Los avisos estaban ahí. Pero la empresa negó riesgos relevantes, la Junta de Castilla-La Mancha, en España, concedió el sello ambiental y los jueces dieron por buenas las medidas del promotor para “evitar o paliar” daños. Así entraron en funcionamiento tres parques eólicos en una zona de expansión del águila imperial en Albacete. El resultado: se multiplicó la mortalidad media de la fauna asociada a estas infraestructuras en la provincia.

La historia de esos tres parques eólicos —llamados Derramador, Fuenteálamo y Frontones— ilustra el choque entre la necesidad de expandir las energías renovables —para mitigar el cambio climático— y la protección de hábitats. O, más bien, la carrera de las empresas por aprovechar esa necesidad y la vigilancia necesaria para que esa carrera no salte por encima de casi todo.

También ejemplifica cómo, demasiadas veces, la protección de la naturaleza llega tarde. Cuando ya hay un daño infligido y es irreparable. En este caso, más de 135 cadáveres de especies protegidas en apenas dos años: de 2022 a 2024, según la evaluación del Gobierno autonómico. Tres de ellos de águila imperial, en peligro de extinción. Unos datos que se conocieron porque la empresa quería ampliar su megaproyecto eléctrico.

Ambientalmente inviable

Esa solicitud derivó en que ahora, a la vista de los daños causados por los 40 aerogeneradores autorizados por Castilla-La Mancha, el Ministerio de Transición Ecológica español haya dicho que “no resulta ambientalmente viable” instalar seis nuevos aerogeneradores. Su Declaración de Impacto Ambiental señala que los responsables de Medio Ambiente de la Junta admiten que “puede observarse el efecto negativo que tienen este tipo de proyectos sobre las poblaciones de fauna amenazadas del entorno”. El nuevo proyecto fue revisado por el Gobierno porque se quería conectar con la red de transporte eléctrico estatal.

Ese documento, firmado en julio de 2025, añade que, en realidad, la zona implicada es de “apreciable valor ambiental, con una notable concentración de especies protegidas y amenazadas”, lo que “implicaría un riesgo constante de muerte por colisión”. Esta vez, la autoridad ambiental juzga que “las medidas de mitigación propuestas por el promotor no son suficientes, ya que no evitan la afección sobre zonas de alta sensibilidad”.

Casi todo lo que murió por esas palas de los parques son especies protegidas. Algunas en grave peligro, como el águila imperial. También murieron cernícalos, vencejos y decenas de murciélagos. La organización SEO/BirdLife, que en su momento solicitó medidas cautelares a la justicia para evitar esto, ha pedido que, a la luz de lo que se ha conocido, se revisen las autorizaciones ambientales de los parques en funcionamiento.

El caso de estos parques es una historia relevante porque ejemplifica un fenómeno general en España: “La rápida expansión de las energías renovables en la península ibérica representa un nuevo desafío en la conservación de especies en peligro”, como apunta un reciente estudio de la fundación CBD-Hábitat y el Instituto de Recursos Cinegéticos (Irec). “Solo el 21% de las áreas de dispersión del águila imperial y el 38% de sus zonas de cría están protegidas”.

Es el reverso más incómodo de la transición hacia energías limpias, que necesita contrapesos, como admitió el propio Ministerio de Transición Ecológica al proyectar un real decreto específico de protección de la avifauna.

Los resultados del trabajo de la fundación CBD-Hábitat y el Irec subrayan la “urgente necesidad —dicen los investigadores— de integrar datos ecológicos en el planeamiento de energías renovables”. Tenerlo en cuenta a la hora de instalar parques.

Porque los documentos oficiales de los aerogeneradores en Albacete —evaluaciones, informes, recursos y autos— permiten rastrear un camino que comienza con una solicitud privada y termina en una escabechina de aves y murciélagos de la que se había advertido con antelación, pero sin éxito.

