eerr 8 tomo energías minoritarias

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TEMA 1. ENERGÍA GEOTÉRMICA

ENERGÍAS RENOVABLES MINORITARIAS: GEOTÉRMICA Y MARINA. HIDRÓGENO Y

PILAS DE COMBUSTIBLE

ÁREA DE ENERGÍAS RENOVABLES

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I. INTRODUCCIÓN

La energía geotérmica es una energía renovable que se genera como consecuencia del aprovechamiento de la energía existente en el interior de la Tierra.

Actualmente esta energía sólo es aplicable en determinados lugares del planeta, sobre todo para la generación de energía eléctrica, mientras que si lo que se quiere es generar energía térmica, el abanico de lugares en los que se puede emplear aumenta ostensiblemente. Es por ello por lo que las fuentes de energía geotérmica son muy variadas, ya que todas no se encuentran en todos los lugares. Si nos circunscribimos a España, se puede decir que en ella existe poca representatividad de esta energía alternativa, empleándose únicamente para la generación de energía térmica en balnearios, invernaderos, viviendas unifamiliares, etc., mientras que en otros lugares del mundo el recurso es tan importante que se puede incluso proyectar un “District Heating”.

En función del tipo de yacimiento existente, hay que tener en cuenta que la capacidad de extracción del recurso puede superar la capacidad homeostática de aquél, por lo que es preciso e incluso indispensable, realizar un correcto análisis del potencial técnico extraíble, cuya metodología a seguir se verá a lo largo del presente Tema.

Finalmente, es importante analizar la heterogeneidad de lugares en los que es posible aprovechar la energía geotérmica, de ahí que se tenga un apartado dedicado a la evaluación del uso de dicha energía, tanto en el mundo, como en Europa y España.

II. OBJETIVOS

Los principales objetivos que se persiguen con este Tema son los siguientes:

• Conocer las ventajas e inconvenientes de esta energía

renovable.

• Determinar la procedencia de este recurso energético.

• Definir y clasificar los diferentes yacimientos geotérmicos.

• Evaluar el potencial energético mediante el análisis de emplazamientos, la realización de técnicas de exploración y el

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conocimiento de los elementos indispensables para la extracción del recurso.

• Analizar los diferentes esquemas básicos de aplicaciones posibles tanto para la generación de energía eléctrica como de energía térmica.

• Tener la visión internacional, europea y nacional de esta energía renovable en el contexto global de todas ellas.

III. CONCEPTO

La “energía geotérmica” es aquella que se obtiene como consecuencia del aprovechamiento del calor generado en las capas internas de la Tierra, siendo en determinadas zonas del planeta explotada económicamente por el nivel de temperatura y por su afloramiento sobre la superficie terrestre.

De manera natural y sin la intervención de la actividad humana, se puede manifestar externamente según la clasificación que a continuación se expone, en función de la incidencia producida sobre los seres humanos:

1. Sin efectos perjudiciales.

a) Vapores de los géiseres.

b) Agua caliente en las fuentes termales.

2. Con efectos perjudiciales.

a) Lava generada en las erupciones volcánicas.

b) Movimiento de placas tectónicas: generando los terremotos o maremotos, dependiendo de si el hipocentro y epicentro se encuentran en tierra o en mar, respectivamente.

En este tema la energía geotérmica será considerada desde el

punto de vista de su aplicabilidad energética y por tanto, generando una rentabilidad económica para el/los inversor/es.

Este tipo de energía presenta, al igual que cualquier otra fuente, ventajas e inconvenientes, y para este caso particular se tienen las siguientes:

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I. Ventajas:

a) Generación de independencia energética por ser autóctona.

Obviamente, y salvo casos y zonas muy concretas, la cantidad de energía que el interior de la Tierra puede aportar no es muy elevada, pero en cualquier caso, debe ser bienvenida este recurso gratuito en cuanto a la compra del mismo.

b) Tiene carácter renovable, con lo que eso supone en cuanto a emisiones de gases de efecto invernadero, y en particular, de dióxido de carbono. Puede ocurrir, que determinados yacimientos que se exploten se agoten desde un punto de vista comercial, pero pasado un tiempo, ésos se regeneran y pueden ser nuevamente explotados, por lo que pueda parecer que precisamente su carácter es de no ser renovable. Hay que decir que en numerosas ocasiones lo que se produce es la inyección de agua a presión, y lo que se obtiene es un vapor susceptible de ser aprovechado para la generación de electricidad.

c) Favorece el desarrollo de la industria a nivel local, así como el de empleo. En aquellos lugares en los que se pueda producir energía eléctrica, la necesidad de mano de obra cualificada y no cualificada puede ser importante, todo ello dependiendo de la cantidad de recurso. Para el caso de aprovechamiento para fines térmicos, como puede ser en balnearios, la creación de empleo directo e indirecto, también puede llegar a ser elevada y positiva para la economía de la zona.

II. Inconvenientes:

a) El rendimiento termodinámico de las instalaciones no es muy

alto.

b) Las inversiones necesarias para aprovechar este recurso son muy elevadas, para obtener posteriormente escasas potencias. Esto hace que incluso en el caso que haya recurso, las empresas no apuesten decididamente por ella y sí en otras.

c) La explotación económica de un yacimiento tiene siempre un cierto grado de incertidumbre, sobre todo por la diferencia del potencial del mismo en fase de exploración y en fase de aprovechamiento. Esto hace que pueda provocar variaciones ostensibles de la rentabilidad de los proyectos.

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d) La energía obtenida del yacimiento debe ser aprovechada en un entorno bastante cercano al lugar de origen, por lo que puede ocurrir en alguna ocasión, que si hay un yacimiento que se puede explotar para agua caliente sanitaria, calefacción, o usos industriales, y se da la circunstancia que en una zona próxima no se encuentran viviendas ni industrias, hace que aquél no se aproveche.

IV. EL INTERIOR DE LA TIERRA

El planeta Tierra está formado por una serie de capas concéntricas, de dentro a fuera, que reciben los nombres de “núcleo” (que se divide en interno y externo, siendo éste de mayor espesor), “manto” (inferior, de mayor espesor, y superior), “litosfera” y “corteza”, siendo estas dos últimas de diferente profundidad en función de si se está en tierra firme o en el océano.

En la tabla 1.1 se presentan las distintas capas, consecuencia de la diferente composición de materiales y de espesor de las mismas, tanto en continente como en océano.

Figura 1.1. Estructura interna del interior de la Tierra. Fuente: IGA International Geothermal Association.

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La corteza tiene un diferente espesor, en función de si se encuentra en el continente o en el océano. La corteza continental posee tres capas, diferenciándose entre ellas en función de la composición química de las mismas. La corteza oceánica tiene menos espesor que la continental y es mucho más joven que ésa.

Respecto a la litosfera, hay que decir que se encuentra dividida en siete grandes placas (Pacífica, Africana, Euroasiática, Antártica, Norteamericana, Sudamericana e Índica), habiendo también otras de menor superficie.

CONTINENTE OCÉANO

Corteza (35-40 km) Corteza (6-8 km)

Litosfera rígida (100-150 km) Litosfera rígida (70-100 km)

Manto superior (400-500 km)

Manto inferior comportamiento plástico (2.200-2.300 km)

Núcleo externo líquido(2.200 km)

Núcleo interno sólido (1.270 km)

Tabla 1.1: Distribución de la Tierra en capas concéntricas. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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(Las flechas muestran la dirección del movimiento de las placas hacia las zonas de subducción). 1: campos geotérmicos que producen electricidad, 2: dorsales mesooceánicas cruzadas por fallas (largas fracturas transversales), 3: zona de subducción donde la placa subducida se indica hacia abajo y se funde en la astenosfera.

Los contactos existentes entre dos placas reciben el nombre de

“límites” o “bordes”, y pueden ser de tres tipos:

a) divergentes: cuando las placas se van separando entre sí y el

espacio existente entre ellas es ocupado por nuevo material caliente procedente del interior, debido a la diferente densidad de los materiales, se forma lo que se denomina “dorsal oceánica”, que es una cadena montañosa originada en el interior del mar. Puede ocurrir en ocasiones, que la actividad en este punto sea tan elevada que se formen islas propiamente dichas. Es el caso de Islandia.

b) convergentes: este contacto y se produce cuando una capa se introduce por debajo de la otra, denominándose el efecto “subducción”, generándose lo que se conoce con el nombre de “fosa oceánica” si tiene lugar en el mar, y es justamente en estos puntos donde se alcanzan las mayores profundidades de los océanos. Tal es el caso por ejemplo de la fosa de las Marianas. En estos puntos también hay una actividad volcánica

Figura 1.2. Tipos de placas litosféricas, dorsales y fosas oceánicas, zonas de subducción y campos geotérmicos.

Fuente: IGA International Geothermal Association.

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importante, debido a las fuertes presiones y temperaturas. Cuando la subducción tiene lugar en una zona próxima a la costa, el efecto es la generación de una cordillera montañosa, siendo el ejemplo más destacado el de la cordillera de Los Andes. La cordillera de Los Himalayas tiene un origen similar, pero en este caso la colisión es continente-continente.

c) conservativos: es cuando se produce un movimiento lateral de las placas, y por tanto ni se crea litosfera (como ocurre en los límites divergentes), ni se destruye (como ocurre en los convergentes). Lo que se tiene en este caso es una falla de transformación, siendo un ejemplo destacado de este tipo la falla de San Andrés.

Hay que destacar también, que lejos de las zonas limítrofes entre las placas, se pueden encontrar manifestaciones volcánicas conocidas con el nombre de “puntos calientes”, y son aquellos lugares por donde emerge magma. Estos puntos calientes pueden encontrarse en placas oceánicas (caso de las Islas Hawai), o en placas continentales (con una gran distribución de puntos).

Figura 1.3. Representación esquemática de un sistema geotérmico ideal. Fuente: IGA International Geothermal Association.

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En definitiva, a priori en todos aquellos lugares en los que exista una importante actividad volcánica (límite entre placas, en dorsales oceánicas, en zonas de subducción, en puntos calientes), es donde hay que investigar la posible existencia de recursos geotérmicos, potencialmente aprovechables para su aprovechamiento energético.

El manto constituye el 83% del volumen de la Tierra, aunque la parte inferior es bastante desconocida.

Finalmente, el núcleo tiene una elevada densidad y la existencia de un campo magnético sólo puede explicarse admitiendo un elemento metálico en él, y el más abundante es el hierro, y aunque a elevadas presiones resultaría demasiado denso, es necesario que haya otros elementos que rebajen esa densidad. La teoría que más fuerza tiene en estos momentos, es que la composición del núcleo externo e interno sea la misma, y la única diferencia entre ambos, es que uno está fundido y el otro no, respectivamente.

V. HISTORIA

El uso de los recursos geotérmicos con fines térmicos y/o curativos se remonta a bastantes siglos atrás. Fue durante el mismo imperio romano, cuando los yacimientos de aguas termales fueron explotados, construyéndose las denominadas “termas”, a donde iban las personas de las clases pudientes, dando honor de ostentosidad y opulencia. Ése fue precisamente el origen de los actuales balnearios, que se extendieron por toda Europa ya en el siglo XIX, y que son santo y seña de un turismo de calidad en toda época del año.

Figura 1.4. Perfil de tectónica de placas. Fuente: IGA International Geothermal Association.

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El aprovechamiento eléctrico de los recursos geotérmicos comenzó en Italia, entrando en funcionamiento en el año 1913 una instalación de 230 kW de potencia. Posteriormente otras muchas plantas comenzaron a extenderse por Nueva Zelanda, Japón, México, Estados Unidos, etc. La utilización energética de los recursos geotérmicos se tiene en un total de 90 países de todo el mundo, generándose electricidad en poco más de 25 países, entre los que se encuentran cinco que obtienen entre un 15 y un 22% de la electricidad consumida en el país mediante yacimientos geotérmicos.

A medida que se produce un aumento de la profundidad en el planeta Tierra, se tiene un aumento de la temperatura (en términos generales de 1ºC por cada 30 metros, conocido esto con el nombre de “gradiente geotérmico”), aunque decae súbitamente a partir de unos 300 km, llegando al interior de la misma a tener valores de varios miles de grados centígrados.

En lugares con cierta actividad, como los descritos en el punto anterior, se tienen temperaturas anormalmente elevadas, generándose un flujo térmico más alto de lo normal (por ejemplo aquellos en los que se tienen temperaturas entre 200 y 300ºC a profundidades entre 2 y 3 km). En otros lugares, en cambio, se tienen flujos térmicos bajos, ya que se tienen incrementos de temperatura entre 2 y 4ºC por cada cien metros de profundidad. La existencia de ambos tipos de flujos térmicos, condiciona la existencia de los dos tipos de aprovechamiento geotérmico: el de baja y el de alta temperatura.

Pero sea cual sea el caso, la energía geotérmica proviene de las siguientes fuentes:

a) Desintegración de isótopos radiactivos: principalmente de los

procedentes de la corteza y del manto, aunque este último es el que aporta la mayor parte de la energía, ya que su espesor es mucho mayor que el de la corteza, aunque sea en ésta (principalmente en la continental) donde existe una mayor concentración.

b) Calor inicial: es la energía liberada en la formación del planeta Tierra y que sigue llegando a la superficie de la misma.

c) Movimientos diferenciales: producidos entre las distintas capas de la Tierra, fundamentalmente entre manto y núcleo.

d) Calor latente de cristalización del núcleo externo: el núcleo externo se encuentra en estado líquido y el núcleo interno en estado sólido, tal y como se comentó en la tabla 1.1, por lo que

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en la zona de confluencia entre ambas capas, se está produciendo constantemente cristalización y por tanto liberación de energía.

Sobre la base de lo comentado con anterioridad, en la tabla 1.2 se

puede ver la distribución de los orígenes de la energía geotérmica, en función del lugar de procedencia.

ORIGEN LUGAR

Radiactividad

Corteza continental

Corteza oceánica

Manto superior

Manto inferior

Núcleo

Calor inicial Manto

Núcleo

Movimientos diferenciales Manto

Calor de diferenciación (calor latente de cristalización; energía gravitatoria)

Núcleo externo

VI. DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS

Se define como “yacimiento geotérmico” aquel lugar físico en el que haya un recurso geotérmico teórico, es decir, energía procedente del interior de la Tierra, que se encuentra almacenada en forma de agua y/o de vapor a una determinada temperatura y presión (entalpía), y que en función de la mejora de las tecnologías disponibles, y para que sea dicho recurso técnicamente explotable en mayor o menor medida, además se deben cumplir una serie de requisitos que se comentan a continuación:

a) debe existir un flujo térmico lo suficientemente importante

como para que se produzca un calentamiento del fluido.

b) debe haber una zona de elevada permeabilidad a una determinada profundidad, de tal manera que se produzca una acumulación del agua. Para que el yacimiento tenga un elevado

Tabla 1.2. Origen del calor en el interior de la Tierra y lugar donde se genera. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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potencial, debe existir una importante comunicación entre la superficie y dicho acuífero.

c) la existencia de una zona impermeable por encima del acuífero es vital, para que se impida la pérdida del agua.

Por lo que se refiere a la clasificación de los mismos, ésta se puede

realizar de diferente modo, en función del criterio de clasificación.

I. Atendiendo a la temperatura del fluido:

a) Yacimientos de altas temperaturas o alta entalpía: son todos aquellos en los que el fluido se encuentra a una temperatura superior a los 150ºC, y generalmente a unas profundidades que oscilan entre los 1.500 y 2.500 metros. Suele producirse en estos un escape de calor en forma de géiser, fumarola, etc. Este tipo de yacimientos son los que dan lugar a las centrales de producción de energía eléctrica a través de energía geotérmica, en las que la energía del interior de la Tierra se extrae mediante tuberías, por medio de las cuales se conduce la energía para su posterior transformación en energía eléctrica.

b) Yacimientos de media temperatura o media entalpía: están encuadrados dentro de este grupo, aquellos yacimientos que poseen un fluido con temperatura entre 100 y 150ºC. Su aprovechamiento puede ser eléctrico, aunque el rendimiento sería bastante bajo y por tanto no interesante económicamente. Generalmente se suelen emplear para procesos industriales.

c) Yacimientos de baja temperatura o baja entalpía: son los que tienen un fluido con una temperatura por debajo de los 100ºC, y el aprovechamiento de dicha energía es en forma de agua caliente y/o calefacción. Generalmente el aprovechamiento de la energía geotérmica se circunscribe al lugar de extracción de dicho recurso.

En función de la clasificación realizada anteriormente, en la tabla

1.3 se muestran las posibles aplicaciones de la energía geotérmica en función de la entalpía.

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Categoría Temperatura (ºC) Algunas aplicaciones

Alta entalpía

180 Evaporación de soluciones concentradas

Pulpa de papel

170 Obtención de agua pesada

Secado de tierra de diatomeas 160 Secado de madera y de algas 150 Fabricación de alúmina

Media entalpía

140 Secado rápido de productos agrarios

130 Refinado de azúcar

Extracción de sales por cristalización 120 Obtención de agua destilada 110 Secado de forraje y hortalizas 100 Lavado y secado de lana

Baja entalpía

90 Secado de pescado

80 Calefacción convencional doméstica y residencial

70 Límite inferior de refrigeración por absorción

60 Calefacción de invernaderos y establos 50 Cultivo de setas 40 Calefacción por suelo radiante 30 Biodegradación, fermentación, piscinas

20 Piscicultura y acuicultura

Calefacción por bomba de calor Nota: no se incluye la generación de energía eléctrica para la que puede utilizarse agua a 150ºC (en ciclos de vapor de agua) u 85ºC (en ciclos

binarios).

II. Atendiendo a la existencia o no previamente de agua en el yacimiento:

a) Yacimientos hidrotérmicos con predominio de vapor: es el caso del yacimiento que tiene agua a presión y temperaturas elevadas. Son útiles para la producción de energía eléctrica, y generalmente se encuentran en los lugares de un volcanismo importante. Las manifestaciones en la superficie de este tipo de yacimientos son géiseres, fumarolas, etc. En el caso que se extraiga mediante una tubería la energía del yacimiento, la presión disminuye de manera considerable y se generan

Tabla 1.3. Aplicaciones de la energía geotérmica en función de la temperatura del recurso.

Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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grandes cantidades de vapor, teniendo una fase de agua/vapor en la superficie. Ejemplos de este tipo de yacimientos se encuentran en Cerro Prieto (México), Reykjanes (Islandia), Otake (Japón) y Wairakei (Nueva Zelanda). Si se tiene a nivel de la presión del yacimiento, una temperatura superior a la de saturación, se tiene vapor sobrecalentado, y por tanto permite obtener unos mejores rendimientos eléctricos de las turbinas de generación de energía eléctrica. Como ejemplos de yacimientos de este tipo son los de Larderello (Italia) y The Geysers (Estados Unidos).

b) Yacimientos hidrotérmicos con predominio de agua en fase líquida: son conocidos también como “yacimientos de agua caliente”, y son aquellos en los que la temperatura no llega a 100ºC o es ligeramente superior y se encuentran a una profundidad entre 1-3 km, encontrándose siempre como fase dominante agua líquida. En este caso no se tienen manifestaciones externas y el recurso es mucho más extenso que el anterior. En este caso, puede ocurrir que no haya la capa impermeable que se había comentado que era necesario que existiera para evitar la pérdida de energía, pero es necesario que se tenga una temperatura en la superficie del yacimiento inferior a la temperatura de ebullición del agua, ya que de lo contrario se produciría una pérdida del fluido. La extracción de la energía es necesaria realizarla con bombas sumergidas en el yacimiento, a diferencia de los anteriores que no precisan de elementos externos. En ocasiones se emplea un sistema de doblete, de tal manera que mediante un pozo se extrae la energía del yacimiento, y por el otro se inyecta el agua una vez que ha sido ya utilizada. Esta operación es muy recomendable para el caso de la extracción de agua con elevados contenidos en sales, de tal manera que la recarga del yacimiento, permite que no se produzca una contaminación de aguas y suelos. La presencia de este tipo de yacimientos es muy variada, desde lugares con volcanismo a cuencas sedimentarias.

c) Yacimientos en cuencas sedimentarias: se trata de lugares en los que existe un importante recurso geotérmico, situados en cuencas sedimentarias. En este tipo de yacimientos se tienen temperaturas cercanas a los 60ºC, a una profundidad aproximada de 2 km. Generalmente se tiene un sistema de doblete o “doble pozo”, comentado para el caso anterior, por lo que la existencia de intercambiadores de calor en este tipo de aprovechamientos es bastante usual, es decir, en ningún momento se aprovecha el agua de estos yacimientos de

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manera directa. Su utilización fundamentalmente es para la producción de agua caliente sanitaria y calefacción de viviendas, calefacción de invernaderos, y para fines industriales, que requieran agua a una temperatura no demasiado elevada. En Europa hay varios ejemplos destacados de este tipo de yacimientos, siendo el más destacado el existente en París (Francia), en donde aprovechando un caudal de 100 m3/h con temperaturas que se encuentran entre 58 y 83ºC, se destina a agua caliente sanitaria y a calefacción.

Un ejemplo característico de este tipo de yacimientos, son los conocidos con el nombre de “geopresurizados”, que son aquellos casos en los que el agua se encuentra sometida a elevadas presiones y temperaturas próximas a los 150ºC, por lo que el aprovechamiento energético puede ser múltiple por varias razones: debido a la elevada presión del agua, su extracción se puede utilizar para mover una turbina y generar electricidad por el propio movimiento de la misma (similar a la energía hidráulica con agua dulce en la superficie de la Tierra), y la temperatura se puede utilizar para la obtención de energía térmica. Su aparición tiene lugar a profundidades superiores a los 2.000 metros comentados con anterioridad. Un ejemplo de este tipo se localiza en el Golfo de México, en el cual el yacimiento se encuentra a 4.900 metros de profundidad, con una presión de 871 atmósferas en el techo del acuífero.

d) Yacimientos de roca caliente: son aquellos en los que no existe agua, pero que se encuentran a una temperatura elevada, cercana a los 200ºC, y que pueden ser explotados inyectando agua a presión. Cuando no existe permeabilidad se suelen denominar “de roca seca caliente” (HDR: hot dry rock), y cuando existe cierto grado de permeabilidad natural, se conocen como “de roca húmeda caliente” (HWR: hot wet rock). Puede ocurrir que sea interesante el fracturar de manera artificial la roca seca caliente (HFR: hot fractured rock), para que se pueda inyectar agua y tener luego un fluido caliente. En la tabla 1.4 se muestran ejemplos de yacimientos de roca seca caliente y las características más importantes de los mismos.

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Período

Tª máxima

de la roca (ºC)

Profundidad (m)

Distancia entre pozos (m)

Caudal extraído (l/sg)

Pérdidas de agua

(%)

Rosemanowes (Reino Unido)

1980-1993

80 2.200 180-270 15 25

Hijiori (Japón) 1985-1998

270 2.200 130 12 25

Soultz (Francia)

1989-1997

168 3.500 450 26 0

Soultz (Francia)

1998-? 200 5.000 600-700 60-100 0

Para hacernos una idea del potencial existente en el interior de la

Tierra, basta con decir que una roca de granito de 1 km3 a una temperatura de 200ºC, permite la instalación de una planta de producción de energía eléctrica de 10 MW de potencia, funcionando durante un total de 20 años y siempre que el agua se enfríe a 20ºC.

Tabla 1.4. Características de tres yacimientos del tipo roca seca caliente. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

Figura 1.5. Esquema de un sistema de roca seca caliente a escala comercial. Fuente: IGA International Geothermal Association.

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VII. POTENCIAL GEOTÉRMICO 7.1. Análisis de emplazamientos

Tal y como ya se ha comentado a lo largo de este Tema, los puntos en los que se puede tener un recurso geotérmico, son muchos y variados, dependiendo del origen de los mismos.

A priori, hay que tener en cuenta que no en todos los lugares se obtiene recurso geotérmico para las aplicaciones energéticas que se deseen, es decir, dependiendo del punto donde nos encontremos, la temperatura del fluido térmico será mayor o menor, y por tanto la utilización será una u otra.

Haciendo un análisis general del globo terráqueo, y para conocer aquellos lugares en los que se pueda tener un aprovechamiento eléctrico del yacimiento geotérmico por existir una alta entalpía (es decir, alta temperatura), hay que fijarse, como se decía en el punto IV, en los límites entre las placas (bien sean convergentes o divergentes), así como en los puntos calientes o en los lugares en los que haya fallas de transformación. Estos lugares no ocupan generalmente una extensión superior a los 10 km2, inconveniente que dificulta en gran medida la exploración. Por otro lado, se tienen aquellos lugares en los que se posee un recurso geotérmico a baja temperatura. y se encuentran más distribuidos por todo el planeta y sobre todo más esparcidos.

Una vez que se haya hecho un análisis general, se pasa a seleccionar una zona concreta y se recopila toda la información posible sobre la misma, realizando una cartografía para averiguar posibles indicios, que luego se ratifican en una fase posterior a nivel local. Puede ocurrir que haya recurso geotérmico y no haya ni excesivos indicios, así como la situación contraria, es decir, haber indicios y no haber recurso suficiente para ser económicamente rentable.

Sobre la fase de la etapa anterior, se pasa a seleccionar una zona muy concreta, y se estudia en profundidad mediante la realización de una serie de técnicas que posteriormente se comentarán, para determinar las características más importantes de cualquier yacimiento geotérmico: profundidad del mismo, tamaño, forma, estado del fluido térmico, temperatura del mismo, caudal disponible, etc.

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7.2. Evaluación

Para establecer si un yacimiento tiene interés o no desde un punto de vista técnico para ser explotado, deben reunirse una serie de características básicas como las siguientes:

a) Profundidad, dimensiones y caudal del acuífero.

b) Geometría de las rocas.

c) Temperatura, calidad y tipo de fase del fluido.

La determinación de las variables anteriores, se realizará mediante

una serie de técnicas, que a continuación se comentarán, siendo recomendable la realización de varias de ellas, para no estar sujeto a los posibles errores de cada uno de ellos.

El conocer los parámetros anteriores, así como la posible demanda energética que se tenga, permitirá cuantificar la rentabilidad del proyecto. Para el caso de instalaciones de producción de energía eléctrica, suelen demandarse entre 8 y 20 kg de vapor entre 150 y 250ºC por cada kWh de energía eléctrica producida, de ahí que se estime que la potencia mínima de una instalación geotérmica para que sea rentable debe tener 10 MW. Para el caso de las instalaciones de baja temperatura, el valor mínimo para que haya rentabilidad de una instalación es de 20ºC.

7.2.1. Técnicas geológicas

Consiste en un trabajo básico de campo de reconocimiento geológico del lugar, y de identificación y toma de muestras de aquellas manifestaciones. Asimismo, es preciso un trabajo de gabinete a partir de fotografías aéreas, mapas geológicos e hidrogeológicos, para analizar la estratigrafía, tectónica, sismicidad, volcanismo y mineralogía. De esa manera se podrá determinar la existencia o no de acuíferos subterráneos más o menos profundos, siendo para ello recomendable la realización de un mapa de la zona, y estudiar posteriormente la posible trayectoria del fluido, ya que además puede ocurrir que haya manifestaciones térmicas y no encontrarse el yacimiento en el mismo lugar donde se manifiesta, o bien estar a una profundidad importante.

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7.2.2. Técnicas geoquímicas

Consiste en la toma de muestras y posterior análisis de las aguas y gases termales que se generen, permitiendo la determinación directa e/o indirecta de la temperatura del acuífero, la fase en la que se encuentra el fluido térmico, la calidad y el origen del mismo, así como los posibles lugares por donde ha circulado. Como los fluidos térmicos pueden contaminarse entre sí por la mezcla de varios de ellos con orígenes distintos, es recomendable la realización de varios de ellos para así obtener una información lo más completa y detallada posible que permita realizar comparaciones de características como el pH, las sales que se encuentren disueltas y su cantidad, así como los gases no condensables. De manera general, se puede decir que las aguas termales tienen ligera acidez (pH=5,5) o ligera basicidad (pH=8,5), con sales del tipo cloruros, sílice y sulfatos, principalmente, dióxido de carbono (entre el 65 y el 95% del peso total de gases), ácido sulfhídrico, metano e hidrógeno, como más destacados.

7.2.3. Geotermometría química

Hay que decir, que en función del tipo de compuestos disueltos y encontrados en las aguas termales, así como su concentración, se puede llegar a determinar la temperatura del acuífero. Las variables que más se emplean son la concentración de sílice disuelta, y las concentraciones relativas de sodio, potasio y calcio.

7.2.4. Técnicas geofísicas

Hay diversas variables medibles en la superficie del suelo (como la resistividad eléctrica, la densidad, la velocidad de propagación de las ondas sísmicas, etc.), que están relacionadas con las características del subsuelo. Las métodos que se emplean para su determinación son los siguientes:

a) Métodos eléctricos: consisten en pasar una corriente eléctrica

continua a través del subsuelo, del tal manera que permita conocer la resistividad eléctrica de la roca a distintas profundidades, a partir de la cuantificación de la intensidad y la diferencia de potencial.

b) Métodos electromagnéticos: en este caso, a partir de una radiación electromagnética, se determina la resistividad de las rocas.

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Tanto los métodos eléctricos como los electromagnéticos, son adecuados para la determinación de recursos geotérmicos líquidos, ya que la solubilidad y el contenido de sales en el agua aumentan con la temperatura, y por tanto disminuye la resistividad de las rocas que forman el acuífero, aumentándose el contraste con las rocas impermeables que encajan el acuífero.

c) Métodos gravimétricos: se mide la variación de la gravedad en

la superficie del suelo, como consecuencia de la diferente densidad de las rocas del subsuelo, obteniéndose la curva de densidad y el perfil del mismo.

d) Métodos sísmicos: sirven para determinar la velocidad de propagación de ondas en el subsuelo, de tal manera que en función de cómo se realice, se tiene un tipo de roca u otro.

e) Métodos termométricos: sirven para determinar el tamaño y capacidad del recurso geotérmico. Se mide la temperatura de la superficie del suelo, así como la del subsuelo, por medio de la realización de pequeños pozos de escasa profundidad.

7.3. Exploración

Una vez que se ha determinado por las técnicas comentadas con anterioridad la existencia o no de un recurso geotérmico, así como las características del mismo, se pasa a ratificarlas mediante la realización de un sondeo de exploración. Se trata de pozos de pequeño diámetro, en los que se miden nuevamente todas las variables determinadas con los métodos comentados con anterioridad.

7.4 Explotación

La extracción de un fluido geotérmico se realiza de manera similar a la del petróleo, con la única salvedad de la diferente temperatura entre ambos. Es por ello por lo que las características de los pozos deben ser diferentes para soportar esas temperaturas más elevadas.

La profundidad a la que se llega en los pozos, depende del fluido que se tenga, ya que varía desde algunos centenares de metros para vapor a alta temperatura, hasta varios miles de metros para fluidos geopresurizados. Su construcción se realiza mediante rotación, empleando lodo o aire comprimido.

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Los elementos que intervienen en la realización de un pozo de explotación son los siguientes:

a) Tubería de perforación: constituida por tubos de acero

cilíndricos y su finalidad es la de transmitir a la barrena el par que emite la mesa rotatoria, dejando también pasar por su interior el fluido de perforación.

b) Barrenas: las más comunes son triconos con dientes de acero, aunque cuando se alcanzan temperaturas superiores a los 250ºC pierden eficacia y se emplean coronas de diamante, teniendo éstas el inconveniente de tener una velocidad de penetración inferior.

c) Fluido de perforación: el fluido se inyecta por el tubo de perforación y se devuelve a la superficie por medio de bombas a través del espacio que queda entre la tubería y la pared del pozo. Su principal función es eliminar el material que se va cortando, lubricar y enfriar la barrena y la tubería de perforación, evitar que se pegue ésta a la pared del pozo y taponar los poros que puedan salir en la pared. Para el caso que se tengan temperaturas inferiores a 150ºC, el lodo es de arcilla, mientras que si las temperaturas son mayores pero sin superar los 250ºC se usan lodos de sepiolita. Si lo que se pretende es extraer vapor, se usa aire comprimido, lo que facilita aumentar la rapidez en la perforación y la vida útil de la barrena.

d) Tubería de revestimiento: se coloca cuando la pared no es consistente y pueden desprenderse algunos fragmentos al interior del pozo. El material con el que se fabrica es acero de alta calidad para evitar la corrosión. En la tabla 1.5 se muestra el diámetro de la tubería en función del diámetro del pozo.

Flujo de

vapor (t/h) Diámetro del

pozo (cm) Diámetro de la tubería (cm)

10-25

43,18 33,97

31,75 24,45

21,91 17,78

15,88 11,43

25-50

45,72 41,91

37,47 29,85

26,99 21,91

19,37 16,83

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Flujo de vapor (t/h)

Diámetro del pozo (cm)

Diámetro de la tubería (cm)

50-80

55,88 45,72

43,18 33,97

31,12 24,45

21,91 17,78

e) Cementación del tubo de revestimiento: la tubería de revestimiento se fija a la roca mediante un cemento normal, siempre y cuando se tengan temperaturas por debajo de 150ºC. En el caso que se alcancen temperaturas mayores, se mezcla el cemento con algo de sílice.

f) Pozo de reinyección: son aquellos elementos que se disponen en las instalaciones en las que se realiza un aprovechamiento térmico del agua caliente del interior de la Tierra. La reinyección tiene la ventaja que el yacimiento geotérmico se renueve. La distancia entre el pozo de extracción y el pozo de reinyección tiene que ser lo suficientemente grande como para que el agua se caliente, encontrándose habitualmente entre 1 y 2 km, variando en función de la temperatura, del caudal, etc.

Finalmente, hay que decir que la vida media de este tipo de

instalaciones se puede alargar con la perforación de nuevos pozos o haciéndolos más profundos, aunque eso en definitiva supone la inversión de una cantidad de dinero importante. Para el caso de instalaciones que aprovechen recursos geotérmicos de baja temperatura, la vida media del yacimiento es de 30 años, aunque la de los pozos es inferior, siendo todavía menor para el caso de pozos que aprovechan recursos en forma de vapor a alta temperatura.

VIII. APLICACIONES

Los usos y aplicaciones de la energía geotérmica son muy diversos: generación de energía eléctrica, uso directo industrial, residencial y servicios. A continuación se pasa a detallar cada uno de estos usos.

Tabla 1.5. Diámetros de los pozos. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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8.1. Generación de electricidad

La producción de energía eléctrica se debe a la existencia de un importante yacimiento geotérmico y a la dificultad de transportar la energía. En la tabla 1.6 se muestra la variabilidad de potencias medias entre los países más destacados en cuanto al aprovechamiento geotérmico se refiere.

Países Potencia unitaria media (MW)

Estados Unidos 14,0 Filipinas 28,9

Italia --- México 28,6

Indonesia 39,3 Japón 29,4

Nueva Zelanda --- Costa Rica 30 Islandia 3,9

El Salvador 21 Nicaragua 35

Kenia 15 China 2,2

Turquía 21 Portugal (Azores) 3,2

Rusia 11 Francia (Guadalupe) 4

Tailandia 0,3

Los elementos que intervienen en las instalaciones de este tipo son similares por ejemplo a los de las centrales térmicas de carbón, y constituidos por un equipo de generación de vapor, un grupo turbo-alternador (las turbinas de vapor que se emplean siguen un ciclo Rankine, que consiste en introducir vapor a alta presión y temperatura, de tal manera, que ése se expansiona hasta alcanzar un valor de presión menor, y la diferencia entre la entalpía entrante y la saliente de la turbina es lo que genera la energía mecánica que se convierte en energía eléctrica), y un condensador.

Seguidamente se van a comentar los tipos de centrales eléctricas que se pueden encontrar para aprovechar los recursos geotérmicos.

Tabla 1.6. Potencia unitaria media y tipo de plantas instaladas en 1999. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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8.1.1. Centrales de vapor seco

Es el caso en el que el vapor en estado de saturación o ligeramente recalentado (a una temperatura superior a los 150ºC), alimenta directamente la turbina para la generación de electricidad. La potencia media de las centrales de este tipo está comprendida entre 1 y 10 MW. En la figura 1.6 se muestra un esquema de este tipo.

S

SP

VP

PP

SH

CE

E

TVGE

CP

BC

BT

TR

PI

VCS

El vapor es extraído a través del pozo “PP”, y luego mediante una derivación en forma de “T”, permite dirigir el fluido térmico a la atmósfera a través del silenciador “S”, que amortigua el nivel de ruido, o al resto de la instalación a través de la válvula “VP”. El elemento “SP” es un separador de partículas sólidas y el “SH” un separador de humedad, siendo en ambos casos elementos que eliminan todas aquellas impurezas que van con el fluido y que pueden dañar la instalación. Posteriormente se dirige el vapor a la central mediante un sistema de tuberías, y en función de si el pozo tiene potencia suficiente, o bien si no la tiene por sí mismo y necesita la existencia de más pozos para tener una central de producción eléctrica, y por tanto, esos se encontrarán repartidos por una extensión de terreno más o menos amplia, aquélla estará más o menos próxima a la boca del mencionado pozo, respectivamente. La

Figura 1.6. Esquema de una central eléctrica de vapor seco. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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corriente de vapor se bifurca, dirigiéndose parte a un eyector “E” (cuya función es provocar una depresión del condensador), que descarga en el condensador auxiliar “CE” que se refrigera con agua fresca, y parte a las válvulas de control y seguridad “VCS”, por medio de las cuales el vapor alimenta a la turbina “TV” (que debe trabajar a la menor presión y temperatura posible, para extraer del vapor la mayor cantidad de energía posible, de ahí que sean necesarias las bombas “BC” y “BT”, así como la torre de refrigeración “TR” que es alimentada con agua dulce procedente de las condensaciones), a la que a su vez está unido el generador “GE”, descargando el fluido térmico (parte en forma de vapor y parte en forma líquida) al condensador principal “CP”. Todo el agua sobrante del mencionado proceso se inyecta a través del pozo de inyección “PI”, evitándose así en todo momento el agotamiento del recurso geotérmico presente en la zona.

8.1.2. Centrales de flash simple

Para el caso en el que el vapor que llega a la superficie no se encuentra seco o casi seco, el esquema de central planteado anteriormente no es válido, y es por eso por lo que es necesario diseñar otro tipo de instalaciones.

Figura 1.7. Vista parcial de la planta flash de Japón. Fuente: http://geothermal.marin.org.

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El fluido térmico que es extraído del interior de la Tierra debe purificarse para poder obtenerse energía eléctrica, ya que las turbinas no pueden trabajar con impurezas líquidas, de tal manera que se separa la parte gaseosa de la líquida, y para ello es necesaria la participación de un separador ciclónico denominado “cámara de flash” (CF), según se puede ver en la figura 1.8.

S

CF

VP

PP

SH

CE

E

TVGE

CP

BC

BT

TR

PI

VCS

VPU

8.1.3. Centrales de flash doble

En el caso que se tenga una elevada presión en la cabecera del pozo, el tipo de centrales que se instalan es similar al caso anterior, con la salvedad que se tienen aquí dos cámaras de flash y la turbina es de dos etapas, tal y como se puede ver en la figura 1.9, consiguiéndose un mayor aprovechamiento energético para un mismo recurso geotérmico y por tanto un mejor rendimiento, aunque sea con un incremento de la inversión inicial.

Figura 1.8. Esquema de una central eléctrica de flash simple. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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S

CF1

PP

SH GE

BC

BT

TR

PI

VCSVPH

TV

1E 2E

CF2

VPU VCS

VR

8.1.4. Centrales de ciclo binario

Son aquellas centrales que emplean un fluido térmico con temperaturas inferiores a los 150ºC, y además con un contenido de sales o de gases disueltos elevado, de ahí que sea una buena alternativa el empleo de otro fluido de trabajo distinto del geotérmico, desde el cual, por medio de un intercambiador, se cede el calor necesario al primero para la producción de electricidad. Por tanto, es evidente la existencia de dos circuitos, primario y secundario, teniendo en el circuito secundario fluidos térmicos del tipo propano, n-butano, isobutano, etc.

En la figura 1.10 se muestra un esquema de este tipo de centrales. En ella se puede ver cómo el recurso geotérmico es extraído gracias a la presencia de una bomba “BP”, que trabajará o no sumergida en función de si la presión del yacimiento es baja o alta, respectivamente, para evitar fenómenos de cavitación. Para eliminar las impurezas que pueda tener el fluido geotérmico, se le hace pasar por un filtro, para luego llegar a un evaporador “E”, que es donde se cede ya la energía térmica al fluido del circuito secundario. El fluido geotérmico se le hace pasar por un precalentador “PC”, hasta llegar a una bomba “BI” que es la que se encarga de inyectarlo nuevamente

Figura 1.9. Esquema de una central eléctrica de flash doble. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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en el yacimiento, mientras que el fluido del circuito secundario se dirige a una bomba “BA” que le impulsa al precalentador para elevarle su temperatura hasta valores próximos a los de saturación. Después llega al evaporador, se evapora y finalmente se turbina, expansionándose y generando energía mecánica que se transforma en eléctrica. De la turbina el fluido resultante se condensa en un condensador “C”, repitiéndose nuevamente el ciclo.

SA

BP

E

TVGE

C

BA

B

TR

PP

PC

BI

PI

AR

Las plantas de este tipo suelen tener unas potencias entre 10 y 60 MW.

Figura 1.10. Esquema de una central geotérmica de ciclo binario Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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8.1.5. Centrales de ciclo híbrido

Debido a las particularidades que presenta en cada caso el fluido térmico, en ocasiones se ha visto necesaria la construcción de alguna instalación empleando dos de los esquemas presentados anteriormente, de ahí que se conozcan con el nombre de “centrales de ciclo híbrido”.

En cualquier caso, y sea el tipo que sea el de la instalación geotérmica, se tienen una serie de indicadores para determinar el rendimiento de dichas plantas.

MWh generados en el período

Factor de capacidad (%) = -------------------------------------------------- x 100 Capacidad instalada (MWe) x Período (horas) MWh generados en el período Factor de carga (%) = -------------------------------------------- x 100 Carga máxima (MWe) x Período (horas) Nº de horas funcionamiento planta durante el período Factor de disponibilidad (%) = ------------------------------------------------------------- x 100 Duración total del período (horas)

Figura 1.11. Vista parcial de la planta binaria más pequeña del mundo ubicada en Fang (Tailandia). Fuente: http://geothermal.marin.org.

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8.2. Generación de energía térmica

Seguidamente se pasa a comentar, casos de utilización del recurso geotérmico con fines de obtención de energía térmica en sectores como el industrial, el residencial o el servicios, sabiendo que actualmente una cantidad superior se destina a estos últimos que al industrial.

8.2.1. Sector industrial

Fundamentalmente está enfocado para la calefacción de invernaderos, el uso en piscifactorías, o en otros procesos industriales que requieran un aporte de energía térmica.

De manera general, los elementos que se suelen instalar para permitir la extracción y aprovechamiento del recurso geotérmico, son los que se comentarán a continuación:

a) Bombas: en el caso que el agua emerja a la superficie de

manera natural por estar a una presión superior a la atmosférica, lo que hay que hacer es instalar una bomba de superficie para conducirla al resto de la instalación. Si por el contrario, el agua no emerge sola, hay que sumergir en el pozo una bomba de extracción.

b) Tuberías: son los elementos que transportan el fluido térmico desde el lugar de extracción hasta el lugar de consumo, y la distancia podrá ser mayor o menor en función de la entalpía del fluido. Para el caso de bajas entalpías el límite que establece la rentabilidad es de 10 km. Los materiales empleados en las mismas dependerá de la temperatura fundamentalmente del recurso geotérmico, siendo mejores las fabricadas en acero al carbono o fibra de vidrio, aunque también se emplean las realizadas en acero galvanizado, acero dúctil, cloruro de polivinilo o polietileno, para fluidos con temperaturas inferiores. La disposición de las mismas varía también ostensiblemente, ya que se pueden colocar al aire libre y con fijación sobre el terreno con una cubierta protectora de aislante térmico, por debajo de la superficie del suelo en una caja de hormigón y fijadas también a la base de la misma, enterradas sobre un lecho de grava y rodeadas de arena, o bien en una cubierta de tierra sobre la superficie del suelo y rodeada de material inorgánico alrededor.

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c) Intercambiadores: hay que decir en este caso que hay que prestar atención al material con el que se fabrican, para que tengan una vida útil más o menos larga. El material con el que se hacen suele ser acero suave, aleaciones de titanio, de níquel, de cobre, de cobalto, etc., o bien de acero inoxidable. Su posición puede ser tanto sumergida (para instalaciones de poca potencia térmica y en los que el yacimiento geotérmico se encuentra a no demasiada profundidad), como en el exterior. Los hay de placas (que son los que mayoritariamente se instalan), de coraza-tubo o de plástico.

d) Disipadores de energía: en los lugares de consumo de la energía térmica, se pueden tener elementos que demandan ese tipo de energía. Esos elementos pueden ser los aerotermos, los radiadores, los suelos radiantes, los refrigeradores, etc.

e) Equipos de medición y control: su función es controlar todo el sistema para que trabaje de manera correcta, y por otro, obtener una serie de información acerca de la instalación, como por ejemplo, la determinación de la temperatura del yacimiento geotérmico (es un índice del posible agotamiento del mismo), la cantidad de energía térmica que se suministra a cada usuario.

Como se ha comentado anteriormente, la extracción de fluido

térmico del interior de la Tierra y emplearlo para el calentamiento de invernaderos y el consiguiente beneficio sobre la producción hortícola que se lleve a cabo en su interior, es una ventaja importante de este tipo de recurso energético, principalmente cuando éste es de baja temperatura, permitiendo cultivar fuera de temporada especies hortícolas que de ninguna otra manera (salvo con la aplicación de otras energías renovables e incluso con energías convencionales), podrían realizarse. Los emisores de calor que se suelen encontrar en estos aprovechamientos son los tubos aleteados, los aerotermos, los fan-coils, el suelo térmico (similar al suelo radiante) o tubos desnudos. En cualquiera de los casos comentados, es necesaria la instalación de un intercambiador de placas, por lo que existe un circuito primario y uno secundario que es el que se encuentra mayoritariamente en el interior de los invernaderos.

Por lo que respecta a las piscifactorías, el aprovechamiento de la energía geotérmica de baja entalpía es muy interesante, sobre todo en países fríos, ya que la utilización de esta fuente de energía barata permite reducir en una cuantía importante los costes de aquélla.

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8.2.2. Sector residencial y servicios

La energía geotérmica que puede ser demandada por el sector residencial y servicios es de baja entalpía, bien sea para agua caliente sanitaria (35ºC) y/o calefacción (entre 90ºC para radiadores y 35ºC para suelo radiante). En este caso se permite además de manera directa una devolución al yacimiento el agua previamente enfriada, de tal manera que se permite la conservación de dicho recurso.

Hay que tener en cuenta que en este caso el aprovechamiento puede ser más o menos grande o extenso, por lo que la estructura del esquema de uso puede ser uno u otro, aunque básicamente está constituido por un circuito primario (en el que se integran el sistema de extracción del recurso, el/los intercambiador/es de calor, los tratamientos de eliminación de impurezas y el sistema de reinyección del agua) y una red de distribución para el caso en el que haya más de un consumidor (con tuberías de ida y de retorno, sistema de impulsión e intercambiadores para cada consumidor), ya que el circuito interno que tenga cada consumidor será diferente en cada caso.

Puesto que en este apartado hay varias aplicaciones tipo, seguidamente se pasa a detallar cada una de ellas.

8.2.2.1. Agua caliente sanitaria

En este caso el agua caliente sanitaria que se obtiene puede calentarse previamente en un calentador consumiendo un combustible tradicional como puede ser gas natural o gasóleo de calefacción, hasta la temperatura establecida para su uso, momento en el cual no se quema más combustible alternativo. Otra alternativa posible, es la acumulación previa del agua caliente a una temperatura superior a la de distribución. Cuando se produce una demanda de agua caliente, sale agua del depósito y entra en el mismo agua fría, de tal manera que se produce un ligero descenso de la temperatura. En este caso también, y en función de la demanda que haya, se usan combustibles alternativos para tener esa agua caliente en el depósito, como puede ser gas natural o gasóleo de calefacción, aunque para determinadas instalaciones de pequeña/mediana también se usa la energía eléctrica mediante resistencias.

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8.2.2.2. Calefacción

Dependiendo del tipo de actividad que se realice en el lugar que se vaya a calefactar, el sistema de calefacción elegido será uno u otro. Puede ocurrir que tengas aire caliente o radiadores, por lo que los elementos de dicho sistema serán unos u otros. En todo caso, debe haber un control suficientemente automático como para que se produzcan las menores pérdidas posibles o el confort térmico sea el aceptable. Es el caso de las sondas de temperatura que tienen que haber en los recintos a calefactar, de tal manera que se introducen una temperatura máxima y una mínima, entre las cuales la temperatura del recinto se tiene que encontrar.

8.2.2.3. District Heating

Se trata de la producción conjunta de calefacción y agua caliente sanitaria y su distribución por un municipio, una zona, barrio, etc. En este caso las eficiencias en el uso energético son superiores a las que se obtienen de manera individual por los diferentes usuarios, ya que las potencias del District Heating son superiores. Además se tienen otra serie de ventajas como el ahorro de combustibles tradicionales, en mantenimientos y revisiones, seguros, etc.

Normalmente se trata de instalaciones en las que hay un sistema de tuberías de ida y de retorno, de tal manera que en cada consumidor hay un intercambiador de calor, tal y como ya se comentó anteriormente.

El esquema de una instalación de este tipo se adapta a una de las opciones que a continuación se comentan, debiéndose ser analizada cada una de estas opciones en cada caso:

a) Ramificada: en ellas existe uno o varios ramales principales, a

partir de los cuales se produce una división en otros más pequeños o secundarios. Tiene como ventaja principal que el coste de la instalación es relativamente bajo, pero tiene grandes inconvenientes que hace que no proliferen demasiado, como por ejemplo, tener elevadas presiones en los consumidores que se encuentran cerca de la central para que los que se encuentren más alejados tengan presión suficiente en sus instalaciones o bien instalar sistemas de bombeo intermedios, en el caso que haya una avería en una zona concreta el número de usuarios afectados y que se quedan sin

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suministro es elevado, etc. En la figura 1.12 se muestra un esquema de este tipo de distribuciones.

Centro de consumo Central de extracción

b) Radial: es más cara que el caso anterior, pero desde luego evita los problemas anteriores. La forma en ocasiones puede variar ligeramente, dependiendo de la ubicación de la central y de los usuarios. En la figura 1.13 se muestra un esquema de este tipo.

Figura 1.12. Esquema de distribución ramificada de District Heating. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

Figura 1.13. Esquema de distribución radial de District Heating. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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c) Mallado: se trata de la opción con un coste más elevado, pero desde luego es la mejor para evitar interrupciones en el suministro a usuarios en el caso que uno de ellos tenga una avería y por tanto un corte. En la figura 1.14 se muestra un esquema donde se puede ver una de las formas que tendría.

