Potencial global de las energías renovables. Hacia una economía pos-carbono

Queridos lectores,

Antonio García-Olivares me ha hecho llegar un profundo análisis sobre el potencial que podría tener las energías renovables como parte de un proceso de transición hacia una sociedad no basada en la quema de combustibles fósiles. Este análisis consta de dos partes, que aparecerán como dos posts sucesivos en este blog.

En el post que sigue a estas líneas Antonio García-Olivares discute el potencial global que tienen las energías renovables, de una manera muy precisa y rigurosa, llegando a valores muy superiores a los que yo mismo he manejado en numerosas ocasiones. Estos argumentos los hemos discutido en el seno del OCO en numerosas ocasiones con Antonio, y aunque yo personalmente no estoy de acuerdo con algunas de las hipótesis que él formula, su trabajo está bien fundado conceptual y teóricamente. Antonio pertenece a un grupo que pretende fomentar a nivel societario la transición necesaria y cada día más urgente hacia un nuevo modelo energético; por sus intenciones, su calidad técnica y su integridad personal creo que este trabajo merece ser difundido, y es para mi un honor que se haga en este blog.

Salu2,
AMT

P. Data: Este post será enlazado en la sección correspondiente del post de resumen sobre los límites de las renovables. 

 

Potencial global de las energías renovables. Hacia una economía pos-carbono

Antonio García-Olivares

En foros de debate sobre energía está muy extendida la opinión de que las energías renovables nunca podrán proporcionar más que una fracción pequeña de la energía consumida por una economía industrial moderna, que no son más que un apéndice de las energías fósiles, de modo que en cuanto estas empiecen a declinar las renovables lo harán también sin remedio, que la TRE de las renovables es demasiado pequeña para que sean fuentes de energía utilizables de forma generalizada, que el problema de la intermitencia es irresoluble, que el cénit de los combustibles fósiles nos conduce directamente al colapso económico y social y que la única solución para evitarlo es el decrecimiento. Para simplificar, denominaremos a este conjunto de opiniones como las del “colapsismo intuitivo” (CI).

Cansado de tener que debatir contra esta clase de ideas Ugo Bardi contactó , en junio de este año con unos pocos investigadores que estamos investigando en estos temas, para organizar un grupo de opinión y divulgación centrado en las siguientes ideas:

1. Una sociedad moderna puede estar 100% basada en energías renovables (principalmente sol y viento), a pesar de que para ello tendrá que someterse a profundos cambios con el fin de adaptarse a la nueva infraestructura energética.

2. Los combustibles fósiles deben ser eliminados tan pronto como sea posible, pero todavía tenemos que utilizarlos para construir la infraestructura renovable que los reemplazará.

3. La mejor manera de evitar un desastre climático es hacer una transición a una economía 100% renovable, para lo cual es conveniente que la energía renovable acabe siendo más barata que la energía fósil.

Ese grupo promovido por Bardi  (“energy transition list”, ETL) a finales de septiembre había crecido ya hasta unos 110 miembros a, la mayoría de ellos académicos e investigadores. Por tanto, lo mínimo que puede decirse es que las afirmaciones expuestas al principio de este post (CI) son apoyadas por algunos científicos pero muchos otros sostienen opiniones contrarias a las mismas, y que el tema se haya en todo caso en fase de investigación y controversia, no en fase de “caja negra” (Latour) o “tema cerrado”.

Como miembro activo de ese grupo quiero poner mi granito de arena en este debate dando una serie de razones que muestran por qué las ideas fundacionales del ETL son mucho más razonables que las del CI. En este post resumiré dos artículos recientes en los que estimo el potencial global de las varias fuentes de energía renovable, las ventajas respectivas de la producción centralizada versus descentralizada, y sobre el problema de la intermitencia y cómo se puede resolver con tecnologías existentes y probadas. En un post que seguirá a este, resumiré un tercer artículo recién aceptado en el que analizo el grado de sustituibilidad que tienen los combustibles fósiles en la economía actual, a la hora de ser reemplazados por electricidad, carbón vegetal y biogas renovables. Esto es, trataré de responder a la pregunta de qué nivel de industrialización puede ser sostenible en una sociedad post-carbono.

El potencial eólico global

La tabla siguiente resume el potencial eólico global obtenido en García-Olivares (2015 a) para tres escenarios de creciente ocupación de plataformas continentales y superficie continental libre de hielo. En el escenario de baja ocupación, 10% de las plataformas (hasta 225 m de profundidad) y el 5% de los continentes libres de hielo son ocupados por molinos eólicos; en el escenario de ocupación media, se utilizan el 25% de las plataformas y el 10% de los continentes; en el escenario de alta ocupación, se utilizan el 50% de las plataformas y el 20% de los continentes.

Tabla 1

Región	Baja Potencia (TW)	Media Potencia (TW)	Alta Potencia (TW)
Europa	0.7	1.6	3.1
India, Arabia, Somalia	0.5	1.0	2.0
Asia (excepto prev)	2.4	5.1	10.3
Norteamérica	1.5	3.0	6.1
Sudamérica	1.2	2.5	4.9
África	1.7	3.4	6.8
Australia,New Zealand	0.6	1.4	2.8
GLOBAL	8.6	18.0	36.0

Como puede observarse, un escenario de baja ocupación de plataformas y continentes sería suficiente para proporcionar una parte sustancial de los 12 TW de potencia anual media que creemos es compatible con una explotación prudente de las reservas de cobre, níquel, litio y platino. Los escenarios de media y alta potencia producirían una demanda social de estos metales del orden o por encima de sus reservas, por lo que no los consideramos viables, aunque el potencial eólico global pueda permitirlos.

La estimación de DeCastro et al. (2011) da valores mucho más bajos para el potencial eólico, del orden de 1 TW. Aprecio y admiro a Carlos De Castro, a Margarita Mediavilla y a los otros miembros del grupo de Valladolid por el trabajo que están haciendo para poner un poco de sensatez en medio de la lógica dominante tecno-optimista, economicista y pro-crecimiento indefinido. Sin embargo, creo que en esta estimación concreta se equivocan. El error está en mi opinión en presuponer que la potencia que un parque eólico es capaz de extraer del campo de vientos tiene que ser una fracción mucho menor que la disipación natural, algo que no es exacto. Miller (2011) supone también que los parques eólicos no pueden aumentar la disipación existente en la capa límite atmosférica (ABL), con el argumento de que la atmósfera ya se encuentra en su máxima tasa de disipación de acuerdo con el principio de producción máxima de entropía (MEP). El problema es que, primero, no está unánimemente aceptado que el MEP sea un principio universal para sistemas fuera del equilibrio (Grandy 2008) o para el sistema climático en particular (Pascale et al. 2012). Pero en segundo lugar, incluso si fuera un principio universal, el MEP establece que el flujo de energía en un sistema de no-equilibrio se auto-organiza en todo el volumen del sistema de tal manera que la tasa de producción de entropía tienda a ser la máxima compatible con las fuerzas termodinámicas y las condiciones de frontera prescritas (Ziegler 1983, Niven 2.009). Un ejemplo de fuerza termodinámica actuando en la atmósfera es el esfuerzo mecánico. La introducción de una capa de álabes de molinos 150 m sobre la superficie de la Tierra aumenta el esfuerzo algo por encima de la frontera impuesta por el suelo y, por lo tanto, puede ser considerada como una nueva condición de frontera, añadida a la que impone el suelo, que aumenta la fuerza termodinámica en dicha región cercana al suelo. Por lo tanto, la disipación debe cambiar a un nuevo máximo.