El periplo oficial

La tramitación de los parques comenzó en 2017, cuando se registró la solicitud de estos proyectos colindantes que se instalarían en un corredor entre áreas protegidas de la Red Natura 2000. Los primeros análisis del servicio de Espacios Naturales del gobierno autonómico sí advirtieron de que, al haber en “los aledaños” águilas imperiales, “puede determinarse la inconveniencia de la instalación”, según recoge el escrito de solicitud de cambio de autorización de SEO/BirdLife.

El promotor, en su evaluación previa, decía, sin embargo, que “no se espera que la afección por riesgo de colisión de la avifauna con los aerogeneradores sea importante”. A los encargados de dar el visto bueno ambiental les pareció que, si la empresa instalaba unos “sistemas de detección, alerta y parada” en “como mínimo cinco aerogeneradores” para “disminuir el riesgo de colisión”, los proyectos podían seguir adelante, según indicaba la declaración de impacto ambiental favorable de octubre de 2019

Una vez que las obras de la infraestructura estaban en marcha, SEO/BirdLife acudió a los tribunales y solicitó como medida cautelar que se detuvieran los trabajos en los parques. Los cinco magistrados del Tribunal Superior de Justicia de Castilla-La Mancha rechazaron esa medida.

En su decisión de 5 de abril de 2022, el TSJ decía que el proyecto “incorpora medidas de seguimiento y vigilancia dirigidas, sin duda, a evitar o, cuando menos, paliar esos posibles efectos perjudiciales sobre el hábitat y fauna de los espacios protegidos cercanos”. Y ponía de ejemplo, precisamente, los “sistemas y dispositivos automáticos en tiempo real con módulos de detección de aves, aviso y parada en cinco generadores”.

Los parques se pusieron finalmente a funcionar. Y las aves —incluidas águilas imperiales— empezaron a caer en sus palas. “Ha sido un impacto crítico”, explican ahora en SEO/BirdLife. “La autorización original se sustentó en la premisa de que las medidas serían suficientes”, insisten. Una premisa “ahora refutada”. La ONG remata que “los datos oficiales demuestran el fracaso absoluto de las medidas preventivas. La mortalidad supera cualquier umbral de permisibilidad”.

La crisis climática está obligando a buscar energía limpia en lugares inexplorados, como la región del cielo a la que no llegan los actuales aerogeneradores y donde el viento es más intenso y menos intermitente. Las empresas que se dedican al sector de la energía eólica aérea (AWE, por sus siglas en inglés) utilizan diversos prototipos de barriletes o drones para convertir el empuje de las corrientes en altura en electricidad, ascendiendo hasta altitudes entre los 300 y los 800 metros. Y, aunque aún está en fase experimental y lejos de igualar la eficiencia de la eólica tradicional, la tecnología está dando pequeños pasos para sobreponerse a sus primeros fracasos y convertirse en una realidad.

Como en los inicios de la aviación, las propuestas tecnológicas que se presentaron en el congreso internacional AWEC24, recientemente celebrado en la Universidad Carlos III en Madrid (UC3M), son de los más variado y en ocasiones tienen un toque estrambótico.

Los británicos de Windstep, por ejemplo, crearon un sistema de barriletes rotatorios que se elevan hacia las alturas generando un curioso espectáculo visual, y los franceses de Wind-Fisher apuestan por un extraño tubo flotante que surca el cielo con apariencia de OVNI. “Estamos como en la época de los hermanos Wright, cuando cada uno llegaba con su invento, una caja cuadrada o un avión con cinco alas”, reconoce Agustín Arjonilla, responsable de sistemas AWE de la empresa CT Ingenieros. “Hasta que alguien dé con la tecla y todos los diseños se igualen, como pasó con el avión”.

El funcionamiento del sistema es sencillo: el barrilete arrastra un cable y este genera electricidad en ciclos de ascenso y descenso. El generador ocupa unos pocos metros cuadrados y, de lejos, el barrilete es un punto indistinguible en el azul del cielo.