En cualquier caso de los planteados anteriormente, cada unidad de

consumo (que engloba a varios usuarios), se puede conectar a la red en paralelo o en serie. En el primer caso, cada unidad se sitúa de tal manera que a todas ellas la temperatura del agua de la tubería de ida que les llega es idéntica (se sitúan entre la tubería de ida y la de retorno). Por el contrario, si las unidades se encuentran en serie, cada unidad se conecta a continuación de otra (todas ellas también entre la tubería de ida y de retorno), de tal manera que este caso se tiene que dar siempre que las temperaturas de recepción del fluido térmico lo permitan, ya que en él al primer usuario le llega el fluido a una temperatura superior que le puede llegar al siguiente.

8.2.2.4. Bomba de calor geotérmica (GHP: geothermal heat pump)

Se trata de unidades que permiten obtener de manera simultánea calefacción y refrigeración. Generalmente, tienen un tamaño pequeño o mediano, con un valor medio de 12 kWt, funcionando de media entre 1.000 y 1.500 horas anuales. Se instalan en el circuito secundario, en una posición posterior al intercambiador de calor, y para que funcionen correctamente es preciso que la temperatura de

Figura 1.14. Esquema de distribución mallado de District Heating. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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entrada del fluido sea superior a la de retorno del mismo circuito secundario.

El esquema de la instalación de la bomba de calor puede variar en función de dónde se sitúe el intercambiador de calor, pudiéndose hacer la siguiente clasificación.

a) Intercambiadores enterrados: el intercambiador de calor está

enterrado en el subsuelo, bien sea de manera vertical (entre 50 y 100 metros de profundidad) u horizontal (a sólo unos pocos metros).

b) Intercambiadores exteriores: en este caso el intercambiador esta aéreo, y el fluido térmico, una vez que ha sido utilizado en la bomba de calor, puede reinyectarse nuevamente al yacimiento mediante un pozo de reinyección, o bien verterse superficialmente.

Figura 1.15: Disposición horizontal (izquierda) y vertical (derecha) de una bomba geotérmica. Fuente: http://geoexchange.us.

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IX. INSTALACIONES

A la vista de los apartados anteriores, los usos de la energía geotérmica pueden ser tanto la obtención de agua caliente sanitaria como la producción de energía eléctrica. Si se quieren establecer unos costes medios de este tipo de instalaciones, se pueden considerar los recogidos en la tabla 1.7 para el caso de aprovechamientos eléctricos y en la tabla 1.8 para el caso de térmicos.

Tamaño

planta (MW)

Calidad del

yacimiento

Perforación (€/kW)

Instalación superficie (€/kW)

Central geotérmica

(€/kW)

Coste total

(€/kW) Pequeña (<5

MW) Alta 400-800 100-200 1.100-1.300

1.600-2.300

Media (5-30 MW)

Alta 250-400 200-500 850-1.200 1.300-2.100

Grande (>30 MW)

Alta 100-200 300-450 750-1.100 1.150-1.750

Pequeña (<5 MW)

Media 400-1.000 300-600 1.100-1.400 1.800-3.000

Media (5-30 MW)

Media 250-600 400-700 950-1.200 1.600-2.500

Grande (>30 MW)

Media 100-400 400-700 850-1.100 1.350-2.200

Tipo de instalación €/kW instalado

Figura 1.16. Intercambiador geotérmico. Fuente: http://geothermal.marin.org.

Tabla 1.7. Datos generales de plantas geotérmicas de aprovechamiento eléctrico. Fuente: Creus Solé, A. 2004.

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Calefacción individual de espacios 475 Calefacción residencial 400

Invernaderos 130 Acuicultura 30

Como ejemplo de las características más destacadas existentes en

varias plantas de producción de energía eléctrica distribuidas por todo el mundo, en la tabla 1.9 se muestran las existentes para algunas de ellas.

Lugar Año de

puesta en marcha

Tipo de central

Tª (ºC) Potencia (kWe)

Bagnore (Italia) 1959 Vapor seco

130 3.500

Paratunka (Kamchatka, Rusia) 1967 Binaria 81 680

Bjarnarflag (Namafjall, Islandia) 1969 Vapor seco

250 3.500

Huitang (Hunan, China) 1975 Flash 92 300 Dengwu nº 2 (China) 1977 Binaria 91 200

San Miguel (Azores, Portugal) 1980 Flash 200 3.000

Los Azufres (Michoacán, México) 1982-1993 Vapor seco

280 5.000

Beppu (Kyushu, Japón) 1983 Flash 127 100 Wabuska (Nevada, EE.UU) 1984 Binaria 104 750 Lakeview (Oregón, EE.UU) 1984 Binaria 96 370 Sulphurdale (Utah, EE.UU) 1985 Binaria 138 4.800

Susanville (California, EE.UU) 1985 Binaria 110 750 Milos (Grecia) 1985 Flash 170 2.000

Cocagne (Guadalupe, Francia) 1986 Flash 200 5.000 Birdsville (Queensland, Australia) 1986 Binaria 99 150

Tu Chang (Taiwan) 1987 Binaria 130 300 Copahué (Neuquén, Argentina) 1988 Binaria 170 670

Fang (Egat, Tailandia) 1989 Binaria 116 300 Travale (Italia) 1991 Binaria 115 700

Kawerau (Nueva Zelanda) 1993 Binaria 172 3.500 La Primavera (Jalisco, México) 1997 Flash 174 5.000

Aluto Langano (Etiopía) 1998 Flash-binaria

188 3.900

Tabla 1.8. Coste medio de plantas geotérmicas de aprovechamiento térmico. Fuente: Creus Solé, A. 2004.

Tabla 1.9. Datos sobre centrales eléctricas geotérmicas de pequeña potencia. Fuente: Pous, J. y Jutglar, Ll. 2004.

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Si lo que se considera ahora es un caso particular, se toma como

ejemplo la instalación de Metanápoli, próxima a Milán, de donde se extrae agua (50 m3/hora) a 62ºC de un pozo geotérmico para satisfacer las necesidades de calefacción de una zona residencial.

Para extraer el recurso se llevó a cabo un doblete geotérmico, construyéndose un pozo de extracción de 2.717 metros de profundidad, y otro de reinyección de 2.505 metros, que se efectuó inclinado, de tal manera que la parte inferior estuviera a 1.200 metros horizontalmente respecto de la base del pozo de extracción.

La potencia de la bomba que extrae el recurso es de 137 kW, y se encuentra situada a una profundidad de 600 metros, llevándose posteriormente a un separador de donde se extrae gas natural, que se lleva a una planta de tratamiento, y agua caliente sanitaria, que pasa por un intercambiador de placas antes de reinyectarse nuevamente al interior de la Tierra.

La energía que se extrae del interior de la Tierra representa el 50% de las necesidades totales de calefacción. Si además de considerar el agua, se considera el gas natural y se descuenta la energía empleada en la explotación del mismo, el balance aun así es positivo de todo el conjunto, llegando a ser de 800 tep/año.

Por lo que se refiere a las instalaciones existentes en España, se puede decir que las principales áreas se sitúan en el Sureste

Figura 1.17. Representación de las principales instalaciones de aprovechamiento geotérmico en el mundo. Fuente: www.doe.gov.

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(Granada, Almería y Murcia), en el noreste (Barcelona, Gerona y Tarragona), en el noroeste (Orense, Pontevedra y Lugo) y en el centro de la Península Ibérica (Madrid). Otras zonas con menor importancia son Albacete, Lérica, León, Burgos y Mallorca. En todos ellos los recursos geotérmicos existentes son de baja temperatura (entre 50ºC y 90ºC), aunque en las Cordilleras Béticas (Murcia, Almería, Granada), en Cataluña (Vallés, Penedés, La Selva, Olot), en Galicia (en las provincias de Orense y Pontevedra) y en el Pirineo Oriental (zona de Jaca-Sabiñánigo), se tienen áreas de interés con recursos de media temperatura, y en las Islas Canarias poseen recursos de alta temperatura. En la actualidad, se tienen instalaciones en España que aprovechan este recurso renovable en Lugo, Arnedillo (La Rioja), Fitero (Navarra), Archena (Murcia), Montbrió del Camp (Tarragona), Cartagena, Mazarrón (Murcia), Sierra Alamilla (Granada), etc. En la tabla 1.10 se muestran los datos más importantes de los lugares donde se lleva a cabo aprovechamiento geotérmico en España.

Localidad Tipo Temperatura (ºC) Capacidad

(MWt) Energía

(TJ/año) Entrada Salida Lérida E 58 25 1,24 26,11

Arnedillo E+B 50 30 0,92 21,10 Fitero E+B 52 30 0,73 14,50 Lugo E+B 44 25 0,32 5,01

Orense E 75 30 0,94 23,74 Archena E+B 48 25 0,96 18,20

Sierra Alamilla E+B 52 30 0,74 14,51 Montbrió E+B 42 18 1,50 31,65 Montbrió I 78 25 1,33 20,97

Cartagena I 38 18 12,55 158,26 Zújar I 45 20 1,05 13,19 TOTAL 22,28 347,24

E: Calefacción de espacios particulares (no incluye bombas de calor); B: Baño y natación (incluye balneología); I: Calefacción de invernaderos y suelos.

En la figura 1.18 se muestra un panorama de los lugares en España donde hay posibilidad de aprovechar el recurso geotérmico.

Tabla 1.10. Utilización de la energía geotérmica para calor directo en España. Fuente: Llopis Trillo, G. y Rodrigo Angulo, V. 2008.

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X. EVALUACIÓN DEL USO DE LA GEOTERMIA 10.1. La energía geotérmica en el mundo 10.1.1. Situación actual

Según el documento publicado a finales de 2007 por el Consejo Mundial de la Energía titulado “2007 Survey of Energy Resources”, en el apartado de la energía geotérmica se dice que el aprovechamiento de dicho recurso se ha incrementado en las últimas tres décadas, siendo identificados yacimientos en 90 países, aunque en sólo 70 de ellos se realiza su aprovechamiento. La energía eléctrica se produce en 25 países, entre los que se encuentran cinco en donde la electricidad con origen geotérmico representa entre el 15 y el 22% del total nacional producida. En el año 2004 se produjeron 55 TWh de electricidad y 76 TWh de uso directo con fines térmicos, siendo reflejada su distribución en la figura 1.19.

Figura 1.18. Lugares en España donde hay recurso e instalaciones geotérmicas. Fuente: http://aguas.igme.es.

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0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

POT

EN

CIA

(MW

)

AFRICA AMERICA ASIA EUROPA OCEANIA

CONTINENTES Electricidad (MW) Uso directo (MW)

A la vista de la figura 1.19, el uso energético con fines de electricidad es mayor en América y Asia, que en ningún otro continente. Por el contrario, el uso directo del recurso geotérmico se tiene muy por encima en Europa, seguido también de América.

En la figura 1.20 se muestra la cantidad de energía producida por continente. Como se puede apreciar, la mayor cantidad de electricidad producida es en América y en Asia, con una diferencia superior existente entre ambos continentes que la potencia instalada, lo que quiere decir que las instalaciones de América son más eficientes que las de Asia, es decir, tienen mejores rendimientos por tener una potencia unitaria instalada mayor. Respecto al uso directo del recurso geotérmico, Europa se encuentra encabezando el aprovechamiento, seguido de Asia y de América. Al igual que sucedía anteriormente, la situación ha cambiado respecto a la potencia instalada, así como la diferencia existente entre continentes, por lo que las instalaciones de Europa son más efectivas.

Figura 1.19. Potencia instalada por continente en función del uso del recurso geotérmico en 2004.

Fuente: Consejo Mundial de la Energía. 2007.

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0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

EN

ER

GÍA

(GW

h)

AFRICA AMERICA ASIA EUROPA OCEANIA

CONTINENTES Electricidad (GWh) Uso directo (GWh)

Si lo que se refleja es la potencia instalada en los países más

destacados en esta energía renovable, en la tabla 1.11 se muestra la potencia instalada en el año 2005 y 2007, así como la potencia total que está funcionando en el año 2007. Como se puede ver son Estados Unidos y Filipinas los que se encuentran por encima del resto, encontrándose a gran distancia países con gran tradición geotérmica como pueden ser Indonesia, México e incluso Italia.

Países Capacidad instalada Capacidad en

funcionamiento 2007 2005 2007 Estados Unidos 2.564 2.687 1.935

Filipinas 1.930 1.969,7 1.855,6 Indonesia 797 992 991,8

México 953 953 953 Italia 791 810,5 711 Japón 535 535,2 530,2

Nueva Zelanda 435 471,6 373,1 Islandia 202 421,2 420,9

El Salvador 151 204,2 189 Costa Rica 163 162,5 162,5

Kenia 129 128,8 128,8 Nicaragua 77 87,4 52,5

Rusia 79 79 79 Papúa-Nueva Guinea 6 56 56

Guatemala 33 53 49

Figura 1.20. Generación de energía por continente en función del uso del recurso geotérmico en 2004.


49





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Países Capacidad instalada Capacidad en

funcionamiento 2007 2005 2007 Turquía 20 38 29,5 Portugal 16 28 28 China 27,8 27,8 18,9

Francia 14,7 14,7 14,7 Alemania 0,2 8,4 8,4 Etiopía 7,3 7,3 7,3 Austria 1,2 1,2 0,7

Tailandia 0,3 0,3 0,3 Australia 0,2 0,2 0,2

TOTAL MUNDO 8.932,7 9.737 8.595,4

10.1.2. Situación futura

A nivel internacional, las proyecciones realizadas sobre las diferentes energías renovables se han realizado considerando dos escenarios posibles:

a) El primero de ellos (AIP) se establece sobre la base de un

incremento ambicioso de las energías renovables por una elevada cooperación internacional, y para ello es preciso que se tengan algunas medidas adicionales como altos precios de la energía convencional y un desarrollo de la infraestructura para la evacuación eléctrica.

b) En segundo lugar, el modelo DCP está basado en una menor cooperación internacional que el caso anterior, aunque en los lugares industrializados del mundo el crecimiento de la participación de las energías renovables sea destacada.

En la tabla 1.12 se muestra cómo va a contribuir a nivel mundial la

energía geotérmica frente al total de las fuentes de energías renovables, y la participación de éstas en el conjunto energético mundial, según el modelo AIP. Como se puede apreciar la geotérmica no es una energía renovable muy representativa, pero sí participa de manera muy directa e importante en determinados lugares del mundo.

Tabla 1.11. Capacidad mundial instalada de generación de electricidad mediante recursos geotérmicos por países en los años 2005 y 2007.


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2001 2010 2020 2030 2040 Geotérmica (Mtep) 43,2 86 186 333 493 TOTAL ER (Mtep) 1.364,5 1.745,5 2.694,4 4.289 6.351

Contribución ER (%) 13,6 16,6 23,6 34,7 47,7

Por otro lado, en la tabla 1.13 se representa la evolución de la

producción de electricidad con origen geotérmico, siguiendo ese modelo AIP. Tal y como se puede apreciar, el incremento es importante.

2001 2010 2020 2030 2040

Geotérmica (TWh) 50 134 318 625 1.020 TOTAL ER (TWh) 2.988,2 4.377 8.901 17.109 29.808

Contribución ER (%) 19,2 21,9 34,5 55,4 82

Si ahora se considera el modelo DCP, en la tabla 1.14 se muestran los mismos valores que los reflejados en la tabla 1.12. Como se puede apreciar, el resultado final es menos ambicioso que para el caso AIP.

2001 2010 2020 2030 2040

Geotérmica (Mtep) 43,2 73 131 194 261 TOTAL ER (Mtep) 1.364,5 1.682,5 2.324,4 3.416 4.844

Contribución ER (%) 13,6 14,3 17,1 22 27,4

A modo de resumen en la tabla 1.15 se muestran los costes de

inversión y los costes de generación en función del año en el que nos encontremos.

Tabla 1.12. Contribución mundial de la energía geotérmica al global de las energías renovables en términos de energía primaria según el modelo AIP.

Fuente: EREC. 2007.

Tabla 1.13. Contribución mundial de la electricidad generada con recursos geotérmicos según el modelo AIP. Fuente: EREC. 2007.

Tabla 1.14. Contribución mundial de la energía geotérmica al global de las energías renovables en términos de energía primaria según el modelo DCP.

Fuente: EREC. 2007.

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2003 2010 2020 2030 2040 2050 Costes de inversión (€/kWp) 8,000 6,349 5,205 4,606 4,314 4,087

Costes de generación (min-máx) (cents €/kWh)

0,12-0,23

0,11-0,19

0,10-0,15

0,08-0,12

0,07-0,10

0,07-0,10

10.2. La energía geotérmica en Europa 10.2.1. Inicios

A nivel europeo se tienen dos publicaciones fundamentales cuando se habla de las energías renovables, que son el Libro Blanco y el Libro Verde de las energías renovables. Seguidamente se exponen aquellas cuestiones más destacadas en sendas publicaciones relativas a la energía geotérmica.

10.2.1.1. Libro Blanco de las Energías Renovables

En la Unión Europea, en el año 1997 se publicó el documento titulado “Energía para el futuro: fuentes de energía renovables. Libro Blanco para una Estrategia y un Plan de Acción Comunitarios”, de gran importancia en el panorama energético europeo.

El objetivo global de la Unión Europea es duplicar la cuota de las fuentes de energía renovables hasta el 12% en el año 2010, por lo que eso implica que todos los Estados miembros europeos fomenten el aumento de las fuentes de energías renovables en función de su potencial. Para el caso de la energía geotérmica, en el momento de la aprobación de dicho Libro Blanco se esperaba una contribución global de 1 GWe y de 2,5 GWth

Dentro de la mejora de la normativa relativa a los edificios sobre la planificación urbana y rural, en el documento se planteó la promoción de fuentes de energía renovables como la geotérmica para la calefacción, el acondicionamiento de aire y la producción de agua caliente.

La energía geotérmica constituye una parte muy pequeña de la producción total de la energía renovable en la Unión Europea. A pesar de que la producción de electricidad a partir de vapor seco de alta temperatura ya es viable, los riesgos asociados a la explotación todavía son un factor disuasorio para la inversión, por lo que el aprovechamiento de la energía geotérmica está creciendo

Tabla 1.15. Costes de inversión y de generación en instalaciones de aprovechamiento del recurso geotérmico. Fuente: EREC. 2007.

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lentamente. No obstante, el uso de bombas de calor para aumentar el calor del subsuelo de una temperatura inferior se está extendiendo mucho más.

La capacidad de producción geotérmica de electricidad instalada en el momento de la aprobación de dicho documento en la Unión Europea es de 500 MW. Gradualmente están entrando en funcionamiento más centrales eléctricas en Francia (sobre todo en los departamentos de ultramar), Italia y Portugal (Islas Azores). Se calcula que la capacidad instalada podría duplicarse en el año 2010.

La mayor parte del calor geotérmico de baja temperatura se emplea en aplicaciones domésticas. La capacidad actual en 1997 era de 750 MWth y concentrada en Francia e Italia. Esta capacidad podría incrementarse en más del triple hasta el año 2010 hasta alcanzar los 3,5 GWth.

En relación con las bombas de calor, las instaladas hasta 1997 funcionaban con electricidad o combustible. Las bombas de la nueva generación utilizan intercambiadores de calor instalados a unos 100 metros bajo tierra de forma que pueden explotar la energía solar almacenada naturalmente y algo del calor intrínseco de la tierra a esa profundidad. En el año 1995, en toda la Unión Europea se instalaron un total de 60.000 bombas de calor geotérmico, la mayor parte en Suecia donde representan el 8% de la capacidad total. Suponiendo que esta capacidad total instalada de las bombas de calor se puede triplicar hasta el año 2010 (considerando únicamente la antigua UE-15), y que la parte de mercado de las bombas de calor geotérmico se duplicará para alcanzar el 15%, la capacidad total previsible es de 2,5 GWth en el año 2010.

Por lo que se refiere a la tecnología de rocas calientes y secas, en el momento de la publicación del documento, todavía no hay mercado en la Unión Europea.

En la tabla 1.16 se muestran los datos más relevantes del conjunto de energías renovables y cómo la geotérmica participa en el conjunto de ellas. Como se puede comprobar el valor de la participación es muy pequeño sobre el total.

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Consumo en 1995 Consumo previsto en 2010

Convención Eurostat

% de

total

Principio de

sustitución

% del total

Convención Eurostat

% de

total

Principio de

sustitución

% del total

Consumo interior bruto total

1.366 1.409 1.583 1.633

Geotérmica Electricidad Calor

2,5 2,1 0,4

0,2

1,2 0,8 0,4

0,1

5,2 4,1 1,0

0,33

2,5 1,5 1,0

0,15

Total ER 74,3 5,44 114,7 8,1 182 11,5 238,1 14,6 1 Mtep = 106 tep (toneladas equivalentes de petróleo; 1 tep = 107 Kcal)

En la tabla 1.17 se muestra la producción de electricidad total de

energías renovables y la correspondiente a la geotérmica, mientras que en la tabla 1.18 lo correspondiente a la producción de calor.

Real en 1995 Prevista en 2010

TWh % del total TWh % del total Total 2.366 2.700

Geotérmica 3,5 0,15 7 0,2 Total ER 337 14,3 675 23,5

1 TWh = 1012 vatios (TWh: teravatio-hora)

Real en 1995 Prevista en 2010

Geotérmica 0,4 1 Total ER 38,7 80

10.2.1.2. Libro Verde de las Energías Renovables

El Documento titulado “Libro Verde. Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético”, se publicó en el año 2001, y en él se fijó el duplicar la cuota de las energías renovables en el consumo global de energía, para pasar del 6% en 1997 al 12% en el año 2010. En él se consideró a la energía geotérmica dentro del

Tabla 1.16. Consumo bruto (Mtep) de energía renovable en 1995 y previsto en 2010. Fuente: Libro Blanco de las Energías Renovables. 1997.

Tabla 1.17. Producción de electricidad en 1995 y prevista en 2010. Fuente: Libro Blanco de las Energías Renovables. 1997.

Tabla 1.18. Producción de calor (Mtep) en 1995 y prevista en 2010. Fuente: Libro Blanco de las Energías Renovables. 1997.

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grupo de energías renovables que podían aportar la práctica totalidad del crecimiento mencionado.

10.2.2. Situación actual

En este apartado se van a reflejar los últimos datos publicados correspondientes al año 2007 y 2008. En la tabla 1.19 se muestra la situación actual de la potencia instalada y en funcionamiento en distintos países de la Unión Europea en los mencionados años, donde se puede ver la escasa evolución en ese período de tiempo.

2007 2008

Potencia instalada

Potencia funcionamiento

Potencia instalada

Potencia funcionamiento

Italia 810,5 670,6 810,5 670,5 Portugal 30,0 25,0 31,0 25,0 Francia 15,0 15,0 17,2 16,5

Alemania 8,2 3,2 8,2 6,6 Austria 1,2 0,7 1,2 0,7

TOTAL UE 864,9 714,5 868,1 719,3

Por lo que se refiere a la tabla 1.20, en ella se muestra la

generación de electricidad en las instalaciones recogidas en la tabla anterior. Como es evidente, Italia es la que genera la mayor cantidad de electricidad de origen geotérmico.

2007 2008

Italia 5.569,1 5.520,3 Portugal 201,0 192,0 Francia 95,0 89,0

Alemania 0,4 6,6 Austria 2,4 1,6

TOTAL UE 5.867,9 5.809,5

Si ahora lo que se pretende es mostrar la situación del uso directo

del recurso geotérmico en los distintos países de la Unión Europea en los años 2007 y 2008, en la tabla 1.21 se refleja la misma, donde se puede comprobar que en algunos de ellos se ha producido un

Tabla 1.19. Potencia instalada y de funcionamiento en las plantas geotérmicas de generación eléctrica en la UE en los años 2007 y 2008 (MWe).

Fuente: EurObserv´ER09.

Tabla 1.20. Generación eléctrica bruta en las plantas geotérmicas de la UE en los años 2007 y 2008 (GWh). Fuente: EurObserv´ER09.

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incremento de la potencia térmica instalada como en Francia o Alemania, mientras que en otros se ha estancado tanto la potencia como la energía térmica producida.

2007 2008

Potencia (MWth)

Energía (ktep)

Potencia (MWth)

Energía (ktep)

Hungría 694,2 189,6 694,2 189,6 Italia 500,0 176,7 500,0 176,7

Francia 307,0 109,0 312,0 114,0 Alemania 240,0 13,8 280,0 14,0 Rumanía 145,1 67,9 145,1 67,9

Eslovaquia 131,0 10,5 142,8 13,0 Polonia 110,0 10,3 110,0 11,5 Austria 97,0 12,3 97,0 16,0 Bulgaria 109,6 39,8 77,7 25,9 Grecia 69,8 12,5 69,8 12,5

Eslovenia 44,7 14,7 44,7 14,7 Portugal 30,4 10,3 30,4 10,3 España 22,3 8,3 22,3 8,3 Lituania 17,0 8,7 17,0 8,7 Bélgica 9,0 1,5 9,0 1,6

República Checa 4,5 2,1 4,5 2,1 Reino Unido 3,0 1,9 3,0 1,9

Irlanda 0,4 0,5 0,4 0,5 TOTAL UE 2.535,1 690,5 2.559,9 689,2

En la tabla 1.22 se incluyen las bombas de calor que han sido

instaladas en los años 2007 y 2008 en los países de la Unión Europea. Como se puede ver, hay tres países que ocupan posiciones destacadas, y son Alemania, Suecia y Francia, mientras que el resto se encuentran algo más discretos. España es uno de los países europeos que ni siquiera aparece en la mencionada tabla.

En la tabla 1.23 se expone la situación europea respecto a la bomba de calor en los años 2007 y 2008, y se puede ver cómo también se ha producido un incremento del número y capacidad instalada en la gran mayoría de los países, mientras que en otros la situación está estable como en Italia o Hungría. Los principales países, tanto por número de bombas de calor como por potencia térmica son respectivamente, Suecia, Alemania y Francia,

Tabla 1.21. Uso directo de energía geotérmica (excluyendo bombas de calor geotérmicas) en la UE en los años 2007 y 2008.


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encontrándose el resto de los países en una situación de menor importancia. Tal y como se ha comentado anteriormente, España es uno de los países que no aparece en la tabla.

2007 2008 Alemania 26.887 34.450 Suecia 27.938 25.138 Francia 21.200 21.725 Austria 8.288 8.566

Finlandia 5.300 7.500 Reino Unido 3.000 5.000

Holanda 3.529 4.098 República Checa 1.792 2.203

Irlanda 2.608 2.095 Bélgica 1.200 1.300 Polonia 1.700 1.000 Estonia 1.123 972

Eslovenia 420 405 Grecia 65 n.c.

TOTAL UE 105.050 114.452

2007 2008

Número Potencia (MWth) Número Potencia (MWth) Suecia 298.049 2.682,0 320.687 2.909,0

Alemania 115.813 1.273,9 150.263 1.652,9 Francia 105.056 1.155,6 124.181 1.366,0

Finlandia 38.912 827,9 46.412 857,9 Austria 40.549 454,1 48.641 544,8 Holanda 15.230 392,0 19.310 508,0 Polonia 10.000 133,0 11.000 180,0 Irlanda 8.028 130,0 10.123 167,0 Italia 7.500 150,0 7.500 150,0

República Checa 6.965 112,0 9.168 147,0 Reino Unido 5.350 69,6 10.350 134,6 Dinamarca 11.250 123,8 11.250 123,8

Bélgica 8.200 98,4 9.500 114,0 Estonia 3.913 50,1 4.874 63,0 Hungría 350 15,0 350 15,0

Eslovenia 720 6,4 1.125 12,2 Lituania 200 4,3 200 4,3 Rumanía 40 2,0 40 2,0 Grecia 194 1,9 194 1,9

Eslovaquia 8 1,4 8 1,4

Tabla 1.22. Número de bombas de calor geotérmicas instaladas en la UE en los años 2007 y 2008. Fuente: EurObserv´ER09.

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2007 2008

Número Potencia (MWth) Número Potencia (MWth) Bulgaria 19 0,3 19 0,3 Letonia 10 0,2 10 0,2 Portugal 1 0,2 1 0,2

TOTAL UE 676.357 7.684,1 785.206 8.955,4

Si lo que se tiene en cuenta son las diferentes empresas que comercializan bombas de calor, en la tabla 1.24 se muestra dicha relación y el país de origen de las mismas.

Empresa País Rango de potencia (kW)

Nibe Heating Suecia 6-40 IVT Industrier Suecia 4-65

Thermia Värme AB Suecia 4-45 Ochsner Värmepumpen Austria 2,4-950

Thermatis Technologies (Sofath) Francia 2,3-31 France Géothermie Francia 2,6-47

Satag Thermotechnick (Viessmann group) Suiza 4,8-106,8 Alpha-Innotec Alemania 5-107 Stiebel Eltron Alemania 5-44 Waterkotte Alemania 4,6-485

10.2.3. Situación futura

A la vista de los datos existentes en cuanto al aprovechamiento geotérmico en la Unión Europea en el año 1995 y 2001, así como las previsiones de cara al año 2010, tal y como se pueden comprobar en la tabla 1.16, la tasa de crecimiento entre 1995 y 2001 se sitúa en el 3,9%, mientras que para el período 2001-2010 se sitúa en el 4,7%. Si ahora nos centramos en la potencia instalada para la producción de energía eléctrica en los años 1995 y 2001, así como las proyecciones de cara al año 2010 y 2020, en la tabla 1.25 se muestra la variación entre dichos valores. Como se puede comprobar la participación de la energía geotérmica va en aumento paulatino.

Tabla 1.23. Número total y potencia térmica de bombas de calor geotérmicas instaladas en la UE en los años 2007 y 2008.


Tabla 1.24. Empresas fabricantes/distribuidoras de bombas de calor en la Unión Europea. Fuente: Comisión Europea. 2007.

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1995 2001 2010 2020 Geotérmica (GW) 0,5 0,65 1 2

Si ahora lo que se considera es la cantidad de energía eléctrica

producida, en la tabla 1.26 se muestra la evolución en el conjunto de la Unión Europea. Como se puede apreciar, la contribución de la energía geotérmica es escasa en el conjunto global de las energías renovables, pero muy importante en determinados lugares.

1995 2000 2010 2020

Geotérmica (TWh) 3,5 4,8 7 14 TOTAL ER UE-15 320,2 388 675 1.166

% de ER 13,9 15,1 22,3 33,8

Analizando ahora la variación de potencia instalada, en la tabla

1.27 se muestran dichos valores. Los comentarios de la misma son idénticos a los de la electricidad generada reflejada en la tabla 1.26.

1995-2000 2001-2010 2011-2020 2001-2020

Geotérmica (GW) 0,14 0,3 1 1,3 TOTAL ER UE-15 15,8 94 174 268

% de ER 22 41,8 61 52,5

Si ahora lo que se hace es mostrar la generación de energía

térmica con recurso geotérmico, en la tabla 1.28 se muestra la evolución correspondiente. Al igual que para el caso de la electricidad, se produce un incremento de la utilización de este recurso energético renovable.

1995 2000 2010 2020

Geotérmica (Mtep) 0,56 0,66 2 4 TOTAL ER 37,8 44,1 75 128

% ER 8,4 9,7 15,3 25

Tabla 1.25. Potencia instalada con recurso geotérmico en la Unión Europea. Fuente: EREC. 2007.

Tabla 1.26. Contribución de la generación de energía eléctrica con recurso geotérmico en la Unión Europea. Fuente: EREC. 2007.

Tabla 1.27. Contribución de nueva capacidad de generación instalada con recurso geotérmico en la Unión Europea. Fuente: EREC. 2007.

Tabla 1.28. Contribución de la generación de energía térmica con recurso geotérmico en la Unión Europea. Fuente: EREC. 2007.

59





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De manera general, la participación de la energía geotérmica en

términos de energía primaria sobre el conjunto del total de energías renovables existentes, se muestra en la tabla 1.29.

2000 2010 2020

Eurostat % total Eurostat % total Eurostat % total Geotérmica 3,32 0,22 6,2 0,4 12,4 0,8 TOTAL ER 87,8 6 180 11,43 316 20

Respecto a los puestos de trabajo que se pueden tener en el año 2010 y en el año 2020, sobre la base de las previsiones de utilización de este recurso renovable, se estiman valores de 6.000 y 10.000 personas, respectivamente, en el conjunto total de la Unión Europea.

10.3. La energía geotérmica en España 10.3.1. Presente 10.3.1.1. Plan de Fomento de las Energías Renovables 2000-2010

Dentro de los objetivos del Plan de Fomento de las Energías Renovables no se recoge a la energía geotérmica dentro del grupo de energías renovables sobre las que se desarrolla el estudio. A pesar de eso, en varias ocasiones es mencionada cuando se comenta que hay determinadas formas de energía que no son consumibles, como por ejemplo la energía hidráulica, la eólica, la solar, la biomasa y la que nos ocupa.

Dentro del conjunto de Comunidades Autónomas, la que más aprovecha los recursos geotérmicos es Murcia, obteniéndose en el momento de la publicación del Plan de fomento 2.917 tep/año, aunque hay otros proyectos de aprovechamiento en otras Comunidades Autónomas como Castilla La Mancha con 443 tep/año y Comunidad Valenciana con 12 tep/año.

Tabla 1.29. Contribución de la energía geotérmica en el contexto global de energías renovables en la Unión Europea. Fuente: EREC. 2007.

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10.3.1.2. Plan de Energías Renovables 2005-2010

Son escasas las menciones en el Plan de Energías Renovables a la energía geotérmica, y una de ellas y desde luego la más destacada es cuando se establece la producción energética en el año 2004, donde la energía geotérmica aporta 8 ktep a usos térmicos. En el momento del cierre de este material, todavía no se ha publicado el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables para el período 2010-2020, donde se espera que se tenga en cuenta esta energía renovable.

10.3.2. Futuro

En este apartado se van a comentar aquellas cuestiones más destacadas que se recogen en el trabajo realizado por la Universidad ICADE-ICAI para la Organización Greenpeace, sobre el uso de las energías renovables en España en el año 2050.

En el trabajo titulado “Renovables 2050. Un informe sobre el potencial de las energías renovables en la España peninsular”, se desarrolla la idea de introducir en el sistema energético peninsular español un elevado porcentaje de energías renovables, y en el caso que fuera posible, llegar al 100%.

Para analizar el aprovechamiento del recurso geotérmico, se han excluido todos aquellos emplazamientos con algún grado de protección, como por ejemplo Red Natura 2000 (bien sea LIC lugares de interés para la conservación, o ZEPA zona especial de protección de aves), o Zona asociada a Espacios Naturales Protegidos, declarados y en proceso formal de declaración por el Estado y las Comunidades Autónomas.

En el estudio se dice que no hay previsión de realizar instalaciones que produzcan energía eléctrica en España, aunque la tecnología de “Roca Seca Caliente” (con siglas en inglés HDR, hot dry rock), abre la posibilidad de realizar un aprovechamiento de este recurso en España. La ventaja de la energía geotérmica es tener un elevado factor de capacidad y costes de generación bajos comparados con los de otras energías renovables.

La valoración que se ha hecho del recurso se ha realizado sobre la base de la sostenibilidad de explotación del recurso, lo que implica llegar a potencias inferiores a las que actualmente se pueden encontrar en los lugares donde hay recurso. En todos los casos se perfora hasta una profundidad lo suficientemente elevada como para llegar a una temperatura de 180ºC en las rocas.

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Sobre la base de lo comentado anteriormente, se puede decir que la potencia máxima instalable en la España peninsular, sin imponer restricciones de ningún tipo es de 3,88 GW (1 GW = 103 MW), generando una electricidad total de 30,6 TWh/año. Si ahora se impusieran las restricciones de espacios naturales y se añadieran las restricciones en usos de espacios, la potencia máxima instalable tendría un valor de 2,48 GW, generando una electricidad total de 19,5 TWh/año (1 TWh = 103 GWh). En la tabla 1.30 se muestra el techo de potencia y de generación eléctrica dentro de los límites de sostenibilidad y con todas las restricciones de uso de terreno impuestas. Como se puede comprobar destacan las Comunidades de Castilla y León, Castilla La Mancha y Andalucía por encima del resto.

Comunidades Autónomas %

Andalucía 15,6 Aragón 9,9 Asturias 1,2

Cantabria 0,7 Castilla y León 17,5

Castilla La Mancha 17,5 Cataluña 7,1

Extremadura 7,0 Galicia 10,5 Madrid 1,3 Murcia 2,2 Navarra 2,2 La Rioja 0,8

Comunidad Valenciana 5,2 País Vasco 1,3

TOTAL 2,48 GW – 19,53 TWh/año

XI. IMPACTO AMBIENTAL

El aprovechamiento del recurso geotérmico, genera una serie de impactos sobre el medio ambiente inevitables, y que se van a comentar a continuación.

Las plantas de producción de energía eléctrica generan una serie de impactos, en la medida que lo hacen los usos directos del calor. Pero fundamentalmente, tanto para las plantas de producción de energía eléctrica como las de energía térmica, el principal efecto que

Tabla 1.30. Reparto por Comunidades Autónomas del techo de potencia y generación eléctrica a partir del recurso geotérmico.

Fuente: Greenpeace. 2005.

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se tiene sobre el medioambiente es el visual, como consecuencia de la perforación del suelo para extraer el recurso geotérmico, así como de ocupación de terreno colindante a los lugares donde se vaya a llevar a cabo la/s perforación/es, generando una alteración local.

Si se produce el reventón de algún pozo, se puede producir contaminación de las aguas superficiales. Asimismo, durante la perforación pueden emitirse a la atmósfera gases contaminantes, cuya eliminación cesa, una vez que se comienza la extracción del recurso. Cuando se comienza la instalación de la planta, se produce un trasiego de máquinas y materiales que provocan una alteración del lugar, tanto visual como acústico en muchas ocasiones.

Durante la fase comercial de la planta se puede producir alguna contaminación al ambiente, si se eliminan los gases y los compuestos que vienen disueltos en el recurso geotérmico, tales como dióxido de carbono, amoniaco, metano, mercurio, etc. La descarga de las aguas utilizadas sobre el entorno son un foco de contaminación termal, porque se encuentran a una temperatura superior a la de las aguas superficiales.

La producción de energía eléctrica también genera la emisión de dióxido de carbono a la atmósfera (entre 13 y 380 gramos/kW), ya que el recurso geotérmico contiene dicho compuesto disuelto, aunque obviamente, la cantidad del mismo emitido se encuentra en unos niveles muy inferiores a los que se tienen en una planta convencional de generación de energía eléctrica (1.042 gramos/kW).

El ruido generado en las plantas de aprovechamiento geotérmico es importante, tanto durante la fase de construcción como en la fase de aprovechamiento comercial, pero básicamente en aquellas instalaciones de generación de energía eléctrica, ya que en aplicaciones directas, el ruido es prácticamente mínimo. En cualquier caso, el nivel sonoro se encuentra siempre muy por debajo de los límites máximos establecidos.

En todo caso, y generándose cualquier tipo de impacto, se puede tener una repercusión económica sobre el entorno, fundamentalmente por un descenso de la afluencia de turistas, aunque este impacto es reducido. En ocasiones, es positivo como consecuencia de una atracción de turistas que desean contemplar un aprovechamiento que no es generalizado. Por tanto el efecto puede ser doble.

A modo de resumen, en la tabla 1.31 se muestra tanto la probabilidad como la gravedad de los diferentes impactos generados en este tipo de instalaciones.

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Impacto Probabilidad de ocurrencia

Gravedad de consecuencias

Contaminación del aire B M Contaminación del agua superficial M M

Contaminación del subsuelo B M Subsidencia de terreno B B a M Altos niveles de ruido A B a M Reventones de pozos B B a M

Conflictos con aspectos culturales y arqueológicos B a M M a A Problemas socioeconómicos B B

Contaminación química o térmica B M a A Emisión de residuos sólidos M M a A

B: bajo; M: medio; A: alto.

XII. RESUMEN

Tal y como se ha visto a lo largo del presente Tema, la “energía geotérmica” es aquel recurso energético generado en las capas internas del interior de la Tierra, que puede ser aprovechado en el caso que se tenga un adecuado nivel de temperatura y que sea susceptible de aflorar sobre la superficie terrestre.

Los lugares en los cuales se genera energía en el interior de la Tierra son muy variados, como por ejemplos en los límites o bordes de las placas de la litosfera (bien sean divergentes, convergentes o conservativos), o en los puntos calientes.

Los “yacimientos geotérmicos” son todos aquellos lugares en los que hay disponibilidad de recurso en forma de agua y/o vapor almacenado a una determinada temperatura y presión. La clasificación que se puede realizar se realiza sobre la base de la temperatura del fluido o atendiendo a la existencia o no previamente de agua en aquél.

La determinación del potencial geotérmico comienza con el análisis de posibles emplazamientos. Posteriormente, es necesario conocer parámetros básicos como la profundidad, las dimensiones y caudal del acuífero, la geometría de las rocas, o la temperatura, calidad y tipo de fase del fluido. Para ello se emplearán técnicas geológicas, geoquímicas, geofísicas, etc., de tal manera que en los lugares en los que se prevea que vaya haber recurso, realizar una exploración, y si

Tabla 1.31. Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el ambiente de los proyectos de uso directo.

Fuente: Dickson, M. H. y Fanelli, M. 2007.

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ésta es acorde con unas condiciones mínimas de rentabilidad, llevar a cabo una explotación energética.

Las aplicaciones de la energía geotérmica son la generación de electricidad en centrales de vapor seco, en centrales de flash simple, en centrales de flash doble, en centrales de ciclo binario, en centrales de ciclo híbrido. Asimismo también se puede generar energía térmica para su aplicación en el sector industrial, en el sector residencial y servicios (para calefacción y/o agua caliente sanitaria, District Heating, bomba de calor geotérmica).

Finalmente, se ha hecho un análisis de la situación del aprovechamiento de la energía geotérmica tanto a nivel actual como en futuro, en el mundo, en Europa y en España. Sobre esa base se determina que Estados Unidos y Filipinas son los dos países con la mayor capacidad instalada de energía geotérmica, mientras que en Europa es Italia el país que destaca por encima del resto con diferencia. Si ahora lo que se tiene en cuenta es el uso directo son Hungría e Italia los dos principales países europeos. En España, la importancia de la energía geotérmica es escasa, aunque si hay que destacar alguna Comunidad Autónoma, ésas son Castilla y León, Castilla La Mancha y Andalucía.

Figura 1.21. Vista parcial de la planta de Nesjavellir (Islandia).

Fuente: http://geothermal.marin.org.

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TEMA 2. ENERGÍA MARINA




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I. INTRODUCCIÓN

Los océanos y mares son unos lugares que tienen una gran cantidad de energía almacenada y que intercambian con el entorno de una manera u otra. El aprovechamiento de dicha energía se puede realizar a partir de las olas, mareas, corrientes y/o gradientes, que se desarrollarán oportunamente, con un esquema básico y común de análisis para todas ellas.

La energía undimotriz, es de todos los tipos de energía marina la que se encuentra actualmente en una fase de avance y desarrollo más importante, y prueba bien evidente de esto es la cantidad de tecnologías y patentes existentes, siendo las más destacadas la columna de agua oscilante, el PELAMIS y el POWERBOY. En España ya hay en marcha varios proyectos que aprovechan esta energía renovable. Se trata de los proyectos promovidos por la empresa IBERDROLA en Santoña (Cantabria) y por el EVE (Ente Vasco de la Energía) en Mutriku (País Vasco). Asimismo, también en Galicia se están desarrollando algunos proyectos con tecnología de columna de agua oscilante, que pronto se desarrollarán. Como se puede ver, en España se están desarrollando actuaciones importantes en la materia, debido fundamentalmente a la situación geográfica que tiene, con un recurso potencial bastante importante.

Por lo que se refiere a la energía mareomotriz, ésta tiene menos posibilidades de emplearse en España, ya que la amplitud de marea (que es el parámetro básico a determinar para esta energía renovable), es muy bajo, y por tanto impide obtener una mínima rentabilidad económica en las instalaciones comerciales.

La energía de las corrientes marinas es equivalente a la energía eólica, pero en esta ocasión el fluido de trabajo es diferente (agua en lugar de aire). España en este caso sí que tiene lugares donde hay posibilidades de instalar alguna central, y prueba evidente de esto, son los esfuerzos que se están realizando por parte de alguna empresa española pionera en el sector eólico (GAMESA).

Finalmente respecto a la energía maremotérmica, ésta sólo es aplicable a aquellos lugares situados en zonas cálidas, y como experiencias destacan las llevadas a cabo en las Islas Hawai (Estados Unidos) y en Japón. La energía procedente de los gradientes salinos es una alternativa más, aunque se encuentra con unas posibilidades de desarrollo bastante menores que las anteriores.

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II. OBJETIVOS

Los objetivos que hay que destacar en este tema son los que a continuación se presentan:

• Conocer cada una de las posibilidades de obtener energía a

partir del agua del mar.

• Analizar las ventajas e inconvenientes de cada una de ellas para poder así evaluar si es o no factible plantear una instalación de energía marina.

• Tener constancia de las cuestiones que hay que considerar para calcular la energía correspondiente.

• Estudiar las diferentes tecnologías y sistemas de aprovechamiento de cada una de las opciones marinas.

• Saber dónde se han llevado a cabo experiencias con las diferentes energías marinas, así como los lugares donde en el presente o en un futuro a corto-medio plazo, hay o va a haber algún tipo de instalación marina, respectivamente.

• Considerar el potencial existente de cada una de las energías marinas, tanto a nivel internacional como europeo.

III. CONCEPTO Y CLASIFICACIÓN

La “energía marina u oceánica” es aquella energía renovable que se produce como consecuencia del aprovechamiento de los diferentes recursos energéticos marinos: mareas, olas, corrientes y gradientes. El océano presenta como características generales medias, un área de algo más de 361 millones de kilómetros cuadrados (ocupando el 71% de la superficie de la Tierra), un volumen de 1.370 millones de kilómetros cúbicos (con el 97% del agua sobre la superficie de la Tierra), una salinidad media de 34,482‰, una profundidad media de 3.800 metros, y una temperatura media de 3,9ºC.

Las principales fuentes a partir de las cuales se realiza el aprovechamiento de los recursos marinos para la generación de energía eléctrica son dos, el Sol y la energía de rotación de la Tierra, aunque no son los únicos, ya que como se ha comentado anteriormente, existe también una energía derivada del flujo térmico y de la tectónica de las placas, que aunque poseen menor importancia, también hay que comentarlas.

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El Sol es la principal fuente de energía marina. La radiación solar atraviesa la atmósfera y calienta de desigual manera la superficie de los océanos y de los continentes, que emiten una radiación infrarroja que es la que hace que se produzca también de desigual manera un calentamiento de la atmósfera terrestre, lo que provoca diferencias de densidad que desembocan en corrientes de convección verticales. El desplazamiento de estas corrientes de convección se generan gracias a la existencia de unos fenómenos conocidos con el nombre de “vientos”. Estos vientos perturban la superficie del mar por las oscilaciones de presión, y la energía cinética de los mismos se trasladan a una energía cinética y potencial del mar en forma de movimiento oscilatorio que se conoce con el nombre de “oleaje”. Dicha transferencia de energía depende del tiempo de la misma, de la velocidad de los vientos y de la superficie del mar que es afectada por los mismos.

Por lo que respecta a la formación de las mareas, las fuerzas de la Luna y del Sol son determinantes, aunque habitualmente se diga que quien interviene de manera más activa sea la primera (en orden de magnitud dos veces superior al Sol), ya que aunque tiene una masa 27 millones de veces inferior a la del Sol, se encuentra también 400.000 veces más cerca, y por tanto su efecto es mayor que el del Sol. Se producen de manera periódica fenómenos de “pleamar” y “bajamar”, alrededor de dos veces por día, es decir, cuatro mareas de diferente nivel todos los días. La diferencia entre la pleamar y la bajamar, es lo que se conoce con el nombre de “amplitud de marea”, que será mayor o menor en función de la posición de los astros con respecto a la Tierra. Cuando se alinea el Sol, la Luna y la Tierra, el efecto gravitatorio de los astros sobre el planeta se adicionan, y por tanto es cuando la amplitud de las mareas es mayor, conociéndose a éstas con el nombre de “primavera o equinocciales”. Cuando no se encuentran alineados y sí formando un ángulo recto con la Tierra, las fuerzas de gravitación se oponen y la amplitud de las mareas es la menor posible, conociéndose estas mareas con el nombre de “muertas o de cuadratura”. En el resto de las fases lunares, la amplitud de las mareas es intermedia.

Una vez que se han comentado las principales fuentes generadoras de la energía marina, se pasa a clasificar los diferentes recursos energéticos disponibles.

La energía de las olas, undimotriz, oleomotriz o maremotriz, tal y como se ha comentado anteriormente, es producida como consecuencia de la generación del viento en océano abierto. El principal inconveniente de esta energía renovable es que el recurso

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eólico no es constante, por lo que es complicado determinar un potencial undimotriz en una zona determinada. Países como Gran Bretaña, Estados Unidos, Suecia o Finlandia, están investigando mucho en esta energía renovable con programas muy ambiciosos, para desarrollar aplicaciones comerciales con gran eficiencia.

La energía de las mareas o mareomotriz, tiene lugar como consecuencia del aprovechamiento energético de la diferencia de cotas que se produce en un lugar adecuado entre la pleamar y la bajamar, similar a lo que tiene lugar en una central hidroeléctrica. Los principales inconvenientes son la localización de lugares donde se produzca una diferencia de cotas lo suficientemente grande como para que la construcción de una instalación de este tipo sea rentable, así como la determinación del potencial existente que varía notablemente entre distintos lugares.

La energía de las corrientes marinas se obtiene como consecuencia del aprovechamiento cinético del agua de zonas profundas. Se genera como consecuencia también de la acción del viento sobre la masa de agua, y que disminuye en intensidad según se aumenta la profundidad.

Los gradientes térmicos existentes en los océanos y en los mares entre zonas superficiales y profundas, son también susceptibles de aprovechamiento energético. La energía producida empleando este recurso se conoce con el nombre de “energía termomarina, termomotriz, maremotérmica o energía térmica oceánica”.

Finalmente, los gradientes salinos también se pueden aprovechar, sobre todo en aquellos lugares donde desembocan los grandes ríos continentales.

En la figura 2.1 se muestra la fuerza del mar y el aprovechamiento energético de la misma en una instalación existente en las Islas Azores (Portugal).

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IV. ENERGÍA UNDIMOTRIZ, OLEOMOTRIZ, MAREMOTRIZ O DE LAS OLAS 4.1. Concepto

Las “olas” son el resultado de la acción continuada del viento sobre la superficie del mar en abierto. Tienen la particularidad de desplazarse grandes distancias, a cambio de una mínima pérdida de energía, por lo que el viento que las origina puede ser del mismo lugar donde se lleva a cabo el aprovechamiento energético o muy distante al mismo.

