Una estrategia de I+DT a largo plazo para un suministro de energía sostenible

Actualmente los principales objetivos de la investigación energética en la UE son:

Reducir un 8% las emisiones de gases con efecto invernadero (GEI) en la UE en el periodo 2008-2012, tomando como niveles de referencia los de 1990 (con una reducción de emisiones de GEI mucho mayor de lo previsto en los plazos de la cumbre de Kioto).

Conseguir un suministro de energía seguro y diversificado.

Reducir la contaminación.

Aumentar la competitividad de la industria europea.

Las tecnologías de energías limpias pueden acabar reemplazando a muchas de las tecnologías de las energías convencionales, haciendo imprescindible que la industria europea alcance puestos de vanguardia con el fin de mantener la competitividad a largo plazo

Basar una gran cuota del suministro energético de la UE en las fuentes de energía renovables (FER) puede contribuir claramente y de manera importante a los tres primeros objetivos. Hay que observar que las emisiones de GEI de la UE representan actualmente el 15% del total mundial. Una reducción a escala mundial depende enormemente de la voluntad de los países en vías de desarrollo, que ya contribuyen con el 40%, una proporción que puede incrementarse al 70% para 2030 si la actividad de estos países se mantiene como hasta ahora (CE, 200a). Para la competitividad de la industria de la UE es vital colocarse a la cabeza de las nuevas tecnologías en energías avanzadas y limpias, ya que su cuota de mercado va incrementándose rápidamente y pueden, a largo plazo, reemplazar a muchas energías convencionales. Los objetivos a largo plazo de reducción de costes, el potencial de cada una de las tecnologías y otras cuestiones se discuten a continuación para las tecnologías de las que es de esperar una mayor contribución al suministro de energías sostenibles.

El coste y las posibilidades de las fuentes de energía renovables (FER)

Energía eólica

La generación de electricidad a partir de energía eólica se ha duplicado, como media, cada dos años desde 1990. La capacidad de energía eólica en Europa aumentó desde 400 MW en 1990 a 13.000 MW en 2000. Sin embargo, su actual cuota en la producción de electricidad en la UE todavía es sólo del 1,25%. En vista de este rápido incremento, la Asociación Europea de Energía Eólica actualizó el objetivo de capacidad de energía eólica desde los 40 GW originales en 2010 a 60 GW (o sea, el 6-7% de la producción actual de electricidad). Se cree que la energía eólica en alta mar tendrá cada vez más importancia en este incremento.

La generación de electricidad a partir de energía eólica se ha duplicado, como media, cada dos años desde 1990. Sin embargo, todavía resulta cara en comparación con las fuentes de energía tradicionales

En el estudio "Wind Force 10" (Greenpeace, 1999), el potencial de la energía eólica se estimó en alrededor de 3.127 TWh, de los que 2.500 TWh se producen en alta mar (

El mayor escollo es el elevado coste de la energía eólica. Los actuales precios de la electricidad generada por el viento varían entre 0,04 y 0,09 euros/kWh mientras que el coste de la electricidad convencional es de unos 0,04 euros/kWh (en la central eléctrica) (CE, 2000b). El fuerte incremento de la energía eólica en los noventa se debe principalmente a medidas promocionales, subvenciones, reducción de impuestos, etc. No es probable que este respaldo perdure siempre y sobre todo es necesaria la I+DT a corto y medio plazo para reducir el coste de la electricidad generada por el viento. Todavía queda margen para una reducción de 0,03 - 0,05 euros/kWh.

Otro problema es el carácter intermitente de la energía eólica (véase después).

Energía fotovoltaica (EF)

La EF es atractiva y podría, en teoría, cubrir toda la demanda de energía. Sin embargo, la actual cuota de producción de electricidad procedente de la EF en la UE todavía es sólo del 0,15%. Aunque el coste de la electricidad por EF es de 5 a 10 veces superior al de la electricidad procedente de fuentes convencionales (0,25 - 0,5 euros/kWh), la capacidad instalada de EF en la UE aumenta un 25-30% al año. Si continúa este ritmo, la EF podría producir una gran parte de la demanda de electricidad de la UE dentro de unos 25-30 años. Esta tendencia, por tanto, debería mantenerse y acelerarse mediante reducciones importantes del coste. Puede esperarse que en 10-15 años, gracias a un esfuerzo mucho mayor en I+DT, el coste de la electricidad por EF pueda reducirse a un nivel cercano a los actuales precios de la electricidad:

Un estudio llevado a cabo por la industria de la EF (Bruton, 1997) indica que los costes de inversión de los módulos EF de silicio cristalino se pueden reducir por un factor de cuatro y llegar a 0,7 - 1 euro/Wp si se mejoran los métodos de producción y la producción en masa (500 MW/año).

