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Endesa propone incrementar hasta los 4.000 megavatios su parque canario de centrales térmicas

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Un sistema eléctrico en Canarias completamente descarbonizado en 2040 requeriría entre 10.000 y 11.000 megavatios de capacidad renovable (ahora mismo hay poco más de 600), entre 20 y 25 gigavatios hora (GWh) de capacidad de almacenamiento y, además, "respaldo estacional". Es la estimación de la consultora Monitor Deloitte, que publicó ayer un informe (encargado por Endesa) sobre la transición energética 2020-2040 de Canarias. Endesa propone en ese documento mantener en Canarias hasta 4.000 megavatios de potencia de gas natural, hasta más allá del año 2040, como respaldo para el sistema. En las islas actualmente hay 2.600 megavatios de potencia térmica (2.523 son de Endesa, que utiliza allí fundamentalmente fuelóil y gasóil para generar energía eléctrica). [En la imagen, Instituto de Astrofísica de Canarias].
Endesa propone incrementar hasta los 4.000 megavatios su parque canario de centrales térmicas

Descarbonizar Canarias pasa por (1) instalar la potencia renovable arriba especificada, junto a la susodicha capacidad de almacenamiento; (2) electrificar el transporte, que constituye hoy por hoy un auténtico sumidero de combustibles fósiles; (3) sustituir las calderas de gas natural de los hogares por bombas de calor, que proporcionarán calefacción, aire acondicionado y agua caliente; y (4) sustituir con equipos eléctricos (bomba de calor también) los equipos térmicos de gas natural o propano o butano que utiliza ahora mismo el Sector Servicios canario. Eso sí, Endesa propone como respaldo... gas: hasta 4.000 megavatios hasta más allá del año 2040 (en las islas actualmente hay 2.600 megavatios térmicos instalados). Y es que la compañía italiana (Endesa pertenece al Grupo Enel) asegura que "la generación térmica firme y gestionable seguirá siendo imprescindible para mantener la seguridad de suministro durante los próximos años". Por eso, propone extender la vida útil de algunas de las centrales térmicas que tiene en las islas (Endesa opera en Canarias en régimen de cuasi oligopolio) y propone además adaptar algunas otras de sus centrales isleñas (que hoy queman fuel y gasóleo) para que puedan quemar gas hasta más allá del año 2040. [Abajo, las fases que plantea Endesa en su transición canaria].

Según el estudio Deloitte-Endesa, en caso de alcanzar una electrificación completa del consumo de energía final en el año 2040, la demanda eléctrica canaria podría alcanzar los aproximadamente dieciséis teravatios hora (16 TWh). El año pasado la demanda canaria fue de 8,8 TWh, o sea, la mitad de lo que calculan para el año 2040 los autores del informe. Endesa cree que ese incremento vendría provocado, principalmente, por la electrificación del transporte ligero de pasajeros y el crecimiento económico. 

Renovables
El estudio sostiene que la generación solar presenta ventajas frente a la eólica, "ya que tiene un mejor encaje con el almacenamiento". La solar produce de manera más estable y predecible, lo que permite dimensionar los sistemas de almacenamiento de manera más precisa, explican los autores del informe, que reconocen además que "impulsar la gestión de la demanda y su desplazamiento hacia horas de mayor producción renovable permitiría reducir la necesidad de almacenamiento".

Endesa en todo caso le ve una pega a la solar: el suelo, escaso, en las islas. "Debida a su limitada disponibilidad, es imprescindible minimizar la ocupación del suelo". Y, a partir de ahí, propone impulsar el aprovechamiento del autoconsumo (hasta 2.000, 3.000 megavatios) y "explorar la opción de tecnologías de generación offshore".

La Plataforma Oceánica de Canarias es un centro tecnológico (que dispone de un banco de ensayos en altamar para dispositivos de aprovechamiento de las energías marinas) que se ha convertido en referencia en todo el mundo. Allí son ensayados actualmente aerogeneradores flotantes, captadores de energía de las olas, etcétera.

