El poder del calor como energía industrial

El curso sobre energía, con el que UNED Guadalajara ha finalizado la 20ª edición de sus Cursos de Verano, ha concluido con la conferencia La industria y la energía, impartida por Mercedes Ibarra, coordinadora de este ciclo y profesora permanente laboral del Departamento de Ingeniería Energética de la ETSII de la UNED. 

Todo lo que usamos ha pasado por un proceso industrial que consume energía, que es "la capacidad que se necesita para hacer cualquier trabajo". La industria consume mucha y hay una gran necesidad, por eso, de reducir las emisiones contaminantes que llegan a la atmósfera. La descarbonización es un objetivo recurrente pero "muchas veces se nos olvida la parte térmica, que supone la mitad de los consumos energéticos", ha señalado.

La experta ha hecho un repaso de la situación energética actual en el área industrial. A nivel global, la demanda energética "supone un 32% del consumo total de energía final y el 74% es usada para procesos térmicos". La industria de alimentación y bebidas, la química y la metalurgia son las que más energía consumen. Una realidad es que "no hay tendencia de usar energías renovables en el uso industrial", ha dicho. Otra es que las temperaturas oscilan. No todas se dedican a producir a los mismos grados y con los mismos bares, pero "todas tienen calderas y distribución de vapor". Hoy por hoy, "el vapor saturado es el vehículo principal".

En España, existe un Plan (PNEC), que establece el objetivo de reducir hasta 2030 en torno al 17%  las emisiones actuales de MtCO2 en el sector industrial. 

Perfiles de demanda

Los centros de datos son una de las industrias que demandan altos consumos hídricos para refrigeración. Pero más demanda digital sin más red puede significar menos espacio para la industria, más retrasos y más desigualdad territorial. Sin embargo, se espera que esta demanda continúe: "la IA ha llegado para quedarse y va a consumir energía", ha señalado Ibarra. "Las soluciones regulatorias definirán procesos de enganche a la red eléctrica pero también, situaciones óptimas para no penalizar. En definitiva, habrá que planificar dónde se ubicarán estos centros para no saturar", ha añadido. "Los centros de datos son una oportunidad de desarrollo pero hay que hacerlo con cabeza y no a costa de otros recursos".

Las alternativas para la descarbonización en la industria son dispares. La mayor fuente térmica renovable es la biomasa. El 65% del consumo es residencial y el resto, industrial (en este ámbito, el rey es el papel). 

Del mismo modo, las tecnologías son variadas: desde captadores planos a cilindro-parabólicos. Basta con saber que "en los sistemas solares térmicos hay un subcircuito, un punto de integración y un proceso industrial, para lo que necesitaremos un control y un mantenimiento, requisitos que complican mucho elegir este sistema energético en el ámbito industrial".

La geotermia se posiciona como otra de las alternativas, aunque la experta ha sido realista: "el potencial geotérmico en España es muy limitado y a nivel industrial no tiene sentido planteárselo; sí, quizás, para la climatización". 

El calor eléctrico -calentamiento directo como inducción o radiación, e indirecto como bombas de calor, resistencias o calderas- se antoja como solución alternativa. Las bombas de calor, concretamente," elevan la temperatura del calor residual para aprovecharla", lo que la convierten en una solución importante. Sin embargo, "no hay muchas en España", ha admitido Ibarra.

El hidrógeno renovable, pese a sus altos y variables costes de producción -es más barato hacerlo en China, por ejemplo-, puede ser una "solución viable" para ciertas industrias.

Dónde guardar el calor

El almacenamiento térmico es un elemento clave a tener en cuenta. En este sentido, los estudios han revelado que existe "un vacío" que lleva a preguntarse a la industria qué usa para almacenar el calor. "No hay una respuesta clara, por lo que la industria se decanta antes por un sistema eléctrico con baterías". Como ejemplo de almacenamiento 'híbrido', la experta ha citado el proyecto Susheat, una iniciativa financiada por la UE que persigue eliminar los combustibles fósiles del calor industrial y sustituirlos por electricidad renovable y la reutilización del calor residual. 