Un estudio realizado por NOVEM (Holanda) (Bossert, 2000) predice que el coste de la electricidad procedente de los módulos EF de película fina se abaratará hasta 0,5 - 1,2 euros/Wp para 2005, dependiendo del tipo de EF.

El rendimiento de la EF en estos estudios, que varía entre el 10 y el 16%, todavía es bajo en comparación con los rendimientos teóricos. Es necesario incrementar la I+DT básica en materiales para la "EF de tercera generación" para duplicar estos rendimientos.

Se debe dar prioridad a la EF en los tejados (los costes del sistema son más bajos dado el uso dual de la EF y los costes permisibles son más altos porque el coste de la electricidad por EF se compara con el coste para el usuario (0,1 euro/kWh ) y no con el coste de la electricidad en la central eléctrica (0,04 euros/kWh).

Cuando el suelo se utiliza para sistemas de EF, los elevados costes del suelo elevan los precios de la electricidad a 1-2 euros/Wp, que son prohibitivos. Hay que evitar, por tanto, los elevados precios del suelo; las leyes y los reglamentos que intentan reducir los precios del suelo para uso agrícola pueden ser un ejemplo para la EF.

Aunque el potencial de la electricidad fotovoltaica (EF) es enorme, actualmente solo representa una pequeñísima fracción de la generación de electricidad en la UE. Nuevos avances en la tecnología de la EF podrían incrementar su adopción, pero su naturaleza intermitente sigue siendo un inconveniente

Como se explicará más adelante, el carácter intermitente de la EF es otro obstáculo importante.

Aunque la EF podría, en teoría, cubrir toda la demanda final de energía de la UE, en la práctica no es probable que contribuya con más del 10-20% a largo plazo (o 50-100% de la producción de electricidad), si pueden conseguirse precios de la electricidad de 0,06 - 0,1 euros/kWh. Los edificios, que utilizan alrededor del 50% de la electricidad generada en la UE, serán una importante área de aplicación para la EF (en los tejados). En el sur de Europa, donde los niveles de radiación solar son mayores, el coste de la electricidad procedente de la EF será menor, lo que hace posible prever otras aplicaciones, como las centrales de EF de tamaño de MW.

Biomasa

La biomasa cubre actualmente el 5% de la demanda energética y se utiliza principalmente para calefacción. Comprende multitud de materias primas, desde diversos tipos de residuos agrícolas y forestales a biogás y diversos cultivos para obtener combustibles de origen vegetal como árboles de rápido crecimiento, caña de azúcar, sorgo dulce, etc. También existe una amplia variedad de procesos de conversión de biomasa, que se pueden dividir en cuatro grupos principales: combustión, gasificación, hidrólisis y fermentación que producen electricidad, calor, calor y electricidad, etanol o singás (un gas sintético similar en cierto modo al gas natural, producido por la gasificación de la biomasa). El singás se puede transformar posteriormente en diferentes tipos de combustibles líquidos y gaseosos (hidrógeno, metanol, DME, gasoil, gasolina) mediante otros procesos de conversión. Esta heterogeneidad es un inconveniente, ya que cada combinación de materia prima y proceso de conversión presenta sus propios problemas técnicos y medioambientales.

Aunque los recursos potenciales de biomasa son considerables, se encuentran fragmentados y se usan diversos procesos de utilización y conversión, cada uno de ellos con sus dificultades propias.

Actualmente el coste de la producción de electricidad a partir de la biomasa oscila entre 0,04 y 0,08 euros/kWh; a largo plazo, este coste podría reducirse a entre 0,03 y 0,05 euros/kWh.

El coste de los combustibles líquidos como el etanol varía de 8 a 15 euros/GJ, comparado con los 10 euros/GJ (sin impuestos) de la gasolina (1 GJ corresponde a 33 litros). A largo plazo, este coste podría reducirse a entre 6 y 10 euros/GJ.