De hecho, si un nuevo sumidero de energía mecánica aparece en la atmósfera, producida por una extensa capa de palas de aerogeneradores, la deformación del campo de viento aumenta por encima de las álabes superiores, así como el momento y la energía que fluyen verticalmente hacia la capa (véase, por ejemplo, el estudio “Large Eddy Simulation” (LES) de este proceso realizado por Calaf et al. 2010). El aumento de la fricción hace que el equilibrio de fuerzas dentro del ABL se vuelva ligeramente más sub-geostrófico, y por lo tanto aumente el trabajo realizado por el gradiente de presión de mesoescala sobre el campo de viento.

Fig. Situación geostrófica (arriba) típica del viento en capas altas, con muy poca fricción, y situación sub-geostrófica (abajo) típica del viento en capas cercanas al suelo, con fricción apreciable

Como resultado, una fracción mayor de la energía potencial atmosférica se transforma en energía cinética para compensar el aumento de la pérdida de energía cinética. Este proceso es, por supuesto incapaz de compensar el 100% de la pérdida de energía cinética y, por esta razón, el viento disminuye en velocidad cerca de la capa de los álabes. La única manera de simular con precisión esta segunda parte del proceso es recurriendo a modelos de escala sinóptica como son los modelos de circulación global atmosférica (AGCM). Por lo tanto, para cuantificar con precisión la disminución de velocidad sobre las capas de álabes lo ideal sería un modelo de LES del parque eólico anidado dentro de un AGCM o, al menos, un AGCM con algún modelo idealizado de la capa de álabes. En parte esto ya se ha hecho, pues Adams y Keith (2013) revisaron las predicciones de varios MCGA sobre la alteración del campo de viento a gran escala por los grandes parques eólicos, y su conclusión fue que la producción de energía tiende a saturarse en un valor de 1 W por metro cuadrado de superficie para parques eólicos mayores que muchos cientos de km2. Este es el factor que se ha utilizado, junto con la superficie de los continentes y de las plataformas continentales hasta 225 m de profundidad,  para construir la tabla 1. Para parques eólicos individuales la potencia media extraída puede ser mayor que esta, y valores de 4 a7 W m-2 se observan con frecuencia, pero el potencial asintótico para una cobertura superficial que tiende a infinito baja al valor de 1 W m-2 de potencia eléctrica extraíble.

Las áreas continentales, salvo desiertos y terrenos montañosos, son en buena medida utilizadas para actividades económicas, y combinar estas actividades con la extracción de energía eólica no siempre será posible. Pero este no es el caso de las plataformas continentales, que ofrecen además un potencial eólico especialmente alto. Colonizar plataformas continentales hasta 225 m de profundidad con los llamados molinos flotantes (en realidad anclados y “colgantes” del fondo) parece factible en las próximas décadas, ya que el proyecto Hywind de Siemens y StatoilHydro ya ha tenido éxito instalando turbinas ancladas a 220 m de profundidad en la costa este de Karmøy, Noruega.

Fig. 2. La turbina Hywind, cerca de Noruega

El potencial solar global

La tabla 2 resume el análisis hecho en el artículo citado sobre el potencial solar extraíble mediante estaciones de concentración solar (CSP). La densidad energética utilizada para estas centrales es la misma que la que tiene Andasol 1, una estación CSP con acumulación nocturna de calor emplazada en Guadix, Granada.

Fig. Foto aérea de Andasol-1.

Tabla 2. – Potencia eléctrica extraíble mediante centrales CSP en diferentes regiones si necesitáramos producir 5 TWe globales mediante esta tecnología.

Region	Solar production (TW)	Area used (km2)	Area of desert (106 km2)	Fraction of desert used
Europe, Maghreb	0.7	93 478	9.0	0.01
South America	0.25	31 510	0.14	0.23
North America	0.9	130 000	0.69	0.19
Middle East	0.3	39 718	1.55	0.03
India	0.4	47 346	0.2	0.24
Asia except India	1.85	321 196	0.63	0.51
Australia	0.4	54 949	1.35	0.04
South Africa	0.15	16 652	0.98	0.02
TOTAL	4.95	734 849	14.54	0.05

La demanda de cada región, y por tanto su producción, se ha estimado de acuerdo con su peso relativo en el consumo mundial de energía.

Tal como puede observarse, Asia Oriental podría tener problemas para producir la energía solar que necesitará, pues debería utilizar más del 50% de los desiertos del Plateau Tibetano para dicho suministro (con una combinación de centrales CSP y PV),  pero una fracción de su demanda podría ser importada de los desiertos australianos, que estarían utilizados sólo en un 4% para satisfacer la demanda de Australia.  

Utilizar los desiertos subtropicales puede ser crucial para una futura sociedad post-carbono ya que los factores de capacidad (CF) de las centrales CSP crecen notablemente en latitudes subtropicales, llegando a ser teóricamente tan altos como 0.9 (Trieb 2006), y además los desiertos subtropicales están en gran parte sin utilizar económicamente. La figura siguiente ilustra el área de desierto que utilizaría un sistema global de CSP que produjera 9.2 TWe.

Fig. Los círculos azules y grises representa las áreas de desiertos necesarias para la producción de 9.2 TWe para la demanda diurna (círculos azules) y nocturna (círculos grises).

Algunos estudios sostienen que el despliegue de estaciones CSP puede estar limitado por el uso de plata en sus espejos (30 x 103 t por kWe). Dado que las reservas actuales de la plata son 520 000 t, producir 8 TWe con CSP en los desiertos requeriría usar aproximadamente el 46% de las reservas, lo cual puede perturbar fuertemente el mercado y la disponibilidad futura de plata. Sin embargo, los espejos recubiertos de aluminio podrían sustituir a los espejos recubiertos con plata si este metal se vuelve caro. Si integramos el producto del espectro solar en la superficie terrestre y la reflectividad de un espejo comercial de plata (y de aluminio) (véase https://www.thorlabs.de/newgrouppage9.cfm?objectgroup_id=890 ), la reflectividad integrada obtenida para el aluminio es 14% menor que la de la plata. Este menor rendimiento podría ser compensado sobredimensionando los campos solares en un 14%. Esto no parece una limitación seria para un futuro despliegue de CSP, dado que los desiertos subtropicales globales son muchas veces mayores que el área requerida para la producción de CSP. El principal problema asociado con esta tecnología podría ser que requiere una importante inversión en interconexión eléctrica y construcción de súper-redes que no sería fácilmente asequible en el corto plazo.

Potencial fotovoltaico

Hasta hace poco el escalado de la energía fotovoltaica (PV) al rango del teravatio no era viable debido a que la PV de silicio cristalino utilizaba unos 8,2 g de plata por m2 de panel (Grandell y Thorenz 2014), de tal manera que la producción de unos pocos teravatios agotaría las reservas de plata a nivel mundial. Sin embargo, en los últimos años han aparecido en el mercado varias nuevas tecnologías que han conseguido evitar el uso de la plata en los módulos solares (García-Olivares 2015 a) (figura 2).

