Hace poco explicaba en un artículo publicado en la revista Agrotécnica (El sur de Europa, punto de apoyo para el avance en la Unión Europea) cómo el campo del sur de Europa en general y el español en particular podrían sumar valor mediante la creación de una ultra red eléctrica europea basada en la tecnología UHVDC (líneas eléctricas en corriente continua que permiten tensiones de hasta 1.100 kV). Se aprovecharía así la alta irradiación solar y el espacio disponible del que goza el sur Europa mediante la instalación de parques solares que exportarían electricidad hacia el norte.
En el citado artículo, que en realidad trascendía en mucho al tema puramente agrícola, también proponía la creación de un ente europeo encargado de construir y operar esta futura ultra red eléctrica europea basada en la citada tecnología. Esta red sería la equivalente a la que predicaba el máximo responsable chino de infraestructuras eléctricas al inaugurar la línea Xinjiang-Anhui de 3.324 Km y +/-1100kVCC.
Estados Unidos, la otra potencia global, parece estar también interesada en el tema. El Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL), en "We’ve been talking about a national grid for years. It might be time to do it", propone un diseño de líneas HVDC para conectar las distintas zonas de producción renovable en el país (figura 1) en el que recoge zonas de viento, de sol y de ambas energías para trazar dos líneas HVDC, las cuales se entrecruzan con otras de corriente alterna. De esta forma el conjunto consigue un sistema eléctrico que ofrece mayor garantía de potencia, menores pérdidas eléctricas y menor necesidad de acumulación.
Diseño de líneas UHV del NREL
El grado de unidad política de Europa no es el de China ni el de EEUU, por lo que una propuesta como la realizada, que aboca al Mercado Interior de la Energía (MIE), entraña gran dificultad política. En este caso no solo consiste en abrir fronteras sino en romperlas, en entrecruzar países en un aspecto tan vital como es el eléctrico, más si cabe considerando que el mundo energético del futuro será eléctrico
Pero en un contexto de renovables autóctonas con autosuficiencia energética, renunciar a la optimización a nivel europeo para hacerlo solo a nivel nacional, constituiría una clara renuncia del proyecto europeo. La oportunidad de acometer ahora lo anterior estriba en que estamos inmersos en dos crisis superpuestas: una económica ligada al coronavirus y otra climática por el CO2; y las inversiones a realizar interactúan entre ellas para ayudar a salir de ambas.
Se iniciaría así una apuesta a futuro por una ultra red europea, que haría que gran parte de la nueva generación renovable se localizase óptimamente en el ámbito geográfico europeo. La sola visión de este planteamiento tendría ya importantes repercusiones de tipo económico, político y social. Lo anterior aboca a la realización de grandes intercambios energéticos entre países muy distantes entre sí, con gran diferencia en latitud que es la que básicamente produce complementariedad energética. Es hora de que, como los americanos, digamos: “Toca hacerlo”
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Sin embargo, a nivel español el PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) habla solo de incrementar los intercambios fronterizos, mientras que en el Pacto Verde Europeo no aparece explícitamente una red eléctrica supranacional. Pretender realizar grandes trasvases de electricidad a través de las redes de países intermedios limitaría drásticamente los intercambios, ya que estas redes no fueron diseñadas a tal fin, por lo que aparecerían complejidades administrativas, restricciones de red y perdidas que las limitarían.
Energías renovables e hidrógeno
A esa necesidad de contar con líneas UHVDC que intercomuniquen zonas geográficas de altos recursos renovables, se suma otra: la producción de e-hidrógeno a precios competitivos, el elemento clave de la descarbonización. Lo es por dos razones fundamentales:
• Está llamado a sustituir gran parte de los combustibles fósiles usados actualmente en aplicaciones no eléctricas. Estos suponen las tres cuartas partes del consumo de energía final actual de la UE.
• La fabricación de e-hidrógeno mediante electrolisis del agua, permitirá gestionar la demanda de electricidad provenientes de “fuentes no despachables” (fuentes de energía eléctrica, como la eólica y la solar, que no pueden ser utilizadas a demanda).
Un reciente estudio realizado por el Hydrogen Council con la colaboración de Mckinsey&Company y E4tech (ath-to-Hydrogen-Competitiveness), concluye que para el establecimiento del mercado del e-hidrógeno el factor escala es primordial. Es obvio que para ganar escala se necesita incrementar cuota de mercado en las diferentes aplicaciones y para ello la ruta pasa por bajar su coste de producción. Finalmente indica dicho trabajo que los componentes más significativos en su coste serán la energía eléctrica y el volumen de producción alcanzado.
En otro trabajo realizado por GIZ por encargo de los gobiernos de Alemania y Chile se concluye que, para el caso del electrolizador del tipo PEM, el aconsejado para altos volúmenes de producción, por debajo de un factor de capacidad de fabricación del 73%, se entra en una acusada pendiente de subida en los costes de producción, a pesar de ser decrecientes los de la electricidad, como se ve en la Fig.3.
