Archivo de diciembre, 2010

El final de la era del carbón barato

Las previsiones recientes indican que las reservas probadas de carbón son muy inferiores a las estimaciones realizadas en la década de los 90. El aporte de energía requerida a nivel mundial difícilmente podrá alcanzarse para cubrir las necesidades de la demanda solo de unas pocas décadas. Por lo tanto, se requerirán límites de consumo en todos los sectores de la sociedad tales como transporte e industria que se impondrán en función del coste y de los recortes de suministro si no se han establecido mediante política energética y planificación. Esta situación de coste elevado no solo del carbón sino también del petróleo apunta en la dirección de dedicar mayores esfuerzos en eficiencia energética e infraestructura en energías renovables.  

Autor: [José L.G. Fierro, Grupo de Energía y Química Sostenible, ICP-CSIC, Madrid]

Un estudio reciente publicado por Heinberg y Fridley1 ha puesto de relieve que las reservas probadas de carbón disminuyen a un ritmo superior al esperado. Estos autores consideran que la política energética a nivel mundial se basa en la idea arraigada de que el carbón permanecerá barato a lo largo de las próximas décadas. Sobre esta base se ha apoyado la inversión en la tecnología “carbón limpio” en detrimento del esfuerzo realizado para mejorar la conservación de la energía y el desarrollo de fuentes alternativas de energía.

Existen dos razones para pensar que el precio del carbón experimentará un aumento significativo en los próximos años. En primer lugar, los análisis geológicos detallados recientes sugieren que las reservas de carbón útil (potencia calorífica dentro de los límites estándar) pueden ser menos abundantes que las aceptadas tradicionalmente. En verdad, estas previsiones moderadamente optimistas sitúan el máximo de producción de carbón solo algunos años en adelante, aunque un análisis más pesimista, publicado en 2010, sitúa este máximo en 2011. En segundo lugar, la demanda global de carbón está creciendo rápidamente en los últimos años, principalmente por el incremento del consumo en China. Las cifras de este crecimiento son ilustrativas: mientras que la demanda de carbón creció modestamente en los años 90 (0.45% por año), a partir del año 2000 se incrementó fuertemente (3.8% cada año). China es el máximo productor de carbón con un 40% de la producción mundial, pero también es el máximo consumidor. A partir de estas cifras se puede inferir que el precio del carbón aumentará progresivamente en los próximos años. El sobresalto económico inducido por la subida de los precios del carbón se sentirá en todos los sectores de la sociedad.

Las previsiones de futuro de aporte de carbón al mercado requieren estimaciones precisas de las reservas de los países productores. Conforme a los datos proporcionados por el Ministerio de Tierras y Recursos de China, el país tiene unas reservas probadas de carbón de 187.000 millones de toneladas (en segundo lugar después de Estados Unidos). Si se considera la velocidad de consumo constante de 2009 de 3.000 millones de toneladas por año, el país dispone de reservas para 62 años. Esta forma tan simple de calcular puede generar un falso sentido de la seguridad del estado de las reservas actuales. Las reservas probadas de carbón recuperable son estimaciones que los geólogos consideran como técnica- y económicamente explotables. La mejora de las tecnologías de explotación disponibles y el incremento del precio del carbón deben, en principio, incrementar la cantidad de tales reservas. Además, las reservas de carbón de países productores como Alemania y Sudáfrica han caído más de un tercio entre 2003 y 2008. Aún más ilustrativa es la evolución de las estimaciones de las reservas de carbón

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del Reino Unido que pasaron de los 900 años a finales del siglo XIX hasta 12 años en la actualidad. Algo similar ha ocurrido con las estimaciones de Estados Unidos cuyas reservas pasaron desde 400 años con los datos de 1974 a 240 años en la actualidad. Afortunadamente, hay excepciones a esta tendencia: las estimaciones de reservas en Indonesia e India han crecido. Aún así, la conclusión general es que las estimaciones de las reservas globales han caído con una velocidad muy superior a la de explotación. En muchos casos, la explotación del carbón resulta compleja. Por ejemplo, en China más del 90% del carbón se extrae de minas cuya profundidad de extracción no supera los 1.000 metros, lo que presenta verdaderos retos para la ingeniería de extracción. Otra fracción resulta difícil, sino imposible, de explotar.