El potencial de la biomasa a largo plazo en la UE podría ser de alrededor de 280-400 Mtoe (equivalente en millones de toneladas de gasolina) si se tiene en cuenta que: hay 180 Mtoe de residuos agrícolas y forestales en la UE (CE, 1997); 104 x 106 Ha de las 140 x 106 Ha de suelo agrícola de la UE se pueden dedicar a cultivos para obtención de combustibles; el actual rendimiento de los cultivos para combustibles es de 5 toe/Ha pero en el futuro podrán alcanzarse hasta 10 toe/Ha; en los países candidatos existen también considerables posibilidades.

La biomasa se puede transformar en electricidad (50-80% de la demanda actual de electricidad) o en 170-240 Mtoe de biocombustibles líquidos. A largo plazo, habría que dar prioridad a la transformación de biomasa en biocombustibles para el transporte. Hay dos razones principales para este enfoque: garantía de suministro. El sector del transporte depende al 100% del petróleo, teniendo que importarse el 60% de fuera de la UE; los biocombustibles son una de las pocas opciones para el sector del transporte que ofrece emisiones netas cero de CO2.

Potencial a largo plazo y coste de la electricidad obtenida a partir de energías renovables.

La demanda final en la UE en 1998 fue de alrededor de 1.000 Mtoe, de los que el 80% fue combustible para calefacción y transporte y el 20% restante para electricidad (de los que el 32% provenía de centrales nucleares y el 12% de centrales hidroeléctricas). El coste de la electricidad es de unos 0,04 euros/kWh (en la central) y de 0,1 euros/kWh para el usuario.

Tabla 1.Omitida

La tabla 1 muestra el potencial estimado a largo plazo para la producción de electricidad a partir de diferentes tecnologías de FER (en porcentaje de la demanda actual de electricidad en la UE) junto con su coste actual y el coste objetivo a largo plazo. Los valores para la energía eólica, la fotovoltaica y la biomasa se han explicado más arriba. También pueden hacer importantes contribuciones, a largo plazo, otras tecnologías como la energía geotérmica y la térmica solar. La geotérmica (GT) se basa en la idea de que en muchas zonas de la UE se encuentran temperaturas de 200-250 ºC a profundidades de 5.000 m. Perforando dos pozos a una distancia de unos 500 m e inyectando agua a presión por uno de ellos, a través de las fisuras de la roca, hasta el otro, se produce vapor a 200 ºC que se puede utilizar para producir electricidad. El potencial a largo plazo en la UE se ha estimado en el 20% de la demanda de electricidad en la UE; además, se puede producir calor sin coste adicional. La GT tiene la ventaja de que no es intermitente. Actualmente se está llevando a cabo un proyecto piloto en Francia para demostrar la factibilidad de esta tecnología. Se espera también que la electricidad procedente de energía térmica solar tenga un potencial a largo plazo de alrededor del 20%, sobre todo en los países del sur de Europa.

Reducir la emisión de GEI y garantizar el suministro de energía en la UE son los principales motores para la introducción de las tecnologías FER. Al igual que para los GEI, las centrales térmicas en la UE, que producen el 56% de la electricidad de la UE, contribuyen con el 30% al total de emisiones de CO2 en la UE (de los que 2/3 proceden del carbón). El otro 44% de la electricidad se produce en centrales nucleares e hidroeléctricas, que no emiten CO2.

El potencial a largo plazo de todas las tecnologías FER juntas oscila entre el 180% y el 320% de la demanda actual de electricidad en la UE. Sólo el 56% sería suficiente para sustituir a todas las centrales térmicas y reducir así las emisiones de CO2 en un 30%.

Como se muestra en la tabla 1, el potencial a largo plazo de todas las tecnologías FER juntas oscila entre el 180% y el 320% de la demanda actual de electricidad en la UE. Sólo el 56% sería suficiente para sustituir a todas las centrales térmicas y reducir así las emisiones de CO2 en un 30%. Si continúa el ritmo de crecimiento de la capacidad para producir electricidad a partir de la energía eólica, la EF y la biomasa durante los últimos años, esto se podría conseguir en 15-20 años.