Estamos como en la época de los hermanos Wright, cuando cada uno llegaba con su invento, una caja cuadrada o un avión con cinco alas

Agustín Arjonilla — Responsable de sistemas AWE de CT Ingenieros

Además de tener mucho menos impacto visual —un factor cada vez más relevante— y que los equipos requieren muchos menos materiales que los aerogeneradores, la principal ventaja de elevarse para buscar el viento es que por encima de los 300 metros se reducen las turbulencias producidas por la orografía terrestre y, debido a lo que se conoce la “ley de la velocidad al cubo”, la potencia que se puede obtener de estas corrientes aumenta de forma exponencial.  

Los ochos que ‘exprimen’ el aire

El uso de los barriletes se remonta a la antigua China, pero ya en el siglo XIX empezaron las primeras ideas para sacarle partido a la energía del viento en altura. El británico George Pocock los utilizó para levantar humanos, tirar de cargas e incluso como sistema de propulsión de vehículos. El punto de inflexión se produjo un siglo después, en 1980, cuando el investigador estadounidense Miles L. Loyd hizo los cálculos aerodinámicos para elevar un barrilete a las alturas enganchado con un cable a un generador y aprovechar el empuje de los vientos cruzados para producir energía. “Loyd mostró que se podía obtener mucha energía, pero en aquel momento no era posible, porque no existían los materiales ni la tecnología, y el control de las computadoras no era suficientemente bueno”, explica Kristian Petrick, secretario general de Airborne Wind Europe, la entidad que reúne a las 20 empresas europeas que trabajan en este nuevo campo de investigación. 

“La idea es ascender con un dispositivo en forma de ala, que puede ser desde un barrilete a un dron o un avión, y tomar el viento cruzado”, explica Arjonilla. “Necesitamos hacer movimientos en forma de ocho, giros bruscos que tiran del cable en el ascenso. Al llegar arriba, empleas un poco de energía en recoger para descender y vuelves a empezar”. Antes de llegar a los diseños actuales, recuerda, hubo sonoros fracasos, como el accidentado proyecto Makani, liderado por Google, que pretendía generar energía mediante una enorme aeronave de 26 metros de envergadura, o el de la empresa neerlandesa Ampyx Power, que quebró con una aproximación similar. Otros proyectos, como el de Altaeros Energies, liderado por el MIT, o el proyecto HAWE, financiado por la Comisión Europea, siguen una estrategia diferente y tratan de elevar directamente el aerogenerador a las alturas mediante globos aerostáticos, un enfoque más arriesgado cuyos progresos son muy irregulares.

Frente a estas iniciativas fallidas, algunas empresas como la alemana Skysails están cosechando pequeños éxitos que abren camino al resto. Esta compañía comenzó ideando un sistema de barriletes para propulsar barcos y terminó especializándose en fabricar sistemas portátiles de energía eólica aérea, especialmente útiles en lugares apartados y que no se pueden conectar a la red eléctrica. Suyo es el primer sistema comercial de este tipo instalado en el mundo, situado en isla Mauricio y que ya obtiene electricidad para remplazar los viejos equipos diésel.

“El gran avance en el sector lo consiguió recientemente esta empresa al validar por primera vez una curva de rendimiento de estos sistemas, algo que hasta ahora solo teníamos con simulaciones”, señala Kristian Petrick, quien recuerda que Europa se está adelantando en este terreno a otros países como Estados Unidos y China. Otra buena noticia llegó este último viernes de abril, cuando el gobierno alemán incluyó energía eólica aérea en la ley de energías renovables (EEG) y estableció por primera vez sus posibles tarifas, lo que para Petrick es un salto de gigante. 

