Queridos lectores:
Esta semana, Beamspot nos ofrece la tercera y (por el momento) última entrega de su análisis sobre la reciente fiebre por el hidrógeno verde que se ha desatado en las cancillerías de los Gobiernos y en los despachos de las grandes corporaciones. Agárrense la cartera y lean este último ensayo.
Salu2,
AMT
La Fiebre del Hidrógeno 2.0
Y parte III.
En las dos entradas anteriores se abordaron dos usos del hidrógeno que se promueven desde esa institución no democrática que es la Unión Europea (¿alguien ha votado a Úrsula Von der Leyen en unas elecciones?).
Vimos que una era a todas luces una tomadura de pelo, básicamente una confirmación que las baterías no daban de sí para alimentar camiones de gran tonelaje y largas distancias, o al menos así parece ser que piensan nuestros preclaros líderes, pero el hidrógeno tampoco arregla nada. Hasta Volkswagen soporta esta tesis.
La otra parecía, a primera vista, más ventajosa y lógica, aunque como se explicó, en base al truco de ocultar gastos, si bien no se entró en mucho detalle es este último punto.
Hoy veremos algo más sobre las consecuencias de ambas aplicaciones, así como el uso de la opción estática usando la infraestructura existente, para la gestión de la intermitencia y variabilidad que no se abordó anteriormente.
Gestión de la intermitencia.
Uno de los usos importantes que propone la Unión Europea para el Hidrógeno a medio plazo, ‘cuando haya capacidad de almacenamiento’ suficiente, es para la gestión de la intermitencia de las renovables, es decir, un paso más allá de la ‘simple’ gestión de la inestabilidad (que es la manifestación a corto plazo del mismo problema).
La idea es almacenar hidrógeno cuando las renovables, que deberían estar sobredimensionadas, generen energía de ‘sobras’, para luego gastarlo durante los picos de consumo en que las renovables no pueden cubrir la demanda.
Ya hemos visto que, incluso con penetraciones relativamente bajas, hay que recortar su producción debido a los problemas de inestabilidad que generan, pero esa producción sigue siendo ‘relativamente pequeña’. Esa es, en un principio, la energía que quieren utilizar para esta aplicación.
Luego, esa sobreproducción que se ha almacenado en alguna parte se devuelve a la red. Invariablemente, mediante centrales ‘convencionales’, léase turbinas de gas. Bien pueden ser de ciclo combinado, más lentas en arrancar, bien sean ‘peakers’, mucho más rápidas y pensadas para arrancar y parar y hacerlo rápido, a costa de un rendimiento más bajo (del 50% de las de ciclo combinado a un 40% en el mejor de los casos para las peakers).
Dada la situación de inestabilidad, lo más probable es que algunas de estas centrales ‘convencionales’ estén en funcionamiento incluso mientras las renovables ‘sobreproducen’, para aportar más estabilidad.
Con ese concepto en mente, y obviando las pérdidas por compresión, distribución, fugas, etc, podemos hacer un cálculo simple.
Si la hidrólisis tiene un rendimiento del 60%, y las centrales de ciclo combinado del 50%, tenemos que el rendimiento final entre la energía ‘sobreproducida’ y la ‘reutilizada’ es del 30%. Si vamos a un ‘peaker’, bajamos al 25%.
¿Y eso qué quiere decir?
Pues que por cada kWh que gastemos de electricidad hecha con hidrógeno verde, se han tenido que ‘sobreproducir’ antes 3 o 4 kWh, una energía que las renovables van a querer cobrar.
Eso significa que el kWh consumido de almacenamiento va a costar 4 o 5 veces lo que el kWh de renovables en los momentos en que éstas sobreproducen. Y el hecho que sea en diferido complica las cosas ¿van a producir cuando produzcan, pero van a cobrar cuando no? ¿O cómo va eso?
Por mucho que digan que esa electricidad ‘sobrante’ es ‘gratis’, no conozco yo ninguna empresa de generación, renovable, fósil o de galletas ya puestos, que haga nada de gratis ni por el amor al prójimo.
Esa electricidad se va a pagar sí o sí. De hecho, ahora mismo Alemania está pagando a Dinamarca para que NO produzca. Claro que no queda claro >>exactamente quién<< está pagando, así que o bien cae en la factura de la luz de los alemanes, o bien sobre impuestos a los alemanes… lo cual significa que lo paga el pueblo alemán de una forma u otra.
Pero de ‘gratis’ nada de nada.
Eso de ‘gratis’ es un cuento comercial muy viejo y muy manido y que en el caso de la electricidad se puede ver no sólo en los precios expuestos en el anterior artículo, sino en el clásico ejemplo que ‘los cochepilas son más baratos de consumo’, e incluso, ‘Tesla regala la electricidad’. La verdad, ahora que ya empieza a haber cochepilas por ahí rondando, es que un Tesla cuesta más en electricidad por Km que un BMW gasolina.
¿O acaso nos pensamos que las decenas de millones de € en impuestos a los combustibles que recauda el gobierno van a dejar que desaparezcan?
En esa tesitura, es obvio entonces que la electricidad va a subir, y que encima lo va a hacer de forma más acusada según la situación meteorológica. O sea, tremendamente variable.
Veamos algunos ejemplos.
Para empezar, iremos a por lo más rápido, es decir, las variaciones en el corto plazo, en términos de milisegundos a segundos.
Este tipo de variaciones tienen dos fuentes: la generación fotovoltaica por un lado, y la causada por líneas de transmisión largas sobre las que la potencia no está perfectamente controlada.