El autoconsumo va tomando fuerza también dentro de la industria y, a juicio de Ibarra, es una solución que "conlleva ventajas en el ahorro del coste de la energía, ayuda a no depender de la volatilidad del precio del mercado eléctrico y es rentable". El único reto es "el espacio" porque "muchas empresas no lo tienen para instalar un campo solar".    

Para conseguir romper ciertas dificultades en aras de lograr la descarbonización en la industria hacen falta algunas medidas: inversiones, aumentar el coste de los combustibles fósiles, una mayor confianza ante la integración de nuevas tecnologías (especialmente a nivel de procesos); modelos novedosos de financiación y ayudas y una simplificación tecnológica, ya que existe "un gran número de aplicaciones y eso dificulta el desarrollo del mercado y la transferencia de know-how de las soluciones identificadas", ha afirmado.

En la recta final, Ibarra ha repasado alguna de las políticas públicas que hay en este ámbito, como el Pacto Verde Europeo o la IF25 Heat Auction, la Subasta de Calor del Fondo de Innovación 2025, un mecanismo de financiación masiva de la Comisión Europea diseñado para eliminar el uso de los combustibles fósiles en el calor de los procesos industriales; también, algunos proyectos de electrificación y los Sistemas de Certificado de Ahorro Energético (CAEs), "relativamente nuevos en España, que permiten que una industria que ahorre CO2 lo pueda demostrar y vender ese excedente a las comercializadoras de CO2, lo que supone dinero encima de la mesa" y recuperar parte de la inversión realizada.

Almacenar la energía, el eslabón invisible

La última jornada del curso sobre energía ha contado con el ingeniero industrial Santiago Calvo Vegara, Director de energía en ESG & HR Strategy, experto en comunidades de uso compartido y energías renovables, que ha impartido la conferencia titulada Almacenamiento energético. Su intervención ha permitido entender la importancia del almacenamiento, conocer las tecnologías que se están utilizando para ello y reflexionar sobre los retos que presenta este "eslabón invisible que decide si las renovables funcionan".

El almacenamiento energético tiene una definición simple pero un desafío enorme. Supone guardar energía cuando sobra y liberarla cuando hace falta. Se necesita, sin embargo, "hacerlo a gran escala, con eficiencia, y sobre todo, a buen precio", ha señalado Calvo Vegara. "Y eso es lo complicado". 

El desajuste que existe a la hora de producir energía es lo que convierte al almacenamiento "en el cuello de botella de la transición energética". Porque la energía solar produce mucho a mediodía, cuando la demanda no es máxima; la eólica puede producir mucho de noche, cuando la demanda es baja; y la demanda real tiene picos por la mañana y por la tarde.

Por todo ello, es necesario hacer una reflexión sobre este importante eslabón en este viaje de la transición energética, que empezó siendo un tema académico hace 20 años y "hoy es ya un pilar estratégico", que se ve afectado de manera directa por el mercado de la oferta y la demanda.

El experto ha iniciado su intervención explicando la variabilidad de los renovables, un concepto clave para entender el funcionamiento de la producción y, por extensión, del almacenamiento. "Las renovables no producen energía cuando queremos sino cuando pueden", así que "lo que falta no es energía renovable sino sincronizarla con el consumo". Ese desajuste, que se conoce como "la curva del pato", puede desembocar en la pérdida de la energía porque no puede absorberse en el momento en el que se produce pero también puede almacenarse y luego, venderse -la energía es barata cuando no la necesitas y cara, cuando sí-. En cualquier caso, "la red necesita equilibrio constante entre generación y consumo en todo momento", ha asegurado. Si no, ocurren cosas como el gran apagón que sufrió España el 28 de abril de 2025. 

