Análisis económico de la descarbonización energética en el sistema de Fuerteventura-Lanzarote mediante la integración de hidrógeno y renovables

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Ingeniería de la Energía Análisis económico de la descarbonización energética en el sistema de Fuerteventura-Lanzarote mediante la integración de hidrógeno y renovables Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Alejandro Novoa Moreno Tutor: Juan Manuel Roldán Fernández Sevilla, 2024 iii Trabajo Fin de Grado Ingeniería de la Energía Análisis económico de la descarbonización energética en el sistema de Fuerteventura- Lanzarote mediante la integración de hidrógeno y renovables Autor: Alejandro Novoa Moreno Tutor: Juan Manuel Roldán Fernández Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2024 v Proyecto Fin de Carrera: Análisis económico de la descarbonización energética en el sistema de Fuerteventura-Lanzarote mediante la integración de hidrógeno y renovables Autor: Alejandro Novoa Moreno Tutor: Juan Manuel Roldán Fernández El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2024 El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis maestros ix Agradecimientos El Trabajo Fin de Grado no sólo pone fin a la formación universitaria, sino también a una época que marca la vida de cualquier estudiante, en la que ha habido momentos difíciles, pero igualmente satisfactorios. La Escuela cambia las prioridades de aquel que entra, pues durante los siguientes 4 años, como mínimo, uno se ve rodeado de nuevos estímulos, una nueva ciudad y amistades. Echando la vista atrás, los buenos recuerdos son los que permanecen en la memoria, por lo que quisiera mostrar mi agradecimiento a todas aquellas personas que he conocido en el grado, formando un grupo unido y que en los momentos difíciles servía para obtener el apoyo necesario entre nosotros. Los nombres de los integrantes de esta unidad, por suerte, son demasiados para mencionar en este apartado. Por supuesto, la consecución del título y en general, cada paso tomado, sería imposible sin mi familia, cuyo sustento emocional y también económico ha sido y es vital en el pasado, presente y futuro, pues ellos fueron los que sacrificaron su tiempo y metas para darme la oportunidad de adquirir una formación con la que poder asegurarme un futuro. Por último, no quería olvidar mencionar la labor de aquellos profesores de la Escuela comprometidos con la enseñanza a los alumnos, entre los cuales incluyo a mi tutor Juan Manuel Roldán. Profesores que dedican un esfuerzo en tratar que los estudiantes entendamos sus lecciones de manera clara y a su vez no han olvidado la forma de ser que se tiene desde la perspectiva del alumno. La parte más importante de una asignatura, sin importar el contenido de ésta, es la persona que la instruye, la cual puede causar que la ames u odies. ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Porcentaje del aumento de potencia renovable en cada simulación 13 Tabla 2: Valores característicos de las distintas tecnologías de electrólisis más comunes [4] 19 Tabla 3: Resumen de las plantas de generación eléctrica en Lanzarote y Fuerteventura [15] 25 Tabla 4: Resumen de las simulaciones que se van a realizar 28 Tabla 5: Potencias instaladas simuladas para cada caso 37 Tabla 6: Valores económicos de los distintos casos 38 Tabla 7: REU (%) para cada caso analizado 39 Tabla 8: Valores de las emisiones en cada caso. 41 Tabla 9: Previsión del modelo energético de Fuerteventura y Lanzarote 45 Tabla 10: Valores de la simulación del modelo para el año 2050 47 Tabla 11: Resumen de resultados anexo A 51 Tabla 12: Resumen de resultados anexo B 52 Tabla 13: Resumen de resultados anexo C 53 Tabla 14: Resumen de resultados anexo D 54 Tabla 15: Resumen de resultados anexo E 55 Tabla 16: Resumen de resultados anexo F 56 Tabla 17: Resumen de resultados anexo G 57 Tabla 18: Resumen de resultados anexo H 58 Tabla 19: Resumen de resultados anexo I 59 Tabla 20: Resumen de resultados anexo J 60 Tabla 21: Resumen de resultados anexo K 61 xvii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Evolución de las emisiones de CO2 en el mundo [1] 12 Figura 2: Predicción de la generación eléctrica entre 2015 y 2050 [2] 12 Figura 3: Evolución de la demanda de Hidrógeno puro a nivel mundial según el sector [4] 16 Figura 4: Métodos de obtención de H2 más comunes [5] 16 Figura 5: Esquema del intercambio protónico en una pila PEM [7] 17 Figura 6: Potencia instalada de electrolizadores según tecnología [5] 18 Figura 7: Curva característica de una pila PEM y sus pérdidas asociadas [8] 20 Figura 8: Gráfica de la presión frente a la densidad del H2[10] 20 Figura 9: Esquema general de los equipos necesarios más comunes para la electrólisis del agua[11] 21 Figura 10: Distribución de la generación de electricidad española en el 2023 [12] 22 Figura 11: Evolución de la participación de renovables en el sistema eléctrico español [12] 22 Figura 12: Países europeos con mayor presencia de renovables en su sistema eléctrico [12] 23 Figura 13: Evolución de la potencia eólica y fotovoltaica en las islas Lanzarote y Fuerteventura [13] 24 Figura 14: Distribución eólica en las islas Fuerteventura Y Lanzarote [17] 26 Figura 15: Distribución de la generación eléctrica en Lanzarote y Fuerteventura [17] 27 Figura 16: Esquema del sistema objeto de estudio 29 Figura 17: Pantalla principal de EnergyPlan 30 Figura 18: Pestaña Supply del programa EnergyPlan 31 Figura 19: Caminos seleccionables para el exceso de energía en el programa EnergyPlan 31 Figura 20: Procedimiento seguido para el modelo de Excel para un día tipo 33 Figura 21: Precio del gas natural en España según el consumo de combustible para el año 2023 [18] 34 Figura 22: Evolución del VAN entre las diferentes situaciones 39 Figura 23: Evolución del ahorro de combustible según los casos estudiados 41 Figura 24: Evolución del coste y ahorro de las emisiones 42 Figura 25: Inversión económica en energía eólica y fotovoltaica 43 Figura 26: Inversión en hidrógeno en los diferentes casos 43 Figura 27: Situaciones económica para el año 2050 48 Figura 28: Esquema de la generación anexo A 51 Figura 29: Esquema de la generación anexo B 52 Figura 30: Esquema de la generación anexo C 53 Figura 31: Esquema de la generación anexo D 54 Figura 32: Esquema de la generación anexo E 55 Figura 33: Esquema de la generación anexo F 56 Figura 34: Esquema de la generación anexo G 57 Figura 35: Esquema de la generación anexo H 58 Figura 36: Esquema de la generación anexo I 59 Figura 37: Esquema de la generación anexo J 60 Figura 38: Esquema de la generación anexo K 61 xix 1 INTRODUCCIÓN n los últimos años ha habido un cambio de paradigma en la forma de pensar respecto al estilo de vida que mantiene la sociedad. Los estudios científicos determinan, cada vez con más determinación, que el régimen de vida que se sigue es insostenible y puede provocar consecuencias irreversibles en el planeta. Con la revolución industrial, surgió un modelo de producción que se sostenía gracias a la abundancia de recursos energéticos y su sobreexplotación. El carbón fue la fuente de energía predominante de aquella época, siendo cada vez menos importante y cediendo su paso al petróleo y al gas natural, que a partir del siglo XX se han convertido en la piedra angular del desarrollo industrial y energético a nivel global. Las consecuencias de la explotación y el agotamiento de los recursos fósiles han pasado inadvertidas durante un largo periodo. Por otro lado, la contaminación ocasionada por los gases que se generan al quemar los combustibles, su repercusión en el ecosistema del planeta, el efecto invernadero, la escasez de recursos o el incremento de la temperatura terrestre son los principales motivos que han impulsado la concienciación ambiental y nuevos debates como la sostenibilidad del planeta han llegado con el inicio del nuevo siglo. Desde entonces, la concienciación sobre el cuidado del planeta ha crecido, lo que ha llevado a muchos países a buscar e implementar nuevas alternativas a la producción de energía con el objetivo de disminuir las emisiones de carbono y demás sustancias contaminantes a la atmósfera. La investigación e inversión en innovaciones tecnológicas provocó la irrupción de las energías renovables, instalaciones capaces de generar energía a partir de recursos naturales como el viento o el Sol entre otros, y mediante la fomentación de estas tecnologías han evolucionado hasta ser competitivas actualmente. Han sido los países de la Unión Europea los que han tomado la iniciativa sobre la búsqueda de un nuevo modelo energético basado en las energías renovables mediante medidas de ahorro y eficiencia energética que permita la independencia de energía fósil, marcándose los países miembros como objetivo la descarbonización total del sistema llegando a las cero emisiones netas de carbono para el año 2050. Dentro de esa ruta energética para 2050, la reducción progresiva de las emisiones de carbono es uno de sus principales objetivos, que como se puede ver en la Figura 1, sigue una tendencia creciente a medida que avanzan los años y es la principal causante de