Dada la extensión y complejidad de esta última que ya hemos comentado superficialmente, ahora nos centraremos en la primera. Pongamos un gráfico de una instalación fotovoltaica fija, producción real en un día soleado (línea azul) y en un día con nubosidad variable (violeta).
Producción real de un mismo panel fotovoltaico
en dos días diferentes. Ojo con las horas.
Peor aún: la tremenda variabilidad de esa producción tiene que ser compensada de forma rápida, eso implica que como esté nublado necesitas tener en todo momento una energía de respaldo controlable, despachable aunque haga sol!
Esta es probablemente la mejor forma de ver de forma fácil porqué se pretende hacer ‘hidrógeno verde’: mientras se consume energía estable (¿producida con?), la energía inestable de las renovables es más conveniente que sea absorbida de forma variable, según se produzca, por la hidrólisis.
Eso, este tipo de problema de intermitencia implica una producción variable también, cosa que ni los electrodomésticos ni las grandes fábricas (ni la mayoría de los accesorios eléctricos) lleva bien, de ahí que se tenga que ‘gastar’ en cosas que sí lo permitan.
Resumen de este ejemplo: cuando hay variabilidad en la producción (porque es incontrolable) a corto plazo, conviene que la energía suministrada a la red sea estable (mediante generación controlada, despachable), mientras que la renovable afectada se dedica prácticamente en exclusiva, a generar hidrógeno, puesto que este proceso permite y ‘absorbe’ la variabilidad (con las pérdidas de rendimiento en la producción de hidrógeno asociadas).
‘Al menos no se pierde’, dirán unos. ‘Al menos ahora se cobra’, diremos otros.
Sigamos con el siguiente paso temporal, el del orden de minutos. Esta vez, va de una mezcla, fotovoltaica y eólica.
Cuando por encima de un inmenso parque fotovoltaico pasa una gran nube, al mediodía o en un momento de mucho sol, la variación de potencia es más lenta (son más placas, y la nube tarda un tiempo en cubrirlas todas), pero también de más MW.
Cuando hace mucho, mucho viento, los parques eólicos se paran para evitar dañar los aerogeneradores. Eso, de nuevo, implica para un parque grande, que se pasa del 100% de potencia nominal al 0% en cuestión de minutos. Y dado que, como veremos más adelante, el viento fuerte tiende a soplar en grandes áreas, se verán afectados varios parques, especialmente si se intenta sobredimensionar la eólica para cubrirlo todo con renovables.
En ambos casos, estamos hablando de la pérdida de centenares de MW en el orden de 5 a 10 minutos.
Una planta de gas tarda mucho más en arrancar. En una de ciclo combinado, la turbina de gas tarda del orden de una hora o algo más, mientras que la etapa de vapor se retrasa todavía unos 30 – 40 minutos tras la entrada de la turbina de gas (con el consiguiente consumo de gas para esa operación que no contabilizan los pro renovables).
Eso es ya un problema muy grande. Y este, junto con el orden inferior de tiempo, son los dos únicos problemas reales que solucionan las baterías estacionarias como la famosa de Tesla en Australia: 100MW de potencia durante unos 80 minutos… que es el tiempo que tarda en arrancar una central de gas de ciclo combinado.
Pero 100MW es poco, muy poco. La potencia de generación instalada es del orden de los GW, entre uno y tres órdenes de magnitud más grandes.
En Corea del sur también pusieron baterías, coreanas. Más de 20 plantas de este tipo ardieron en un año.
Y sin embargo, este problema de que caigan centenares de MW, GW en muchos casos, en menos de 10 minutos, es algo común que pasa varias veces al año. De hecho, este problema ya ha hecho ‘saltar’ la luz bastantes veces en Australia, hasta el punto que para apaciguar el cabreo del pueblo, los australianos pusieron la megabatería de Tesla famosa (como a unos 700$/kWh, nada barata). Lo cual fue una demostración más de los límites de integración de las renovables.
No sólo eso. Si toda la energía que consume el mundo fuese eléctrica, e hiciésemos una batería con todo el litio que se estima que existe… dicha batería podría almacenar el consumo de unas 4 horas. Sin dedicar nada ni a cochepilas ni a móviles ni otro tipo de equipamiento. Si añadiésemos baterías de plomo… estaríamos en una hora más.
Sólo para hacerse una idea.
Por eso surge de nuevo el mismo planteamiento que para el caso anterior: cuando se vea viento tan fuerte (la previsión meteorológica en este sentido es de fiar), se pone en marcha energía despachable, y toda la producción eólica afectada se desvía a hacer hidrógeno. Y eso puede ser mucho, varias veces al año.
Pasemos ahora al siguiente caso en la escala temporal. La variación diaria, intradía como dirían los corredores de bolsa. O, de forma más evidente, el ciclo día/noche que, obviamente, afecta de forma muy previsible a la fotovoltaica.
Y aquí es donde aparece la ‘curva del pato’ (y los apagones inevitables de California).
Cuac cuac. El ‘cuerpo’ del pato, a la naranja,
es la producción fotovoltaica. La línea superior, el consumo, y la línea
inferior, la producción despachable o controlable, en un día de
primavera/otoño. Nótese la cabeza, a la derecha.
El nombre de la curva hace justicia a su forma. Hay dos o tres puntos destacables. El primero, la bajada enorme de producción en las horas centrales del día. El segundo, la enooorme y empinada cuesta de entrada en servicio de la energía despachable.
