Como comentábamos en anteriores insights, y especialmente en el último sobre el Clean Industrial Deal (CID), en la industria intensiva en consumo de gas, la descarbonización pasa por grandes vectores y uno de los más importantes es la electrificación. Sin embargo, hay que tener muy presente que dicha electrificación debe ir de la mano de asegurar que dicha electricidad proceda de fuentes de generación renovables para que dicha descarbonización sea efectiva.
Cuando analizamos la capacidad de estas tecnologías para cubrir efectivamente sectores como el nuestro, donde las necesidades actuales de energía son realmente elevadas, parece que el orden de dimensión entre ambas es muy alto.
De hecho, según un estudio presentado por ASCER recientemente, se dan valores de consumo energético que oscilan entre 14,10–17,04 TWh/año entre 2019 y 2022 según el año, para consumo energético de gas.
Sin lugar a duda, estamos ante cifras que realmente asustan y que parecen mostrar que este tipo de soluciones pueden servir puntualmente, pero no como única solución global.
Sin embargo, consideramos que ese potencial de las renovables no hay que desestimarlo, e incluso podemos ver en las noticias como, cada día más, hay más proyectos que pretenden arañar al gas una parte de ese consumo energético. Sin ir más lejos, y a modo de ejemplo, podemos ver en prensa como el Grupo Pamesa ha hecho pública su apuesta por este tipo de soluciones.
En concreto, queríamos aprovechar el presente insight para reflexionar un poco más allá del potencial de cada tecnología generadora de energía renovable de forma individualizada. Concretamente, reflexionar sobre el potencial que hay detrás de la hibridación o combinación de este tipo de tecnologías, tres en concreto, con el objetivo de ofrecer soluciones de gran robustez, y que, cada vez más, se están aplicando en diferentes contextos.
Concretamente, nos referimos a la hibridación de fotovoltaica, eólica e hidroeléctrica.
La energía fotovoltaica como fuente de energía renovable más competitiva
La fotovoltaica (FV) se ha convertido en la tecnología de generación más competitiva del mercado. En los últimos diez años los costes han llegado a valores inimaginables. Concretamente, estamos hablando que según la International Renewable Energy Agency (IRENA) los costes LCOE, que tienen en cuenta todos los costes incurridos en la vida del proyecto, fueron de 0,0441 $/kWh en 2023 para el caso de España.
Figura 1: Evolución de los costes LCOE de la fotovoltaica en España
Fuente: IRENA
Sin embargo, presenta dos grandes inconvenientes que lastran su idoneidad. Por un lado, la necesidad de grandes superficies para su instalación para cubrir la demanda y, por otro, la limitación de generar solo durante el día y en sintonía al nivel de radiación recibido.
La energía eólica como segunda fuente de energía renovable más competitiva
La eólica terrestre se ha consolidado en la última década como una tecnología casi tan competitiva en coste como la fotovoltaica y, en muchos emplazamientos buenos, incluso por debajo de los de la fotovoltaica, como puede verse en la siguiente gráfica.
Figura 2: Evolución de los costes LCOE de la fotovoltaica en España
Fuente: IRENA
Ese ideal no es el caso de nuestra zona geográfica, ya que no se dan las mejores condiciones en cuanto a viento y los altos valores de radiación solar hace que en términos de coste se decante hacia la fotovoltaica.
La eólica requiere de emplazamientos con buen recurso que, en muchas ocasiones, se encuentran lejos de los grandes centros de consumo, lo que implica más red de transporte y mayor complejidad en tramitación. Otro hándicap es el impacto visual y el rechazo social, circunstancias que encarecen los proyectos que, técnicamente, serían muy competitivos.
Hibridación de energía fotovoltaica y energía eólica
Pero aquí lo importante no es comparar ambas tecnologías sino analizar su complementariedad. La combinación de ambas permite suavizar el perfil de generación. Se consigue debido a que se dispone de más viento por la noche y en invierno (favorece eólica) frente a más sol en verano y horas centrales del día (favorece la fotovoltaica).
