Sistema híbrido renovable definitivo para la descarbonización total del sistema eléctrico de la isla de El Hierro
Este trabajo se justifica como una herramienta crucial para mitigar el impacto ambiental derivado del sistema actual, cuyo escenario base aún implica una significativa emisión de toneladas de CO2 a la atmósfera, comprometiendo la biodiversidad insular y el bienestar social. El rigor metodológico, basado en la simulación de escenarios complejos y el análisis de miles de datos horarios, se dirige a proporcionar una solución práctica y replicable a escala internacional. Como afirmó Michael Faraday, “nada es demasiado maravilloso para ser cierto si obedece a las leyes de la naturaleza, ” una máxima que podría aplicarse a la búsqueda de un futuro energético 100% renovable para El Hierro.
El Hierro, clasificada operativamente como un sistema eléctrico aislado, depende exclusivamente de sus propios recursos de generación y almacenamiento. Aunque la central hidroeólica Gorona del Viento ha sido pionera, la realidad de 2019 revelaba que la isla no lograba ser 100% renovable todos los días del año, manteniendo una persistente dependencia del diésel. Esta situación se traduce en problemas de calidad en el suministro, manifestados en micro cortes, debido a la inconstancia de las energías renovables, y en la emisión de aproximadamente 20.000 toneladas de CO2 al año. (Gráfica 1).
Gráfica 1.
El dilema se ilustra claramente al analizar el comportamiento del sistema eléctrico. Hay días, como el 29 de mayo de 2023, donde la generación eólica es prácticamente nula y casi el 100% de la demanda es cubierta por los motores diésel de la central térmica. En contraste, días como el 16 de julio de 2023 muestran la generación eólica dominando y superando la demanda, con el excedente utilizado para el almacenamiento por bombeo. Esta dualidad subraya la intermitencia inherente de las energías renovables y la incapacidad del sistema de bombeo actual para amortiguar las fluctuaciones ultrarrápidas y garantizar la firmeza del suministro sin el respaldo diésel. La dependencia del diésel en días con bajo recurso eólico es evidente y subraya el principal desafío de la transición energética en la isla. (Gráfica 2).
Gráfica 2.
La justificación de la descarbonización es, por lo tanto, triple: técnica, económica y ambiental. La autosuficiencia total no solo reduciría los altos costes energéticos, sino que eliminaría la quema de combustibles fósiles, alineando el desarrollo tecnológico con la protección de la biodiversidad insular.
El estudio se enmarca en los objetivos energéticos planteados por el Plan de Transición Energética de Canarias (PTCAN 2030), las Estrategias de Energía Sostenible en las Islas Canarias y la propuesta específica de Gorona del Viento. El PTCAN 2030, en su Alternativa 2 (considerada la más realista), establece un objetivo de Fracción Renovable del 78,19% para El Hierro, con una planificación que incluye 7 MW de electrolizadores y 6 MW de fotovoltaica onshore. La Estrategia de Energía Sostenible para El Hierro enfatiza la expansión de la fotovoltaica (11 MW de autoconsumo), el almacenamiento con baterías (14 MW / 187,3 MWh) y el hidrógeno verde (4 MW de electrolizador y 6 MW de pila de combustible).
No obstante, el análisis comparativo y crítico de estos planes reveló importantes incoherencias y una falta de alineación lógica en las metas. Se observó una falta de coherencia excepto en los datos de hidrógeno entre el PTCAN-2030 y las Estrategias (la potencia de electrolizadores y la producción anual). De diferente manera, las potencias propuestas para la energía fotovoltaica y eólica variaban significativamente entre planes, sembrando dudas sobre la precisión de la planificación general. Adicionalmente, se destacó la falta de realismo en la propuesta de energía eólica offshore y, críticamente, la información disponible no especificaba con precisión los parámetros económicos clave como el CAPEX. Esta falta de solidez metodológica justificó la necesidad de realizar simulaciones detalladas con el software HOMER Pro para determinar el escenario más realista y viable. (Gráfica 3).