Una forma de estimar la producción futura de carbón se basa en el análisis de las tendencias de producción del pasado. Este método lo ideó el geofísico K. Hubbert en los años 50 para la industria del petróleo, y que ya se ha comentado en ocasiones anteriores en este blog. Conforme al método de Hubbert, el análisis realizado en 2007 mostró que la producción de carbón en China alcanzará un máximo y declinará antes de 62 años2, tal como se ha estimado para las reservas probadas, y probablemente no más allá de 2025. En el periodo donde la producción alcanza su máximo, y particularmente después, la calidad del carbón extraído disminuirá y los costes de extracción se incrementarán de forma progresiva. Otra previsión más pesimista elaborada en 2007 por Energy Watch Group indica un pico de producción de carbón en 2015 con un declive fuerte que empieza a partir de 2020.

Estos análisis se aplicaron también al petróleo. En 1998 ya se concluyó que la era del petróleo barato había llegado a su fin. Desde entonces, el precio del petróleo ha crecido notablemente tal como lo han hecho los costes de exploración y extracción. Este hecho queda ilustrado por el precio actual del barril de petróleo situado alrededor de los 90 dólares y que resulta unas tres veces superior a las estimaciones que se hicieron en 1997 para los precios de 2010. Nuevas tecnologías como la extracción en aguas profundas y perforación horizontal, entre otras, así como explotación de arenas bituminosas han permitido acceder a reservas marginales, aunque su producción implica coste y riesgo elevados.

Una nueva tecnología de explotación de carbón -la gasificación subterránea- puede hacer accesibles aquellas reservas probadas que resultan extremadamente difíciles de explotar con la tecnología de extracción convencional. No obstante, se requerirá tiempo e inversiones para que esta tecnología alcance la comercialización a gran escala. Entretanto, las reservas de carbón mundiales de alta calidad decrecerán rápidamente conforme se incrementa el consumo.

Estas estimaciones indican que el aporte de energía requerida a nivel mundial difícilmente podrá alcanzarse para cubrir las necesidades de la demanda más allá de de las dos próximas décadas. Por tanto, se requerirán límites de consumo en todos los sectores de la sociedad tales como transporte e industria, que se impondrán en función del coste y de los recortes de suministro si no se han establecido mediante política energética y planificación. Esta situación de coste elevado no solo del carbón sino también del petróleo apunta en la dirección de dedicar mayores esfuerzos en eficiencia energética e infraestructura en energías renovables.    

1        R. Heinberg, D. Fridley, Nature 468 (2010) 367-369.

2        Z.Tao, M. Li, Energy Policy, 35 (2007) 3145-3154.       

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Nueva regulación del sector solar termoeléctrico: la adecuación de las primas a los costes de producción eléctrica.

La nueva legislación que regula el sector de energías renovables en España amenazaba con afectar la viabilidad económica de las plantas solares termoeléctricas. Los productores de energía solar termoeléctrica se preguntan si las primas vigentes se ajustan a los costes reales  de producción eléctrica.

Autor: [Jorge L. Navarro. IMDEA Energía]

El pasado 23 de noviembre se publicó en el BOE el Real Decreto 1565/2010, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Este RD, a pesar del retraso acumulado tras más de un año de negociaciones con los diferentes sectores implicados, fue bien acogido por el sector de la energía solar termoeléctrica (EST) ya que se avanza en la simplificación administrativa, agilizando los procedimientos mediante la utilización de medios electrónicos en la medida de lo posible. Además, se introduce una disposición para instalaciones solares termoeléctricas de carácter experimental e innovador, para promocionar la I+D+i como pieza fundamental para conseguir el objetivo de reducción de costes. Esta disposición establece un régimen económico especial para plantas que se consideren suficientemente innovadoras, de una potencia de hasta 80 MW, superando de esta forma el techo de 50 MW establecido en el RD 661/2007 para instalaciones de régimen especial.

Sin embargo, el RD publicado en noviembre dejaba sin definir los detalles del nuevo régimen económico para las tecnologías eólica y solar termoeléctrica. Esto se subsanó en el Real Decreto 1614/2010 de 7 de diciembre en el que, en lo que atañe al sector solar termoeléctrico, se acuerda lo siguiente:

  • Obligatoriedad de funcionamiento de las plantas de EST en la opción de tarifa regulada durante su primer año de operación.
  • Retraso en la entrada en operación de las plantas termosolares con respecto a la fecha prevista en la ordenación de los proyectos inscritos al registro de pre-asignación del RD 6/2009, lo que supondrá un ahorro para el sistema por diferimiento de costes.
  • Limitación del número de horas equivalentes de funcionamiento con derecho a prima de las instalaciones, que van desde las 2350 horas equivalentes/año para la tecnología de disco Stirling hasta las 6450 horas equivalentes/año de las plantas de receptor central con capacidad de almacenamiento de 15 horas.

