 ingresaría la Diesel y 7,0 ingresaría la C.H.E. (Nótese que a medida que se reduce la producción de la central hidroeólica aumentan los ingresos de la diesel, debido al diferencial en los costes variables entre ambas tecnologías).

DiarioElHierro.es 23/6/2014

Y respecto al eslogan 100% renovables, se muestran así de contundentes

En la isla se consumen cada año unos 15.150 teps en hidrocarburos (177.000 MWh aprox.) de los cuales el 23% se destina a la generación eléctrica con grupos diésel. La producción eléctrica a partir de las energías renovables es actualmente insignificante con un 0,8%.

No hay ningún documento escrito que indique que la producción de la nueva central renovable fuera a sustituir más allá del 70 % de la energía eléctrica consumida en la isla. Sin embargo, debido a la estacionalidad del régimen de vientos en la isla, la mejor estimación de producción de la CHE no supera el 55 % de la demanda, sin entrar en ninguna otra restricción técnica para garantizar la seguridad del sistema eléctrico insular.

¿Qué queremos decir con esto? Que la máxima producción teórica de la CHE sería de unos 24.000 MWh al año, lo que equivaldría al 13,6% del consumo energético de la isla, porcentaje que, con una estimación incluso de 8 MWh adicionales por el coche eléctrico, alcanzaría un tope de un 15,5% de renovables. Nos podemos preguntar qué pasa con el resto. La respuesta es que seguiremos abasteciéndonos de fuentes derivadas del petróleo.

DiarioElHierro.es 23/6/2014

¿Qué enseñanzas podemos extraer de este caso?
  1. Otra vez aparece el “renovables 100%” como un eslogan que no es realista.
  2. De nuevo la CHE demuestra que es necesario contar con una instalación paralela convencional de generadores diésel.
  3. La implementación de un sistema eléctrico basado en renovables puede ser extremadamente caro.

Pro-renovables sí. Pero pro-aritmética también.

El ex-director de Red Eléctrica en Canarias, Santiago Marín, ya proporcionaba interesantes datos sobre la CHE del El Hierro en una entrevista de 2009 que coinciden básicamente con las afirmaciones recientes de Sergio González y Juan Lorenzo Falcón. Eso no significa ni mucho menos, que todos los proyectos que hemos mencionado –y en particular el de la CHE de El Hierro– no sean necesarios para implementar en la práctica ensayos del potencial real de este tipo de energías. Porque siendo sin ninguna duda nuestro principal problema medioambiental el cambio climático, no tenemos demasiadas opciones a la hora de implementar una generación eléctrica libre de emisiones de CO2. Máxime en pequeñas redes eléctricas aisladas como la de la isla de El Hierro o los atolones de Tokelau.

Pero todavía hay problemas que no hemos resuelto, como el de la intermitencia en la generación que en última instancia es un problema de almacenamiento. Ya hemos visto como Dinamarca tiene que re-comprar más caro su exceso de producción eólica como cuotas de almacenamiento hidráulico en las presas suecas. La CHE de El Hierro resuelve ese problema de la misma manera, con la ventaja de que para la construcción del depósito superior de agua se contaba con un cráter volcánico que disminuyó mucho los costes, siendo aún así un proyecto muy caro, como hemos visto. Aparte está el hecho de que un sistema que tiene que convertir la eólica en hidráulica para luego generar electricidad es especialmente ineficiente.

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En principio no tiene por qué ser un problema irresoluble, aunque sí caro y complejo de implementar, por lo que requerirá tiempo. La idea básica es conectar redes eléctricas para aprovechar los recursos de generación renovable y almacenamiento a nivel regional. A nivel europeo existe una iniciativa de interconectar una red de alta tensión en continua con menos pérdidas y mayor capacidad de transporte, además de mayor estabilidad ante conexiones de redes que sufren la intermitencia regional de la generación de fuentes renovables. Por ejemplo, el proyecto INELFE de un tendido de 2 GW de 64 km entre Francia y España supondrá un desembolso de unos 700 millones de euros. Si añadimos la mayor complejidad y los costes de mantenimiento, podremos entender fácilmente por qué cuando alguien menciona el hecho de que la producción solar de una pequeña fracción del Sahara (menor de unos 200 × 200 km) sería suficiente para cubrir las necesidades energéticas de la humanidad, se olvida del inmenso problema que supone el transporte de esa energía sin excesivas pérdidas a centenares de kilómetros de distancia. De hecho, la idea, que fue formalizada en el proyecto DESERTEC, ha sido abandonada recientemente.

Tenemos un problema urgente del abastecimiento de una demanda creciente de energía a nivel mundial. Y asociado, tenemos el problema aún más urgente del cambio climático. Necesitamos actuar pronto. Pero las renovables no están listas todavía para asumir ellas solas el reto –para una visión más optimista ver este enlace–. Sólo tenemos la posibilidad de seguir con el desarrollo de las renovables mientras decarbonizamos la generación eléctrica con más nucleares y más gas natural que vayan sustituyendo progresivamente al carbón y al petróleo. Pero la realidad contradice nuestros deseos. En un mundo donde extraer petróleo y gas es cada vez más caro, el regreso al carbón parece inevitable. El consumo mundial de carbón está aumentando. Y como está demostrando recientemente la política energética alemana, una visión de las renovables poco realista puede llevarnos a empeorar la situación. Tras su apagón nuclear, Alemania ha reabierto viejas e ineficientes centrales térmicas de carbón y programado la construcción de nuevas centrales, aumentando sus emisiones de CO2 en estos últimos años. El pensamiento mágico asociado a las renovables llevó al gobierno alemán a creer que podría sustituir su producción nuclear por renovables básicamente en una década. Sonaba realmente bien, sobre todo en los oídos de Los Verdes. Pero nadie mencionaba el lado oscuro del plan: el regreso al carbón. Y en el fondo nuestro objetivo no es la generación 100% renovables. Es la generación 100% libre de CO2. Y como hemos visto, ambos objetivos no tienen por qué ir siempre necesariamente de la mano.

Mi agradecimiento a Jesús Rosino por sus comentarios y sugerencias.

[1] 100 Percent Renewable? One Danish Island Experiments with Clean Power. Scientific American 2010

[2] Jamet, S. (2012), “Towards Green Growth in Denmark: Improving Energy and Climate Change Policies”,OECD Economics Department Working Papers, No. 974, OECD Publishing. http://dx.doi.org/10.1787/5k962hjpwwvj-en

[3] Energy Policies of IEA Countries. Denmark. 2011

[4] TOKELAURENEWABLE ENERGY PROJECT CASE STUDY. New Zealand Ministry of Foreign Affairs and Trade (MFAT) to showcase the Tokelau Renewable Energy Project. IT Power Renewable Energy Consulting 2013.

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