4.2. Historia

La investigación en sistemas que aprovechen la energía de las olas se remonta al siglo XVIII, cuando en el año 1799 se tuvo la primera patente de un sistema de aprovechamiento de la energía del oleaje, aunque previamente hay constancia de emplearse molinos movidos por el oleaje en el siglo XIII en China, y en el siglo XVI almacenarse agua de mar a una determinada altura en Inglaterra. Posteriormente entre 1856 y 1973 sólo en Reino Unido se presentaron un total de 340 patentes (alrededor de 600 en todo el mundo), y fue

Figura 2.1. Aspecto de aprovechamiento energético de la fuerza de las olas. Fuente: www.pico-owc.net.

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precisamente ese año el punto de inflexión de esta energía, porque durante la década siguiente (entre 1973 y 1984) se tuvo una primera fase de la investigación extensiva de esta energía renovable. Después hubo unos años de luces y sombras (entre 1985 y 1995), hasta que en el año 1995 se retomaron de nuevo las investigaciones sobre esta energía, que desembocó en el año 2005 cuando se tuvo la primera planta comercial de energía que aprovecha el oleaje.

4.3. Ventajas e inconvenientes

Seguidamente se comentan las ventajas e inconvenientes más importantes que presenta esta energía renovable. Hay que decir que no se encuentran todas ellas pero sí las más importantes.

I. Ventajas:

a) Es una energía que no genera emisiones de gases contaminantes.

b) La producción de energía a partir de las olas se genera en mayor cantidad en invierno que en verano, ya que es en esa estación cuando mayor inestabilidad atmosférica hay, y es precisamente también en invierno cuando mayor consumo de energía eléctrica se tiene.

c) Es una energía renovable muy concentrada y con gran intensidad energética, como se verá más adelante, lo que permite generar la misma energía eléctrica por ejemplo que con un aerogenerador, pero con un tamaño de dispositivo muy inferior.

d) La energía de las olas es constante, a diferencia de otras energías renovables como la eólica y la solar, cuya producción energética fluctúa más a lo largo del día.

e) La generación de impactos ambientales de determinadas tecnologías del tipo visuales son muy inferiores si se comparan con otras energías renovables como la eólica off-shore. En impactos ambientales sonoros no hay que hacer prácticamente reseña, con la particularidad de si se instalan off-shore, la afección a la población en el caso que sí lo fueran sería prácticamente nula.

f) La generación de empleo directo e indirecto es muy importante en la fabricación de los dispositivos y en la instalación de los mismos, mano de obra tanto cualificada como no cualificada.

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Esto es especialmente importante en España, donde en ocasiones hay destrucción de empleo en zonas de costa, pudiendo incluso reubicarse personal de otros sectores como el pesquero, el procedente de los astilleros, etc.

g) Al igual que otras energías renovables, el aprovechamiento de un recurso autóctono favorecerá una disminución de la dependencia energética del exterior, con lo que generaría ventajas desde un punto de vista económico.

h) El potencial existente en el mundo de esta energía renovable es muy elevado y se encuentra prácticamente sin explotar, por lo que el camino que queda por recorrer hasta alcanzar unos adecuados niveles de potencia instalada es todavía muy largo, pudiendo reportar suculentos beneficios para aquellas empresas que estén dispuestas a introducirse en este negocio.

i) El desarrollo más cercano de la eólica off-shore puede propiciar también que se desarrollen proyectos de energía marina, al compartir el cable submarino que permitiría la evacuación de la electricidad producida.

II. Inconvenientes:

a) a) Determinadas tecnologías que estén en dique o cerca de la costa pueden generar algún tipo de impacto, no sólo visual sino también ecológico, por alterar el ecosistema natural. Podría ocurrir en lugares tan concretos y particulares como los estuarios de los ríos.

b) Las inversiones necesarias en la actualidad para llevar a cabo instalaciones de una determinada potencia son elevadas, lo que hace que haya reticencias por parte de inversores.

c) La tecnología se encuentra todavía en una fase inicial de desarrollo, por lo que es necesario que se desarrollen programas ambiciosos de I+D+i.

d) Los costes de mantenimiento de las diferentes tecnologías son muy elevados, aunque todavía no están bien probados por la escasez de plantas comerciales y ser tan diferentes las pruebas en laboratorio o a escala que en mar abierto, debidos fundamentalmente a los ambientes tan adversos a los que son sometidos los dispositivos.

e) En la actualidad en España es preciso negociar una prima a la energía eléctrica producida con esta tecnología de manera

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individual, según se establece en el Real Decreto 661/2007 de 25 de Mayo por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, por lo que la rentabilidad del proyecto quedaría supeditada a la prima concedida, no conocida de antemano como sucede en otras energías renovables.

f) La energía eléctrica producida se encuadra dentro del grupo de “no gestionable”, es decir, no se puede producir más energía en aquellos momentos en los que la demanda eléctrica sea elevada, no siendo interesante para el Operador del Sistema Eléctrico Español (Red Eléctrica de España REE) por la escasa predictibilidad de la electricidad producida.

g) La evacuación inicialmente de la energía eléctrica producida puede tener problemas por la falta de capacidad de las redes que se encuentren más próximas a la costa.

4.4. Registros

A lo largo de todo el mundo hay distribuidas estaciones de medida de parámetros marinos. Por lo que respecta a España, la competencia es de Puertos del Estado, perteneciente al Ministerio de Fomento, y la red se encuentra formada por boyas, mareógrafos, radares, etc., que están constantemente facilitando datos del tipo velocidad del viento, temperatura del agua o del aire, etc. De entre todos ellos, hay algunos que son especialmente interesantes porque también permiten dar información del oleaje medido por el propio carácter estadístico de los mismos, y son los que a continuación se exponen:

a) Altura significante (Hs): es la altura representativa de la banda

máxima de energía que existe en un determinado oleaje. A efectos prácticos se puede comparar con la altura media del tercio de olas más altas (H1/3).

b) Altura máxima (Hmáx): es la altura máxima medida de un oleaje durante un tiempo de registro. Normalmente su valor se encuentra entre 1,5 y 2 veces el valor de la altura significante.

c) Período de pico (Tp): es el período representativo de la altura significante del oleaje. Es un valor adecuado para determinar el tiempo entre dos olas consecutivas.

d) Período medio (Tm): es la media de todos los períodos computados en un determinado registro. Es un valor indicativo de lo ordenado que se puede encontrar el oleaje.

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4.5. Parámetros a considerar

En todo proyecto de aprovechamiento de la energía de las olas, es preciso considerar una serie de parámetros que a continuación se van a comentar.

I. Parámetros energéticos:

a) Energía de las olas: en función del dispositivo empleado y del grupo al que pertenezca (se estudiará posteriormente en el punto 4.7), el cálculo de la energía y por tanto de la potencia por unidad de longitud será uno u otro. En cualquier caso, las principales características de una ola que definen su comportamiento son la altura (H, medida en metros), la longitud de onda (L, medida en metros) y la profundidad (h, medida en metros), que son independientes entre sí, relacionándose todos los demás con ellas, por ejemplo la celeridad de la onda (C=L/T, siendo “T” el período en segundos) o la amplitud de la onda (A=H/2).

Con los parámetros ya comentados, en el caso que se dé (H/L ≤

1/7)y (1,2H ≤ h) se dice que hay estabilidad. Además, si h>0,5L se denomina “profundidades indefinidas” y L=1,56T2 y por tanto C=1,56T. Si por el contrario h<L/20, entonces se denomina “profundidades reducidas” y C=(gh)1/2 y por tanto, L=T(gh)1/2.

II. Parámetros climáticos:

L

H

h

A

Figura 2.2. Características de las olas. Fuente: Elaboración propia.

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a) Meteorología: es la ciencia que estudia todos los fenómenos atmosféricos. Los parámetros necesarios aunque no indispensables para la energía de las olas son la temperatura, la pluviometría, la insolación, la humedad y la velocidad del viento, aunque si se poseen los datos del oleaje y de las mareas, los parámetros anteriores no tienen por qué conocerse. Hay que tenerse en cuenta que algunos de ellos son vitales para que durante temporales no se dañen los sistemas de aprovechamiento de energía del oleaje.

b) Corrientes: existen dos tipos de corrientes que se generan en el océano:

- Marinas: son las que se generan como consecuencia de la

diferencia de radiación solar recibida por los océanos en los polos y y el ecuador.

- De marea: las mareas también producen corrientes que pueden llegar a ser importantes a nivel de costa.

Este parámetro se debe conocer también por ejemplo, para la estructura de amarre de un sistema flotante. El valor límite de la corriente a partir del cual la instalación de amarre es muy costosa y con una vida útil muy corta, es de 3 nudos.

c) Marea: tal y como ya se ha comentado a lo largo del presente

tema, están provocadas por la fuerza de la gravedad del Sol y de la Luna que ejercen sobre la Tierra. Cuando se alinea el Sol, la Luna y la Tierra (es decir, en las etapas de Luna Llena y Nueva), la fuerza del Sol y de la Luna se adicionan y es cuando se tiene mareas grandes. Por el contrario, en el resto de las fases de la Luna, ésta, el Sol y la Tierra no se encuentran alineadas y por tanto las fuerzas se oponen, generando mareas con una amplitud pequeña. La diferencia de cota entre la marea alta y la marea baja se denomina “carrera de marea”.

III. Parámetros geográficos:

a) Geología: por lo que interesa es por el sistema de amarre necesario para anclar los dispositivos a los fondos marinos. En función de cómo sean éstos, las técnicas empleadas son las siguientes:

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- Empleo de bloques de hormigón depositados en el fondo, a donde la estructura se pueda amarrar. Es el sistema más económico, pero para ello el fondo del mar debe tener aspereza para que no se desplace la estructura.

- Para el caso de suelos menos ásperos, se deberá perforar la roca marina para anclar los sistemas de amarre.

b) Batimetría: es lo que determina la profundidad de los mares y

océanos. Esto es importante, ya que a menor profundidad (como ocurre cerca de las costas), la disponibilidad de energía es menor. Es necesario que los dispositivos de aprovechamiento de energía de las olas estén instalados en lugares donde no haya interferencias, para así recibir la mayor cantidad posible de energía. Además, es necesario estudiar con la batimetría los lugares óptimos, de tal manera que se maximice la electricidad generada lo más cerca de la costa, para así evitar elevadas longitudes del cable de evacuación de la energía producida, pero respetando en todo momento la legislación ambiental al respecto.

4.6. Clasificación de los dispositivos

Existen numerosas tecnologías de aprovechamiento de la energía de las olas. La clasificación de las mismas se puede llevar a cabo atendiendo a criterios de diferentes autores y a las siguientes variables: ubicación, tamaño y orientación, extracción de energía y principio de captación. Hay que decir que el comentario de las tecnologías más importantes se realizará a posteriori, en el apartado 4.8.

I. Ubicación:

a) En costa u on-shore: el dispositivo se encuentra apoyado, bien sea sobre el fondo del mar o en un dique. Las instalaciones son más fácilmente construidas, instaladas y visitadas, sobre todo para mantenimiento, aunque tienen como contrapartida que están más visibles de cara al público.

b) Cerca de la costa o near-shore: se encuentran normalmente a

profundidades de entre 10 y 25 metros, y pueden estar tanto apoyados sobre el fondo del mar como de manera flotante.

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c) Fuera de la costa u off-shore: están ubicados a profundidades superiores a los 40 metros, y pueden estar tanto sumergidos como flotantes. Tienen la gran ventaja de producir mayor cantidad de energía eléctrica y tener menor impacto visual desde la costa, pero tienen como contrapartida el disponer de un acceso peor para llevar a cabo labores de mantenimiento.

II. Tamaño y orientación:

a) Absorbedores puntuales: se trata de dispositivos que tienen un tamaño pequeño si se compara con el de la ola incidente. Tienen una forma cilíndrica, y por tanto son indiferentes a la dirección de la ola. Captan la energía no solo de la onda incidente sino también la de un entorno más o menos cercano. Su disposición en el mar suele ser agrupados en línea.

b) Atenuadores: se colocan de manera paralela a la dirección de avance de la ola, siendo unos dispositivos largos de tal manera que extraen energía de manera progresiva y por los dos lados. Están menos expuestos a daños y a anclajes que los que se comentan a continuación.

c) Terminadores o totalizadores: están colocados de manera perpendicular a la dirección de avance de las olas, es decir, paralelo al frente de olas. Su objetivo es intentar captar la energía de una sola vez.

En la figura 2.3 se muestra una representación de los dispositivos

clasificados en función del tamaño y la orientación.

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III. Extracción de energía:

a) Flotadores: las olas mueven los dispositivos que se encuentran flotando sobre la superficie de agua, apoyados en una masa sumergida o anclados en el fondo.

b) Depósitos: se trata de una serie de elementos que se llenan con el agua del mar. Posteriormente, el agua retorna nuevamente al mar, accionando previamente una turbina.

c) Balsas o pontones: son aquellos dispositivos que aprovechan el movimiento relativo con relación a las olas.

d) Neumáticos: con el movimiento de las olas, se comprime y descomprime aire, siendo éste el encargado de accionar una turbina.

e) Dispositivos móviles articulados: se mueven con las olas actuando sobre un motor hidráulico.

IV. Principio de captación:

a) Columna de agua oscilante (OWC: Oscillating Water Column): se trata de un dispositivo formado por una cámara abierta por abajo por donde entra el agua del mar empujada por la fuerza de las olas, de tal manera que comprime aire, accionando una turbina. El vaciado de la cámara permite también la generación de electricidad.

ABSORBEDORES PUNTUALES

ATENUADOR

TERMINADOR O TOTALIZADOR

Dirección de la ola

Frente de ola

Figura 2.3. Situación de los dispositivos en función del tamaño y de la orientación. Fuente: Ruiz Minguela, J. P. 2007.

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b) Cuerpos activados por olas: se trata de dispositivos que se mueven por la acción de las olas, de manera relativa entre dos cuerpos, o absoluta entre un cuerpo y una referencia fija.

c) Sistemas de rebosamiento: consiste en la existencia de un depósito por encima de la cota de la superficie del agua del mar, que se llena por la acción de las olas, de tal manera que al vaciarse mueve una turbina que es la encargada de la generación de energía eléctrica.

V. Posición relativa al agua:

a) Fijos o flotantes: aquellos que están flotando sobre la superficie del agua del mar.

b) Semisumergidos: son aquellos que se encuentran por debajo de la superficie del agua del mar, de manera discontinua o continua (referido al tiempo), como de manera parcial o total (referido a la parte que sobresalga por encima de dicha superficie).

c) Sumergidos: todos aquellos dispositivos que se encuentran siempre por debajo de la superficie del agua del mar.

4.7. Energía de las olas

Seguidamente se van a exponer las expresiones que permiten determinar la energía producida por las olas, en función del tipo de dispositivo empleado para ello.

4.7.1. Fórmula general

Sobre la base de lo comentado en el punto 4.4 “Energía de las olas”, y con el objetivo de diseñar adecuadamente el dispositivo a instalar y así maximizar la producción energética en un determinado lugar, el parámetro principal se conoce con el nombre de “potencia media transportada por una ola” (Pw), expresada en “kW/m”, y cuyo valor viene dado por la siguiente expresión:

THgAPw ××××

×= 22

32 πρ

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donde “ρ” es la masa volúmica del agua del mar (1.030 Kg/m3), “g” la aceleración de la gravedad (9,81 m/sg2) y “A” es una constante cuyo significado es la representación de la variación de las olas cuando éstas no sean ideales teórica sinusoidales (para olas aleatorias se usa un valor de 0,43).

Hay autores que llegan a ese concepto expresándolo ligeramente diferente. Como ya es sabido, la energía de las olas es la suma de una energía potencial “Ep” (debida al desplazamiento de la superficie libre) y de una energía cinética “Ec” (debida al movimiento de las partículas al paso de las ondas), cuyas expresiones son las siguientes:

16

2 LHgEp×××

=ρ

y 16

2 LHgEc

×××=ρ

.

Por tanto, la energía total media por metro cuadrado de mar,

también conocida con el nombre de “densidad de energía”, se calcula

a partir de la siguiente expresión: 22

25,188

HHgLEE

E cpT ×≈

××=

+=

ρ. Si

se divide esa energía total por el período de las ondas, se obtiene la potencia media por metro cuadrado de mar en la columna de agua:

( ) CET

LHgmWP T ×=×

×××=

8/

22 ρ

, siendo ya todas las variables

conocidas.

Pero como lo que interesa es conocer la potencia lineal, ya que el oleaje es un flujo que se transmite en una dirección, la expresión válida para ése es la siguiente: Flujo (kW/m) = 0,423 x Hs

2 x Tp, que como se puede ver, difiere a la anteriormente mostrada. Otros autores establecen el flujo a partir de la expresión siguiente: Flujo (kW/m) = 0,545 x H2 x T. Sea cual sea a expresión empleada, la variación de potencia por unidad de longitud va a ser mínima.

En la figura 2.4 se muestra un mapa mundial donde se ve la potencia del frente de olas en los lugares con mayor potencial.

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4.7.2. Para sistemas colectores de olas

Los “colectores de olas” serán aquellos dispositivos que tienen un ancho (Lcaptura) mayor que la anchura propia (a) del dispositivo de absorción. El ancho “Lcaptura” viene dado por la expresión siguiente:

πLkaLcaptura ×+= , siendo “L” calculado a partir de lo siguiente:

π××

=2

2TgL .

Por tanto, la potencia será calculada a partir de lo siguiente:

Potencia (kW) = (Potencia ola) x Lcaptura = (Potencia ola) x (a + k x )2 2

2

π××Tg

4.7.3. Dispositivos flotantes

Figura 2.4. Potencia del frente de olas. Fuente: www.oceantechnologies.com.

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Para determinar la potencia en este caso, hay que establecer como

hipótesis de partida que la densidad del agua del mar sea de 1 Kg/litro, y que el peso del flotador sea igual a la mitad de su volumen lleno de agua. De esta forma se consigue que el trabajo de subida y de bajada del equipo flotante sea idéntico, y venga dado por la expresión siguiente: W = E x H = P x H, donde “E” es el empuje, “P” es el peso y “H” es la altura de la ola.

La potencia media de la ola tiene la expresión siguiente: Pm = W / T, siendo “T” el período de la ola y “W” el trabajo realizado. Adecuando la expresión anterior a los parámetros más habituales del oleaje, se tiene que la potencia media viene dada de la siguiente manera: Pm (kW) = 9,8 x H/T.

Hay que tener en cuenta que la potencia calculada mediante la

fórmula anterior, no es la potencia útil, y las pérdidas que se tienen pueden llegar hasta el 50%.

4.8. Tecnologías y patentes

Seguidamente se van a comentar los dispositivos más comunes y evolucionados que aprovechan la energía de las olas, atendiendo al criterio de la ubicación de los mismos.

4.8.1. Columna de agua oscilante (OWC: Oscillating Water Column)

Los dispositivos de este tipo se pueden instalar en los diques de los puertos, cerca de la costa, así como en mar abierto. Los materiales con los que se construye la instalación, depende del lugar de ubicación de la misma (hormigón, metálico, etc.). En cualquiera de los casos, se tiene una estructura que posee dos zonas claramente diferenciadas: una zona sumergida por debajo del nivel del mar, con una embocadura lo suficientemente ancha como para que el agua ascienda con el oleaje sin dificultad, y la otra zona es más estrecha, fuera del agua.

El efecto consiste en aprovechar el flujo de aire generado por el movimiento alternativo natural del agua del mar, que provoca el accionamiento de una turbina de tipo Well, que es la que genera la electricidad, encontrándose en la parte más estrecha de la estructura, con la particularidad de girar en un único sentido independientemente del sentido del flujo de aire. El mecanismo es el siguiente: cuando el nivel de agua sube, el aire es forzado hacia arriba a través de una

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turbina que gira e impulsa el generador. Al caer, el aire es succionado de vuelta de la atmósfera para llenar el vacío, activándose nuevamente el generador.

La turbina en todos los casos, debe colocarse de tal manera, que aunque el agua del mar llegue a un nivel lo suficientemente elevado, nunca se vea afectada. También para los dispositivos que se instalen en la costa (sin estar en el mismo dique), cerca de la costa u off-shore, se debe disponer de una fijación al fondo del mar, para evitar en todo momento el movimiento del dispositivo.

En el caso que se coloquen dispositivos con esta tecnología off-shore, la instalación debe disponer de una válvula de seguridad, de tal manera que en caso de mal tiempo se cierra y se impide la circulación de aire, no girando las turbinas a grandes revoluciones con riesgo de avería.

4.8.2. Convertidor KVAERNER

De origen noruego, es un elemento que está instalado en las rocas de la costa. En esencia, consiste en un tubo vertical hueco de hormigón de 10 metros de altura, que se encuentra dispuesto en el

Figura 2.5. Aspecto de la instalación de columna de agua oscilante en las Islas Azores (Portugal). Fuente: www.pico-owc.net.

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hueco de un alcantilado. El agua, por el propio movimiento de las olas, entra en el tubo y asciende por su interior, de tal manera que desplaza el aire verticalmente posibilitando el accionamiento de una turbina situada en el extremo superior del tubo, encargada de la generación eléctrica. El efecto es similar que el comentado anteriormente para la columna de agua oscilante.

4.8.3. Canal cónico (TAPCHAN: Tapered channel)

Este sistema está situado en las rocas costeras de lugares en donde se tengan mareas bajas, en los que por medio de un dispositivo concentrador, las olas entran en un canal cónico con una forma tal que permita transformar la energía cinética de la ola en energía potencial. De ese modo el agua se almacena en un depósito que se encuentra elevado unos metros sobre el nivel del mar. Posteriormente, del depósito sale una tubería por donde circula el agua hasta llegar a la sala de turbinas, de tipo Kaplan donde éstas se accionan por la transformación de la energía potencial del agua (al igual que ocurre en las centrales hidráulicas), devolviéndose el agua al mar. La rentabilidad de este sistema se basa, como es lógico, en dimensionar el depósito de tal manera que se tenga una producción eléctrica constante a lo largo del tiempo. Los costes de mantenimiento de este sistema son muy bajos, lo que les hace ser interesantes para aprovechar la energía de las olas.

Figura 2.6. Esquema de una instalación undimotriz con tecnología TAPCHAN. Fuente: www.marenpro.com.

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4.8.4. Sistema pendular (PENDULOR)

Este sistema, que se instala fijo a la costa, consiste en una caja rectangular abierta por un extremo por donde el agua de mar entra en la misma. Una aleta se mueve continuamente hacia delante y hacia atrás por la entrada y salida del agua del mar en la caja, lo que permite el accionamiento de una bomba hidráulica y de un generador. El rendimiento de este dispositivo varía en función del período de la aleta y de la ola, siendo máximo cuando ambos son idénticos.

4.8.5. OSPREY (Ocean Swell Powered Renewable Energy)

En este caso, se trata de un dispositivo situado en zonas poco profundas y próximas a la costa, en el que las olas penetran en una especie de arcón, abierto en su base y que se encuentra por debajo del nivel del mar, de tal manera que las olas impulsan el aire hacia la turbina que se encuentra a una cota superior y fuera del agua del mar, de tal manera que así se genera la electricidad. Como se puede comprobar, se trata de un sistema muy parecido en esencia al de la columna de agua oscilante, comentado anteriormente.

4.8.6. Pato SALTER

Idea registrada pero sin llevarse a una experiencia práctica, diseñada por Stephen Salter en 1970, y abandonándose el proyecto en el año 1987 por los elevados costes de generación eléctrica del momento, en comparación con tecnologías como la nuclear, aunque en el año 1993 se volvió a retomar el diseño por la situación contraria a la que obligó a abandonar el estudio del mismo.

Figura 2.7. Esquema de una instalación undimotriz con tecnología SALTER. Fuente: www.earthsci.org.

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Se trata de un dispositivo flotador tanto en la superficie del agua como debajo de ella, con forma de pato o leva y que gira alrededor de un eje con el movimiento propio de las olas, accionando una bomba de aceite y ésta a su vez una turbina. La parte más estrecha es la que se enfrenta siempre a la ola, y la parte más ancha siempre se encuentra sumergida. Tiene la particularidad de aprovechar tanto la energía potencial como la energía cinética de las olas, por lo que de esa manera el rendimiento teórico estimado es superior al 90%. Al ubicarse en lugares próximos a la costa, es preciso que se encuentre amarrado al fondo del mar.

4.8.7. SEAREV

Es un ejemplo todavía de tecnología que se encuentra en fase de investigación. Se trata de un dispositivo que también podría ser instalado en lugares próximos a las costas, que se encuentra formado por dos bombas hidráulicas y un péndulo, y éste es el que, por el propio movimiento de las olas, comprime y descomprime el fluido de las bombas que se transporta hasta un motor hidráulico para la generación de energía eléctrica. Según todos los ensayos realizados, la profundidad óptima para la instalación de este dispositivo serían entre 30 y 50 metros. Al igual que para otros dispositivos, el amarre de la instalación a fondo del mar es indispensable.

Figura 2.8. Principio de funcionamiento de la tecnología SEAREV. Fuente: www.oliceo.fr.

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4.8.8. PELAMIS

Es un dispositivo desarrollado por la empresa Ocean Power Delivery (OPD) desde 1998, que consiste en la unión de cuatro estructuras en forma de cilindro que siguen las oscilaciones de las ondas, en donde el movimiento de cada articulación respecto a su nodo, es lo que permite la acción sobre la bomba hidráulica para alimentar el depósito a presión, y luego así actuar sobre el generador. La energía generada en todos y cada uno de los enlaces se concentra en un solo cable, que es el que se une a su vez con el cable de evacuación de la energía eléctrica producida.

Según los estudios llevados a cabo por la empresa propietaria de esta tecnología, la potencia mínima necesaria para que estos dispositivos se accionen y produzcan energía eléctrica de manera competitiva es de 15 kW/m. Las condiciones extremas que soportan son olas de hasta 25,5 metros de altura y un período de 15 segundos, lo que equivale a olas de hasta cuatro veces la longitud del Pelamis.

Estos sistemas se instalan de manera semisumergida, en lugares con no excesiva profundidad, ya que es preciso que los dispositivos se encuentren amarrados al fondo del mar. La profundidad ideal son

Figura 2.9. Aspecto de la tecnología PELAMIS en pleno funcionamiento. Fuente: www.pelamiswave.com.

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los 50-60 metros, aunque puede llegar ese valor hasta los 100 metros.

La empresa comenzó las pruebas con prototipos de 375 kW de potencia, aunque ya se encuentra desarrollando nuevos sistemas con potencias superiores a la comentada anteriormente (750 kW, e incluso mayores).

4.8.9. MIGHT WHALE

Se trata de un dispositivo en forma de barco y que funciona sobre la base de la tecnología ya comentada OWC. La variación de la altura del agua del mar, comprime y descomprime una cámara donde se encuentra aire, que es el que acciona la turbina generadora de la energía eléctrica. Su ubicación idónea son todas aquellas zonas en las que haya una profundidad aproximada de 40 metros.

Según los tecnólogos propietarios de este desarrollo, se ha diseñado para resistir olas de 16 metros con una frecuencia de 15 segundos, y vientos de hasta 36 m/seg.

Figura 2.10. Prototipo de la tecnología MIGHT WHALE. Fuente: www.earthsci.org.

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Tiene la particularidad de disponer de tanques de agua que actúan como lastre, para regular la parte sumergida y la que se encuentra por encima del nivel del mar, de tal manera que funcione en condiciones óptimas de producción energética, en función de la altura y período de las olas. Asimismo, también sirven para aumentar la zona sumergida, y así en los casos de condiciones climatológicas desfavorables, no verse afectada.

4.8.10. Balsa de COCKERELL

Sistema diseñado por Christopher Cockerell que se instala en lugares en los que no haya una profundidad excesiva, porque el dispositivo tiene que ir amarrado al fondo del mar. Se trata de un número de balsas que se encuentran articuladas entre sí y que se mueven por el propio movimiento de las olas, impulsando un fluido a un motor que acciona un generador por medio de un sistema hidráulico instalado en cada articulación.

4.8.11. WAVE PLANE

Elemento que se instala en aguas someras próximas a la costa. Se trata de un dispositivo flotante sobre el agua del mar formado por placas que se sitúan a diferentes inclinaciones fuera del agua del mar. Se colocan de tal manera que el frente de ola penetre a través de las mencionadas placas, y el agua descienda a través del mecanismo, accionando una turbina que es la que produce la energía eléctrica, transformando la energía cinética y potencial de la ola.

Figura 2.11: Aspecto del prototipo ensayado en mar abierto de la tecnología WAVE PLANE. Fuente: www.waveplane.com.

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4.8.12. WAVE DRAGON

Se trata de una tecnología que se instala en aguas a profundidades aproximadamente entre 30 y 40 metros. Es un sistema flotante con concentrador de olas, que posee unos sistemas reservorios donde el agua entra facilitado por una rampa, transformándose la energía cinética de la ola en potencial. Posteriormente el agua de los reservorios pasa por unas turbinas de tipo Kaplan, donde se acoplan generadores de imanes permanentes, transformando la energía potencial en energía eléctrica.

Según el fabricante propietario de la patente de esta tecnología, la

presencia de olas muy elevadas no es un problema, como tampoco lo son las fuertes rachas de viento, ya que al encontrarse flotando, parcialmente sumergido, no tiene una exposición directa al viento.

Este sistema tiene una envergadura elevada, alcanzándose los 250 metros, compuesta por dos alas o brazos de 125 metros cada una. Su peso está alrededor de 150 toneladas, más las 87 aproximadas del agua que entra en los depósitos, obteniéndose así el peso ideal para que el sistema funcione correctamente.

Figura 2.12. Vista parcial de una instalación con tecnología WAVE DRAGON. Fuente: www.wavedragon.net.

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4.8.13. Plataforma flotante en forma de cuña (FWPV: Floating Wave Power Vessel)

Se trata de un dispositivo que se encuentra flotando sobre la superficie del mar, ubicado en zonas de no excesiva profundidad. Las olas suben y se descargan en un depósito interno (similar a lo comentado anteriormente), transformándose la energía cinética en energía potencial. La descarga del agua de los mencionados depósitos, accionan la turbina Kaplan, que es la que en este caso genera también la energía eléctrica. Tiene la particularidad de poder regularse su nivel de flotación, mediante la regulación de unos depósitos de agua utilizados para tal fin. Asimismo, también sirven para que la estructura no se dañe ante previsiones de condiciones climatológicas desfavorables.

4.8.14. Bomba flotante McCabe

Este sistema está formado por tres pontones de acero de forma rectangular, el del centro de menor tamaño, y que tienen la particularidad de moverse de manera independiente con las olas del mar. El movimiento de los mismos, provoca el accionamiento de unas bombas hidráulicas que se sitúan en la parte central de todo el dispositivo, que están en conexión de un depósito a presión, y éste a su vez de un generador, para la producción de la electricidad correspondiente. Originariamente el uso que se le dio fue el de obtener agua dulce del mar mediante ósmosis inversa.

4.8.15. AQUABOY

Dispositivo que se encuentra semisumergido en aguas someras próximas a la costa. Se trata de una boya circular u oval de 6 a 8 metros de diámetro que se encuentra anclada al fondo del mar por una amarradura elástica, y que aprovecha el movimiento de las olas para accionar un tubo elástico sumergido de unos 20 metros de longitud de manera ascendente y descendente, de tal manera que se impulsa agua del mar hacia arriba a una turbina de tipo Pelton que se encuentra en al parte área del sistema. De esta manera por el accionamiento de la turbina se genera energía eléctrica.

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4.8.16. POWERBOY (OPT: Ocean Power Technologies)

Elemento también instalado en aquellos lugares en los que no haya una profundidad excesiva (a partir de 30 metros), pudiendo llegar incluso hasta los 100 metros.

En la década de 1990, la empresa propietaria de la patente de este dispositivo diseñó un primer modelo de Powerboy, que consistía en un flotador de 5 metros de diámetro y 5 metros de largo aproximadamente, sumergido bajo el agua del mar, de tal manera que aprovechaba no sólo las olas sino el movimiento circulas de las partículas de las mismas. Posteriormente este modelo inicial se mejoró, y el diseño actual es una boya en cuyo interior se comprime aceite debido por el movimiento pendular y vertical de al boya, accionando un motor hidráulico que es el que se encarga de producir la energía eléctrica. La potencia marina mínima para que este dispositivo sea rentable se calcula en 20 kW/m.

Figura 2.13. Ensayo de prototipo de tecnología AQUABOY. Fuente: www.finavera.com.

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Este sistema posee un sistema automático de parada de funcionamiento en los casos en los que se tengan olas de 4 metros de altura y vientos a gran velocidad.

El mantenimiento de la instalación se recomienda en el entorno de los tres años, y consistiría básicamente en la extracción de la boya del agua, la limpieza y el repintado de la superficie con algún producto que diera protección. Cada 7 u 8 años sería conveniente la sustitución de elementos como el generador o la bomba hidráulica.

4.8.17. BRISTOL

Elemento diseñado por la Universidad de Bristol para zonas de aguas someras próximas a la costa. Consiste en una serie de pistones fijados al fondo del mar, unidos de dos en dos a un flotador que se encuentra a una profundidad aproximadamente de 6 metros, y que se mueve al aprovechar la energía de la ola. Dichos pistones hidráulicos lo que hacen es bombear agua del mar a una estructura

Figura 2.14. Boya basada en la tecnología OPT. Fuente: www.oceanpowertechnologies.com.

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que se encuentra fuera del agua, donde se ubica una turbina de tipo Pelton, que es la que se encarga de la producción eléctrica.

4.8.18. Arquímedes (AWS: Archimedes Wave Swing)

Dispositivo sumergido y apoyado en el fondo del mar, a una profundidad no excesivamente elevada, por lo que se encuentra a una distancia relativamente cerca de la costa. El fondo debe tener consistencia suficiente para llevar a cabo la instalación de este sistema.

Figura 2.15. Diseño de una boya con tecnología ARQUÍMEDES. Fuente: www.awsocean.com.

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Se basa en una estructura presurizada, donde la parte superior, que tiene forma de cilindro invertido, es móvil. Toda la estructura se encuentra llena de aire, de tal manera que el pistón con las olas baja o sube en función de si la ola está o no encima de la estructura, respectivamente. La presión ejercida por el paso de una ola, empuja aire a una turbina que está protegida de posibles contaminantes marinos, y es lo que produce la generación de energía eléctrica.

La potencia media mínima a partir de la cual se acciona el dispositivo tiene un valor de 20 kW/m, similar a la tecnología OPT, comentada anteriormente. Para adaptar la instalación a las diferentes estaciones del año, hay que actuar directamente sobre el volumen de aire del cilindro invertido.

La profundidad mínima para llevar a cabo una instalación de este tipo es de 50 metros, y a priori, al estar sumergido, la presencia de condiciones climatológica extremas como son vientos huracanados, olas muy altas, etc., no presentan riesgo para el sistema.

4.8.19. Bomba de manguera sueca

Se trata de un dispositivo sumergido en el agua del mar, y consiste en una manguera unida a un flotador, que al subir y bajar se estira y contrae actuando como una bomba de agua de mar, que a través de una válvula de retención, alimenta una turbina y un generador, produciendo la energía eléctrica consecuente. Este tipo de dispositivo se coloca en mar abierto, pero no a una excesiva profundidad.

4.8.20. Bomba flotante sueca

Este tipo consiste en una estructura que se encuentra apoyada en el fondo del mar, formada por flotadores y bombas de pistón. Con las olas, el flotador se mueve y acciona las bombas, que a su vez están enlazadas con las turbinas y el generador eléctrico. La existencia de una válvula de retención, obliga a que el fluido tenga sólo un sentido.

4.8.21. Rectificador RUSSEL

Dispositivo que se encuentra apoyado al fondo del mar, en zonas que no tengan excesiva profundidad. Se instala de manera perpendicular al frente de la ola, y está formado por módulos, en donde hay dos tanques, uno superior y otro inferior. Cuando la ola llega, el agua llena el depósito superior, y las compuertas que separan los dos tanques se abren, permitiendo el descenso del agua

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al tanque inferior, coincidiendo con el valle de la ola, y se acciona una turbina que se encuentra unida a un generador eléctrico.

4.8.22. OYSTER

Se trata de un dispositivo diseñado por la Universidad de Belfast, que se instala en el fondo del mar, en lugares en los que no haya excesiva profundidad. Este sistema lo constituye una aleta situada entre 12 y 20 metros de profundidad, con un ancho entre 10 y 25 metros, y un espesor entre 1 y 4 metros. La energía está generada por el propio movimiento de la aleta, que se traslada a cilindros hidráulicos, y estos comprimen aceite, accionando un motor hidráulico, que es el que se encarga de producir la energía eléctrica.

4.9. Proyectos

Seguidamente y de manera general, se van a hacer por el orden seguido en el punto anterior, una serie de comentarios acerca de algunos de los proyectos que están actualmente en marcha de las diferentes tecnologías de aprovechamiento de energía undimotriz.

Figura 2.16. Imagen de dispositivos con tecnología OYSTER en el fondo del mar. Fuente: www.aquamarinepower.com.

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4.9.1. OWC

Como ejemplo de esta tecnología se tiene la instalación ya funcionando de 400 kW en la isla Pico, de Las Azores (Portugal), la cual se encuentra en la propia roca, próximo al mar. También en dicho país se tiene el proyecto DOURO de la planta con tecnología OWC integrada en el nuevo dique de Oporto (en la desembocadura del río Duero), promovida por EDP (Electricidad de Portugal), el Instituto Superior Técnico de Lisboa y el Instituto Portuario de Transportes Marítimos, donde se instalarán tres turbinas de 250 kW cada una, con una duración del proyecto 2006-2009.

El proyecto LIMPET (Land Installed Marine Powered Energy Transformer), que se inició con la instalación de una planta piloto de 75 kW la cual estuvo funcionado 10 años, consta de un dispositivo de 20 metros de ancho y de 500 kW de potencia (en dos turbinas de 250 kW cada una), desarrollado por la Queen´s University de Belfast y la empresa Wavegen de Reino Unido, instalado en la isla de Islay de Escocia, cuya electricidad generada podría abastecer a un total de 400 viviendas. La instalación al igual que la de Pico (Las Azores, Portugal), se encuentra en la propia roca, próximo al mar.

En Port Kembla (Australia), el proyecto que lleva el nombre del municipio donde se instaló, tiene una potencia total de 300 kW. La entrada de las olas es parabólica, con 40 metros de ancho, 20 metros de largo y una distancia focal de 5 metros. La central, que está apoyada sobre el fondo del mar, se encuentra unida a un rompeolas y puede producir la electricidad suficiente para satisfacer las

Figura 2.17. Instalación asociada al proyecto LIMPET en Escocia. Fuente: www.bwea.com.

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necesidades de un total de 50 viviendas de la zona. Este mismo sistema al instalado en Port Kembla, se podría instalar off-shore, y la única diferencia sería que la estructura debería flotar sobre la superficie del mar y el anclaje de ésta debería realizar en el fondo del mar.

En España también se tiene un proyecto basado en esta tecnología, pero se comentará más adelante, en el apartado correspondiente al desarrollo de esta energía renovable en España.

4.9.2. Convertidor KVAERNER

El aprovechamiento de la energía de las olas a partir de esta tecnología, hay un ejemplo instalado en las costas noruegas de Bergen, construido en el año 1985. La potencia de la instalación es de 500 kW, y produce energía eléctrica suficiente como para abastecer a una aldea de cincuenta casas.

4.9.3. TAPCHAN

El prototipo empleando esta tecnología se instaló en la ciudad noruega de Toftestallen. Tenía una potencia instalada de 400 kW y un desnivel de 4 metros por encima del nivel medio del mar. La

Figura 2.18. Recreación de un dispositivo con tecnología OWC similar al utilizado en Australia. Fuente: www.energetech.com.au.

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capacidad del embalse eran 8.500 m3 y la longitud del canal eran 170 metros. Funcionó correctamente durante seis años, teniendo que sufrir posteriormente reparaciones.

En Java (Indonesia), también hay un proyecto en marcha de 1,1 MW de potencia. La superficie del embalse son 7.000 m2 y el salto máximo son 4 metros.

4.9.4. PENDULOR

Hay que decir que los dispositivos que se han instalado para aprovechar la energía de las olas por este método, son de pequeña potencia, y sirve como ejemplo el existente en la ciudad japonesa de Hokkaido de 5 kW de potencia, que lleva funcionando desde 1994, aunque reemplazó al que previamente en 1983 también se instaló en el mismo lugar.

4.9.5. OSPREY

Con esta tecnología se llevó a cabo la instalación de una planta en Dounreay (Escocia), donde inicialmente se tenía una potencia de 2 MW, a 300 metros de la costa y en una zona de 14 metros de profundidad, pero en el año 1995 fue destruida por los temporales que se tuvieron en la zona donde se encontraba instalada.

4.9.6. Pato SALTER

No se conoce actualmente prototipo ensayado en mar abierto, sólo aquellos ensayados a nivel de laboratorio.

4.9.7. SEAREV

Al igual que para el caso anterior, todavía no se ha ensayado en mar abierto, tan solo se ha probado un dispositivo a escala 1:12 en el mayor banco de pruebas de Francia, situado en la Ecole Centrale de Nantes. Se prevé que para el año 2009 se construya un prototipo de 24 m x 12 m y un peso de 1.000 toneladas, y la energía eléctrica que pueda producir equivalga a la necesaria para abastecer a 200 hogares durante todo un año. Su ubicación todavía está sin definir, aunque es probable que se instale cerca de Loire (Francia).

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4.9.8. PELAMIS

En el año 2004 en la ciudad inglesa de Orkney, donde se encuentra el Centro Europeo de Energía Marina, se instalaron tres dispositivos de 250 kW de potencia unitaria.

La empresa propietaria de la tecnología, firmó en el año 2005 un acuerdo muy importante con un consorcio portugués, que se enmarca dentro del proyecto denominado “Aguçadoura”, y que consiste en la instalación inicialmente de tres Pelamis de 132 metros de largo y 750 kW cada uno, a una profundidad entre 43 y 47 metros. La idea es continuar con el desarrollo de esta tecnología y la instalación de nuevos Pelamis en las costas portuguesas, para que así en el otoño del año 2009 se puedan tener 25 Pelamis a una profundidad entre 60 y 70 metros, de tal manera que se produzca tal cantidad de energía eléctrica que pueda abastecer a 15.000 viviendas, evitando la emisión a la atmósfera de un total aproximado de 60.000 toneladas de dióxido de carbono.

Figura 2.19. Instalación en funcionamiento con tecnología PELAMIS. Fuente: www.pelamiswave.com.

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4.9.9. MIGHT WHALE

Un prototipo de 50 metros de largo y 30 metros de ancho, con tres turbinas, una de 50 kW y dos de 30 kW, se encuentra en la bahía japonesa de Gokasho, en una zona con una profundidad de 40 metros y a una distancia de la costa de 1,5 km, aproximadamente.

4.9.10. Balsa de COCKERELL

En el año 1974 se instalaron varios prototipos de 2 MW de potencia de dimensiones 50 metros de ancho y 100 metros de largo, al sur de Inglaterra, que posteriormente se retiraron.

4.9.11. WAVE PLANE

Este dispositivo fue diseñado en el año 1994 y ensayado en Japón en el año 2002, pero no se tiene constancia de ninguna otra experiencia práctica.

4.9.12. WAVE DRAGON

Un prototipo de 20 kW de potencia a escala 1:4,5, de 57 metros de ancho y de 261 toneladas de peso, se instaló en el año 2003 en las costas danesas de Nissum Bredning, en el mar del Norte, a una profundidad aproximada de 20 metros. La potencia del dispositivo a escala 1:1 sería de 3,8 MW. Recientemente, la empresa propietaria de la tecnología, ha firmado un acuerdo para el desarrollo de un proyecto demostrativo de producción de energía eléctrica a partir de este sistema, que consta de la instalación de una planta de 7 MW en el Oeste de Gales, cerca de Milford Haven, y que suministrará energía eléctrica para un total de 6.000 viviendas. Posteriormente se materializará un proyecto de una instalación de 77 MW, formada por 11 unidades y generando la cantidad de electricidad necesaria para abastecer a 60.000 hogares, siendo para ello una superficie necesaria de 5,5 km2, equivalente al 75% de la requerida para una parque eólico off-shore de la misma potencia.

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4.9.13. FWPV

A finales de la década de 1980, se llevó a cabo la construcción de una planta piloto de 110 kW de potencia, basada en esta tecnología y ubicada en la costa Oeste de Suecia, cerca de Estocolmo. A la vista de los ensayos realizados y de sus resultados, se prevé la instalación en Mu Mess, Islas Shetland, una planta de 1,5 MW de potencia, en una zona de una profundidad entre 50 y 80 metros y a una distancia de la costa de 500 metros.

4.9.14. Bomba flotante McCabe

En el año 1996 se instaló en la costa irlandesa de Kilbaha, un dispositivo que permitía generar 460.000 m3 de agua dulce, con olas de 2 metros de altura.

4.9.15. AQUABOY

En el año 2003 en la Bahía de Maca (Estados Unidos) se instaló un dispositivo de este tipo. La potencia nominal del dispositivo eran 250 kW, el diámetro de la boya 6 metros, la longitud del tubo 30 metros, y la profundidad del lugar donde se encontraba 50 metros.

Figura 2.20: Instalación con tecnología WAVE DRAGON en plena actividad. Fuente: www.wavedragon.net.

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4.9.16. OPT

En los inicios de 1997, se llevaron ensayos con esta tecnología en los océanos Atlántico y Pacífico. En los años 2004 y 2005 se construyeron sendas instalaciones empleando esta tecnología en la costa de Oahu de la Isla de Hawai y en New Jersey, respectivamente, ambas en Estados Unidos, aunque el proyecto más destacado es el de la costa cántabra, concretamente en Santoña, promovido por la empresa IBERDROLA, y que se comentará con más detalle más adelante en el apartado relativo a la situación de la energía undimotriz en España. En el Reino Unido se está estudiando la instalación de una planta de 10 MW de potencia máxima.

4.9.17. BRISTOL

El proyecto de planta empleando este dispositivo, que no se ha materializado, estaría formado por un total de 276 cilindros a 100 metros de longitud y 16 metros de diámetro, ubicados a una profundidad de 40 metros. El agua que bombearían lo enviarían a tres plataformas situadas por encima de la superficie del agua, dotadas de tres turbinas Pelton, sumando en total una potencia instalada de 120 MW.

4.9.18. AWS

Una planta piloto empleando esta tecnología se construyó en el año 2001 en Viana do Castello (Portugal), de una potencia máxima de 2 MW. El diámetro de la estructura es de 9,5 metros y la profundidad a la cual se instaló es de 43 metros.

4.9.19. Bomba de manguera sueca La instalación piloto con esta tecnología se instaló en 1983 en Vigna (Suecia), pero tras sufrir varias tormentas, se desistió seguir con la instalación, a pesar de haber demostrado su utilidad. 4.9.20. Bomba flotante sueca

Un ejemplo de esta tecnología se encuentra instalado en las costas danesas de Hanstholm, desde el año 1989.

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4.9.21. Rectificador RUSSEL

Actualmente no se tiene constancia de una planta piloto instalada empleando esta tecnología.

4.9.22. OYSTER

Un prototipo de esta tecnología se tiene previsto instalar en las Isla de Orkney, en Escocia.

4.10. Tecnología en España 4.10.1. Proyecto OCEANTEC (PSE-MAR)

En España el desarrollo de esta energía renovable puede alcanzar límites muy importantes en un futuro a medio y largo plazo, máxime con la longitud de costa apta para llevar a cabo proyectos de generación de energía eléctrica. Dicha situación motivó en el año 2004 una identificación de oportunidades en el sector de las energías marinas, de tal manera que a inicios del año 2005 se puso en marcha el PSE-MAR (Proyecto Singular y Estratégico-Energías Marinas), denominado “OCEANTEC”, liderado por la Corporación Tecnológica privada del País Vasco “TECNALIA”, donde los agentes tecnológicos son la propia TECNALIA, la UPC (Universidad Politécnica de Cataluña) y el CETMAR (Centro Tecnológico del Mar); los propietarios de tecnología y patentes son también TECNALIA, HIDROFLOT que tiene desarrolladas varias patentes, y PIPO SYSTEMS que tiene la patente del primer sistema de múltiple captación y transformación complementada. Finalmente, participan también del consorcio, empresas como GAMESA, IBERDROLA ENERGÍAS RENOVABLES, TAMOIN ENERGÍAS RENOVABLES, etc.

Según información publicada por TECNALIA, los hitos claves del mencionado proyecto, son los siguientes:

• 2005: Puesta en marcha del proyecto, definición de requisitos,

selección de la tecnología.

• 2006: Diseño conceptual, Modelización numérica, ensayos de laboratorio.

• 2007-2008: Construcción y prueba de un prototipo a escala mar.

• 2008-2009: Industrialización de un prototipo a tamaño real.

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• +2010: Plantas piloto con varios sistemas.

Como objetivos básicos del proyecto se encuentran el desarrollo

español de sistemas y equipos de captación y transformación de la energía de las olas, llevar a cabo pruebas con los desarrollos nacidos a partir del proyecto así como con cualesquiera otros tanto nacionales como extranjeros, y finalmente convertir a España en una potencia energética undimotriz.

Tal y como se ha comentado anteriormente, uno de los objetivos del mencionado proyecto, es el desarrollo de tecnología propia, y de ahí el nacimiento del mencionado “convertidor TECNALIA” o “captador OCEANTEC”, patente mundial registrada en el año 2006. Como características generales, hay que decir que es un sistema flotante que se somete al movimiento de cabeceo periódico provocado por la acción de las olas. Presentaría una ubicación fuera de la costa (off-shore) y su forma es alargada. El sistema captador se encuentra totalmente encapsulado y sin estar en contacto con el mar. Sería un buen desarrollo para ubicaciones en las que hubiera un flujo medio entre 20 y 30 kW/m (como por ejemplo toda la costa Cantábrica, Atlántica y Canaria). El prototipo que se está desarrollando, tendría una potencia de 500 kW, eslora de 50 metros y manga de 7 metros, funcionando un total de 2.400 horas equivalentes. Está prevista la industrialización de este prototipo durante un período de 24 meses, que comprendería los años 2008 y 2009.

4.10.2. Tecnologías y patentes españolas

Además de la anteriormente mencionada, diseñada en el marco del proyecto OCEANTEC, en España existen otras tecnologías y patentes que aprovechan la energía de las olas para la generación de energía eléctrica. Seguidamente, se comentarán brevemente cada una de ellas.

4.10.2.1. PIPO SYSTEMS

Sistema trivolumétrico patentado en el año 2004 y se trata de un sistema mecánico de captación de energía de las olas, como consecuencia del aprovechamiento de las siguientes fuerzas: boyantes (flotación), naturales del cambio de columna de agua (diferencial de presión), y de las fuerzas provocadas por la energía cinética. La profundidad requerida para este dispositivo oscila entre

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40 y 100 metros, y se obtiene energía a partir de alturas de olas de 20 cm.