El Estado estima que estas medidas, junto con la reducción de primas para la eólica, supondrán un ahorro para el sistema eléctrico de 1100 millones de euros hasta 2013.

La Asociación Española de la Industria Solar Termoeléctrica (Protermosolar) ha mostrado su satisfacción [1] con este Real Decreto. Esta postura no es precisamente la generalizada en el sector renovable, dados los drásticos recortes que se han aplicado en otras tecnologías como la fotovoltaica o la eólica. ¿Por qué entonces esta satisfacción? Bien, se puede decir que la EST ha salido relativamente bien parada del “tijeretazo” con el que amenazaba el Gobierno, atenazado por un déficit público que supera el 11%, en el que el famoso déficit de tarifa eléctrica tiene mucho que ver. No se han revisado a la baja las primas de la EST ya que se han atendido las alegaciones del sector para que no se generalizara el caso fotovoltaico con el resto de tecnologías solares. La EST es una tecnología en desarrollo y necesita del apoyo financiero público hasta que llegue a su plena madurez, y por tanto su situación está lejos de la burbuja fotovoltaica que ha ocurrido en nuestro país en los últimos años.

La cuestión que se debe plantear en este punto es la siguiente: ¿Está la tarifa regulada para la EST ajustada a la perspectiva de costes de producción reales? Según un estudio [2] realizado en junio de 2010 por la consultora AT Kearney para Estela (European Solar Thermal Electricity Association), la respuesta es afirmativa, ya que la tarifa regulada asciende a 26,87 c€/kWh (establecida en el RD661/2007 y actualizada anualmente según el IPC-0,25%) y el LCOE [3] máximo estimado actual para las plantas españolas es de 24 c€/kWh. La perspectiva a futuro es bastante halagüeña ya que se puede esperar una reducción moderada de los costes de producción en los próximos 15 años, hasta llegar a una reducción del 50% del LCOE en el 2025. La reducción de costes se conseguirá progresivamente mediante las economías de escala y las mejoras de eficiencia debidas a la implementación de nuevas tecnologías. Estas mejoras tecnológicas se centran en tres ejes:

  • Aumento de la eficiencia eléctrica de las plantas termosolares, elevando la temperatura de operación (lo que supone un incremento del rendimiento de la turbina) a través de mejoras en la el diseño de receptores y en la calidad óptica de las superficies reflectantes.
  • Reducción de costes en el campo solar planteado diseños optimizados más rentables.
  • Reducción de consumos internos gracias a la eliminación de la necesidad de agua (limpieza de helióstatos, aero-refrigeración) y a la disminución del consumo en sistemas auxiliar (consumo parásito).

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Figura 1.  Predicción de la evolución de los costes de producción eléctrica de la EST de 2012-2025. [2]

Por otro lado, en la tecnología solar termoeléctrica cobra mucha importancia la gestionabilidad de las plantas, hasta el punto de que el coste de producción eléctrica en plantas sin sistema de almacenamiento es un 25% superior al de las instalaciones que sí disponen del mismo. Por ello, la investigación y desarrollo en dispositivos y medios de almacenamiento alternativos (como los materiales de cambio de fase o PCM o los termoquímicos) se revelan como uno de los factores críticos dentro de las futuras mejoras tecnológicas.

Según el estudio de Estela, la tecnología solar termoeléctrica sería competitiva económicamente con los ciclos combinados de gas natural a partir del 2020, debido a las mencionadas mejoras tecnológicas y las economías de escala, así como a la predicción de precios crecientes de los combustibles fósiles.

[1] http://www.protermosolar.com/prensa/2010_12_03/comunicado_de_valoracion.pdf

[2] AT KEARNEY. Solar Thermal Electricity 2025 Clean electricity on demand: attractive STE cost stabilize energy production. Informe para ESTELA, Junio 2010.