El tercero… que el pico de consumo es de noche, tras la puesta del sol. Invariablemente, cuando la gente vuelve del trabajo, y tiene que encender las luces, cocinar (recordemos que no sólo se promociona la cocina eléctrica, es que en San Francisco ya tienen prohibidas las de gas, igual que las calefacciones que no sean eléctricas) la cena, etc. Suele ser el momento de mayor consumo doméstico, además de ser, simplemente, el de mayor consumo.
El consumo es complementario con la producción solar…
¿Adivinan Uds. A que hora es, sistemáticamente, más cara la electricidad?
Bien. ¿Cuáles son los problemas de esta curva? Con números, plis.
Aunque no se ve muy bien, el mínimo está en los 11 GW, y el máximo en los 25 GW. Eso significa que entre las 8:00 y las 10:00 tienen que retirarse como 4 GW, de 10:00 a 14:00 otros 2 GW… para luego, de 16:00 a 19:00, en tres horas… subir 14 GW. Eso implica tener 14 GW que van entrando y saliendo, y que, en teoría, sólo facturan durante unas horas. A las que le tienen que añadir el sobre coste de arranque y parada que generalmente no se contemplaba (las centrales eléctricas no suelen estar diseñadas para parar y arrancar cada día, eso son sólo los ‘peakers’), sin contar las pérdidas por ineficiencia. Un ciclo combinado puede dar del orden del 52% de rendimiento… en el punto óptimo. A la primera que lo sacas de ahí, baja. Además, ya hemos dicho que hay que arrancarlos como una hora y media o más antes de que entreguen toda la potencia.
Todo eso implica que hay que sincronizar unas cuantas centrales de ciclo combinado y ‘peakers’ (creo que en California no hay ninguna: ‘compran’ esa electricidad a los estados colindantes, cosa que, por la distancia, aumenta la inestabilidad y limita la capacidad de compra a las cercanías de los estados limítrofes), que tienen que entrar todas de forma muy controlada en un período de tiempo muy controlado… y que se puede descontrolar por la simple aparición de una nube.
Por supuesto, hay bastantes más problemas, que se exacerban a medida que va aumentando la penetración. Uno de ellos, por ejemplo, es la pérdida de rentabilidad de las centrales que funcionan de forma intermitente (al funcionar menos horas además del sobrecostes de unos arranques que no estaban previstos en su momento), lo cual hace que se retiren, se cierren… y se pierda la capacidad luego de estabilizar y suministrar la energía.
Eso limita la capacidad de rampa (Limited Ramping Capacity, en la gráfica). Y entonces hay que optar por varias soluciones.
La primera, recortar entrega de energía (la de la izquierda). O sea, apagones (que en verano, que es cuando más energía da la fotovoltaica, son generalizados en California desde hace años).
La segunda opción, recortar renovables, con lo que hay más centrales de ciclo combinado (o carbón, o nuclear, que son más lentas, pudiendo tardar días en arrancar) funcionando en todo momento. Esto reduce inestabilidad y otros problemas.
Esa segunda opción es algo que sabemos que se está haciendo desde hace tiempo en muchas partes, empezando por Alemania con su ‘ejemplar’ Energiewende (que es la primera que no sólo recortó, sino que hizo parón en nuevas instalaciones, al comprobar que se disparaba el coste).
Insisto: esto es una demostración fehaciente de las limitaciones de las renovables, que hace tiempo que están con nosotros.
Por supuesto, ahora se trata de poner sobre la mesa, una tercera opción para ‘allanar la curva’. El almacenamiento de esos excedentes que ahora se ‘recortan’ (y que, en algunos casos, se pagan). La propuesta de la Unión Europea.
En esta curva del pato ‘rellena’ se puede ver la energía que se almacena durante las horas de mayor producción fotovoltaica, cosa que permite mantener 15 GW de generación ‘convencional’ (de combustibles fósiles), para luego verterla durante el pico de demanda, cosa que limitaría la necesidad de potencia ‘convencional’ a menos de 22 GW.
Eso sería una ‘buena opción’ por ambas partes.
La
curva del pato ‘relleno’. Se trata de almacenar energía de 10:30 a 16:30, para
luego verterla de nuevo a la red durante el pico de consumo.
Excepto que… ¿cómo se ‘devuelve’ esa energía almacenada? Porque la red sigue demandando 26 GW (según esa gráfica, que es algo vieja, del 2013). Eso es algo que no explica la gráfica, pero que en realidad sería mediante ‘peakers’ de hidrógeno (recordemos, esas turbinas de gas específicas que fabrica Siemens).
Algo más de 5 GW de ‘peakers’.
Por otra parte… a ojímetro, estamos hablando de unos 15 GWh. O sea, como unas 120 baterías como la Tesla australiana. Suponiendo una eficiencia del 100% (en realidad estaría sobre el 80%, y por tanto, harían falta 150 baterías)
Sin embargo… si lo hacemos con hidrógeno… y resulta que tenemos que producir 45 GWh de electricidad para generar el hidrógeno necesario para luego poder devolver 15 GWh… suponiendo centrales de ciclo combinado. De ser con ‘peakers’, estaríamos hablando de más de 60 GWh, ya que habría que añadir el gas necesario para irlas arrancando antes, sin producir electricidad en absoluto. O sea, como 70 GWh invertidos.
Sin embargo, en la gráfica, se recortan sólo 15 GWh.
Para añadir 55 GWh de energía, en las aproximadamente 8 horas que produce la solar… necesitaríamos añadir una producción media de unos 6.8 GW. Es decir, durante las horas de producción fotovoltaica, necesitaríamos consumir una media de 21.8 GW para generar el hidrógeno necesario para cubrir el pico.