Fig. 2. Ejemplos de células PV comerciales que utilizan metalizaciones de cobre y níquel (Suntech Pluto, a la izquierda) y de aluminio (SunPower N-type all-back-contact, a la derecha), evitando así el uso de plata en los paneles.

Estos acontecimientos, y la rápida disminución del precio de los paneles, están abriendo la puerta a una difusión rápida y amplia de la energía fotovoltaica, pues la PV basada en el silicio cristalino es la tecnología que copa la casi totalidad del mercado, y esta tecnología está dejando de utilizar metales escasos. Como un ejemplo, si los 718 x 103 toneladas de plata necesarios para producir 4 TW fueran sustituidos por la misma cantidad de cobre (tales como en los sistemas de contacto frontal comentados), se utilizaría el 0,11 por ciento de las presentes reservas de cobre. Algo parecido puede decirse del aluminio, que es más abundante que el cobre.

Una vez que este cuello de botella ha sido superado, el potencial para una implementación global de la PV es grande. Según Schneider et al. (2009) los "lugares poblados" en el mundo ocupan 276000 km2 y las "zonas urbanas" 532000 km2. Si suponemos que el 25% de la superficie poblada consiste en tejados y que la mitad de esos tejados se podrán utilizar en el futuro para instalar paneles fotovoltaicos, se podría producir 1 TW (en promedio anual) con paneles fotovoltaicos con eficiencia del 15%. El cálculo se ha realizado teniendo en cuenta las irradiaciones anuales (ver http://solargis.info/doc/free-solar-radiation-maps-GHI ) y la distribución de la población de las diferentes áreas geográficas del mundo.

Fig. Ejemplo de uso de los techos de edificios de altura similar para instalar paneles PV

Para lograr esto, el 12,5% de la superficie mundial urbana debería estar accesible para la instalación de paneles fotovoltaicos, lo cual requeriría la mejora de la disponibilidad actual de techos apropiados, que actualmente es sólo del 2%. El urbanismo actual es ajeno al problema de la optimización de la producción solar PV pero en una sociedad post-carbono el fomento de la producción renovable se convertirá en un objetivo económico de máxima importancia. En tal contexto, es probable que se implanten políticas que favorezcan que los edificios tengan alturas similares de modo que no se den sombra unos a otros. Por ello, no es descabellado suponer que la superficie urbana útil para la instalación de paneles crecerá muy por encima del 2%.

El resultado de 1 TW implica que hasta el 8% de la potencia suministrada por un mix 100% renovable podría ser producida por paneles fotovoltaicos urbanos. Muchos de estos paneles fotovoltaicos podrán pertenecer a hogares y a pequeñas cooperativas energéticas. La producción fotovoltaica descentralizada puede potenciar el empoderamiento y la autonomía de la gente frente a los grandes productores de energía, reducir la pobreza energética y llevarnos más cerca de una situación de mayor acceso a la energía para la gente común que algunos han llamado "democracia energética" (Scheer 2012).

Los paneles sobre suelo podrían también aportar 1 TW adicional con densidades de 3.3 We/m2 (DeCastro et al. 2013) si utilizáramos una superficie igual a la ocupada por todas las poblaciones del mundo. Está por ver si esa superficie está disponible, aunque asciende sólo a un 0.1% de la superficie continental.

Las redes inteligentes

Sin embargo, para ser estable, un mix 100% renovable no puede estar completamente basado en una producción descentralizada como la PV. La mayoría de la producción PV se autoconsume en el sitio, pero los productores PV necesitan cierto grado de interconexión con otros productores eléctricos, a escala regional, al menos (Lehmann y Nowakowski 2014, Peter 2015) para mitigar los momentos de nula producción local. Además, hay buenos argumentos en favor de las estaciones centralizadas de producción eléctrica y las super-redes eléctricas de interconexión. En primer lugar, industrias como el aluminio, el hierro, el cemento y el amoníaco necesitan suministros altos y estables de potencia en ciertos puntos. En segundo lugar, ya que el almacenamiento de la electricidad en baterías es actualmente caro y dependiente de materiales escasos, la producción fotovoltaica por sí sola no puede evitar la intermitencia en la producción y no es capaz de satisfacer la demanda nocturna. El almacenamiento energético sería más fácil de conseguir con centrales hidroeléctricas reversibles y centrales de concentración solar con almacenamiento de calor. Estos sistemas son más baratos que las baterías ya que el agua y el calor se almacenan más fácilmente en grandes cantidades que la electricidad. Por lo tanto, un mix 100% renovable tendría que incluir estaciones de CSP con almacenamiento de calor y estaciones hidroeléctricas reversibles. Sin embargo, tanto la hidroelectricidad como la CSP requieren condiciones geográficas específicas e interconexiones de largo alcance.

Fig. Red eléctrica de escala continental propuesta para Europa por el Proyecto Desertec.

Las redes inteligentes podrían ser la solución ideal para integrar la producción local descentralizada y las instalaciones de gran escala que se requerirían para ciertas industrias de alto consumo energético. Esto aprovecharía las ventajas de ambos sistemas: la autonomía local ofrecida por la PV residencial y la estabilidad de la oferta que ofrece la interconexión regional con otros (pequeñas y grandes) productores de energía renovable (García-Olivares 2015 a).

El peligro de las grandes redes es que éstas son más fácilmente monopolizables por las grandes empresas eléctricas que un sistema basado esencialmente en producción descentralizada, de ahí que muchas de estas empresas apoyen activamente el modelo de los super-grids.

Sin embargo, si la mayoría quiere, no hay nada que esté por encima de la voluntad política de la gente. En un sistema energético mixto como el comentado, los gobiernos y municipios tendrían un papel importante en la regulación de la alimentación a la red desde la producción fotovoltaica residencial, en el control de toda la red inteligente, en la política de incentivos al auto-consumo, y en las inversiones públicas necesarias para la investigación y desarrollo de nuevos sistemas de energía renovable. La aplicación de estas medidas reguladoras eventualmente podría requerir la nacionalización de las grandes redes eléctricas y la "municipalización" de las redes locales (García-Olivares 2015 a). Y si algún gran suministrador eléctrico intenta dominar el sistema, siempre está el recurso de la nacionalización para defender el interés general.

Potencial hidroeléctrico y geotérmico

La hidroelectricidad tiene poco margen para el aumento futuro porque los valles más apropiados ya se han utilizado para construir presas hidroeléctricas. Jacobson y Delucchi (2011) estiman que sólo hay margen para un 30% adicional de nueva potencia, hasta 1 TW global. A pesar de su limitada contribución a la potencia global, la importancia de las presas hidroeléctricas será sin embargo enorme en una economía post-carbono como medio de almacenamiento de energía (ver secciones siguientes).

Los Sistemas de energía geotérmica a gran escala se limitan actualmente a las regiones tectónicamente activas, donde el gradiente vertical de temperatura es grande. Estas regiones de alto flujo de calor incluyen el "Anillo de Fuego" del Pacífico, frente a Indonesia, Filipinas, Japón, Nueva Zelanda, América Central y la costa occidental de los EE.UU., así como zonas de dorsal como Islandia y África Oriental . Estas áreas podrían beneficiarse de esta tecnología para el consumo interno. Por ejemplo, los EE.UU. tiene un potencial estimado para los sistema geotérmicos mejorados (EGS en inglés) de 100 GW, lo mismo que algunas partes de China y la India. En la Unión Europea, esta tecnología tiene el potencial de suministrar 5% de la demanda de una sociedad futura post-carbono (Hoja de Ruta de 2010). Si en el futuro se instalaran 500 GW en todo el mundo, esto podría contribuir al 4% a la producción total de RE (13,5 TW, 12 de ellos eléctricos y 1.5 producción primaria de biomasa). Una parte de la energía obtenida a partir de EGS se puede utilizar para producir electricidad que no es intermitente y contribuiría así a la estabilización de la red.