Pruebas en La Gomera y Galicia

En España, la Universidad Carlos III estableció, en colaboración con CT, el primer laboratorio del país para investigar estas energías y trabajan en el desarrollo de la primera máquina AWE de tipo yo-yo en nuestro país, con un barrilete capaz de generar una potencia de unos 10 kilovatios y que está a punto de empezar las primeras pruebas. Recientemente, Airborne Wind Europe firmó un acuerdo con el Cabildo de La Gomera, en Canarias, para implantar un centro de pruebas en la isla de cara a utilizar esta energía en el futuro, y en Galicia hay una primera aproximación para probar un sistema de cometas eólicas dentro del mar, en el parque experimental de Punta Langosteria, siguiendo el camino de lo que ya se hizo con los parques eólicos off-shore en otros lugares. 

“Sería interesante tener allí un prototipo de estos y ver cómo se comporta en el espacio marítimo”, asegura Andrés Álvarez Rial, director de desarrollo de negocio de la empresa Head Up en Galicia, que ya trabajaron en los grandes proyectos de eólica off-shore como el Windfloat Atlantic, en Portugal, y Kincardine, en Escocia. “Esto nos podría dar datos reales sobre su funcionamiento y sería el primer lugar del mundo donde se prueba”. Para las instalaciones en tierra, añade, se trabaja con la idea de generar comunidades energéticas en el entorno rural donde estos barriletes se unan a la energía solar, el uso de baterías y otras renovables para crear una combinación que abastezca a estas zonas de electricidad más barata y limpia. 

Para llegar a este futuro ideal aún quedan muchos pequeños pasos que dar, como conseguir que la Agencia Estatal de Seguridad Aérea (AESA) deje de considerar estos dispositivos como drones y los catalogue como meros “obstáculos”, ya que esta condición exige que cada equipo tenga un piloto humano que maneje el barrilete. “Es uno de los temas que hemos discutido en el congreso AWEC24 y nos esto facilitaría la posibilidad de tener las cometas desplegadas en remoto, con un centro en tierra desde el que podríamos controlar la operatividad de todos los equipos”, informa Álvarez. “Sería un paso necesario para hacer parques de cometas en el futuro, cuando cada una de ellas llegue a generar dos kilovatios y con ocho equipos obtengamos lo mismo que un aerogenerador tradicional, pero con menos impacto”.

“El mercado está buscando megavatios y de momento podemos dar kilovatios”, reconoce Arjonilla. “Ahora mismo, para generar un megavatio de potencia con una cometa tendría que ser tan grande como la mitad del Bernabéu, así que el futuro va a pasar por diseñar aparatos de ala fija o aviones”, opina. En cualquier caso, la eólica aérea no pretende sustituir a los aerogeneradores, advierten sus promotores, sino ser un complemento allá donde se necesite y estar lista por si hace falta un relevo. “Tenemos que ser humildes y admitir que somos una energía complementaria, pero quizá en 20 o 30 años este sistema sea tan fiable que haya casos donde nos planteemos poner aerogeneradores o cometas”, concluye Petrick. “Contra el cambio climático van a hacer falta todas las energías renovables posibles, sería una locura no aprovecharlas”.

AMR/CRM

Hace un año la relación diplomática entre la Argentina y Alemania estaba fría y se centraba en el rol de la potencia europea en el directorio del Fondo Monetario Internacional (FMI) a la hora de aprobar o rechazar el acuerdo que entonces se negociaba. Pero en febrero pasado todo cambió a partir de la invasión rusa a Ucrania, que amenaza con hacer pasar frío a los europeos enemigos de Vladímir Putin. A partir de entonces se reunieron dos veces en Alemania el presidente Alberto Fernández con el canciller (jefe de gobierno) Olaf Scholz y conversaron sobre el potencial argentino para exportarle a Alemania primero gas, ante el recorte del suministro de Rusia, y a largo plazo hidrógeno verde (generado a partir de la energía renovable como la solar o la eólica). Ahora llega el turno de la visita alemana a la Argentina.

