Los edificios (hogares y servicios) suponen un 30% del consumo de energía final en España, por lo que, en el contexto de los compromisos de descarbonización adquiridos por la nación, la implantación de energías renovables en ellos se ha convertido en prioridad de las políticas energéticas. Una prioridad, que se enfrenta a un adversario de gran magnitud: son combustibles fósiles emisores de gases de efecto invernadero los que atienden hasta el 63% de la demanda de energía de los edificios (fundamentalmente gas natural para calefacción y agua caliente sanitaria). Pues bien, El biometano y el almacenamiento estacional de energía, el estudio que ha elaborado Frontier Economics para la Fundación Naturgy, considera que son dos las "opciones viables para alcanzar un consumo energético renovable en los edificios": la bomba de calor eléctrica y el biometano u otros gases renovables. Eso sí: la electrificación de los edificios -advierten los autores- provocaría un aumento de la demanda punta del sistema, "lo que incrementa las necesidades de capacidad de energía firme que garanticen el abastecimiento de dicha demanda" (provocaría un aumento de la necesidad de potencia firme, en tanto en cuanto no podemos estar a expensas de la variabilidad de la generación renovable).
"La principal conclusión que se extrae de este análisis -dice Naturgy- es que la electrificación del calor del sector residencial y comercial requeriría el almacenamiento estacional de electricidad para satisfacer la demanda en invierno".
Frontier Economics le ha puesto números a su estudio: la electrificación del consumo fósil de los edificios generaría una demanda firme adicional en torno a 28 GW (+67,5% respecto de la demanda punta actual, según sus estimaciones). "Con todo esto -concluyen-, la suma de la demanda punta actual y las necesidades adicionales por la electrificación de los edificios (sin considerar la electrificación adicional de otros sectores) da lugar a una necesidad total de unos 70 GW de energía firme".
La firmeza la pueden dar una central termosolar con tanques de almacenamiento de energía de sales térmica (estas centrales almacenan en esos tanques el calor del día y producen electricidad con ese calor por la noche), y la puede dar también (firmeza) una planta de biomasa, una gran hidráulica, la nuclear y/o el gas o su versión limpia (el biometano). Todas ellas son energías "almacenables", pues, tanto el metano como la biomasa, el agua o el uranio se pueden almacenar y podemos disponer de ellos a demanda, o sea, cuando hace falta, a diferencia de lo que ocurre con el Sol, que luce solo de día y solo cuando no está nublado, o el viento, que sopla cuando sopla.
Para la eólica y la fotovoltaica, los expertos del sector diseñaron en 2019 una metodología específica, acordada con la industria, que se basa en el concepto de capacidad equivalente firme (equivalent firm capacity, EFC, por sus siglas en inglés), que se expresa como la cantidad de capacidad firme renovable perfectamente confiable, esto es, 100% disponible, que puede producir exactamente el mismo nivel de seguridad para el sistema que produciría una central nuclear o de gas o una presa hidroeléctrica. La aplicación de esta metodología da lugar a factores de firmeza de un 4,15% para la fotovoltaica, un 7,47% para la eólica y un 23,69% para la termosolar.
La tesis que defiende Naturgy con su informe es que, en ese contexto de futurible incremento de la demanda de electricidad debido a la sustitución de calderas de gas por bombas de calor, la demanda se dispararía y atender a ese incremento de demanda pasaría por instalar más parques eólicos y fotovoltaicos y, además, por construir más centrales de bombeo hidráulico, capaces de dotar de firmeza (pero en clave renovable) al sistema.
Grosso modo un bombeo de estas características consiste en instalar dos embalses, a dos alturas distintas, y circular el agua entre ambos. Almacenamos arriba y, cuando hay demanda, soltamos y generamos electricidad con ese salto. Y, cuando el agua está abajo, aprovechamos las horas de Sol y la producción de los parques fotovoltaicos para bombear el agua (las horas solares además son más baratas) y almacenarla en el de arriba para volver a repetir el ciclo. Es lo denominado el "almacenamiento estacionario", pues no estamos hablando de una batería que te da cuatro horas de autonomía (almacenamiento diario), estamos hablando de magnitudes muy mayores, o "estacionales".
Según los autores del informe, el almacenamiento estacional necesario en todo caso "supone un reto de elevada magnitud". El estudio de Frontier Economics, que usa datos de Red Eléctrica de España y OMIE, que es el operador del mercado ibérico de electricidad, observa que entre los meses de octubre y marzo (que es cuando más demanda de calefacción hay en los hogares españoles) sería necesario consumir electricidad previamente almacenada durante los meses de abril a agosto, que es cuando más electricidad de origen solar produce el parque nacional fotovoltaico.