Eso es lo mismo que todo lo que produce, según esa gráfica, la fotovoltaica, cosa que implicaría que la producción ‘convencional’ se mantuviese estable durante las 24 horas, más o menos.
Para eso, tendríamos que almacenar como 37.5 GWh de hidrógeno, es decir, alrededor de 1000 toneladas de hidrógeno, unos 14000 millones de litros, 14 millones de m3, en condiciones normales. Para que nos hagamos una idea, un barco metanero tiene una capacidad del orden de ¼ de millón de m3.
Hidrógeno obtenido a partir de 9000 toneladas de agua, unas tres piscinas olímpicas.
9000 toneladas de agua consumida, vaporizada. Recordemos que eso hace efecto invernadero. Y no hablamos de sosa cáustica ni cloro ni nada, ya que se supone que sería agua potable (que deja residuos no potables).
Cada día.
Recordemos: haría falta dedicar toda la producción fotovoltaica actual sólo para suplir el pico de la noche.
No nos ahorramos nada, y encima tenemos que gastarnos toda la infraestructura (amén de la fotovoltaica). Y ese coste total, incluyendo lo que ahora se paga por la fotovoltaica, se concentraría sólo en las horas de pico… mientras el resto se paga igual.
Dicho de otra manera, el precio de la electricidad se dispararía. Es decir, si la electricidad en California se pagaba (en 2017) a 16.2 centavos el kWh, dado que hacen falta tres kWh como mínimo para hacer el hidrógeno que luego se producirá durante el pico, tenemos que éste no sería rentable por debajo de 48,6 centavos. Si contamos que la central del ‘peaker’ y todo el tema de almacenamiento energético también se tiene que pagar, algo tienen que cobrar, de algo tienen que vivir (¿de verdad cree alguien que van a gastar el dinero de gratis?), durante el pico, ese kWh se tendría que pagar a más de 50, o mucho más probablemente, 60 o 70 centavos (4x precio kWh para generar el hidrógeno, más el coste del ‘peaker’ – que recordemos que tiene menor rendimiento – y el almacenamiento, que además debería ser más grande).
Obviamente, lo que se puede hacer, de hecho, parece ser que es lo que se hacen en California, es diluir el coste del pico entre el resto, así que, en lugar de tener tarifas diferentes, lo que tendremos es un incremento medio del precio de 16.2 a unos 22 centavos el kWh.
De ahí se demuestra que el precio de la electricidad, lejos de bajar, va a subir. Por mucho que nos manipulen, nos engañen diciendo que la electricidad renovable es ‘gratis’. No existe ni la electricidad gratis ni ninguna empresa que regale nada (sin obtener beneficio por otra parte… o quebrar).
Y eso que California no es precisamente el estado con la electricidad más barata de los USA. O sea, a saber a cuánto les saldría la broma si se aplicase esta solución.
Y eso sólo para cubrir un pico de demanda.
Si cogemos una media de consumo de unos 21 GW, eso son 504 GWh al día. Unas 7.2 veces la producción solar diaria. Lo que implica que con un almacenamiento efectivo al 100%, ‘sólo’ tendríamos que multiplicar la capacidad instalada por 7.2.
Dado que la producción podría cubrir una tercera parte de forma directa, sólo se tendría que cubrir con almacenamiento el resto, es decir, unos 330 GWh, que como ya hemos visto implica alrededor de 1000 – 1300 GWh de producción extra.
Por tanto, la capacidad de producción necesaria para cubrir ese día (sin nubes) totalmente con solar y almacenamiento por hidrógeno significa una producción real de unos 1500 GWh, tres veces el consumo. Y una capacidad fotovoltaica 20 veces superior a la del gráfico (más o menos la actual de 2020).
Y una producción y almacenamiento de hidrógeno de más de 7 veces la calculada para el pico.
Grosso modo, a ojímetro, pero sirve para hacerse una idea de lo que significa la intermitencia diaria fotovoltaica en un día ‘normal’ en una ubicación con buena exposición solar, y sin nubes.
Dado que hay que cubrir dos terceras partes con energía almacenada durante el día, y a la gran necesidad de sobreproducción eléctrica por la ineficiencia eléctrica de esta opción, podemos hacernos una idea del precio que va a tener la electricidad. Más o menos, más del cuádruple del actual. Sólo contando la producción, y con el precio actual, descontando todo el tema inversiones y mantenimiento de la parte de almacenamiento.
Eso sí, ni la parte de infraestructura de distribución y control de electricidad, ni los generadores eléctricos en base a hidrógeno, etc se tiene en cuenta.
Lo dicho, de gratis, nada de nada.
Como se puede ver, ya en este punto pensar que la electricidad de origen fotovoltaico va a ser más barata que lo que ya tenemos es tener mucha FÉ.
Obviamente, pensar con estos datos que el precio de la electricidad va a bajar es absurdo.
Con la termosolar de concentración (como la central de Ivanpah) con almacenamiento (térmico), todo eso se suaviza mucho, además de ser bastante más controlable. Y sin embargo, los precios actuales de la electricidad en California apenas dan para que salga rentable. Otra similar, Crescent Dunes, ya ha fracasado incluso antes de entrar en funcionamiento.
Probablemente, el sistema de contabilidad tenga mucho que ver con todo esto.
Por otra parte, la mayor producción renovable no controlable es la eólica (en algunos países, es la hidroeléctrica produce mucho más, como Noruega, pero esa es controlable, en otros, es el ‘sistema de control de las nucleares’). Invariablemente, la producción eólica está en manos de grandes empresas, la particular (la ‘democrática’ del ‘autoconsumo’) es despreciable.