El coste es un obstáculo importante para la introducción de tecnologías FER a gran escala. Si se consiguiera alcanzar el coste objetivo a largo plazo para cada una de las tecnologías (véase tabla 1), estos costes se acercarían o incluso serían inferiores al coste de la electricidad en la central, de 0,04 euros/kWh; excepto para la EF, en la que el precio sería, no obstante, inferior al coste para el usuario. En un mercado liberalizado, tecnologías como la EF y la térmica solar tienen la ventaja de que se puede disponer de su electricidad cuando la electricidad es más cara (por ejemplo, de día y en horas punta, cuando se necesita el aire acondicionado). También hay que observar que los precios de la electricidad convencional se pueden incrementar en los próximos años:

El estudio ExternE de la CE (CE, 1999) ha calculado que los costes externos relativos a perjuicios para la salud o el medio ambiente, procedentes de la producción de electricidad con gas y carbón son de unos 0,02 euros/kWh y 0,05 euros/kWh, respectivamente. Estos costes actualmente no se incluyen en el precio de la electricidad e internalizar estos costes externos daría lugar a un aumento del precio de la electricidad que llegaría a 0,06 – 0,09 euros/kWh (en la central eléctrica). No es políticamente probable que los precios de la electricidad se eleven para internalizar sus actuales costes externos. Pero el apoyo financiero, como las subvenciones para las FER, que reflejan los costes externos evitados en comparación con las tecnologías tradicionales (CE, 2001b), y las rebajas en los impuestos, pueden contribuir a hacer que estas tecnologías FER sean competitivas con una producción convencional de electricidad.

El precio del gas natural ha aumentado en los últimos años y puede continuar haciéndolo en el futuro.

Cada vez hay más presión para capturar el CO2 de las centrales térmicas y almacenarlo en acuíferos subterráneos (se cree que la capacidad de almacenamiento en la UE es suficiente para almacenar el CO2 producido por todas las centrales térmicas de la UE durante 700 años). El incremento del coste por el secuestro de CO2 es de 0,03 y 0,06 euros/kWh para el gas natural y el carbón, respectivamente. Una mayor investigación podría reducir estos costes a 0,02 y 0,04 euros/kWh. El coste a medio plazo de la electricidad obtenida en centrales eléctricas convencionales sin emisión de CO2 puede estimarse en unos 0,07 y 0,1 euros/kWh para el gas natural y el carbón, respectivamente.

La electricidad procedente de fuentes de energía renovables sigue siendo más cara que la tradicional pero el apoyo financiero para reflejar los costes externos evitados podría contribuir a hacer más competitivas las FER

Potencial a largo plazo y coste de los combustibles y el calor obtenidos por energías renovables.

La demanda final de energía en la UE en 1998 fue de unos 1.000 Mtoe, de los que el 80% fueron combustibles para el transporte (30%) y para calefacción de edificios e industria (50%).

Los combustibles para el transporte suponen el 30% de la demanda final de energía. Las dos líneas principales de investigación sobre fuentes de combustibles son la conversión de biomasa en biocombustibles o hidrógeno, y la producción de hidrógeno a partir de la electricidad generada mediante FER.

Combustibles

Las dos maneras de producir combustibles renovables son:

Transformación de biomasa en biocombustibles líquidos o en hidrógeno. El potencial de la biomasa a largo plazo se estimó en 280-400 Mtoe, que pueden transformarse en 170-240 Mtoe de biocombustibles líquidos. Estos biocombustibles se pueden producir a un coste que varía entre 8 y 15 euros/GJ y que a largo plazo se puede reducir a 6 – 10 euros/GJ. El precio actual (sin impuestos) de la gasolina (o del gasoil) es de 10 euros/GJ (1 GJ equivale a 33 litros de gasolina). Por las razones explicadas anteriormente se debería dar prioridad al uso de los biocombustibles en el sector del transporte.

Producción de hidrógeno por electrolisis del agua con electricidad obtenida con FER. Como más del 80% del coste de la producción de hidrógeno por electrolisis proviene del coste de la electricidad, conseguir una electricidad renovable barata es la clave para que la producción de hidrógeno sea rentable.