Entre el 28 de enero y el 1° de febrero, el socialdemócrata Scholz vendrá de gira a este país, Brasil y Chile. Es decir, también busca estrechar las manos de Gabriel Boric y de quien para ese entonces será presidente brasileño, Luiz Inácio Lula da Silva, después de las tensiones europeas con su antecesor, Jair Bolsonaro, por la deforestación del Amazonas. El canciller gobierna en coalición con los Verdes, además de los liberales.

Scholz vendrá acompañado de una delegación empresarial. Todavía falta definir qué hombres de negocios lo acompañarán. Pero de por sí Alemania es uno de los principales inversores extranjeros en la Argentina y, a diferencia de los de otros orígenes, se ha enfocado en el área industrial. Ahora, sin embargo, surge un especial interés por lo energético y por vender tecnología alemana a esta área. Entre las empresas con presencia en la Argentina figuran la de ingeniería Siemens, las automotrices Volkswagen y Daimler (Mercedes-Benz), la petrolera Wintershall, la agroquímica y farmacéutica Bayer, la de software empresarial SAP y la de turbinas eléctricas Voith, entre otras.

En una reciente visita a Colombia, Chile, la Argentina y Brasil, la secretaria de Estado y enviada especial para la Acción Climática Internacional de Alemania, Jennifer Morgan, dejó en claro en sus reuniones en Buenos Aires que, más allá de que su país debió echar mano del carbón para pasar el invierno sin gas ruso, la apuesta continúa siendo la transición energética, sin vueltas atrás. Morgan, que desde 2016 hasta 2022 dirigió Greenpeace al nivel internacional, mostró su interés por que la Argentina desarrolle las energías solar y eólica, el hidrógeno verde y el litio, mineral necesario para los autos eléctricos. A diferencia de China, cuyo Estado suele financiar las inversiones de sus empresas en el extranjero, Alemania aboga por una solución multilateral: que así como los organismos internacionales como el FMI y el Banco Mundial nacieron para promover la recuperación de la economía global tras la Segunda Guerra Mundial, ahora deben apoyar a los países de ingresos medios y bajos para financiar la lucha contra el cambio climático. Por algo el FMI ya puso en marcha su Fondo de Resiliencia y Sostenibilidad con ese objetivo, aunque sus recursos aún suponen una parte mínima de lo necesario para afrontar la crisis ambiental.

Pero más allá del discurso verde de Morgan, a Alemania y a la Argentina les interesa la concreción de exportaciones de gas natural licuado (GNL, el que se transporte en barco) de Vaca Muerta a territorio europeo. Para ello es necesario que se termine el primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner, hasta Salliqueló, provincia de Buenos Aires, el 20 de junio, como está previsto, y que después se ponga en marcha la segunda etapa hasta San Jerónimo, en Santa Fe, para terminarlo en 2024. Con este tubo será posible instalar en el corto plazo buques con plantas pequeñas de GNL en los puertos para empezar a embarcar el gas lo antes posible, sin tener que esperar cuatro años a la construcción de un establecimiento mayor. En la petrolera estatal YPF no descartan que Pan American Energy (PAE, de la británica BP, la china CNOOC y los Bulgheroni), Tecpetrol (de Techint, de Paolo Rocca), la francesa Total y la norteamericana Excelerate sean las primeras en colocar plantas de GNL. En PAE aclaran que no quieren una instalación propia sino que buscan unir fuerzas con otras petroleras para compartir un emprendimiento. En Tecpetrol aseguran que por ahora no hay nada concreto. En Total niegan que vayan a levantar una planta. Sólo Excelerate ha reconocido públicamente que tiene un proyecto en estudio para poner en marcha un establecimiento en 2025 junto con Transportadora Gas del Sur (TGS), empresa propiedad de Pampa Energía, de Marcelo Mindlin, y de un grupo inversor integrado por las familias locales Werthein y Sielecki y los brasileños Safra.

AR

Actualmente, el sector de generación de energía eléctrica es responsable de la emisión de alrededor de un tercio de las emisiones globales de CO₂, lo que obliga a cambios estructurales en el sector en los próximos años.