los problemas previamente mencionados. Para alcanzarlo, es necesaria una diversificación de la generación de energía, mostrada en la Figura 2, que compara la aportación de las diferentes tecnologías en la generación eléctrica europea entre el año 2015 y la previsión para el 2050, dónde se busca un mayor equilibrio del mix energético del continente y reducir las dependencias en una tecnología concreta, proporcionando mayor seguridad en el abastecimiento de energía. La principal característica de las energías renovables es su capacidad de producción de energía sin la emisión de contaminantes que sí produce la generación convencional, sin embargo, las renovables están sujetas a la existencia de recurso natural, provocando intermitencia en la generación, pues hay días en los que puede no haber producción renovable debido a la ausencia de Sol o viento, pero de igual manera es necesario cubrir la demanda eléctrica. Esto ha provocado que las nuevas vías de investigación se hayan centrado en encontrar un método de almacenamiento de energía que permita cubrir esa demanda cuando las renovables no generan la suficiente energía, sin embargo, aún no se ha encontrado una opción extrapolable a larga escala que sea viable económicamente. E Introducción 12 12 Figura 1: Evolución de las emisiones de CO2 en el mundo [1] Figura 2: Predicción de la generación eléctrica entre 2015 y 2050 [2] < 1 % 4 % 1 % 3 % 3,5 % 36 % 1 % 22 % 1 % 4 % 3,5 % 4 % 16 % 12 % 10 % 4 % 23 % 10 % 4 % 1 % 39 % < 1 % 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 2015 2050 TWh / año Predicción de la generación eléctrica entre 2015 y 2050 Otros Geotérmica Eólica Solar FV CSP Biocombustible Hidráulica Nuclear Gas Natural Petróleo Carbón 13 1.1 Objetivo Europa está en constante búsqueda de sistemas sostenibles que permitan minorizar los efectos negativos que rodean a la generación renovable para así permitir la independencia de los combustibles fósiles y cumplir sus objetivos ambientales. Existen múltiples vías de desarrollo que se están llevando a cabo como la investigación acerca de los biocombustibles o las distintas vías de almacenamiento de energía. El presente proyecto se va a centrar en las tecnologías de hidrógeno verde, es decir, el hidrógeno producido a partir de energías renovables, como alternativa de almacenamiento, además de dar explicación sobre en qué consiste esta tecnología, su producción actual y su situación en el mercado. Cualquier sistema eléctrico está compuesto por dos elementos principales, la demanda y la generación de energía. Para que el sistema sea estable, en todo momento la producción de energía debe de ser igual a la demanda, pues en caso de que no lo sea se producirían excesos de energía cuando se produzca más energía de la que se demanda, o por el otro lado habría falta de abastecimiento cuando la demanda no sea cubierta completamente por la generación. Una de las ventajas de los combustibles fósiles es su rápida disponibilidad, que permite balancear el sistema de manera sencilla, pudiendo aumentar o reducir la producción de energía según sea necesario y ajustarse de manera eficaz a la demanda. Sin embargo, la tendencia europea es llevar a cabo una descarbonización progresiva de sus sistemas energéticos, siendo necesarios nuevos métodos que permitan a los sistemas eléctricos tener un balance entre la demanda y la generación sin la intervención de los combustibles fósiles para realizar esa tarea. Para ello, este trabajo plantea una alternativa a ese modelo energético mediante la participación de una tecnología aún en desarrollo como son los sistemas de producción de energía a través de hidrógeno. En los siguientes apartados se estudiará la viabilidad económica de aumentar la participación renovable en un sistema eléctrico existente con una alta dependencia de los combustibles fósiles, dándole prioridad a la energía proveniente de fuentes renovables y disminuyendo así la producción de energía en plantas térmicas convencionales que utilizan hidrocarburos para la generación. Durante los periodos en los que la generación renovable supere la demanda, se utilizaría la energía excedente para producir hidrógeno mediante electrolizadores de hidrógeno para su posterior almacenamiento. A su vez, cuando la escasez de recursos naturales no permita satisfacer la demanda eléctrica, el hidrógeno previamente producido y almacenado serviría para abastecer la energía necesaria hasta alcanzar la demanda. Para realizar el análisis económico se recurrirá a uno de los sistemas eléctricos insulares existentes en España, en concreto, el conjunto eléctrico formado por las islas Fuerteventura y Lanzarote, que comparten sistema, debido a que el estudio de una red pequeña es más sencillo y al tratarse islas pequeñas y próximas experimentan los mismos fenómenos meteorológicos, siendo más homogénea la producción renovable. Además, los datos de generación y demanda anuales de ambas islas son accesibles en la página de Red Eléctrica Española. Una vez definido la demanda del sistema Fuerteventura-Lanzarote y la potencia instalada de generación de energía en la isla, se llevarán a cabo 10 simulaciones en las que se aumentará las potencias instaladas renovables mientras que se mantiene la potencia instalada térmica. En cada simulación, la presencia renovable dentro de la generación energética en el sistema se aumentará un 25 % respecto a la anterior. Se irá aumentando ese porcentaje hasta el estudio del décimo caso, donde el aumento de la participación renovable en el sistema con respecto a la situación actual será del 250 %, dando resultado a un sistema con una alta contribución de energía renovable a medida que baja su dependencia de combustibles fósiles. La progresión que seguirá el estudio es la mostrada en la Tabla 1. Tabla 1: Porcentaje del aumento de potencia renovable en cada simulación Aumento sobre la potencia renovable actual del sistema Simulación 1 25 % Simulación 2 50 % Simulación 3 75 % Introducción 14 14 Simulación 4 100 % Simulación 5 125 % Simulación 6 150 % Simulación 7 175 % Simulación 8 200 % Simulación 9 225 % Simulación 10 250 % En este caso particular de las islas Lanzarote y Fuerteventura, la generación eléctrica únicamente cuenta con dos fuentes de producción renovable, la energía eólica y la fotovoltaica. En cada simulación al tener mayor presencia las fuentes de origen renovable, la producción renovable será cada vez mayor y el consumo de combustible fósil disminuirá, pudiendo realizar un análisis de cada simulación, que serán comparados en los últimos apartados. De esta manera, se conseguirá analizar un método alternativo al uso de combustibles fósiles, ayudando a la descarbonización. Al tener tanto la demanda como la generación una localización parecida se puede reducir en gran medida las pérdidas en el transporte de energía debido a que la manera más eficiente de consumir energía es en el mismo sitio dónde se ha generado. Esta metodología, a pesar de analizar los datos para el contexto de ambas islas, pretende tener un alcance mayor, pudiendo ser extrapolado a otros sistemas energéticos o redes futuras. 1.2 Alcance del proyecto El trabajo se va a centrar en cuatro métodos de producción de energía principales, los cuales son la generación en centrales térmicas, energía solar, eólica y los sistemas de hidrógeno, que abarcan desde su producción mediante electrólisis hasta su posterior conversión en electricidad en las pilas de combustible. Dentro del estudio, existen múltiples cuestiones que influyen a la hora de realizar el análisis, sin embargo, este proyecto únicamente se centrará en desarrollar comparaciones económicas de la implementación del sistema. Se dejarán fuera de la dimensión del proyecto los factores técnicos acerca del mantenimiento, seguridad y degradación de los equipos, así como el control y operación del sistema. A pesar de que en el estudio se aumente la potencia instalada de fuentes renovables, no será objeto del proyecto la localización en las islas de las plantas adicionales ya que, dependiendo de la ubicación, pueden existir afecciones que imposibiliten la implementación de plantas de generación. El análisis económico que se realizará estará basado en el CAPEX (Capital Expenditure) de cada tecnología mencionada, que son los gastos en capital que crean beneficios en una inversión. Posteriormente se estudiará la viabilidad mediante el Valor Actual Neto (VAN), el cual es un indicador financiero que evalúa la rentabilidad de una inversión. Cuando es positivo se prevé que el proyecto generará beneficios, mientras que si es negativo, no se recuperará la inversión inicial en los años establecidos. Antes de empezar con la descripción del sistema energético objeto de estudio, el siguiente apartado describe el estado del arte de las tecnologías de hidrógeno. En dicho apartado se abarcará brevemente la historia de la producción de hidrógeno, los métodos actuales de producción de H2 verde y los equipos necesarios para la producción tanto de electricidad como de hidrógeno. 