Deloitte no menciona Plocan en ningún momento, y el estudio no va más allá de la referencia susodicha: "explorar la opción de tecnologías de generación offshore". Aunque todos los expertos coinciden en destacar las formidables expectativas que entraña sobre todo la tecnología eólica marina. Hace solo unos meses, el Banco Mundial publicaba un estudio en el que estima que, en los próximos diez años, alrededor de 500.000 millones de dólares serán invertidos en proyectos eólicos marinos. [Abajo, parque canario de generación térmica -quema combustibles fósiles para producir electricidad- de Endesa. El sistema eléctrico canario tiene una potencia total de 3.012 megavatios, según Red Eléctrica de España].

Almacenamiento
Otra ausencia importante en el estudio es la opción termosolar como solución de almacenamiento. El informe Deloitte/Endesa aborda el asunto, repasa las opciones (baterías, bombeo, hidrógeno, del que reconoce que aún está inmaduro), pero ignora la termosolar, que oferta ya sistemas de almacenamiento de electricidad. Las centrales solares termoeléctricas más modernas cuentan con tanques de sales térmicas que funcionan como pilas: acumulan en esas sales el calor del día y lo liberan por la noche para producir electricidad entonces.

La termosolar se postula así (lleva ya muchos años haciéndolo) como solución de gestionabilidad para modelos verderamente cien por cien renovables. Su vertiginosa caída de costes está haciendo de esta tecnología una solución energética cada día más competitiva. Hasta el punto de que ya le ha ganado al gas concursos internacionales para generar electricidad por la noche. Porque la termosolar ya oferta electricidad más barata que la que puede producir el gas natural por la noche.

A pesar de ello, el informe de Monitor-Deloitte no menciona en sus más de cien páginas esta solución de respaldo y/o almacenamiento, tecnología además muy española (el sector termosolar español es líder en el mundo; la empresa Abengoa, por ejemplo, es la compañía que más potencia termosolar ha instalado, el 35% de la potencia termosolar mundial lleva su firma).

El informe Deloitte/Endesa sí que apela sin embargo (cuando de respaldo y/o almacenamiento se trata) al gas natural, al hidrógeno, al bombeo, y a las baterías. Apela a todas esas soluciones para venir a concluir que la solución transitoria es el gas, porque las otras son mucho más caras, y la solución final es el hidrógeno, aunque reconoce que "aún existe una gran incertidumbre sobre su evolución futura".

Más aún: el informe se plantea como alternativa incluso "instalar más potencia renovable de la necesaria, lo que podría ser más eficiente económicamente, incluso aunque aumentaran los vertidos, ya que el coste de la generación renovable será inferior al del almacenamiento. Las baterías como forma de almacenamiento de corto plazo -concluye- presentan ventajas frente al bombeo, en costes, modularidad, ocupación del terreno y eficiencia".

La propuesta Deloitte/Endesa
«La descarbonización del último 5% del sistema eléctrico, únicamente con renovables y almacenamiento (bombeo y baterías), requeriría una inversión adicional de 19-20 mil M€, frente a los 9-10 mil M€ que se requieren para descarbonizar el 95% inicial. Asegurar el 100% de la demanda descarbonizada exclusivamente con estas tecnologías implica dimensionar el almacenamiento para necesidades puntuales a lo largo del año (es decir, almacenamiento de largo plazo), donde su funcionamiento no es económicamente óptimo. Descarbonizar este último 5% requiere tecnologías que aporten respaldo estacional con un coste eficiente. Una alternativa para este respaldo estacional podría ser el hidrógeno, que parece la tecnología más prometedora para el almacenamiento de largo plazo, aunque aún existe una gran incertidumbre sobre su evolución futura. Con las expectativas actuales de reducción de costes, aportar este respaldo estacional con hidrógeno podría requerir una inversión de 3-9 mil M€, frente a los 19-20 mil M€ que serían necesarios»

«Este sistema planteado a 2040 se ha definido con el objetivo de cubrir la totalidad de la demanda con generación renovable, minimizando el coste para el usuario y la superficie de territorio ocupado. Para dicho año se requerirían 10.000-11.000 megavatios de capacidad renovable instalada y 20.000-25.000 gigavatios hora de capacidad de almacenamiento, así como 3.500 megavatios de capacidad y 500.000 megavatios hora de almacenamiento para respaldo estacional (hidrógeno) para este uso»

Informe Deloitte/Endesa

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