Esto se traduce en disponer de una curva más plana y cercana al perfil real de demanda que cualquiera de las dos por separado. En la práctica, y como consecuencia, se reduce la compra de electricidad en horas “caras” de mercado y disminuye la necesidad de sobredimensionamiento de los sistemas de respaldo.
Otra gran ventaja es la optimización de infraestructuras. Al hibridar, se puede compartir la misma conexión a red, la subestación, accesos, terrenos y parte de los sistemas de control. Como los picos de producción de eólica y fotovoltaica rara vez coinciden, es posible instalar más potencia total sin tener que sobredimensionar tanto la conexión, lo que mejora el factor de utilización de la red y reduce el coste por MWh evacuado. De hecho, esta circunstancia es una tendencia en parques ya construidos, por el enorme ahorro de costes que supone.
Podemos ver ejemplos reales de empresas que ya lo han puesto en práctica. Uno de los más recientes es el de la multinacional Stellantis en Zaragoza (Figueruelas). Esta empresa ha instalado un sistema híbrido de autoconsumo que pretende cubrir el 80 % de las necesidades eléctricas de la planta. Concretamente, el plan es instalar 6 aerogeneradores con una potencia total de 27,6 MW y fotovoltaica con un potencial de 30,7 MW.
Figura 3: Planta de Stellantis con su primer aerogenerador instalado
Fuente: Forococheselectricos.com
Sin lugar a duda, este y otros ejemplos existentes muestran el interés práctico de la combinación de ambas tecnologías para empresas con procesos de producción en continuo, siempre que la demanda energética no sea intensiva.
Veamos ahora la tercera fuente de energía renovable y su posible hibridación con las dos anteriores.
Energía hidroeléctrica de embalse: la «batería natural» más antigua
La energía hidroeléctrica es, en la práctica, la fuente renovable moderna más antigua. Los primeros aprovechamientos datan de los molinos de agua de griegos y romanos y, ya en el siglo XX, las grandes presas se convierten en el pilar de la electrificación en muchos países.
En un esquema clásico de central hidroeléctrica de embalse, el recurso energético es la energía potencial del agua almacenada en una cota elevada. La presa permite desacoplar en el tiempo el momento en que entra el agua (lluvias, deshielos, aportes de cuenca, trasvases) con el momento en que se genera electricidad, turbinarndo el agua según las necesidades del sistema eléctrico.
Esta capacidad de regulación convierte a la hidráulica en una tecnología despachable, muy distinta de la fotovoltaica o la eólica pura: puede arrancar y parar rápidamente y seguir la demanda del sistema, lo que la hace especialmente valiosa para respaldar la integración masiva de renovables variables.
Embalses y centrales de bombeo: una «batería natural» a gran escala
El siguiente paso es pensar en la combinación de dos embalses a distinta cota y disponer de un sistema de bombeo reversible, es decir, con capacidad de bombear, pero también de convertirse en turbina. Es en este momento donde convertimos la hidráulica en un sistema de almacenamiento de energía. A continuación, puede verse un esquema del sistema.
Figura 4: Esquema de sistema de central hidroeléctrica con bombeo
Fuente: Iberdrola
En horas de baja demanda o exceso de eólica/fotovoltaica, se utiliza electricidad barata para bombear agua desde el embalse inferior al superior. En horas de alta demanda o escasa producción renovable, el agua se deja caer desde el embalse superior al inferior, generando electricidad de forma instantánea.
Este sistema se conoce como central hidroeléctrica de bombeo, siendo el “vector de almacenamiento” la propia agua embalsada. Estos sistemas no son una solución puntual. El bombeo hidroeléctrico representa más del 90 % de la capacidad de almacenamiento eléctrico a gran escala instalada en el mundo, por delante de cualquier otra tecnología (baterías, aire comprimido, etc.).