El almacenamiento no sólo supone guardar energía sino también "prestar servicios críticos que convierten renovables intermitentes en energía gestionable", ha explicado Calvo Vegara, como estabilizar la red en milisegundos y además, permitir comprar barato y vender caro. "Sin almacenamiento, el sistema paga dos veces", ha dicho. "Por producir energía renovable que a veces se tira y por activar centrales caras cuando la demanda sube".

El almacenamiento aporta, además, soluciones: "reduce los vertidos de energía, los precios punta del mercado y su volatilidad general y la dependencia del gas natural". Y es "la pieza que permite que todo lo demás funcione". Sin él, el sistema del futuro no puede coordinarse. Un modelo de futuro que dibuja una "transición de un modelo centralizado a uno distribuido", que fomente más el autoconsumo residencial e industrial, que consiga que haya más vehículos eléctricos conectados a la red, más generación distribuida en el territorio y más flexibilidad para coordinarlo todo.

Un panorama general tecnológico

No existe "la" tecnología de almacenamiento sino diversas familias: electroquímicas (baterías de litio, sodio y flujo), mecánicas (bombeo hidroeléctrico, aire comprimido y volantes de inercia), térmicas (sales fundidas, calor sensible y latente) y químicas (hidrógeno verde y combustibles sintéticos).

¿Cuánta energía pueden entregar de golpe?¿cuántas horas pueden sostener esa entrega? y ¿cuál es el tiempo de respuesta: milisegundos, segundos, minutos u horas? Pues depende. Según ha explicado Calvo Vegara, las electroquímicas tienen una flexibilidad rápida y son buenas para el autoconsumo mientras que las químicas son mejores para el almacenamiento estacional y la industria pesada; las mecánicas, para garantizar una estabilidad masiva y las térmicas resuelven mejor el calor industrial. 

• Tecnologías electroquímicas 

Las tecnologías electroquímicas "son la columna vertebral del almacenamiento y las baterías ion de litio, la tecnología dominante", ha señalado este experto. Estas baterías encajan mejor en el autoconsumo residencial y el vehículo eléctrico, servicios de red de corta duración y la hibridación solar + batería. Tienen ventajas, como sus costes, que han bajado un 85%, o su eficiencia, cercana al 90-95%, pero también, desventajas, por su dependencia de litio, níquel y cobalto, su riesgo de fuga térmica o su degradación con ciclos y temperatura.

Las baterías de sodio-ion son "la alternativa barata". Encajan mejor en el almacenamiento estacionario de 2 a 6 horas y sustituyen al litio donde el peso no importa. Su coste es muy bajo, son más seguras que las de litio y buen rendimiento a bajas temperaturas pero tienen menor densidad energética y aún son baterías inmaduras desde el punto de vista comercial.

El bombeo hidroeléctrico encaja mejor en el almacenamiento masivo y países con orografía favorable, incluida España. Tiene enormes capacidades, una vida útil de hasta 50 años, eficiencia de hasta 85% y una fiabilidad extrema pero, por contra, requiere una geografía adecuada, tiene un alto impacto ambiental, los permisos son complejos y sus costes iniciales son muy altos, debido a la construcción de la infraestructura, a los que además, deben sumarse los costes del mantenimiento, algo que "debe mejorar, por cierto", a juicio del experto. La mayor central de bombeo de Europa es la central de Cortes-La Muela, gestionada por Iberdrola, y la primera central hidroeléctrica de España fue la de Bolarque, en Guadalajara.

El aire comprimido o CAES funciona muy bien en el almacenamiento de larga duración y en sistemas eléctricos con mucha eólica. Entre sus ventajas, destaca su larga vida útil y su reducido coste pero tiene una eficiencia energética limitada y depende de la geología subterránea.

Los volantes de inercia o flywheels son utilizados con buenos resultados en servicios de red y aplicaciones industriales de potencia instantánea. Su respuesta ultrarrápida, sus ciclos prácticamente infinitos y su degradación química inexistente son sus puntos fuertes. Por contra, dura poco, tiene baja densidad energética y un coste elevado por kWh.