4.10.2.2. HIDROFLOT

Idea desarrollada también por una empresa española, y consiste en una estructura semisumergida formada por boyas, que siguen el movimiento de la superficie del mar. Se recoge el empuje de todos los flotadores en una salida común, de tal manera que se tiene la máxima potencia eléctrica de salida.

4.10.2.3. CEFLOT

Consiste en crear un horizonte artificial alrededor de un sistema móvil, de tal manera que los elementos de la periferia se muevan según el movimiento de las olas.

Figura 2.21. Prototipo con tecnología español de HIDROFLOT. Fuente: www.hidroflot.com.

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4.10.2.4. BOYA ARLAS INVEST

Es consecuencia del proyecto MÉDOL, desarrollado por la UPC. Consiste en el aprovechamiento de la fuerza y el desplazamiento que genera el cable de sujeción de las boyas como consecuencia del movimiento de las olas, y que es transmitido a un generador eléctrico situado en la costa. Tiene la particularidad que todo el sistema de generación eléctrica se encuentra en tierra, a refugio de los temporales marítimos, por lo que el desgaste propio de los mismos se reduce a la mínima expresión posible.

4.10.3. Proyectos en España

Respecto a las tecnologías comentadas anteriormente, españolas e internacionales, se puede decir que se tienen ya en marcha varios proyectos comerciales de generación de energía eléctrica a partir del movimiento de las olas.

En España se tiene una instalación con tecnología OWC on-shore, y se trata del proyecto MUTRIKU (Guipúzcoa) en el País Vasco, promovido por el Gobierno Vasco, el EVE (Ente Vasco de la Energía) y la empresa WAVEGEN, cuya finalización está prevista para el año 2008, y que consiste en la instalación en el nuevo dique de 16 turbinas de 30 kW de potencia cada una, generando una electricidad equivalente al consumo de 1.000 personas aproximadamente y evitando la emisión a la atmósfera de 1.000 toneladas de CO2.

Otro proyecto que se encuentra muy desarrollado es el promovido por IBERDROLA ENERGÍAS RENOVABLES en Santoña (Cantabria), que consiste en el empleo de 10 boyas Powerboy, de tecnología OPT, 9 con una potencia de 150 kW y 1 boya de 40 kW. La distancia a la costa de la ubicación de las boyas serían 3-4 km, y el punto de conexión de evacuación de la electricidad generada es la línea de suministro al Faro del Pescador. El tiempo previsto de funcionamiento de la instalación son 2.067 horas equivalentes.

Finalmente, empleando la tecnología de PIPO SYSTEMS, se prevé la instalación a finales de 2008 o comienzos del año 2009 de un prototipo de 282 kW en el cabo gallego Silleiro.

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4.11. Evaluación del uso y potencial de la energía undimotriz 4.11.1. Generalidades

Sólo el 0,75% de la intensidad de radiación solar que llega a la Tierra genera los vientos, y estos transfieren a la superficie del mar únicamente el 40% de la energía que disponen, por lo que la energía de las olas es el 0,3% de la energía solar que llega a aquélla, es decir, 1 W/m2 al tener una constante solar media de 342 W/m2. Por tanto, el potencial total teórico de los mares es de 2.000 Gigavatios (2 Teravatios) de potencia instalada.

La energía de las olas es una energía muy concentrada (cinco veces más que la energía eólica y entre diez y treinta veces más que la energía solar), y con una intensidad media de la energía también elevada (la solar entre 100 y 200 W/m2, la eólica entre 400 y 600 W/m2 y las olas entre 2 y 3 kW/m2). Por tanto se trata de una forma de obtener energía con un gran potencial, siendo la densidad media mundial del orden de 8 kW/m de línea de costa, mientras que para zonas favorables el valor asciende entre 25 y 60 kW/m.

4.11.2. La situación en el mundo

Al finalizar este tema, se realizará un apartado conjunto con el resto de las energías marinas, donde se podrá comprobar el gran potencial que tiene este tipo de energías renovables en el mundo.

4.11.3. La situación en Europa

Al igual que se ha comentado anteriormente, en un apartado final del presente tema se presentan de manera conjunta resultados de objetivos de las diferentes energías renovables marinas en Europa. En dicha región, un documento importante que hay que considerar y estudiar con detenimiento es el titulado “Energía para el futuro: fuentes de energía renovables. Libro Blanco para una Estrategia y un Plan de Acción Comunitarios”, publicado en el año 1997.

El objetivo global que se consideró en el momento de la publicación del documento anterior, era duplicar la cuota de las fuentes de energías renovables y llegar al 12% en el año 2010. La energía de las olas, pertenecía a un grupo que no tenían importancia en esos años, más aun cuando se decía, que a pesar de existir otros tipos de energía renovables como la energía generada por el oleaje, entre otras, no tenían mercado en la Unión Europea. Pero en esos

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momentos ya se pensaba que podían tener interés esas energías minoritarias, y prueba bien evidente de esto es que se dijo que algunas de esas tecnologías indudablemente ofrecerán un potencial significativo en el futuro.

Partiendo de los estudios realizados en Europa sobre el potencial teórico disponible de la energía del oleaje, en la tabla 2.1 se muestran los valores más importantes para los países europeos que más destacan en la materia, diferenciando de los proyectos que se llevan a cabo en la costa (on-shore) o cerca de ella (near-shore), de los que se realizan a mar abierto u off-shore. A la vista de los resultados expuestos, se puede ver cómo Reino Unido es el país que más potencial por metro lineal posee, de ahí que sea un país pionero y a la cabeza en las investigaciones llevadas a cabo con esta tecnología. Alemania, es de todos los países mostrados, el que menor potencial tiene tanto para proyectos en costa o cerca de ella, como para los que se encuentren en mar abierto. Por lo que respecta a España, hay que decir que se encuentra en una situación intermedia de entre todas las mostradas.

País On shore-Near shore Off-shore

Alemania 0,3-0,5 0,9-1,4 Dinamarca 2-3 5-8

España 3-5 10-16 Francia 3-5 12-18 Grecia 1-2 4-7 Irlanda 7-11 21-32 Italia 3-5 9-16

Portugal 4-6 12-18 Reino Unido 14-21 43-64

En cualquier caso, sea el país que sea, el potencial de energía es máximo en mar abierto, perdiendo energía las olas al acercarse a la costa, demostrándose también sobre la base de los datos expuestos en la tabla 2.2.

Tabla 2.1. Potencial energético lineal procedente del oleaje en diferentes países europeos en función de la ubicación de los dispositivos en kW/m.

Fuente: Creus Solé, A. 2004.

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Profundidad (m)

Potencia disponible

(GW)

Energía disponible (TWh/año)

Potencia recuperable

(GW)

Energía recuperable (TWh/año)

100 80 700 10 87 40 45 394 10 87 20 36 315 7 61

Línea de costa < 30 < 262 0,2 1,75 TOTAL 191 1.671 27,2 236,75

En la tabla 2.3 se muestran las unidades instaladas en el año 2008

de cada tecnología en los distintos países de la Unión Europea.

Proyecto Estado Potencia

(MW) Entrada en

funcionamiento Francia

La Rance Operación 240 1966 Hydro-Gen En pruebas 0,01 2008

Reino Unido Limpet Operación 0,5 2000 Seaflow Operación 0,3 2003

Open Center Turbine Operación 0,25 2008 SeaGen Operación 1,2 2008

Pulse Hydrofoll En pruebas 0,1 2009 Sea Snall En pruebas 0,15 n.c.

Portugal OWC Pico Operación 0,4 1998

Wave Roller Operación 0,5 2007 Pelamis Parado temporalmente 2,25 2008

Dinamarca Wave Star Operación 0,0055 2006

Wave Dragon En pruebas 0,02 n.c. Poseidon En pruebas 0,14 2008

Irlanda OE Buoy Operación n.c. 2006 Wavebob Operación 0,35 2007

España Power Buoy En desarrollo 0,04 n.c.

Holanda Tocardo En desarrollo 0,045 n.c.

Italia Kobold System Operación 0,02 n.c.

TOTAL 246,2805

Tabla 2.2. Potencia y energía en las costas de Europa según la profundidad. Fuente: Creus Solé, A. 2004.

Tabla 2.3. Unidades instaladas de energía marina en la UE en 2008. Fuente: EurObserv´ER09.

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Como se puede comprobar en la tabla 2.3 Reino Unido, Dinamarca y Portugal son los principales países en energía marina en Europa. Aparece España con una experiencia desarrollada en Santoña (Cantabria).

4.11.4. La situación en España

Tanto en el Plan de Fomento de las Energías Renovables 2000-2010, como en el Plan de Energías Renovables 2005-2010, no se menciona a la energía undimotriz como fuente generadora de energía eléctrica en España. En el momento del cierre del presente documento, no se ha publicado el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables para el período 2010-2020, aunque es previsible, tal y como se ha anunciado, que ya aparezca en el mismo y sea el primer punto de partida para su desarrollo.

Por lo que respecta al futuro, se han recogido las cuestiones más destacadas para esta energía renovable en el trabajo realizado por la Universidad ICADE-ICAI para la Organización Greenpeace titulado “Renovables 2050. Un informe sobre el potencial de las energías renovables en la España peninsular”. En él se ha determinado la producción total de esta tecnología considerando una franja media de 5 a 30 km de distancia de la costa, donde también puede haber eólica off-shore (compartiendo las sinergias correspondientes entre ambas energías renovables), y así compartir los elementos necesarios de evacuación de la energía eléctrica producida. La potencia total que se podría instalar serían 134,03 GW, generándose una cantidad total de energía eléctrica de 329 TWh/año, teniendo una distribución autonómica del techo de potencia como se muestra en la tabla 2.3 (aprovechando toda la línea de costa). En el caso que en lugar de aprovechar el 100% de la potencia calculada disponible, se dispusiera por cuestiones técnicas y de restricciones medioambientales (cuyas tecnologías de aprovechamiento energético no afectarían demasiado por ser de bajo impacto ambiental e instaladas a una distancia de la costa como mínimo de 5 km) del 90%, la potencia instalada sería 84,4 GW y la energía eléctrica total generada sería 296 TWh/año. El reparto del techo de potencia en este último caso a nivel autonómico, aprovechando toda la línea de costa, se muestra en la tabla 2.4.

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Comunidades Autónomas %

Andalucía 26,4 Asturias 10,0

Cantabria 3,4 Cataluña 6,4 Galicia 44,2 Murcia 1,4


TOTAL 134,03 GW; 329 TWh/año

Comunidades Autónomas Pot. (GW) Andalucía 22,3 Asturias 8,4

Cantabria 2,9 Cataluña 5,4 Galicia 37,3 Murcia 1,2


TOTAL 84,4

V. ENERGÍA MAREOMOTRIZ O DE LAS MAREAS 5.1. Concepto

Se entiende por “mareas” el movimiento periódico de ascenso y descenso del agua del mar, producido por las acciones gravitatorias del Sol, principalmente por las de la Luna, así como por el movimiento de rotación de la Tierra.

La medición de las mismas se realiza con un instrumento conocido con el nombre de “mareógrafo”, situados en buques oceanográficos o en boyas permanentes, que mide los picos (pleamar) y valles (bajamar) de las mareas.

Tabla 2.4. Producción de energía eléctrica anual a partir de la energía de las olas. Fuente: Greenpeace. 2005.

Tabla 2.5. Reparto por Comunidades Autónomas del techo de potencia a partir de la energía de las olas. Fuente: Greenpeace. 2005.

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El mencionado fenómeno, que tiene lugar dos veces cada día y que es más visible en la línea de la costa, es particular de cada lugar, ya que en unos se dan unas condiciones más favorables que en otros, y por tanto la amplitud (que es así como se conoce la diferencia de cotas entre la pleamar y la bajamar), es mayor o menor respectivamente. Además, hay que tener en cuenta también que el intervalo entre dos pleamares no es de 12 horas, retrasándose cada día debido también a la variación del cénit que alcanza la Luna cada día. El Sol también interviene en la formación de las mareas, pero hay que decir que el período de las mismas es de veinticuatro horas. Debido a la distancia entre Sol-Tierra y Luna-Tierra, el efecto de la segunda es mayor que el del primero, aproximadamente el doble, a pesar que éste sea mayor en tamaño.

Ya se habló al inicio de este Tema, que las mareas que tienen lugar cuando el Sol, la Tierra y la Luna se encuentran en línea recta se conocen con el nombre de “mareas vivas de primavera o equinocciales”, y son aquellas en las que la amplitud de la marea es mayor. Por el contrario, cuando el Sol, la Tierra y la Luna se encuentran formando un ángulo recto, las mareas se conocen con el nombre de “mareas muertas o de cuadratura”, y son aquellas en la que la amplitud de la marea es menor. En aquellos lugares en los que la amplitud de la marea sea nula, se denominan “puntos anfidrómicos”.

5.2. Historia

El aprovechamiento de esta forma de energía es conocida desde antiguo, porque los egipcios ya utilizaban la energía extraída de las mareas para el movimiento de molinos. En Europa hay constancia de utilización de molinos de marea en Reino Unido en el siglo XI. En el Norte de España se conservan molinos de marea también construidos en los siglos XVII y XVIII.

Con la Revolución Industrial y la utilización de fuentes de energía baratas como el carbón y posteriormente el petróleo, se abandonaron por los costes de producción las investigaciones y los experimentos construidos para aprovechar esta energía renovable.

Ya en el siglo XX, y como consecuencia del aumento de las fuentes convencionales de energía primaria, se comenzó con el estudio a fondo de posibles ubicaciones donde instalar plantas mareomotrices. En América, en 1919 se decidió la construcción de una instalación de este tipo en el río Anápolis, que sirve de frontera entre Estados Unidos y Canadá. En dicho lugar se registraban mareas con una

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amplitud de 20 metros. La idea de ese proyecto se abandonó y en 1964 se volvió a retomar el proyecto aunque con ligeras modificaciones. En Europa por el contrario, las investigaciones tuvieron sus resultados rápidamente, y en el año 1966 se construyó en Francia una instalación de este tipo, y dos años más tarde, en 1968, otra instalación en la antigua URSS.


Seguidamente se van a comentar aquellas ventajas e inconvenientes que tienen el aprovechamiento energético de esta energía renovable.

I. Ventajas:

a) Presentan características similares a las plantas hidroeléctricas, por lo que la disponibilidad de las mismas en la generación de electricidad puede ser inmediata, todo ello en función de la rapidez que el sistema eléctrico requiera.

b) No generan ruido al entorno.

c) La generación de emisiones contaminantes a la atmósfera o al agua es nula, al igual que sucede con la energía hidráulica.

d) La energía renovable que generan es continua, es decir, el fenómeno de las mareas se tiene en cualquier lugar, momento del mes y del año.

e) Bajo coste de la materia prima para la generación eléctrica.

f) No están sujetas a la existencia o no de abundante agua, como por ejemplo ocurre en las centrales hidráulicas, en las que en los años de baja pluviometría, la cantidad de energía eléctrica producida es baja.

g) La vida útil de las instalaciones es muy superior a la de las centrales hidráulicas.

h) La construcción del dique generará una zona de agua más o menos estancada en forma de embalse, por lo que se produce un aumento del turismo hacia esa zona, con el consiguiente beneficio sobre la economía de la zona.

II. Inconvenientes:

a) Es necesaria una fuerte inversión.

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b) Este tipo de instalaciones no se pueden generalizar por todos los lugares marítimos, ya que es preciso que se den unas circunstancias particulares.

c) La operación de la planta es intermitente, por lo que el factor de capacidad o de carga de la misma es bajo, no superando generalmente el 35%.

d) La vida útil de la obra civil necesaria en los proyectos es de 120 años, mientras que la de los equipos es de 40 años.

e) La amplitud de las mareas es lo que condiciona de manera directa la rentabilidad de las instalaciones.

f) Este tipo de instalaciones deben tener una evaluación de impacto ambiental muy detallada y exhaustiva, ya que se pueden producir cambios en la salinidad del estuario, en la calidad del agua, etc., cuyos efectos se deben estudiar a fondo. Asimismo, el impacto paisajístico y visual es importante.

5.4. Clasificación de las mareas

Tal y como ya se ha comentado en varias ocasiones, la acción del Sol, de la Luna y la rotación de la Tierra, son los agentes causantes de las mareas. Seguidamente se procede a realizar la clasificación oportuna.

• Según el período:

a) De 12 horas aproximadamente: son los períodos típicos de

las mareas, provocados por la rotación relativa de la Tierra y de la Luna. Generalmente son conocidas con el nombre de “marea de tipo semidiurno”.

b) de 24 horas: se produce cuando el lugar se encuentra en una latitud elevada y el ángulo que forma La Luna o el Sol con el plano del ecuador es también elevado, de tal manera que ambos astros no alcanzan el horizonte, y por tanto se pierde una pleamar y una bajamar cada día. Este tipo de mareas se conocen con el nombre de “marea de tipo diurno”.

c) De 14 días: es el resultado de la superposición de la acción gravitatoria de la Tierra, la Luna y el Sol.

d) Marea mixta: se trata de una superposición de los tipos de mareas comentados anteriormente

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• Según la posición de la Tierra y de los astros:

a) Mareas vivas: se dan cuando se superponen el Sol, la

Tierra y la Luna. También se conocen con el nombre de “mareas de sicigias”. La situación es la representada en la figura 2.22. Los lugares en los que la amplitud de la marea es mayor se encuentran fundamentalmente en el Océano Atlántico, como en la provincia de Santa Cruz (Argentina), donde la amplitud es de 14 metros; en las bahías de Fundy (Canadá), donde se alcanzan valores de 15 metros; en el estuario del Severn (Gran Bretaña), donde se registran valores de 13,6 metros; en las bahías de Mont-Saint-Michel (Francia), donde se tienen amplitudes de 12,7 metros; y en el estuario del Rance (Francia), donde se tienen valores próximos a 13,5 metros.

b) Mareas muertas: se dan cuando los astros y el planeta Tierra se encuentran formados entre ellos un ángulo de 90º. La situación es la representada en la figura 2.23. Es escasa en lugares como el Mar Negro, en el mar Mediterráneo.

LUNA (Llena o Nueva)

SOL

TIERRA

Marea lunar

Marea solar

Figura 2.22. Marea viva. Fuente: Fernández Díez, P.

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Tanto en un caso como en otro, hay que decir que la llegada de la

pleamar y de la bajamar provocan la existencia de unas corrientes denominadas “flujo” y “reflujo”, respectivamente, y tiene la particularidad de ser esta segunda más breve en el tiempo que la primera.

5.5. Energía de las mareas

Como ya se ha comentado a lo largo del presente Tema, se puede decir que el aprovechamiento de la energía de las mareas deriva del aprovechamiento de la energía potencial del agua del mar. Dicho aprovechamiento debe llevarse a cabo en aquellos lugares en donde la diferencia de cota entre la pleamar y la bajamar, es decir, una amplitud de marea, sea como mínimo de 5 metros.

Los lugares en donde ocurra la premisa anterior son pocos, pero además, se debe dar la circunstancia que la cantidad de agua retenida durante la pleamar sea lo suficientemente grande, como para que haga rentable la instalación de una planta de aprovechamiento de energía mareomotriz. Además, hay que tener en cuenta que se debe construir un dique para separar la zona de agua embalsada del resto, por lo que dicha construcción debe ser fácil de realizarse desde un punto de vista técnico y que no genere

LUNA (Cuarto creciente o cuarto menguante)

SOL

TIERRA

Marea lunar

Marea solar

Figura 2.23. Marea muerta. Fuente: Fernández Díez, P.

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importantes impactos ambientales que impidan las instalaciones. En este dique se instalarán las compuertas, las turbinas, los generadores y los demás equipamientos necesarios para la producción eléctrica.

Por tanto, como se puede ver, sumando todos los requisitos comentados anteriores, permite demostrar que los lugares aptos para llevar a cabo una instalación de energía mareomotriz son pocos.

Si lo que se pretende es determinar la potencia teórica real de un lugar con cierto recurso mareomotriz, hay que tener en cuenta que es función de la superficie que se tiene disponible para embalsar, así como de la amplitud de marea y de la densidad del agua del mar. De manera general, se puede considerar la siguiente expresión:

E (kW) = 226 x A x a2 siendo “E” la energía potencial estimada

para un ciclo de marea de aproximadamente 6,2 horas, “A” la superficie embalsada en km2, “a” la altura máxima del embalse en metros.

Se puede también considerar la acción de un bombeo adicional

durante la pleamar, de tal manera que se aumente la producción eléctrica en la bajamar. En este caso, hay que tener en cuenta que se incurre en un consumo de energía eléctrica.

Hay que tener en cuenta que el rendimiento de una central mareomotriz está alrededor del 25%.

5.6. Aprovechamiento de las mareas

La producción de energía eléctrica como consecuencia de las mareas, se produce de manera cíclica, al igual que tienen lugar las mareas. Como consecuencia del aumento del agua embalsada durante la pleamar, se generan unas diferencias de presión entre ambos lados del dique, de tal manera que fluye agua de la zona de mayor presión a la de menor presión, haciendo girar una turbina, de manera similar a lo que ocurre en una central hidroeléctrica.

Las turbinas que se instalen en el dique pueden funcionar en un sentido o en los dos. En función de esto, así como de la existencia de un bombeo para aumentar la cantidad de agua embalsada, se puede realizar la clasificación de los ciclos del modo que a continuación se explica.

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5.6.1. Ciclo de simple efecto

Se trata de aquel ciclo que se da en las instalaciones en las que sólo hay un almacenamiento, y la generación de energía eléctrica tiene lugar o en el reflujo o en flujo, es decir:

• generación eléctrica durante el reflujo (bajamar): cuando el

llenado del almacenamiento tiene lugar con las compuertas abiertas y el vaciado, por tanto, con compuertas cerradas y con turbinación.

• generación eléctrica durante el flujo (pleamar): el llenado del almacenamiento tiene lugar con las compuertas cerradas y por tanto con turbinación, y el vaciado con las compuertas abiertas.

La diferencia entre un sistema y otro está en el rendimiento, siendo

menor en el segundo caso, ya que el embalse tiene niveles más bajos y con capacidad de almacenamiento menor.

Por tanto, a la vista de lo comentado anteriormente, si se decide la construcción de una central mareomotriz de simple efecto, sería más recomendable la producción de energía eléctrica cuando el agua almacenada fluya de la bahía o estuario al mar. Las turbinas que son necesarias son las de hélice de flujo axial y alta velocidad específica.

Generalmente, el funcionamiento de las turbinas no comienza en el mismo momento que cesa la pleamar. Suele haber un período de receso, incluso de hasta 3 horas, hasta que verdaderamente se alcance una diferencia de cotas lo suficientemente amplia como para que sea justificada la turbinación. Posteriormente, la producción de energía eléctrica tiene lugar durante 5 o 6 horas (cuando el agua fluye del estuario o bahía al mar, si es al revés la producción eléctrica tiene lugar durante menor tiempo), que al darse dos ciclos diarios, la generación diaria de energía eléctrica serían 10 o 12 horas, que además irían variando cada día. Esto último es importante, ya que la generación de energía eléctrica no sería gestionable, es decir, no se podría considerar para aquellos momentos en los que la demanda de electricidad sea mayor, sino que según se produce se tiene que verter a la red. Ésta es una diferencia importante frente a la hidráulica, que sí se podría considerar gestionable, precisamente porque se puede jugar con el momento de la generación eléctrica, en función de la demanda, a no ser que por cuestiones técnicas haya que desaguar un pantano para evitar inundaciones.

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Ejemplos de instalaciones de simple efecto se tienen en las centrales de Fundy y de Kislaya, que se comentarán más adelante.

5.6.2. Ciclo de doble efecto

Se trata de aquellos casos en los que la producción eléctrica se produce durante el llenado y durante el vaciado del estuario o de la bahía. Las turbinas que se pueden utilizar son tanto reversibles como no reversibles, aunque para este segundo caso es preciso la construcción de canales de entrada y de salida, con el fin de conservar siempre el mismo sentido de circulación del agua, siendo más caro y complejo que si se instalan tuberías reversibles.

En el caso del doble efecto, se disminuye el rendimiento de las turbinas, ya que no se puede optimizar a las turbinas y al caudal, pero incluso así se consigue una mayor producción energética (18% más aproximadamente), por aumento del factor de utilización de aquéllas. En el caso de utilizar turbinas reversibles, el tiempo de funcionamiento de las mismas es de 6-7 horas por ciclo (entre 12 y 14 horas diarias), siendo los tiempos de espera entre 2 y 3 horas por ciclo.

5.6.3. Ciclo de acumulación por bombeo

Son aquellas instalaciones que producen energía eléctrica tanto durante el llenado como durante el vaciado del estuario o de la bahía. Asimismo, también se pueden utilizar a las turbinas reversibles que se instalen como bombas de elevación, de tal manera que se pueda elevar agua del mar al lugar de almacenamiento.

Hay que decir, que en este caso se aumenta la gestionabilidad de la que antes de hablaba, ya que la producción de energía eléctrica no sólo se produce cuando tienen lugar las pleamares y bajamares de manera natural, sino que parte también se puede producir en aquellos momentos en los que la demanda del sistema eléctrico sea mayor. Asimismo, con este sistema se puede tener mayor cantidad de energía eléctrica producida en aquellos momentos en los que el precio de la electricidad es mayor, y por tanto, los ingresos de la planta son mayores. De manera global, la cantidad de electricidad generada aumenta en el entorno del 10% respecto a un sistema normal de doble efecto.

Un ejemplo único en el mundo y existente en la actualidad de instalación de aprovechamiento de las mareas mediante ciclo de

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doble efecto y acumulación por bombeo, es la central de Rance, en Francia, que se comentará más adelante.

5.6.4. Ciclos múltiples

Se trata de generar electricidad durante un mayor número de horas mediante la utilización de varios embalses que acumulen agua a diferente cota, pero para ello es necesaria una mayor obra civil y una mayor inversión, por lo que se han ido desechando como idea. Un proyecto de este tipo fue el que se pensó inicialmente en la bahía del Mt-St-Michel, que se comentará en otro apartado.

5.7. Sistemas generadores: turbinas

Según se ha ido comentado a lo largo del presente apartado de energía mareomotriz, la amplitud máxima de marea está aproximadamente en 15 metros, por lo que las turbinas que se tienen que instalar en las plantas de aprovechamiento energético de las mareas, deben poseer una velocidad de giro lo más elevada posible, poseyendo un rendimiento adecuado, y con unas características aceptables respecto a la cavitación.

Seguidamente, se hace una pequeña clasificación de los tipos de turbinas que se pueden instalar en plantas mareomotrices.

a) Turbinas bulbo axial: consiste en una turbina de flujo horizontal

conectada a un generador, estando todo cerrado en un recinto en forma de bulbo y sumergido en el agua, por lo que el acceso a ella es difícil. Actualmente se están construyendo con rotores de hasta siete metros y medio de diámetro, y potencias de hasta 60 MW. En este caso, la turbina admite flujos en ambos sentidos.

b) Turbina tipo “Straflo” de rotor anular: turbina de flujo horizontal, en la que el generador de tipo anular circunda los álabes de aquélla, de tal manera que se consigue un mayor rendimiento. El alternador va dispuesto alrededor del rodete y se forma una única unidad compacta, interesante desde un punto de vista económico y de obra civil. El acceso a la turbina es más fácil, pero tiene como contrapartida que no se puede utilizar como bomba de agua del mar al estuario o bahía.

c) Turbina tubular: se trata de una turbina tipo Kaplan de flujo axial, a la cual se encuentra conectado el generador a través de

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un largo eje, lo que permite que esté fuera del agua. Por medio de un sistema multiplicador se aumenta la velocidad de giro del multiplicador, y se puede utilizar tanto para generar energía eléctrica como para bombear agua del mar al estuario o bahía.

5.8. Proyectos 5.8.1. Generalidades

Hay que tener en cuenta que antes de comenzar con un proyecto de energía mareomotriz hay que realizar un estudio de viabilidad, en donde los parámetros básicos que se consideren sean los siguientes:

a) Longitud del dique.

b) Superficie del embalse.

c) Nivel mínimo del agua.

d) Amplitud de la marea, siendo ésta el factor más determinante a la hora de justificar el proyecto o no de una instalación mareomotriz.

Existe un parámetro que permite determinar el grado de

optimización del proyecto, y se conoce como “Ratio Gibrat”, definido como la longitud total del dique dividido entre la energía eléctrica producida, en kWh. Cuando más pequeño sea dicho índice, mejor será para la rentabilidad del proyecto. Tomando como ejemplos las instalaciones existentes, para la planta de Rance el Ratio es de 0,36, para la planta de Devern es de 0,87, y para la planta de Fundy es de 0,92.

En la actualidad el desarrollo de proyectos con este tipo de energía renovable es muy reducido, ya que como se ha visto no se puede generalizar, y sólo son unos pocos los lugares que presentan unas condiciones adecuadas donde se pueda realizar un estudio de viabilidad con resultados satisfactorios. Además, hay que tener en cuenta que el coste de generación es elevado si se compara también con otras energías renovables, de ahí la posición minoritaria en orden de importancia que ocupa frente al resto de energías renovables.

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5.8.2. Instalaciones 5.8.2.1. En funcionamiento 5.8.2.1.1. Central de Rance

Es una instalación que se comenzó a construir en el año 1961, aunque no entró en funcionamiento hasta el año 1967, ubicada en la Bretaña francesa, en la ría del Rance.

Se trata de una instalación del tipo de doble efecto, y en donde se puede llevar a cabo también almacenamiento por bombeo. La amplitud de la marea en esta zona es de 13,5 metros, aproximadamente, y el volumen de agua de mar que puede penetrar en el estuario alcanza los 20.000 m3/seg. La superficie del estuario limitada por el dique es de 22 km2, y su capacidad de almacenamiento de agua es de 184 millones de metros cúbicos entre pleamar y bajamar.

El dique que se construyó al efecto tiene una longitud de 700 metros de largo, con 24 metros de ancho y 27 metros de alto (15 sobre el nivel medio del mar). En él, existen 6 compuertas de 15 metros de longitud cada una y 10 metros de altura. También hay en el dique una esclusa que permite la navegación para pequeños barcos entre el mar y el río.

En el propio dique se encuentran todos los elementos necesarios para que la central funcione: generadores eléctricos, talleres de reparación, turbinas, etc. Respecto a estas últimas, se puede decir, que hay un total de 24 de tipo bulbo reversibles de 10 MW de potencia y caudal máximo 275 m3/seg en turbinaje cada una. La cantidad de energía eléctrica neta producida al cabo de un año viene a ser de aproximadamente 550 GWh (500 GWh en turbinaje directo y 50 GWh en turbinaje inverso), lo que equivale aproximadamente a un total de 300.000 barriles de petróleo, cifra nada desdeñable tampoco para el cambio climático. La cantidad de energía eléctrica consumida en el bombeo es de 65 GWh, aproximadamente, un 10% de la generada.

5.8.2.1.2. Central de Kislaya

Puesta en servicio en 1968 como planta piloto para ser posteriormente ubicada en Penzhinsk, se trata de una instalación que se encuentra ubicada en la bahía de Kislaya, en el mar de Barentz, Rusia. Posee una amplitud media de 2,4 metros (entre 1,1 y 4

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metros), y el embalse es de 1,1 km2. Posee dos turbinas de tipo bulbo de 4 MW, por lo que la cantidad de energía eléctrica generada es de poca importancia cuantitativa.

5.8.2.1.3. Central de la bahía de Fundy

Es una instalación ubicada en el río Anápolis, en la frontera de Estados Unidos y Canadá, donde se alcanzan amplitudes de marea superiores a las comentadas para Rance, cercanas a 15 metros.

En ella hay un dique de 46,5 metros de longitud y 30,5 metros de altura. Hay una única turbina instalada de 18 MW de potencia del tipo Straflo, cuyo consumo es de 408 m3/seg, y sólo puede girar en un único sentido.

5.8.2.1.4. Otras

Otras instalaciones en funcionamiento son las existentes en China, construidas en 1961 y 1980, con amplitudes de marea de 7 y 7,1 metros, superficie embalsada de 1,8 y 2 km2, y potencia instalada 1,2 y 3,2 MW, respectivamente.

5.8.2.2. En proyecto 5.8.2.2.1. Proyecto de las Islas Chausey

Ubicada la instalación en la bahía de Saint Michel, Francia, donde la amplitud de la marea es de 15 metros, se tendrían diques de 55 km de longitud, con alturas entre 30 y 40 metros, y donde se tendrían dos estanques de 1.100 km2 cada uno, generando en total entre 30 y 40 TWh/año de energía eléctrica. Se instalarían 300 grupos de 40 MW cada uno, lo que permitiría producir 27 millones de MWh/año. Debido a la elevada inversión necesaria, a la duración de la construcción de toda la infraestructura necesaria (10 años aproximadamente), y al elevado impacto ambiental generado, se desechó esta opción por el elevado coste que tendría el kWh generado.

5.8.2.2.2. Proyecto de la bahía de Lumbovsky

Estaría ubicada en la costa de la Península de Kola, entre el mar Báltico y el mar de Barentz, Rusia, en donde se tiene una amplitud de marea de 7 metros. En este caso, se construirían dos diques de 7 km

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de longitud total, 22 compuertas y 60 turbinas de tipo bulbo axial de 6 MW cada una.

5.8.2.2.3. Proyecto de la bahía de Mezen

En el entorno del proyecto anterior, con una amplitud de marea de 9 metros, un dique de 17 km de longitud, un embalse de 2.650 km2, una potencia instalada de 10.000 MW y una producción anual de 32 millones de MWh/año.

5.8.2.2.4. Proyecto de la bahía de Tugur

Situada en el mar de Ochotsk, Rusia, su amplitud de marea es de 8 metros. La potencia a instalar sería de aproximadamente 9.000 MW, con un embalse de 1.800 km2 y un dique de 36 km de longitud, lo que implicaría la producción aproximada de 20 TWh/año.

5.8.2.2.5. Proyecto de la bahía de Penzhinsk

También ubicada en la zona comentada para la instalación anterior, en este caso se tienen amplitudes de marea superiores a los 13 metros. En este caso, se han propuesto dos opciones: en una de ellas el dique es de 31,5 km, con una potencia instalada de 35.000 MW y un embalse de 6.800 km2; en la segunda opción planteada, el dique tendría 72 km de longitud, un embalse de 20.000 km2 y una potencia total instalada de 100.000 MW.

5.8.2.2.6. Proyecto en la bahía de Fundy

Como se ha comentado anteriormente, hace de frontera entre Estados Unidos y Canadá. Por lo que respecta a la parte canadiense, en Minas Basin, se ha proyectado en una zona donde la amplitud media de la marea es de 12 metros, la instalación de una central de 5.500 MW de potencia, con turbinas de tipo Straflo, para un caudal de 55.000 m3/seg. Por otra parte, en la parte americana, Estados Unidos, ha proyectado llevar a cabo una instalación de 12 MW con dos turbinas de 6 MW de potencia cada una.

En Canadá hay otras zonas donde también se pueden llevar a cabo proyectos de aprovechamiento de la energía de las mareas. En Ensenada Walcott, hay una amplitud de marea de 7 metros, una superficie de embalse de 260 km2, y una potencia estimada de 2.800 MW. En Cobequid, hay una amplitud de marea de 12,4 metros, un

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embalse de 240 km2 de superficie y una potencia estimada a instalar de 5.338 MW. En Cumberland, hay una amplitud de marea de 10,9 metros, una superficie de embalse de 90 km2 y una potencia estimada a instalar de 1.400 MW. En Shepody, existe una amplitud de marea de 10 metros, una superficie de embalse de 115 km2 y una potencia estimada de 1.800 MW.

Respecto a Estados Unidos, en Turnagain Arm hay una amplitud de marea de 7,5 metros, una superficie para el embalse de 6.500 km2 y una potencia estimada para instalar de 16.600 MW.

5.8.2.2.7. Proyecto en el estuario del Severn

En Reino Unido, cerca de la ciudad de Bristol, existe una amplitud de marea de 16 metros, donde a partir de la construcción de un dique de 16,3 km de longitud que una Brean Down y Lavernok Point, permitiría tener un embalse de 500 km2, de tal manera que se podría tener una potencia total de 8.640 MW, como consecuencia de la instalación de 216 turbinas de tipo Straflo de 40 MW cada una, produciendo anualmente una cantidad de energía de 14,4 TWh/año. Este proyecto está actualmente algo parado, fundamentalmente por el importante impacto ambiental que ocasionaría esta central.

En Reino Unido también se han estudiado otras posibles ubicaciones para tener centrales mareomotrices. Lugares como Loughor con una potencia de 5 MW; Wyre con 64 MW, amplitud de marea de 6 metros y superficie de embalse de 5,8 km2; Conwy con 33 MW, amplitud de marea 5,2 metros y superficie de embalse 5,5 km2; Mersey con 700 MW, amplitud de marea 6,5 metros y superficie del embalse 61 km2; y Duddon con 100 MW, amplitud de marea de 5,6 metros y superficie del embalse 20 km2, son ejemplos de posibles lugares donde se puede producir electricidad procedente de las mareas.

5.8.2.2.8. Proyecto del Golfo de San José

En Argentina, en el golfo de San José la amplitud de la marea que se tiene en la zona es de 5,9 metros, el intervalo entre pleamar y bajamar es de 5 horas, la superficie del embalse 778 km2, y la potencia instalada serían 5.040 MW.

Existen también otros proyectos en Argentina en lugares como Golfo Nuevo, donde la amplitud de la marea es de 3,7 metros, la superficie de embalse es de 2.376 km2, y la potencia a instalar serían 6.570 MW. En Río Deseado, la amplitud de la marea es de 3,6

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metros, la superficie de embalse es de 73 km2, y la potencia estimada de 180 MW. En Santa Cruz, hay una amplitud de marea de 7,5 metros, una superficie de embalse de 222 km2, y una potencia estimada de 2.420 MW. Finalmente, en Río Gallegos, hay una amplitud media de la marea de 7,5 metros, una superficie del embalse de 177 km2, y una potencia estimada de 1.900 MW.

5.8.2.2.9. Otros proyectos internacionales

En Australia, en la bahía de Securit, hay una amplitud de marea de 7 metros, una superficie para el embalse de 140 km2, y una potencia estimada de 1.480 MW.

En la India, los golfos de Khambat y Kutch son lugares aptos, donde las amplitudes de marea existentes son 6,8 metros y 5 metros, respectivamente, así como una potencia estimada para cada uno de ellos de 1.970 MW y 170 MW, respectivamente.

En Corea, en Garolim hay una amplitud de marea de 4,7 metros, una superficie para el embalse de 100 km2 y una potencia estimada para instalar de 400 MW.

5.8.2.2.10. Proyecto en España

Se ha estudiado la posibilidad de llevar a cabo una instalación de aprovechamiento de la energía de las mareas, con dos estaciones, en las rías de Astillero y Boo. Es difícil que esta instalación se materialice en España, por la fuerte presión que hacen los grupos ecologistas, debido al impacto ambiental que estas instalaciones causan en el entorno.

5.9. Evaluación del uso y potencial de la energía mareomotriz

Al finalizar este tema, se realizará un apartado conjunto con el resto de las energías marinas, donde se podrá comprobar el gran potencial que tiene este tipo de energías renovables en el mundo.

En Europa no se tiene establecido un potencial de este tipo de energía, así como tampoco en España, ya que en la primera tiene más importancia las olas, y en la segunda debido al escaso recurso existente.

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VI. ENERGÍA DE LAS CORRIENTES MARINAS 6.1. Concepto

Las “corrientes marinas” son aquellos fenómenos similares a las corrientes aéreas, pero con un fluido diferente, agua en lugar de aire. Son originadas por varias causas, entre otras las diferencias de salinidad o de temperatura, así como la influencia de las mareas.

La energía cinética que poseen dichos fenómenos se puede aprovechar en energía mecánica, al igual que ocurre con los aerogeneradores, transformándose posteriormente en energía eléctrica.

Hay que decir que los valores ideales a partir de los cuales resulta interesante el aprovechamiento de esta energía renovable son 2-2,5 m/seg. Asimismo, la densidad de energía de las corrientes marinas es cuatro veces superior a la proporcionada por las centrales eólicas, es decir, una hélice sumergida de 15 metros de diámetro, proporciona la misma cantidad de energía que un aerogenerador con un diámetro de pala de 60 metros.

Figura 2.24. Recreación de un parque que aprovecha las corrientes marinas. Fuente: www.ocsenergy.anl.gov.

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En toda Europa existen más de 100 lugares donde es susceptible el aprovechamiento energético de las corrientes marinas, encontrándose los mejores lugares en países como el Reino Unido, Irlanda, Francia, España, Italia y Grecia.

6.2. Historia

Fue en el año 1932 cuando Darrieus diseñó un sistema que podía moverse ante la existencia de un flujo de aire o de agua. Pero no fue hasta el año 1978, cuando verdaderamente se pusieron los cimientos que permitieron años más tarde, 1982 y 1983, llevar a cabo proyectos de aplicación directa al agua. Entre 1980 y 1982, también tuvo lugar el desarrollo de una turbina para corriente fluvial de 3 metros de diámetro para bombear agua de riego en el río Nilo (Egipto). En el año 1988 se instaló una turbina de 1,5 metros de diámetro y 3,5 kW de potencia en el estrecho de Kurashima (Japón).

Este sistema de obtención de energía comenzó a despertar interés, y fue entre los años 1992 y 1993 cuando se llevaron a cabo estudios para determinar la existencia del recurso energético, como por ejemplo en Reino Unido. En el año 1994 en Escocia, se instaló una turbina de 15 kW de potencia y 3,5 metros de diámetro.

Las turbinas que a partir de la mitad de la década de 1990 se comenzaron a ensayar, tenían un tamaño mediano, entre 10 y 15 metros de diámetro, y una potencia entre 200 y 700 kW. Prueba de lo dicho anteriormente, es que en el año 2003 se instaló una turbina en Lynmouth (Inglaterra), con 11 metros de diámetro y 300 kW de potencia.


Al igual que para otros sistemas energéticos, esta tecnología tiene ventajas e inconvenientes que a continuación se comentan.

I. Ventajas:

a) La densidad energética frente a otras energías renovables como la eólica es mayor.

b) Facilidad de predecir la disponibilidad.

c) El factor de capacidad de esta energía renovable es muy superior también al de otras energías renovables, pudiendo llegar incluso a ser el doble.

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d) Todo el sistema de generación eléctrica (salvo las turbinas), se encuentran fuera del agua, lo que produce un aumento de la vida útil del mismo.

e) El impacto medioambiental de este tipo de aprovechamientos energéticos es mínimo, tanto desde un punto de vista paisajístico, sonoro, como de polución atmosférica.

f) La afección sobre la instalación después de una tormenta marina no es de manera directa.

II. Inconvenientes:

a) Se trata de una energía renovable de origen marino poco conocida y estudiada.

b) Es una tecnología cara por el momento actual, tanto desde el punto de vista de los costes de instalación como de los de mantenimiento.

c) No se puede generalizar su implantación, por lo que su techo de potencia vendría dado por los mejores enclaves para llevar a cabo dicho aprovechamiento energético.

Figura 2.25. Recreación de una posible instalación de aprovechamiento de corrientes marinas. Fuente: www.marineturbines.com.

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d) Su aprovechamiento tiene lugar en zonas que son de elevado tránsito marítimo, como en estrechos y en las desembocaduras de los ríos.

6.4. Energía de las corrientes

En primer lugar, y tal y como se ha comentado anteriormente, las corrientes marinas serán aprovechables en aquellos lugares en los que la velocidad de las mismas esté entre 2 y 2,5 m/seg.

La manera de calcular la potencia extraída de las corrientes marinas, se basa teniendo en cuenta la siguiente expresión:

P = ½ x ρ x A x V3 siendo “A” la sección transversal de la turbina que se utilice para el aprovechamiento energético, “ρ” la densidad del agua y “V” la velocidad de la corriente. 6.5. Tecnología de aprovechamiento de las corrientes

El aprovechamiento de esta energía renovable se produce de la misma manera que para el caso de la energía eólica, con la diferencia que el medio no es el aéreo y sí el marino.

En este caso, el rotor va sujeto a una estructura que se encuentra apoyada sobre el fondo del mar o bien flotando, pero en cualquier caso próximo a la superficie para así poder aprovechar al máximo la zona de máximas corrientes. Si se elige el primer caso, es preciso que se prepare el fondo marino, y normalmente se tiene cuando las aguas son poco profundas (entre 20 y 30 metros de profundidad). Si por el contrario se elige el segundo caso, es necesario sujetar la estructura al fondo del mar para evitar en todo momento su desplazamiento y la pérdida de eficiencia energética, y se puede encontrar tanto en lugares de aguas poco profundas como de importante profundidad (superiores a los 50 metros).

Los dos tipos de rotores que se emplean en este tipo de energía marina son los siguientes:

a) Axial: de eje horizontal. El funcionamiento de este tipo de

turbinas es similar al de un aerogenerador eólico, pero es el flujo marino el que propicia el movimiento del rotor.

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b) De flujo cruzado o cross-flow: de eje vertical.

El desarrollo y la aplicación de los dos tipos de rotores se ha

llevado a cabo, gracias a diferentes proyectos, que en el próximo apartado se comentarán.

Existen otros dispositivos distintos a las turbinas tradicionales comentadas anteriormente, que se están investigando y que se pretenden instalar, para el aprovechamiento de las corrientes marinas y su correspondiente generación eléctrica. Uno de esos sistemas es el conocido como “Hydrovisión”, que consiste en dos generadores que se accionan cada uno de ellos por un par de turbinas de 15 metros de diámetro, generando una potencia de aproximadamente 500 kW por unidad. El sistema va anclado al fondo del mar y está orientado en la dirección de máximo aprovechamiento de recurso. La producción anual estimada es de 3-5 GWh y el tiempo de vida estimado de 25 años.

Figura 2.26. Recreación de una torre de aprovechamiento de las corrientes marinas. Fuente: www.marineturbines.com.

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Se ha diseñado también un dispositivo conocido con el nombre de “Sea Snail”, capaz de generar 150 kW de potencia y ubicado también en el fondo del mar. La turbina, que se sitúa en el centro de todo el dispositivo, está rodeada por elementos en forma de ala, cuya misión es la de crear una fuerza descendente según pasa la corriente por encima de ellos y moviéndose de manera oscilatoria con la marea.

Finalmente, los últimos diseños en turbinas para el aprovechamiento de la energía de las corrientes marinas se conocen con el nombre de “turbina semisumergida”, y consiste en un poste vertical y con sujeción mediante un mástil inclinado que es el que se encuentra apoyado en el fondo del mar. Posee dos rotores de potencia variable, que pueden trabajar a más o menos profundidad, pero siempre uno encima del otro. El poste vertical sobre el que se sustentan los rotores puede pivotar sobre la horizontal con la ayuda de una boya flotante, y de esa forma se pueden orientar las turbinas en función de la dirección de las corrientes. También se pueden orientar verticalmente para realizar las labores de mantenimiento que correspondan.

6.6. Proyectos

A finales del siglo XX y a comienzos del siglo XXI, se han llevado a cabo la mayoría de los proyectos más importantes de energía a partir de las corrientes marinas.

Fue a finales del año 1990, cuando en el estrecho de Messina (Italia) se desarrolló un prototipo de 130 kW de potencia y palas de 6 metros de diámetro, que empleaba una turbina tripala de flujo cruzado tipo “Kobold”, montada sobre una estructura flotante y sujeta al fondo del mar. La producción de energía eléctrica era independiente al sentido de la corriente.

En 1994 se llevó a cabo la instalación en Loch Linnhe (Escocia), de un rotor de tipo axial flotante de 3,5 metros de diámetro, que con una velocidad de 2,25 m/seg, se alcanzó una potencia de 15 kW.

Entre 1994 y 1995, en las proximidades de las Islas Orkney y Shetland, presentes en Reino Unido, se valoró la posibilidad de tener una instalación de aprovechamiento de corrientes marinas. Para ello se dimensionaron unas turbinas de aproximadamente 200 kW de potencia, con un diámetro de 15 metros y un factor de carga entre el 45% y el 55%. Asimismo, se determinó también el coste energético de cada unidad generada.

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En el año 2002 se instaló en la ciudad escocesa de Yell Sound (Islas Shetland), un prototipo de 150 kW de potencia y que genera electricidad con corrientes de 2 m/seg. Se trata de un dispositivo en forma de ala de avión de 20 metros de ancho y 24 metros de alto, que oscila con las corrientes marinas variando su ángulo de inclinación de manera ascendente y descendente, lo que posibilita accionar unos cilindros hidráulicos con aceite a presión, el cual se dirige a un motor conectado a un generador. Como la producción de energía eléctrica es en forma continua, posteriormente y ya en tierra, se transforma a corriente alterna.

Entre 2003 y 2004 se instaló en Lynmouth, en el estuario inglés del

Severn, una turbina bipala de 0,3 MW y un diámetro de 11 metros, conocido como proyecto “Seaflow”. La torre se encontraba anclada al fondo del mar, de tal forma que para el mantenimiento era necesario el ascenso de las palas. La particularidad de esta instalación, es que el rotor se puede girar completamente, para que las palas estén siempre de manera frontal a la dirección y sentido de la corriente. Posteriormente, en el año 2006 se comenzó la segunda fase del proyecto, mediante la instalación de un rotor bipala de 16 metros de diámetro, pudiendo producir un total de 1 MW y funcionamiento en los dos sentidos de la corriente marina. La tercera fase del proyecto consistiría en tener un parque de turbinas para aumentar la potencia instalada.

De cara a un futuro, existe un proyecto francés denominado “Hydrolienne”, que prevé la instalación de turbinas en la costa de Bretaña (un parque de 1.000 MW de potencia en el Raz de Sein, otro

Figura 2.27. Recreación de un sistema de generación eléctrica a través de las corrientes marinas por compresión hidráulica.

Fuente: www.aw-energy.com.

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parque de 2.000 MW en Fromveur y un tercero en Raz Blanchard de 3.000 MW). Si se tiene en cuenta el conjunto de los tres parques marinos, se tendría un total de 5.000 turbinas de 16 metros de diámetro cada una, que generarían tal cantidad de energía eléctrica que sería equivalente a la producción energética de tres centrales nucleares de Francia. Cada una de las turbinas tendría 6 palas y estarían ubicadas en el fondo del mar a una profundidad entre 20 y 40 metros, en zonas con corrientes de 2 m/seg.

Asimismo, existen otra serie de proyectos como el denominado “Openhydro” en la bahía de Fundy, donde se empleará una turbina tipo Straflo, comentada en el capítulo de energía mareomotriz.

Se ha diseñado también en los Estados Unidos una turbina específica para aquellas zonas en las que exista la Corriente del Golfo. Se trata de turbinas de 30 metros de diámetro con rotores fabricados en fibra de vidrio y una potencia de 3 MW.

Figura 2.28. Instalación del proyecto SEAFLOW desarrollado en tierras inglesas entre 2003 y 2004. Fuente: www.marineturbines.com.

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6.7. Evaluación del uso y potencial de la energía de las corrientes marinas

De la misma manera que ya se dijo cuando se habló de la energía mareomotriz, al finalizar este tema se realizará un apartado conjunto con el resto de las energías marinas, donde se podrá comprobar el gran potencial que tiene este tipo de energías renovables en el mundo.