Fig. Sistema de energía geotérmica mejorada. De Llopis y Rodrigo, Guía de la Energía Geotérmica, Comunidad de Madrid.

El potencial de la energía oceánica

La energía oceánica se puede extraer por medio de atenuadores de olas, turbinas que extraen energía de las corrientes y mareas, y sistemas de energía térmica oceánica (OTE).

Para ilustrar el potencial de las corrientes marinas, estimamos el poder que podría ser extraído en el Estrecho de Gibraltar, explotando el Agua Mediterránea de Salida (MOW en inglés). El MOW es una corriente casi permanente de aguas densas que dejan el Mediterráneo desde sus capas más bajas alcanzando una velocidad máxima de más de 0,73 m s-1 a una profundidad de 275 a 325 m en el umbral de Espartel, a 25 km de España ya 15 km de Marruecos. Hay también una corriente  superficial de agua atlántica que entra, para reponer la que sale del Mediterráneo en profundidad, pero esta corriente tiene menor potencial debido a la presencia de ondas internas de alta frecuencia y reversiones del flujo por las mareas, que hacen menos eficiente la extracción energética.

Una parte de la energía cinética de la corriente se puede extraer mediante turbinas, que pueden tener ejes horizontales o verticales. Ejemplos de turbinas de eje vertical son los Savonius, Darrieus, Gorlov y turbinas Savonius-Darrieus híbridos. La ventaja de las turbinas híbridas (Figura) es que pueden empezar a girar a bajas velocidades de corriente, aunque su máxima eficiencia tiene lugar para velocidades altas.

Fig. Turbina marina híbrida Savonius-Darrieus

La extracción de potencia de una turbina híbrida se puede estimar mediante la siguiente expresión:

P = 0,5 ρ V3 [As CPs + (Ad - As) CPd]                         (1)

donde As es el área barrida por el rotor Savonius (altura Hs veces 2Rs diámetro, m 2), Ad es el área barrida por el rotor Darrieus (m2), CP (CPD) es el coeficiente de potencia del (Darrieus) rotor Savonius, y ρ es la densidad del agua (aproximadamente 1030 kg m-3). La expresión fuera de los corchetes en (1) se corresponde con el flujo de energía cinética de la corriente.

CP es una función de la velocidad específica λ = ωR / V, donde V es la velocidad del agua, ω la velocidad angular, y R el radio del rotor. CP alcanza un máximo cuando λ = 0,8 para el Savonius, y λ = 5,8 para el Darrieus (CP es 0,18 y 0,3, respectivamente). Por lo tanto, λs / λd = Rs / Rd = 1.5 da un buen rendimiento en ambas turbinas aunque estén acopladas. La energía cinética media en la capa de 275 a 325 m de profundidad sobre el umbral de Camarinal se ha estimado en unos 1800 W m-2. Por lo tanto, suponiendo que las turbinas tienen una altura Hd = 10 m, Hs = 0,3 Hd, y un diámetro D = 2R = 0.8 Hd, la potencia obtenida usando la eq. (1) es P = 144 kW.

Si suponemos una eficiencia de conversión a electricidad del 80%, y un factor de capacidad CF = 0,8 (probablemente optimista), obtener 100 MWe exigiría cubrir alrededor de 2,1 kilómetros de la anchura del estrecho con turbinas de este tipo entre las profundidades de 275 y 325 m.
Sin embargo, 100 MW puede ser suministrado por un parque eólico marino de 111 turbinas de 3 MW y CF = 0,3. Un parque eólico requiere menor inversión y tiene costes de ingeniería y mantenimiento menores que una instalación bajo el agua. Además, pueden escalarse hasta la gama de los teravatios. En contraste, las turbinas marinas deben ser colocadas en lugares con corrientes intensas (de 1 a 2 m s-1 preferiblemente) que están limitadas a lugares geográficos muy particulares, como son el Estrecho de Gibraltar y las partes occidentales de los giros oceánicos. Por otra parte, una explotación a gran escala de los sistemas de corrientes planetarios plantea dudas sobre posibles perturbaciones del clima global, porque estas corrientes son las distribuidoras del calor y el CO2 planetario en las aguas superficiales.

En cuanto a la OTEC, consigue sus eficiencias mayores (3.4%) sólo en aguas tropicales, donde los gradientes de temperatura entre la superficie y las aguas intermedias son máximas. Según Nihous (2007) el potencial disponible es de 2,7 (escala secular) a 5TW (corto plazo) si se bombearan 16 x 106 m3 s-1 (16 Sv) de agua intermedia a la superficie. Sin embargo, un flujo de 16 Sv tiene el mismo orden de magnitud que el caudal de la cinta transportadora global; hacer esto podría perturbar la ecología pelágica y el clima global. Como un ejemplo, las aguas intermedias tienen concentraciones de CO2 de alrededor de 2300 mol-CO2 por kg de agua, una concentración mayor que en la superficie (aproximadamente 1950 mol kg-1). Por lo tanto, el flujo bombeado tiene el potencial para agregar, a través de desgasificación, 253 t s-1 de CO2 a la atmósfera, que es 24% de la entrada antropogénicas de CO2 en el año 2011 (ver http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_countries_by_carbon_dioxide_emissions ). Esta desgasificación se podría evitar con técnicas de captura de carbono, pero ello disminuiría la eficiencia energética de la OTEC que está ya en el límite de lo que es realizable.

Por lo tanto, es probable que en un futuro próximo las turbinas marinas y la OTEC no se utilizaran a gran escala, sino sólo en determinados lugares, como complemento local de los principales recursos de ER, es decir, energía eólica, solar e hidráulica.

La energía de las olas puede ser más fácilmente extraíble que la energía de las corrientes marinas. Australia, Europa atlántica y Chile tienen cada uno aproximadamente 5.000 kilómetros de costa con un flujo medio de energía en olas superior a 50 kW m-1. Los convertidores de energía de ola (WEC) tienen el potencial de convertir el 10% de la energía entrante de las olas en electricidad mediante el uso de diseños que respeten al mismo tiempo de tránsito marítimo y las zonas protegidas (Behrens et al. 2015). Por lo tanto, un 100% de cobertura de 5.000 kilómetros de la costa en cualquiera de estas regiones podría suministrar 25 GW de electricidad.

Fig. Convertidor de energía de tipo “overtopping”. Se puede ver en movimiento en http://www.energiatalgud.ee/img_auth.php/d/de/Overtopping_device.gif

Se trata de un orden de magnitud por debajo de la potencia que el viento o la energía solar son capaces de aportar para un continente como América del Sur, pero puede ser una fuente valiosa para satisfacer la demanda de las regiones costeras.
Además, la energía de las olas puede contribuir a la amortiguación de la variabilidad de la producción de energía eólica, ya que la intensidad del viento y de las olas no están correlacionados generalmente excepto durante las tormentas.