La energía hidroeléctrica es una fuente de electricidad barata y el potencial para la producción de hidrógeno a partir de ella en países como Islandia, Groenlandia, Suecia o Noruega es de unos 100 Mtoe. El coste del hidrógeno obtenido por esta vía se estima en 11 euros/GJ.

La energía eólica es otra FER que a largo plazo puede producir electricidad barata. El potencial para la producción de hidrógeno por electrolisis mediante electricidad obtenida a partir de energía eólica es de alrededor de 36-90 Mtoe (el rendimiento de la electrolisis en cuanto a contenido energético es del 90%). El coste del hidrógeno obtenido por electricidad eólica de 0,03 euros/kWh, a largo plazo, se estima en 14 euros/GJ. Una ventaja es que el transporte de hidrógeno en gasoductos permite mitigar el carácter intermitente de la energía eólica, debido a que el hidrógeno se puede almacenar hasta un día regulando la presión del hidrógeno en el gasoducto.

Se espera que el potencial a largo plazo de los biocombustibles y el hidrógeno oscile entre 300 – 430 Mtoe. Esto está muy por debajo de la demanda actual de combustibles para calefacción y transporte, que aproximadamente es de 800 Mtoe. El uso de hidrógeno producido a partir de gas natural (y posiblemente de carbón, que tiene el inconveniente de producir dos veces más CO2 por unidad de electricidad producida) capturando el CO2 y almacenándolo bajo tierra podría ser una solución. Esta es la forma más barata de producir hidrógeno, y la capacidad de almacenamiento subterráneo de todas las emisiones actuales de CO2 en la UE es suficiente para cientos de años.

El uso de tecnologías más eficientes como bombas de calor, pilas de combustible y una generación más descentralizada, tiene un papel muy importante para satisfacer las necesidades energéticas a partir de las fuentes renovables

Calor

La discrepancia anteriormente mencionada entre el suministro y la demanda también podría reducirse mediante las siguientes tecnologías:

Bombas de calor eléctricas, que pueden transformar la electricidad de las FER en calor a baja temperatura para los edificios. El 45% del suministro actual de electricidad en la UE sería suficiente para producir la demanda de calor en los edificios, es decir, unos 270 Mtoe.

Un incremento en la producción de electricidad descentralizada permitirá introducir la cogeneración a gran escala en los edificios y la industria, lo que daría lugar a ahorros de energía de 50 – 100 Mtoe; es de esperar que las pilas de combustible tengan gran importancia en este proceso.

Otras formas de ahorrar energía siguen siendo importantes para que se desarrolle más el suministro de energía basada en FER; de nuevo es de esperar que las pilas de combustible desempeñen un papel importante, dado que generalmente son más eficientes que los sistemas de combustión.

El coste a largo plazo de los combustibles y el calor generado por FER se piensa que será comparable, o inferior, al coste actual del calor y los combustibles procedentes de fuentes fósiles. Sin embargo, el potencial a largo plazo de los combustibles y del calor renovables (la biomasa, principalmente) no será suficiente para cubrir la demanda actual de combustibles y de calor. Este problema podría solucionarse en 10 ó 20 años utilizando hidrógeno limpio obtenido del gas natural. A un plazo muy largo, si se cumple el objetivo potencial de las FER (180-320% del suministro actual de electricidad en la UE) la electricidad sobrante se podría emplear en la producción de combustibles (por ejemplo, hidrógeno), calor (bombas de calor eléctricas) y en un URE (uso racional de la energía) (por ejemplo, cogeneración con pilas de combustible).

Pasado y futuro de la I+DT en energía no nuclear en la UE

En el pasado, la investigación en energía no nuclear (ENN) en la UE se llevaba a cabo dentro de los programas JOULE (DG I+DT), que desde 1984 han formado parte de los programas marco (PM) de la UE. El programa THERMIE (DG TREN), que no perteneció a ningún PM hasta 1994, trataba de proyectos de demostración relacionados con la energía. Desde 1994 ambos programas se integraron en el PM4 (1994-1998) y la colaboración entre ambos fue mucho mayor. En el PM5 (1998-2002) esta colaboración continuó y se intensificó. Los presupuestos de que disponían el PM4 y el PM5 fueron de 1.040 millones y 1.114 millones de euros, respectivamente, y fueron compartidos por igual por las dos Direcciones Generales. En la tabla anterior se desglosan los fondos de la UE destinados a diferentes áreas de I+DT en ENN para el PM4 y el PM5. En la tabla, la diferencia entre los presupuestos disponibles mencionados y el total de los proyectos de I+DT se debe a los costes de administración, personal, evaluación, difusión, PYME, etc.