15 2 ESTADO DEL ARTE DEL HIDRÓGENO n los últimos años, parece haber emergido una tecnología que se postula como una parte clave de la energía sostenible y que puede convertirse en la solución para la producción de electricidad, los sistemas de hidrógeno. Sin embargo, su implementación técnica y económica no está exenta de incertidumbres. Sus características físicas lo hacen una sustancia complicada de operar con ella, sumado a que la tecnología aún está en constante estudio y evolución, provocan que a día de hoy no parezca viable económicamente. Sin embargo, la apuesta por él es grande, existe una constante inversión de empresas y países, hace que el alcance de esta tecnología en un futuro sea una incertidumbre 2.1 Hidrógeno como elemento químico El H2 es un elemento que bajo condiciones ambientales encuentra el equilibrio como gas diatómico H2. Sin embargo, resulta muy inusual encontrarlo en dicho estado, pues no está presente de manera natural en el planeta, pero sí se halla unido a otros elementos formando compuestos, siendo la fuente accesible más clara y abundante el agua. El hidrógeno como elemento tiene unas características físicas que muestran una gran compatibilidad para su aplicación como posible combustible. Tiene un PCI de 120 MJ/kg, siendo el valor más alto posible en un combustible distanciándose de otros como la gasolina (43.89 MJ/kg) o el metano CH4 (50 MJ/kg), además de una gran densidad energética. A pesar de sus favorables características en el ámbito térmico, esta sustancia es la más ligera de la tabla periódica, de número atómico 1, teniendo una densidad es estado gaseoso de 0.0899 kg/m3 y en estado líquido de 70.8 kg/m3. Estos valores son un problema para su almacenamiento debido a que, por su baja densidad, necesitaríamos un depósito de mucho volumen, lo que perjudicaría su almacenamiento a gran escala. Existen alternativas de almacenamiento como la condensación de hidrógeno para así aumentar su densidad, sin embargo, su temperatura de condensación es de 23 K (-249ºC). Estos valores sólo podrían ser alcanzados en entornos muy controlados y con una gran capacidad de monitorización de las propiedades del H2. Uno de los parámetros más significativos acerca de este elemento es la peligrosidad al confinar mucha cantidad de esta en un volumen, pues en presencia de oxígeno daría lugar a explosiones. El hidrógeno tiene dos límites de explosión, uno inferior del 4 % (en volumen) y el superior de 75 %. Esto significa qué si se tiene hidrógeno en un recinto con una composición volumétrica menor al 4 % de H2 y el resto de aire, no hay peligro de explosión pues la cantidad de hidrógeno no es suficiente, y por el otro lado si el porcentaje es del 75 %, no habría suficiente oxígeno para que se produzca la explosión. [3] Como se puede observar, el hidrógeno es una sustancia que desde un punto de vista físico presenta unas características envidiables, sin embargo, sus difíciles condiciones de operación y su alta inflamabilidad pueden suponer una barrera a la hora de asentar esta nueva tecnología dentro del futuro mix energético español y europeo. 2.2 Producción de H2 A pesar de que el uso de hidrógeno como fuente de energía ha surgido en los últimos años, históricamente se ha utilizado para la producción de amoniaco, muy importante en la obtención de fertilizantes mediante el proceso Haber – Bosch, en el que reacciona el hidrógeno con el nitrógeno para producir amoniaco (NH3). Su otro tratamiento industrial más común es en el refino de petróleo, donde en los procesos de hidrocraqueo o hidrotratamiento, se emplea H2 para romper los enlaces de los hidrocarburos. También actúa como reactivo en la producción de metanol, el cual cuenta con diversas aplicaciones en la industria petroquímica. La Figura 3 muestra como en los últimos años ha habido un aumento de la demanda de hidrógeno puro en la industria siendo esta en el año 2018 de 70 millones de toneladas al año (MtH2/año). E Sistema eléctrico español 22 22 3 SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL España está totalmente interconectado entre sí mediante la misma red de conexión eléctrica a excepción de los territorios insulares y las ciudades de Ceuta y Melilla. Su generación de energía eléctrica cuenta con una gran variedad de fuentes de producción, haciendo que la red española cuente con gran fiabilidad para el abastecimiento. Además, el sistema tiene conexiones con Francia, Marruecos, Andorra y Portugal, con los que se producen intercambios de energía. Debido a sus características geográficas y climáticas, la situación española en el plano renovable es muy favorable lo que la convierte en uno de los lugares más desarrollados en el terreno de las energías limpias. Figura 10: Distribución de la generación de electricidad española en el 2023 [12] España combina un gran número de horas de sol, siendo más acentuado en la zona sur, con localizaciones de predominancia de fuertes vientos, como la costa de Cádiz o las cordilleras del norte. Estas características han provocado que en el año 2023 la potencia instalada fuese de 77.039 MW de fuentes renovables, produciendo el 50.3% de la generación total del país. Dentro de las renovables, la eólica es la que cuenta con mayor potencia instalada, siendo el 24.5 % de la parte renovable, sin embargo, como se puede observar en la Figura 11, la energía solar fotovoltaica aumenta su potencia instalada anualmente de manera significativa, mientras el resto aumenta de manera más gradual, por lo que, siguiendo esta tendencia, en los próximos años la fotovoltaica será la fuente renovable de mayor potencia instalada. El resto la conforman plantas de generación de tipo ciclo combinado, acompañado de las de energía nuclear, carbón y gas natural en menor medida. [12] Figura 11: Evolución de la participación de renovables en el sistema eléctrico español [12] 23 Además, España es puntera en producción renovable en el ámbito europeo. Como indica en la Figura 12, España es el segundo país de Europa con mayor potencia renovable, sólo superado por Alemania y en números parecidos con Francia, Italia o Noruega. En concreto, en la generación eólica y solar fotovoltaica, también es el segundo país europeo de mayor potencia en cada respectiva tecnología, superado nuevamente por Alemania en ambos casos. Como se puede observar, la evolución de España respecto a la generación renovable es muy positiva, pudiendo convertirse en el mayor productor de energía limpia de Europa debido a su particular situación geográfica. Las grandes características de cara a la generación renovable en España puede ser un factor fundamental para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde, ya que para que estos puedan realizarse es necesario tener una gran capacidad de producción renovable. Figura 12: Países europeos con mayor presencia de renovables en su sistema eléctrico [12] Para el caso particular del sistema objeto de estudio, que corresponde con las islas de Fuerteventura y Lanzarote, un sistema de almacenamiento y pila de hidrógeno combinado con fuentes de energía renovable es estratégico por varias razones. Proporciona independencia energética al reducir la importación de combustibles fósiles, lo cual es crucial para las islas. Además, permite aprovechar mejor los recursos renovables locales, como la energía solar y eólica, que son intermitentes. El hidrógeno actúa como un medio de almacenamiento de energía, capturando el exceso de producción renovable cuando la demanda es baja y liberándola cuando la demanda es alta o las condiciones climáticas no son favorables para la generación de energía. Esto mejora la estabilidad y fiabilidad del suministro energético insular. Contribuye significativamente a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, apoyando los objetivos ambientales y la lucha contra el cambio climático. La diversificación energética es otro beneficio, ya que el hidrógeno puede ser utilizado no solo para generar electricidad, sino también en transporte e industria, ofreciendo flexibilidad. Además, fomenta la innovación y el desarrollo tecnológico, posicionando a la región como líder en energías renovables y tecnologías sostenibles. A largo plazo, aunque la inversión inicial es alta, los costos operativos y de mantenimiento son menores comparados con los sistemas basados en combustibles fósiles, resultando en beneficios económicos. Por último, aumenta la resiliencia ante desastres naturales, ya que un sistema energético basado en renovables y almacenamiento de hidrógeno es menos vulnerable a interrupciones en el suministro de combustibles. En resumen, un sistema de almacenamiento y pila de hidrógeno combinado con renovables ofrece independencia, estabilidad, sostenibilidad, flexibilidad, innovación y resiliencia, haciendo que sea una solución energética atractiva y sostenible para los sistemas insulares. Sin embargo, es importante considerar también los desafíos, Sistema eléctrico español 24 24 como la infraestructura necesaria y la aceptación social de nuevas tecnologías. 