Un mix no intermitente 100% renovable

En conclusión, podríamos conseguir un mix 100% renovable de 12 TW de potencia media mediante la combinación de PV, CSP, eólica, hidroeléctrica, pequeñas contribuciones de energía geotérmica y de energía marina, con eventuales respaldos puntuales de centrales de biogás e hidrógeno obtenidos a partir de fuentes renovables. Quizás 1 TW o algo menos podría ser obtenida de paneles PV en techos, una cantidad parecida de PV sobre suelo, 1 TW o algo menos de energía hidroeléctrica y unos 9 TW entre CSP y energía eólica.

Incluso en un escenario de baja ocupación de plataformas y continentes, la energía eólica por sí sola es capaz de suministrar casi la totalidad de esos 9 TW y la CSP sola también es capaz de suministrar esta potencia siempre que los CSP en desiertos subtropicales se integran en redes continentales de Alta Tensión y corriente continua (HVDC). El porcentaje concreto que tendrá la aportación de las dos tecnologías en una futura economía post-carbono dependerá de la evolución de sus respectivos costos y en las decisiones políticas. Sin embargo, será necesaria una cuota mínima de CSP para proporcionar una gestión segura de la intermitencia de la producción eléctrica renovable.

La electricidad suministrada por una combinación de energía eólica y solar es menos intermitente que la suministrada por una sola de estas fuentes renovables, sobre todo si la procedencia de una parte de la energía solar es de desiertos tropicales y otra de las regiones ricas en viento. Además, la CSP con almacenamiento nocturno emplazada en los desiertos subtropicales tiene teóricamente una producción que no es intermitente en la escala de horas a días, y podría ser utilizada como carga base.

La carga es la potencia demandada a la red eléctrica. La carga base es la parte constante de la demanda de potencia, o la mínima potencia que se demanda en cualquier momento del año. Si tomamos la carga demandada por los tres países más industrializados de Europa, Alemania, Francia y Reino Unido, la carga media de estos tres países integrada a lo largo de 2014 es aproximadamente d 142 GW en media anual, que corresponde con la media de la curva de la figura siguiente. La figura siguiente muestra el comportamiento horario de esa demanda durante todo el mes de enero.

La carga base en este caso estaría en unos 110 GW. Si esta parte de la demanda fuera suministrada mediante CSP emplazadas en los desiertos subtropicales, entonces el resto de la demanda, unos 32.5 GW medios anuales en este ejemplo, que es una demanda intermitente, podría ser suministrada mediante la oferta intermitente de la eólica y la PV, con el respaldo de la hidroeléctrica. Para ello habría que dimensionar la instalación de eólica y PV de modo que suministre, en media anual, la energía media anual que requiere la parte intermitente de la demanda (32.5 GW). Esta demanda intermitente consiste típicamente en un ciclo diario de tipo senoidal, con pequeñas perturbaciones. Si la demanda media de ese ciclo se suple con eólica y PV exclusivamente, tendríamos una situación parecida a la ilustrada en la figura siguiente, donde unas veces tendríamos oferta menor que demanda y otras tendríamos la situación inversa, aunque en media anual la oferta y la demanda serían iguales.

Fig. Aspecto típico de las diferencias entre la oferta de energía eólica y PV y la demanda de energía eléctrica a lo largo de un mes, si la carga base ha sido previamente suministrada con CSP. Figura tomada de Mearns.

En los momentos en que la producción fuese mayor que la demanda, las centrales hidroeléctricas estarían produciendo hidrógeno o utilizando el exceso de electricidad para bombear agua valle arriba, mientras que el exceso de producción eólica y PV podría utilizarse también para producir hidrógeno y cargar baterías. Mientras que en el momento en que la producción se hiciera menor que la demanda, se conectarían a la red eléctrica los generadores de las turbinas de las presas hidroeléctricas, que estarían compensando el déficit de producción las horas en que la demanda fuese superior a la producción eólica y PV.

La cantidad de energía acumulada por las presas hidroeléctricas europeas es de 180 TWh (Euroelectric 2013). Si permitimos un 30% de ampliación futura del sistema, tendríamos 235 TWh, que equivalen a casi 6 días de la demanda total energética de Europa, que estaría en torno a 1.68 TW si el consumo global de la economía post-carbono fuese de 12 TW eléctricos. Como lo que hay que compensar son fluctuaciones que tienen típicamente un tamaño de unos 32.5 GW, el sistema hidroeléctrico europeo estaría capacitado para compensar una fluctuación típica de exceso de demanda que durara hasta 300 días seguidos. Obviamente, esto no va a ocurrir nunca, pues el tiempo necesario para que la producción eólica vuelva a ser superior a la demanda es típicamente de un día (Figura anterior).

El problema con este sistema es que da un papel desproporcionado a la CSP en comparación con la fuentes eólica. Un segundo método posible de eliminación de la intermitencia utilizaría a la CSP y su capacidad de acumulación para amortiguar suficientemente la intermitencia de la eólica hasta un punto en que las hidroeléctricas puedan terminar de completar la oferta.  

Se comenzaría por escalar la eólica de modo que sus momentos de exceso de demanda integrados coincidan con la energía eléctrica necesaria para la producción de hidrógeno en la futura economía post-carbono. En el próximo post veremos que esta energía sería aproximadamente de un 11% de la energía eléctrica necesaria para todo el sistema económico.

Supongamos como ejemplo ilustrativo que la carga eléctrica que demandarán las 5 economías más grandes de Europa (Alemania, Francia, Reino Unido, Italia y España) en un futuro post-carbono tiene la misma forma que la demanda actual, y que la oferta eólica futura tendrá la misma intermitencia que la actual producción eólica integrada de esos 5 países. En realidad, la demanda futura sería 4 o 5 veces mayor que la actual, pues toda la energía demandada por la economía estaría en forma eléctrica, pero el método de resolver el problema sería el mismo. El primer paso es escalar la oferta eólica para que en media anual sus momentos de sobreproducción proporcionen toda la energía necesaria para producir el hidrógeno que consumirá la economía renovable. La figura siguiente muestra tal curva eólica (línea azul) así como la demanda una vez restada la demanda constante anual para producir hidrógeno (línea violeta).

 

Fig. Demanda eléctrica de las 5 mayores economías europeas durante 2013 (línea violeta) y oferta eólica de las mismas en 2013 escalada para que pudiera satisfacer un 11% de la carga total para una hipotética producción de hidrógeno

La figura siguiente muestra el déficit de oferta o diferencia entre la curva violeta (demanda) y la curva azul (producción eólica):

Para que la CSP de  desiertos como el Sahara pueda actuar en el futuro como amortiguadora de estas oscilaciones, sería conveniente que esas ventanas en que la demanda ha sido ya satisfecha por la eólica (como la que hay en torno a las 800 horas) las estaciones CSP puedan estar acumulando la energía producida en su régimen de funcionamiento estándar en lugar de tener que parar sin más la producción. Sin embargo la capacidad suficiente como para acumular los 17 días de producción que tendríamos en la ventana de la figura equivale a 17 depósitos de sales de los utilizados en las centrales con acumulación de 12 horas actuales. Probablemente tal capacidad sea una exageración que plantearía múltiples problemas, entre ellos la sobrecapacidad en momentos de producción normal. Supongamos que las futuras centrales CSP, en un sistema de regulación como este que comentamos, se construyen con una capacidad de 5 días de acumulación, esto es cinco depósitos de sales en lugar de uno como actualmente. Supongamos que su potencia media anual se diseña para que sea la misma que la de la figura anterior. Esto equivale a un 20% de la potencia media anual de la carga total inicial (si el sistema se implementara globalmente, esto equivaldría a 2.4 TW en CSP, de los 12 TW globales). La figura siguiente muestra el grado de llenado de los depósitos de sales del sistema de centrales CSP a lo largo del año. Las pérdidas diarias de calor, de un 2.5%, se han tenido en cuenta en el cálculo.