En este caso, hay variación también del orden de horas, días, pero es ‘más variable’, y claramente más imprevisible.
Veamos cómo va eso en función del día en Europa, con datos reales.
Producción eólica total de Europa. Alemania
destaca debido a que tiene mucha eólica instalada, seguida de España. Con estos
datos no se termina de ver el panorama.
Producción
eólica de Europa normalizada por país (es decir, como si todos tuviesen
instalada la misma capacidad). Nótese que cuando sopla el viento, sopla en
todas partes, y que cuando no sopla, no sopla en ninguna (casos numerados,
1, 2, 3, 4) que es cuando se debe consumir el excedente. La conclusión es que una
mayor integración de la red eléctrica europea no arreglaría
Lo primero que salta a la vista de estos datos reales (y más aún, de su normalización) de septiembre y octubre de 2015, es que o el viento sopla según le dé, caprichosamente, ‘aleatoriamente’, no de forma ‘controlada’, ni mucho menos previsible.
Es obvio que la cosa va ‘a rachas’, y encima… las rachas se superponen en todos los países europeos, con lo que la interconexión e ‘integración’ de las redes eléctricas no serviría de gran cosa.
En el caso de la gráfica normalizada, hay que mirar el caso 4, que es un período de alrededor de tres días de ‘calma chicha’ en todo el continente (días 18 a 21 de octubre), precedido de unas semanas con producción más bien escasa y variable, tras otro período de calma chicha de un par de días (9 y 10), justo tras un gran pico de producción (6 – 7 – 8).
Para ese caso, para el momento de calma nº 4, apenas quedaría nada acumulado (y recordemos, que sólo se recupera 1/3 a ¼ de la energía sobrante de los picos) que quemar. La situación del período de calma nº 3 no es muy diferente.
Eso implica que hace falta una gran capacidad de sobreproducción y almacenamiento, especialmente si lo comparamos con la intermitencia diaria (aquí habría que cubrir, claramente, más de una semana).
Pero también implica que esos días, de forma imprevisible e inesperada, la factura de la luz se iba a disparar. O alternativamente, el precio medio subiría mucho.
Y eso si a nadie se le ocurre quemar el gas para la calefacción en unos meses en que en el centro de Europa ya empieza a pasar frío.
Pero si de estas gráficas alguien saca conclusiones pensando mal… pues ahí van un par más.
Producción real en kWh de una instalación fija
sobre tejado para autoconsumo, durante tres años consecutivos, comparados con
la estimación (en lila) que da un programa de ‘cálculo’ de producción
fotovoltaica. Ojo los datos de Mayo.
Esta es de un sistema fotovoltaico fijo. Se observa que la distribución real a lo largo del año es bastante aproximada, pero casi siempre por debajo de lo teórico calculado, además de una variación de año a año, que en el caso de Mayo llega al 50%.
Sin embargo, lo que importa aquí es la estacionalidad. Obviamente, en invierno hace frío… porque no hace sol (de los datos se ve que en Enero se obtiene como una quinta parte de la energía que se obtiene en Junio, es decir, una relación 1:5) Pero precisamente es entonces cuando ponemos la calefacción (a gas?). Eso implica que hay que almacenar en verano para el invierno.
Y aquí viene la segunda gráfica al caso: el consumo energético de mi pisito según el año, desglosado en electricidad (cocina, luz, lavadoras, aire acondicionado y bomba de calor, nevera) y gas (calefacción y agua caliente sanitaria). Se puede observar el consumo energético como es prácticamente complementario al de producción fotovoltaica, siendo la calefacción el principal consumidor en los meses en que NO hay Sol. Y eso que el pisito este es bastante caliente en invierno por orientación y efecto invernadero…
Gasto energético del piso del autor. Total en
verde, gas (calefacción y ACS) en rojo, y electricidad, en azul. Apenas
perceptible, se gasta más electricidad en invierno.
Este caso es similar al que veíamos de intermitencia diaria para la fotovoltaica con dos salvedades: una, menor, que el pico de demanda se sitúa a la izquierda, y la mayor, que esto es en meses, no horas.
También se observa la complementariedad entre la producción y el consumo energético que ya se comentó con el caso de la intermitencia diaria.
Y eso que estamos en un país cálido (España) donde los inviernos son suaves, y en verano hay sol a raudales. Que, si nos vamos a Alemania, la situación empeora con una menor exposición solar, inviernos con cielos plomizos durante semanas, nieve que se acumula y hay que limpiar de encima de los paneles, y una variación invierno/verano mucho más acentuada incluso sin nubes (del orden de 1:6 o más), y un consumo en calefacción en invierno mucho mayor, aún a pesar de estar más bien protegidas y aisladas las viviendas.
Si para tener bajo mano la intermitencia diaria (en un día medio, primavera u otoño, en que no hace falta ni rellenar almacenamiento estacional, ni tirar de él) vimos cómo el precio se disparaba, al tratar con la variación estacional (sin contar con la variabilidad interanual), la cosa se multiplica, pasamos de horas a meses (con más pérdidas), y el gasto, especialmente en el apartado de almacenamiento, se va totalmente de madre.
Al hablar de sustituir horas por meses, estamos aumentando la necesidad de sobreproducción y almacenamiento más de dos órdenes de magnitud. Más de 250 veces más.
Es lo que tiene la energía no controlable. Igual que los barcos a la deriva, que tienen prioridad absoluta de circulación puesto que no pueden controlar el rumbo ni la velocidad, las renovables eléctricas intermitentes también tienen prioridad absoluta.