• Tecnologías térmicas

Entre las tecnologías térmicas, el experto ha citado las sales fundidas, el "estándar de la termosolar", las ha calificado, pero también el calor sensible y el calor latente.

El almacenamiento térmico "es clave porque no compite con las baterías, es más barato que almacenar electricidad y reconvertirla y, además, aprovecha excedentes renovables para generar calor barato", ha explicado. Además, reduce el consumo del gas natural y permite electrificar procesos industriales. "Hay que tener en cuenta que más de 50% de la energía final que consume la industria es calor, no electricidad", ha precisado.

• Tecnologías químicas e hidrógenas 

El hidrógeno verde, como se vio en otro momento del curso, es el pilar del almacenamiento estacional. Encaja muy bien en la industria pesada y el transporte marítimo y la aviación o la hibridación con eólica marina. Pese a tener una eficiencia global baja y tenerse que procesar con un electrolizador muy caro, además de no estar exento de riesgos de fugas y pureza, el hidrógeno verde permite un almacenamiento masivo y estacional, facilidad de transporte y comercialización y es útil en sectores que, a priori, son difíciles de electrificar.

El power to X es electricidad convertida en combustible. Se usa en aviación (e-keroseno), en transporte marítimo (amoníaco) y en exportación de energía renovable. Tiene aún una eficiencia baja respecto al hidrógeno, unos elevados costes y necesita CO2 capturado para combustibles sintéticos pero permite aprovechar las infraestructuras existentes, descarbonizar sectores imposibles de electrificar y su almacenamiento es de larga duración.

Retos y soluciones

Las dificultades actuales que presenta el almacenamiento son la volatilidad de precios y la concentración geográfica así como el coste de las inversiones en proyectos de almacenamiento en red. "El almacenamiento es rentable en algunos mercados pero ruinoso en otros", ha resumido.

El impacto medioambiental o el reciclaje insuficiente actual son otros retos que han de superarse. Se suman a riesgos reales como las fugas u otros obstáculos como los diseños de infraestructuras que dependen demasiado de la orografía. 

El futuro puede pasar por muchas soluciones: por las baterías de estado sólido, que será el "almacenamiento de fondo" del sistema eléctrico, por la hibridación y las redes inteligentes, las microrredes autosuficientes (islas, comunidades rurales, centros de datos, etc...) y los agregadores, que son tendencia en almacenamiento. "Todos los nuevos parques eólicos o solares incluirán baterías porque reducen los vertidos, estabilizan la producción y mejoran la integración en red", ha explicado el ponente. En el caso de los agregadores, gestionan miles de baterías como una sola. Fundamental será también "la inteligencia artificial y el Internet de las cosas", ha concluido Calvo Vegara, "gemelos digitales" que optimizarán la carga y descarga.

El almacenamiento es "imprescindible porque sin él hay vertidos y precios volátiles", como lo es "usar la tecnología que se necesita en cada momento". Es verdad que "falta regulación" y que "lo que falla es el mercado, que no el sistema", pero "si entendemos el almacenamiento, entendemos el futuro del sistema energético y esto no es una entelequia, está ocurriendo".

El coche eléctrico, ¿un futuro real?

La segunda jornada ha finalizado con una mesa redonda titulada El coche eléctrico. Baterías y cargadores, moderada por Mercedes Ibarra, profesora permanente laboral del Departamento de Ingeniería Energética de la ETSII UNED, coordinadora del curso, y que ha contado con Javier del Amo, CEO de ECS Energy; Enrique Sánchez Cuéllar, ingeniero industrial, especialista en cargadores e infraestructuras para vehículo eléctrico y colegiado del COIIM y Luis Santiago Verda Henche, profesor tutor y CEO de Biohtm.

El vehículo eléctrico tiene que ayudar a descarbonizar el sector, pero ¿qué barreras existen para que esto se produzca?¿debe cambiar algo? Javier del Amo ha explicado que iniciativas como el carril VAO para coches eléctricos y la carga en los garajes de la comunidad han ayudado, pero todavía existen dificultades en algunos aspectos, como el mantenimiento de las baterías. 