3.1 Sistema eléctrico Fuerteventura - Lanzarote El sistema objeto de estudio está compuesto por las islas de Fuerteventura y Lanzarote, pertenecientes al archipiélago de las Islas Canarias ubicado en el Océano Atlántico frente a las costas africanas. A diferencia de la península, que está interconectada eléctricamente, los sistemas insulares canarios se encuentran aislados debido a la lejanía con el territorio peninsular. Estas condiciones conceden a las islas unas características diferentes al resto de España, siendo una de las comunidades con menor presencia renovable a pesar de sus características geográficas. Esto se debe a que, al ser sistemas aislados, necesitan de generación en plantas térmicas para la estabilidad de la red, ya que, en un territorio tan pequeño, la intermitencia de las energías renovables puede provocar que la red en las ocasiones que no cuente con recurso renovable se vuelva inestable. También el estar las islas separadas por agua dificulta la interconexión entre las mismas, pues serían necesarios pasar grandes extensiones de cableado eléctrico marítimo, de gran coste y difícil mantenimiento. La evolución de las energías renovables en ambas islas es mostrada en la Figura 13, donde se puede observar un aumento considerable de la potencia instalada renovable durante los años 2018 y 2019 [13]. Figura 13: Evolución de la potencia eólica y fotovoltaica en las islas Lanzarote y Fuerteventura [13] En el caso particular de Fuerteventura y Lanzarote, ambas islas sí están conectadas entre sí formando un sistema aislado del resto. Una línea subterránea de 66 kV y otra de 110 kV proyectada para su construcción, actúan de puente eléctrico entre ambos territorios [14]. En cuanto a la generación de energía en las islas, el sistema cuenta con una fuerte presencia no renovable, lo que puede deberse al difícil balance consumo demanda que da un sistema con una alta integración de energías de origen renovable, y también lo hace una red menos fiable debido a que el sistema a mantener es más pequeño, pues puede haber una mayor variabilidad de consumos y un menor abanico de generadores de energía. La demanda es mayoritariamente cubierta con generación de energía térmica en plantas de producción de potencia, ya que cuentan con dos grandes centrales, la de Las Salinas ubicada en Fuerteventura y la central de Punta Grande, en Lanzarote. Cada central, cuenta con un determinado número de generadores eléctricos de dos tecnologías distintas, motores de combustión interna alternativos tipo Diesel y turbinas de gas. En la Tabla 3 se detallan los valores dichos generadores. 0 10 20 30 40 50 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Potencia instalada (MW) Años Evolución de la Potencia instalada renovable en Fuerteventura - Lanzarote Eólica Fotovoltaica 25 Tabla 3: Resumen de las plantas de generación eléctrica en Lanzarote y Fuerteventura [15] Nombre Ubicación Tecnología Potencia Neta (MW) Potencia Bruta (MW) Punta Grande 1, 2, 3 Lanzarote Diésel 17,47 22,56 Punta Grande 4, 5 Lanzarote Diésel 25,7 31 Punta Grande 6 Lanzarote Diésel 20,51 24 Punta Grande 7, 8 Lanzarote Diésel 34,4 36,8 Punta Grande 9, 10 Lanzarote Diésel 35,2 37 Punta Grande 11 Lanzarote Diésel 17,6 18,4 Punta Grande 12 Lanzarote Turbina Gas 19,6 25 Punta Grande 13 Lanzarote Turbina Gas 32,24 37,5 Las Salinas 1, 2 Fuerteventura Diésel 7,64 8,64 Las Salinas 3 Fuerteventura Diésel 4,11 5,04 Las Salinas 4, 5 Fuerteventura Diésel 12,42 15,04 Las Salinas 6 Fuerteventura Diésel 20,51 24 Las Salinas 7, 8, 9 Fuerteventura Diésel 51,6 55,2 Las Salinas 10 Fuerteventura Turbina Gas 21,85 25 Las Salinas 11 Fuerteventura Turbina Gas 29,4 37,5 Las Salinas 12 Fuerteventura Turbina Gas 11,7 16,6 Suma 361,95 419,28 La potencia térmica instalada total, teniendo en cuenta ambas tecnologías de producción de potencia, es de 419,28 MW brutos y 363,95 MW netos. Como se verá en la Figura 15, los grupos Diesel tienen un mayor peso en la generación, sin embargo, para facilitar el análisis con el programa EnergyPlan, la generación térmica se tomará en cuenta como única, teniendo un rendimiento medio de 86,8 %, el cual será aportado al programa para obtener los cálculos. 𝜂 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑁𝑒𝑡𝑎 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑎= 363,95 419,28∙100=86,8 % El resto de la energía viene suministrada por fuentes renovables. Dentro del territorio español, las islas Canarias no cuentan con una gran presencia renovable. El sistema económico canario depende del atractivo paisajístico Sistema eléctrico español 26 26 con el que cuentan. Esto provoca que la población canaria cuente con una actitud de protección frente a las grandes construcciones, dificultando en gran medida la integración en el sistema eléctrico de fuentes renovables, y provocando que sean la sexta comunidad que menos potencia renovable aporta al conjunto nacional. Tanto Fuerteventura como Lanzarote presentan 9 parques eólicos distribuidos por todo el territorio que suman una potencia instalada de 88,8 MW, cuyas ubicaciones son mostradas en a Figura 14. La otra fuente verde es la fotovoltaica, que pese a ser una tecnología plenamente asentada en la península, en el conjunto de estas islas no cuentan con una aportación al sistema eléctrico notable, lo cual se debe a que no hay plantas fotovoltaicas de gran potencia, y su presencia se reduce únicamente a pequeñas instalaciones de baja potencia, dando lugar a una potencia instalada de 28,1 MW. [16] Figura 14: Distribución eólica en las islas Fuerteventura Y Lanzarote [17] Para aportar contexto acerca de la contribución de cada tipo de tecnología de producción de potencia, en la Figura 15 se puede observar que la generación térmica convencional abastece la demanda del conjunto insular en gran proporción respecto al resto, siendo un 82% de la demanda suministrada por los motores Diesel y 5 % por Turbinas de Gas. La energía eólica, con un 11% de aportación, sería la segunda tecnología que más produce, y por ultima la fotovoltaica, con un 2% del total. [17] Una vez descrito el sistema actual, el propósito del trabajo generar 10 casos en los que se aumenta en cada uno la potencia instalada de las fuentes renovables (energía eólica y fotovoltaica) para así reducir la generación térmica convencional. Además, también se añadirá la tecnología del hidrógeno, que servirá como almacenamiento y un método de balancear el sistema frente a la ausencia de recurso solar o eólico. El siguiente apartado detalla el sistema que se va a estudiar y el uso de la herramienta EnergyPlan para obtener los resultados finales. 27 Figura 15: Distribución de la generación eléctrica en Lanzarote y Fuerteventura [17] 82% 5% 11%2% Distribución de la Generación Diesel (GWh) TG (GWh) Eólica (GWh) FV (GWh) Definición del Sistema 28 28 4 DEFINICIÓN DEL SISTEMA l presente trabajo pretende definir un modelo energético sostenible a partir de un caso base real, que será el formado por las islas canarias de Lanzarote y Fuerteventura. Dentro del mismo existen, como en todo sistema energético, una demanda de electricidad compuesta por los distintos consumidores dentro de dichos territorios insulares y una generación de energía encargada del abastecimiento de dicha demanda. Como se comentó con anterioridad, se partirá de la situación actual de ambas islas como punto de partida del estudio, formando el caso base. Posteriormente, este caso se modificará con la ayuda del programa EnergyPlan para aumentar la participación de fuentes renovables en el sistema, generando 10 situaciones adicionales, en las que en cada una se habrá aumentado un 25 % la participación renovable respecto a la anterior. Primero, para definir el caso base, es necesario concretar cual es la demanda, la generación y ambos perfiles a lo largo de un año. Respecto a la demanda de electricidad, su valor total a lo largo del año 2023 fue de 1,57 TWh según los datos proporcionados por Red Eléctrica Española. Para abastecer esta demanda, las islas presentan una infraestructura de generación de energía aislada del resto de territorios, por lo que no puede importar ni exportar la energía. Dicha generación está compuesta tanto por tecnología renovable como fuentes de generación energética convencional, que produce energía eléctrica como consecuencia de la combustión de hidrocarburos. Para ese año 2023, la generación renovable estaba formada por 28,1 MW de energía fotovoltaica y 88,8 MW de eólica. Como se mencionó en los primeros apartados, durante el trabajo se va a aumentar la potencia instalada renovable, formando 10 situaciones económicas distintas. En cada situación económica, se pretende aumentar la presencia renovable en el sistema eléctrico un 25 %, presentando la disposición de la Tabla 4. Tabla 4: Resumen de las simulaciones que se van a realizar Casos Potencia Fotovoltaica (MW) Potencia Eólica (MW) Situación Base 28,1 88,8 Situación 1: Aumento del 25 % 35,125 111 Situación 2: Aumento del 50 % 42,15 133,2 Situación 3: Aumento del 75 % 49,175 155,4 Situación 4: Aumento del 100 % 56,2 177,6 Situación 5: Aumento del 125 % 63,225 199,8 Situación 6: Aumento del 150 % 70,25 222 Situación 7: Aumento del 175 % 77,275 244,2 Situación 8: Aumento del 200 % 84,3 266,2 Situación 9: Aumento del 225 % 91,325 288,6 Situación 10: Aumento del 250 % 98,35 310,8 Para completar el sistema eléctrico, Fuerteventura y Lanzarote