Pero no se puede llenar el mar de barcos a la deriva, porque nada llegaría a puerto. Si encima se pretende que los barcos que aún son controlables los arrastren y remolquen, lo único cabe esperar es que se hunda totalmente el comercio internacional, lo que terminaría con los viajes en barco, a la deriva o no.
Un ejemplo claro de cómo esto afecta ya (es decir, de nuevo límites de las renovables eléctricas intermitentes contra los que estamos chocando cada vez más), es lo que ha pasado con la presa de Peñitas, en México, en la zona de Tabasco, dónde el exceso de acumulación de aguas en temporada de lluvias debido a priorizar la electricidad no controlable (eólica y fotovoltaica) ha terminado forzando a desembalsar agua al estar ésta presa al 102%... y por tanto, causar inundaciones y daños mayores en la población.
Todo un desastre anunciado que ninguno de los adalides de las renovables no quiere ni prever ni aceptar.
Y es que públicamente sólo se sacan las cosas buenas de las renovables, haciendo cábalas basándose sólo en esa parte, mientras se ningunea la parte oculta, la cara sucia de las mal llamadas energías limpias.
Se trata exactamente de la misma mentalidad que ninguneaba las emisiones de los vehículos (y que sigue haciéndolo con los eléctricos), y que nos ha traído hasta aquí.
Las implicaciones de todo esto son varias, y más amplias que no sólo los números de potencia instalada, energía consumida, capacidad de producción y almacenamiento, etc.
Hemos visto que la primera de ellas es que las renovables eléctricas intermitentes generan una inestabilidad en la red eléctrica que implica un cambio, ampliación y remodelación de la red de distribución muy costoso, y aún así, eso es insuficiente.
Desarrollo o instalación eólica en Alemania, desglosada
por tipo y con previsión para 2020. Hay que destacar que buena parte son
repotenciaciones de instalaciones ‘viejas’.
Los problemas eléctricos que generan en el corto plazo (inestabilidad del orden de milisegundos a minutos) han saltado también en el corto plazo, antes que los otros grandes problemas que ya se han comentado en otras partes, empezando por el archiconocido de la intermitencia diaria.
Ante este problema, Alemania y su Energiewende han pegado un frenazo en la instalación de nueva energía eólica, como se aprecia en la gráfica adjunta. No sólo eso. Una parte cada vez más importante (en %) de las instalaciones no son ‘nuevas’ sino repotenciaciones (aumento de potencia mediante la sustitución de unos aerogeneradores ‘viejos’ por otros nuevos de mayor potencia).
El frenazo de 2018 es más que evidente. Y encima, esta publicación (nada sospechosa de ser anti renovables) ya lo preveía en 2017. Además, una de las causas que aduce es precisamente los problemas de congestión de la red de distribución, de tal manera que el Bundestag restringe las instalaciones (incluso repotenciaciones) en las áreas dónde se genera mucho y consume poco frente a las que consumen mucho y producen poco.
También habla de la resistencia entre la gente ante los problemas cada vez más evidentes de este tipo de instalaciones, su impacto ambiental, social y estético.
No sólo eso. El hecho que la red de distribución sea el factor limitante principal, y que, por tanto, su expansión norte-sur sea prioritaria para poder ampliar la penetración de renovables, la gente también se opone a dicha instalación.
Inversiones en renovables 2000 a 2016 en Alemania desglosadas.
No sólo eso. Si miramos las siguientes gráficas, extraídas de los mismos artículos enlazados, vemos que la inversión en fotovoltaica sufrió lo mismo en 2012 (franjas en naranja).
Por esas fechas, empezó a ser obvio que Alemania había perdido ‘la guerra fotovoltaica’ con China. De la misma forma, se comprobó que ‘la guerra eólica’ con los asiáticos seguía siendo favorable a los teutones, ya que se disparó la inversión en eólica, tanto onshore (en tierra firme) como offshore (en el mar).
El siguiente paso, será un aumento, de nuevo, de eólica offshore, ya que esta no presenta las quejas del público, aunque consume más tierras raras como el neodimio y el disprosio al utilizar este tipo de elementos para el generador. También son más costosas, su impacto ambiental es mayor, su mantenimiento es más caro, y su acceso más difícil, aunque suelen generar más, de forma más constante… y no ‘molestan a la vista’ (ojos que no ven, corazón que no siente y por tanto, menor resistencia pública).
Dicho de otra manera: la inversión en fotovoltaica se ha ido al garete (al perder esa batalla). La eólica terrestre se ha encontrado con un problema de congestión de la red de distribución, además de resistencia pública, así que la única vía de crecimiento de renovables para cubrir las expectativas sólo tiene una posible salida: la eólica offshore.
Distribución de los ahorros de CO2,
equiparables a la energía producida por renovables, desglosado por sector y
tipo de energía.
Pero para eso, necesitan solucionar el tema de la red de distribución eléctrica… y el tema del hidrógeno (a ser posible, marino) se presenta como una ‘patada hacia adelante’ interesante que cubre varios frentes.
Sin embargo, de esta otra gráfica, se puede ver algo curioso: a pesar de que la fotovoltaica instalada es casi igual a la eólica (41.3GW frente a 55.6GW), la producción renovable está encabezada por… la biomasa, seguida de la eólica, y sólo en tercer lugar, de lejos, la fotovoltaica, con escasa ventaja sobre la hidroeléctrica.