La falta de aparcamiento en Madrid es a juicio de Verda Henche uno de los desafíos delsector. Otro problema es la autonomía de las baterías que afecta de lleno a los viajes de larga distancia. Para Sánchez Cuellar, el problema es el tiempo que se tarda en cargar el coche, si necesito hacer este tipo de viajes. "Cargar combustible para 100 kilómetros se consigue en 13 segundos", ha señalado. Aún no se ha llegado a reducir la diferencia tecnológica y "esta experiencia de usuario" frena, de momento, que el coche eléctrico sea un modo universal. Es verdad que "a nivel ambiental ya se está viendo el cambio" y "el coche eléctrico va a ser la única forma de vivir en las ciudades". Es la ventaja respecto a los biocombustibles, por ejemplo.

¿No se producirá 'un cuello de botella' en las comunidades de vecinos, en las ciudades? La infraestructura eléctrica que se necesitaría sería impresionante, ¿no?, ha preguntado uno de los asistentes al curso. "Es una pregunta muy interesante", ha dicho Verda Henche, porque si todo el mundo está cargando al mismo tiempo, podría sobrecargar la línea pero "existen sistemas de gestión dinámica de potencia que ayudan a que sea el propio sistema de cargas el que vaya repartiendo la potencia", ha puntualizado Sánchez Cuéllar, asegurando que "la transición se conseguirá cuando el parque de coches eléctricos vaya aumentando" porque "la red se irá adaptando" al mismo ritmo. 

"No podemos cerrar los ojos y pensar que los coches que se mueven con combustibles fósiles vamos a vivir eternamente", ha añadido. "Aquí deberíamos haber empezado el cambio y es posible que esa transición se vaya consumando, se produzcan desajustes y haya empresas a las que no les dé tiempo a ajustar su producción". El coche eléctrico ya no es una entelequia, todas las empresas modernas tienen ya sus modelos eléctricos.

"Creo que el usuario no confían aún en el coche eléctrico, porque es muy caro, por la autonomía y por la batería. Comprar un producto que es mucho más caro, con esa incertidumbre, no es atractivo para el ciudadano", ha reflexionado uno de los asistentes. "La gente ha empezado a comprar coches eléctricos cuando han venido coches más baratos de China", donde la competición es gigante, y "el mercado chino viene dispuesto a comerse la industria europea aunque se esté arruinando". 

Entre los asistentes, también han puesto sobre la mesa el tema del renting y la paradoja que este sistema de alquiler de coches supone respecto a la sostenibilidad y el medio ambiente, centrando el debate en el reciclaje de sus baterías. "No sólo es insostenible para la economía familiar", ha dicho una alumna. "Las baterías se pueden reciclar y se pueden recuperar sus componentes", ha explicado otro asistentes. Pero no dejan de ser uno de los temas más espinosos que frena el despegue del sector de los coches eléctricos. Según ha explicado Del Amo, la batería está compuesta por un número elevado de celdas (pilas), que actúan como un equipo y en cuanto una falla, ya la batería no funciona. "La batería es lo más caro", ha afirmado Verda Henche. Porque es ahí donde reside la tecnología.

El alto coste que supone un coche eléctrico ha sido objeto de debate durante buena parte del coloquio. No sólo las baterías sino la carga, las revisiones, etc... se ha hablado también del autoconsumo, que es lo que supone un gran ahorro en la carga porque la realizas en tu casa y el kilowatio es más barato respecto a una electrolinera; de la obsolescencia de las baterías y de nuevos modelos que ya se están presentando a nivel mundial -las empresas chinas CATL y BYD han lanzado baterías de carga ultrarrápida que logran recuperar una autonomía de 100 kilómetros en 30 segundos- pero también de los "incendios" que habitualmente acompañan a estos coches de baterías de electrolito líquido. Por eso, "las baterías de estado sólido serán un punto de inflexión importante", ha dicho Verda, "no se van a incendiar, serán más baratas y se degradarán más tarde". 