Gráfica 3.
El rigor del estudio se fundamenta en el tratamiento de una vasta cantidad de información. Para la simulación, ha sido necesario procesar más de 52.560 registros horarios de variables clave como la curva de demanda, el almacenamiento hidroeléctrico, el recurso eólico y la radiación solar. Partiendo de datos brutos de Red Eléctrica (REE) con una resolución temporal de cinco minutos, se procesaron mas de 525.600 valores iniciales para obtener los 43.800 valores horarios finales requeridos por el software de simulación.
Para el tratamiento de estos datos, se ha utilizado el entorno de desarrollo VS Code y se han empleado 14 scripts programados en Python. Por ejemplo, para obtener la curva de demanda horaria para el año 2023, se ha empleado cuatro programas de Python. Estos scripts realizaron tareas cruciales como la transformación de la potencia instantánea de 5 minutos a un valor horario, la conversión de megavatios (MW) a kilovatios (kW), y la gestión de múltiples tramos sin datos mediante un proceso de promediado para garantizar la fiabilidad de la serie temporal. El resultado de este proceso ha sido la obtención de la Curva de Demanda Cubierta por Diferentes Fuentes de Generación REE 2023.
En cuanto al perfil de consumo, la desagregación de la demanda por municipios y sectores, basada en datos del ISTAC, es crucial para dimensionar adecuadamente la capacidad. La distribución del consumo energético de El Hierro en 2023 revela que el sector de servicios es el principal consumidor, representando un 54% del total (25.911,98 MWh). El sector residencial sigue con un 44% (20.834,37 MWh), mientras que la industria contribuye de manera muy minoritaria, con solo un 2% (923,46 MWh). El consumo final de energía de la isla ascendió a un total de 47.669,81 MWh. (Gráfica 4).
Gráfica 4.
La selección del software de simulación, HOMER Pro, fue crítica, elegido por su capacidad de simulación horaria detallada, optimización automática multi-escenario y su amplia biblioteca de componentes, incluyendo hidrógeno. El primer paso metodológico fue establecer y validar el escenario base, modelando el comportamiento energético de la isla durante 2023 con la infraestructura existente. El hidro-bombeo de Gorona del Viento fue modelado de forma simplificada como si fuera una batería, donde se definen su capacidad, potencia de carga y descarga.
La validación de la simulación de HOMER Pro se ha realizado contrastando sus resultados con los datos reales de Red Eléctrica de España (REE). Se observó una notable similitud en el comportamiento general de la generación diésel, eólica y de turbinación a lo largo del año. Por ejemplo, en la generación diésel, la Diferencia Promedio entre REE y HOMER se situó en +602,614 kW, pero el Error Estándar de 6,907 kW se mantuvo bajo, asegurando que el modelo es estadísticamente robusto y proporciona una representación válida de la operación real del sistema.
Los resultados del escenario base establecieron la fracción renovable real de la isla en 43,6% para 2023. El análisis de la cobertura de demanda según generación 2023 para este escenario ilustró el dominio de la energía eólica como fuente principal, pero evidenció la alta dependencia del diésel (representado por múltiples tonos de colores cálidos y oscuros) que actúa como pilar de firmeza y estabilidad. A pesar de la fidelidad del modelo, HOMER Pro emitió una advertencia crítica indicando que la alta penetración renovable podría causar problemas de estabilidad y sugiriendo la adición de almacenamiento de respuesta rápida (baterías), reforzando la necesidad de soluciones avanzadas. (Gráfica 5).
Gráfica 5.