Otro punto muy interesante a tener en cuenta es que su eficiencia de ciclo completo (energía recuperada / energía consumida) se sitúa típicamente entre el 70 y el 80 %, comparable a otros sistemas de almacenamiento electroquímico. Hay que destacar también su estabilidad, ya que no sufre pérdidas de carga con el tiempo.
Pero, ¿existe en la actualidad algún ejemplo de esta combinación aplicado a gran escala?
Este tipo de combinación de tecnologías es cada vez más común. Como muestra, podemos ver en esta entrada de Wikipedia aquellas que ya están en marcha y también el gran número que están previstas para los próximos años. Es especialmente reseñable de como China es el país con diferencia que más apuesta por este tipo de combinación.
Al hablar de aplicación a gran escala nos es inevitable pensar a lo grande, es decir, hablar de cifras cercanas al consumo estimado que en la actualidad tiene nuestro sector. Al inicio comentábamos el reciente estudio de ASCER, donde se hablaba de un consumo energético de cifras que oscilan entre 14,10–17,04 TWh/año entre 2019 y 2022 según el año.
Otra cifra que me parece muy interesante es la dada por el Director General de AVAESEN, Pedro Fresco, en la XVIII Congreso Internacional de ATC, cuya exposición recomendamos. Según comentó en dicha presentación, y a partir de datos de un estudio desarrollado por ITC, se estima que el sector cerámico requiere casi unos 3000 MW de capacidad para cubrir los procesos térmicos.
Tomando como referencia dicha cifra, en la actualidad, tan solo hay un proyecto desarrollado en el mundo que supere estas cantidades.
Nos referimos a la “Fengning Pumped Storage Power Station” en China. Esta planta tiene una potencia instalada de 3.600 MW, con una capacidad de almacenamiento de unos 50 Gwh, lo cual le daría para unas 12 horas a pleno rendimiento. Esta planta esta conectada para su funcionamiento a una gran red de renovables, un “hub” eólico-solar de ~10 GW. El proyecto ha costado 1.870 millones de dólares. La diferencia de altura entre ambos embalses es de 425 metros.
En lo que se refiere al volumen de agua de los embalses, el inferior contiene 66 Hm3 de los cuales 41 Hm3 son aprovechables para bombeo. El superior tiene 49 Hm3 de los cuales 41 Hm3 se pueden utilizar para generación de energía. En cuanto al volumen de agua que se está hablando, no es realmente impactante puesto que, sin ir más lejos, el embalse de Sichar tiene una capacidad de unos 49 Hm3 y el embalse de Arenós hasta los 137 Hm3.
Hay que tener en cuenta que la capacidad de almacenamiento de energía depende igualmente del volumen de agua almacenado como de la diferencia de altura que exista entre ambos embalses, por lo que, a la hora de desarrollar un proyecto, ambas variables se optimizan en función del lugar donde se va a realizar.
En España se está en la actualidad en los trámites finales de la que se supone una de las más grandes instalaciones de Europa, Conso II, en la provincia de Orense, y que aprovechará dos embalses ya construidos con una diferencia de altura de unos 670 metros. Tendrá una capacidad de 1.800MW y se estima un presupuesto de unos 1.500 millones de euros.
En cuanto a instalaciones ya en funcionamiento, en la actualidad se dispone de una en marcha en nuestra propia comunidad desde 2018 en la cuenca del Júcar, provincia de Valencia, construida a partir del embalse de Cortes.
Figura 5: Detalle del sistema construido a partir del embalse de Cortes.
Fuente: geopiedra.blogspot.com
En este caso la potencia de generación es de 1.762 MW mientras que la de bombeo es de 1.293 MW. La diferencia de altura es en este caso de aproximadamente 500 metros: El depósito superior de la central tiene una capacidad de 23 Hm3, frente a los 116 Hm3 del embalse de Cortes. Esta instalación fue en su momento la mayor central de bombeo de Europa.
Unidad de Inteligencia Competitiva del ITC-AICE