Respecto a Europa, se puede decir que fue en los años 1994-1995 cuando se realizó el Proyecto UE-Joule Cenex, cuyo objetivo básico era la evaluación del recurso energético de las corrientes en Europa y la determinación del coste de la energía eléctrica producida sobre la base de factores como el tamaño, el período de vida, el tipo de interés, los costes de operación y mantenimiento, así como sobre el factor de capacidad.

Figura 2.29. Recreación del sistema denominado STINGRAY para corrientes marinas. Fuente: www.bwea.com.

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VII. ENERGÍA TERMOMARINA, TERMOMOTRIZ, MAREMOTÉRMICA, DEL GRADIENTE TÉRMICO O TÉRMICA OCEÁNICA 7.1. Concepto

El agua del mar representa el 70% de toda la superficie del globo terrestre, y su presencia es especialmente destacada en zonas tropicales, de ahí que la temperatura del agua del mar en dichas zonas suele ser elevada la mayor parte del año.

La “energía termomarina”, “energía termomotriz”, “energía maremotérmica”, “energía del gradiente térmico” o “energía térmica oceánica” es el sistema que consiste en aprovechar la diferencia de temperaturas entre la zona superficial (con temperaturas cálidas), y las zonas más profundas (donde las temperaturas son inferiores). En los lugares comprendidos entre el trópico de Cáncer y el trópico de Capricornio (que representan casi un tercio de la superficie oceánica), especialmente en la parte occidental del Océano Pacífico, es donde esa diferencia es más importante y puede darse la circunstancia que se tenga en los primeros 100-200 metros de profundidad temperaturas comprendidas entre los 25 y 30ºC, mientras que a profundidades superiores a los 1.000 metros la temperatura sea de 4ºC aproximadamente. Lugares como al Este y Oeste de América Central y algunos lugares del Sur de Estados Unidos, también tienen gran potencial.

Hay unos dispositivos conocidos con el nombre de “máquinas térmicas”, que trabajan de manera cíclica tomando calor de una fuente caliente, generando un trabajo, y eliminando dicho calor a un sumidero térmico donde la temperatura sea baja. Cuanto mayor sea la diferencia existente entre dicha fuente y sumidero, mejor será desde un punto de eficiencia de conversión energética.

7.2. Historia

En el año 1881 el físico francés Arséne D´Arsonval presentó la idea de una máquina térmica que utilizar como foco caliente el agua superficial de los océanos, de tal manera que vaporizara amoniaco presurizado a través de un intercambiador de calor, y el vapor resultante lo utilizara para el accionamiento de una turbina acoplada a un generador de energía eléctrica.

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En el año 1926 el también francés Georges Claude y discípulo del anterior, presentó en París la idea de un dispositivo a escala real para aprovechar la energía térmica de los océanos. Consistía en introducir el agua del mar en un lugar donde hubiera un vacío lo suficientemente importante como para que el agua caliente evaporara rápidamente, siendo el vapor producido conducido a una turbina, que al estar conectada a un generador, produce energía eléctrica de manera continua. La condensación de dicho vapor se produce a través de un intercambiador como consecuencia del contacto de dicho vapor con el agua bombeada de zonas profundas.

En el año 1928, Georges Claude presentó en Ougrée (Bélgica), la idea anterior, que llevó al mar un año más tarde en Cuba, mediante una planta prototipo de 22 kW de potencia, destruida en ese mismo año como consecuencia de una tormenta. Entre 1934 y 1935 en aguas de Río de Janeiro (Brasil), se ensayó también una instalación de 2,2 MW, pero en esta ocasión montada sobre un barco a 100 km de la costa, que también fracasó como consecuencia del efecto del oleaje sobre las tuberías.

A partir de la década de 1950 se financiaron investigaciones y experiencias prácticas llevadas a cabo por el ingeniero Nizery en Abidján, Costa de Marfil. La instalación que se pensó en su momento, estaba ubicada en tierra firme y consistía en generar agua desalinizada a partir de la energía térmica existente en el agua del mar. Dicho proyecto se abandonó por problemas políticos.

A finales de la década de 1960, se presentaron tres proyectos de instalaciones flotantes que nunca se llegaron a materializar: la de Lockheed de una potencia de 160 MW, la T.R.W de 100 MW de potencia, y la de la Universidad John Hopkins de 100 MW de potencia también.

En 1974 en la isla de Hawai (Estados Unidos), se construyó también un laboratorio de investigación y experimentación de energía térmica del océano.

En 1979, y gracias a los tres proyectos estadounidenses comentados anteriormente, se comenzó la construcción de las plantas experimentales conocidas como “OTEC” (Ocean Thermal Energy Conversion, y en castellano “CETO” Conversión de la Energía Térmica del Océano), Mini-OTEC de 50 kW de potencia en Hawai y la OTEC-1 en Caribe de 1 MW de potencia. Ese mismo año, el Laboratorio de Energía Natural (NELHA) y una serie de empresas de capital privado, desarrollaron con éxito un ensayo en un barco que estaba situado a 2,4 km de la costa de Hawai, generando ya en ese momento energía

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eléctrica para satisfacer las necesidades de iluminación del propio barco.

En 1982, un consorcio de empresas japonesas construyeron en la isla de Nauru, construyeron en tierra firme unas plantas de 100 kW de potencia que sólo funcionaron durante unos meses.

En 1993, se inauguró en la isla de Hawai una planta experimental de 100 kW de potencia neta que generaba tanto energía eléctrica como agua desalinizada. La planta estuvo en funcionamiento durante 6 años.

En el año 1999, se iniciaron los estudios tanto en la India como en Japón, para llevar a cabo la construcción de una planta de 1 MW de potencia en la propia India, instalándose un año más tarde en un barco, fondeado a 35 km de la costa, y que estuvo funcionando en el período 2000-2002. En ese mismo año, el Laboratorio americano NEHAL, ensayó una planta de 250 kW, y que posibilitó determinar el coste de generación eléctrica y que los Estados Unidos desistieran en este tipo de energía renovable.

En la actualidad, países como Francia, Italia y Alemania están realizando investigaciones sobre nuevos diseños de plantas que posibiliten el aprovechamiento térmico del agua de los océanos.


Al igual que otras energías, este aprovechamiento energético presenta una serie de ventajas y de inconvenientes que a continuación se pasa a comentar.

I. Ventajas:

a) Las centrales de este tipo utilizan una fuente de energía de manera inagotable y limpia.

b) La generación de dióxido de carbono que pueda contribuir de manera directa sobre el cambio climático, se genera en muy pequeñas cantidades.

c) Se puede generar con esta energía renovable tanto electricidad como agua potable desalinizada, hidrógeno, e incluso ser aprovechada el agua del fondo del mar rica en nutrientes en acuicultura. Esto es muy importante en aquellos lugares que poseen más recurso, ya que en ellos el agua dulce es un bien escaso, aunque a la vez, imprescindible.

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II. Inconvenientes:

a) Los lugares donde se pueden llevar a cabo el aprovechamiento de este recurso renovable no son muy numerosos, ya que es preciso que se tenga una temperatura superficial del agua del mar elevada, una temperatura a cierta profundidad fría, un mantenimiento de dichas temperaturas durante la mayor parte del año, y además, que exista una profundidad importante a una distancia próxima a la costa.

b) El coste de generación de electricidad es elevado si se compara con los costes de generación de otras energías renovables.

c) El rendimiento de este tipo de instalaciones es muy bajo.

d) Aunque existen ciertos datos de las experiencias pasadas con esta energía renovable, sería preciso la construcción de una instalación de cierta entidad para que a partir de ella se obtuvieran datos precisos extrapolables a otras instalaciones.

e) Dependiendo de donde y cómo se lleve a cabo la construcción de una instalación de este tipo, se pueden producir impactos importantes sobre el medio marino circundante.

7.4. Energía de los gradientes térmicos

Las máquinas que se pueden emplear para aprovechar el recurso energético que se está tratando en este capítulo, son máquinas térmicas que utilizan un ciclo de potencia de vapor tipo Rankine, que pueden emplear o no amoniaco como fluido de trabajo (debido a que las fuentes y los sumideros poseen temperaturas bajas), en función de si el ciclo es cerrado o abierto, respectivamente. El amoniaco a esas temperaturas posee unas presiones de vapor lo suficientemente elevadas como para poder emplearse como fluido de trabajo y permitir la generación de energía eléctrica.

El rendimiento de la máquina térmica, habría que calcularlo teniendo en cuenta la diferencia de temperaturas entre el foco caliente y el sumidero. Partiendo por ejemplo de 30ºC de temperatura caliente y de 4ºC de temperatura fría, los valores más favorables posibles, se determina el rendimiento máximo de la máquina a partir de la expresión siguiente:

2

12

TTT −

=μ siendo “μ” el rendimiento teórico máximo, “T1” la

temperatura del foco frío, y “T2” la temperatura del foco caliente.

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Con los valores de temperaturas anteriores, el valor máximo del rendimiento tiene un valor de 8,6%. Hay que decir, que los valores reales de rendimiento tienen un valor más bajo, ya que es complicado encontrar lugares en donde exista un salto térmico tan elevado, y además, los rendimientos de los elementos que intervienen en la instalación maremotérmica están comprendidos entre el 80% y el 95%, por lo que contribuyen también a disminuir el rendimiento real.

7.5. Aprovechamiento térmico marino

Como se ha comentado anteriormente, el aprovechamiento de la energía térmica del mar se realiza a partir de máquinas térmicas siguiendo un ciclo Rankine, que puede ser de varios tipos y que a continuación se comentan:

a) SISTEMA DE CICLO ABIERTO: en este caso el fluido de trabajo

es el agua del mar, que al entrar en una cámara de vacío o en un evaporador se convierte en una mezcla de vapor húmedo a baja presión y de agua líquida. A la turbina le llega únicamente el vapor saturado seco, porque previamente es separado de aquélla. Posteriormente el vapor se dirige a un condensador, que puede ser de contacto (mezcla, obteniéndose agua templada para acuicultura) o de superficie (intercambiador de calor, obteniéndose agua dulce potable), donde se obtiene nuevamente agua líquida a una temperatura algo inferior que la temperatura del agua de entrada.

El rendimiento de este sistema comentado anteriormente es muy bajo (aproximadamente del 7%), debido a la escasa diferencia de temperaturas entre el foco caliente y el foco frío, además de los consumos energéticos que son necesarios para el bombeo del agua fría a la instalación.

En las figuras 2.30 y 2.31 se muestran los esquemas de dos tipos de centrales maremotérmicas con evaporador en función del tipo de condensador y del destino del agua generada en el mismo.

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Depresor Turbina Generador

Aire

Separador de aire

Evaporador decontacto

Entrada deagua caliente

Separador

Vapor deagua

Condensador decontacto

Entrada deagua fría

Acuicultura

Vapor

Depresor Turbina Generador

Aire

Separador de aire

Evaporador decontacto

Entrada deagua caliente

Separador

Vapor deagua

Condensador desuperficie

Entrada deagua fría

Acuicultura

VaporAgua dulce

Figura 2.30. Esquema de instalación termomarina para producción de energía eléctrica y agua para acuicultura. Fuente: Fernández Díez, P.

Figura 2.31. Esquema de una instalación termomarina para producción de energía eléctrica y agua dulce. Fuente: Fernández Díez, P.

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En la figura 2.32 se muestra también el esquema de un ciclo abierto, pero en este caso en lugar de un evaporador se dispone de una cámara de vacío.

Líquido

Líquido

Flash

25 ºCAl océano

22,5 ºC0,02806 Kg/cm2

30 ºC0,04325 Kg/cm2

Evaporadorcontrolado con

cámara de vacío

Salidade aire

Agua demar

superficial

Desaireador

Turbina Generador

Desaireador Salidade aire

Condensador desuperficie

Vaporhúmedo

Vapor12,5 ºC

Al océano10 ºC

Entrada deagua fría 5 ºC

Aguadulce

Figura 2.32. Ciclo abierto con evaporación controlada por contacto en cámara de vacío. Fuente: Fernández Díez, P.

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b) SISTEMA DE CICLO CERRADO: se lleva a cabo un ciclo de vapor tipo Rankine, porque el fluido térmico de bajo punto de ebullición que se utiliza en el circuito secundario, se evapora y se condensa posteriormente, de tal manera que se acciona oportunamente la turbina. Al agua caliente de la superficie del mar se le hace pasar por un intercambiador de calor, donde cede éste al fluido (amoniaco, propano, etc., aunque es preferible el primero de ellos porque las temperaturas en el evaporador y en el condensador son bajas, y el amoniaco a esas temperaturas tiene una presión de vapor elevada), y se evapora a alta presión. El agua fría que es bombeada desde zonas profundas del mar, se la hace pasar también por otro condensador para licuar el vapor, reiniciándose nuevamente el ciclo descrito.

En la figura 2.34 se presenta un esquema de una instalación de este tipo.

Figura 2.33. Esquema de instalación maremotérmica de ciclo abierto. Fuente: www.oannes.org.pe.

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Aguacaliente

Evaporador de superficie

Separador de vapor

NH3

Vapor húmedo

NH3 NH3

Líquido

LíquidoNH3

Condensador de superficieAgua a 5 ºC

VaporNH3

TurbinaGenerador

Un tipo particular de este sistema es el denominado “ciclo Kalina”, que es un ciclo Rankine ligeramente modificado por la presencia de una mezcla de amoniaco y agua en un porcentaje de 60-40, respectivamente. Debido a la utilización de este sistema, la elevación de temperatura de la mezcla es más alta que la necesaria para condensar el amoniaco, por lo que las necesidades de agua fría se reducen, con la consiguiente reducción de inversión por tuberías que extraigan agua fría de las profundidades del mar.

La mezcla de amoniaco y agua entra en el evaporador, donde se calienta por el contacto con el agua superficial del mar. La mezcla vapor-líquido resultante pasa al separador, facilitando la entrada del vapor en la turbina, y la fracción líquida se dirige al recuperador para participar en el calentamiento de la mezcla de entrada.

Figura 2.34. Esquema de central maremotérmica en ciclo cerrado. Fuente: Fernández Díez, P.

Figura 2.35. Esquema de una instalación maremotérmica de ciclo cerrado. Fuente: www.oannes.org.pe.

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Posteriormente, el vapor que ya ha pasado por la turbina se mezcla con la fracción líquida fría anterior que ya ha pasado por el recuperador. La condensación oportuna del amoniaco se produce gracias a la acción de agua del mar fría que previamente ha sido bombeada de zonas profundas del mar. El resultante líquido se dirige al condensador caliente, desde donde es bombeado al evaporador, completándose así el ciclo.

En la figura 2.36 se presenta un esquema de una central maremotérmica con ciclo Kalina.

Agua caliente

Evaporador

Entrada aguacaliente

TurbinaSeparador

Recuperador

Generador

Agua fría

Condensador

Agua fría

Si lo que se hace es comparar los sistemas abiertos con los cerrados, se pueden realizar una serie consideraciones:

I. Ventajas:

a) El emplear agua en lugar de un fluido térmico, permite

que los materiales empleados sean baratos.

b) La salida es agua dulce que se puede emplear en aquellos lugares en los que haya escasez de este recurso.

Figura 2.36. Esquema de central maremotérmica de tipo cerrado con ciclo Kalina. Fuente: Creus Solé, A. 2004.

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c) La cantidad de agua necesaria para satisfacer las mismas necesidades que para el caso de un ciclo cerrado, son menores, ya que al no tener calentador del fluido término, se ahorran las pérdida correspondientes.

d) El intercambiador por donde circula el fluido térmico en los ciclos cerrados, debe ser muy grande para permitir una importante cantidad de agua que genere suficiente energía, lo que encarece enormemente la instalación.

II. Inconvenientes:

a) Los efectos corrosivos del agua del mar son mayores en los ciclos abiertos que en los cerrados.

b) Es necesario en los ciclos abiertos realizar un tratamiento al agua del mar, así como desgasificarla.

c) La turbina que es necesaria en los ciclos abiertos es mayor, ya que se emplea un vapor a menos presión que en el caso de los ciclos cerrados, donde se emplea un vapor a más alta presión y volumen.

c) SISTEMAS HÍBRIDOS: son aquellas instalaciones en las que se combinan tanto los sistemas abiertos como los cerrados, con el fin de obtener un rendimiento lo más elevado posible. El resultado final es la producción tanto de energía eléctrica como de agua dulce. En este caso, se toma el agua de la superficie del mar y se introduce en un evaporador, de tal forma que se evapora. El calor del vapor obtenido se emplea para vaporizar un fluido de trabajo que circula en un ciclo cerrado, y permite el accionamiento de una turbina. Posteriormente se condensa en el interior de un intercambiador, generando agua dulce desalinizada.

7.6. Proyectos

Actualmente, tal y como se comentó en el apartado de Historia de esta energía renovable, hay alguna experiencia en el mundo de aprovechamiento de la energía existente a partir de los gradientes térmicos, aunque hay que decir que de escasa representatividad.

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El lugar donde mayores desarrollos se ha tenido respecto a esta energía renovable es Estados Unidos, principalmente en las Islas Hawai. En ellas se llevó a cabo la construcción de una planta denominada “OTEC”, de 1 MW de potencia. Tampoco hay que menospreciar a Japón, donde se construyó una planta de 1 MW en la isla de Nauru.

No siendo eso, tampoco es que haya a la vista la construcción de alguna central maremotérmica importante, no implicando que no se puedan realizar nuevos desarrollos como los iniciados en Japón.

7.7. Evaluación del uso y potencial de la energía maremotérmica

Sólo en unos determinados lugares del mundo, se puede llevar a cabo el aprovechamiento de este recurso renovable. Como se ha comentado a lo largo de este Tema, la extracción de agua fría suele realizarse desde profundidades aproximadas de 1.000 metros. En la tabla 2.6 se muestran aquellos lugares en los que se dan las condiciones adecuadas para ello, así como la distancia existente desde donde se encuentra el recurso a la costa.

Área País

Diferencia de temperatura del agua (ºC) entre la superficie

y 1.000 metros de profundidad

Distancia entre el recurso y la

costa (km)

Áfr

ica

Benin 22-24 25 Gabón 20-22 15 Ghana 22-24 25 Kenia 20-21 25

Mozambique 18-21 25 Santo Tomé y

Príncipe 22 1-10

Somalia 18-20 25 Tanzania 20-22 25

Am

éri

ca L

ati

na y

C

ari

be

Bahamas 20-22 15 Barbados 22 1-10

Cuba 22-24 1 República

Dominicana 22 1-10

Haití 21-24 1 Jamaica 22 1-10

Santa Lucía 22 1-10 Trinidad y Tobago 22-24 10

Islas Vírgenes 21-24 1

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Área País

Diferencia de temperatura del agua (ºC) entre la superficie

y 1.000 metros de profundidad

Distancia entre el recurso y la

costa (km)

Océ

an

o P

ací

fico

e Í

nd

ico

Comoros 20-25 1-10 Islas Cook 21-22 1-10

Fiji 22-23 1-10 Guam 24 1 Kiribati 23-24 1-10

Maldivas 22 1-10 Mauricio 20-21 1-10

Nueva Caledonia 20-21 1-10

Isla

s d

el

Pací

fico

Filipinas 22-24 1 Samoa 22-23 1-10

Seychelles 21-22 1 Salomón 23-24 1-10 Vanualu 22-23 1-10

VIII. ENERGÍA DEL GRADIENTE SALINO

Se trata de una forma de aprovechar energía mucho más novedosa y con pocos adeptos en el mundo, ya que todavía no se encuentra en explotación. Además no se tiene constancia que existan instalaciones en el mundo donde se pueda generar energía. En el caso que esta tecnología prosperara y fuera empleada en un futuro, se sobreentiende que otras tecnologías marinas ya estudiadas en este Tema, deberían estar en una situación mucho más avanzada de desarrollo.

El aprovechamiento de las diferencias de salinidad existentes en algunos lugares tiene un importante potencial, sobre todo en la desembocadura de los grandes ríos.

IX. LA ENERGÍA MARINA EN EL MUNDO

Son numerosos los estudios existentes donde se analizan las posibilidades de las diferentes energías renovables de cara al futuro. Por lo que se refiere a las posibilidades de la energía oceánica o marina (donde se incluyen todas las posibilidades de obtener energía a partir del mar ya analizadas) a nivel mundial, hay que analizar los valores recogidos en la publicación titulada “Energy revolution. A

Tabla 2.6. Países con adecuado potencial para aprovechar la energía maremotérmica. Fuente: World Energy Council. 2007.

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sustainable world energy outlook”. En ella se consideran dos escenarios para la proyección del año 2050:

• el primero (escenario de referencia) se basa en el escenario

publicado por la Agencia Internacional de la Energía en su Panorama Energético Mundial del año 2004 y 2006, donde se prevé en este último año un aumento del consumo de energía en un 4% frente a las previsiones del año 2004.

• el segundo (escenario alternativo) es un escenario donde se pone de relieve un descenso en las emisiones de dióxido de carbono en un 50% en el año 2050, frente a los valores de 1990.

En la tabla 2.7 se muestran los valores de la capacidad instalada en

diferentes años, así como la capacidad de generación de energía eléctrica en esos mismos momentos, según el escenario de referencia. En la tabla 2.8 se muestran los mismos conceptos pero para el escenario alternativo.

2003 2010 2020 2030 2040 2050 Electricidad (TWh/año) 1 1 4 6 8 9 Potencia instalada (GW) 0 0 2 3 4 4

Demanda energía primaria (PJ/año) 2 5 21 39 57 68

2003 2010 2020 2030 2040 2050

Electricidad (TWh/año) 1 5 31 64 111 151 Potencia instalada (GW) 0 2 14 28 46 63

Demanda energía primaria (PJ/año) 2 18 111 232 398 542

Asimismo, según la publicación “Renewable Energy Scenario to

2040. Half of the global energy supply from renewables in 2040”, editada por EREC, se realiza también un análisis de las posibilidades de la energía marina a diferentes años vista, pero también sobre la

Tabla 2.7. Proyecciones de la electricidad generada, potencia instalada y demanda de energía primaria a partir del recurso marino en el escenario de referencia (PJ: petajulios, 1 PJ = 1015 J). Fuente: EREC y Greenpeace. 2007.

Tabla 2.8. Proyecciones de la electricidad generada, potencia instalada y demanda de energía primaria a partir del recurso marino en el escenario

alternativo. Fuente: EREC y Greenpeace. 2007.

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base de dos escenarios posibles, que ya se comentaron en el Tema anterior.

En la tabla 2.9 se muestra cómo va a contribuir la energía marina a nivel mundial frente al total de las fuentes de energías renovables, y la participación de éstas en el conjunto energético mundial, según el modelo AIP. Como se puede apreciar, el valor cuantitativo y cualitativo de la energía marina en el contexto global de energías renovables, tiene escasa trascendencia.

2001 2010 2020 2030 2040

Marina (Mtep) 0,05 0,1 0,4 3 20 TOTAL ER (Mtep) 1.364,5 1.745,5 2.694,4 4.289 6.351

Contribución ER (%) 13,6 16,6 23,6 34,7 47,7

En la tabla 2.10 se muestra la evolución de la producción de energía eléctrica con origen marino, siguiendo dicho escenario AIP.

2001 2010 2020 2030 2040

Marina (TWh) 0,5 1 4 37 230 TOTAL ER (TWh) 2.988,2 4.377 8.901 17.109 29.808

Contribución ER (%) 19,2 21,9 34,5 55,4 82

En la tabla 2.11 se muestran los mismos valores que los de la tabla 2.9, pero teniendo en cuenta ahora el modelo DCP.

2001 2010 2020 2030 2040 Marina (Mtep) 0,05 0,1 0,4 2 9

TOTAL ER (Mtep) 1.364,5 1.682,5 2.324,4 3.416 4.844 Contribución ER (%) 13,6 14,3 17,1 22 27,4

Tabla 2.9. Contribución mundial de la energía marina al global de las energías renovables en términos de energía primaria según el modelo AIP.

Fuente: EREC. 2007.

Tabla 2.10. Contribución mundial de la electricidad generada con recursos marinos según el modelo AIP. Fuente: EREC. 2007.

Tabla 2.11. Contribución mundial de la energía marina al global de las energías renovables en términos de energía primaria según el modelo DCP.

Fuente: EREC. 2007.

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A modo de resumen en la tabla 2.12 se muestran los costes de inversión y los costes de generación en función del año en el que nos encontremos.

2003 2010 2020 2030 2040 2050

Costes de inversión (€/kWp) 6,000 3,204 2,276 1,830 1,626 1,524 Costes de generación

(min-máx) (cents €/kWh) 0,49-0,55

0,11-0,36

0,07-0,19

0,06-0,17

0,05-0,13

0,04-0,10

X. RESUMEN

La “energía marina u oceánica” es aquella que se obtiene a partir del aprovechamiento de los diferentes recursos existentes en el mar, como son las olas, las mareas, las corrientes y los gradientes térmicos y salinos.

Las “olas” son aquel fenómeno obtenido como consecuencia de la acción del viento sobre la superficie del mar en abierto. Su aprovechamiento se remonta al siglo XVIII, y como ventaja más destacada presenta su elevada concentración e intensidad energética. Los parámetros a considerar para llevar a cabo una instalación son los energéticos (qué cantidad de energía se puede producir), los climáticos (la meteorología del lugar, la existencia o no de corrientes, el tipo de mareas), y geográficos (como la geología y batimetría del lugar). La clasificación de los diferentes dispositivos que se han desarrollado y experimentado en la actualidad, se realiza atendiendo a criterios como la ubicación, el tamaño y la orientación, la extracción de energía, el principio de captación o la posición relativa frente al agua. Son numerosas las tecnologías y patentes que aprovechan la energía de las olas en los proyectos que están funcionando o que están en marcha. Las más desarrolladas y las que se emplean en las diferentes instalaciones comerciales que hay en todo el mundo son la columna de agua oscilante, el sistema PELAMIS o el POWERBOY. En España hay que destacar el proyecto OCEANTEC en el que participan numerosas empresas e instituciones; las patentes españolas conseguidas por las empresas PIPO SYSTEMS, HIDROFLOT, así como los dispositivos CEFLOT y BOYA ARLAS INVEST; y los proyectos más desarrollados hasta ahora que son los de Santoña (Cantabria) y Mutriku (País Vasco), aunque no hay que dejar de lado los proyectos a ejecutar en Galicia.

Tabla 2.12. Costes de inversión y de generación en instalaciones de aprovechamiento del recurso marino. Fuente: EREC. 2007.

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Las mareas representan el ascenso y descenso periódico del nivel del mar. Se tiene constancia que fue en el siglo XI cuando se inició el uso de esta energía renovable, remontándose hasta épocas actuales. Poseen como principal ventaja la generación de manera continua de energía renovable, ya que las mareas tienen lugar en cualquier lugar, momento y mes del año. La clasificación que se puede realizar de las mareas se hace sobre la base del período y de la posición de la Tierra y de los astros, y su aprovechamiento se tiene en instalaciones con ciclo de simple efecto, de doble efecto, de acumulación por bombeo o de ciclos múltiples. Los sistemas generadores de la energía eléctrica son turbinas de tipo bulbo axial, de tipo “Straflo” de rotor anular, o de tipo tubular, en función del tipo de instalación que se tenga. En varios lugares del mundo se tienen instalaciones de este tipo que llevan funcionando correctamente hace mucho tiempo. Asimismo, también hay proyectos que llevan coleando también bastante tiempo, ya que una de las cuestiones más negativas de este aprovechamiento marino es el gran impacto ambiental que se produce en el entorno de una instalación. Por esta importante razón, no se espera que aumente mucho la potencia instalada de centrales mareomotrices a nivel mundial. La posición de España frente a esta energía renovable es muy poco representativa, ya que la amplitud de las mareas que se producen en nuestras costas atlánticas y cantábricas, es muy pequeña, completamente inadecuada para proyectar una instalación mareomotriz.

Las “corrientes marinas” son aquellos fenómenos de similares consecuencias desde un punto de vista energético que las corrientes áreas, pero con la diferencia del fluido que participa en uno y otro caso. La historia de este tipo de energía se remonta al siglo XX cuando se iniciaron los diseños de los sistemas de aprovechamiento de las corrientes aéreas, aunque no fue hasta el año 1980 cuando se comenzaron a emplear directamente en el agua. Además de le elevada densidad energética frente a otras energías renovables, el nulo impacto ambiental de este tipo de instalaciones, son las dos cuestiones más destacadas, aunque los lugares de aprovechamiento no se pueden generalizar, ya que son puntuales. La tecnología que se emplea para aprovechar las corrientes marinas es similar a la ya ensayada e instalada para la energía eólica, empleándose rotores del tipo axial (de eje horizontal) o de flujo cruzado (de eje vertical). En algunos lugares del mundo se tienen instalaciones de este tipo de energía, y España en ese sentido no se quiere quedar atrás, fundamentalmente en tecnología, ya que la empresa española GAMESA está apostando por este campo alternativo al suyo en la actualidad.

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La energía termomarina aprovecha la diferencia de temperaturas existentes entre la parte superior del mar u océano y las zonas profundas del mismo. Sus inicios fueron en el siglo XIX y a fecha de hoy se puede decir que se sigue investigando sobre la materia, y prueba de ello son las instalaciones que se tienen en las Islas Hawai (Estados Unidos). Esta energía renovable es muy adecuada para aquellos lugares en los que se tenga un escaso nivel de precipitaciones, la presencia del mar y una temperatura elevada constantemente de los niveles más someros de éste. En esta energía renovable destaca como principal inconveniente el elevado coste de generación de electricidad comparado con otras energías renovables, aunque en los lugares anteriormente mencionados, puede ser una alternativa importante. El aprovechamiento de los gradientes térmicos se puede llevar a cabo en sistemas de ciclo abierto, en sistemas de ciclo cerrado, o en sistemas híbridos.

Finalmente, decir que existe la posibilidad de obtener energía a partir del gradiente salino existente en los estuarios de los ríos, aunque se encuentra en una fase muy inicial de aprovechamiento y con un futuro algo quizás dudoso.

Figura 2.37. Recreación de un parque de corrientes marinas.

Fuente: www.marineturbines.com.

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TEMA 3. HIDRÓGENO Y PILAS DE COMBUSTIBLE




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I. INTRODUCCIÓN

La demanda de energía cada vez es mayor, a la vista de las estadísticas que todos los años se publican por parte de los más prestigiosos organismos con autoridad en la materia. Además, hay que tener en cuenta, que lejos de disminuir, la perspectiva es bastante clara en cuanto al aumento de la misma se refiere, a un crecimiento medio anual durante el período 2000-2030 del 1,8%, principalmente a partir de combustibles tradicionales almacenados en las reservas actuales y futuras, a un coste, que como se puede comprobar cotidianamente, cada vez es mayor.

Si a lo dicho anteriormente, se unen las consecuencias medioambientales que cada vez se manifiestan con mayor grandiosidad, de cambio climático propiciado por la elevada cantidad de gases de efecto invernadero emitidos a la atmósfera (principalmente dióxido de carbono) como consecuencia de los diferentes procesos de obtención de energía, así como a la preocupación política de seguridad y abastecimiento energético, hace que sistemas energéticos como los de las pilas de combustible alimentadas con hidrógeno o con cualquier otro combustible, tengan especialmente sentido.

Como se verá a lo largo del presente Tema, el hidrógeno no es un combustible en sí, si no más bien un vector energético, porque a pesar de ser muy abundante en la naturaleza, no se encuentra libre y es necesario someter a diferentes procesos a materias primas que lo contengan. Por tanto, en función del tipo de combustible empleado, el impacto ambiental de utilización energética de las pilas de combustible será mayor o menor, todo ello, dependiendo de si la fuente de energía primaria es tradicional (gas natural, petróleo, carbón) o renovable (biomasa, solar fotovoltaica, solar térmoeléctrica, eólica).

Aspectos como la producción, el transporte y la distribución, son cuestiones que todavía deben ser sometidas a importantes investigaciones, antes de llegar el momento de generalizar el uso de las pilas, cuya variabilidad es importante, así como los diferentes nichos de aplicación de las mismas, que van desde usos estacionarios, portátiles o para el transporte.

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II. OBJETIVOS

Los objetivos que se persiguen con el presente Tema son los siguientes:

• Conocer las generalidades del hidrógeno, su historia, así como

las ventajas e inconvenientes para su desarrollo.

• Describir todos los procesos de producción de hidrógeno a partir de combustibles fósiles y/o renovables.

• Considerar la captura, el transporte y el almacenamiento de dióxido de carbono, dada la situación climática que tenemos en la actualidad.

• Conocer los costes de los diferentes sistemas de producción (e incluso poder compararlos entre ellos), transporte, almacenamiento y distribución de hidrógeno.

• Analizar las posibles aplicaciones del hidrógeno, uso directo y pilas de combustible.

• Estudiar por separados los diferentes tipos de pilas de combustible, así como los usos más habituales.

• Exponer la realidad del sector desde el punto de vista de la I+D+i, así como saber los apoyos con los que se cuenta, desde Organizaciones Europeas y Nacionales como las Asociaciones, las Fundaciones o las Plataformas Tecnológicas.

III. GENERALIDADES DEL HIDRÓGENO

El hidrógeno (H2) es el elemento más ligero y abundante de la naturaleza, formando parte de la molécula de agua, de la materia viva y de combustibles tradicionales. Asimismo, está presente entre los diez elementos más abundantes de la corteza de la Tierra, pero todo ello sin encontrarse en ningún momento libre.

En condiciones de equilibrio con el ambiente, es un gas incoloro, inodoro, insípido, inflamable, razonablemente estable, poco viscoso, y ni es tóxico ni contaminante.

Dado el carácter de inflamable comentado anteriormente, y ya que siempre se encuentra combinado y nunca en estado puro, el hidrógeno es considerado como “portador de energía” o “vector energético” (medio de almacenamiento de energía), o incluso como un nuevo combustible. Proporciona una energía más alta que el resto

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de los combustibles (es el combustible con mayor relación energía/peso conocido), y sus emisiones tras su transformación energética, o resultan insignificantes si hay combustión con aire en motores o turbinas (trazas de óxidos de nitrógeno NOx), o sólo generan agua cuando el comburente es oxígeno puro. Si por el contrario se emplea en pilas de combustible, se extrae la energía del hidrógeno sin ninguna emisión y además con una mayor eficiencia energética que cualquier proceso de combustión.

Actualmente se produce hidrógeno en cantidades importantes y su uso es mayoritariamente en la industria química y petroquímica 72% (50% para la síntesis del amoniaco NH3, 37% en refinerías de petróleo, 8% en la síntesis de metanol CH3OH, 5% otras aplicaciones), 9% en electrónica, 8% en la industria metalúrgica, 3% en la industria aerospacial y 8% en otras aplicaciones (agroalimentarias, farmacéuticas, etc.). Su producción actual mundial es de más de 45 millones de toneladas anuales (500 mil millones de metros cúbicos), a partir de los combustibles fósiles tradicionales 96% (gas natural 48%, petróleo 30%, carbón 18%, 4% electrolisis), por lo que independientemente del resultado inocuo de su transformación energética (si la hay), la generación de dióxido de carbono se seguirá teniendo en la producción de hidrógeno, a no ser que éste se produzca a partir de la electrólisis del agua, ya que es el único procedimiento por el que no se produce dicho gas de efecto invernadero.

Otra característica importante de la producción de hidrógeno es su carácter cautivo, es decir, la mayor parte (95%) se consume en el mismo lugar donde se produce. Esta es una cuestión que hay que tener en cuenta para la producción de hidrógeno a partir de las energías renovables, ya que éstas al tener una distribución más atomizada que los sistemas tradicionales de generación energética (generación distribuida vs generación centralizada), hace que se tenga un futuro importante y muy prometedor en los próximos años, sobre todo por el auge de este tipo de energías alternativas, y que se comentará con más detalle posteriormente.

Uno de los objetivos principales de este Tema es mostrar las posibilidades que tiene la producción de hidrógeno a partir de energías renovables y su posterior aplicación en pilas de combustible. Es por ello por lo que independientemente que se comente la situación actual de dicho compuesto (generación a partir de combustibles tradicionales, almacenamiento, etc.), el Tema se centrará siempre desde la perspectiva renovable y con el objetivo puesto en el medio-largo plazo.

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Seguidamente se van a exponer las principales propiedades del hidrógeno:

• Estado en condiciones normales de 25ºC y 1 atmósfera de

presión (101,325 kPa): gaseoso. (kPa: kilo-Pascales).

• Temperatura de fusión: -259,2ºC.

• Temperatura de ebullición: - 252,77ºC.

• Masa atómica (MH): 1,007940 kg/kmol.

• Masa molecular (MH2): 2,01588 kg/kmol.

• Constante específica del gas (R´= R/MH2): 4.124,3 J/(kgºK).

• Calor específico a presión constante (cp): 28,623 kJ/(kmolºK).

• Calor específico a volumen constante (cv): 20,309 kJ/(kmolºK).

• Densidad energética respecto al volumen: 2,53 kWh/l.

• Densidad energética respecto al peso: 70,99 g/l.

• PCI (Poder Calorífico Inferior): 242 MJ/kmol = 120,05 MJ/kg = 28.669 Kcal/kg = 9,9 kJ/l = 33,35 kWh/kg = 3,0 kWh/Nm3. (MJ: megajulios, 1MJ = 106 J).

• PCS (Poder Calorífico Superior): 286,0 MJ/kmol = 141,87 MJ/kg = 33.887 Kcal/kg = 11,7 kJ/l = 39,41 kWh/kg = 3,54 kWh/Nm3.

Para tener un orden de magnitud frente a otros combustibles

tradicionales, en la tabla 3.1 se muestran una serie de variables comparativas.

Hidrógeno Gas

natural Gasolina Propano

PCI (kJ/kg) 120 49,5 42-44 44 Densidad en

condiciones estándar (g/l)

0,086 0,598 718-778 505

Estado en condiciones estándar

Gas Gas Líquido Líquido

Tª de autoignición en aire (ºC)

565-582 540 257 454-510

Concentración de inflamabilidad en aire

(% en volumen) 4,1-74 5,3-15 1,4-7,6 2,2-9,5

Coeficiente de difusión en el aire (cm2/sg)

0,61 0,16 0,051 0,109

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Hidrógeno Gas

natural Gasolina Propano

Toxicidad para las personas

No tóxico. Asfixiante


Venenoso. Irritante para pulmones, estómago y piel


Finalmente, 1 kg de hidrógeno equivale, según el valor del PCI de diferentes combustibles, a 2,78 kg de gasolina, 2,80 kg de gasóleo, 2,40 kg de metano, 6,09 kg de metanol, entre 2,54 y 3,14 kg de gas natural (dependiendo de la composición química de dicho combustible), a 2,59 kg de propano y a 2,62 kg de butano.

IV. HISTORIA

El descubrimiento del elemento más abundante de la Tierra fue curioso, ya que tuvo lugar en el período 1493-1541, aunque se creía que eran gases inflamables. En el siglo XVII (1697) se produjo una sustancia que desaparecía tras su combustión. A finales del siglo XVIII, Henry Cavendish tenía constancia de la existencia de dos tipos de aire, uno fijo (que coincidía con el dióxido de carbono) y otro inflamable (que coincidía con el hidrógeno), y fue en el año 1776 cuando informó que en un experimento había obtenido agua a partir de la combinación de hidrógeno y oxígeno por medio de una chispa eléctrica. Ya en el año 1793 el físico Lavoisier separó el hidrógeno del oxígeno presentes en el agua y posteriormente los combinó nuevamente, y en ese mismo año el químico Guyton de Norveau sugirió la posibilidad de utilizar hidrógeno para hacer globos de reconocimiento con fines militares, construyéndose un año más tarde a las afueras de París el primer generador de hidrógeno. En el año 1839 el abogado y científico William Robert Grove desarrolló por casualidad la primera célula de combustible, al desconectar la batería del electrolizador y conectar los dos electrodos, comprobando que circulaba corriente en sentido opuesto y que se estaba consumiendo el hidrógeno y el oxígeno. En 1874, el famoso escritor Julio Verne ya profetizó en su libro “La isla misteriosa” que algún día el agua sería el sustituto del carbón. Posteriormente, a finales del siglo XIX Ludwing Mond y Carl Langer describieron experimentos con una celda de combustible hidrógeno-oxígeno, empleando electrodos delgados de platino perforado y electrolitos sólidos bañados por un material poroso no conductor. En 1893 Friedrich Wilhelm Ostwald estableció el

Tabla 3.1. Propiedades comparativas de diferentes combustibles. Fuente: Elías Castells, X. et.al. 2005.

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papel que jugaban los elementos de la célula de combustible. En 1896 Willian W. Jacques construyó una batería de carbón donde se inyectaba aire a un electrolito alcalino para así poder reaccionar.

Con todos los antecedentes anteriores relativos al hidrógeno y a las pilas de combustibles, no fue hasta el año 1920 cuando se construyeron los primeros electrolizadores para la producción de hidrógeno y oxígeno con fines comerciales, tanto en Europa como en Estados Unidos. En 1923 John Burden Sanderson Haldane predijo en la Universidad de Cambridge que la energía del hidrógeno sería el combustible del futuro. Entre la década de 1930 y 1940 Rudolf Erren fabricó camiones, autobuses y submarinos que funcionaban con hidrógeno y otros combustibles. En 1939 Francis Thomas Bacon construyó una celda con electrodos de níquel, y en el año 1950 construyó la primera celda de combustible con electrodos de polvo de níquel que tuvo gran importancia para la industria aerospacial americana, por ejemplo para el módulo espacial Apollo. En el año 1962 John Bockris planteó ya un sistema económico basado en el hidrógeno, afirmando que el hidrógeno sería el combustible del futuro en el sector del transporte. Sus teorías fueron transmitidas a la compañía automovilística americana General Motors.

Como fuente de energía, fue tras la primera crisis del petróleo (1973), cuando se le tuvo en cuenta, constituyéndose la Asociación Internacional para la Energía del Hidrógeno. Años más tarde, tanto Estados Unidos como la antigua Comunidad Económica Europea, comenzaron a destinar cantidades de dinero a investigaciones sobre el hidrógeno, aunque éstas se redujeron bruscamente, cuando en la década de 1980 el barril de petróleo volvió a caer. En 1988 la antigua URSS adaptó un avión de pasajeros para que pudiera utilizar hidrógeno líquido. No fue hasta los inicios de la década de 1990 cuando se retomaron nuevamente las investigaciones comenzadas anteriormente, debido fundamentalmente a la constancia de un hecho que se venía produciendo, y era el aumento de las concentraciones de dióxido de carbono en la atmósfera como consecuencia de la utilización de los combustibles fósiles. En 1992 se construyó en Alemania una casa solar que empleaba hidrógeno para el almacenamiento de hidrógeno a largo plazo. En 1993 Japón destinó una elevadísima cantidad de dinero para promover el hidrógeno con fines energéticos en todo el mundo. En 1994 se comenzaron a utilizar los primeros autobuses que funcionaban con hidrógeno en Bélgica, y le siguieron otros países como Estados Unidos.

A finales del siglo XX se tenía ya constancia que se estaba en los albores de otro modelo energético diferente al hasta ahora conocido.

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En el año 1999, Islandia anunció un plan por el que quería ser el primer país cuya economía estuviera basada en el hidrógeno, pudiendo incluso exportarlo a Europa. Las investigaciones públicas y privadas continuaron y fue en el año 2002 cuando se hizo público por parte de la Unión Europea que quería ser la primera superpotencia basada en el hidrógeno a partir de las energías renovables, y para ello se aumentaron espectacularmente los fondos destinados a investigación. Se sucedió un importante plan de investigación en Estados Unidos sobre el hidrógeno, pero con la diferencia que las energías primarias empleadas eran combustibles tradicionales.

Por tanto, esta es la breve historia del hidrógeno y de las pilas de combustible. El gran futuro que se prevé, está por llegar, pendiente de ser escrito.

V. VENTAJAS E INCONVENIENTES DEL HIDRÓGENO

Seguidamente se comentan las ventajas e inconvenientes de la utilización de hidrógeno frente a fuentes de energía primaria tradicionales.

I. Ventajas:

a) Es un vector energético limpio. Su utilización de manera directa como combustible, que ya se ha comentado con anterioridad, no emite gases de efecto invernadero a la atmósfera (tan sólo trazas de óxidos de nitrógeno en el caso de su empleo en motores o turbinas con aire como comburente). Dependiendo de la fuente de energía empleada para su obtención, se producirán o no contaminantes a la atmósfera, es decir, si se usa gas natural, petróleo o carbón, se obtiene dióxido de carbono (CO2) que habría que almacenar, mientras que si se emplean energías renovables, se producirán los mismos niveles de contaminación que éstas. La única manera de no generar ningún tipo de emisión es a partir del empleo de electricidad para disociar la molécula de agua en hidrógeno y oxígeno, aunque también habría que tener en cuenta la energía primaria empleada para su generación.

b) La asociación hidrógeno-energías renovables produciría unas sinergias muy importantes que no hay que menospreciar, sobre todo porque convertiría a alguna energía renovable intermitente como la energía eólica en gestionable, es decir, el sistema

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podría hacer uso de ella en función de la curva de demanda de energía eléctrica en cada momento, y así sustituir a combustibles tradicionales empleados hasta la fecha.

c) El hidrógeno presenta la mayor relación energía/peso de todos los combustibles conocidos hasta el momento.

d) Posee unas buenas características para ser empleado en motores de combustión, ya que requiere poca energía para el inicio de la misma, permitiendo multitud de mezclas de combustible-aire para así poder economizar en cuanto a cantidad de combustible se refiere, y posee una elevada temperatura de autoignición lo que posibilita una elevada compresión del gas y una elevada eficiencia térmica del sistema.

e) La eficiencia de los sistemas en los que participa el hidrógeno es más elevada que la de cualquier otro combustible. Sirva como ejemplo la eficiencia de las pilas de combustible que se sitúa en más del 50%, frente a valores del 30-35% de los motores de combustión interna.

f) Es seguro, ya que el límite inferior de inflamabilidad y detonación es elevado. Además, tiene una baja densidad y elevada volatilidad, lo que le hace ser seguro en espacios abiertos, porque rápidamente se difunde verticalmente. La elevada temperatura de combustión espontánea, es otra ventaja desde el punto de vista de la seguridad. Su baja densidad energética por unidad de volumen (que le dificulta su almacenamiento), hace que la energía que se libera en la combustión de un determinado volumen sea inferior al de otros combustibles.

g) No es tóxico, por lo que en casos de no existir combustión, no hay riesgo para los humanos.

h) Es un elemento muy abundante en la naturaleza.

i) Debido a la versatilidad que posee, puede ser empleado en multitud de aplicaciones, tanto de manera centralizada como descentralizada, adaptándose perfectamente a una generación centralizada o distribuida.

II. Inconvenientes:

a) Aunque la elevada densidad energética por unidad de masa del hidrógeno le convierte en un buen combustible frente a otros

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tradicionales, es una desventaja desde el punto de vista de la seguridad.

b) La energía de activación que necesita el hidrógeno para su combustión es muy baja si se compara con la de otros combustibles, por lo que desde el punto de vista de la seguridad es una desventaja importante porque cualquier chispa puede producir su combustión.

c) Hoy por hoy la producción de hidrógeno tiene un elevado coste, por lo que es indispensable para que este elemento se instaure de manera definitiva en el panorama energético mundial, se produzca a unos costes inferiores a los actuales.

d) Posee una temperatura de licuefacción baja, por lo que dificulta ostensiblemente el almacenamiento, la distribución y su empleo en estado líquido.

e) Al poseer una molécula muy pequeña, las instalaciones de almacenamiento y distribución del hidrógeno deben estar correctamente selladas para evitar pérdidas innecesarias. Además es necesaria la instalación de equipos de detección de pérdidas.

f) No está difundido entre la ciudadanía las posibilidades que tiene este elemento como fuente de energía. En muchos casos no se conoce la existencia de este elemento como vector energético.

g) Es necesario legislar respecto al hidrógeno y a las pilas de combustible, no sólo en lo que se refiere a la producción, también en el almacenamiento, en el transporte/distribución, y en la transformación energética.

h) Desde un punto de vista medioambiental, la energía primaria que más se va a emplear para la generación de hidrógeno es el gas natural, por lo que las Administraciones Públicas deben hacer esfuerzos presupuestarios para que las energías renovables se impongan de manera absoluta en la obtención de hidrógeno.

VI. LA ECONOMÍA DEL HIDRÓGENO

Como ya se comentó en el capítulo referente a la Historia del hidrógeno y de las pilas de combustible, en el año 1962 John Bockris planteó a la empresa automovilística americana General Motors un sistema económico basado en el hidrógeno, pudiendo ser este elemento el combustible del futuro en el sector del transporte.

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Posteriormente fue dicha compañía la que en 1970 utilizó por primera vez el concepto “economía del hidrógeno”. Desde entonces dicha expresión quedó algo relegada y fue a primeros del siglo XXI, cuando se comenzó a utilizar nuevamente con relativa frecuencia la mencionada expresión, sobre todo a raíz de la publicación del best seller “La economía del hidrógeno” elaborada por el gurú americano Jeremy Rifkin y publicada en el año 2002, haciendo referencia a un modelo energético basado en el hidrógeno obtenido a partir de recursos autóctonos, de manera económica y respetuosa sobre el medio ambiente.

Desde la última década del siglo XX se está poniendo más de manifiesto la existencia de cambio climático y sus negativas consecuencias sobre el medio ambiente, debido principalmente al exceso de utilización de combustibles tradicionales, que al estar formados principalmente por carbono (carbón y petróleo principalmente, ya que el gas natural está constituido por metano y en él hay en mayor proporción hidrógeno frente a carbono), es emitido tras su transformación energética. La progresiva sustitución del carbón y el petróleo por el gas natural, no va a producir una disminución de las emisiones de dicho gas de efecto invernadero, porque aunque posea menos carbono, la gran cantidad de dicho combustible que se consuma seguirá implicando la emisión de dióxido de carbono a la atmósfera.

Asimismo, si a todo lo anterior se unen, según los datos publicados por la Agencia Internacional de la Energía, las cada vez menores reservas de petróleo (40 años) y gas natural (60 años), y los elevados precios de dichas materias primas como consecuencia de la fuerte demanda mundial protagonizada por los países desarrollados, y dos nuevos actores que son países con economías emergentes como China e India (en el inicio del año 2008 se superó la barrera de 100 $ el barril de petróleo Brent), hace que sea cada vez más necesaria la utilización de fuentes de energía alternativas como lo son las energías renovables, así como el hidrógeno como vector y almacén de energía, generándose así una progresiva descarbonización (sustitución de los átomos de carbono por otros de hidrógeno satisfaciendo las mismas necesidades energéticas), para que las economías de países petroleodependientes o gasodependientes, como la española, no se vean resentidas y se ralentice su crecimiento.