La transición del PM4 al PM5 se caracterizó por un considerable incremento en los niveles de financiación para las pilas de combustible y el hidrógeno. También se produjo un incremento en la financiación de las FER, en particular la biomasa y los aspectos relacionados con la integración de los generadores de electricidad descentralizados (FER, pilas de combustible, etc.). Para la energía eólica hubo menos propuestas y se tendió a la I+DT a un plazo más corto, lo que reflejaba que la energía eólica se estaba haciendo competitiva. La disminución del uso racional de la energía (URE) se debe a que en el PM5 se hizo un esfuerzo para concentrar las actividades de I+DT en un número limitado de "Acciones objetivo", un enfoque que resulta menos favorable para un área heterogénea como la del URE. Los menores niveles de financiación para la I+DT en estrategias energéticas en el PM5 reflejan el hecho de que la investigación socioeconómica relacionada con diferentes tecnologías energéticas en el PM5 forma parte ahora de estas áreas tecnológicas; la estrategia energética ahora se limita a actividades genéricas como modelos, costes externos, etc. Los Centros Comunes de Investigación de la UE participan en 20 proyectos de I+DT en el PM5. En áreas como estrategia energética (IPTS), EF (ISPRA) y pilas de combustible (Petten) se ha conseguido una gran colaboración.

Tabla 2. omitida.

Otras tecnologías sostenibles

Pilas de combustible

Se puede esperar que las pilas de combustible, a largo plazo, sustituyan a la mayor parte de los sistemas de combustión en todos los usos finales por diversas razones:

Mayor rendimiento.

Menores costes.

Contaminación baja o cero.

Adecuación a la producción de electricidad descentralizada.

Cogeneración (calor y electricidad combinados).

El mayor rendimiento, los menores costes y la baja contaminación hacen que las pilas de combustible puedan sustituir a la mayor parte de los sistemas de combustión en todos los usos finales a largo plazo.

Las pilas de combustible que utilizan hidrógeno a partir de FER son intrínsecamente limpias. Junto con las FER y los electrolizadores, que producen hidrógeno a partir del agua mediante electricidad obtenida de FER serán parte integral en el futuro de cualquier suministro de energía basado en FER. A continuación se describen brevemente algunos de los principales tipos de pilas de combustible:

Pilas de combustible de membrana de intercambio de protones (PCMIP)

Las PCMIP son actualmente el tipo más avanzado de pila de combustible. Trabajan a 80-150 ºC, con rendimientos del 40-60% y suelen utilizar gas natural, metanol o hidrógeno como combustible. Para aplicaciones en transporte, muchos de los principales fabricantes de automóviles han empezado a investigar en vehículos que funcionan con pilas de combustible. En particular, Daimler Chrysler, que ha destinado un presupuesto de 1.500 millones de euros para 7 años, se ha comprometido a fondo. El objetivo de coste es de 50 y 150 euros/kW para vehículos privados y autobuses, respectivamente. Con una situación como la actual, las pilas de combustible de membrana de intercambio de protones podrían conseguir muy probablemente costes de 300 euros/kW si se produjeran en masa a gran escala (por ejemplo, 1.000 MW al año); a medio y largo plazo se cree que podrían conseguirse costes más bajos, por debajo de 50 euros/kW. Si los mencionados objetivos de coste pudieran conseguirse, las pilas de combustible también podrían encontrar un gran mercado para su aplicación en edificios, donde las calderas que actualmente producen sólo calor podrían ser sustituidas por pilas de combustible que produjeran tanto calor como electricidad, lo que daría lugar a un importante ahorro de energía.

Las PCMIP son actualmente el tipo más avanzado de pila de combustible. Trabajan a 80-150 ºC, con rendimientos del 40-60% y suelen utilizar gas natural, metanol o hidrógeno como combustible.

Pilas de combustible de óxido sólido y pilas de combustible de carbonato molido (PCOS y PCCM).