Fig. Energía acumulada en los depósitos de calor del sistema de centrales CSP a lo largo del año

La figura siguiente muestra el déficit de oferta tras ser amortiguado por este sistema de CSP.

Fig. Déficit de oferta tras la contribución del sistema de centrales CSP

El resultado es que el déficit de oferta media anual tras el amortiguado ha bajado al 4% de la carga inicial integrada anualmente.

Como el porcentaje de la hidráulica en el mix global es de aproximadamente el 8% de la potencia (1 TW de los 12 TW globales), las presas hidroeléctricas tendrían una capacidad doble de la necesaria para responder al déficit de oferta mostrado en la figura anterior y producirían para la red únicamente en los momentos de déficit de oferta. En otros momentos, estarían produciendo hidrógeno o metano (para posibles centrales de respaldo de emergencia alimentadas con gas o H2), bombeando agua hacia presas más altas, o acumulando electricidad en sistemas de baterías.

La producción de gas se podría hacer desde hidrógeno electrolítico mediante el proceso de Sabatier:

H2 + CO2 ↔ CO + H2O             (ΔHR = 41.5 kJ mol-1 )

3 H2 + CO ↔ CH4 + 2 H2O            ( ΔHR = -206.4 kJ mol-1)

Los gastos energéticos de la obtención de CO2 del aire bajan el contenido energético del combustible final desde el 65% del input eléctrico inicial en el H2 al 49% o menos del input eléctrico en el CH4 (HHV).

La regulación rápida (o “primaria”) de la frecuencia lo harían pues las centrales hidroeléctricas europeas. El control primario de la frecuencia es la parte más delicada de la gestión de la red. En régimen permanente todos los generadores “síncronos” de una red eléctrica funcionan en sincronismo, es decir, la frecuencia de giro de cualquiera de ellos multiplicada por el número de pares de polos es precisamente la frecuencia eléctrica de la red (50 Hz). Si aumenta la potencia eléctrica consumida por los usuarios finales, pero la potencia mecánica aportada por las turbinas permanece constante, el incremento de demanda sólo puede obtenerse de la energía cinética almacenada en las máquinas rotativas. La reducción de la energía cinética en los generadores equivale a la disminución de su velocidad de giro y por tanto a una caída en la frecuencia eléctrica suministrada. Consideremos por ejemplo una red regional en régimen estacionario, con frecuencia de 50 Hz, a la que se demandan 10 GW y en la que la energía cinética almacenada en las máquinas rotativas es Wc = 100 GJ. Si en un momento dado la demanda aumenta en 100 MW (un 1%), es fácil demostrar que la frecuencia empezaría a caer a una tasa de 1.5 Hz/min con lo cual, si no actuase un mecanismo de control que aumente la potencia entrante, el sistema colapsaría en pocos minutos.

Las centrales hidroeléctricas tienen tiempos de respuesta para producir o interrumpir su producción del orden del segundo, por ello están capacitadas para actuar en el control primario de la frecuencia. Estos sistemas eléctricos que hemos discutido tendría la ventaja de que ese control primario lo harían centrales en suelo europeo, lo cual puede ser importante desde un punto de vista de seguridad nacional. Pero tanto en el primer sistema de regulación como en este otro la red eléctrica tendría tamaño continental, y por tanto el controlador de la red eléctrica debería ser preferiblemente una institución independiente transnacional con la función otorgada de servir la demanda de un área continental conteniendo diferentes países.

En conclusión, la intermitencia de la producción eólica y PV puede ser compensada sin mayores problemas siempre que conectáramos la producción CSP de los desiertos a una red eléctrica de tamaño continental. Otros sistemas alternativos para eliminar la intermitencia utilizando super-grids a escala continental europea han sido analizados por Czisch (2007; 2008) y también por Jacobson y Delucchi en un artículo que está actualmente en prensa. Sin embargo, los dos ejemplos muestran que el problema es resoluble con una red eléctrica que contenga CSP y centrales hidroeléctricas, si el proceso se diseña de forma mínimamente inteligente

Es de esperar que en el futuro las mejoras en los sistemas de acumulación de electricidad permitirán que una fracción cada vez mayor de la producción eólica se vuelva menos intermitente, al ser completada en sus momentos de valle por los sistemas de acumulación eléctrica de modo que pueda ser utilizada para contribuir a una fracción importante de la carga base.

Un sistema de acumulación de electricidad que consigue eficiencias de entre 0.72 a 0.80 al devolver la electricidad es el PHES de la empresa Isentropic. El sistema de la figura proporciona entre 2 y 5 MW por unidad durante unas 8 horas. Esta alta eficiencia se basa en el uso de bombas de calor para acumular calor a 500 ºC en el depósito de grava de la izquierda, con eficiencias típicas de las bombas de calor reales, de un 300%. En el ciclo de descarga, el sistema reversible actúa como un motor térmico, cuya eficiencia es la inversa de la anterior (1/3), pero que con las pérdidas irreversibles se convierte en algo menos de 0.30. El motor mueve un generador eléctrico de eficiencia 0.90. El resultado es una eficiencia combinada de casi un 80%. El gas que lleva el calor de un depósito de grava al otro es argón. Esta clase de sistemas parece bastante escalable, al no estar basado en materiales escasos, y puede ser un magnífico complemento de la acumulación de electricidad en centrales hidroeléctricas, que tiene rendimientos parecidos, del 80%.

Fig. Sistema Pumped Heat Energy Storage (PHES) de la empresa Isentropic. Un video explicativo puede verse en: https://www.youtube.com/watch?v=sIxt6nMf-IQ

El uso a gran escala de estos nuevos sistemas de acumulación de electricidad facilitarían la regulación de los valles de producción renovable y permitirían otros sistemas de regulación de la oferta eléctrica diferentes a los dos propuestos arriba. Un ejemplo detallado a escala horaria es el super grid 100% renovable propuesto por Bogdanov y Breyer (2015) para Eurasia y para otras regiones del mundo. En este sistema la aportación de las centrales de respaldo a base de gas supondría aproximadamente el 15% de la carga total anual. La figura siguiente muestra la producción diaria renovable para satisfacer la carga en Sao Paulo:

Fig. Región de Sao Paulo.

La carga y descarga de baterías (o de sistemas de acumulación de calor como los de arriba) también puede ser importantes en algunas regiones, como Sumatra:

Fig. Región de Sumatra.

Y la fig. siguiente muestra un diagrama de Sankey (de flujo energético) 100% renovable para Suramérica.

Fig. Diagrama de Sankey 100% renovable para Suramérica.