Por tanto a la vista de lo comentado anteriormente, un sistema basado en la utilización de fuentes de energía renovable e hidrógeno generado a partir de éstas, sería un sistema completamente sustentable desde un punto de vista energético y medioambiental y

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con el que se generarían importantes sinergias, lo que permitiría pasar de un sistema centralizado de generación energética (como el que se dispone en la actualidad), a un sistema descentralizado de generación distribuida (como el que se prevé para el futuro, mucho más eficiente y justo), y en el que las energías renovables, el hidrógeno y las pilas de combustible tengan un papel destacadísimo. De hecho cada vez se está investigando en mayor medida en la producción de hidrógeno a partir de energías renovables, ya que éste será tan renovable como la fuente de energía primaria de la que se parta. Además, si lo que se quiere es reducir la dependencia energética de un país a partir de combustibles alternativos, lo que no se puede plantear es un sistema de generación de hidrógeno a partir de combustibles tradicionales, ya que en ningún momento habrá dependencia, por seguir pendiente de las importaciones de gas natural, petróleo o carbón de países terceros.

La introducción del hidrógeno en el sistema energético mundial ya se ha iniciado desde hace unos años, no sólo porque muchas instituciones oficiales o empresas privadas tanto internacionales como nacionales estén destinando importantes cantidades de recursos económicos a la investigación sobre hidrógeno y pilas de combustible, sino porque ya hay instalados estos dispositivos para la producción de energía eléctrica, así como vehículos que funcionan con ellos. Por lo que respecta a esto último, se prevé que en esta nueva economía energética como es la del hidrógeno, éste comience a implantarse en el sector del transporte, cuestión nada desdeñable ya que consume más del 20% de la energía primaria global, y según se establece por parte de la Agencia Internacional de la Energía, el producido por carretera es el responsable del 17% de las emisiones mundiales de dióxido de carbono.

Finalmente decir, que en los últimos años también se están llevando a cabo políticas favorecedoras respecto a esta nueva forma de obtener energía, así como programas de ayudas e incentivos, y todo ello se comentará a lo largo del presente Tema.

VII. HIDRÓGENO vs ENERGÍAS CONVENCIONALES

Como ya se ha comentado con anterioridad, el hidrógeno es un elemento que no se encuentra en estado puro en la naturaleza, a pesar de su abundancia en ella. Es por ello, por lo que hay que utilizar actualmente fuentes de energía primaria para su producción, como lo son el gas natural, el petróleo, el carbón, y procedimientos en los que interviene la energía eléctrica. En este apartado se van a

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comentar brevemente las técnicas actuales de producción a partir de los combustibles y fuentes tradicionales, básicamente para que se tenga constancia de ello, siendo algunas de ellas comunes a las que se pueden llevar a cabo con energías renovables, por lo que en este caso se hará más hincapié.

En la figura 3.1 se muestra un esquema de la producción de hidrógeno con fuentes de energía tradicionales.

Energía nuclear

Carbón

Petróleo

Gas natural

Coque de petróleo

Hidrocarburos pesados

Hidrocarburos ligeros

Gases de refinería

Ciclostermoeléctricos

Refinado

Energía eléctrica Electrólisis del agua

Gasificación

Oxidación parcial

Reformado

Gases de síntesis

Purificación

Síntesis de NH3

Síntesis demetanol CH3OH H2

Cracking

Cracking/Reformado

FUENTES DE ENERGÍAPRIMARIAS

FUENTES DE ENERGÍASECUNDARIAS

PORTADORES DEENERGÍA QUÍMICA

7.1. Reformado de gas natural con vapor de agua

El proceso denominado “reformado” consiste en una mezcla de los hidrocarburos correspondientes con vapor de agua a una temperatura que puede ser más o menos elevada, generándose tres compuestos principalmente que son el hidrógeno, el dióxido de carbono y el monóxido de carbono (CO). Las dos reacciones típicas de todo proceso de reformado son las que a continuación se expresan:

CnHm + nH2O → nCO + (m/2 + n)H2

CO + H2O → CO2 + H2

Figura 3.1. Sistemas de producción de hidrógeno a partir de fuentes de energía tradicionales. Fuente: Valero Capilla, A. et. al. 2003.

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Seguidamente se particularizará para el gas natural (conocido con el nombre de “SMR” Steam Methane Reforming), el cual deberá estar desulfurado previamente. Se trata de un combustible cuyo componente principal es el metano (CH4), y ése es precisamente el compuesto básico de la principal reacción que tiene lugar con él. Se lleva a cabo con temperaturas próximas a los 900ºC y es endotérmica, con una entalpía de reacción de + 206,14 kJ/mol. Esta reacción es la que únicamente tiene lugar en el caso que se quiera obtener gas de síntesis (CO + H2).

CH4 + H2O → CO + 3H2

Posteriormente, el gas se lleva para que se produzca una reacción

de desplazamiento del monóxido de carbono, bajo la cual se produce un desprendimiento de energía por ser ésta exotérmica (- 41,2 kJ/mol), aunque la cantidad de calor liberado no es suficiente para mantener la temperatura de la reacción de reformado, y por eso parte del gas natural se emplea para mantener la temperatura necesaria. Esta energía necesaria también se puede suministrar por parte de un reactor nuclear a través de un intercambiador de calor, por lo que se produciría un ahorro importante de las emisiones de dióxido de carbono.

CO + H2O → CO2 + H2

El gas resultante (con hidrógeno, dióxido de carbono, restos de

agua, monóxido de carbono y metano) sufre un proceso de eliminación de vapor de agua y llega a la última fase que es la de depuración, donde se obtiene un hidrógeno con un elevadísimo nivel de pureza, al depurarse en un sistema separador de membranas o de adsorción-desorción conocido con el nombre de “PSA” (Pressure Swing Adsorption). El resto de los compuestos se incluyen en el denominado “gas de cola” y que tiene poder combustible.

Hay una cuestión importante en este proceso y es la generación de dióxido de carbono, y que no puede ni debe ser emitido a la atmósfera libremente por los graves problemas que genera de cambio climático. Es por ello, por lo que se lleva investigando durante ya unos años sobre técnicas de captura y almacenamiento de dióxido de carbono, y que, al ser una cuestión también destacada para otros procesos, se comentará en un apartado dedicado al mismo.

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El rendimiento de todo este proceso tiene valores medios del 80%, si se consideran los PCI medios del hidrógeno obtenido y del gas natural consumido para ello.

7.2. Reformado de alcoholes

Se trata de un proceso minoritario, aunque no por ello técnicamente imposible. En el caso de emplearse compuestos como el metanol, hay una ventaja inmediata, y es la menor necesidad de energía para que se dé la primera reacción que tiene lugar con el gas natural, y además se produce a temperaturas más bajas.

Como se verá en el apartado correspondiente, este proceso tiene interés para el caso que se produzca metanol o etanol a partir de biomasa.

7.3. Oxidación parcial de hidrocarburos

Se trata de un proceso conocido con el nombre de “POX” (Partial Oxidation), y consiste en una oxidación incompleta de un hidrocarburo. En el caso que éste sea el metano porque se utilice gas natural, la reacción que tiene lugar es la que a continuación se muestra, con eficiencias cercanas al 70%:

2CH4 + O2 → 2 CO + 4H2

Es una reacción exotérmica y que se produce a elevadas

temperaturas (800ºC), en la que no se necesita vapor de agua. La eliminación del monóxido de carbono tiene lugar oxidándolo para así formar dióxido de carbono, o bien desplazándolo con agua para obtener hidrógeno y dióxido de carbono. En el caso que se produzca dióxido de carbono de manera centralizada, es necesario capturarlo y almacenarlo.

Este proceso es interesante para ser utilizado en vehículos para transporte en los que haya un depósito para almacenar gas natural. En este caso, la captura y almacenamiento del dióxido de carbono sería imposible tenerlo.

Es también válido para materias primas como el fueloleo pesado.

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7.4. Reformado autotérmico de gas natural

El reformado autotérmico se conoce por las siglas “ATR” (Auto-Thermal Reforming), y comenzó a llevarse a cabo en grandes plantas centralizadas, aunque cada vez más se puede producir a pequeña escala.

Es un proceso que combina tanto el reformado con vapor de agua como la oxidación parcial, ya que en el primer caso es necesaria la adicción de energía, mientras que en el segundo la reacción es exotérmica, por lo que combinando ambas se tiene un balance neto nulo. La eficiencia global del proceso es similar a la de POX y algo menor que la de SMR, y la cantidad de agua necesaria en esta ocasión es mucho menor que para esta última (entre 2,5 y 4 veces menos). La elección entre SMR y ATR dependerá de cada explotación.

La cantidad de monóxido de carbono producido se desplaza con agua para producir mayor cantidad de hidrógeno y también dióxido de carbono, que tendría que ser capturado y almacenado.

7.5. Pirólisis de un combustible sólido

La pirólisis es un proceso que consiste en la descomposición por la acción del calor y en ausencia de oxígeno de un combustible sólido. En el caso que se tenga carbón, la temperatura necesaria es de 1.200ºC, mientras que si se tiene biomasa se necesitarían 450ºC.

Los productos resultantes de este proceso dependen obviamente de las condiciones de operación (temperatura y presión), del combustible de partida y de los tiempos de permanencia del mismo, pero en líneas generales son gases compuestos por hidrógeno, monóxido de carbono, dióxido de carbono e hidrocarburos (principalmente metano); líquidos hidrocarbonados; y residuos carbonosos (coque).

En todo momento interesa controlar las reacciones que se produzcan para que el resultado de las mismas sea un gas de síntesis formado por monóxido de carbono e hidrógeno, para que así pueda acondicionarse con agua, de la misma manera que para el caso del reformado de gas natural.

La pirólisis de carbón es un proceso que se conoce desde hace bastante tiempo y en el que se somete al carbón a temperaturas de 1.200ºC en condiciones de ausencia de oxígeno, de tal manera que se produce un gas con una composición de 50% de hidrógeno, 10% de monóxido de carbono, 2% de dióxido de carbono, 30% de metano,

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4% de nitrógeno y 4% de otros hidrocarburos. Además también se genera una fracción sólida que se conoce con el nombre de “coque”.

Finalmente decir que este proceso también tiene interés para la utilización de los residuos sólidos urbanos como combustible y la producción de gas de síntesis y líquidos hidrocarbonados, produciendo a partir de ellos el hidrógeno perseguido.

7.6. Gasificación de un combustible sólido

La gasificación es un proceso termoquímico en el que al combustible (carbón, biomasa, residuos sólidos urbanos) se le degrada en parte sometiéndole a unas condiciones de ausencia parcial de oxígeno (entre 10% y 50% del necesario estequiométricamente) y elevadas temperaturas (entre 700 y 1.500ºC), obteniéndose en cualquier caso un gas compuesto por monóxido de carbono, dióxido de carbono, hidrógeno y metano, cuyas proporciones variarán en función del combustible empleado y de las condiciones del proceso.

En este caso, hay que tener en cuenta que el resultado final obtenido será uno u otro dependiendo del agente gasificante empleado para llevar a cabo la gasificación. Si se emplea aire, el resultado final de la gasificación es un gas denominado “gas pobre”, cuya composición es 25-30% de CO, 65-70% de N2 y trazas de O2 y CO2. Para luego obtener hidrógeno es necesario que se produzca la reacción ya mencionada con agua que se expuso en el apartado correspondiente al reformado de gas natural con vapor de agua. Si por el contrario el agente gasificante es oxígeno y vapor de agua, y además es sometido a altas presiones y temperaturas, el resultado es un gas de síntesis que está formado principalmente por CO e H2, aunque también habría algo de CO2 y vapor de agua. Al igual que antes, el monóxido de carbono podría ser tratado con vapor de agua para generar más hidrógeno y dióxido de carbono que tendría que ser capturado y almacenado.

Llegado a este punto hay que comentar que la gasificación del carbón, biomasa o residuos sólidos urbanos se puede integrar perfectamente en un ciclo combinado (“IGCC”, siglas en inglés de Integrated Gasification Combined Cycle, o bien “GICC” en castellano, Gasificación Integrada en un Ciclo Combinado), para la generación simultánea de electricidad e hidrógeno, o bien la generación únicamente de electricidad a partir de la gasificación del combustible de partida, siendo necesaria en todo caso la captura y almacenamiento del dióxido de carbono producido de manera

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centralizada. En España se tiene una instalación que lleva a cabo esta técnica y es la planta de ELCOGÁS en Puertollano (Ciudad Real), donde se produce la gasificación de carbón que genera un gas que luego es empleado en una central de ciclo combinado, donde existe una turbina de gas de 200 MW y una turbina de vapor de 135 MW, o bien también para la producción de hidrógeno.

En la figura 3.2 se muestra un esquema sencillo de gasificación de un combustible sólido como la biomasa o los residuos sólidos urbanos.

Gasificación Limpieza

Combustible

Gasbruto

O2 H2O

Vapor Separación CO2 CO2

Purificación H2H2 99,99%

Gasbruto

CO + H2O CO2 + H2

Hay que tener en cuenta que la gasificación, tal y como se ha comentado anteriormente, se puede emplear para la generación de un gas (hidrógeno o gas de síntesis) que se destine directamente a una central de ciclo combinado para la generación de energía eléctrica. En el caso que fuera biomasa, el dióxido de carbono que se produciría sería el que previamente se ha sintetizado para la formación de la propia materia viva (sin tener en cuenta las emisiones generadas como consecuencia de las operaciones necesarias para disponer de dicho recurso), por lo que se podría liberar a la atmósfera directamente con un balance nulo entre la absorción y la emisión, y no siendo necesario un módulo de captura y almacenamiento de dióxido de carbono. En la figura 3.3 se muestra un esquema de este tipo.

Figura 3.2. Proceso de gasificación para un combustible sólido. Fuente: Linares Hurtado, J. I. et. al. 2007.

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Fraccionamientode aire

Aire

Compresorde aire

Turbina degas

Alternador

Cámara decombustión

Oxígeno

CombustibleGasificación

Residuo

Nitrógeno

Desulfuración

Azufre

Tratamientode agua

Caldera derecuperación

Turbina devapor Alternador

Si el combustible que se introduce en el gasificador no tiene un balance neutro frente al dióxido de carbono, es necesario situar un módulo de captura y almacenamiento de dióxido de carbono para evitar que se emita a la atmósfera de manera directa tras su transformación energética. En la figura 3.4 se muestra un esquema de producción de hidrógeno con captura de dióxido de carbono en un ciclo combinado con gasificación integrada. En él se puede observar que se puede producir hidrógeno y electricidad en función de necesidades de manera simultánea o no. El hidrógeno se produce como consecuencia de la derivación de parte del gas de síntesis producido tras la limpieza, sometiéndole a un proceso de desplazamiento con vapor de agua, como se explicó en el proceso de reformado de gas natural con vapor de agua. El gas resultante puede emplearse en el ciclo combinado sólo o con el gas de síntesis, o bien destinarse a pilas de combustible de alta o baja temperatura.

Figura 3.3. Esquema de gasificación integrada en un ciclo combinado con producción de electricidad. Fuente: Linares Hurtado, J. I. et. al. 2007.

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Este sistema todavía está sometido a importantes procesos de investigación, para optimizarlo todo lo posible y disminuir la inversión unitaria por unidad de potencia instalada (actualmente se estima entre 1.600 y 1.850 €/kW).

Gasificación Limpieza

Gasbruto

O2N2

Saturador

Gaslimpio

Combustible

Ciclo combinado

Unidad de separación de aire

N2 residual Aire

CO + H2O CO2 + H2

Separación CO2DesplazamientoVapor

CO2

Purificación H2

H2 99,99%

H2 bruto(70-80%)

Finalmente decir que este último esquema sería interesante para el tratamiento de residuos sólidos urbanos en grandes plantas de tratamiento.

7.7. Oxidación parcial de carbón

Este proceso es idéntico a la oxidación parcial de hidrocarburos, pero en este caso es necesario triturar convenientemente a un tamaño muy pequeño y mezclar posteriormente con agua. La reacción que tendría lugar sería la siguiente:

CnHm + ½ xO2 → ½ yH2 + xCO

La eliminación del monóxido de carbono se realizaría de la misma

manera que se comentó para la oxidación parcial de los hidrocarburos.

Figura 3.4. Esquema de gasificación integrada en un ciclo combinado con producción de hidrógeno, electricidad y captura de dióxido de carbono.

Fuente: Linares Hurtado, J. I. et. al. 2007.

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7.8. Electrólisis del agua

Este sistema se utilizó mucho en el pasado, pero debido al bajo precio de los hidrocarburos estos se emplearon en mayor medida para la obtención de hidrógeno. El vector energético producido por este método es de gran pureza, y la metodología seguida para su producción tiene bajo impacto ambiental.

La electrólisis es un proceso en el que aplicando una corriente eléctrica de manera continua a una solución en la que hay un electrolito disuelto (potasa cáustica generalmente, KOH, para mejorar la conductividad del agua, aunque también puede haber un polímero sólido con grupos sulfónicos unidos a un esqueleto polimérico), se produce la separación de los iones positivos o protones (H+) y de los iones negativos o hidroxilos (OH-). Los iones positivos toman electrones en el cátodo (polo o electrodo negativo) y forman átomos neutros de hidrógeno que se unen de dos en dos y forman las moléculas de hidrógeno, que son las que se pueden recoger por desprenderse en forma de burbujas como lo hacen los gases.

La reacción global es la siguiente:

Energía eléctrica + 2 H2O → 2H2 + O2

Esta reacción tiene lugar en unos dispositivos conocidos con el

nombre de “electrolizadores”, en donde el ánodo y el cátodo se encuentran separados por una membrana permeable a los iones para así poder mantener un equilibrio de cargas, y cuya apariencia se muestra en la figura 3.5. En función del electrolito utilizado, los electrolizadores se denominarán “alcalinos” (si se emplea KOH), o “de membrana de intercambio de protones “ (si hay un polímero sólido). Los primeros tienen un rango de temperaturas típico entre 70 y 120ºC, y de presiones entre 1 y 30 bar, mientras que los segundos funcionan a más baja temperatura (entre 30ºC y 80ºC), y a presiones incluso superiores a los 30 bar. La diferencia de potencial mínima entre los dos electrodos para que la electrólisis tenga lugar es de 1,23 Voltios, y disminuye según aumenta la temperatura del electrolito. Esto tiene una ventaja ya que el aporte de calor es más barato que el aporte de electricidad.

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A C A CH2O

O2

H+

H2 O2

OH-

H2O

H2

Membrana de intercambio de protones H + Alcalino

2 H2O + Energía 4H+ + 4e- + O2Ánodo:

Cátodo: 4H+ + 4e- 2H2

2H2O + Energía 2H2 + O2

4OH- + Energía O2 + 2H2O + 4e-

4 H2O + 4e- 2H2 + 4OH-

2H2O + Energía 2H2 + O2

La obtención de hidrógeno tiene lugar a presión atmosférica,

aunque si se trabajara a mayores presiones el hidrógeno se obtendría ligeramente comprimido y necesitaría posteriormente menor cantidad de energía para el almacenamiento y la distribución. Sirva como ejemplo que se llevara a cabo la electrólisis a 50 bar de presión, el coste de la instalación se situaría entre 1.000 y 1.250 €/kW.

Se trata de un sistema que requiere una gran cantidad de energía para disociar la molécula de agua en hidrógeno y oxígeno, un total de 285,83 MJ/kmol a 25ºC, aunque sólo será necesario aportar en forma de electricidad 237,75 MJ/kmol, ya que el resto se recibe en forma de calor. Partiendo del valor del PCI del hidrógeno que se expuso en el apartado de “Generalidades del Hidrógeno” (242 MJ/kmol), se producirían 1,02 kJ de hidrógeno por cada kJ eléctrico. Pero si la reacción, en lugar de producirse a esa temperatura tiene lugar con vapor de agua a 1.000ºC, el consumo de electricidad para llevar a cabo la electrólisis es menor (177,66 MJ/kmol), y por tanto la producción de hidrógeno sería de 1,36 kJ de hidrógeno por cada kJ eléctrico. Por tanto, puesto que se tienen elevadas necesidades energéticas para tener la electrólisis del agua, no se puede pretender posteriormente que la energía que suministre el hidrógeno sea mayor que la necesaria para su disociación. Es por eso, por lo que si el hidrógeno va a ser empleado en pilas de combustible, el proceso de manera global puede tener una rentabilidad dudosa.

Figura 3.5. Esquema de funcionamiento de un electrolizador de intercambio de protones y otro alcalino. Fuente: CENER. 2006.

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A la vista de lo comentado con anterioridad, se establece que la electrólisis del agua se puede producir de dos maneras diferentes en función de la temperatura a partir de la cual se produzca el proceso:

• a baja temperatura: como se ha visto, la necesidad de

electricidad es muy alta en comparación con la energía que luego el hidrógeno puede ofrecer. En el caso que éste se emplee en una pila de combustible en la que el rendimiento sea de aproximadamente el 60-70%, la eficiencia energética de todo el proceso será negativa en términos de electricidad. Este proceso tiene un especial interés para llevarse a cabo con la energía eléctrica producida a partir de las energías renovables en aquellos momentos en los que la producción sea superior a la demanda, o incluso cuando el precio de la energía eléctrica en el mercado energético sea bajo e interese almacenarla en forma de hidrógeno para verterla a la red cuando el precio de la electricidad sea mayor, y por tanto se tenga así un mayor beneficio económico. Este sistema se está ya estudiando para el caso de la energía eólica, en algunas compañías de energías renovables españolas. Como ejemplo, se puede decir, que para producir 1 kWh de hidrógeno utilizable es necesario, siempre en función de las conversiones eléctricas, 3,3 kWh si la energía tiene un origen hidráulico y 20 kWh si la energía proviene de paneles fotovoltaicos.

• a alta temperatura: en este caso aunque también se tiene un consumo elevado de electricidad, resulta menor que para la electrólisis a baja temperatura en un porcentaje entre el 30% y el 45%. Para ello se necesita tener vapor de agua a alta temperatura, y ésta deberá ser suministrada por una fuente que permita conseguir dichos valores, como puede ser la energía nuclear (si la fuente de energía primaria es tradicional), o energía solar térmica de alta temperatura (para el caso de fuentes de energía primaria renovables). El electrolito empleado en este caso es sólido de cerámica, realizado en óxido de circonio recubierto de electrodos porosos, y permite sin necesidad de un electrolito disuelto, que el hidrógeno y el oxígeno se dirijan cada uno a su electrodo. Todo ello se encuentra en fase de investigación aunque se tiene muchas esperanzas puestas en este proceso.

Respecto a la electrólisis producida a alta temperatura, se puede

decir que lo relativo a la energía solar se comentará más adelante,

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mientras que por lo que se refiere a la energía nuclear su utilización tiene la ventaja de no generar emisiones de dióxido de carbono, aunque tiene el inconveniente de la gestión de los residuos radiactivos. Además, al igual que ya se comentó para el caso de la gasificación integrada de carbón en un ciclo combinado, la energía nuclear permite la producción simultánea de energía eléctrica e hidrógeno, desplazándose la planta hacia uno u otro en función de la situación del mercado. El tipo de reactores necesarios para que la energía nuclear suministre estas elevadas temperaturas son los que se encuadran dentro del grupo “Generación IV”, cuya construcción finalizada estará lista a partir del año 2030 (aunque algunos modelos se adelanten aproximadamente una década), en los que la temperatura de operación del reactor es superior a los escasos 400ºC, de los actuales reactores de la Generación II y III, y que resultan totalmente innecesarios.

7.9. Producción termolítica a alta temperatura

Bajo este epígrafe se consideran aquellos procesos en los que se produce la extracción de la molécula de hidrógeno por medio de la aplicación de calor, ya que las reacciones que tienen lugar para la extracción de dicha molécula del agua, de combustibles fósiles o de biocarburantes, son endotérmicas. Por lo que se refiere a los procesos como el reformado, la gasificación y la pirólisis descritos anteriormente, se puede decir que si la energía necesaria para llevarse a cabo dichos procesos se toma de fuentes externas como pueden ser la energía nuclear o la energía solar térmica de alta temperatura, serán considerados como “procesos termolíticos”. Si por el contrario la energía la toman de la propia materia prima mediante una combustión de la misma, se considerarán como “procesos termoquímicos”.

Los procesos que se consideran en este caso, se clasifican en tres Clases en función de la temperatura de operación:

a) Clase I: son todos aquellos que requieren temperaturas

inferiores a 1.000 ºK.

b) Clase II: aquellos que tienen lugar a temperaturas entre 1.000 ºK y 2.500 ºK.

c) Clase III: son los procesos que se producen a temperaturas superiores a 2.500 ºK.

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7.9.1. Clase I

Se producen a temperaturas moderadas, y son los que están basados en la familia del azufre y los de tipo UT-3.

a) Familia del azufre: requiere dos niveles de temperatura, uno a

850ºC que facilita la descomposición del ácido sulfúrico (H2SO4), y otro a 360ºC que hace lo propio para el ácido yorhídrico (HI). La materia prima empleada para la obtención de hidrógeno es el agua, y el esquema de este proceso se muestra en la figura 3.6.

1/2 O2 + SO2 + H2O

H2SO4

SO2 + 2H2O + I2

H2SO4 + 2HI

I2 + H2O

2HICalor hasta850 ºC

O2H2O H2

Calor hasta360 ºC

H2SO4 2HI

SO2 I2

Sección de Bunsen120 ºC

Figura 3.6. Esquema de la reacción para la familia del azufre.


b) Ciclo UT-3: se trata de un proceso que fue desarrollado por la Universidad de Tokio, que requiere varios niveles térmicos, siendo el más elevado el de 750ºC. El nivel intermedio de temperatura demandado no se acopla con las fuentes de calor existentes, por lo que la eficiencia es bastante baja. Además, para la producción de hidrógeno y oxígeno es necesario comprimirles, lo que conlleva un gasto energético. Desde un punto de vista general, este proceso no tiene demasiada importancia en cuanto a la producción de hidrógeno se refiere.

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7.9.2. Clase II 7.9.2.1. Procesos de descarbonización

En este grupo se incluyen el reformado con vapor de agua, la gasificación y la pirólisis, siempre y cuando la energía térmica necesaria la tomen de fuentes externas.

El aprovechamiento de fuentes externas de alta temperatura, tienen ventajas desde un punto de vista energético y medioambiental. Esto se puede ver, tomando como ejemplo el caso del reformado de gas natural con vapor de agua, en el que la energía necesaria para llevar a cabo el proceso se consiga por la combustión de parte del gas natural, y también a través de fuentes externas.

CH4 + H2O → CO + 3H2 Δho = 206,14 kJ/mol CH4. CO + H2O → CO2 + H2 Δho = - 41,2 kJ/mol CO.

Tomando las dos reacciones de manera conjunta, resulta lo

siguiente:

CH4 + 2H2O → CO2 + 4H2 Δho = 164,94 kJ/mol CH4.

La reacción anterior indica que para obtener 4 moles de hidrógeno

es preciso consumir 164,94 kJ. Asimismo, también indica que se obtienen 4 moles de hidrógeno a partir de un mol de metano, siempre y cuando los 164,94 kJ se suministren a partir de una fuente externa.

Para un proceso SMR tradicional, el suministro de energía se realiza a partir de la combustión del propio metano. La reacción estequiométrica que tiene lugar es la siguiente:

CH4 + 2O2 → CO2 + 2H2O Δho = - 802,31 kJ/mol CH4.

Para producir 4 moles de hidrógeno es necesario consumir 0,2056

moles de metano (164,94/802,31) y así producir la energía requerida para el proceso de reformado. Además, no sólo se generaría el dióxido de carbono resultante de la reacción de reformado (que es inevitable para la generación de hidrógeno a partir del metano), sino que también se formaría tras la combustión del metano para aportar la energía necesaria a la reacción de reformado.

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En definitiva, si a la reacción de reformado del metano con vapor de agua se le aporta la energía necesaria a partir de fuentes externas, se evitarían emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera (siempre y cuando la energía primaria que genere esa energía térmica necesaria sea un combustible fósil y no de energía nuclear, biomasa o energía solar térmica de alta temperatura), y se ahorraría energía que se podría destinar para otros menesteres.

7.9.2.2. Procesos por reducción de óxidos metálicos (MxOy)

Tienen lugar a temperaturas superiores a los procesos comentados anteriormente, y se llevan a cabo en dos pasos:

• en el primero de ellos, es necesario el aporte de energía

térmica para que se produzca la siguiente reacción:

MxOy → xM + y/2 O2

De entre todos los óxidos metálicos ensayados, el que tiene más posibilidades de emplearse es el óxido de zinc (ZnO), aunque el mayor inconveniente es la temperatura que requiere para que se lleve a cabo el proceso (2.300 ºK), y que se está investigando que sea a partir de energía solar térmica de alta temperatura. Se está ensayando también la descomposición del ZnO con la ayuda de carbono, que puede provenir de la biomasa o de un combustible fósil, de tal manera que las necesidades térmicas pasan a 1.300 ºK, siendo todavía muy elevadas.

• en el segundo, se produce la hidrólisis del agua, con la

consiguiente formación nuevamente del óxido metálico empleado en el paso anterior y posterior reciclado, e hidrógeno.

xM + yH2O → MxOy + yH2

7.9.3. Clase III

En esta ocasión se produce un proceso denominado “termólisis del agua”, en el que la reacción de disociación de dicha molécula tiene lugar en un único paso, y para ello se requieren altas temperaturas (superiores a 2.500 ºK). No sólo este proceso tiene ese inconveniente, también existe otro y es el de conseguir una técnica

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efectiva de separación del hidrógeno y el oxígeno, para evitar una mezcla explosiva, lo que obliga a que todavía no se tenga una planta piloto que lleve a cabo este proceso.

VIII. HIDRÓGENO vs ENERGÍAS RENOVABLES

Tal y como ya se ha comentado a lo largo de este Tema, las energías renovables se pueden emplear para la producción de hidrógeno. El objetivo de este capítulo, es demostrar todas las posibilidades que tienen estas fuentes de energía alternativas para la producción de este vector energético, en ocasiones, a partir de procesos idénticos que para combustibles tradicionales, los cuales se comentarán más adelante.

Para comenzar, en la figura 3.7 se presenta el esquema de producción de hidrógeno a partir de las distintas energías renovables.

Biomasa

Residuos

Energíageotérmica

Energía solar

Ciclostermoeléctricos

Energía eléctrica Electrólisis del agua

Gasificación

Reformado

Gases de síntesis

Purificación

Síntesis de NH3

Síntesis demetanol CH3OH

H2

Cracking

Cracking/Reformado

FUENTES DE ENERGÍAPRIMARIAS

FUENTES DE ENERGÍASECUNDARIAS

PORTADORES DEENERGÍA QUÍMICA

Energía hidráulica

Energía eólica

Generadoreseléctricos

Fotovoltaica

Metabolismo

Fermentación Biogás

Energía marina

Figura 3.7. Sistemas de producción de hidrógeno a partir de energías renovables. Fuente: Valero Capilla, A. et. al. 2003.

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El hidrógeno debe estar ligado de manera estrecha a las energías renovables, porque posibilitaría que aquellas que no tuvieran el carácter de “gestionable”, dado que no se ajusta su producción a la demanda del sistema eléctrico, sí podrían considerarse como tales mediante la producción intermedia de hidrógeno, a partir de la electricidad que ellas generan, y luego a través de una pila de combustible generar energía eléctrica. Esto ya se está ensayando con ciertos avances en España para el caso de la energía eólica, y en menor medida con energía solar fotovoltaica. Además, como ya se ha comentado en este Tema, el hidrógeno sólo tendrá carácter renovable, si para su obtención se han empleado fuentes de energía alternativas.

8.1. Biomasa

Ya se conoce que el origen de la energía que necesitan las plantas y los animales para su desarrollo se encuentra en el Sol, y que es necesaria para llevar a cabo un proceso endotérmico de poca eficiencia (8,4% el valor de eficacia máxima teórica), por el que se fija el dióxido de carbono atmosférico en carbohidratos, conocido con el nombre de “fotosíntesis”. Es por tanto una energía renovable muy importante, ya que asimila átomos de carbono que luego posteriormente no se emiten a la atmósfera, de ahí incluso que se la considere como “sumidero de dióxido de carbono”, y sirva como ejemplo que cada kilogramo de madera captura 1,47 kg de CO2, mientras que tras su transformación energética genera 1,07 kg.

Realizada ya la introducción anterior, seguidamente se van a comentar los procesos por los cuales se obtiene hidrógeno a partir de la biomasa.

8.1.1. Gas de vertedero, biogás y gas de síntesis

Son ya conocidos los procesos de gasificación, pirólisis y digestión anaerobia, a partir de los cuales se obtienen gases ricos en un compuesto que también posee el gas natural, y que es el metano, y que posteriormente por medio de las reacciones descritas en el punto 7.1 (SMR), se obtiene hidrógeno.

8.1.2. Biometanol

También se puede obtener metanol a partir de la biomasa, y ser ése un válido precursor del hidrógeno, ya que su transporte y

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almacenamiento serían menos problemáticos que los llevados a cabo con el hidrógeno. Es importante ese compuesto, ya que incluso algunas pilas de combustible, como en otro apartado se comentará, pueden utilizar directamente metanol, presentando una serie de ventajas el almacenamiento de éste frente al almacenamiento de hidrógeno, ya que en condiciones normales el primero es líquido y el segundo gaseoso, con lo que eso conlleva de posibles pérdidas en fase gaseosa. En la actualidad, la mayor parte del metanol obtenido en el mundo se genera a partir del gas natural, ya que su principal compuesto es el metano. Pero a partir del gas de vertedero o del biogás generado en las digestiones anaerobias, y del gas producido en la gasificación y en la pirólisis, también se puede producir metanol. Las reacciones a las que se somete al gas son las siguientes:

CH4 + H2O → CO + 3H2 CO + H2O → CO2 + H2

A partir de un compuesto o de otro, se puede producir la síntesis

del metanol, gracias a la presencia de catalizadores basados en níquel, tal y como se presenta en las siguientes reacciones:

CO + 2H2 → CH3OH

CO2 + 3H2 → CH3OH + H2O

Una vez que se tiene ya el metanol, la producción de hidrógeno se puede producir por varias vías:

• oxidación parcial con oxígeno o aire: la reacción que tiene lugar

es idéntica a la que se describe en el punto 7.3, pero en este caso a diferencia del metano se parte de metanol.

CH3OH + ½ O2 → CO2 + 2H2

Se trata de una reacción exotérmica, que presenta un gran interés por la posibilidad de llevarse a cabo una transformación in situ del metanol en hidrógeno, bajo la propia presencia del oxígeno del aire y su uso posterior en pilas de combustible. La dificultad principal de esta reacción es la presencia de un catalizador que actúe a bajas temperaturas, que no oxide el hidrógeno a agua, y que posibilite una mínima formación de monóxido de carbono, ya que así se podrá oxidar para formar más dióxido de carbono, y utilizarse en la formación de más

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hidrógeno. Los que hasta la fecha han sido investigados son los de Cu/ZnO y Pd/ZnO.

• reformado con vapor de agua: como base, vale lo comentado

en el punto 7.1, siendo la reacción principal la siguiente:

CH3OH + H2O → CO2 + 3H2

La realización conjunta de la oxidación parcial y el reformado con vapor de agua, permite obtener hidrógeno a partir de un balance energético prácticamente nulo, ya que la oxidación parcial es exotérmica y el reformado endotérmico. El proceso combinado se puede llevar a cabo a altas temperaturas, pero eso es poco operativo, por lo que se está investigando el empleo de catalizadores que disminuyan esa temperatura de operación, fundamentalmente basados en Cu, Ni, Pd y Pt.

• descomposición: la reacción que tiene lugar es la siguiente:

CH3OH → CO + 2H2

8.1.3. Bioetanol

Decir también, que se conoce la posibilidad de, a partir de la biomasa, generar bioetanol por procesos de fermentación alcohólica. Si a ese compuesto se le somete a un proceso de reformado, las posibilidades que se tendrían, al igual que sucedió para el gas natural, son las siguientes:

• reformado con vapor de agua: de todas las opciones, es la que

más se ha desarrollado. Se trata de una reacción endotérmica, susceptible de recibir calor externo. La producción de hidrógeno en este caso es mayor por mol de bioetanol. En España ya se ha producido hidrógeno a partir de bioetanol, empleando este proceso.

CH3CH2OH + 3H2O → 2CO2 + 6H2

• oxidación parcial:

CH3CH2OH + 3/2 O2 → 2CO2 + 3H2

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• autotérmico:

CH3CH2OH + H2O + O2 → 2CO2 + 4H2

Una reacción que también se puede considerar, es la producción de

hidrógeno a partir de determinados compuestos, de tal manera que se elimina el proceso de fermentación. Es lo que por ejemplo puede suceder, cuando se utiliza sorbitol y se le somete a un proceso de reformado con agua (“APR” Aqueous Phase Reforming). La reacción que tiene lugar es la siguiente:

C6H14O6 + 6 H2O → 6CO2 + 13H2

8.1.4. Electricidad

La utilización de los diferentes tipos de biomasa para la generación de electricidad, y por medio de ella producir hidrógeno, es un método válido también de utilización de esta energía renovable. Por tanto, se acepta lo comentado para el caso de la electrólisis del agua.

Finalmente decir que la producción de hidrógeno a partir de biomasa se llevará a cabo en grandes plantas centralizadas, para que por economías de escala, el coste de producción del hidrógeno sea lo más bajo posible.

8.2. Eólica

La energía obtenida por el aprovechamiento de la fuerza del viento es eléctrica, y puede ser aprovechada para la producción de la electrólisis del agua, ya comentada en el punto 7.8 del presente Tema. Puesto que el coste de generación eléctrico a partir de aerogeneradores es el más bajo de todos los de las energías renovables, a priori la producción más barata de una unidad de hidrógeno con aquéllas será con la energía eólica.

Aunque la eólica es de todo el conjunto de energías renovables la que más potencia instalada posee en España, no parece que se pueda decir que se vaya a tener una producción masiva de hidrógeno con esta energía eólica. Si en una pila de combustible que trabaja a baja temperatura, por ejemplo, se tiene una eficiencia del 50%, la eficiencia del conjunto del sistema tiene un valor siguiente:

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(3,5 kWh aportados al electrolizador/Nm3 H2) (1 Nm3 H2/3 kWh) (100 kWh consumidos H2/50 kWhe producidos por la pila) = 2,33 kWhe aportados/1 kWhe producido.

Por tanto, a la vista del valor final obtenido anteriormente, se deduce que se recupera aproximadamente un 43% de la electricidad generada por la energía eólica, por lo que es previsible que no sea una técnica masiva de producción de energía, aunque podría darse en función de las tarifas existentes en horas punta, valle y llano.

A pesar de lo comentario anteriormente, en los últimos tiempos se están llevando a cabo numerosas investigaciones sobre la posibilidad de integrar en una única instalación, una planta con aerogeneradores y electrolizadores para la producción de hidrógeno, para así poder almacenar la cantidad de energía eléctrica excedente y que no se vierte a la red, y ser considerada esta energía renovable como gestionable, lo que redundaría en tener ventajas considerables. Para ello se tendría que dar unas condiciones como tener una baja inversión y unos bajos costes de mantenimiento de todo el sistema de hidrógeno.

Hay que tener en cuenta que la producción de hidrógeno se puede llevar a cabo con una instalación eólica que tenga conexión a red y también con una instalación que no la tenga. En primer lugar, en la figura 3.8 se presenta un esquema de producción de hidrógeno a partir de energía eólica con una instalación conexionada a la red.

Red eléctrica

Acondicionamientode energía

Sistemas decontrol

ca cc

Electrolizador

H2O

+

-V

Pila decombustible

Almacenamientode hidrógeno

H2 gas

H2 gas

O2 gas Transporte dehidrógeno: camiones,

tuberías, etc.

Uso

Energíaeólica

Figura 3.8. Esquema de una instalación de hidrógeno por energía eólica con conexión a la red eléctrica. Fuente: Linares Hurtado, J. I. et. al. 2007.

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Por otro lado, en la figura 3.9 se muestra el mismo esquema anterior, pero en lugar de tener la posibilidad de verter la energía eléctrica a la red, en este caso no se tiene conexión a la red eléctrica.

Acondicionamientode energía

Sistemas decontrol

ca cc

Electrolizador

H2O

+

-V Almacenamiento

de hidrógeno

H2 gas

O2 gas

Transporte dehidrógeno: camiones,

tuberías, etc.

Uso

Energíaeólica

8.3. Solar

Como bien es ya sabido, la energía solar se puede clasificar de la siguiente manera:

a) Térmica: se produce el calentamiento de un fluido para ser

aprovechado en la producción de agua caliente sanitaria, calefacción y/o producción de vapor para la generación de electricidad. En función de la temperatura del mencionado fluido, se puede distinguir entre baja temperatura y media-alta temperatura. Para el caso de la producción de hidrógeno mediante energía solar térmica es necesario tener energía solar térmica de media-alta temperatura, como después se verá.

b) Fotovoltaica: en este caso, se produce energía eléctrica que es la que se emplea de manera directa para la generación de hidrógeno mediante la electrólisis del agua.

El futuro prometedor que se le augura a la energía solar térmica de

media-alta temperatura es importante, no sólo por el número de

Figura 3.9. Esquema de una instalación de hidrógeno por energía eólica sin conexión a la red eléctrica. (Fuente: Linares Hurtado, J. I. et. al. 2007).

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instalaciones que se van a construir en España y fuera de ella, sino también por las posibilidades que posee de participar como aporte de energía en los distintos procesos termolíticos existentes para la producción de hidrógeno y que se comentaron anteriormente en detalle en el punto 7.9. En la figura 3.10 se muestra un esquema en el que se tiene en cuenta a la energía solar termoeléctrica.

Red de suministrode agua

Central solartermoeléctrica Calor

H2/H2O

Cambiadorde calor

H2O (l)

Separador de lafase gaseosa

Recuperadorde calor

Electrolizador paraalta temperatura

Recuperadorde calor

H2

Convertidorca/cc

Corriente alterna

Separador de lafase gaseosa

O2

O2/H2OH2O (v)

Asimismo, la generación de electricidad en huertos solares (solar

fotovoltaica) de cierta potencia, tampoco se puede despreciar para la producción de hidrógeno de manera masiva, más aun con el incremento de potencia instalada que se ha tenido en España a partir del año 2004. El empleo a pequeña escala de la energía solar fotovoltaica hay que tenerlo en cuenta sobre todo para el

Figura 3.10. Esquema de una instalación de electrólisis a alta temperatura con energía solar termoeléctrica.


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autoabastecimiento. Al igual que para la energía solar térmica, en la figura 3.11 se muestra un esquema de principio.

Placassolares

Control depotencia

Red eléctrica

Electrolizador

Hidrógeno Oxígeno

AguaTanqueelectrolito

Para esta energía renovable, al igual que ya se comentó para la energía eólica, la producción de hidrógeno con la electricidad generada de manera solar, es una ventaja adicional por la posibilidad que se tiene de almacenar la energía y producir electricidad en aquellos momentos en los que ésta esté en el mercado a un mayor precio, teniendo en cuenta las tarifas existentes en horas punta, valle y llano. Al igual que para los parques eólicos, en este caso las instalaciones solares podrían también considerarse como “gestionables”.

Se ha comentado hasta ahora que la energía solar se utiliza para la generación de hidrógeno en unos dispositivos conocidos con el nombre de “electrolizadores”. Pero hay que decir también que la energía solar se puede emplear de manera directa en unos dispositivos que combinan elementos fotovoltaicos y electrolizadores, conocidos con el nombre de “células fotoelectroquímicas (PEC)”.

8.4. Hidráulica

Esta energía renovable sirve para la producción de energía eléctrica como consecuencia de los saltos hidráulicos existentes en los cursos

Figura 3.11. Esquema de una instalación de electrólisis a baja temperatura con energía solar fotovoltaica. Fuente: Creus Solé, A. 2004.

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fluviales. Es por ello por lo que la energía que genera sólo se puede utilizar en procesos de electrólisis, al igual que se comentó para la energía eólica o para la energía solar fotovoltaica.

8.5. Geotérmica

En este caso, vale también todo lo comentado anteriormente para el caso de la energía hidráulica, aunque en España es complicado que a partir de ella se pueda producir hidrógeno, debido básicamente a la escasez de recursos geotérmicos de media y alta temperatura que se puedan destinar para la generación de energía eléctrica, a diferencia de países como Islandia, en donde la producción de hidrógeno a partir de la energía geotérmica es uno de sus objetivos energéticos principales.

8.6. Marina

Ya se dijo en el Tema 2 que hay varias formas de aprovechar el recurso energético marino. Generalmente la energía final obtenida es del tipo eléctrica, por lo que su implicación con la producción de hidrógeno sería a través del proceso de la electrólisis, aunque si se aprovecha la diferencia de temperaturas entre la parte superficial y profunda del mar (energía del gradiente térmico o energía termomarina), también se puede destinar a fines térmicos. En este caso se puede generar agua dulce y electricidad, por lo que de manera conjunta y en una misma instalación también se puede sintetizar el hidrógeno.

8.7. Otros procesos renovables

En este grupo estarían dos tipos de procesos, en los que en ambos se emplea la energía proveniente del Sol para llevar a cabo la electrólisis del agua. Actualmente se encuentran en investigación, por lo que tienen que ser desarrollados en mayor medida.

a) Procesos fotobiológicos: a partir de microalgas

(Chlamydomonas reinhardti, Spirulina), bacterias fotosintéticas (Rhodospirillum rubrum), bacterias de fermentación oscura y/o cianobacterias (Anabea cylindrica), y gracias a la absorción de la energía proveniente del sol, se produce una disociación fotolítica del agua generando hidrógeno y oxígeno, gracias también a la actividad de diferentes enzimas como la

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hidrogenasa o la nitrogenasa. La eficiencia de un tipo de organismo es diferente al de otro, y sirve como ejemplo el de las microalgas que es del 10%, mientras que el de las bacterias fotosintéticas es del 6%.

b) Procesos fotoelectroquímicos: en esta ocasión, a partir de la energía solar y gracias a la presencia de determinados semiconductores, se puede generar también hidrógeno. Este sistema tiene un alto interés, ya que posee una eficiencia 30% mayor que la de la electrólisis llevada a cabo con paneles fotovoltaicos, y además la posibilidad de reducción de costes es muy elevada.

IX. CAPTURA, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO DE DIÓXIDO DE CARBONO 9.1. Introducción

La captura, el transporte y el almacenamiento no se pueden establecer en todos aquellos puntos emisores de dióxido de carbono, ya que tienen un coste importante. Es por ello, por lo que están pensados para focos de grandes dimensiones en los que los que se consumen grandes cantidades de combustibles fósiles, empleados para la generación de electricidad o para satisfacer las necesidades energéticas de un proceso productivo. También se pueden emplear en grandes instalaciones que utilizan biomasa como fuente de energía.

Se ha visto a lo largo de este Tema, que hay numerosas posibilidades de producir hidrógeno, no sólo a partir de combustibles fósiles (como el gas natural o el carbón), tal y como se está haciendo en la actualidad, sino también a partir de energías renovables, así como participando éstas como fuente de energía junto con combustibles tradicionales. En algunos de esos procesos descritos, se ha comprobado que uno de los compuestos resultantes es el dióxido de carbono, principal gas de efecto invernadero, por lo que hay que evitar en todo lo posible su liberación de manera incontrolada a la atmósfera. Es ahí cuando resultan imprescindibles técnicas como las que en este capítulo se comentarán y desarrollarán.

Desde luego, cualquier utilización de combustibles fósiles en grandes instalaciones para la producción de hidrógeno, en las que también pueden participar las energías renovables, debería ir acompañado de estrategias como las aquí comentadas, para así contribuir a la estabilización del dióxido de carbono en la atmósfera a

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unos valores entre 450 y 750 ppmv (partes por millón en volumen), y no potenciar el cambio climático, que tan graves consecuencias está teniendo, como es de sobra conocido.

Se prevé, que desde la actualidad hasta el año 2050 aumenten ostensiblemente el número de instalaciones en las que se emitan importantes cantidades de dióxido de carbono, principalmente en el continente asiático, ya que es allí donde se encuentran países como China e India, que están creciendo a unos ritmos muy superiores a los de otros países desarrollados, y por supuesto con grandes demandas en el sector energético. Además, se prevén que aumenten en un número importante las instalaciones que utilicen combustibles tradicionales para la generación de hidrógeno y ser empleado de manera directa o en pilas de combustible, ya que son aquéllas las que poseen un coste de producción más bajo, frente a otras como las renovables, que al encontrarse muchas de ellas en fase de investigación, deben optimizarse desde un punto de vista técnico y/o económico.

El que se investiguen y desarrollen los métodos comentados en este capítulo, no implica que no se tomen otra serie de medidas para disminuir las concentraciones de dióxido de carbono en la atmósfera. Es por ello que acciones como el ahorro y la eficiencia energética, la utilización de fuentes de energía renovable, e incluso el aumento de sumideros biológicos de dióxido de carbono (como lo son las masas forestales), son muy importantes de cara a la estabilización atmosférica, anteriormente comentada.

9.2. Captura de dióxido de carbono

El dióxido de carbono generado actualmente es captado en ocasiones por la depuración de determinados gases industriales y posteriormente emitido a la atmósfera, aunque también puede ser extraído y empleado en otros procesos industriales.

Lo que aquí se va a comentar es la captación del mencionado gas para luego ser transportado y almacenado adecuadamente. Hay tres grupos de métodos fundamentales, que se diferencian en función del momento en el cual se produce la captura, y estos son los siguientes:

a) Captación posterior a la combustión: en este caso se produce la

separación del CO2 del resto de los gases mediante la aplicación de un solvente orgánico de naturaleza líquida, el cual tiene la capacidad de capturar dicha molécula y por medio de cambios en la temperatura y en la presión, se libera el dióxido de

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carbono del solvente, regenerándose nuevamente éste. En este caso, las ventajas e inconvenientes derivadas de dicho tratamiento, son las siguientes:

I. Ventajas:

• En este caso, las tecnologías empleadas están comercialmente disponibles, ya que se han venido empleando a nivel industrial en el refino de gas, en la producción de fertilizantes, etc.

• La adaptación de los sistemas de captura a las instalaciones existentes, requiere menos modificaciones, por lo que eso es bastante útil desde un punto de vista práctico.

• Es posible instalar varios de estos dispositivos en serie, por lo que el nivel de retención puede ser muy elevado.

II. Inconvenientes:

• En este caso hay que tratar una gran cantidad de gases, sobre todo si se compara con aquellos sistemas en los que la retención es anterior a la combustión.

• Puede haber impurezas que afecten de manera directa al sistema de captación.

• Los solventes orgánicos empleados en ocasiones tienen carácter tóxico, por lo que hay que extremar su utilización.

Las diferentes tecnologías empleadas, dentro de este grupo son las

siguientes:

• Absorción química.

• Adsorción física.

• Separación con membranas.

• Destilación criogénica.