[3] LCOE: Levelized Cost of Electricity. El LCOE es equivalente al precio medio de la energía que debería pagarse al inversor por los costes del capital, operación, mantenimiento y combustible para que obtuviera una tasa interna de retorno (TIR) exactamente igual a la tasa de descuento (WACC).

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Europa construirá un nuevo laboratorio de energía solar en Almería

La Comisión Europea contribuirá a financiar una instalación de investigación de energía solar concentrada, bautizada como EU-Solaris, en el Centro Tecnológico Avanzado de Energías Renovables en la localidad almeriense de Tabernas. Su coste de construcción se eleva a unos 80 millones de euros. La financiación europea no se concretará hasta 2011.

Autores: [Miguel Sánchez Sánchez y Rocío Fernández Saavedra - CIEMAT]

Esta semana ha tenido lugar en Bruselas la celebración del Foro Estratégico Europeo sobre Infraestructuras de Investigación (ESFRI), donde el ejecutivo comunitario ha confirmado el impulso a este y otros dos proyectos de infraestructuras de investigación energética paneuropeas, con una inversión global que se eleva a 1.200 millones de euros.

EU-Solaris se centrará en investigar y desarrollar nuevas tecnologías de energía solar concentrada y se espera que varios laboratorios de otros países con más potencial solar como Grecia, Italia, Portugal y Turquía y Alemania como proveedor tecnológico, participen en ella a través de instalaciones complementarias asociadas.

Otro de los proyectos apoyados por la Comisión Europea es el proyecto de investigación WindScanner en Dinamarca, cuyo objetivo es contribuir al diseño de turbinas eólicas más eficaces, resistentes y ligeras, gracias a la elaboración de mapas detallados de las condiciones de viento en un parque eólico determinado. Se espera que la instalación, con un coste entre los 45 y 60 millones de euros, comience a funcionar en 2013.

En este caso, el proyecto estará gestionado por el Laboratorio Nacional de Energía Sostenible DTU danés y en él tienen previsto participar otros seis países a través de un consorcio conjunto: España, Grecia, Portugal, Noruega, Países Bajos y Alemania.

Igualmente, la Comisión Europea apoyará un tercer proyecto, en este caso, de investigación de la fisión nuclear, bautizado como Myrrha, cuyo objetivo será contribuir a la reducción de los residuos nucleares radioactivos a través de los procesos de separación y transmutación. La infraestructura, cuya construcción requerirá aproximadamente 960 millones de euros de aquí al 2023, estará ubicada en la localidad belga de Mol. Bruselas también confía en que Myrrha servirá para probar la viabilidad de la tercera generación de centrales nucleares con tecnología de reactor rápido refrigerado por plomo y en que complemente el reactor experimental Jules Horowitz, actualmente en construcción en la localidad francesa de Cadarache.

El ESFRI ha identificado unas 50 infraestructuras de investigación para impulsar la vanguardia en este ámbito, con un coste total de construcción de alrededor de 20.000 millones de euros y de otros 2.000 millones anuales para operaciones. Bruselas espera poner en marcha, antes del 2015, el 60% de estas infraestructuras prioritarias.

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Combustión de hidrógeno. ¿Es posible una combustión limpia?

Mentalmente asociamos la palabra “combustión” con el humo negro, la suciedad y la contaminación. En este artículo se pretende desmitificar esta idea con el uso del hidrógeno como combustible en los motores de combustión interna y en las turbinas de gas. El objetivo es presentar una alternativa de futuro y de presente, tanto a los sistemas de combustión convencionales como a las pilas de combustible.

Autor: [Borja Plaza Gallardo-INTA]

El sistema energético actual basado en los combustibles fósiles parece, cada día que pasa, más insostenible. Las reservas son cada vez más escasas y los precios, debido fundamentalmente a la aceleración económica de China y la India, y a la recesión en el resto del mundo,  más inestables. Si a todo esto se le une la creciente preocupación por el medio ambiente, se convierte en urgente la necesidad de un nuevo modelo energético.