Esta alternativa 100% renovable, según Bogdanov y Breyer, costaría entre 53.5 y 62.6 €/MWh. Las opciones no renovables bajas en carbono, como la energía nuclear, el gas natural y la captura de carbono y almacenamiento (CCS) tienen un costo nivelado de electricidad (LCOE) de 112 € / MWh para las nuevas nucleares, 112 € / MWh para CCS de gas y 126 € / MWh para el CCS. Así que la alternativa renovable costaría un 44 - 61% del coste de las no-renovables.

De los tres modelos de eliminación de la intermitencia que hemos analizado, el primero está basado principalmente sobre las CSP, por ello es el más caro a precios actuales, y sólo se utilizaría si los otros dos modelos fueran inviables para una determinada región. El segundo modelo se basa principalmente sobre aportaciones eólicas y funcionaría si hay un respaldo suficiente de potencia hidroeléctrica; ello está asegurado en media global, pero podría no ser el caso en muchas regiones. El tercer modelo se basa principalmente en producción fotovoltaica, con el respaldo de hidroelectricidad y de un 15% de aportación desde sistemas modernos de acumulación de electricidad, que están  actualmente en rápido desarrollo. Este último sistema parece factible siempre que haya una superficie suficiente para la instalación de paneles en suelo, por ejemplo, zonas semiáridas de poco uso económico. Un ejemplo sería el desierto de Los Monegros en España. La eficiencia de paneles reales en el desierto Arábigo ha sido medida por investigadores de la King Abdullah University of Science and Technology y cae de 17.6% cuando la máxima diaria es de 30º C hasta 14.8% con 50ºC de máxima temperatura diaria. El efecto de la temperatura es importante pero no parece tan dramático como para inutilizar el uso de PV en tales regiones. Bastaría sobredimensionar un poco el campo solar para compensarlo. Según ese estudio, la pérdida de eficiencia de la PV en los desiertos debido a polvo y altas temperaturas puede ser también mitigado con pequeñas inversiones en revestimiento y limpieza de los paneles.

Retorno energético en un mix 100% renovable

La tasa de retorno energética (TRE) se define como:

TRE = Eout / Ein                                (2)

donde Eout es la energía que una tecnología energética (por ejemplo, un panel fotovoltaico o todos los paneles fotovoltaicos de un país) ofrece durante toda la vida útil de la tecnología, y Ein el aporte de energía requerido durante el ciclo de vida de la tecnología para su funcionamiento.

La TRE efectiva de una economía completa también puede obtenerse promediando la TRE de sus tecnologías energéticas individuales. La TRE efectiva de una economía debe ser lo suficientemente alta como para sostener las actividades económicas distintas de la propia producción de energía. Algunos autores como Hall y Heinberg consideran 10 como el valor TRE mínimo que cualquier economía debe tener para evitar el riesgo de la erosión de las actividades sociales importantes.

Cuando se calcula TRE de la energía PV, el numerador de (2) es la energía eléctrica proporcionada por la industria fotovoltaica, sin embargo el denominador de (2) es, en gran parte, la energía invertida en la fabricación de los paneles, que es esencialmente la energía procedente de combustibles fósiles. Otra definición ampliamente utilizada es el TREPE-eq (TRE energía primaria equivalente). Este concepto evalúa la expresión (2) usando, para el numerador Eout-PE-eq, la salida neta de energía durante la vida útil de la instalación fotovoltaica, pero expresada en términos de su "energía primaria equivalente ', y no directamente como electricidad. La conversión se realiza normalmente sobre la base de la "eficiencia de conversión energética en el ciclo de vida" de la red eléctrica de corriente (ηgrid), es decir,

Eout-PE-eq = Eout / ηgrid

donde, por ejemplo, ηgrid = 0,29 para los EE.UU., y 0,31 para la UE-27.

La expresión resultante es útil para estimar la cantidad de energía primaria que es prácticamente 'devuelta' a la sociedad (es decir, preservada para usos alternativos) por unidad de energía primaria invertida en la tecnología, dada la composición de la corriente de la red eléctrica. Pero también es útil para estimar la TRE de fuentes renovables que producen electricidad como output (es decir, PV, CSP, eólica e hidráulica) en una futura economía post-carbono, donde prácticamente todos los procesos consumirían electricidad. De hecho, la expresión resultante es:

TREPE-eq = Eout / ηgrid Ein

y el denominador es aproximadamente la Ein-el energía que habría sido utilizado si la energía de entrada fuera de energía eléctrica en lugar de la energía de los combustibles fósiles:

TREPE-eq ≅ Eout / Ein-el                                 (3)

donde Ein-el = η Ein, con η siendo la futura eficiencia de conversión de energía térmica a electricidad, que se supone que es cercana a la actual (ηgrid) dado que, según Ayres, desde finales de los 70 estos rendimientos suben solamente de forma logística, esto es, cada vez más lentamente, probablemente debido a los límites termodinámicos que tiene la conversión de calor a trabajo mecánico.

Existe un fuerte desacuerdo entre los diferentes grupos sobre la TRE de la energía fotovoltaica. Según Carbajales-Dale et al. (2015), el rango de las estimaciones está entre un TREPE-eq (TRE-energía primaria equivalente) de 19 para los paneles PV mono o multi-cristalinos de silicio (el grupo Fthenakis en Brookhaven) y una TRE de 2,45 (Prieto y Hall 2013) para la industria fotovoltaica española.

El análisis de Prieto y Hall (2013) es muy detallado y utiliza los datos de la industria fotovoltaica española. Por lo tanto, el valor obtenido por ellos para la TRE de español fotovoltaico debe ser considerado como una estimación realista de los valores que cabe esperar en las actuales instalaciones fotovoltaicas a escala nacional.

El argumento de Prieto y Hall para usar TRE y no TREPE-eq es que "si pretendiéramos utilizar  electricidad de fuentes renovables para reemplazar los combustibles fósiles utilizados para estas actividades globales, probablemente a través de un portador de energía, como la eterna promesa del hidrógeno, el pretendido factor multiplicativo utilizado por Carbajales et al. (2015), operaría inmediatamente en sentido inverso y se convertiría en un factor divisor, probablemente del orden de 3, con respecto a la utilización directa de combustibles fósiles de hoy. Es por eso que no empleamos ese "factor de corrección" utilizado por Carbajales et al. (2015) "(http://energyskeptic.com/2015/tilting-at-windmills-spains-solar-pv/ ).