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b) Captación previa a la combustión: en este caso se introduce en un reactor, vapor de agua y aire u oxígeno junto con el combustible considerado, de tal manera que se genera un gas denominado “gas de síntesis”, el cual se encuentra compuesto por monóxido de carbono e hidrógeno. Si posteriormente, al monóxido se le somete a una reacción de conversión con vapor de agua, el resultado es la generación de CO2 e hidrógeno, que se pueden separar correctamente. En este caso, se tienen concentraciones y presiones mayores de CO2, lo que permite que haya una mejor separación que si la captura se produce tras la combustión. Es el proceso típico para instalarse en centrales con tecnología de gasificación integrada en un ciclo combinado (IGCC).

Al igual que se ha comentado anteriormente, a continuación se

comentan las ventajas e inconvenientes que tendría este proceso:

I. Ventajas:

• La captura en este caso se produce a una mayor presión y concentración de dióxido de carbono, por lo que se reducen los costes de captura.

• Los costes de compresión para facilitar su transporte son menores que para el caso anterior.

• El producto principal es el gas de síntesis, que es empleado con fines comerciales.

• Este sistema se puede emplear con un elevado número de combustibles fósiles.

II. Inconvenientes:

• El combustible debe ser convertido a un gas sintético previamente.

• La utilización directa de hidrógeno como combustible, implicaría la modificación de las turbinas de gas y de las calderas.

c) Sistemas de captura durante la combustión: en este caso se

tienen dos opciones:

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• Sistema de calcinación-carbonatación: se produce la captura

del dióxido de carbono a alta temperatura. Consiste en someter a la caliza a ciclos de carbonatación y calcinación sucesivamente, de tal manera que a la corriente de gases se le pone en contacto con CaO y forma CaCO3 en el carbonatador, a unas temperaturas de 650-700ºC y presión atmosférica, posteriormente descomponiéndose en el calcinador por la adición de calor, en el que la cámara de combustión trabaja a unas temperaturas entre 850ºC y 950ºC, aproximadamente.

El esquema de este sistema se puede observar en la figura 3.12.

Carbonatador650-700 ºC

Calcinador850-950 ºC

CombustorTª > 1.000 ºCCalor

CaO

CaCO3

Gas de combustión

Gas sinCO2

CO2

• Sistema de combustión de oxígeno-gas u oxicombustión: en

lugar de emplear aire para llevarse a cabo la combustión de la fuente de energía primaria utilizada, se emplea oxígeno y así generar gases de combustión compuestos básicamente por CO2 y vapor de agua. Si esos gases son enfriados y comprimidos, el vapor de agua condensa y se puede extraer con cierta facilidad el CO2, aunque eso no implica que no sean necesarios otros tratamientos para eliminar aquellos contaminantes atmosféricos presentes en los gases de escape. Este proceso está unido con las centrales de nueva generación ultrasupercríticas, con turbinas de gas con o sin recuperación, y con la transformación de ciclos existentes convencionales. En la figura 3.13 se muestra un esquema de este proceso.

Figura 3.12. Esquema de la transferencia de calor desde el combustor al carbonatador para así mantener la calcinación.

Fuente: Ballesteros Aparicio, J. C. 2007.

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Combustible

Unidad deseparación de aire

Aire

N2, ArCaldera decombustión Precipitadores Desulfuración

Recirculadodel CO2

% CO2

% CO2

Particularizando para este caso, se puede decir que la oxicombustión presenta las siguientes ventajas e inconvenientes:

I. Ventajas:

• La tecnología se encuentra perfectamente desarrollada, aunque hay proyectos de I+D+i en marcha en la actualidad.

• Permiten una reducción del caudal de gases tratados, lo que lleva implícito una reducción de los volúmenes de hogar y calderas, así como una reducción de los costes de separación, compresión y almacenamiento.

• Provoca una mejora de transferencia de calor especialmente por mayores contenidos en CO2 y temperatura.

II. Inconvenientes:

• Genera un aumento de los inquemados.

• Se incrementan las inversiones a realizar porque necesita una unidad de separación de aire.

• Es necesaria una mayor I+D+i en aspectos operativos y de mantenimiento.

Figura 3.13. Esquema del proceso de oxicombustión. Fuente: Ballesteros Aparicio, J. C. 2007.

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• Se produce una degradación de zonas de radiación por corrosión.

Dentro de la oxicombustión, la tecnología de combustión en lecho

fluido atmosférico (CLFA) resulta prometedora (por el número de instalaciones que se prevé que se van a construir a medio-largo plazo), siendo una variante del lecho fluido burbujeante. En ella se dispone de aire primario de fluidificación que circula a velocidades superiores que en un lecho burbujeante, poniendo en movimiento el lecho, de tal manera que en un momento determinado las partículas en suspensión entran a formar parte de lo que es la corriente de gases. Existe también una zona de radiación donde el calor es transferido a las paredes por donde circula el agua. Los gases resultantes de la combustión pasan a un ciclón (donde las partículas sólidas se retienen), y luego a sobrecalentadores, recalentadores y economizador.

Los parámetros que hay que tener en cuenta en esta ocasión son la velocidad de fluidificación (entre 2 y 8 m/sg), el tamaño de las partículas que conforman el lecho, la temperatura del mismo (entre 800ºC y 900ºC), y un ratio de circulación de sólidos (entre 5 y 20).

A continuación se comentan las ventajas e inconvenientes de este proceso:

I. Ventajas:

• Las condiciones de funcionamiento de la caldera (temperatura, gradientes de transferencia, etc.), son similares a las de las centrales actuales.

• Se trata de una tecnología muy fiable y segura debido al mejor control de la temperatura y de la transferencia de calor (posibilita una reducción de los costes de separación, compresión y almacenamiento, así como una flexibilidad en el uso del combustible).

• Genera una corriente rica en CO2 y pobre en óxidos de nitrógeno.

• La desulfuración de los gases se encuentra integrado en el proceso.

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II. Inconvenientes:

• Se necesita trabajar en diseños específicos y escalados para la gran extracción de calor del material sólidos del lecho.

• Hay que trabajar con diferentes esquemas de fluidificación.

• Es necesario poseer una unidad de separación de aire.

• Se produce corrosión a baja temperatura, sobre todo en aquellos lugares por donde se inyecta el combustible.

En la actualidad la captura previa y posterior a la combustión del

dióxido de carbono, tiene una eficiencia entre el 85% y el 95%. Esos valores se pueden mejorar, siempre y cuando los dispositivos de captación sean mayores en tamaño que los probados en la actualidad, lo que conllevaría mayor consumo energético y una inversión mayor en las instalaciones. Para el caso del sistema de combustión de oxígeno-gas, se puede decir que la eficiencia es del 100%, pero si hay que instalar otros dispositivos para retener los óxidos de azufre o de nitrógeno, esa eficiencia baja a valores superiores al 90%.

Finalmente, en la figura 3.14 se expone una representación esquemática de los procesos comentados anteriormente.

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Aire

Procesoindustrial

Separacióndel CO2

Separación industrial

Combustión Separacióndel CO2

Posterior a la combustión

Aire

GasificaciónReforma

Separaciónde H2 y CO2

Previa a la combustión

Aire/O2 +Vapor

Combustión

Oxicombustión

O2

Compresión

Compresión

Compresión

Compresión

CO2

CO2

CO2

CO2

Producto

Calor y electricidad


H2


Otros productos

Separaciónde H2 y CO2

Materia prima

Combustiblesfósiles, biomasa

9.3. Transporte de dióxido de carbono

Una vez que el dióxido de carbono es capturado, es necesario transportarlo para posteriormente ser almacenado en un lugar habilitado al efecto. Seguidamente se comentan los métodos más habituales:

a) Gasoducto: ya hay varios lugares en el mundo donde se

emplean para el transporte del dióxido de carbono a alta presión. Por ejemplo, en Estados Unidos se transporta dicho compuesto desde los lugares naturales y/o antropógenos de

Figura 3.14. Representación esquemática de los sistemas de captura de dióxido de carbono. Fuente: PNUMA. 2006.

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producción hasta el lugar de utilización (en este caso no se produce almacenamiento, porque se emplea posteriormente en otros procesos industriales). Como es natural es necesaria la participación de equipos de impulsión para facilitar el movimiento del dióxido de carbono.

b) Buques: esta opción es interesante en aquellas situaciones en las que haya que transportar el CO2 largas distancias, al igual que sucede con otros combustibles como el butano o el propano, siempre en estado líquido. Esta opción de momento es escasamente empleada.

c) Camiones y vagones: es una opción técnicamente viable, pero económicamente más costosa que las comentadas anteriormente, por lo que si se generaliza el transporte de dióxido de carbono, sería raro que se extendiera su uso.

Para un futuro a medio-largo plazo en el que haya instalaciones de

captura de dióxido de carbono y sea necesario almacenarlo posteriormente, el uso de un método u otro estará obviamente condicionado por el coste económico de cada sistema. Éste es bajo si se compara con las técnicas de captura del mencionado gas. Los costes dependen de la distancia y de las cantidades a transportar. Sirvan como ejemplo algunos datos: el coste de transportar por gasoducto cada tonelada de dióxido de carbono a una distancia máxima de 500 kilómetros, para una cuantía total de más de un millón de toneladas anuales, estará entre 1 y 10 $. Si se compara estos valores con el de gas natural o el de hidrógeno, se observa que es sensiblemente más bajo, ya que posee aproximadamente 10 veces más de densidad que ésos. El transporte por barco tiene un interés importante, ya que debido a que los principales lugares de producción de dióxido de carbono no coinciden con los posibles lugares de almacenamiento de éste, hace que sea necesaria la utilización de este sistema de transporte. Utilizando los costes actuales de transporte de gas natural licuado, se puede decir que el transporte en barco del dióxido de carbono tendría un coste entre 25 y 50 $/t.

9.4. Almacenamiento de dióxido de carbono

Para el almacenamiento del dióxido de carbono, decir que existen varias opciones, y que seguidamente se comentarán:

a) Almacenamiento geológico. En este caso el CO2 es depositado

en determinadas formaciones geológicas, como son los

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yacimientos de petróleo y/o de gas, las formaciones salinas en profundidad y las capas de carbón inexplotables.

b) Almacenamiento oceánico. Por lo que respecta a este sistema, hay variantes, como posteriormente se podrá comprobar, pero en cualquiera de ellas el almacenamiento se produce en el mar.

c) Transformación y uso. Esta última opción más que un almacenamiento es la transformación del dióxido de carbono mediante reacciones químicas en otra serie de productos con un importante valor añadido, o incluso el empleo de dicho compuesto de manera directa en determinados usos industriales.

9.4.1. Almacenamiento geológico

Tal y como se ha comentado anteriormente, se parte de la posibilidad de almacenar el dióxido de carbono en lugares como los yacimientos de petróleo y de gas ya agotados, las formaciones salinas en profundidad, así como las capas de carbón inexplotables. En cualquier caso, el CO2 se inyecta de manera condensada, y los lugares que han albergado ya petróleo o gas natural, desde luego son los mejores para el almacenamiento del dióxido de carbono. Las técnicas empleadas en muchas ocasiones son comunes a las utilizadas en la industria de extracción del petróleo y/o del gas natural.

Según los estudios e investigaciones llevadas a cabo, se espera que el almacenamiento subterráneo se produzca en profundidades del entorno de 800 metros, ya que a partir de dicho valor las condiciones de presión y de temperatura son extremas y posibilitan que el CO2 se encuentre en estado líquido. Además, hay que tener en cuenta que encima del yacimiento haya un estrato rocoso estanco que impida la liberación del mencionado gas en estado líquido, porque en esas condiciones se generan fuerzas ascensionales.

Los lugares susceptibles de este tipo de almacenamiento se distribuyen tanto en tierra como en el mar. El potencial técnico (cantidad en la que es posible reducir las emisiones de gases de efecto invernadero mediante la aplicación de una tecnología o práctica ya demostrada), se muestra en la tabla 3.2, haciendo especial hincapié en la distribución de las posibilidades en función del tipo de yacimiento que se disponga.

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Tipo de depósito

Estimación inferior de la capacidad de

almacenamiento (Gt CO2)

Estimación superior de la capacidad de

almacenamiento (Gt CO2) Yacimientos de petróleo y gas

675* 900*

Filones de hulla inexplotables

3-15 200

Formaciones salinas profundas

1.000 No es seguro, pero

posiblemente 10.000

A la vista de los valores de la tabla 3.2, y sobre la base de las estimaciones llevadas a cabo del potencial económico (cantidad de reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero que podría lograrse de forma rentable en comparación con una opción específica, teniendo en cuenta circunstancias como el precio de la reducción de las emisiones de CO2 y el coste que eso supone), para este siglo XXI se necesitarían unos almacenamientos capaces de albergar cantidades entre 200 y 2.000 Gt de CO2, con lo que se dispondría de espacio suficiente.

Una pregunta que se podría realizar cualquier persona sería sobre la posibilidad que el dióxido de carbono inyectado en zonas profundas se liberara a la atmósfera algún día. Ante dicha situación, hay que hacer un planteamiento en dos sentidos:

• en el ámbito global. Decir que los lugares que han sido ya

estudiados y analizados para albergar el mencionado gas de efecto invernadero son seguros no es ninguna temeridad, más aun cuando se estima que cantidades entre el 90% y el 99% de la cantidad almacenada durante 100 años, o entre el 60% y el 95% durante 500 años, hacen de ese almacenamiento una opción válida para actuar de manera positiva sobre el cambio climático.

• en el ámbito local. Se podrían producir fallos en los pozos de inyección o fugas ascendentes en pozos abandonados, que en cualquier caso con las técnicas de detección de fugas en los pozos petrolíferos y/o gasistas, podrían ser controladas sin dificultad. El impacto inmediato sería sobre las personas que estuvieran en las proximidades o sobre las personas que

Tabla 3.2. Capacidad de almacenamiento para diversas opciones de almacenamiento geológico. (*: esas cifras podrían aumentar un 25% si se

incluyen los yacimientos de petróleo y de gas que todavía no se hayan descubierto a día de hoy). Fuente: Metz, B. et. al. 2005.

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tuvieran que sofocar las fugas. Cantidades entre el 7% y el 10% de dióxido de carbono en el aire serían peligrosas para la vida de las personas. En todo caso, la cantidad liberada a la atmósfera sería muy inferior a la cantidad inyectada. Otra situación que se podría dar a nivel local, sería la existencia de fugas a través de fracturas o fallas en el terreno. En este caso, las aguas profundas serían las más afectadas, pudiendo incluso acidificarse los suelos.

Por lo que respecta a los costes, decir que dependen en función de

si el almacenamiento se va a llevar a cabo en tierra o en mar, de la profundidad del mismo, de las características geológicas del almacenamiento, etc., el coste será uno u otro. De manera general se puede decir que los costes más bajos son para almacenamientos en tierra, de escasa profundidad y alta permeabilidad.

A nivel mundial, ya hay lugares donde esto se está produciendo con resultados satisfactorios. En la tabla 3.3 se presentan varios ejemplos de proyectos ya iniciados.

Nombre del proyecto

País

Inicio de la

inyección (año)

Índice medio diario de inyección aproximado (t CO2/día)

Almacenamiento total previsto

(t CO2)

Weyburn Canadá 2000 3.000-5.000 20.000.000 In Salah Argelia 2004 3.000-4.000 17.000.000 Sleipner Noruega 1996 3.000 20.000.000

K12B Países Bajos

2004 100 (1.000

programadas para 2006)

8.000.000

Frio Estados Unidos

2004 177 1.600

Fenn Big Valley Canadá 1998 50 200 Qinshui Basin China 2003 30 150

Yubari Japón 2004 10 200 Recopol Polonia 2003 1 10 Gorgon

(programado) Australia 2009 10.000 Se desconoce

Snohvit (programado)

Noruega 2006 2.000 Se desconoce

Tabla 3.3. Lugares en los que se está llevando a cabo, está en curso o se ha previsto almacenamiento de dióxido de carbono, desde pequeñas aplicaciones a

aplicaciones a gran escala. Fuente: Metz, B. et. al. 2005.

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9.4.2. Almacenamiento oceánico

Consiste en la inyección del dióxido de carbono en mares y océanos a más de 1.000 metros de profundidad. El transporte hasta este lugar se produciría mediante gasoductos o buques, encontrándose actualmente en fase de investigación, y las formas de materializarlo serían las siguientes, en función del sistema de transporte elegido:

a) Por gasoducto: formación de un penacho de CO2 ascendente o

descendente, formación de un lago de CO2 en el fondo marino, dispersión de mezcla CO2/CaCO3.

b) Por barco: dispersión de CO2 por buque, formación de un lago de CO2.

No se ha cuantificado aun la cantidad de dióxido de carbono que se

podría almacenar en mares y océanos. Partiendo de la hipótesis de concentración atmosférica entre 350 y 1.000 ppmv, la cantidad que podría haber almacenada sería entre 2.000 y 12.000 Gt de CO2, en el caso de no realizarse una inyección directa, por lo que el valor más elevado representaría el límite superior de la capacidad almacenada.

Por lo que se refiere a los riesgos de tener almacenado en el fondo de mares y océanos dióxido de carbono, hay que decir que provocaría cambios en el valor del pH, daños en organismos con un hábitat próximo, etc., pero dado que se encuentra este sistema de almacenamiento en fase de investigación, debe pasar todavía más tiempo para cuantificar los daños producidos, si es que los hubiere.

Respecto a los costes del almacenamiento oceánico, se puede tener una primera impresión a partir de los valores recogidos en la tabla 3.4. Para distancias cortas es más interesante el gasoducto, mientras que para las distancias más largas es más interesante el buque o el transporte hasta una plataforma que luego posteriormente lo inyecte.

Método de almacenamiento océanico Coste ($/t CO2 inyectado)

A 100 km de la costa

A 500 km de la costa

Gasoducto fijo 6 31 Buque/plataforma en desplazamiento 12-14 13-16

Tabla 3.4. Costes de almacenamiento oceánico a más de 3.000 metros de profundidad. Fuente: Metz, B. et. al. 2005.

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9.4.3. Carbonatación mineral y usos industriales

En esta ocasión se trata de comentar la posibilidad existente de convertirse el dióxido de carbono en carbonatos inorgánicos sólidos. La otra opción es la utilización a nivel industrial del dióxido de carbono, tal y como en la actualidad se está produciendo.

a) Carbonatación mineral. Consiste en la reacción del dióxido de

carbono con óxidos de magnesio o de calcio, para dar lugar a compuestos como el carbonato de magnesio o el carbonato cálcico. De manera natural esa reacción se produce y se le conoce con el nombre de “meteorización”. Hay que tener en cuenta que las cantidades de óxidos necesarias para fijar todo el dióxido de carbono que está previsto capturar no serían suficientes. En cualquier caso, apenas sería necesario vigilar el resultado producido y los riesgos serían insignificantes.

b) Usos industriales. Son muchos los sectores en donde se demanda dióxido de carbono para los diferentes procesos industriales. Tal es el caso por ejemplo del sector agroalimentario (hortícola, bebidas, etc.) o del industrial (extinción de incendios, fabricación de fertilizantes, etc.), pero verdaderamente hay que tener en cuenta que el almacenamiento del dióxido de carbono dependerá en todo momento del tiempo de retención del carbono y si la retención que se produce es neta o no lo es. En muchas ocasiones dicha retención va desde unos días a varios meses, liberándose posteriormente ese CO2 de nuevo a la atmósfera. Tendría que ser considerado como un almacenamiento con entidad propia, si la cantidad de dióxido de carbono retenida fuera mayor que las emisiones generadas, pero como esta situación no es así, su contribución como almacenamiento sería más bien reducida.

X. COSTES DE PRODUCCIÓN DEL HIDRÓGENO

En la actualidad, el coste de la unidad energética a partir de hidrógeno no puede competir con las fuentes de energía primaria convencionales, y tampoco con las fuentes de energía renovables, ya que se encuentran fuertemente subvencionadas.

Dado que la gran mayoría del hidrógeno producido en la actualidad procede de fuentes de energía convencionales, en la tabla 3.5 se muestran los costes de producción de dicho vector energético, según los datos recogidos de la Agencia Internacional de la Energía en el

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año 2005. El sistema más económico es a partir de gas natural de manera centralizada, sin captura ni almacenamiento de dióxido de carbono, incrementándose ligeramente si se incluye dicha práctica. En el caso que se produzca el hidrógeno de manera descentralizada manteniendo las mismas premisas anteriores, el coste de generación es el doble a si se hace de manera centralizada.

Tipo Origen Intervalo de costes de producción ($/MWh)

Descentralizado Gas natural (sin captura ni almacenamiento de CO2)

36-54

Descentralizado Electrólisis 47-90

Centralizado Gas natural (sin captura ni almacenamiento de CO2)

18-29

Centralizado Gas natural (con captura y almacenamiento de CO2)

22-32

Centralizado Carbón (con captura y

almacenamiento de CO2) 29-36

Centralizado Nuclear 32-76

De cara al año 2020, las previsiones realizadas por la Agencia Internacional de la Energía en el año 2005 relativas a los costes de producción del hidrógeno, tanto con fuentes de energía primaria convencionales como con fuentes de energía primaria renovables, se muestran en la tabla 3.6. Como se puede comprobar, se tendría unos costes de producción inferiores con combustibles fósiles, mientras que la producción a partir de gasificación de biomasa sería una técnica verdaderamente competitiva frente a las anteriores. El resto de las alternativas renovables tendrían unos valores sensiblemente superiores, de lo que se deduce que debería ser subvencionada la producción de hidrógeno a partir de fuentes de energías renovables.

Tabla 3.5. Costes de producción de hidrógeno a partir de energía primaria convencional. Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

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Producción Coste (€/GJ H2) H2 de gas natural con captura de CO2 5,6 – 8,9

H2 de carbón – IGCC con captura de CO2 6,5 – 8,9 H2 de biomasa (gasificación) 8,1 – 14,5

H2 de energía nuclear 12,1 – 16,2 H2 de energía eólica 13,7 – 18,6

H2 de energía termosolar 21,8 – 28,3 H2 de energía solar fotovoltaica 38,0 – 60,6

Finalmente, en la figura 3.15 se muestra el horizonte de las diferentes formas de producción de hidrógeno ya vistas a lo largo del presente Tema y que permitiría conocer la situación real de las mismas, de cara sobre todo al descenso en los costes de producción.

FOTOQUÍMICA

GASIFICACIÓN DE BIOMASA (CON Y SIN SECUESTRO DE CO2)

ELECTRÓLISIS A PARTIR DE ELECTRICIDAD CON ORIGEN RENOVABLE

NUCLEAR (TERMOCICLOS)

ELECTRÓLISIS A PARTIR DE ELECTRICIDAD CON ORIGEN NUCLEAR

ELECTRÓLISIS A PARTIR DE LA ELECTRICIDAD GENERADA CON COMBUSTIBLES FÓSILES (CON

SECUESTRO DE CO2)

REFORMADO DE COMBUSTIBLES FÓSILES CON SECUESTRO DE CO2

ELECTRÓLISIS A PARTIR DE LA ELECTRICIDAD GENERADA CON COMBUSTIBLES FÓSILES

HIDRÓGENO A PARTIR DE CARBÓN

HIDRÓGENO A PARTIR DE PETRÓLEO

REFORMADO DESCENTRALIZADO DE GAS NATURAL

REFORMADO DE GAS NATURAL CENTRALIZADO

LARGO PLAZO (> 2015)

MEDIO PLAZO (2015) CORTO PLAZO (2010)

Tabla 3.6. Costes de producción de hidrógeno en el año 2020. Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

Figura 3.15. Horizonte temporal de las diferentes tecnologías de obtención de hidrógeno. Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

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XI. EL ALMACENAMIENTO DE HIDRÓGENO 11.1. Introducción

El almacenamiento se puede llevar a cabo en los tres estados de la materia: sólido, líquido y gaseoso.

Es un tema importante, debido al carácter inflamable del mismo, pero también porque el hidrógeno tiene mucha energía por unidad de masa pero poca por unidad de volumen, y es por ello por lo que hay que hacer una gran investigación en este tema, sobre todo de cara a su posible utilización en el sector de la automoción. En la tabla 3.7 se compara la densidad energética por unidad de peso y de volumen de varios combustibles y del vector hidrógeno.

Fuente de energía

Densidad energética por unidad de peso (kWh/t)

Densidad energética por unidad de volumen (kWh/m3)

Hidrógeno* 33.500 1.490 Gas natural 13.800 3.900

Gasolina 12.000 11.000 Carbón puro 8.160 12.000

Metanol 5.450 4.200 Baterías 10 100

11.2. Clasificación

La clasificación del almacenamiento del hidrógeno, se puede llevar a cabo de la siguiente manera:

a) Sólido: en forma de hidruros o en materiales especiales como

carbono ultraporoso. En esta ocasión tanto el peso como el volumen son elevados, pero tiene como gran ventaja la seguridad en el almacenamiento.

b) Líquido: en esta ocasión al hidrógeno hay que someterlo a licuefacción, enfriándolo a temperaturas por debajo de los –250ºC, lo que conlleva un gasto energético importante. En esas

Tabla 3.7. Densidades energéticas por unidad de peso y de volumen. (*: el peso y el volumen se refiere al propio vector y no al contenedor. El hidrógeno se

supone comprimido a 700 bar). Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

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condiciones además es preciso que el hidrógeno se almacene en tanques criogénicos, cuyo precio suele ser bastante elevado.

c) Gaseoso: dependiendo del tipo de aplicación (estacionarias o móviles), la presión a la que hay que someter al hidrógeno será mayor o menor.

Seguidamente se pasa a detallar cada una de esas fases.

9.2.1. Sólido

Para evitar los riesgos de explosión del hidrógeno, se considera la opción del almacenamiento sólido del hidrógeno en forma de hidruros metálicos, en los que haya procesos de carga y de descarga. En el primer caso es preciso disminuir la temperatura, aumentar la presión (entre 30 y 55 bar) y eliminar calor del hidruro, mientras que en el segundo caso es preciso aportar calor a ése, aumentar la temperatura y disminuir la presión a valores entre 0,7 y 10 bar. En función de la

Figura 3.16. Almacenamiento portátil de hidrógeno. Fuente: www.hfpeurope.org.

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temperatura a la que se produzca la descarga del hidrógeno del hidruro, se habla de hidruros de alta temperatura (entre 150ºC y 300ºC), o de baja temperatura (entre 20ºC y 90ºC).

Existen numerosos tipos de hidruros susceptibles de ser empleados para el almacenamiento de hidrógeno, y en la tabla 3.8 se presentan las características más importantes de cada uno de ellos.

Hidruro

de magnesio

Hidruro de

paladio

Hidruro de hierro-titanio

Hidruro de magnesio-

níquel

Hidruro de manganeso-

zirconio

Hidruro de

níquel-lantanio

Capacidad de adsorción de masa (%)

7,6 0,72 1,86 3,6 1,77 1,5

Presión de equilibrio a 20ºC (bar)

10-6 8,2 x 10-3 4,1 10-5 10-3 1,8

Temperatura a 1 bar (ºC)

279 147 -8 255 167 15

Nivel de sensibilidad a las impurezas

en el hidrógeno

Altamente sensible al oxígeno y al agua

Sensible al CO

Altamente sensible al

oxígeno y al agua

Relativamente baja

sensibilidad

Sensible al SO2

Sensible al

oxígeno, agua y CO

Cinética de adsorción

Muy lenta Rápida Rápida Intermedia Muy rápida Muy

rápida

9.2.2. Líquido

Se trata de una forma de almacenamiento que quedará con bastante seguridad reservada a las aplicaciones industriales del hidrógeno, donde las cantidades almacenadas pueden ser muy elevadas, y puesto que para que a presión atmosférica se tenga hidrógeno es necesario tener una temperatura de –253ºC, el consumo energético derivado se situará aproximadamente alrededor del 31% de la energía almacenada, pudiendo llegar incluso a valores cercanos al 21% según investigaciones recientes.

9.2.3. Gaseoso

Esta opción es la forma más sencilla de almacenar el hidrógeno, aunque tiene como gran inconveniente que la densidad energética es muy baja a no ser que se almacene a elevadas presiones.

El consumo energético derivado de esta forma de almacenamiento, proviene de la necesidad de comprimir al gas a presiones entre 200 y

Tabla 3.8. Características para el almacenamiento de hidrógeno de diferentes hidruros metálicos.

Fuente: Elías Castells, X. y Jurado de Gracia, L. 2005.

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700 bar, en función de necesidades. Si se analiza el gasto energético en los dos extremos anteriormente mencionados, se puede decir que para presiones de 700 bar sólo se consume un 22% de energía más que para el caso de tener como presión 200 bar, y eso que se tiene una presión 3,5 veces superior, con las ventajas que eso acarrean.

El que se tenga una presión u otra depende mucho del tipo de uso que se le vaya a dar a ese hidrógeno. Si por ejemplo se almacenan grandes cantidades de hidrógeno, y no es importante la masa o el volumen de éste y sí el coste, la presión es baja y para el almacenamiento se emplean incluso lugares naturales como cuevas, yacimientos de gas natural agotados, etc. En instalaciones pequeñas y estacionarias, debe haber una equidad entre el coste del hidrógeno, el volumen y la presión a la que a éste se le debe someter, por lo que el uso de botellas es bastante frecuente. Finalmente, si se quiere tener dispositivos portátiles, es necesario que el peso y el volumen sean lo más reducidos posible, para lo cual es preciso someter al hidrógeno a fuertes presiones, por lo que los depósitos deben ser de un material especial.

11.3. Otras formas

Existen otros métodos más novedosos y también menos empleados por el momento para el almacenamiento de hidrógeno, ya que se encuentran en proceso de investigación, y que a continuación se comentan.

a) Nanotubos de carbono: es una especie de grafito enrollado con

forma cilíndrica, con la capacidad de almacenar hidrógeno adsorbido en la superficie del nanotubo o dentro de la estructura del tubo. Para poder funcionar correctamente es necesario que se tengan temperaturas de –193ºC, ya que si se tienen temperaturas mayores se producirían importantes pérdidas.

b) Clatratos: tienen la particularidad de poder encerrar en el interior de la unión de sus moléculas otros compuestos, entre ellos al hidrógeno, bajo unas condiciones de presión y temperatura de 2.000 bar y –24ºC, respectivamente.

c) Microesferas de vidrio: tienen un diámetro de 1 mm y un grosor de varias decenas de micras. Para llenarse de hidrógeno es preciso que haya temperaturas elevadas, cercanas a los 400ºC, mientras que para la liberación de dicho compuesto es preciso un calentamiento o la fractura de las microesferas.

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XII. EL TRANSPORTE Y LA DISTRIBUCIÓN DE HIDRÓGENO

Almacenado ya el hidrógeno, el paso siguiente es el transporte y la distribución de dicho elemento, que estará condicionado tanto por la forma de almacenamiento como por el posterior uso que se le dé:

a) A nivel industrial: en la actualidad el transporte se realiza

básicamente por carretera en botellas presurizadas, o por ferrocarril o barco en botellas presurizadas o depósitos criogénicos.

Figura 3.17. Transporte por carretera de hidrógeno en botellas presurizadas. Fuente: www.hfpeurope.org.

Figura 3.18. Transporte por barco de hidrógeno líquido. Fuente: www.hfpeurope.org.

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Asimismo, al igual que el gas natural, el transporte también se puede realizar por tuberías enterradas, como ya sucede en países como Bélgica, Francia, Holanda o Estados Unidos, asociado principalmente a la utilización industrial del hidrógeno. Las características principales de estas conducciones son tener entre 25 y 30 cm de diámetro, operar a presiones entre 10 y 20 bar (pudiendo llegar incluso hasta 100 bar), y estar hechos de un material no poroso para evitar pérdidas de la molécula de hidrógeno.

b) A nivel residencial: para los turismos, furgonetas, motocicletas, autobuses urbanos, etc., podrían existir hidrogeneras (al igual que gasolineras) con hidrógeno presurizado o hidrógeno líquido. En el caso que se extienda la generación distribuida (que en un capítulo posterior se comentará), el hidrógeno podría llegar canalizado para su posterior empleo en pilas de combustible, o en botellas para vehículos de gran uso o para aplicaciones portátiles, sustituyendo a las actuales baterías.

Como ya se ha dicho anteriormente en alguna otra ocasión, uno de los sectores con un futuro más prometedor para que el hidrógeno se emplee a corto plazo es el del transporte, fundamentalmente a través de pilas de combustible. Es en ese sector donde la seguridad, el coste y la disponibilidad, son tres factores que los usuarios tienen siempre en cuenta y más valoran.

Figura 3.19. Transporte de hidrógeno por tubería. Fuente: www.hfpeurope.org.

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Actualmente, hay alguna hidrogenera de manera experimental, pero en función de la existencia o no de vehículos con pila de combustible, el número de ellas variará en mayor o menor medida.

Es bastante probable que la introducción de vehículos que usen hidrógeno venga en primer lugar por las flotas cautivas (autobuses urbanos, taxis, etc.), que contarán con una estación de servicio propia. Esto permitirá, antes de generalizarlo al resto de usuarios y aumentar el número de hidrogeneras, tener un conocimiento de la mejor forma posible de suministro (con hidrógeno líquido es necesario tener temperaturas muy bajas en el surtidor y materiales especiales, y con hidrógeno gaseoso, que puede ser la forma a adoptar, al tener que realizarse la carga con presión para aumentar la autonomía del vehículo, el peso del surtidor será mayor y se dificultará su manejo), la forma de carga del hidrógeno en el vehículo, el almacenamiento del hidrógeno en las estaciones dispensadoras, incluso si interesa más producirlo in situ o traerlo de fuera, etc.

Dado el bajo empleo de este elemento como combustible, y puesto que queda un largo camino para un uso generalizado, la labor de normalización, reglamentación y legislación a realizar en el transporte y en la distribución, resulta imprescindible a fecha de hoy.

Figura 3.20. Hidrogenera con botellas presurizadas en la ciudad de Madrid. Fuente: www.hfpeurope.org.

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XIII. LA UTILIZACIÓN DIRECTA DEL HIDRÓGENO COMO COMBUSTIBLE 13.1. Introducción

El hidrógeno, por su carácter de vector combustible, no sólo tiene un uso en pilas de combustible, sino que también se puede emplear de manera directa tanto en motores de combustión interna como en turbina de gas, al igual que el gas natural, para producir energía eléctrica y/o térmica, aunque no sea su modo óptimo de empleo.

El inconveniente de esta utilización directa es la formación a altas temperaturas de óxidos de nitrógeno que se forman como consecuencia de la utilización del aire como comburente, y no de oxígeno, en cuyo caso se formaría vapor de agua. Es por ello por lo que se hace imprescindible el control de la temperatura de combustión.

13.2. Combustión en motores

El hidrógeno es un vector combustible que posee unas características especiales para el caso que nos ocupa, como poseer unos límites amplios de inflamabilidad (lo que redunda en tener siempre una buena combustión independientemente de la proporción aire/hidrógeno), al tener una elevada temperatura de autoignición no se pueden emplear motores diésel y sí de manera obligada motores de encendido provocado, y la elevada velocidad de llama puede ser un inconveniente en los sistemas de baja presión por los posibles problemas de detonación, o una ventaja en los sistemas de elevada presión.

La mezcla de hidrógeno con el comburente se puede producir, tanto fuera como dentro del cilindro del motor, y dadas las peculiaridades de cada caso, se analizarán por separado.

a) Formación externa: la mezcla se realiza a presión atmosférica,

por lo que hay un desplazamiento del comburente por hidrógeno, ya que éste tiene un gran volumen. Esto trae consigo unas pérdidas, si se compara con la gasolina por ejemplo, entre el 15% y el 40%. Cuando el funcionamiento es a plena carga, la formación de óxidos de nitrógeno es más importante que cuando se realiza a baja carga. La manera de solucionar este problema es mediante la recirculación de aire por el cilindro para disminuir la temperatura o empleando

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hidrógeno comprimido de baja temperatura, incluso licuado a bajas temperaturas, y poder retrasar los problemas de detonación.

b) Formación interna: en este caso la mezcla del hidrógeno con el comburente se realiza en el interior del cilindro a una presión cercana a los 100 bar. Esto hace que el hidrógeno empleado sea licuado, y por tanto los inyectores deben trabajar en unas condiciones algo especiales, totalmente diferentes a las habituales. Es por ello por lo es preferible que la mezcla se realice a una presión de 10 bar, pero con sobrealimentación, teniendo en este caso problemas de detonación.

13.3. Turbinas de gas

Dado el gran abanico de inflamabilidad que tiene el hidrógeno, posibilita a que se use en mezclas con otros combustibles, mejorando la estabilidad de la combustión y reduciendo las emisiones de óxidos de nitrógeno. Esto ocurre por ejemplo en las centrales del tipo IGCC, como la de ELCOGÁS ubicada en Puertollano (Ciudad Real), donde el gas de síntesis resultado de la gasificación del carbón contiene no solo hidrógeno, resultando unas emisiones de las turbinas muy inferiores a las que se producirían como consecuencia de la utilización de combustibles fósiles.

XIV. LAS PILAS DE COMBUSTIBLE 14.1. Generalidades

A las pilas de combustible se les augura un futuro muy prometedor, si hay que satisfacer la fuerte demanda de energía en los próximos años, eso sí, desde una manera eficiente, viable económicamente, y por supuesto, respetuosa con el medio ambiente.

Las posibilidades en su utilización, tanto de manera individual como híbrida con otras fuentes de energía, en aplicaciones estacionarias, móviles o asociadas al transporte, potencian la versatilidad de estos elementos, los cuales tienen aun enormes opciones de desarrollo que habrá que ir descubriendo también en paralelo con una apuesta decidida en materia de I+D+i.

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14.2. Concepto

La “pila, célula o celda de combustible” es un dispositivo abierto que produce energía eléctrica de manera directa y continua mediante la transformación química de determinados compuestos, siempre en presencia de oxígeno, para posteriormente generar como subproducto vapor de agua.

La reacción global que tiene lugar generalmente en las pilas de combustible es la siguiente: 2H2 + O2 ↔ 2H2O. De manera particular, en el ánodo se produce la reacción 2H2 ↔ 4H+ + 4e-, mientras que en el cátodo O2 + 4H+ + 4e- ↔ 2H2O.

14.3. Historia

En cierto modo este punto del apartado 14, complementa lo ya comentado en el apartado 4 del presente Tema, cuando se habló de la historia del hidrógeno, y se hicieron en algún momento alusiones a las pilas de combustible.

La primera pila de combustible que se desarrolló fue de manera ocasional en el año 1839 por el inglés William Grove, y consistía en unos electrodos de platino en un baño de ácido sulfúrico disuelto. Años más tarde, en 1842, dispuso varios de los elementos anteriores en serie y los utilizó para descomponer el agua, pero la corrosión de los electrodos y la inestabilidad de los materiales demostró que la célula de Grove no era útil.

Fue ya en 1855 cuando Becquerel construyó otra celda, pero en este caso consumiendo carbono, a partir de un electrolito de nitrato fundido existente en un recipiente de platino.

En 1894, Mond y Langer emplearon como electrodos planchas de platino con orificios, recubiertas con negro de platino, y como electrolito se utilizó ácido sulfúrico diluido.

No fue hasta mediados del siglo XX cuando Francis Bacon, en 1952, construyó una célula de 5 kW que empleaba como electrodo un material sintético con polvo de níquel y el electrolito era KOH concentrado al 85%. La temperatura de funcionamiento eran 200-240ºC y la presión 30-40 bar. Éste fue el punto de inflexión a partir del cual se desarrollaron otras investigaciones focalizadas en las pilas de combustible.

Las misiones Apollo de la Agencia Espacial Americana (NASA) emplearon a las pilas de combustible como fuente de energía auxiliar de los vehículos espaciales. Esto tenía la ventaja de producir

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electricidad, con relativo poco peso, y agua que se utilizaba posteriormente por los astronautas.

Con el paso de los años y tras las dos crisis energética de la década de 1970, se comenzó un importante proceso de I+D+i en pilas de combustible, en el cual nos encontramos actualmente y que posibilitará la generalización de estos dispositivos en un pequeño período de tiempo.

14.4. Elementos

La estructura de las celdas de combustible es relativamente sencilla, y está formada esencialmente por los siguientes elementos:

• Electrodos: a través de ellos se difunden los gases hasta la

interfaz con los electrolitos. Además en su superficie se producen las reacciones electroquímicas y transportan los electrones al ánodo y al cátodo. Deben ser de materiales porosos, permeables a gases, al electrolito y al agua, así como buenos conductores eléctricos.

- Ánodo: polo negativo donde tiene lugar la oxidación del

combustible empleado.

- Cátodo: polo positivo donde se consumen los protones del electrolito y los electrones generados en el ánodo.

• Matriz: debe tener un tamaño de poro inferior al que tienen los

electrodos. Contiene el electrolito (que puede tener un estado tanto sólido como líquido, en función del tipo de pila), el cual debe ser de un material impermeable a los gases y buen conductor iónico. Si aquél es sólido, no es necesario que la matriz esté presente en la pila. Realiza también una labor de separación entre el combustible y el comburente.

• Placas bipolares: actúan de colectores de corriente, distribuidores de gas o separadores de celdas. El material del que están fabricados debe tener baja permeabilidad a los gases y alta resistencia a la corrosión.

El mayor inconveniente que tienen estos elementos es su baja

tensión (aproximadamente 1V), y para tener un valor más elevado es necesario colocar varias unidades en serie formando lo que se

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denomina “stack”. Las placas de los extremos recibirían el nombre de “placas de cierre”.

Aunque en ocasiones se utiliza de manera indistinta el término “celda o célula” o “pila”, técnicamente “celda o célula” es únicamente el dispositivo que contiene todos los elementos descritos anteriormente, y la asociación de varias de ellas en serie para tener una tensión de uso adecuada conformarían el “stack”. El concepto “pila” estaría asociado a ese último, y aglutinaría también sistemas auxiliares como la evacuación de calor, el reformado de combustible, etc. En la figura 3.21 se muestra un esquema sencillo de una celda de combustible.

CARGA

Hidrógeno Oxígeno

+-

2e-

H2 2H+ 2H+ 1/2O2

Electrolitoácido

2e-

H2O

Electrodo

14.5. Clasificación

Existen varios criterios para clasificar las pilas de combustibles, y que a continuación se exponen.

I. Según el electrolito que emplean:

a) Pilas de membrana de intercambio protónico (PEMFC Proton Exchange Membrane Fuel Cell).

b) Pilas alcalinas (AFC Alkaline Fuel Cell).

Figura 3.21. Esquema de una célula de combustible. Fuente: Aguer Hortal, M. y Miranda Barreras, A. L. 2005.

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c) Pilas de ácido fosfórico (PAFC Phosphoric Acid Fuel Cell).

d) Pilas de combustible de metanol (DMFC Direct Methanol Fuel Cell).

e) Pilas de carbonatos fundidos (MCFC Molthen Carbonate Fuel Cell).

f) Pilas de óxidos sólidos (SOFC Solid Oxide Fuel Cell).

II. Según el rango de temperatura de trabajo:

a) Baja temperatura (por debajo de 80ºC): PEMFC, AFC (puede también trabajar a temperaturas superiores a 80ºC), DMFC.

b) Temperatura intermedia (entre 80ºC y 200ºC): PAFC. c) Alta temperatura (por encima de 200ºC): MCFC, SOFC.

III. Según la utilización:

a) Estáticas: en este caso se tendrían las pilas de combustible que podrían emplearse en generación distribuida.

b) Portátiles: aquellas que tengan utilidad para equipos electrónicos como videocámaras, ordenadores portátiles, etc.

c) Transporte: las que se emplearían para utilizarse en vehículos de transporte.

Seguidamente, se van a comentar las características más

importantes de los diferentes tipos de pilas de combustibles descritos en la clasificación anterior, siguiendo el criterio del electrolito utilizado. Asimismo, se dirá también la temperatura a la cual trabajan. Por lo que respecta a la utilización, seguidamente se tendrá un apartado específico de las aplicaciones de las pilas de combustible.

14.6. Pilas de membrana de intercambio protónico

Las características más importantes de este tipo de pilas son las siguientes:

• Poseen como electrolito una matriz polimérica de naturaleza

sólida, cuyo rasgo principal es el de no conducir la electricidad, aunque también no deja pasar los electrones pero sí los protones, por lo que será una pila de tipo ácido.

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• Utilizan hidrógeno como combustible o cualquier derivado del petróleo que produzca dicho vector por reformado.

• La reacción del ánodo es la siguiente: H2 ↔ 2H+ + 2e-. La reacción del cátodo es la siguiente: ½ O2 + 2H+ + 2e- ↔ H2O.

• Ofrecen alta densidad de potencia, trabajan a elevadas densidades de corriente y responden rápidamente ante variaciones importantes en la demanda de potencia, permitiendo por tanto su empleo y desarrollo en el sector de la automoción.

• Trabajan a baja temperatura, entre 40 y 80ºC, lo que favorece un rápido arranque y enfriado. La presión de funcionamiento está en consonancia con la temperatura y con la potencia de la pila (para equipos con potencias superiores a los 10 kW se trabaja con presiones de 300 kPa y con temperaturas próximas a los 80ºC; por el contrario para potencias menores, se puede trabajar a presión ambiental y con temperaturas cercanas a los 60ºC).

Figura 3.22. Pila de combustible de membrana de intercambio protónico. Fuente: www.hfpeurope.org.

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• Es compacta y todos los componentes son sólidos, lo que redunda en un plazo de vida útil mayor que aquellas que tengan algún componente líquido.

• Tienen elevada adaptabilidad a una gran variedad de aplicaciones, tanto portátiles como estacionarias como para transporte, tal y como se ha comentado anteriormente.

• La eficiencia de la pila es de un 50% en el caso de emplear como combustible hidrógeno puro, y si éste tiene algún tipo de impurezas, el rendimiento disminuye sensiblemente al 45%.

• Se están llevando a cabo programas de investigación con este tipo de pilas de combustible, con potencias desde unos pocos kW hasta 1 MW.

• La densidad de potencia se sitúa entre 3,8 y 6,5 kW/m2. El consumo específico es de 0,77 Nm3/kW.

En la figura 3.23 se muestra un esquema de funcionamiento de una

celda de intercambio protónico.

e-

Hidrógenoexcedente

Hidrógeno o reformadoexterno de

hidrocarburos

Aire sin oxígeno o enconcentración <21%

Aire

ELECTROLITO

ÁNODO

CÁTODO

H2 H+O2

H2O

H2O

14.7. Pilas alcalinas

A continuación se comentan las características más importantes de las pilas alcalinas.

Figura 3.23. Esquema de funcionamiento de una célula de intercambio protónico. Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

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• El electrolito es KOH o NaOH (son baratos, solubles y no

excesivamente corrosivos) en disolución al 35-50%, siempre y cuando trabajen a temperaturas de operación inferiores a 120ºC, y hasta del 85% cuando la temperatura de trabajo sea 250ºC. Debido al electrolito empleado, es necesaria una matriz que contenga el mismo. La pila es de tipo básico.

• El electrolito reacciona con facilidad con el dióxido de carbono, provocando pérdidas de rendimiento, por la propia reducción de la concentración del electrolito.

• Utilizan hidrógeno como combustible o cualquier derivado del petróleo que produzca dicho vector por reformado.

• Debido a que los electrodos en este tipo de pilas contienen en mayor o menor medida material aislante, las conexiones entre ellos no se realizará mediante placas bipolares, sino a través de cables, lo que proporciona cierta flexibilidad en su disposición.

• La reacción del ánodo es la siguiente: H2 + 2OH- ↔ 2H2O + 2e-. La reacción del cátodo es la siguiente: ½O2 + H2O + 4e- ↔ 2OH-.

• La densidad de potencia la pueden incrementar aumentando la

presión, aunque la rentabilidad de la pila disminuirá.

• Tienen aplicaciones en la industria espacial (Programa Apollo y Shuttle Orbiter), y en equipos móviles. Asimismo se han empleado para instalaciones estacionarias de baja potencia.

Figura 3.24. Pila de combustible alcalina. Fuente: www.hfpeurope.org.

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• Poseen una eficiencia del 63% en el caso que se emplee hidrógeno y oxígeno de elevada pureza. Si se utiliza aire, la eficiencia alcanza valores menores, próximos al 50%. Si se quiere aumentar la eficiencia se puede conseguir aumentando la concentración del electrolito y la temperatura.

• El calor residual generado se puede emplear en otra serie de aplicaciones, como calefacción o agua caliente sanitaria.


celda alcalina.

e-

H2, H2Oexcedente


hidrocarburos


Aire

ELECTROLITO

ÁNODO

CÁTODO

H2O2

H2OH2O

OH-

14.8. Pilas de ácido fosfórico

Por lo que respecta a las pilas de ácido fosfórico, sus características más sobresalientes son las siguientes:

• Este tipo de pilas son las más desarrolladas, motivado por ser

las primeras que se descubrieron.

• El electrolito es ácido fosfórico concentrado de baja conductividad, y obliga a que los materiales empleados en la pila resistan la corrosión producida.

Figura 3.25. Esquema de funcionamiento de una célula alcalina. Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

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• El combustible empleado es hidrógeno, y permite ligeras contaminaciones de monóxido y dióxido de carbono (1% y 20%, respectivamente), principalmente porque el electrolito utilizado es de naturaleza ácida y por la temperatura de funcionamiento.

• La reacción del ánodo es la siguiente: H2 ↔ 2H+ + 2e-. La reacción del cátodo es la siguiente: ½ O2 + 2H+ + 2e- ↔ H2O.

• Trabajan a temperaturas comprendidas entre 180ºC y 200ºC.

• La eficiencia de este tipo de pilas está alrededor del 40%, pero si se considera el aprovechamiento energético del vapor mediante cogeneración, dicho valor puede situarse entonces en el entorno del 80%.

• Las aplicaciones más comunes son hospitales, hoteles, colegios, aeropuertos, edificios de oficinas, etc.

• El aumento de presión favorece al rendimiento de la pila por producirse un aumento de la concentración de oxígeno, pero eso lleva implícito una mayor complejidad de la pila, y por tanto, un aumento de coste.

• La refrigeración de las pilas se puede llevar a cabo por aire o por agua presurizada.

• La densidad de potencia tiene un valor entre 0,8 y 1,9 kW/m2.

• La potencia de las pilas de este tipo alcanzan valores importantes, superiores incluso a los 200 kW.


celda de ácido fosfórico.

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e-

Hidrógenoexcedente


hidrocarburos


Aire

ELECTROLITO

ÁNODO

CÁTODO

H2 H+O2

H2O

H2O

14.9. Pilas de combustible de metanol

En esta ocasión, las características más destacadas de este tipo de pilas son las siguientes:

• Pueden ser consideradas como una variante de las pilas de

membrana de intercambio protónico, por lo que muchas características se comparten con éstas.

• El combustible empleado en la pila (metanol), debe ser aportado en una disolución al 3% con agua.

Figura 3.26. Esquema de funcionamiento de una célula de ácido fosfórico. Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

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• La reacción que tiene lugar en el ánodo es la siguiente: CH3OH + H2O ↔ CO2 + 6H+ + 6 e-. La reacción del cátodo es la siguiente: 3/2 O2 + 6H+ + 6e- ↔ 3H2O.