Hay que notar que la biomasa se usa para tres sectores: electricidad (la más ‘ecológica’ en cuanto a emisiones ahorradas de CO2), calefacción y transporte, siendo prácticamente la totalidad de esos dos últimos sectores. Una demostración de la ineficiencia de la fotovoltaica (que también sufre grandes recortes de producción, del orden del 30% en verano)… y de la incapacidad de usar las renovables eléctricas intermitentes para otros sectores, especialmente, transporte.
De todo esto, lo que se deduce es obvio: que las renovables están llegando a límites que muchos hace tiempo que avisamos, y que muchos más no sólo niegan públicamente, sino también se aceptan a negar personalmente, a pesar que los hechos aquí apuntados lo corroboran.
Otro ejemplo que detrás de estos temas hay más ‘fe religiosa’ que no ciencia.
Y sin embargo, esa es sólo una de las implicaciones: la de la limitación.
La segunda, ya demostrada con anterioridad, es el incremento real del precio de la electricidad.
En esta otra gráfica, una vez más sin salirse de publicaciones que en el mejor de los casos tiene sesgo pro renovable, es la de recargo del precio por renovables, además desglosado no sólo por años, sino por tipo de renovable.
Evolución del recargo en el precio de la
electricidad por cada tecnología renovable.
No sólo se puede ver cómo el coste de la electricidad va subiendo con la introducción de las renovables y su aumento en la penetración. Es que, tal y cómo se ha comentado antes, el coste de la fotovoltaica se dispara si se compara con la eólica y la biomasa, siendo el mayor contribuyente a la subida de la factura, a pesar de aportar menos energía que la eólica (tercera en coste) o la biomasa. Ojo, porque la offshore también crece con fuerza a pesar de aportar relativamente poco, debido, como se ha comentado, a unos costes mayores tanto de instalación como de operación y mantenimiento.
Por tanto, no sólo son causantes de la subida de la factura de la luz (en unos momentos en que la bajada de los precios de las energías fósiles compensa dicha subida). También hay un componente político nefario en todo este asunto.
Y es que, en Alemania, los sobrecostes de las renovables se cargan, en casi su totalidad, sobre el pueblo llano, los consumidores domésticos, para evitar que unos precios elevados ya de por sí y encima al alza, afecten a la competitividad de su todopoderosa industria.
Obviamente, solución muy democrática, los gastos para todos (el eslabón más débil), mientras que los ‘beneficios’, para unos poco.
Pero no sólo eso. En Alemania el sistema funciona de tal manera que los grandes consumidores pueden ir (van, de hecho) a la ‘subasta’ o al mercado de producción eléctrica, pudiendo comprar directamente allí la electricidad, que suele ser más barata que la que pagan los usuarios domésticos. Eso implica que a la gente le sube la factura de la luz de forma aún más desproporcionada, tal y cómo se ve en el gráfico anterior.
Así que, por decisión político-económica, las empresas alemanas están beneficiadas por partida doble. Como veremos más adelante, de hecho, beneficio triple.
Distribución de producción y consumo en España
en pseudorelieve.
La situación en España es diferente. Para empezar, la distribución consumo/producción está mucho mejor que no en Alemania. Pero sobre todo, porque la capacidad de producción aquí está muy, pero que muy sobredimensionada. Más de 108Gw instalados para picos de demanda del orden de 45.
Por eso, el parón de instalaciones eólicas de la década 2010-2020 se debe más a decisiones pragmáticas… y políticas, igual que el reciente incremento de nuevas instalaciones.
Como se puede ver, la política, al menos la alemana (que suele dictar mucho sobre las políticas en el resto de Europa), dicta que los consumidores domésticos, el público en general, el ‘pueblo llano’ debe hacer frente a los costes de las renovables y pagar más, mientras que las empresas salen beneficiadas.
Potencia eólica instalada en España. Se
observa como de 2012 a 2018 se mantiene plana.
El claro ejemplo de que Pedro (el pueblo) la paga las facturas a Pablo (grandes empresas, estado).
Obviamente, hay más detrás de todo esto que no sólo la política. Está el tema financiero… que de nuevo está dirigido por la política.
Desde el punto de vista financiero, no sólo estamos hablando de subvencionar entre todos unas aventuras empresariales grandes y ‘nuevas’ (vamos, que entre todos les estamos montando el negocio a unas grandes empresas del sector energético, sobre todo eléctricas y gasistas, que muchas veces son lo mismo, y que no se gastan un duro en inversión, que para esto ya estamos los tontos), sino de otro tema algo más opaco.
Y es que no sólo los ciudadanos subvencionaremos las inversiones necesarias a las grandes empresas a fondo perdido. Otras financieras invertirán mucho dinero también, pero con grandes y jugosos retornos garantizados por los gobiernos (a costa de los ciudadanos).
Dicho de otra manera. Una planta de estas, pongamos por ejemplo, cuesta 1.000M€. 500 los pagamos entre todos, y no vemos un duro, es decir, los regalamos. Los otros 500M€ los ponen financieras, pero los beneficios de la empresa sólo van a pagar jugosos intereses a estas financieras (que se obtienen sobre 1000, no sobre 500), a las que encima les devolverá el dinero. Dinero que saldrá de unas facturas a los ciudadanos que ya hemos visto que se van a disparar.
Negocio redondo y asegurado.
Eso hace que la planta sólo tenga que amortizar 500M€, aunque page lo mismo de intereses (en total) que pagaría por los 1.000, sólo que a un pequeño grupo de inversores ‘selectos’. Lo que equivale aun un interés del doble.