cuentan con centrales de producción de potencia distribuidas por ambos territorios. Esta generación convencional, a día de hoy sigue siendo fundamental para garantizar el balance entre generación y demanda, ya que, en estas centrales se utiliza combustibles derivados E 29 de hidrocarburos para obtener energía térmica, que luego será aprovechada por distintas tecnologías como pudieran ser centrales de vapor, de turbina de gas o ciclo combinado. Al tener una rápida disponibilidad del combustible, la combinación de las plantas convencionales con las renovables soluciona el problema de intermitencia característico de la generación libre de carbono. En el caso del conjunto de las islas, la potencia instalada térmica consta de múltiples cuerpos de turbina de gas y motores diésel. En total, como se muestra en la Tabla 3, el total de la potencia térmica es de 419,28 MW brutos y 363,95 MW netos de potencia combinada entre gas y diésel. En la Figura 15, los grupos Diesel tienen un mayor peso en la generación, sin embargo, para facilitar el análisis con el programa EnergyPlan, la generación térmica se tomará en cuenta como única, teniendo un rendimiento medio de 86,8%. Esta potencia térmica, permanecerá constante a lo largo de los casos, sin embargo, su aportación energética irá quedando relegada a un plano secundario. Al haber más capacidad renovable a medida que avanzan los casos, el programa EnergyPlan hace uso de la energía térmica durante la simulación únicamente cuando falta energía renovable para abastecer la totalidad de la demanda. Esto hace que la dependencia de los combustibles fósiles, vaya desapareciendo progresivamente. 𝜂 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑁𝑒𝑡𝑎 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑎= 363,95 419,28∙100=86,8 % Además, se añadirá de una infraestructura de producción de energía a partir de hidrógeno. Esta constará de un electrolizador que producirá hidrógeno cuando haya excedente de energía renovable, un sistema de almacenamiento de hidrógeno y, por último, una pila de combustible que produce energía eléctrica a partir de hidrógeno. Cabe mencionar que estos dispositivos funcionan en corriente continua, mientras que la red es de corriente alterna, por lo que para operar serían necesarios inversores y convertidores de potencia, que al tener un carácter técnico y no económico quedan fuera del estudio. En la Figura 16 se puede observar un esquema del sistema energético final. Figura 16: Esquema del sistema objeto de estudio Una vez que se ha presentado la situación base de la que se parte y la evolución que se va a seguir en las simulaciones, en el siguiente apartado se va a presentar el programa con el que se han realizado. También, se pretende detallar las funcionalidades que se han tenido en cuenta a la hora de definir el sistema en el software y las adaptaciones que han sido necesarias para poder adecuarse con la idea del proyecto. 4.1 EnergyPlan El software EnergyPlan es un programa informático de análisis de sistemas energéticos que realiza simulaciones horarias de sectores eléctricos, térmicos e industriales. Ha sido desarrollado por el Grupo de Investigación en Planificación Energética Sostenible de la Universidad de Aalborg en Dinamarca. En la Figura 17, se puede ver la pantalla principal del programa. Para definir el sistema se dispone de una pestaña que permite elegir los Definición del Sistema 30 30 distintos tipos de datos que van a formar parte de este. Figura 17: Pantalla principal de EnergyPlan 4.1.1 Definición de la demanda Dentro de la pestaña “Overview” encontramos un panel de herramientas en los que se distinguen los apartados más importantes para la definición del sistema. Para establecer la demanda de energía, en la pestaña “Demand” se necesitan proporcionar dos tipos de datos. Es necesario definir la demanda total anual del sistema, que en el caso del que es objeto de estudio, tiene un valor de 1,57 TWh. Además, se necesita determinar mediante un archivo de texto cual es el perfil de esta demanda mediante valores anuales y horarios por unidad. Una vez estos dos puntos se han establecido, el programa ya tiene definida su demanda. 4.1.2 Definición de la generación Como ha sido mencionado, la generación de las islas está formada por tres tipos de tecnologías que se deben definir en el software: la energía eólica, la fotovoltaica y las centrales térmicas de producción de energía. En la pestaña “Supply” mostrada en la Figura 18 se observan todos los tipos de generación que EnergyPlan contempla. Para la central térmica, en el apartado de “Central Power Production” se da la posibilidad de definir una potencia neta del conjunto de centrales su rendimiento. La potencia térmica bruta total de las islas es de 419,28 MWb y está formada tanto por turbinas de gas como por motores diésel. Debido a que EnergyPlan únicamente permite definir una planta térmica de potencia eléctrica, ambas centrales del sistema se toman como única, con un rendimiento del 86,8 %. Dentro del apartado de “Fuel distribution” puede diferenciarse qué tipo de combustible se simula con las plantas térmicas, utilizándose en el caso del proyecto el gas natural como combustible principal. En el apartado “Variable Renewable Electricity” al igual que pasaba con la demanda, únicamente hay que definir un valor de potencia instalada y un archivo de texto de valores anuales por unidad. En el caso base, los valores de potencia instalada para la eólica y la fotovoltaica eran de 88,8 y 28,1 MW respectivamente, aunque con los diferentes casos, estas magnitudes irán aumentando su valor. A su vez, también es necesario determinar el perfil horario anual de generación de ambas tecnologías, el cual se realiza también en un archivo de texto con los valores por unidad. 31 Figura 18: Pestaña Supply del programa EnergyPlan 4.1.3 Vías de Uso del exceso de energía Para terminar de acotar el sistema, en el apartado “Balancing and Storage” el programa da diferentes posibilidades que puede realizar en la simulación en el caso de que la producción renovable supere la demanda, generando un exceso de energía en el sistema. Una de esas vías, en concreto la número, le indica al programa que durante los excesos de energía produzca hidrógeno mediante electrólisis con un determinado rendimiento del electrolizador. De esta manera, cuando se haga la simulación, cuando exista excedente de energía renovable el programa automáticamente balanceará el sistema produciendo hidrógeno. Cuando ocurra el caso contrario y no haya suficiente energía renovable para cubrir la demanda, EnergyPlan utilizará esa reserva de hidrógeno para producir energía mediante electrólisis. Figura 19: Caminos seleccionables para el exceso de energía en el programa EnergyPlan Una vez el sistema está completamente definido, tanto demanda como generación, al seleccionar Run, EnergyPlan genera un archivo Excel donde se muestra de manera detallada la demanda anual horaria, la generación eólica, fotovoltaica y térmica, las emisiones, el gasto de combustible derivado de las plantas térmicas de generación y la producción de hidrógeno. Sin embargo, el programa utilizado no contempla la posibilidad de introducir electricidad en el sistema mediante pilas de combustible de hidrógeno. A continuación, se explica el método utilizado para implementar ese método de generación eléctrica en el sistema. Análisis de resultados en la actualidad 38 38 𝑉𝐴𝑁 = −𝐴𝑜+ ∑ 𝐶𝐹 (1+𝑘)𝑛 𝑛 Esta fórmula de análisis de rentabilidad de proyectos está compuesta de cuatro tipos de datos. El A0 define la inversión inicial realizada. El hecho de aumentar la potencia instalada de una tecnología determinada conlleva un coste inicial correspondiente a los costes de mantenimiento, construcción e implementación. En este valor A0 viene recogido todos los costes adicionales derivados de aumentar la potencia instalada de energía eólica, fotovoltaica y de sistemas de hidrógeno. El elemento CF (cash flow) indica las ganancias obtenidas en la inversión. En el caso particular de este proyecto, las ganancias de la inversión corresponden al ahorro de combustible provocado por el aumento de la participación renovable. Al disminuir la producción de energía en plantas térmicas, el consumo de combustible fósil experimenta una reducción respecto al caso inicial, el cual será considerado como ganancia. Para completar la ecuación, hace falta definir dos magnitudes más, el número de años (n) y la tasa de descuento (k). El periodo que se ha establecido para el retorno de la inversión es de 20 años, correspondiente aproximadamente a la vida útil de los dispositivos que se implementan. Por su parte, la tasa de descuento ajusta el valor del dinero ganado en cada año a valores del presento, puesto que el dinero futuro tiene un menor valor que el presente. Como se mencionó previamente, la tasa de descuento tendrá un valor del 7 % debido a que dicho valor es el que es utilizado en el International Renewable Energy Agency (IRENA) para definir las inversiones futuras. Con todos los parámetros definidos se pueden aplicar la fórmula del VAN. En la Tabla 6 se muestra los valores económicos utilizados en