Por tanto, se deben de aprovechar excedentes de electricidad en la producción para reducir costes, pero al mismo tiempo hay que tratar de operar con un factor de capacidad superior al 70% en las instalaciones de fabricación. En base a lo anterior entendemos que para la descarbonización se deberán coordinar los grandes objetivos planteados en cuanto a sustitución de energías fósiles por renovables en la generación eléctrica; y establecimiento del mercado de e-hidrógeno.
El contar con líneas en UHVDC que intercomunicasen zonas geográficas de altos recursos no despachables, instalaciones de producción de e-hidrógeno y grandes acumuladores en ámbito europeo, opino que es la mejor vía para conseguir la necesaria coordinación. Es más, si no se acometiese decididamente creo que además de incurrir en mayores costes se pondrían en peligro las fechas previstas para la descarbonización.
Los consensos a nivel político, la ingeniería y el trazado de las líneas, los permisos de paso, estudios medioambientales, construcción y puesta en marcha de líneas y subestaciones, necesitan tanto tiempo que, incluso con una iniciativa tomada ya, difícilmente se llegaría a 2030 con el sistema dispuesto para iniciar la producción masiva de e-hidrógeno. Los objetivos 2030 no deben ser un escalón en el camino hacia los del 2050, sino un punto de la rampa hacia dicho objetivo.
Importancia del mallado UHV para optimizar la acumulación
Compartir la acumulación a nivel europeo supondría un gran ahorro en costes de acumulación, dada la grandísima magnitud de la que estamos tratando. Una estimación recientemente realizada por Solar Power Europe en colaboración con la LUT University (Finlandia) sitúa para Europa, el aporte eléctrico anual de los acumuladores de las eléctricas en 2050 en el orden de los ¡¡2.000 TWh!!
La acumulación por bombeo fue pensada en su día para ajustarse la demanda eléctrica cambiante a lo largo del día, pero en el futuro, cuando quitemos el colchón de las energías fósiles y trabajemos mayoritariamente con fuentes no despachables, su función tomará mucha mayor importancia. En este sentido, de acuerdo con el citado estudio de Solar Power Europe, se espera en el escenario planteado como Moderado (Fig.4) ya para el año 2030 la aportación por acumuladores sea del orden de 170 TWh.
Es cierto que, en el estudio referenciado se les da mayor participación a las baterías, pero entiendo que, disponiendo de la orografía adecuada para grandes reservas, es muy superior el bombeo para dar servicio a la red. El NREL tiene abierto un apartado dentro de una iniciativa de I+D para repensar las centrales hidráulicas y de bombeo ante la llegada de las renovables a la red eléctrica. Esto ya se empieza a hacer aquí, pero el gran mercado europeo que abriría la pretendida interconexión, llevaría a replantearse la acumulación en embalses con mucho mayor manejo de energía y potencia que con visión nacional y reducida interconexión. Seguramente las decisiones de retrofitting y repowering en los embalses actuales ya superarían los 3,5 GW de incremento de bombeo previstos en el PNIEC.
Un caso paradigmático puede ser el embalse de la Almendra (Salamanca) que constituye el vaso superior de la actual central de bombeo mixto de Villarino de 0,81 GW; tiene un volumen útil de 2.586 Hm3, la altura del salto es de 410m, descarga en el embalse de Aldeadávila de solo 114 Hm3 de capacidad. Con dicha altura de salto, cada Hm3 de agua embalsada tiene una energía potencial del orden de un GWh, lo que le da una capacidad de almacenamiento teórico de 3,12 TWh (fuente: Iberdrola), lo cual es impresionante.
Quizás el ámbito nacional incluyendo las interconexiones previstas en el PNIEC no inviten a planteamientos rupturistas, como buscar ubicaciones alternativas donde desaguar para hacer una gran repotenciación, aunque para ello haya que contar con el vecino portugués. No propongo hacer concretamente esta actuación, la cual requeriría un planteamiento más informado, sino aquellas inversiones en almacenamiento que cobrarían sentido en el ámbito europeo propuesto.
La interconexión UHVDC nos abre al mercado europeo la acumulación por bombeo, impulsando grandes obras de ingeniería civil, que es donde somos fuertes tecnológica y empresarialmente. Todo ello nos permitiría llegar a ser, así si, la “batería europea”.
Extensión a África
Como se ha dicho anteriormente la interconexión propuesta sería el embrión de una futura capa superior de la red actual de los países de la Unión. En un escenario de energías renovables su prolongación a los paises del Magreb y norte de África sería su extensión natural.
La empresa líder en esta tecnología, ABB, ya presentaba una visión de este tipo en un folleto divulgativo de esta tecnología. Se puede ver en la Fig. 5 como se indica que el sur manda energía solar hacia el norte y desde allí se manda energía eólica e hidráulica hacia el sur. ¿Porque no fantasear pensando que más allá de esto, el Sáhara puede ser el lugar de encuentro y colaboración con el continente africano, como ya anticipó hace tiempo la fundación Desertec?