Tras validar el escenario base, se ha adoptado a la metodología de permitir a HOMER Pro explorar automáticamente cientos de combinaciones de componentes, optimizando los costes para alcanzar fracciones renovables elevadas. Se introdujeron nuevos recursos renovables y sistemas de almacenamiento. Se seleccionó la energía solar fotovoltaica flotante, instalada con una inclinación de 0 grados para aprovechar la refrigeración del agua del océano y minimizar el impacto visual/terrestre y el hidrógeno verde como vector energético de almacenamiento a largo plazo. El estudio demuestra que se debe descartar la energía undimotriz, ya que las simulaciones preliminares indican que el recurso hidro-cinético no es significativo en la zona de estudio, arrojando un factor de capacidad extremadamente bajo del 0,66% y un Costo Nivelado de Energía de 10,5 €/kWh, haciendo que esta tecnología no sea viable.
El camino hacia la descarbonización permitió explorar dos escenarios avanzados: 91,4% FR y 97,3% FR. El escenario del 97,3% de fracción renovable es el límite técnico. Para lograr este alto porcentaje, se requiere duplicar la capacidad de almacenamiento de hidrógeno a 200.000 kg (equivalente a 6,66 GWh) y duplicar la potencia del electrolizador (a 12 MW). Este esfuerzo técnico ofrece una autonomía de 48 días por hidrógeno y redujo las emisiones de CO2 a solo 1.124.023 kg/año. Sin embargo, el análisis económico revela que la inversión inicial se dispara a 127 M€, elevando el costo nivelado de la energía (LCE) a 0,3747 €/kWh y resultando en un valor presente neto de 0 M€. Esto demuestra que, aunque técnicamente posible, este nivel extremo de penetración compromete la rentabilidad financiera del proyecto, operando justo en el punto de equilibrio.
La solución propuesta y seleccionada es el Escenario del 91,4% de Fracción Renovable. Esta configuración optimizada proporciona el mejor equilibrio entre descarbonización y viabilidad económica. Esta solución requiere añadir:
- Energía eólica: 2 nuevos aerogeneradores Enercon E70, sumando 4,6 MW.
- Fotovoltaica flotante: 10,8 MW instalados en la zona marina ZAP-CAN-13.24, utilizando la configuración de plataforma flotante horizontal tipo Ocean Sun.
- Infraestructura de hidrógeno (en central de Llanos Blancos): 6 MW de electrolizadores alcalinos (6 unidades de 1 MW) y 6 MW de pilas de combustible PEM (10 unidades de 0,6 MW), junto con una capacidad de almacenamiento de 100.000 kg de hidrógeno en condiciones estándar. Este almacenamiento equivale a 3,33 GWh de energía, proporcionando una autonomía de 24 días. (Gráfica 6).
Gráfica 6.
Este escenario representa un éxito en la transición energética:
- Viabilidad económica: Mantiene un valor presente neto positivo de 5,24 M€ y un retorno de la inversión del 6%, con un periodo de recuperación descontado de 16 años.
- Costo nivelado de la energía: Se sitúa en 0,260 €/kWh, siendo significativamente inferior al LCE del escenario solo diésel (0,3766 €/kWh).
- Impacto ambiental: Las emisiones de se reducen drásticamente de los 20.177.385 kg del escenario base a solo 3.219.059. Esta reducción del 84,1% respecto al escenario base confirma el cumplimiento de los objetivos de mitigación climática.
La solución del 91,4% de fracción renovable se erige como la opción más prudente y factible a corto plazo, demostrando que es posible armonizar el progreso energético con la conservación ambiental. El Hierro, con este modelo, evoluciona de un sistema con respaldo de combustible fósil a un sistema donde el hidrógeno es el núcleo inteligente del almacenamiento, transformando la inconstancia renovable en resiliencia. El estudio aspira a que este modelo, rigurosamente modelado y económicamente viable, demuestre al mundo que la transición no es un ideal abstracto, sino un camino concreto y ejecutable. Porque si una isla puede dominar las leyes de la naturaleza y construir su propia autonomía energética limpia, entonces, cualquier lugar puede intentarlo.