cada caso. Depende del valor del VAN la inversión puede ser beneficiosa o no pues si es un valor positivo, la inversión inicial A0 se recuperaría con las ganancias de la inversión. Como muestra la tabla, las tres primeras columnas corresponden al coste de aumentar la presencia de nuevas tecnologías respecto al caso base. Por otra parte, las ganancias, que en la fórmula del VAN las indican el valor CF, vienen desglosadas en la columna del ahorro de combustible. Todos estos valores utilizados en la fórmula resultan en el valor del VAN expuesto en la última columna. La evolución de esta magnitud económica se muestra tanto en la tabla como en la Figura 22. Se puede observar que el VAN es positivo y aumenta de valor progresivamente hasta el caso 6, que resulta el máximo de 149,52 M€. Esto demuestra la gran viabilidad económica que tienen las tecnologías renovables en la actualidad, ya que la mera descarbonización del sistema supone un ahorro económico y una inversión positiva. Sin embargo, a partir de dicho caso, el Valor Actual Neto experimenta un descenso, que coincide con la irrupción del hidrógeno en el sistema. Como se expuso en los primeros apartados, el hidrógeno actualmente es una tecnología muy precoz y con un coste económico extremadamente alto comparado con el beneficio de su implementación. Es por eso qué a partir de caso 6, el VAN desciende, y consigo la rentabilidad del sistema, incluso hasta hacerse negativo para los casos 9 y 10, con valores de -5,85 y -65,33 millones de €, respectivamente. En estos últimos, el coste de tal cantidad de potencia de hidrógeno es tan alto que no compensa económicamente el ahorro de combustible obtenido. Tabla 6: Valores económicos de los distintos casos Inversión (miles €) Ganancias (miles €) VAN (M €) Eólica Fotovoltaica Hidrógeno Ahorro de Combustible Caso 1 32,46 6,25 0 2.292,30 24,25 Caso 2 64,91 12,50 0 4.584,60 48,49 Caso 3 97,37 18,76 0 7.258,95 76,79 Caso 4 129,83 25,01 0 9.551,25 101,03 Caso 5 162,28 31,26 0 11.843,55 125,28 39 Caso 6 194,74 37,51 0 14.135,85 149,52 Caso 7 227,19 43,77 73.920 16.428,15 99,85 Caso 8 259,65 50,02 150.293,33 18.720,45 47,72 Caso 9 292,11 56,27 228.106,67 21.012,75 -5,85 Caso 10 324,56 62,52 307.786,67 22.923,00 -65,33 Figura 22: Evolución del VAN entre las diferentes situaciones 6.1 Índice de utilización de la energía renovable El sistema eléctrico, compuesto por una demanda y una generación, sufre variaciones a medida que se producen los casos, debido a que la generación renovable va aumentando progresivamente, manteniéndose en toda situación la demanda fija de 1.572.906 MWh. Es por ello que existe un ratio que permite visualizar y analizar la progresión de las renovables en la cobertura de la demanda eléctrica, llamado índice de utilización de la energía renovable (REU, de sus siglas en inglés Renewable Energy Utilization). Para calcularlo, se divide la contribución renovable entre la demanda total, que al pasarlo a valores porcentuales indica el porcentaje de la demanda cubierto por fuentes libres de emisiones. Cuanto mayor es este porcentaje, más cantidad de energía renovable hay en el sistema estudiado, resultando un medidor relevante de la descarbonización de los sistemas eléctricos. En la Tabla 7 se pueden observar los resultados de este índice para cada uno de los casos analizados. Tabla 7: REU (%) para cada caso analizado Casos Participación Renovable (GWh) REU (%) Caso Base 211.489 13.45 Caso 1: Aumento del 25 % 264.355 16.81 -70 -20 30 80 130 180 Base 25% 50% 75% 100% 125% 150% 175% 200% 225% 250% Millones € Situaciones Valor Actual Neto Análisis de resultados en la actualidad 40 40 Caso 2: Aumento del 50 % 317.254 20.17 Caso 3: Aumento del 75 % 370.104 23.53 Caso 4: Aumento del 100 % 423.044 26.90 Caso 5: Aumento del 125 % 476.014 30.26 Caso 6: Aumento del 150 % 528.759 33.62 Caso 7: Aumento del 175 % 581.765,4 36.99 Caso 8: Aumento del 200 % 634.963,8 40.37 Caso 9: Aumento del 225 % 688.551 43.78 Caso 10: Aumento del 250 % 743.327,6 47.26 Como refleja la Tabla 7, a pesar de acabar los casos con un aumento de las renovables del 250 % respecto al caso base, el REU no llega al 50 %, lo que significa que la generación renovable no alcanza a cubrir la mitad de la demanda anual. El factor principal de este fenómeno es la baja penetración renovable del sistema en el caso base. El conjunto eléctrico de Lanzarote y Fuerteventura tiene una participación muy baja de fuentes renovables, debido a que en las islas la población suele estar muy concienciada acerca de asuntos medioambientales y la conservación del paraje natural, resultando en una gran oposición a que el paisaje se vea alterado por la instalación de aerogeneradores y grandes plantas fotovoltaicas. Para mejorar estos resultados se podrían hacer los cálculos aumentando de una manera más brusca la participación renovable, pues beneficiaría la producción de hidrógeno debido a los excedentes renovables y facilitaría la integración de las fuentes de energía limpias, sin embargo, ese enfoque no sería realista en el caso del sistema insular canario. 6.2 Ahorro de combustible Las ganancias en este proyecto vienen derivadas del ahorro de combustible que experimenta el sistema respecto al caso base. La generación de energía térmica está presente en todos los casos como 364 MWn y un rendimiento de 86,8 % consumiendo gas natural como combustible, cuyo precio fue definido en el apartado de justificación de costes. En la Figura 23 se muestra la evolución en cada caso del consumo de combustible. Como cabía esperar, este parámetro desciende progresivamente a medida que aumenta la presencia de energías renovables en el sistema. En el caso base, el coste del combustible para un año completo es de 59.981.850 €. Con una mayor presencia renovable, este valor va en descenso hasta alcanzar su mínimo en el caso 10, con un coste anual por la compra de combustible de 37.058.850 €. En la Figura 23 también viene mostrado el ahorro de combustible en color rojo, que es el valor que se establece como ganancia a la hora de analizar la rentabilidad. En este último caso, el ahorro es de 23 M € respecto al caso base. 41 Figura 23: Evolución del ahorro de combustible según los casos estudiados 6.3 Emisiones evitadas A pesar de que en este proyecto únicamente se contabiliza el carácter económico producido por este sistema energético, también existe un valor ambiental asociado que resulta muy importante para los gobiernos europeos. La disminución de la quema de combustible fósiles hace que anualmente se dejen de emitir cantidades gigantescas de partículas nocivas para el medio ambiente. En la Tabla 8 se muestran los valores de las emisiones de CO2 en cada caso y las que se han evitado respecto al caso base, cuyas emisiones de CO2 son de 320,47 kilotoneladas. Tabla 8: Valores de las emisiones en cada caso. Emisiones de CO2 (kt) Emisiones evitadas (kt) Caso 1 308,22 12,25 Caso 2 295,97 24,49 Caso 3 281,69 38,78 Caso 4 269,44 51,03 Caso 5 257,19 63,28 Caso 6 244,94 75,52 Caso 7 232,70 87,77 Caso 8 220,45 100,02 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 Base 25% 50% 75% 100% 125% 150% 175% 200% 225% 250% Millones € Situaciones Gasto en Combustible Coste anual Ahorro Análisis de resultados en la actualidad 42 42 Caso 9 208,2 112,27 Caso 10 198 122,47 De manera análoga al gasto de combustible fósil, las emisiones de CO2 también disminuyen progresivamente a medida que avanza el estudio. La progresión puede ser observada en la Figura 24 dónde de color azul se observan las kilotoneladas de CO2 emitidas en cada caso y de color rojo el ahorro que suponen respecto al caso inicial. En el caso de mayor integración renovable en el sistema, el número 10, las emisiones anuales fueron de 198 kt, lo que significa que se deja de emitir 122,47 kt de CO2 respecto al base. Figura 24: Evolución del coste y ahorro de las emisiones 6.4 Inversión en nuevas tecnologías: Eólica, fotovoltaica e hidrógeno La inversión inicial en el presente proyecto viene definida por los costes de estos tres métodos de producción eléctrica. El estudio parte de un sistema con una determinada potencia instalada básica, cuya inversión es nula pues ya está implementada y forma parte del conjunto eléctrico. Con la consecución de los casos o situaciones, la potencia de cada tecnología va aumentando, y con ella el coste económico necesario para establecer esa nueva potencia. Al ser un aumento del mismo porcentaje en cada caso, el coste aumenta de la misma manera formando una línea recta. En la Figura 25 se observa cómo la energía eólica tiene un coste mayor que la energía fotovoltaica. Esto ocurre por varias razones, la primera es que el CAPEX de esta tecnología es mayor que el de la solar fotovoltaica, propiciando la diferencia existente en cada situación. Otro motivo es que como el aumento de tecnología se realiza aumentando el porcentaje de la potencia ya existente, la energía eólica al contar con mayor potencia instalada en su caso base, tiene también un mayor aumento de potencia comparado al que experimenta la energía fotovoltaica. 