 Los planes estratégicos de la mayoría de los países incluyen al hidrógeno como vector energético del nuevo modelo. El atractivo del hidrógeno radica en la variedad de métodos para producirlo y en la diversidad de sistemas de generación de energía para utilizarlo. Posiblemente, las pilas de combustible sea la tecnología que más interés ha despertado debido a una mayor eficiencia en el proceso electroquímico, el nivel de emisiones cero y el silencioso funcionamiento de las mismas. Como desventaja, su lento desarrollo, su escasa vida útil y su elevado precio, hacen inviable, actualmente, su competencia con las energías convencionales. En este punto, la adaptación de motores de combustión y turbinas de gas para su funcionamiento con hidrógeno comienza a ser atractiva como parte fundamental del futuro sistema energético.

 El gran potencial de las tecnologías basadas en la combustión del hidrógeno radica en el aprovechamiento de la estructura industrial actual. Tanto los motores de combustión interna como las turbinas de gas son sistemas de generación de alta fiabilidad y limitado desembolso inicial, debido, fundamentalmente, al gran desarrollo industrial que han tenido durante las últimas décadas. Frente a las pilas de hidrógeno, con sistemas de producción aún artesanales, los sistemas de generación de energía basados en la combustión de gas tienen un gran respaldo industrial.

 En la actualidad, marcas constructoras de automóviles, como Mazda y BMW, se están posicionando para el empleo del hidrógeno en motores de combustión interna, proponiendo sistemas duales que permiten la utilización de combustibles fósiles o hidrógeno dependiendo de las circunstancias. En el mundo de las turbinas de gas, los proyectos no se encuentran en un estado tan avanzado, y aunque existen en el mundo turbinas de tamaño medio quemando combustibles ricos en hidrógeno, los proyectos que contemplan al hidrógeno como único combustible son escasos. Únicamente el proyecto de ENEL en Fusina incluye la construcción de una turbina de gas que opere íntegramente con hidrógeno aunque países como Corea (proyectos a pequeña escala), Japón (programa WE-NET) y Estados Unidos (proyecto Hydrogen Turbine Development) son los más punteros en esta nueva tecnología.

 Las pruebas realizadas en motores de combustión interna dan como resultados mejores eficiencias en la combustión que los motores convencionales debido a la elevada difusividad que permite mezclas combustible-aire más homogéneas, al amplio intervalo de inflamabilidad con el que se consigue una combustión más completa y limitar la temperatura final de la combustión, y la alta temperatura de auto-ignición que permite mayor relación de compresión.

 El inconveniente es que las propiedades que hacen del hidrógeno un combustible muy atractivo para su utilización en motores de combustión interna, se traducen en problemas para obtener una combustión controlada. La pequeña distancia de apagado, la baja energía de ignición y la alta velocidad de la llama, dan como resultado fenómenos indeseables en la combustión que, generalmente, se traducen en una combustión anómala. Estas anomalías incluyen la combustión superficial y el retroceso de la llama, además de problemas de autoencendido. La mayoría de estos problemas pueden ser controlados con un exceso de aire en la mezcla, mejoras en el sistema de refrigeración que eviten zonas calientes, recirculación de los gases de escape o inyección de agua.

En cuanto a las turbinas de gas operadas con hidrógeno, el gran potencial de las mismas asociadas a la generación vapor  en ciclos combinados lo convierten en la tecnología más prometedora con el inconveniente de las altas temperaturas alcanzadas en la reacción de hidrógeno con aire. El rango de temperatura alcanzado en la llama (2500 – 3000 ºK) suponen un gran problema debido a que la tecnología de materiales actual no ha conseguido sintetizar materiales capaces de aguantar durante periodos de tiempo prolongados temperaturas tan elevadas. Para solventar este problema se suele recurrir a la inyección de agua adicional, lo que permite ajustar la temperatura de la combustión.

Además de todo lo enunciado, se debe tener en cuenta las particularidades del hidrógeno. Su principal fortaleza como combustible es el nivel de emisiones cero que se puede lograr teniendo en cuenta que el único producto de la combustión, o de la reacción química de hidrógeno con oxígeno, es vapor de agua, y su principal debilidad es su baja densidad energética en términos volumétricos (energía / volumen) lo que conlleva la necesidad de grandes volúmenes de acumulación.

En mi opinión, el nivel de emisiones “cero” de los motores de combustión de hidrógeno, sumado a que estructuralmente se podrían utilizar los sistemas de combustión actuales (con pequeñas modificaciones) lo que abarataría los costes de fabricación y aumentaría la vida de funcionamiento de los equipos, hace que los motores de combustión con hidrógeno puedan desempeñar un papel protagonista en un nuevo modelo energético a corto plazo.

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