El CO₂ emitido a la atmósfera en las plantas termoeléctricas es parte de los gases que se forman al quemar combustibles fósiles. El total de emisiones de CO₂ anuales del sector energético a nivel mundial alcanzó un máximo histórico en 2018-2019 (precovid): 33 500 millones de toneladas. Según los expertos, y para cumplir lo acordado por buena parte de los gobiernos mundiales en París (COP21, 2015), las emisiones de CO₂ en 2070 deberían ser nulas.

La receta para el éxito energético

Las energías renovables están teniendo un gran desarrollo en los últimos años, destacando especialmente la energía eólica y la energía solar fotovoltaica. Estas suponen aproximadamente un 5 % de la producción energética mundial en la actualidad.

Estas tecnologías son competitivas en costes, eficientes, y están libres de emisiones de CO₂. Sin embargo, a pesar de su gran desarrollo, el camino por recorrer es largo, y el actual ritmo de cambio insuficiente.

Debido al aumento de la población mundial y al incremento del consumo energético derivado de la industrialización de regiones en vías de desarrollo (por ejemplo, India), las emisiones globales de CO₂ no se están reduciendo. Además, los sistemas de almacenamiento de energía actuales son, en su mayoría, costosos y poco escalables a grandes plantas de energía. Esto nos hace dependientes de los combustibles fósiles cuando no se dan condiciones adecuadas de viento o sol.

Así, además de la implantación masiva de energías renovables, es necesaria la implantación masiva de sistemas de almacenamiento de energía, producir a gran escala vectores energéticos como el hidrógeno a partir de renovables y además capturar el CO₂ emitido en las centrales termoeléctricas de combustibles fósiles (gas natural, carbón). Esta es la receta consensuada por la comunidad científica.

¿Cómo podemos capturar y almacenar CO₂?

Los gases contaminantes producidos al obtener energía de los combustibles fósiles están formados principalmente por nitrógeno, CO₂ y vapor de agua. El proceso de captura consiste en separar el CO₂ del resto de gases. Una vez separado, puede ser almacenado geológicamente en el subsuelo o, lo que es preferible, valorizado como materia prima para la producción de materias importantes industrialmente, como pueden ser metano, azúcares, etc.

La gran dificultad del proceso de captura radica realmente en la separación del nitrógeno y del CO₂ presente en los gases de combustión, ya que el vapor de agua puede eliminarse fácilmente por condensación. Existen diversas alternativas para capturar el CO₂ emitido a partir de combustibles fósiles:

De entre estos sistemas, los sistemas precombustión y postcombustión basados en aminas se encuentran en escala comercial, con algunas instalaciones en el mundo. No obstante, los sistemas precombustión actualmente implican un gran consumo energético y las aminas, además, presentan problemas de toxicidad, corrosión y elevado coste. Por eso en los últimos años se están proponiendo diferentes alternativas. Una de las más interesante es la basada en el calcium-looping, que consiste en el proceso cíclico de calcinación-carbonatación de carbonato cálcico.

Captura de CO₂ a partir de caliza

El proceso de calcium-looping consiste en producir óxido de calcio (cal viva) a partir de la reacción de calcinación de la piedra caliza (carbonato cálcico), una reacción muy conocida desde hace cientos de años pues es la base de la industria del cemento. La cal producida se introduce en un reactor donde entra en contacto con los gases de combustión. Allí tiene lugar la reacción de carbonatación entre la cal y el CO₂, produciendo de nuevo carbonato cálcico para cerrar el ciclo. Y así sucesivamente.

Entre las ventajas que presenta esta tecnología destacan la eficiencia del proceso (captura mayor del 90 %), el menor consumo energético que otro procesos de captura y, sobre todo, el bajo coste, la no toxicidad y la amplia disponibilidad de la materia prima, la caliza, uno de los materiales más abundantes de la corteza terrestre. Entre los retos, gestionar eficientemente las altas temperaturas a las que se produce el proceso (650-950℃) y reducir la desactivación de la cal a medida que transcurren los ciclos.

