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Experto alemán explica los problemas de una transición energética a energías verdes

Published: 5 de enero de 2023
La imagen muestra el embalse de la estación de hidrobombeo eólico de Gorona en la isla canaria española de El Hierro el 14 de marzo de 2016. Los pinos y las piñas compiten por el espacio en El Hierro, una pequeña isla canaria accidentada que ha hecho todo lo posible para producir todos su electricidad a partir de fuentes renovables, atrayendo la atención mundial en el proceso. (Imagen: DESIREE MARTIN/AFP vía Getty Images)

Los proyectos de energía sostenible autosuficiente basados ​​en energía solar y eólica han fracasado hasta ahora, es decir, un reemplazo verdaderamente verde de los combustibles fósiles aún elude la tecnología actual, dijo un conferencista alemán en una conferencia pronunciada en noviembre pasado.

Peter Würdig, ingeniero calificado en física de la Universidad Técnica de Berlín, dio una conferencia en el evento EIKE (Instituto Europeo para el Clima y la Energía) el 25 y 26 de noviembre en Merseburg, Alemania.

Su angustiosa conclusión sobre tres pruebas de campo para la transición de una dependencia total de la red a una autosuficiencia energética total fracasó. Y esto probablemente se aplica a todos ellos, según Würdig, quien también fue candidato en las elecciones de Baja Sajonia de 2022 con la boleta AfD (Alternativa para Alemania) del partido de derecha.

La teoría es la transición energética, es decir, la idea de que se puede abastecer a un país con energía solar y eólica”, dijo Würdig, según informa la edición alemana de The Epoch Times.

Sin embargo, uno de los problemas importantes con los que tienen que lidiar las comunidades que dependen de la energía solar y eólica es la naturaleza voluble de estos recursos naturales. Cuando los vientos no soplan o cuando el clima está nublado, los operadores de la planta tendrían que encontrar medios para almacenar la energía generada durante los períodos de excedentes, dijo Würdig.

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Él cree que aquí es donde los proyectos actuales de energía verde están atascados, dado que actualmente no existe una forma factible de almacenar grandes cantidades de electricidad para períodos de baja producción, como en el invierno cuando los días son más cortos.

Muchos gobiernos nacionales y locales están alentando la inversión de los hogares y el sector privado en energía solar, a menudo mediante programas en los que los usuarios que instalan paneles fotovoltaicos permanecen conectados a la red comunitaria y continúan dependiendo de los métodos tradicionales de generación de energía cuando los sistemas solares no pueden generar suficiente electricidad para cubrir las necesidades de consumo.

En su presentación, Würdig nombró las tres opciones de almacenamiento de energía más prometedoras actualmente disponibles. Los proyectos se probaron en tres islas diferentes de Europa para demostrar la practicidad de una transición a gran escala desde los combustibles fósiles.

Sin embargo, ninguno de los proyectos logró resolver el problema del almacenamiento de energía a largo plazo.

Útsira, Noruega

La primera isla en la que se centró Würdig fue Utsira en Noruega. A partir de 2004, el experimento de campo tuvo como objetivo abastecer a 10 hogares en la isla.

Un diagrama que muestra el sistema de energía probado en la isla noruega de Utsira entre 2004 y 2006. (Imagen: Captura de pantalla/YouTube/Peter Würdiger)

Se basó en la energía eólica y un sistema de almacenamiento de volante encargado de asegurar la estabilidad continua de la red agregada por un tanque de hidrógeno, una unidad de electrólisis, una celda de combustible y un motor de hidrógeno con un generador.

Sin embargo, el proyecto no fue rentable y la celda de combustible tuvo que cerrarse después de medio año. En 2006, se desmantelaron todos los demás componentes.

Pellworm, Alemania

Unos ocho años después del intento de autosuficiencia en Utsira, E.ON volvió a intentarlo. Los operadores querían abastecer a los aproximadamente 1.200 isleños de forma autosuficiente en la isla de Pellworm, en el norte de Frisia, frente a la costa norte de Alemania, en 2014.

La compañía de energía adoptó un enfoque que consiste en paneles solares, energía eólica, plantas de biogás y baterías grandes.

Sin embargo, mientras algunos días con condiciones favorables estuvieron libres de fallas, el sistema no funcionó cuando el clima y las necesidades de consumo no cooperaron.

Según un informe de Die Welt, la duración media de las averías en la central era de entre 14 y 43 minutos al día.

Según Würdig, la posibilidad de breves cortes de energía puede considerarse tolerable según los estándares alemanes. Sin embargo, la prueba de campo de Pellworm sugiere que la tecnología aún tiene mucho camino por recorrer antes de que los costos puedan reducirse a un nivel razonable.

El experimento marcó un coste de 60 céntimos de euro por kilovatio-hora (kWh) de energía producida. A modo de comparación, un kWh de carbón de lignito cuesta solo 3 centavos en producción.

El complejo de la planta de energía en sí costó 12 millones de euros y ahora se encuentra «desperdiciado», según Würdig, ya que las plantas están abandonadas, se quitaron los contenedores con las unidades de almacenamiento y el terreno se convirtió en un área para pasear perros.

«Pellworm SmartRegion» del noroeste de Alemania. (Imagen: Captura de pantalla/YouTube/Peter Würdiger)

El Hierro, Canary Islands

En el cambio de milenio, el entonces vicepresidente de la isla canaria occidental de El Hierro, Javier Morales, promovió la idea de realizar allí un suministro de energía 100 por ciento renovable apoyándose completamente en la energía hidroeléctrica.

Según un informe de “LaPalma1.net”, solo alrededor del 60 por ciento de la energía fue generada por energía hidroeléctrica, respaldada por una cuenca de almacenamiento. El 40 por ciento que faltaba tenía que ser suministrado por una planta de energía diesel.

La prueba de campo se completó en 2014, pero, en retrospectiva, los análisis muestran que el proyecto estaba condenado al fracaso desde el principio. A principios de 2016, el precio del kWh en la isla era de 81 céntimos, mientras que en la Península el precio en ese momento era de 24 céntimos.

Los costos ascendieron a casi 90 millones de euros en 2019, y los costos de seguimiento en curso aún representan una gran carga para los costos de producción en los años siguientes. Además de eso, el embalse debería haber medido al menos cinco veces el volumen para producir la energía deseada, mientras que otras fuentes hablan de 20 veces, señaló Würdig. Ambos objetivos eran geológicamente inviables para la isla.