43 Figura 25: Inversión económica en energía eólica y fotovoltaica Sin embargo, como se puede observar en la Tabla 6 de los valores económicos presentes en la inversión, los costes totales de eólica y fotovoltaica se vuelven casi despreciables en el momento en que se manifiestan los sistemas de hidrógeno. La estructura de producción tanto de hidrógeno como de electricidad consta de tres elementos principales, la pila de combustible, el electrolizador y el almacenamiento de hidrógeno. La prematuridad de esta tecnología provoca que los costes sean elevados, no obstante, la constante inversión e incentivación de la misma puede producir una disminución de los precios en el futuro. De hecho, este mismo fenómeno ocurrió a principios de siglo con las formas de energía que se mencionaron previamente, la eólica y en especial, la fotovoltaica, que nacieron como tecnologías de baja rentabilidad y debido a la gran inversión y apuesta en ellas han conseguido convertirse en métodos de ahorro económico [4]. En la Figura 26 se puede observar cómo aumentan en gran medida los costes totales en el momento en el que existe producción de hidrógeno. Figura 26: Inversión en hidrógeno en los diferentes casos 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 25% 50% 75% 100% 125% 150% 175% 200% 225% 250% miles de € Casos Inversión en energías renovables Eólica Fotovoltaica 0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000 25% 50% 75% 100% 125% 150% 175% 200% 225% 250% Millones € Casos Inversión en hidrógeno Análisis de resultados en la actualidad 44 44 Con los resultados finales expuestos, es evidente la poca rentabilidad que presentan los sistemas de hidrógeno. El Valor Actual Neto aumenta con el avance de los casos y el aumento de la potencia renovable, sin embargo, es con la entrada del hidrógeno, cuando la rentabilidad cae en picado. Estos resultados, a pesar de no ser positivos, eran esperables debido a que, en la actualidad, pilas de combustible y electrolizadores están empezando a utilizarse a gran escala, pero no llevan muchos años de recorrido en el mercado, suponiendo el coste más fundamental del trabajo. Como está extendido que los sistemas de hidrógeno son una apuesta a largo plazo, existen previsiones que indican un futuro descenso de los costes de estos sistemas. Los resultados expuestos son esclarecedores respecto a la rentabilidad actual del H2, pues el coste de implementar el sistema es mucho mayor al beneficio que aporta, ya que el principal objetivo de estos sistemas de hidrógeno es permitir producir hidrógeno con el exceso de energía, para poder utilizar este hidrógeno para aquellos momentos en los que las renovables no abastezcan la demanda en su totalidad. Debido a la poca rentabilidad de este sistema, el siguiente apartado se basará en las estimaciones de los costes para el año 2050 y medir la rentabilidad del sistema en ese año con las potencias y precios previstos. 45 7 ESCENARIO 2050 La Unión Europea tiene puesta esperanza en llegar al año 2050 con un paradigma energético distinto al actual, en el que las tecnologías limpias estén asentadas y se haya llegado a un sistema sostenible. Para que esto ocurra es necesario que las nuevas formas de energía presenten rentabilidad independientemente de la inversión pública y puedan ser competitivas en el mercado. Este apartado va a tratar de analizar la situación para ese año, basándose en las estimaciones económicas de la actualidad. Es por eso, que se tendrán que realizar actualizaciones en los datos y precios, pues para 2050 se prevén variaciones en estos. Primero se va a volver a partir del sistema energético formado por las islas Fuerteventura y Lanzarote, sin embargo, no se utilizarán las potencias instaladas renovables actuales, sino las previstas para ese año según los estudios. En la siguiente Tabla 9 se observan las potencias previstas para las distintas fechas en ambas islas. Tabla 9: Previsión del modelo energético de Fuerteventura y Lanzarote Fuerteventura Lanzarote 2030 Potencia eólica (MW) 241,7 244,5 Potencia fotovoltaica (MW) 77,9 32,8 Demanda (TWh) 1,85 2050 Potencia eólica (MW) 792 798 Potencia fotovoltaica (MW) 236 100 Demanda (TWh) 2,67 Como se observa en la tabla, se muestran las previsiones de potencia instalada en ambas islas para el año 2030 y 2050. También se ha actualizado la demanda, que experimenta un aumento anual aproximadamente del 2,6 %. [24] Una vez se ha actualizado el modelo energético, se volverá a simular en el programa EnergyPlan. Esta vez, no se aumentará la potencia instalada, pues el objetivo de este apartado no es estudiar el aumento de la potencia mediante una mayor participación de las fuentes renovables, si no estudiar una vez situados en el año 2050, la viabilidad del sistema de producción y almacenamiento de hidrógeno para dicho año, con los precios más bajos según las previsiones, y estudiar su rentabilidad mediante el análisis financiero del Payback. De esta manera, se puede prever, una vez situados en el caso futuro del año 2050 y con presumiblemente una alta aportación renovable al sistema eléctrico, como sería la rentabilidad de implementar el sistema de hidrógeno que se ha elaborado en este trabajo. En este nuevo apartado, la manera de analizar la rentabilidad sería el Payback, un método financiero que mide el tiempo que tarda una inversión en recuperar su costo inicial a través de los flujos Escenario 2050 46 46 de caja generados. Por lo que tendremos dos magnitudes, el coste de la inversión, que correspondería al gasto a realizar para implementar el sistema de producción de hidrógeno, su almacenamiento y posterior producción de electricidad mediante pilas de combustible. La otra magnitud es la referida a las ganancias del sistema, que al igual que en el apartado previo, se corresponden con el ahorro de combustible generado gracias a tener dicho almacenamiento de hidrógeno y la posibilidad de generar electricidad a partir del H2 producido con los excedentes de energía del sistema. 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑑𝑒 ℎ𝑖𝑑𝑟ó𝑔𝑒𝑛𝑜 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑎ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒 Para poder analizar la rentabilidad, es necesario actualizar los datos económicos que entran en juego en el estudio. En los siguientes apartados se explican las magnitudes previstas para el coste de los sistemas de hidrógeno y el posible futuro coste del combustible para el año 2050 aproximadamente. 7.1 Coste del combustible en 2050 La industria petrolera se enfrenta con el problema de la falta de recursos. A día de hoy no existen datos claros suficientes para asegurar cuanto petróleo falta en el planeta por explotar, pero la producción de barriles de petróleo en la última década ha experimentado un fuerte descenso. Según la IEA (International Energy Agency) el coste del gas natural para el año 2050 será de 53,39 €/MWh. [25] 7.2 Coste del hidrógeno en 2050 Otra de las tecnologías que dará un cambio considerable en cuanto a costes son las asociadas a la operación con hidrógeno. Según IEA, el CAPEX de los electrolizadores se prevé que oscile entre los 200 y los 900 €/kW. Para los cálculos de la pila de combustible como del electrolizador se utilizará un valor de 500 €/kW, ya que ambas tecnologías son prácticamente idénticas, salvo que la pila se alimenta de hidrógeno y produce electricidad y el electrolizador, al contrario, pero constructivamente están compuestos por los mismos elementos [4]. Por otro lado, para el almacenamiento de hidrógeno, se hará una estimación tomando como referencia la relación que existe entre el coste del electrolizador y el del almacenamiento en la actualidad, resultando este de 11,63 €/kWh. 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 =𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝐸𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑜𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑟 𝐹𝑢𝑡𝑢𝑟𝑜 ∙ 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝐴𝑙𝑎𝑚𝑎𝑐𝑒𝑛𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐴𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝐸𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑜𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑟 𝐴𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 = 500∙26,6 1600 =8,33 7.3 Resultados del escenario 2050 Este apartado plantea una nueva situación con el objetivo de dar un punto de vista más optimista acerca de la innovadora tecnología de producción de hidrógeno verde. La nueva situación vuelve a basarse en el sistema energético de las islas canarias Fuerteventura y Lanzarote, sin embargo, se pretende hacer la simulación situada en el año 2050, con la potencia instalada renovable que está prevista para esa zona según su hoja de ruta de renovabilidad. Dentro de estos planes del gobierno canario, la potencia instalada será 1590 y 336 para energía eólica y solar fotovoltaica, respectivamente. Otro de los cambios respecto a las anteriores simulaciones es que la demanda energética aumentará hasta llegar a un valor de 2,67 TWh/año, debido a que la demanda suele tener 47 un incremento anual. Una vez presentada la nueva base, se estudiará implementar el modelo que produce hidrógeno con el