La propuesta
Volviendo a la conexión europea, creo que, inicialmente deberían ir dos líneas conectadas entre sí en sus extremos (Fig.6) por dos razones: la primera, para dar seguridad N-1 al servicio y la segunda, para habilitar una especie de embarrado al que se puedan conectar en el futuro los diferentes países y/ o mercados. Se realizarían con líneas de tecnología UHVDC de +/- 1100kV capaces de hasta 13GW cada una.
En la península Ibérica una de las líneas que planteo pretende recoger en la subestación de su extremo suroeste los parques solares de dicha zona de España y Portugal, la cual además de tener alta irradiación disfruta de más de 3.000 horas de luz al año. He tenido también en cuenta la cercanía del puerto de Huelva y su importante Polo Químico a efectos de la posible ubicación de futuras factorías de e-hidrógeno. Intercalo en esta línea una subestación en el noroeste de la península, no solo para recoger el importante recurso eólico de esta zona, sino también su gran capacidad, actual y futura de almacenamiento por bombeo, tanto de la zona española como portuguesa.
El extremo de la otra línea recogería los soleados parques de las zonas cercanas a la Plataforma Solar de Almería, lugar pionero en la investigación solar y donde se está ensayando la obtención de e-hidrógeno por alta temperatura. Está cercano también el puerto de Cartagena y su Polo Químico como lugar, en su caso, de posible evacuación del e-hidrógeno allí producido.En estas dos subestaciones, se recibirían los aportes de eólica excedentaria del norte para las factorías intensivas en electricidad de e-hidrogeno y otras que se instalen.
En Francia, país que podría centralizar la gestión de la futura red en UHVDC, he situado dos subestaciones, una de las cuales podría conectar con las líneas provenientes de Italia. En fin, propongo dos subestaciones en el norte-centro de Europa para enviar al sur la energía eólica sobrante del norte durante la noche y durante el día recibir la electricidad solar del sur.
Impacto ambiental e I+D
En un reciente congreso de la Cigré, representantes de ABB expusieron los retos que ofrece el escalar desde tensiones de +/-800 kV hasta tensiones de +/- 1100kV y más, en corriente continúa. Lógicamente las líneas de este tipo por su dimensión impactan negativamente en el medioambiente y tendrían problemas para atravesar ciertas zonas sensibles, ya que tendidos aéreos de estas tensiones necesitan torres de grandes dimensiones. Aun así, actualmente hay líneas de +/-800 kV instaladas en Suecia, país especialmente respetuoso con el medioambiente.
La solución de cable enterrado o subacuático de UHVDC no podría funcionar actualmente, ya los investigadores han encontrado dificultad en el aislamiento de cables al sobrepasar los 600kV de tensión. Como alternativa, se propone llevar los cables suspendidos dentro de tubos metálicos; sin embargo, enterrar estos tubos estimamos que no es práctico por su gran tamaño. El problema no parece ser insoluble visto desde la física y es de esperar que, si la UE se interesase en realizar tan importante trazado de líneas con esta tecnología, con seguridad este problema tendría relativamente pronta solución.
Oportunidad para España
La energía solar es intermitente cada día y varía a lo largo del año, pero se comporta de forma puntual y conocida, por lo que ofrece una alta garantía de potencia diurna en ciertas regiones como Almería o Huelva, provincias que tienen más de 3.000 horas de sol al año con escasos días nublados. Junto con este primer componente diurno, más la eólica nocturna excedentaria del mar del Norte y ambas dos complementadas con limitado bombeo hidráulico, se podrían conseguir factores de carga superiores al 70% en la fabricación del e-hidrógeno a precios muy competitivos.
Así, la interconexión propuesta podría llevar carga hacia el norte durante el día y hacerlo hacia el sur por la noche. Esta operación realizada para el e-hidrógeno a bajos precios, podría realizarse para otros productos intensivos en electricidad como aceros de alta calidad, aluminio etc. en base a la interrumpibilidad en sus contratos de suministro.
Se podrían instalar entre ambas ubicaciones unos 20 GW de energía solar de forma programada y progresiva. Esto aseguraría la utilización de las líneas durante todo el año en sentido sur-norte, mientras que los flujos norte-sur serían más irregulares, sin que eso fuese problema al tener clientes interrumpibles y como salvaguarda el bombeo. Los fabricantes de e-hidrógeno y los gestores del bombeo hidráulico podrían también comprar en verano el exceso de los parques solares que permite la configuración propuesta con seguridad N-1 de las líneas, a costes muy competitivos. El titular del bombeo sería el centro de la mayoría de las transacciones, al hacer despachable tanto de la electricidad generada en los parques solares, como la excedentaria proveniente de los emplazamientos eólicos del norte. Así se iniciaría un círculo virtuoso, el cual iría ganando escala basado en los buenos precios eléctricos para avanzar en la descarbonización.
*Antonio de Lara es físico y MBA. Entre otros cargos, ha sido administrador y director general de MADE y MADE Tecnologías Renovables (a través de la cual Endesa se inició en las tecnologías eólica y solar), subdirector general de Desarrollo de Sevillana de Electricidad y vicepresidente de la Cámara de Comercio del Campo de Gibraltar. Este es su blog: tiempoyorden.com 