La prometedora tecnología del calcium-looping se encuentra aun en una etapa de desarrollo. Es fundamental, como en otros ámbitos, una apuesta decidida por la investigación. Para ello son necesarios proyectos demostradores que evalúen las opciones de escalado del proceso, minimizando riesgos antes de llegar a la etapa comercial.

En la fase actual, un adecuado desarrollo de la investigación llevaría a su comercialización en un periodo aproximado de 5-7 años, con un impacto medioambiental muy positivo. Estamos a tiempo, y está en nuestras manos.

Este artículo se publicó originalmente en The Conversation. Podés leer aquí la versión original.

Al día de hoy no hay una idea definitiva de cómo debe ser un sistema eléctrico con una penetración de renovables más allá del 50-60 %. Aunque en una cosa sí hay consenso: el almacenamiento de energía va a ser crucial.

Dificultades y riesgos

Entre las fuentes de energía renovables se distinguen claramente dos tipos: las gestionables y las variables.

La red eléctrica también es susceptible de sufrir fallos que den lugar a apagones. Estos errores pueden deberse a problemas en la generación, como la avería de un grupo en una central, o a algún fallo en el sistema de distribución, como puede ser la caída de una línea. En ocasiones, un fallo aleatorio puede desencadenar un apagón en cascada que puede afectar a una gran parte o a la totalidad de la red eléctrica.

La frecuencia (cuántos apagones hay cada día) y su alcance (cuántos clientes se ven afectados), junto con el costo económico asociado, permiten cuantificar el riesgo de estos apagones y evaluar la resiliencia de la red. En una red con una alta penetración de renovables, la ocasional insuficiencia de generación debida a la variabilidad se suma a los fallos aleatorios, pudiendo aumentar el riesgo de apagones.

Evaluamos el riesgo para distintos escenarios

Una gran inclusión de renovables en el sistema eléctrico exige, por lo tanto, planificar detalladamente cómo se va a gestionar la variabilidad teniendo en cuenta el costo-beneficio de los métodos de control.

Las dos estrategias más extremas son las siguientes:

Para penetraciones medias, las energías renovables disminuyen el riesgo de apagones gracias a una generación más distribuida, que disminuye la carga de las líneas y reduce el impacto de un posible fallo en las lineas de transmisión.

El límite está en el 80 %

Resumiendo, nuestro análisis del riesgo de apagones con una creciente penetración de energías renovables variables muestra que no hay grandes dificultades en llegar a cubrir el 40-50 % de la demanda eléctrica, pero que llegar a cotas mucho más altas requiere de medidas adicionales como sobrecapacidad de generación o sistemas de apoyo.

Consecuentemente, el precio de generación de las renovables variables es muy competitivo en el escenario por debajo del 50 %, donde no se requieren sistemas de control adicionales. Sin embargo, en un escenario con el 80 % o más de renovables variables, aumentan los costes debido a la necesidad de sobrecapacidad, almacenamiento y equipos de apoyo para mantener el riesgo bajo.

Nuestros modelos muestran que no sería viable sobrepasar el 80 % solo con renovables variables sin aumentar en gran medida el riesgo de apagones. Para alcanzar el 100 % de generación eléctrica son imprescindibles las fuentes de energía renovables gestionables para la fiabilidad del sistema.

Finalmente, cabe indicar que los métodos de control de la demanda en momentos de baja producción de las renovables variables o medidas de reducción del consumo permitirían reducir la necesidad de sobrecapacidad de generación y el riesgo de apagones. Estas posibilidades no han sido contempladas en nuestro trabajo, y el análisis económico y societario de todas estas medidas requiere de un estudio detallado e interdisciplinar.

Este artículo se publicó originalmente en The Conversation. Podés leer aquí la versión original.