excedente de energía, lo almacena y lo vierte a la red cuando sea necesario. Esta vez no se realizarán varias simulaciones aumentando las fuentes renovables, se supondrá que la potencia instalada es la prevista por la hoja de ruta canaria, y únicamente se medirá el ahorro obtenido con la aplicación de los sistemas de hidrógeno. Para analizar la rentabilidad, se utilizará la medida financiera del Payback, que ofrece el tiempo de retorno. Para caracterizar este método financiero únicamente basta con definir el coste de la inversión y el retorno anual obtenido. Al dividirlo, se obtiene los años necesarios para rentabilizar la inversión. Esta inversión inicial corresponderá a los MW de hidrógeno instalados, pero con el coste de la tecnología correspondiente a lo previsto para dicho año 2050. Para la elección de la potencia instalada de hidrógeno, se ha realizado la nueva simulación en el EnergyPlan y el modelo elaborado en los anteriores apartados, dando lugar a una potencia de hidrógeno de 200 MW. Por otra parte, el retorno anual viene dictado por el ahorro económico que implica el sistema de hidrógeno. Al producir hidrógeno y almacenarlo, luego puede ser inyectado en la red de nuevo para los instantes donde no resulte suficiente la producción renovable para abastecer la demanda. De esta manera, el sistema de hidrógeno produce un ahorro de combustible respecto al modelo energético sin dicho sistema de producción basado en hidrógeno. Al igual que pasa con los equipos necesarios para el hidrógeno, el coste del combustible gas natural también está previsto ser muy diferente para el año 2050, basándose el presente trabajo en las estimaciones oportunas, que indican un precio aproximado de 53,39 €/GJ de gas natural. Tabla 10: Valores de la simulación del modelo para el año 2050 Inversión en sistemas de hidrógeno Electrolizador y pila de combustible (M€) 200 Sistema de almacenamiento (M€) 40 Inversión total (M€) 240 Retorno anual Ahorro de combustible (M€) 14,12 Payback (años) 17,002 años En la anterior Tabla 10 se muestran los valores económicos resultado de la simulación. La inversión en los 200 MW de hidrógeno es de 240 millones de €, mientras que el retorno anual por la disminución de combustible es de 14,1 millones de €, lo que mediante la aplicación del Payback significa que la inversión se rentabiliza a partir del año 17 desde su implementación. Estos resultados llegan a ser positivos a largo plazo, previendo para el año 2050 y siempre que las estimaciones se cumplan, mejores resultados económicos para los sistemas de hidrógeno, contando con el proceso de mejora y aumento de eficiencia que experimentarán los equipos a medida que pasa el tiempo y se mantienen las labores de investigación en esa rama tecnológica. En la Figura 27 es mostrada la comparación económica de manera gráfica, dónde se puede apreciar que sí se produce beneficio, sin embargo, no el suficiente para amortizar la inversión por debajo de los 17 años. Una amortización del sistema de hidrógeno más rápida únicamente se podría conseguir mediante dos opciones, que el coste del combustible para el año 2050 sea más desfavorable que el utilizado en este modelo o que los equipos de hidrógeno para dicho año lleguen a ser económicamente más bajos, resultando ambas opciones en situaciones más favorables. Anexos 54 54 Anexo D. Caso 3: Aumento del 75 % Tabla 14: Resumen de resultados anexo D Potencia Instalada Térmica (MW) 364 Eólica (MW) 155,4 Fotovoltaica (MW) 49,175 Hidrógeno (MW) 0 Energía anual generada Térmica (GWh) 4.968.000,00 Eólica (GWh) 52.722.900,00 Fotovoltaica (GWh) 281,69 Pila de combustible (GWh) 4.968.000,00 Combustibles y emisiones Consumo combustible (GJ) Coste combustible (€) Emisiones (kt) Costes por incremento de P instalada Eólica (€) Fotovoltaica (€) Electrolizador, pila de combustible y almacenamiento (€) Figura 31: Esquema de la generación anexo D 76% 20% 4% 0% Energía anual producida Térmica Eólica Fotovoltaica Hidrógeno 55 Anexo E. Caso 4: Aumento del 100 % Tabla 15: Resumen de resultados anexo E Potencia Instalada Térmica (MW) 364 Eólica (MW) 177,6 Fotovoltaica (MW) 56,2 Hidrógeno (MW) 0 Energía anual generada Térmica (GWh) 1.149,55 Eólica (GWh) 351,95 Fotovoltaica (GWh) 71,09 Pila de combustible (GWh) 0,00 Combustibles y emisiones Consumo combustible (GJ) 4.752.000,00 Coste combustible (€) 50.430.600,00 Emisiones (kt) 269,44 Costes por incremento de P instalada Eólica (€) 129.825,60 Fotovoltaica (€) 25.009,00 Electrolizador, pila de combustible y almacenamiento (€) 0,00 Figura 32: Esquema de la generación anexo E 73% 22% 5% 0% Energía anual producida Térmica Eólica Fotovoltaica Hidrógeno Anexos 56 56 Anexo F. Caso 5: Aumento del 125 % Tabla 16: Resumen de resultados anexo F Potencia Instalada Térmica (MW) 364 Eólica (MW) 199,8 Fotovoltaica (MW) 63,225 Hidrógeno (MW) 0 Energía anual generada Térmica (GWh) 1.096,66 Eólica (GWh) 396,00 Fotovoltaica (GWh) 80,02 Pila de combustible (GWh) 0,00 Combustibles y emisiones Consumo combustible (GJ) 4.536.000,00 Coste combustible (€) 48.138.300,00 Emisiones (kt) 257,19 Costes por incremento de P instalada Eólica (€) 162.282,00 Fotovoltaica (€) 31.261,25 Electrolizador, pila de combustible y almacenamiento (€) 0,00 Figura 33: Esquema de la generación anexo F 70% 25% 5% 0% Energía anual producida Térmica Eólica Fotovoltaica Hidrógeno 57 Anexo G. Caso 6: Aumento del 150 % Tabla 17: Resumen de resultados anexo G Potencia Instalada Térmica (MW) 364 Eólica (MW) 222 Fotovoltaica (MW) 70,25 Hidrógeno (MW) Energía anual generada Térmica (GWh) 1.043,77 Eólica (GWh) 439,94 Fotovoltaica (GWh) 88,82 Pila de combustible (GWh) 0,00 Combustibles y emisiones Consumo combustible (GJ) 4.320.000,00 Coste combustible (€) 45.846.000,00 Emisiones (kt) 244,94 Costes por incremento de P instalada Eólica (€) 194.738,40 Fotovoltaica (€) 37.513,50 Electrolizador, pila de combustible y almacenamiento (€) 0,00 Figura 34: Esquema de la generación anexo G 66% 28% 6% 0% Energía anual producida Térmica Eólica Fotovoltaica Hidrógeno Anexos 58 58 Anexo H. Caso 7: Aumento del 175 % Tabla 18: Resumen de resultados anexo H Potencia Instalada Térmica (MW) 364 Eólica (MW) 244,2 Fotovoltaica (MW) 77,275 Hidrógeno (MW) 20 Energía anual generada Térmica (GWh) 991,03 Eólica (GWh) 483,97 Fotovoltaica (GWh) 97,73 Pila de combustible (GWh) 0,06 Combustibles y emisiones Consumo combustible (GJ) 4.104.000,00 Coste combustible (€) 43.553.700,00 Emisiones (kt) 232,70 Costes por incremento de P instalada Eólica (€) 227.194,80 Fotovoltaica (€) 43.765,75 Electrolizador, pila de combustible y almacenamiento (€) 73.920.000,00 Figura 35: Esquema de la generación anexo H 63% 31% 6% 0% Energía anual producida Térmica Eólica Fotovoltaica Hidrógeno 59 Anexo I. Caso 8: Aumento del 200 % Tabla 19: Resumen de resultados anexo I Potencia Instalada Térmica (MW) 364 Eólica (MW) 266,4 Fotovoltaica (MW) 84,3 Hidrógeno (MW) 40 Energía anual generada Térmica (GWh) 938,37 Eólica (GWh) 527,99 Fotovoltaica (GWh) 106,67 Pila de combustible (GWh) 0,30 Combustibles y emisiones Consumo combustible (GJ) 3.888.000,00 Coste combustible (€) 41.261.400,00 Emisiones (kt) 220,45 Costes por incremento de P instalada Eólica (€) 259.651,20 Fotovoltaica (€) 50.018,00 Electrolizador, pila de combustible y almacenamiento (€) 150.293.333,33 Figura 36: Esquema de la generación anexo I 60% 33% 7% 0% Energía anual producida Térmica Eólica Fotovoltaica Hidrógeno Anexos 60 60 Anexo J. Caso 9: Aumento del 225 % Tabla 20: Resumen de resultados anexo J Potencia Instalada Térmica (MW) 364 Eólica (MW) 288,6 Fotovoltaica (MW) 91,325 Hidrógeno (MW) 60 Energía anual generada Térmica (GWh) 886,36 Eólica (GWh) 571,93 Fotovoltaica (GWh) 115,52 Pila de combustible (GWh) 1,11 Combustibles y emisiones Consumo combustible (GJ) 3.672.000,00 Coste combustible (€) 38.969.100,00 Emisiones (kt) 208,20 Costes por incremento de P instalada Eólica (€) 292.107,60 Fotovoltaica (€) 56.270,25 Electrolizador, pila de combustible y almacenamiento (€) 228.106.666,67 Figura 37: Esquema de la generación anexo J 56% 36% 8% 0% Energía anual producida Térmica Eólica Fotovoltaica Hidrógeno 61 Anexo K. Caso 10: Aumento del 250 % Tabla 21: Resumen de resultados anexo K Potencia Instalada Térmica (MW) 364 Eólica (MW) 310,8 Fotovoltaica (MW) 98,35 Hidrógeno (MW) 80 Energía anual generada Térmica (GWh) 835,61 Eólica (GWh) 615,93 Fotovoltaica (GWh) 124,48 Pila de combustible (GWh) 2,92 Combustibles y emisiones Consumo combustible (GJ) 3.492.000,00 Coste combustible (€) 37.058.850,00 Emisiones (kt) 198,00 Costes por incremento de P instalada Eólica (€) 324.564,00 Fotovoltaica (€) 62.522,50 Electrolizador, pila de combustible y almacenamiento (€) 307.786.666,67 Figura 38: Esquema de la generación anexo K 53% 39% 8% 0% Energía anual producida Térmica Eólica Fotovoltaica Hidrógeno Referencias 62 62 REFERENCIAS [1] Hannah Ritchie and Max Roser, “How much CO₂ does the world emit? Which countries emit the most?,” Our World in Data, 2024. [2] I. Renewable Energy Agency, Global Energy Transformation: A Roadmap to 2050. 2018. [Online]. Available: www.irena.org [3] S. 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