Estos tipos de pilas de combustible trabajan a 700-1.000 ºC y suelen utilizar gas natural o hidrógeno como combustible. A la hora de generar electricidad pueden conseguir rendimientos hasta del 70-80% (para los sistemas híbridos PC/turbina de gas, donde el calor de la combustión también se transforma en electricidad mediante una turbina de gas). Estas pilas de combustible es probable que tengan un coste superior al de las PCMIP ya que tienen unos métodos de fabricación a alta temperatura más caros y una densidad de 5 a 10 veces menor; se requiere de 5 a 10 veces más de superficie de pila por kW y ello da lugar a costes más elevados. El objetivo de coste a largo plazo es de 400-600 euros/kW. Las aplicaciones previstas son la producción descentralizada de electricidad y la cogeneración en la industria (calor a elevada temperatura) en el intervalo de 0,1 - 50 MW.

Electrolizadores/hidrógeno

Los electrolizadores utilizan electricidad para producir hidrógeno a partir de agua. En realidad son pilas de combustible inversas y ambas tecnologías están muy relacionadas. Son esenciales en un suministro de energía muy basado en FER que, a largo plazo, se espera que tenga un exceso de electricidad y donde el hidrógeno será necesario para adaptar los suministros de combustible y calor a la demanda.

Actualmente las membranas de intercambio de protones y los electrolizadores alcalinos producen hidrógeno con un rendimiento del 90% en cuanto a contenido energético. Su coste actual es de unos 3.000 euros/kW, pero es de esperar que este coste, como el de las pilas de combustible, se pueda reducir a largo plazo a 100-200 euros/kW.

Como la electricidad supone el 80% del coste de la producción de hidrógeno por electrolisis (en un proceso continuo) hay que reducir el coste de la electricidad renovable para que el hidrógeno sea competitivo frente a los combustibles convencionales.

El hidrógeno para el transporte se puede producir a partir de la energía hidroeléctrica a un coste de unos 11 euros/GJ y a partir de la energía eólica por unos 18,5 euros/GJ, tomando el coste actual más bajo de la electricidad eólica (0,04 euros/kW). Podría ser más barato que la gasolina (sin impuestos) a 10 euros/GJ (teniendo en cuenta que las pilas de combustible que utilizan hidrógeno son dos veces más eficientes que los motores de combustión de gasolina o gasoil). Hay que observar que el hidrógeno también se puede obtener del gas natural por conversión. A corto y medio plazo probablemente se pueda conseguir un coste de 7 euros/GJ (el coste actual del gas natural es de 5 euros/GJ). Un inconveniente es la emisión de CO2 que se puede evitar por captura y posterior almacenamiento subterráneo del CO2 ( lo que sólo es rentable para grandes instalaciones de tamaño similar a las actuales centrales eléctricas). Esto podría incrementar el precio del hidrógeno obtenido a partir del gas natural hasta unos 9 euros/GJ.

El hidrógeno es interesante como combustible y como medio para almacenar energía a partir de fuentes de energía intermitentes. Como combustible se puede obtener por electrolisis o a partir de hidrocarburos.

El hidrógeno como medio de almacenamiento podría solucionar el problema del carácter intermitente de la energía eólica, de la EF y de la electricidad solar térmica. La combinación electrolizador/almacenamiento de hidrógeno/pila de combustible se puede utilizar para adaptar el suministro de electricidad a la demanda. A largo plazo puede esperarse que la eficiencia general de este "almacenamiento de electricidad" llegue a entre 55% (PCMIP) y 70% (PCOS). Con este tipo de "almacenamiento de electricidad" puede conseguirse que la electricidad intermitente, eólica o FV (a un coste de 0,03 y 0,06 euros/kWh) esté disponible en cualquier momento y lugar a un coste de unos 0,06 y 0,12 euros/kWh respectivamente (suponiendo que el coste del sistema de almacenamiento sea inferior a 400 euros/kW).

Por último, hay que tener en cuenta que es de esperar que los electrolizadores basados en PCOS que trabajan a 800-1.000 ºC tengan un consumo de electricidad inferior en un 25-30% al de los electrolizadores de baja temperatura, porque la hidrólisis del agua en hidrógeno y oxígeno a estas altas temperaturas requiere menos electricidad.