Este es un argumento convincente si las instalaciones fotovoltaicas fueran a utilizarse para producir los combustibles que la presente economía necesita (un parque de 1000 millones de vehículos con células de combustible de hidrógeno, gas para calentamiento industrial, máquinas industriales movidas por motores de combustión, etc.). Sin embargo, no es un argumento convincente si estamos estudiando un sistema fotovoltaico futuro en una economía post-carbono electrificada donde el uso de hidrógeno sea pequeño en relación con el uso directo de la electricidad para calentamiento industrial y para producir movimiento. Este segundo escenario es el que plantean la mayoría de los autores que abogan por una economía 100% renovable, dado que el primero supondría un derroche de energía eléctrica absurdo e inviable. Como veremos en un próximo post, la mayoría de los servicios que demanda la economía precisan de energía física, no química. Es por ello un gran derroche utilizar una energía que ya es física, como la electricidad, para producir energía química (hidrógeno) que luego habrá que transformar en energía física otra vez. En ese proceso se puede llegar a perder hasta el 75% de la electricidad inicial, quedando la eficiencia reducida a un 25%, a comparar con la eficiencia que tiene el uso de la electricidad en un motor eléctrico conectado a la red (de un 95%) o de un motor alimentado por batería (80%). Una economía post-carbono viable debería utilizar el hidrógeno exclusivamente en las pilas de combustible necesarias para los barcos (unos 374 GW), los aviones (588 GW, aunque es probable que el tráfico aéreo adelgace drásticamente dado el alto coste energético que tiene en relación con el servicio que presta), la reducción química del mineral de hierro (440 GW), la reducción del cobre, el estaño y el níquel (4.63 GW), la producción de amoníaco si no se quiere usar biogás y no se ha llegado aún a una agricultura orgánica (169 GW) y las pilas de combustible de un 10% de los camiones y un 10% de los tractores agrícolas (máximo que no pondría en peligro las reservas de platino y paladio). En total, si suponemos una reducción del tráfico aéreo del 50%  y nula producción de amoníaco, se necesitarían 1.3 TW de electricidad para producir el hidrógeno necesario. Esto equivale a utilizar un 11% de la electricidad renovable producida (unos 12 TW). Si hay que utilizar un factor de bajada del TRE sería pues para esos 1.3 TW y no para la totalidad de la energía eléctrica producida con renovables. Teniendo en cuenta esto, la expresión para calcular la TRE sería la siguiente:

TREPC = [ (1-α) (fW/EW + fPV/EPV + fCPS/ECPS + fH /EH) + 2.1 α (fW/EW + fPV/EPV + fCPS/ECPS + fH /EH) + fB /EB]-1                                (4)

donde f se refiere a la proporción de las diferentes fuentes renovables (W: viento, PV: fotovoltaica, CPS: termosolar de concentración, H: hidroeléctrica, B: biomasa) en el mix, E se refiere a la TRE de las diferentes fuentes de energía renovables, y α es la fracción de la electricidad generada que se utiliza para la producción de hidrógeno. El factor de 2,1 es la relación entre la electricidad necesaria para la producción y transporte de una masa dada de hidrógeno y el contenido de calor bajo (LHV) de esa masa (Bossel 2005).

En la expresión (4) se usan losTREPE-eq en lugar de TRE, dado que el efecto de la producción de hidrógeno se está contabilizando aparte de forma explícita. El TREPE-eq de la energía fotovoltaica en España sería 8 si transformamos el valor correspondiente de TRE obtenido por Prieto y Hall (2013). Teniendo en cuenta que esta cifra está en el rango inferior de las estimaciones publicadas, lo hemos tomado como un valor conservador para la TRE de la producción fotovoltaica en una sociedad post-carbono.

Supongamos que la energía eólica suministrará 4 TW, la solar 7 TW (1 TW con PV residencial, 1 TW con PV en suelo, y 5 TW con CSP) y la hidroelectricidad 1 TW. Los molinos actualmente instalados tienen TRE de aproximadamente 20, y las estaciones de CSP unos 18 si sintetizan sus propias sales para el almacenamiento de energía (García-Olivares et al 2012.); la TRE de la hidroeléctrica es de aproximadamente 84 (Hall et al. 2014), y la TRE de la energía solar fotovoltaica la hemos tomado como 8. En 2005, se utilizó con fines energéticos 1,47 TW de la biomasa. Suponemos que este consumo se mantendrá en un futuro la sociedad post-carbono, por lo que la producción total de energía renovable (incluida la biomasa) será 13,5 TW. Gagnon estima una TRE de 27 para los residuos de biomasa, pero esta TRE disminuye a 5 si la biomasa tiene que ser transportada a 20 km. Tomaremos una TRE de 20 como un valor intermedio para toda la biomasa. Con el uso de estos parámetros, el valor obtenido a partir de (4) es TREPC = 15.

Podemos comparar este valor con la TRE efectiva de la actual economía de los combustibles fósiles. En este caso, una expresión equivalente a (4) es la siguiente:

  TREFF = [FO / EO + FC / EC + FG / EG + fH / EH + fN / EN + FR / ER + fB / EB] -1             (5)

donde f se refiere a la proporción de las diferentes fuentes de combustibles fósiles (O: petróleo, C: carbón, G: de gas, H: hidroeléctricas, N: nucleares, R: nuevas energías renovables, B: biomasa).

La tabla siguiente muestra la energía primaria producida a partir de diferentes fuentes en 2005 (Grubler et al. 2012), su participación en el mix, y su TRE estimada por diferentes fuentes.

Combustible	Energía (EJ)	Contribución (%)	TRE
Petróleo	167.4	33.8	18.5(1)
Carbón	122.2	24.6	46.(2)
Gas	99.0	20.	18.5(1)
Hidro	30.1	6.1	84.(2)
Nuclear	28.5	5.7	14.(2)
Renovables	2.3	0.5	19.(3)
Biomasa	46.3	9.3	20.(4)

Usando esta tabla y la expresión (5) la TRE de la actual economía de combustibles fósiles puede estimarse como TREFF = 23.

La energía útil neta Eu disponible para suministrar a los usos finales de otros sectores económicos (ver Figura) está relacionada con la TRE a través de la siguiente expresión:

Eu = Ep (1 - 1/TRE)                            (6)                         
De acuerdo con esta expresión, la economía actual utiliza el 96% de la energía primaria fuera del sector de la energía, y en un futuro RE mezclar la cifra se reduciría al 93%.

Fig. Energía producida (Ep), energía neta o “útil” (Eu), y energía reinvertida en el sector de producción energética (Ei).

Como se puede observar, la TRE y la energía neta de un futuro mix 100% renovable son  inferiores a los actuales. Teniendo en cuenta que el valor TRE utilizado para PV era conservador y que las curvas de aprendizaje de los sistemas de ER se encuentran actualmente en su inicio, la TRE de un mix futuro renovable probablemente aumentaría en el tiempo después de su aplicación. Valores de TRE por encima de 10 (energía neta por encima del 90%) se consideran suficientes para sostener una sociedad compleja según Hall y Heinberg, aunque otros autores ponen el límite algo más abajo (Figura)

Fig. Porcentaje de energía neta que llega a la economía (excluído el sector de producción energética) en función de su TRE (o EROEI)

Sin embargo la transición renovable debería de hacerse de forma eficiente, para evitar que la TRE pueda acercarse a valores demasiado cercanos a los que se consideran incompatibles con una sociedad compleja.

En conclusión, las renovables tienen un potencial sobrado para poder realizar una transición del mix energético actual a un mix 100% renovable no muy diferente. Sin embargo,  una sociedad post-carbono 100% renovable debería tener una economía estacionaria o de no-crecimiento en el consumo de materiales y energía. Si no conseguimos una economía estacionaria, el tamaño limitado de las reservas de cobre, níquel, litio y platino impedirían un crecimiento de potencia media anual no muy por encima de los 12 TWe. Pero tal economía estacionaria sería capaz, en principio, de sostener una economía desarrollada industrial si los procesos basados actualmente en combustibles fósiles pudieran ser reemplazados por procesos eléctricos, carbón vegetal y biogás renovables. En qué grado esto es posible o no lo trataremos en un próximo post.

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