• Se pueden utilizar con facilidad en el sector del transporte, debido principalmente a la facilidad en el manejo del combustible empleado, aunque también se pueden utilizar en pilas para teléfonos móviles, ordenadores o cualquier otro dispositivo que tenga alimentación a partir de baterías.

• La eficiencia de la pila se sitúa entre el 20% y el 40% a una temperatura aproximada de operación de 90ºC.

• Generan emisiones de CO2 por lo que su utilización no entrañaría ventajas desde un punto de vista medioambiental, a no ser que fuera en paralelo una mejora de la eficiencia energética.

A continuación en la figura 3.28 se muestra un esquema de una

celda de combustible de metanol.

Figura 3.27. Pila de combustible de metanol directo para aplicaciones portátiles. Fuente: www.hfpeurope.org.

240





MEERR_4_7

e-Metanol, agua

excedente

Metanol


Aire

ELECTROLITO

ÁNODO

CÁTODO

CH3OH H+O2

H2O

H2OCO2

H2O

CO2

14.10. Pilas de carbonatos fundidos

En este caso las características que presentan este tipo de pilas son las siguientes:

*El electrolito es una mezcla de sales carbonatadas en estado líquido, que se encuentra en una matriz, la cual es una mezcla de polvos cerámicos lo que garantiza una estructura sólida. El electrolito debe reponerse tras las primeras 1.000 horas de funcionamiento de las pilas.

• El combustible empleado es hidrógeno y no necesita purificación, aunque como es una pila que trabaja a elevadas temperaturas (entre 650 y 700ºC), también se pueden emplear combustibles que tengan en su composición importantes cantidades de hidrógeno, como puede ser el biogás o el gas de gasificación de biomasa, produciéndose el reformado correspondiente en la misma celda, pero siempre bajo la presencia de un catalizador. El monóxido de carbono generado, debido a la presencia de vapor de agua del proceso, reaccionaría con él produciendo mayor cantidad de hidrógeno y dióxido de carbono, no siendo este último compuesto problema alguno, por lo que a continuación se comenta.

Figura 3.28. Esquema de funcionamiento de una célula de combustible metanol. Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

241





MEERR_4_7

• La reacción que tiene lugar en el ánodo es la siguiente: H2 + CO3

2- ↔ H2O + CO2 + 2e-, siendo como alternativa CO + CO32-

↔ 2CO2 + 2e-. La reacción que se lleva a cabo en el cátodo es la siguiente: ½ O2 + CO2 + 2e- ↔ CO3

2-. El dióxido de carbono generado en el ánodo se recircula internamente y se dirige al cátodo, donde es consumido.

• Ya se ha comentado anteriormente que trabajan a elevadas temperaturas, pudiendo llegar a valores entre 800 y 900ºC, aunque hay que decir que no resultaría económico por el sobrecoste de la calidad que requerirían los materiales.

• La eficiencia media suele situarse entre el 50 y el 60%, pudiendo llegar hasta el 80% en el caso que se utilice el vapor generado. Si trabajaran a presión o a temperaturas superiores como las comentadas en el punto anterior, la eficiencia también mejoraría.

• La ubicación principal de este tipo de pilas se encuentra en las plantas de generación eléctrica.

• La densidad de potencia se sitúa entre 0,1 y 1,5 kW/m2.

• La potencia actual de las pilas de carbonatos fundidos se sitúa entre varios centenares de kilovatios y varios megavatios, contemplándose incluso diseños entre 50 y 100 MW.

• En la actualidad el estado de desarrollo de este tipo de pilas se encuentra en un situación intermedia entre las pilas de ácido fosfórico y las de óxidos sólidos.


celda de carbonatos fundidos.

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e-

H2, H2O, CO2excedente

H2, CO o reformadointerno o externo de

hidrocarburos


Aire

ELECTROLITO

ÁNODO

CÁTODOH2

O2

H2O

CO32-CO2

CO CO2

14.11. Pilas de óxidos sólidos

Las principales características que poseen este tipo de pilas, son las que a continuación se comentan:

• El electrolito es un material cerámico sólido con capacidad de

conducción iónica debido a las temperaturas de funcionamiento.

• El combustible empleado puede ser hidrógeno sin purificar, aunque al igual que las pilas de carbonatos fundidos comentadas anteriormente, también se pueden emplear el biogás o el gas de gasificación de biomasa, de tal forma que se produzca in situ el reformado con vapor de agua. El monóxido de carbono generado no supone tampoco problema alguno.

• La reacción que tiene lugar en el ánodo es la siguiente: H2 + O2- ↔ H2O + 2e- y la que se expone a continuación es alternativa CO + O2- ↔ CO2 + 2e-. Por el contrario, la reacción del cátodo es la que sigue: ½ O2 + 2 e- ↔ O2-. En el caso que no se utilice hidrógeno como combustible, las reacciones que tendrían lugar en el ánodo y en el cátodo, serían respectivamente las siguientes: CH4 + 4 O2- ↔ 2H2O + CO2 + 8e-, 2 O2 + 8e- ↔ 4 O2-.

Figura 3.29. Esquema de funcionamiento de una célula de carbonatos fundidos. Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

243





MEERR_4_7

• Las temperaturas habituales de trabajo de estas pilas se sitúan entre 900 y 1.000ºC, pudiendo incluso llegar hasta 1.100ºC. Puede darse el caso que trabajen por debajo de los 800ºC, y pasarían a denominarse “pilas de combustible de óxido sólido de temperatura intermedia” (IT-SOFC). El inconveniente principal de tener una temperatura de funcionamiento tan elevada se encuentra en los tiempos de arranque y parada necesarios para alcanzar la temperatura (en los que también se produce consumo de combustible), lo que justifica su uso en aplicaciones estacionarias de generación continua, así como una pérdida de rendimiento en el caso que se disminuyan las temperaturas.

• La eficiencia de estas pilas se encuentra entre el 50 y el 55%, pudiendo llegar incluso hasta valores del 70 u 80% en el caso que se aproveche el calor residual.

Figura 3.30. Pila de combustible de óxidos sólidos para usos residenciales. Fuente: www.hfpeurope.org.

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• La densidad de potencia se sitúa entre 1,5 y 2,6 kW/m2.

• Su utilización principal es para cogeneración, motivado por la facilidad de aprovechamiento del calor consecuencia de una temperatura elevada de trabajo.

• El desarrollo de este tipo de pilas ha quedado relegado a una segunda posición a favor de las pilas de ácido fosfórico y de carbonatos fundidos, principalmente para aplicaciones estacionarias, independientemente que las pilas de óxidos sólidos tienen un gran potencial para aplicaciones de cogeneración.

Llegado a este punto hay que decir que se tienen varios tipos de

configuraciones físicas para las pilas de óxidos sólidos y que a continuación se comentan:

a) Plana: este tipo de configuración es la que se encuentra más

desarrollada, ya que son varias las empresas a nivel mundial que llevan bastante tiempo investigando sobre la materia, estando de hecho comercializados varios modelos. El principal inconveniente de esta configuración es el sellado de cada celda, que debe ser de la mejor manera posible para que no haya comunicación entre el ánodo y el cátodo.

b) Tubular o Cilíndrica: se asocia a la empresa Siemens-Westinghouse, la cual ha llevado a cabo importantes investigaciones en este tema. Como ventaja frente a la opción anterior, es la de no precisar de cierres herméticos que resistan altas temperaturas, debido a la estabilidad térmica que poseen. Con la experiencia práctica conseguida, la mencionada empresa posee un desarrollo con gran potencial por la elevada eficiencia (aunque menor que para la configuración plana), en el que se tiene una pila de combustible y una turbina de gas, con una potencia total de 300 kW para generación distribuida, pero el importante inconveniente de este sistema es el elevado coste.

c) Monolítica: esta configuración sólo se ha llevado a cabo en Estados Unidos por la empresa Honeywell, y el grado de desarrollo de la misma se desconoce.

Finalmente, al igual que se ha hecho para otros tipos de pilas de

combustible, en la figura 3.31 se muestra un esquema de funcionamiento de una célula de óxidos sólidos.

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e-H2, H2O, CH4,

CO, CO2excedente

H2, CO o reformadointerno de hidrocarburos


Aire

ELECTROLITO

ÁNODO

CÁTODO

H2

O2

H2O

O2-CO2

CO

CH4

14.12. Aplicaciones de las pilas

A la hora de hablar de los diferentes tipos de pilas de combustible, ya se han ido comentando los diferentes usos que se les puede dar. En cualquier caso, en este apartado se comentarán aquellos que sean más habituales o que las peculiaridades de los mismos haya que destacarlos, pero bajo el prisma de tres grupos principales:

a) Aplicaciones portátiles.

b) Aplicaciones estacionarias.

c) Aplicaciones para el transporte.

Seguidamente se desarrollarán cada una de ellas.

14.12.1. Aplicaciones portátiles

Se trata de unos usos bastante prometedores para todos aquellos tipos de pilas que funcionan a baja temperatura. Debido a la gran necesidad de autonomía que se demanda en equipos como los teléfonos móviles, los ordenadores portátiles, las agendas electrónicas (PDA), etc., así como a la necesidad de que posean un

Figura 3.31. Esquema de funcionamiento de una célula de óxidos sólidos. Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

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peso reducido, la sustitución de las actuales baterías por pilas de combustible será bastante rápida, facilitando en todo momento una buena competencia de precios, y siempre y cuando se alcancen precios en las pilas de 1 €/W, ya que ese valor es el de las actuales baterías de litio.

Hay que tener en cuenta que no hay olvidar aspectos en aplicaciones portátiles como la evacuación del agua generado en las pilas como consecuencia de la correspondiente reacción, el llenado de los depósitos o el almacenamiento de combustible, la seguridad de aquéllos, etc.

Empresas que actualmente están fabricando pilas de combustibles de metanol directo para este tipo de aplicaciones son “Jet Propulsión Laboratory”, “Energy Related Devices” con “Manhattan Scientifics”, todas ellas de Estados Unidos, mientras que para el caso de pilas de membranas de intercambio protónico “Samsung Advanced Institute of Technology” de Corea y “NovArs GmbH.” de Alemania, hacen lo propio.

Figura 3.32. Pila de combustible para aplicaciones portátiles. Fuente: www.hfpeurope.org.

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14.12.2. Aplicaciones estacionarias

Las pilas de combustible, tal y como se verá en el capítulo siguiente, son unos dispositivos válidos para ser empleados en instalaciones de generación eléctrica o de cogeneración, de manera centralizada o dispersa, pero siempre sin llegar a los valores de potencia de las actuales centrales de producción eléctrica de varios centenares de MW de potencia, conociéndose ese sistema con el nombre de “generación distribuida”.

Sobre la base de la experiencia actual, es bastante probable que la introducción de las pilas para este tipo de aplicaciones se lleve a cabo primero para producción descentralizada, por ejemplo en lugares en los que actualmente no hay conexión eléctrica (zonas remotas o sin unión a los tendidos de la red de distribución de las compañías eléctricas), y cuando se tenga ya cierta experiencia y unos precios competitivos con la producción de electricidad centralizada, decantarse por sistemas centralizados de generación eléctrica e incluso de cogeneración.

Figura 3.33: Pila de combustible de 1 kW de potencia para usos estacionarios.

Fuente: www.hfpeurope.org.

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Respecto al coste de las pilas, se estima que, como consecuencia de la fuerte investigación realizada por numerosas compañías empresariales alrededor de todo el mundo, se está cerca de llegar al valor objetivo de 1.000 €/kW, que será aquel a partir del cual se producirá la fuerte penetración de estos sistemas. No hay que olvidar, al igual que sucede con las energías renovables en muchos países, entre los que se encuentra España, el apoyo económico en forma de incentivos a la utilización de las pilas de combustible es fundamental sobre todo en los primeros momentos para que los usuarios potenciales vean atractivo su uso.

Las pilas de membrana de intercambio protónico, las de ácido fosfórico, las de carbonatos fundidos y las de óxidos sólidos, son aquellas que más investigación están teniendo para ocupar el nicho de las aplicaciones estacionarias, aunque las que más destacan son las dos últimas por la elevada temperatura de trabajo y su posible uso en instalaciones de cogeneración, así como por la posibilidad de emplearse las de óxidos sólidos de manera híbrida con turbina de gas. Respecto a esto último, hay que decir que la eficiencia del sistema híbrido aumenta considerablemente llegando a valores superiores al 80%. En la figura 3.34 se muestra un esquema de una instalación híbrida formada por una pila de combustible de óxidos sólidos y una turbina de gas. El aire que es aspirado por el compresor se calienta en el regenerador y pasa a la pila de combustible donde reacciona con el combustible que la alimenta, produciendo la correspondiente electricidad en corriente continua, convertida a corriente alterna en el convertidor correspondiente, así como una serie de gases que son los que alimentan a la turbina, accionando ésta tanto el compresor como el alternador para generar más energía eléctrica. Los productos resultantes de la turbina se conducen al regenerador, donde ceden su calor al aire comprimido en el compresor.

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Compresor

Regenerador Pila de combustiblede óxidos sólidos

Convertidor

Turbina

Gases deescape

Ambiente

Alimentación

Electricidad

Electricidad

Ejemplos de instalaciones estacionarias de pilas de combustible en todo el mundo, se sitúan en Canadá, desarrollado por “Ballard Generation Systems”, con una potencia de 250 kW a través de una pila de membrana de intercambio protónico; en Estados Unidos y Alemania, propiedad de “Fuel Cell Energy” y “MTU”, existen tres plantas de carbonatos fundidos de 250 kW; en Estados Unidos, Canadá y Europa, “Siemens-Westinghouse” tiene plantas con pilas de óxidos sólidos de 250 kW, aunque posee proyectos para otras nuevas que van desde los 300 kW a 1 MW. Asimismo, hay muchas compañías alrededor de todo el mundo que están trabajando en pilas para este tipo de aplicaciones en el sector residencial como “Energy Partners”, “Teledyne” e “IdaTech” en Estados Unidos, “Hyundai” en Corea, “Sanyo”, “Toshiba” y “Matsushita” en Japón, como más destacadas.

14.12.3. Aplicaciones para el transporte

En primer lugar decir que la diferencia de eficacia de un motor térmico de gasolina o de gasóleo (35-40%) frente a un motor eléctrico (90-95%) es para destacar. Teniendo en cuenta el funcionamiento habitual de este tipo de motores, el rendimiento baja a valores cercanos al 20-25% y 85%, respectivamente.

Figura 3.34. Esquema de sistema híbrido formado por una pila de combustible de óxidos sólidos y una turbina de gas.

Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

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La electricidad que utilizan los motores puede provenir de pilas de combustible, cuya eficiencia particular es superior a la de un vehículo alimentado con gasolina o gasóleo, así como la de un vehículo híbrido como el que actualmente se puede encontrar en el mercado. Pero si lo que se analiza es todo el proceso completo desde que extrae un combustible hasta que se pone a disposición de un vehículo, las pilas de combustible en ese sentido salen peor paradas por lo que a continuación se comenta. Para el caso de la gasolina o gasóleo, el rendimiento de todas las operaciones desde la extracción del petróleo, el transporte, el refino, la distribución, etc., está entre el 85 y el 90%. Para el caso del vector hidrógeno, la situación es diferente en función del tipo de proceso empleado, ya que para la electrólisis del agua el rendimiento global es del 15-25%, si se obtiene hidrógeno a partir de metano el rendimiento global es del 40-60%, mientras que si se obtiene a partir de metanol, el rendimiento final es del 48-60%. Si a los valores anteriormente comentados, se une el rendimiento del sistema de propulsión del vehículo, hace que se tengan unos rendimientos finales algo llamativos, que inicialmente no se podían imaginar. Dichos valores son los que se muestran en la tabla 3.9.

Figura 3.35. Carga de hidrógeno en un autobús que funciona a base de pila de combustible. Fuente: www.hfpeurope.org.

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Tecnología

Rendimiento de obtención de

combustible disponible (%)

Rendimiento del sistema de

propulsión del vehículo (%)

Rendimiento global (%)

Convencional gasolina 80-85 20 16-17 Convencional gasóleo 85-90 25 21-23

Pila (electrólisis) 15-25 37-52 5,5-13 Pila (metanol) 48-60 37-52 18-31 Pila (metano) 40-60 37-52 15-31 Híbrido diésel 85-90 32-39 27-34

A la vista de los resultados de la tabla 3.9, la situación óptima desde un punto de eficiencia global serían los vehículos híbrido-diésel y los que tuvieran una pila alimentada con metanol, con capacidad de reformado a bordo.

Dicho esto, son muchas las marcas automovilísticas que están apostando fuerte por este tipo de dispositivos en los turismos. La primera aplicación del hidrógeno al transporte fue en el año 1967, cuando la empresa “General Motors” fabricó una furgoneta con una pila de combustible de 5 kW de potencia, alimentada con hidrógeno licuado, con una autonomía de 200 Km y una velocidad media de 105 km/h. Desde entonces, tanto en Estados Unidos como en la Unión Europea han sido numerosos los prototipos que se han fabricado para ensayar las posibles bondades de las pilas de combustible aplicadas al sector transporte, a raíz también de la aprobación de importantes programas de apoyo económico para llevarlas a cabo.

La tecnología de pilas de combustible que más se está considerando para su uso en el sector del transporte son las de membranas de intercambio protónico, ya que trabajan a bajas temperaturas facilitando el arranque, aunque el inconveniente principal es que requieren un hidrógeno de elevada pureza, ya que no es posible un reformado a bordo. Ante esta situación, cada vez más se está considerando la posibilidad de utilizar pilas de metanol directo, ya que dicho compuesto es más fácil de producir y suministrar que el propio hidrógeno, por lo que la introducción de vehículos con pila de combustible en cierta medida, dependerá del grado de desarrollo de las pilas de metanol directo. Aun así, el hidrógeno comprimido o el hidrógeno licuado también se pueden considerar, siendo más viable la primera de las dos opciones, ya que

Tabla 3.9. Rendimiento de los vehículos en función de la tecnología empleada y del sistema de propulsión.

Fuente: Elías Castells, X. y Jurado de Gracia, L. 2005.

252





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el tener hidrógeno en estado líquido requiere almacenamiento y manipulación criogénica.

Ya se ha comentado que la eficacia de un motor eléctrico frente a

un motor térmico es sustancialmente superior. La opción de instalar una pila de combustible en un vehículo es todavía bastante costosa, por lo que se recurre a una situación intermedia híbrida, por ejemplo, junto con una batería, bien sea en serie o en paralelo, manteniendo en todo momento el motor eléctrico. En la figura 3.37 se muestra un esquema de ambas situaciones.

Inversor

Batería

Motor térmico

Generadoreléctrico

Motoreléctrico

HÍBRIDO SERIE

Inversor

Batería

Motor térmico

Transmisión

Motor/generadoreléctrico

HÍBRIDO PARALELO

Figura 3.36. Turismo accionado por una pila de combustible y con almacenamiento de hidrógeno líquido. Fuente: www.hfpeurope.org.

Figura 3.37. Esquema de sistema híbrido en serie y en paralelo para vehículos. Fuente: Linares Hurtado, J. I. y Moratilla Soria, B. Y. 2007.

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La empresa que está actualmente fabricando y suministrando las pilas de combustible para aplicaciones en el sector transporte, es “Ballard Power Systems”, aunque también hay otras con menor importancia como “Honeywell Engine & Systems”, ambas de Canadá, e “International Fuel Cells”, de Estados Unidos. En Europa, desde el año 1997 lleva trabajando la compañía “Xcellsis GmbH.”, compañía creada por “Daimler-Chrysler” y “Ballard Power Systems”. En cualquier caso, la potencia mínima necesaria para un automóvil es de 50 kW.

Finalmente decir, que aunque se estén llevando a cabo muchos proyectos de investigación y muy costosos, todavía queda un largo camino por recorrer a los vehículos que funcionen con pila de combustible, estando en una situación intermedia los actuales híbridos.

XV. LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA

En primer lugar decir que los sistemas descentralizados se pueden denominar de múltiples maneras (generación distribuida, generación dispersa, distribución activa, etc.), así como definir de otras muchas, tal y como a continuación se puede comprobar a partir de diferente bibliografía consultada.

Según IEA (International Energy Agency), la generación distribuida es aquella que se conecta a la red de distribución en baja tensión y la asocia a tecnologías como los motores, miniturbinas y microturbinas, pilas de combustible y energías renovables.

Según EPRI (Electric Power Research Institute de California, Estados Unidos), la generación distribuida es la utilización, de manera integrada o individual, de pequeños generadores por parte de compañías eléctricas, clientes eléctricos o terceros, en aplicaciones que benefician al sistema eléctrico, a usuarios eléctricos específicos o a ambos. En este caso se incluiría el almacenamiento y la tecnología para la autogestión de la demanda interna.

Según IEEE (Institute of Electrical and Electronic Engineers, con sedes en Estados Unidos y Canadá), la generación distribuida es la generación de electricidad por instalaciones más pequeñas que las actuales grandes centrales de generación, de manera que se puedan conectar en cualquier punto de un sistema eléctrico.

Según CECA (Consumer Energy Council of America con sede en Washington, Estados Unidos), la energía distribuida es el sistema compuesto de generación localizada cerca del usuario final que puede

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estar altamente integrado con la red eléctrica para proporcionar múltiples beneficios en los dos lados del contador).

Según GRI (Gas Research Institute de Chicago, Estados Unidos) y FETC (Federal Energy Technology Center de Morgantown, Estados Unidos), la generación distribuida son pequeñas unidades de generación eléctrica (menores de 30 MW) situadas estratégicamente cerca de los consumidores y centros de carga, que proporcionan beneficios a los clientes y apoyo a la operación económica de la red de distribución existente.

Según DPCA (Distributed Power Coalition of America de California), la generación distribuida es cualquier tecnología de generación a pequeña escala que proporciona electricidad en puntos más cercanos al consumidor que la generación centralizada y que se puede conectar directamente a aquél o a la red de transporte o distribución.

Según la consultora Arthur D. Little, recogido por Jeremy Rifkin, la generación distribuida es un conjunto de pequeñas plantas generadoras de electricidad situadas cerca del usuario final, o en su mismo emplazamiento, y que pueden bien estar integradas en una red o bien funcionar de forma autónoma, pudiendo ser los usuarios fábricas, empresas comerciales, edificios públicos, barrios o residencias privadas.

Aglutinando todas esas definiciones en una sola, se podría decir que la generación distribuida es aquel sistema por el cual se produce energía para autoconsumo o venta en instalaciones comparativamente inferiores en potencia a los grandes sistemas actuales, con posibilidad de almacenamiento, lo que posibilita una cercanía al usuario y cliente final.

Actualmente no hay un único criterio en el límite de potencia por el cual se establece generación descentralizada o centralizada. Si nos ceñimos a la legislación española vigente de Régimen Especial, el límite máximo de potencia por el que se dejan de percibir primas serían los 50 MW, aunque en otros lugares como en Reino Unido se habla de 100 MW, limitando a 10 MW las instalaciones que utilicen fuentes de energía renovables.

El mencionar y describir este sistema de producción energética es fundamental, ya que todas las energías renovables, la cogeneración, el hidrógeno y las pilas de combustible, tienen un papel destacado en ese nuevo modelo de generación energética en un sentido u otro, junto con otros elementos de producción como son las turbinas de gas, las microturbinas, los motores de combustión, y sistemas de

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almacenamiento como las baterías, los volantes de inercia, los condensadores o las bobinas superconductoras.

Las aplicaciones de la generación distribuida serían numerosas y comunes en cierto modo a las de las energías renovables, e irían desde el suministro energético en lugares remotos y sin conexión eléctrica (viviendas aisladas), a lugares que necesitan una gran estabilidad y seguridad del suministro energético (como hospitales, fábricas), pasando por otros donde la calidad del suministro es esencial y el existente no satisface las necesidades de los clientes, o bien porque se desea obtener una rentabilidad económica como consecuencia de la venta y vertido de la energía producida a terceros, como pueden ser las compañías eléctricas, fábricas, etc.

Este sistema de producción energético, tiene numerosas ventajas pero también inconvenientes, recogiéndose a continuación únicamente las generales, que podrían resultar más destacadas.

a) Ventajas:

• Facilidad de conexión a las redes de baja tensión para el suministro eléctrico.

• Reducción de las pérdidas del transporte eléctrico a través de las líneas de muy alta tensión.

• Mejora de los rendimientos energéticos de las instalaciones.

• Independencia energética de las empresas actuales, en definitiva autosuficiencia.

• Disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero, y por tanto, actuación contra el cambio climático.

• Creación de numerosos puestos de trabajo en el sector energético, como consecuencia de la necesidad de suministro de tecnología, mantenimiento, etc., así como de creación de un importante número de empresas como son las de servicios energéticos, que actualmente tienen poca importancia.

• Rentabilidad económica para muchos inversores.

b) Inconvenientes:

• Es necesario un apoyo decidido de las Administraciones Públicas para pasar de un sistema completamente centralizado a uno descentralizado.

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• El lobby de las compañías energéticas tiene poder político y económico, no sólo en España sino también a nivel internacional, por lo que muchas decisiones están condicionadas.

• Es necesario un apoyo económico para que determinadas tecnologías puedan resultar competitivas.

• La generalización de la producción descentralizada debería ir acompañada de importantes esfuerzos en I+D+i, y en definitiva de dotaciones presupuestarias.

Finalmente decir que los grandes grupos energéticos mundiales no

están a favor de la generación distribuida, ya que una generalización de ese sistema llevaría asociado una pérdida de control de toda la cadena energética, desde la producción hasta el consumo.

XVI. PANORAMA 16.1. I+D+i 16.1.1. A nivel internacional

Brevemente y de manera genérica, los países, sin incluir aquellos que forman parte de la Unión Europea, que más esfuerzo están realizando para llevar a cabo programas de I+D+i en hidrógeno y pilas de combustible, son Estados Unidos y Japón, seguidos de Canadá, donde se están invirtiendo cantidades económicas muy elevadas.

En Estados Unidos, la I+D+i se centra en el desarrollo factible, a un bajo coste y alto rendimiento, de pilas de combustible con aplicaciones en el sector del transporte y residencial. Investiga con pilas de carbonatos fundidos y óxidos sólidos, para la generación energética en grandes centrales de producción, además de con pilas de membrana de intercambio protónico tanto para aplicaciones estacionarias (generación distribuida), como para el transporte.

Por lo que se refiere a Japón, en él se producen las investigaciones tanto con inversiones privadas como públicas. Actualmente, los esfuerzos van encaminados a la comercialización de pilas de membranas de intercambio protónico para aplicaciones como el transporte y el sector residencial, sin olvidar las de carbonatos fundidos y las de óxidos sólidos. También hay que decir, que en

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Japón existe un programa muy desarrollado de demostración de pilas de combustible para aplicaciones estacionarias y para el transporte, denominado “JHFC” (Japan Hydrogen Fuel Cell Demonstration Project).

En Canadá, al igual que en Japón, sobre lo que se investiga es el posible uso de las pilas en el sector del transporte, junto con el de la generación eléctrica distribuida. El desarrollo y la demostración en dicho país se produce con pilas de membranas de intercambio protónico, junto con el de metanol directo para aplicaciones portátiles, estacionarias y para transporte. Canadá también posee una larga experiencia en ensayos sobre hidrógeno y pilas de combustible, y de hecho es dicho país el primero del mundo donde funcionó un autobús con pila de combustible. Dicha experiencia tuvo lugar en el año 1993, sucediéndose nuevas pruebas desde entonces.

16.1.2. A nivel europeo

De manera general, Noruega es el país europeo que más esfuerzo ha realizado en los últimos 5-10 años en investigar sobre las pilas de combustible, principalmente en membranas para celdas de combustible. Austria está investigando en pilas que se alimenten con fuentes de energía renovables como el biogás o la biomasa, y en los que pueda participar la energía solar fotovoltaica. En Francia se investiga en la fabricación de pequeños reformadores para la producción a bordo del hidrógeno. Las investigaciones públicas y privadas de los italianos se centran en nuevos materiales, componentes, celdas, etc. En Portugal los esfuerzos han estado centrados en el desarrollo de modelos de laboratorio y experimentales mediante pilas de membrana de intercambio protónico. En Alemania, la investigación básica se ha centrado en obtener nuevos materiales para células y pilas, desarrollo de nuevas membranas. Dinamarca se ha centrado en el desarrollo de membranas para alta temperatura.

Sobre pilas de combustible aplicadas en el sector del transporte, se han llevado a cabo muchos proyectos de investigación, con recursos tanto europeos como nacionales. Lo mismo sucede para aplicaciones estacionarias.

En la Unión Europea, muchas de las investigaciones que se han llevado a cabo sobre hidrógeno y pilas de combustible han tenido lugar gracias a los Programas Marco (PM) de Investigación, Desarrollo Tecnológico y Demostración que se vienen proponiendo, cuya cuantía

258





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económica va creciendo ostensiblemente convocatoria tras convocatoria como se puede ver en la tabla 3.10.

II PM

(1986/90) III PM

(1990/94) IV PM

(1994/98) V PM

(1998/02) VI PM

(2002/06) Millones de

euros 8 32 58 145 300

Por lo que se refiere al V PM, un proyecto importante que se llevó a

cabo es el CUTE (Clean Urban Transport for Europe), desarrollado conjuntamente con el STEP austrialiano, y el objetivo era demostrar la fiabilidad de la innovación, la elevada eficiencia energética y el sistema limpio de transporte urbano. Posteriormente fue ampliado a Islandia a través del proyecto ECTOS (Ecological City Transport System). Han estado funcionando 30 autobuses en ciudades europeas (Ámsterdam, Londres, Madrid, Barcelona, Oporto, Stuttgart, Luxemburgo, Hamburgo, Estocolmo y Reykjavik) y tres más en Perth (Australia), lo que hace un total de 70.000 horas de funcionamiento, cinco millones de pasajeros transportados y realizados un millón de kilómetros. Por lo que respecta al autobús que circuló por las calles de Madrid, la potencia de la pila era de 250 kW, almacenándose el hidrógeno en forma de gas comprimido en la parte superior del vehículo, junto con los intercambiadores y la pila, estando en la parte posterior el motor eléctrico, la transmisión y los elementos auxiliares. En este proyecto también se evaluó la forma de producción y distribución del hidrógeno a los vehículos, siendo en Luxemburgo, Madrid y Londres la producción centralizada y el transporte en camiones hasta la estación de servicio (en Luxemburgo y Madrid como gas comprimido, y en Londres como gas líquido), mientras que en el resto de las ciudades y en Madrid también, se producía el hidrógeno in situ a partir de electrólisis con energías renovables (eólica, solar, hidráulica) o de reformado con vapor de gas natural.

Otro proyecto que fue muy interesante y en el que estuvo involucrada una ciudad española, fue el proyecto CITYCELL, en el que participaban las empresas IVECO-IRISBUS, la UE y entidades públicas de Italia, España, Francia y Alemania, y consistía en el desarrollo de cuatro unidades de autobús eléctrico accionado por pila de combustible y que desarrollaban su servicio en Turín, París, Madrid y Berlín. En el autobús que estuvo circulando por la ciudad de Madrid,

Tabla 3.10. Presupuesto destinado a investigación sobre hidrógeno y pilas de combustible en los diferentes Programas Marco de la Comisión Europea.

Fuente: Comisión Europea. 2006.

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la potencia de la pila era 62 kW y el sistema era de tracción híbrida serie (siguiendo el esquema del punto 14.12.3). El combustible empleado era hidrógeno comprimido, almacenado también en la parte superior del autobús, mientras que en esta ocasión y a diferencia del autobús del proyecto CUTE, el resto de los elementos necesarios (pila, intercambiadores, etc.), se situaban en la parte trasera del mismo.

En el último Programa Marco finalizado (VI PM) se han desarrollado proyectos clasificados de la manera siguiente:

a) Producción y distribución de hidrógeno: NEMESIS, BIO-

HYDROGEN, SOLREF, SOLHYCARB, HYTHEC, HYDROSOL-II, GENHYPEM, HI2H2, CHRISGAS, HYVOLUTION, SOLAR-H, HY2SEPS, CACHET, NATURALHY, BIOMODULARH2.

b) Almacenamiento de hidrógeno: STORHY, NESSHY, HYSIC, HYCONES, HYTRAIN, HYDROGEN, SYSAF.

c) Investigación Básica en Pilas de Combustible: REAL-SOFC, SOFC600, SOFCSPRAY, MATSILC, FURIM, AUTOBRANE, IPHE-GENIE, FCANODE, APOLLON-B, IMPRESS, CARISMA, PEMTOOL, GENFC, Large SOFC.

d) Aplicaciones estacionarias y portátiles: MOREPOWER, FEMAG, DEMAG, BIOCELLUS, GREEN FUEL CELL, FLAMESOFC, NEXTGENCELL.

e) Aplicaciones en el transporte (incluidas las de los vehículos híbridos): FELICITAS, HYTRAIN, HYICE, HYSYS, HOPE, HYHEELS, ILHYPOS, INTELLICON, POMEROL, VELA H2, CELINA, MC-WAP, NEW H SHIP.

f) Rutas y análisis socioeconómicos: ROADS2HYCOM, HY-CO, HYTETRA, ENFUGEN, HY-PROSTORE, CASCADE MINTS, DYNAMIS, HYWAYS, HYWAYS-IPHE, INNOHYP-CA, HYCELL-TPS, WETO-H2, NANOCOFC, PREMIA.

g) Demostración y validación tecnológica: HYCHAIN-MINITRAINS, ZERO REGIO, HYFLEET:CUTE, HYLIGHTS.

h) Regulaciones, códigos y estándares de seguridad: HYSAFE, HySAFEST, HyCourse, HARMONHY, HYAPPROVAL, HYFIRE, FCTES, FCTEDI, FCTEST, HYPER.

Actualmente, el PM vigente es el VII, publicado en el año 2007 y

con un período de vigencia 2007-2013, por el que se destinan un total de 50.521 millones de euros a la financiación de proyectos.

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Posee diez Temas, y los proyectos de hidrógeno y pilas de combustible pueden presentarse a varios de los temas propuestos. Ni que decir tiene, que en el tema “Energía” se pueden presentar, ya que el objetivo estratégico es adaptar el actual sistema energético basado en los combustibles fósiles en otro más sostenible y menos dependiente de combustibles importados, basado en una combinación diversificada de fuentes y vectores de energía (con una atención especial a las fuentes energéticas menos emisoras de dióxido de carbono o no emisoras del mismo), y combinado con una mejora de la eficiencia y la conservación energética.

16.1.3. A nivel español

España no posee un Programa Nacional de desarrollo de las tecnologías basadas en el hidrógeno y en las pilas de combustible, encuadrándose todo ello en los diferentes Planes Nacionales de I+D+i, generalmente en el apartado correspondiente al desarrollo de las energías renovables y de otras tecnologías emergentes.

Comenzaron estas tareas allá por los años 1990, y la investigación se ha dirigido tanto a la producción de hidrógeno con materias tradicionales como con energías renovables, al almacenamiento, al desarrollo de compuestos para los diferentes tipos de pilas de

Figura 3.38. Pila de combustible en autobús. Fuente: www.hfpeurope.org.

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combustible, etc. En ese sentido, los organismos de investigación y la industria española también han puesto mucho de su parte. De hecho, como consecuencia de la Convocatoria de Ayudas a las Oficinas de Transferencia de Resultados de Investigación (OTRI), que tuvo lugar en Junio del año 2004, se elaboró un Plan de Actuación Coordinado en Tecnologías de Hidrógeno y Pilas de Combustible, denominado “PAC H2”, y cuyo objetivo principal era fomentar la elaboración y generación de proyectos de colaboración tecnológico y/o de demostración en el ámbito del hidrógeno y pilas de combustible entre las empresas, los centros de investigación y las Universidades. Las OTRIs participantes y promotoras provenían de la Universidad Rey Juan Carlos (URJC), del Consejo Superior de Investigaciones Científicas (CSIC), del Centro de Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT), así como del Instituto Nacional de Técnica Aerospacial (INTA).

Las Instituciones, Empresas, Fundaciones, etc., que en España llevan a cabo investigaciones sobre hidrógeno y pilas de combustible son entre otras, las Universidades Rey Juan Carlos, Autónoma de Madrid, de Jaén y de Castilla La Mancha; Organismos como el CIEMAT, el INTA, el CSIC; corporaciones como la Fundación para el Desarrollo de Nuevas Tecnologías del Hidrógeno en Aragón, ROBOTIKER-TECNALIA, INASMET-TECNALIA; y numerosas grandes empresas como ACCIONA, ENDESA, GAMESA, IBERDROLA, etc., y otras de menor tamaño como HYNERGREEN, AJUSA o BESEL.

Asimismo, a la vista de la participación de empresas y/u organismos españoles en diferentes proyectos europeos englobados dentro del V PM y VI PM, se puede decir, que España está llevando a cabo un esfuerzo investigador importante para poder estar a la vanguardia en la tecnología del hidrógeno y de las pilas de combustible. Algunos ejemplos, de los muchos existentes que se tienen, son los siguientes:

a) V PM: EURO-QUEBEC HYDROGEN, H2-GENERATOR, FIRST,

APOLLON, CUTE, HYNET, CITYCELL, HYSOCIETY, etc.

b) VI PM: HYTRAIN, HYTHEC, HYWAYS, CHRISGAS, HYCHAIN-MINI TRAINS, HYSAFE, etc.

Por lo que respecta a los Proyectos del Programa de Fomento de la

Investigación Técnica (PROFIT), se puede decir que han sido numerosas las empresas, Organismos, Fundaciones, etc., que han recibido apoyo económico para poder llevar a cabo investigaciones sobre hidrógeno y pilas de combustible. Asimismo, otras instituciones

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como la Comunidad Autónoma de Madrid, el Gobierno Vasco, el Gobierno de Aragón, diversos Ministerios, etc., también han apoyado económicamente al margen de los programas PROFIT.

16.2. Prospectiva española

Hay que hacer alusión al Estudio de Prospectiva español titulado “Hidrógeno y Pilas de Combustible” que se publicó en el año 2006 por parte de la Fundación Observatorio de Prospectiva Tecnológica Industrial (OPTI). En él se analizan varios aspectos a considerar, sobre todo de cara a establecer las políticas oportunas, y que seguidamente se recogen directamente de dicho Informe.

a) Producción de hidrógeno: la utilización práctica de procesos

para producción de hidrógeno a gran escala a partir de combustibles fósiles y procesos de descarbonización, incluyendo la gasificación de carbón, no tendrá lugar hasta el período 2010-2019. La utilización práctica de sistemas para el almacenamiento de energía eléctrica usando el hidrógeno producido por electrólisis convencional en centrales solares o eólicas se cree que se producirá en el período 2015-2019. Para que se produzca el 30% de hidrógeno mediante energía procedente de fuentes renovables, habría que esperar hasta el período 2020-2024.

b) Almacenamiento de hidrógeno: la utilización práctica de sistemas para almacenamiento de hidrógeno comprimido a altas presiones (mayor de 350 bar) en depósitos ultraligeros, así como pequeñas aplicaciones distribuidas, se cree que llegará en el intervalo 2010-2014. La utilización práctica de sistemas para almacenamiento de hidrógeno basados en hidruros metálicos y químicos con una capacidad útil de al menos el 7% en peso de hidrógeno, será para el período 2015-2019. Finalmente, la utilización de nuevos materiales basados en nanociencia y nanotecnologías para la producción y el almacenamiento de hidrógeno, será en el período 2020-2024.

c) Uso final: el desarrollo de una red de distribución y de la infraestructura necesaria que permita el suministro de hidrógeno al por menor a usuarios finales particulares para automoción y aplicaciones portátiles, no verá la luz hasta el período 2015-2019. El desarrollo de una red de estaciones de servicio de hidrógeno lo más parecida a las actuales gasolineras, haciendo invisibles las medidas de seguridad

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necesarias durante el repostaje, será para el período 2020-2024.

d) Pilas de combustible: la utilización práctica de nuevas membranas poliméricas de mayor eficiencia y menor coste que las actuales membranas para pilas de tipo PEM, la utilización práctica de nuevos catalizadores de menor coste y eficiencia equivalente o superior a las actuales basados en platino para pilas de tipo PEM también, el desarrollo de nuevos electrolitos y materiales para electrodos con una temperatura de operación entre 600 y 700ºC, de mayor conductividad y menor coste que los actuales, así como la utilización práctica de pilas de combustible con reformado interno para aplicaciones estacionarias, todo ello está previsto que se dé en el período 2010-2014.

e) Aplicaciones en transporte: el uso de pilas de combustible como medio de propulsión de vehículos para alcanzar una penetración del 5% en el mercado de automoción se dará en el período 2010-2014 y 2015-2019. La madurez en la oferta de pilas de combustible y sistemas de repostado que permitan reducir los costes por debajo de 50 €/kW, se producirá entre 2020 y 2024.

f) Aplicaciones estacionarias: tanto la utilización generalizada de pilas de combustible de alta temperatura de menos de 100 MW de potencia para producción combinada de calor, electricidad y frío, como el desarrollo de sistemas de pilas de combustible estacionarias de alta temperatura (MCFC y SOFC) de menos de 500 kW, tendrá lugar en el período 2015-2019.

g) Aplicaciones portátiles: tanto la utilización generalizada de pilas de combustible de hidrógeno como fuente de energía de alta eficiencia, como la utilización generalizada de pilas de combustible de metanol directo DMFC, se materializará en el período 2010-2014.

h) Normativa y legislación: la implantación de procedimientos de ensayo para evaluación y certificación de las prestaciones, calidad y seguridad de componentes de pilas de combustible y ensayo de sistemas; el desarrollo y aplicación de metodologías innovadoras para evaluación de la seguridad basadas en simulaciones numéricas de posibles escenarios de accidentes para minimizar los riesgos; el desarrollo de regulaciones y normativas relacionadas con el almacenamiento o la distribución de hidrógeno y pilas de combustible; el desarrollo de herramientas para Modelización y análisis de sistemas de

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pilas de combustible y sus componentes, garantía de calidad y seguridad, deberán materializarse hasta el año 2009.

16.3. Asociaciones, Fundaciones y Plataformas 16.3.1. Europeas 16.3.1.1. Asociación Europea del Hidrógeno (EHA)

Constituida en Enero del año 2000, con sede en Bruselas, y en la que participan expertos de siete países europeos distintos. Es la Asociación Europea que aglutina a varias asociaciones nacionales que promueven las tecnologías del hidrógeno.

Los miembros fundadores de la misma son Francia, Italia, Noruega, Suecia y Alemania, a quienes también se han unido representantes de Suiza y Holanda.

Los objetivos de la Asociación son los siguientes:

a) Información: tanto interna que se dirija a todos los miembros,

como externa.

b) Representación: que sirva de nexo de unión entre las Asociaciones Nacionales e Internacionales, sobre todo en temas tan importantes como la legislación, los estándares o la regulación. Asimismo, promover la cooperación entre sus miembros y entre otras Asociaciones similares del resto del mundo.

c) Formación e información sobre las tecnologías del hidrógeno y de las pilas de combustible.

16.3.1.2. Plataforma Tecnológica Europea del Hidrógeno y Pilas (HFP)

Constituida en el año 2003, su principal objetivo es facilitar y acelerar la producción y el desarrollo a un coste competitivo de hidrógeno y sistemas de pilas de combustible, que tengan usos en el transporte, de manera estacionaria o portátil. Asimismo, la Plataforma es un instrumento necesario para estructurar la investigación en hidrógeno y pilas de combustible desde el punto de vista técnico y socioeconómico.

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16.3.2. Españolas 16.3.2.1. Asociación Española del Hidrógeno (AeH2)

Asociación creada en España en el año 2002 con el fin de fomentar el desarrollo de las tecnologías del hidrógeno como vector energético y promover su utilización en aplicaciones industriales y comerciales.

Las áreas de actuación de la Asociación, sin descartar otros futuros que provengan en función del avance tecnológico, son los siguientes:

a) Producción centralizada y distribuida de hidrógeno a partir de

combustibles fósiles.

b) Producción de hidrógeno a partir de otras fuentes de energía diferentes a las actuales (renovables y nuclear).

c) Almacenamiento, transporte y distribución de hidrógeno.

d) Utilización de hidrógeno en procesos de combustión.

e) Utilización de hidrógeno en procesos tecnológicos para generación de electricidad.

f) Uso de pilas de combustible en generación de electricidad distribuida y centralizada.

g) Uso de pilas de combustible en aplicaciones de transporte, portátiles y de sistemas auxiliares de potencia.

h) Utilización de hidrógeno en procesos e instalaciones industriales.

i) Normativa y seguridad.

16.3.2.2. Asociación Española de Pilas de Combustible (APPICE)

Constituida también en el año 2002, tiene como finalidad favorecer el desarrollo científico y técnico de esta tecnología, dar a conocer su potencialidad en los ámbitos nacional e internacional y suministrar formación e información a los agentes sociales interesados.

Como objetivos de la Asociación, se establecen los siguientes:

a) Favorecer el desarrollo científico y técnico de la tecnología de

pilas de combustible, fomentando todas aquellas actividades que pudieran estar relacionadas con el estudio y utilización de las mismas.

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b) Dar a conocer la potencialidad científica y técnica de las pilas de combustible y de su impacto en la economía mediante la organización o patrocinio de diferentes actividades de difusión como Ferias, Exhibiciones o Salones Públicos de ámbito nacional o internacional, de acuerdo con las autoridades competentes en cada caso.

c) Incrementar los conocimientos profesionales de sus miembros y fomentar su intercambio mediante la organización de reuniones y publicaciones de distinto carácter.

d) Estrechar las relaciones con entidades nacionales o extranjeras, cuyas actividades puedan tener alguna relación con las propias de la Asociación, especialmente con los restantes grupos europeos y mundiales de pilas de combustible.

16.3.2.3. Fundación para el Desarrollo de las Nuevas Tecnologías del Hidrógeno en Aragón

Fue aprobada por el Gobierno de Aragón el 29 de Abril de 2003. Desarrolla principalmente sus actividades en el territorio aragonés, con sede en Huesca.

Los principales objetivos de la misma son los siguientes:

a) Desarrollar las nuevas tecnologías relacionadas con el

hidrógeno y las energías renovables.

b) Promocionar la incorporación de Aragón a las actividades económicas relacionadas con la utilización del hidrógeno como vector energético.

c) Propiciar la investigación, el desarrollo tecnológico, cogeneración, adaptación industrial, contribuyendo a la modernización industrial y la mejora de la competitividad.

16.3.2.4. Plataforma Tecnológica Española de Hidrógeno y Pilas de Combustible (PTE-HPC)

Creada en el año 2005, es una iniciativa promovida por la Asociación Española del Hidrógeno, conjuntamente con otras cuatro entidades como ELCOGÁS, HYNERGREEN, IKERLAN e INTA, amparadas por el denominado en su momento Ministerio de Educación y Ciencia, y apoyadas por numerosas entidades del

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panorama nacional, cuyas actividades guardan algún tipo de relación con las tecnologías del hidrógeno y de las pilas de combustible.

El objetivo de la misma es facilitar y acelerar el desarrollo y la utilización en España de sistemas basados en pilas de combustible e hidrógeno, en sus diferentes tecnologías, para su aplicación en el transporte, el sector estacionario y portátil.

Entre las funciones y objetivos específicos que se plantean en la Plataforma, se destacan los siguientes:

a) Plantear la estrategia tecnológica nacional para la Plataforma

Europea.

b) Asesorar a las Administraciones y a los representantes nacionales.

c) Relacionarse con los sectores limítrofes para plantear estrategias conjuntas.

d) Asesorar en los aspectos reguladores y legislativos.

e) Estudiar problemas específicos relacionados con la estrategia tecnológica.

f) Preparar una planificación a corto, medio y largo plazo para la I+D+i.

g) Impulsar proyectos estratégicos de I+D+i.

h) Establecer alianzas para fortalecer el progreso tecnológico.

i) Fomentar la actividad empresarial.

j) Considerar el posible impacto económico.

k) Mejorar la coordinación de acciones internas y externas de los sectores nacionales interesados.

XVII. RESUMEN

El hidrógeno es un vector energético y no un combustible, por no encontrarse libre en la naturaleza y ser preciso un proceso a partir del cual se obtenga. Se han comentado sus generalidades, la historia de su utilización, así como las ventajas e inconvenientes correspondientes.

Como se ha visto a lo largo del presente Tema, son muy numerosos los procesos a partir de los cuales se produce hidrógeno, bien sea a partir de combustibles tradicionales y/o gracias a la

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utilización de fuentes de energía alternativas. Desde luego hay que potenciar, en la medida de lo posible, la producción de hidrógeno a partir de fuentes de energía renovable, ya que en función del tipo de energía primaria empleada, el hidrógeno generado será más o menos contaminante, y por tanto también más o menos renovable. En la figura 3.39 se muestra un esquema de las diferentes formas de producción de hidrógeno.

Energía nuclear Energías Renovables

Calor

Energía mecánica

Electricidad

ElectrolisisTermólisis de agua

Fotoelectrolisis

Biofotólisis

Fermentación

Biomasa

Conversión química

Energía fósil

Hidrógeno Dióxido de carbono

Dada la participación de energías renovables en los procesos de obtención de hidrógeno a partir de fuentes convencionales, y puesto que éstas están constituidos por carbono, en el proceso correspondiente se generan importantes cantidades de dióxido de carbono que habrá que capturar, transportar y almacenar, mediante alguno de los sistemas ya comentados.

A la vista de los costes mostrados en el apartado X, la obtención de hidrógeno a partir de gasificación de biomasa es la técnica más ventajosa de generarlo hasta el momento desde el punto de vista económico. Una vez que es producido, hay que tener en cuenta su almacenamiento y distribución tanto en estado sólido, líquido o gaseoso.

Figura 3.39. Métodos de producción de hidrógeno. Fuente: Linares Hurtado, J. I. et. al. 2007.

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La utilización del hidrógeno generado puede ser tanto de manera directa, en motores o turbinas de gas, como de manera indirecta, gracias a la presencia de pilas de combustible, que participarán muy activamente en lo que se ha de llamar la “generación distribuida”. Los tipos que se han clasificado y descrito son numerosos, tales como la de membrana de intercambio protónico, las pilas alcalinas, de ácido fosfórico, de metanol directo, de carbonatos fundidos y de óxidos sólidos, con aplicaciones tanto estacionarias, portátiles, como para el transporte.

Debido a la importancia del hidrógeno y de las pilas de combustible, el panorama de I+D+i es interesante, tanto a nivel internacional (centrándonos principalmente en Estados Unidos, Japón y Canadá), como europeo y nacional. La realización de numerosos proyectos europeos (con y sin participación española) es elevada, y han sido llevados a cabo en gran medida gracias a la existencia de los Programas Marco Europeos.

Finalmente decir, que la constitución de las Asociaciones, Fundaciones y Plataformas Tecnológicas en apoyo al hidrógeno y a las pilas de combustible, es muy importante sobre todo desde el punto de vista de apoyo social.

eerr 8 tomo energías minoritarias

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