Distribución de electricidad en el futuro

De una red eléctrica pasiva a una red activa

Actualmente hay una fuerte tendencia a descentralizar la producción y la distribución de electricidad. Una mayor producción descentralizada y un mayor uso de energías renovables dará lugar a una situación en la que más productores de pequeño y mediano tamaño estarán conectados a las redes eléctricas. Las actuales redes "pasivas", que sirven para la transmisión de electricidad desde las centrales eléctricas a los usuarios, tendrán que convertirse en redes "activas" con muchos usuarios y productores, sistemas de almacenamiento de electricidad, interruptores, etc. que estarán todos conectados mediante una segunda red "de comunicación". Esta red TI hará posible conocer con exactitud la disponibilidad y la demanda de electricidad en cualquier punto de la red y el coste resultante en cualquier momento. Estos avances, posibles gracias a las tecnologías TI, revolucionarán la producción y distribución de la electricidad, facilitando enormemente la introducción de las FER y de las pilas de combustible y, al igual que Internet, crearán nuevas oportunidades en un enorme mercado de la electricidad electrónica.

Red de gasoductos de gas natural

La actual red de gasoductos de gas natural facilitará enormemente la introducción de las pilas de combustible. A largo plazo, esta red puede ser reemplazada por una red de conductos para el hidrógeno obtenido a partir del gas natural (con secuestro de CO2), de la biomasa, de la energía eólica, de hidrógeno importado, etc.

FER intermitentes (EF, eólica, térmica solar)

El carácter intermitente de la mayoría de las FER es un inconveniente importante. Las posibles soluciones son:

Que la red acoja hasta un 20% de la electricidad intermitente.

Para una mayor cuota de FER intermitentes en la red eléctrica sería necesario el respaldo local (las pilas de combustible que usan gas natural tendrían un papel esencial).

Utilizar un sistema de "almacenamiento de electricidad" electrolizador/almacenamiento de hidrógeno/PC (véase más arriba).

Próximas etapas hacia un suministro de energía sostenible

Para resumir, es posible reducir a largo plazo el coste de las FER a un nivel en el que sean competitivas con las fuentes de energía tradicionales. También tienen suficiente potencial como para cubrir la demanda de energía de la UE. No obstante, es necesaria una serie de acciones para la introducción de estas tecnologías a gran escala en el mercado:

Es necesario un mayor esfuerzo en I+DT para conseguir el abaratamiento de los costes, necesario para alcanzar la rentabilidad y obtener el máximo potencial de las diferentes FER.

Una introducción acelerada de las tecnologías limpias en el mercado requiere un buen equilibrio entre la construcción de instalaciones de producción, la financiación de la I+DT y las medidas de apoyo, como medidas promocionales, subvenciones, rebajas de impuestos, etc.

Las nuevas infraestructuras en electricidad (redes de electricidad activa, nuevas redes de combustible, por ejemplo para el hidrógeno) requieren una enorme inversión pública y privada.

Habría que transformar las FER dispersas en plantas concentradas de producción de energía (grandes industrias, ciudades). Los portadores de energía como el hidrógeno serán indispensables para ello y las turbinas de gas impulsadas por hidrógeno seguirán siendo importantes durante mucho tiempo.

Habría que revisar el uso del suelo en la UE para tener en cuenta las prioridades de la CE en cuanto a objetivos energéticos y medioambientales (por ejemplo, cultivo de vegetales para obtención de energía, suelo barato para instalaciones de EF, planes urbanísticos para reducir las emisiones debidas al transporte, etc.)

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Palabras clave

energía renovable, pilas de combustible, hidrógeno, secuestro de CO2

Notas

1. Como es habitual en los artículos de The IPTS Report, las opiniones expresadas en este artículo no reflejan necesariamente la postura de la Comisión Europea.

Referencias

Comisión Europea, Un nuevo Programa Marco para la Investigación europea – Hacia un Espacio Europeo de Investigación, EUR 19460, 2001 (a).

Comisión Europea, Energy technology dynamics and advanced energy systems modelling (TEEM), 2000 (a).

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Comisión Europea, Libro Verde – Hacia una estrategia europea para la seguridad del suministro de energía, COM(2000)769, 29/11/2000 (b).

Bruton T. M., et al., Actas de la XIV Conferencia europea sobre energía solar fotovoltaica, Barcelona, España 1997.

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