"Para poner en contexto la magnitud del reto de almacenamiento -dice el informe-, cabe recalcar que en mayo, el mes con mayor excedente de generación, sería necesario almacenar 11.471 gigavatios hora, esto es, más de un 57% de la demanda promedio actual en dicho mes. En media -añaden los autores del informe-, a lo largo de todo el año, será necesario almacenar estacionalmente un 44% de la demanda eléctrica de los edificios".
La electrificación -sostiene Frontier Economics- provocaría un incremento en el consumo eléctrico de solo un 5% en los meses de julio y agosto, pero ese porcentaje asciende a un 60% de la misma en diciembre. Es decir, la electrificación dará lugar a importantes necesidades de producción, transporte y distribución de electricidad renovable, en particular en los meses de invierno.
Y, habida cuenta de todo ello, los autores del informe consideran que para que las energías renovables puedan satisfacer la demanda eléctrica en todas las horas del año, "sin necesidad de almacenamiento", sería necesario instalar 397 GW de solar y 323 GW de eólica, "lo que equivale a casi cuadruplicar y sextuplicar la potencia instalada actualmente de eólica y solar fotovoltaica, respectivamente".
En realidad, aunque el Gobierno está apostando por la descarbonización de la calefacción (sustituir el gas natural fósil por electricidad de origen limpio), nadie está planteando ese horizonte. El propio Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2030, que acaba de ser aprobado, plantea como objetivo para ese año que haya en España operativos 62 GW de eólica y 76 GW de fotovoltaica, guarismos extraordinariamente alejados de los casi 400 gigas de solar o los más de 300 de eólica que plantea el informe.
Porque, en realidad, hay consenso en el sector respecto a que la clave está en el almacenamiento, que va a ser más determinante aún si, como está previsto, se van desenchufando las nucleares (está previsto que la última en desconectarse lo haga en 2035). Y, ahí, lo que propone Naturgy (para resolver el problema del almacenamiento) es una solución alternativa a la nuclear: el biometano, que considera presenta más ventajas que otras soluciones renovables, como el bombeo hidráulico, la biomasa o la termosolar, que ahora mismo oferta (en España hay 50 centrales termosolares que suman 2.300 megavatios de potencia de generación) una capacidad combinada de almacenamiento de unos 7 gigavatios hora eléctricos.
El biometano y el almacenamiento estacional de energía
«El estudio de los costes de las diferentes alternativas e hipótesis consideradas para la descarbonización de los edificios permite concluir que [1] el biometano es el combustible más barato por unidad de energía, considerando las necesidades de almacenamiento estacional, seguido de [2] la electricidad y, finalmente, [3] el metano sintético*, si consideramos una electrificación total de los hogares»
Naturgy sostiene que "la capacidad renovable instalada actualmente solo proporciona alrededor de un tercio de la capacidad firme necesaria si se electrificara totalmente el consumo térmico". Y adelanta que, si consideramos únicamente esa potencia renovable instalada a día de hoy (unos 70.000 megavatios), "sería necesario instalar más de 47 GW de potencia firme para satisfacer la demanda punta actual y la demanda adicional causada por la electrificación de los consumos de los edificios".
Habida cuenta de todo ello, el informe que ha elaborado Frontier Economics por encargo de Naturgy ha decidido centrarse en dos soluciones "con cero emisiones netas" que pueden aportar firmeza al sistema, "y que no son mutuamente excluyentes": el almacenamiento (en baterías y bombeos) y el reacondicionamiento de las centrales térmicas de ciclo combinado que hoy queman gas para generar electricidad y su conversión en centrales que quemen "gases renovables como el hidrógeno".
Esto dice Frontier Economics de cada una de ellas
1. La primera opción que presenta el informe es el "despliegue de tecnologías de almacenamiento". Y ahí habla solo de baterías y bombeo, no de termosolar o biomasa. La capacidad de proporcionar energía firme -sostienen los autores- aumenta con la duración del almacenamiento de la instalación. Por ejemplo, según el operador del sistema eléctrico británico, una batería de larga duración (>6 horas) tendría un coeficiente de firmeza superior al 95%, mientras que una batería de apenas media hora de duración no llega al 10%. El despliegue de baterías de larga duración y bombeo hidroeléctrico "podría aliviar la situación -reconocen-, pero la capacidad adicional a instalar debería ser como mínimo, de 46 GW, una cantidad superior a la demanda punta actual y dos veces superior a la capacidad instalada de almacenamiento que prevé el borrador Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2030" [este plan prevé 22 GW de almacenamiento].