Además, el negocio está asegurado, ya que los consumidores pagaremos lo que se nos diga, aunque sea más caro y/o menos transparente. Y sino, ya se hará cargo el gobierno (es decir, unos pocos decidirán que el resto pagaremos el pato mientras ellos se suben el sueldo por su ‘maravillosa gestión’) impuestos mediante. Con eso se asegurarán el negocio rentable.
De hecho, muchas de estas eólicas no salían tan rentables como preveían. Esa es otra de las razones de todo este invento. Algunas, para que fuesen rentables, cobraban por no generar la electricidad incluso más que lo hubiesen ganado si la hubiesen generado. Otras, no cobraban nada, pero tenían o tienen facilidades para vender lo que podían (prioridad) o para retornar los intereses (es decir, el gobierno decidía que los presupuestos cubrían el déficit, como se puede ver en el desglose de la factura de la luz).
Ese dinero que ya sabemos cómo se maneja y que no se va a arreglar en el futuro, más bien al contrario, es el que nos venden ahora que ‘nos ahorraremos’, puesto que ahora sí que generarán esa electricidad, sólo que nos la cobrarán como gas (probablemente encarecido), y a un precio superior.
De esa manera, se asegurarán de que las financieras se llevan su interés muy por encima del interés de mercado, que en algunos casos es negativo.
Como algunos habrán notado, el capítulo de financieras sale especialmente beneficiado, pero de forma solapada.
Algunos habrán pensado enseguida en los bancos y grandes entidades de este estilo, como, por ejemplo, Goldman Sachs.
Por supuesto, éstos están interesados de primera fila, pero hay algo más. Hay fondos de inversión ‘verdes’ especializados en este tipo de productos financieros. Muchos bancos están metidos y participan en estos fondos especializados. Sin embargo, hay que destacar algunos fondos muy particulares que los políticos priorizan dada su ‘sensibilidad’, y a que son fondos muy regulados que obligadamente deben invertir en cosas muy rentables, como los bonos del estado… y los bonos verdes que son la figura que también se considera en este ‘European Green New Deal’.
Un viejo consejo muy eficaz para sacar el entramado de este tipo de cosas es ‘seguir el rastro del dinero’. Y en este caso, además, está íntimamente ligado con política y políticos.
A pesar de que ahí es donde se encuentras bastantes de las razones de esta ‘fiebre del Hidrógeno’ (la 2.0 porque ya hubo otras antes, empezando por la crisis del petróleo de los 70), un análisis de todo este asunto no cabe en esta serie. Ese enfoque político, económico, financiero, electoral, y, sobre todo, sus repercusiones sociales, mejor se analizan en otro artículo posterior.
El objetivo de esta serie era establecer que la ‘presunta solución’ que, una vez más nos venden, ni es solución ni va a ofrecer los resultados que se nos dicen.
Conclusiones.
De todo lo expuesto, se pueden sacar una serie de conclusiones que deberíamos tener claras:
Las renovables eléctricas intermitentes (o sea, eólica y fotovoltaica) han llegado a su límite de penetración sin inversiones en infraestructura muy grandes.
Esas inversiones en infraestructura son bastante apresuradas, un ‘plan B’, debido a que las alternativas habituales hasta ahora no cubren las necesidades.
El Hidrógeno es un ‘plan B’ por dos razones: una de las soluciones, la integración de la red es costosa y no tiene apoyo popular, y la otra, que el límite de integración de las renovables ha llegado antes de lo que muchos ‘expertos’ iban diciendo (al público, sobre todo, razón de más para la resistencia a la integración de la red).
En el caso concreto de la tecnología actual, lo que no cubre ni el precio ni la potencia, ni el peso, son las baterías.
El hidrógeno que nos pretenden vender cubre hipotéticamente dos puntos que lo hacen atractivo como ‘plan B’: el suministro de gases para la industria y la calefacción, y el del transporte pesado de larga distancia.
La primera vertiente, implica el fracaso en la electrificación de ciertos usos industriales, como el ya mencionado del trabajo del vidrio o el de la calefacción eléctrica.
El segundo, implica el doble fracaso en la electrificación del transporte: por un lado, el transporte por carretera mencionado, y por el otro, el fracaso en cambiar el modelo de transporte por carretera a un modelo ya electrificado de transporte ferroviario.
Estas inversiones están para evitar la caída de los últimos bastiones que le quedan a la industria europea. Ante la ya inevitable caída de la automoción, y a la ya hace tiempo difunta industria fotovoltaica, ahora pretenden defender la eólica y de turbinas de gas a la par que dan cabida a una nueva puerta industrial para esas mismas grandes empresas en base a la hidrólisis de agua.
Estas inversiones, también están para rescatar encubiertamente tres sectores: el de las eléctricas que invierten o han invertido mucho en eólica, el bancario, y el de los fondos de pensiones.
Nada de esto es democrático: ni las renovables (casi todo en mano de grandes empresas), ni la elección de los políticos que han tomado la decisión.
En el fondo, estamos ante lo de siempre: una bomba de riqueza que bombea dinero de unas clases pobres cada vez más empobrecidas y que cada vez ven más laminado su poder adquisitivo (de 2010 a 2019 los españoles hemos perdido un 7.1% del mismo), favoreciendo a los grandes conglomerados industriales (que también están empezando a demostrar que estamos ante el fin de la civilización industrial, y que en España están desapareciendo).
Todo esto, en el fondo, es una especie de resistencia numantina de mantener la civilización industrial, y con ella, la esperanza del crecimiento en base a la tecnología. Algo que es totalmente imposible, y que empieza a calar entre el imaginario colectivo.
Un saludo,
Beamspot.
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