2. La segunda opción que presenta el estudio sería "reacondicionar los ciclos combinados existentes para que funcionen con gases renovables como el hidrógeno". Frontier Economics reconoce que "se trata de una opción costosa, puesto que las características de ambos gases difieren notablemente", pero añade que al menos sería más costo-eficiente "que la construcción de nuevas centrales [para quemar gases renovables como el hidrógeno] desde cero". En todo caso, los autores del estudio adelantan que "la combustión del hidrógeno para generar electricidad conlleva ciertas pérdidas de eficiencia", pero que al menos "sería compatible con su papel como herramienta de almacenamiento de larga duración".
Frontier Economics no analiza otras formas de almacenamiento ni soluciones alternativas de firmeza. Se centra en estas (el informe se titula El biometano y el almacenamiento estacional de energía).
¿Conclusiones?
Pues, según el estudio que ha encargado Naturgy a Frontier Economics, la conclusión primera es que, dadas las necesidades de almacenamiento y/o potencia firme que va a tener el sistema eléctrico en el futuro (si efectivamente se apuesta por la bomba de calor), atender la demanda en los meses más fríos va a exigir "que la energía se almacene estacionalmente, en forma de hidrógeno".
Ello, con muchos matices. Porque los mismos autores del informe reconocen que, para empezar, producir hidrógeno conlleva "importantes pérdidas de eficiencia, lo que requeriría almacenar una mayor cantidad de energía eléctrica de la que sería necesaria en invierno". Pero la eficiencia no solo se ve afectada en la fase de producción. Frontier Economics también destaca que, tras la fase de producción, la combustión del hidrógeno (hay que quemarlo para generar electricidad) también conlleva pérdidas de eficiencia y reconoce que, además, adaptar una central de gas para que pueda quemar hidrógeno es "una opción costosa, puesto que las características de ambos gases difieren notablemente".
Otra de las conclusiones que destaca Frontier en su informe es que, "en el caso de una electrificación total del consumo de los edificios, el uso de bombas de calor conlleva costes superiores al uso de una caldera de condensación alimentada con biometano". Los autores del informe matizan en todo caso que, "si esa electrificación es parcial, la caída en la necesidad de almacenamiento estacional hace que los costes de la electrificación se reduzcan" y, en ese sentido, Frontier Economics reconoce explícitamente que, "aunque [los costes de electrificación] siguen siendo superiores a la caldera de condensación con biometano en la zona Continental y Atlántica, son inferiores en la zona Mediterránea".
El problema ahí en todo caso es la materia prima: el biometano. El potencial de producción de biometano en España es muy elevado. Según el informe de Frontier Economics, que maneja datos de Sedigas, este asciende a 163 teravatios hora al año, más del doble del consumo de combustibles fósiles en edificios (70 TWh/año). El problema es que ese es el potencial. La realidad es que a día de hoy la producción de biometano en España es poco menos que testimonial, por lo que cabría plantearse cuánto tiempo habrá de pasar hasta que se pongan en marcha las centrales de producción de biometano suficientes como para producir el biometano que ha de sustituir al gas natural que hoy queman las calderas que tenemos en casa.
Naturgy en todo caso lo tiene claro. En las Conclusiones de su informe lo explicita así: "La manera de lograr un suministro renovable de los edificios al menor coste posible consiste en una combinación de ambas tecnologías" (hidrógeno y biometano).
*Metano sintético
El metano sintético se obtiene a partir de electricidad renovable, mediante sistemas “Power-to-Gas (PtG)”. Éstos permiten transformar la electricidad en hidrógeno verde, a través de un proceso de electrólisis, para posteriormente generar metano sintético (CH4) mediante la síntesis de hidrógeno y CO2. El metano sintético aúna diversas ventajas en comparación con el hidrógeno, como su mayor densidad energética, o la posibilidad de utilizar las infraestructuras y el know-how existentes de la industria de gas natural. Su principal inconveniente radica en la utilización de CO2, para lo que requiere de su separación de otras fuentes, por ejemplo, mediante los proceso de captura y almacenamiento de carbono. No obstante, se podría conseguir el CO2 de forma económica utilizando el que resulta de la purificación del biogás para producir biometano.
Credenciales
Naturgy es una compañía multinacional con sede en Barcelona. Su parque de generación consta de casi diez mil megavatios de potencia (9.800 MW) en centrales de ciclo combinado (que queman gas natural para producir electricidad) y 600, en centrales nucleares. De los 9.800 megas de gas tiene 7.400 en España. Además, lleva ya algunos años apostando por ampliar su parque de generación renovable.
Los principales accionistas de Naturgy son los fondos estadounidense GIP (ahora comprado por Blackrock) y australiano IFM, la sociedad luxemburguesa Rioja Acquisition, el estado argelino (a través de la compañía Sonatrach) y Criteria Caixa.
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