Mercedes Ibarra ha planteado el riesgo de ciberseguridad y privacidad que supone que "todo esté conectado" y ha preguntado si el transporte eléctrico será suficiente para cubrir toda la demanda que se generará. "Creo que ha venido para quedarse", ha asegurado Verda. "No sé el tiempo que tardará, de momento tiene una gran penetración en las ciudades y es cuestión de tiempo. Los biocombustibles son una transición". 

Sánchez Cuéllar admite "la competencia" pero no ha dudado: "en un alto porcentaje todo va a pasar por la electrificación de la flota". En Madrid, los autobuses urbanos son un ejemplo real. "Cargan por la noche y tienen toda la autonomía para hacer el recorrido diario", ha dicho. Ya se está probando también con camiones eléctricos. "El desarrollo se ha producido en poco tiempo y a día de hoy, la red de cargadores tiene capacidad suficiente".

En este punto, Del Amo ha puesto sobre la mesa el tema de los coches compartidos o carsharing, un modelo de negocio que apareció precisamente con la llegada del coche eléctrico. Es una especie de bookcrossing pero con coches. El usuario coge un coche en un punto concreto y lo deja aparcado en otro destino donde lo usará otra persona, igual que se hace con un libro en un banco del parque, por ejemplo. Es fácil porque el usuario solo paga por el uso, sin preocuparse de su carga.

Los coches híbridos enchufables también han sido objeto de debate. "Creo que sí es una transición pero para el mantenimiento es una estafa", ha afirmado Verda. "La desventaja es que en grandes distancias te consume más pero para ciudad es una solución razonable", ha dicho Del Amo. "Se debería revisar la etiqueta medioambiental también", ha apuntado Sánchez Cuéllar, porque en el caso de los microhíbridos, tienen unas emisiones reales casi idénticas a las de gasolina.

Los biocombustibles de 2ª generación, los más listos de la clase

El profesor tutor de la UNED e ingeniero industrial Luis Santiago Verda Henche, CEO de Biohtm, ha impartido la ponencia Biocombustibles avanzados. Verda, que también es el coordinador de este curso de verano, ha iniciado su intervención aclarando qué es un combustible, "una sustancia", ha dicho, "capaz de liberar energía química en forma de calor al reaccionar con un oxidante, generalmente el oxígeno". Las formas pueden ser líquidas (gasolina, queroseno, diésel), gaseosas (metano, etano, propano, butano), sólidas y existen otras, fuera de esta distinción, donde entrarían el uranio enriquecido o el hidrógeno. 

El ponente se ha centrado en los biocombustibles para el transporte, como la gasolina y el etanol, el diésel y el biodiésel y finalmente, el efuel o las nuevas mezclas de biocombustibles avanzados que permiten alimentar vehículos convencionales con una baja huella de carbono.

Para el transporte de barcos, por ejemplo, se usan biocombustibles "bastante malos", ha admitido, como el diésel marino y el fueóleo pesado. Su calidad es "muy justa" y generan altas emisiones. Por todo ello, éste es un tema que, a juicio de Verda, se debería abordar. 

En el transporte aéreo se usa el queroseno. A diferencia del transporte terrestre, la aviación no puede electrificarse fácilmente por la alta densidad energética que exige el vuelo de larga distancia. Por ello, el foco se centra en biocombustibles certificados.

Pero, volvamos al origen: ¿a qué se denominan biocombustibles? Los biocombustibles son "combustibles de origen biológico obtenidos mediante procesos físicos, químicos o biológicos obtenidos a partir de biomasa o residuos orgánicos", ha señalado Verda. 

Su producción está regulada desde 2001 en Europa y existe un marco normativo de Directivas y Reglamentos de la UE y de Reales Decretos nacionales. "La UE empezó a legislar cuando vio que estábamos empezando a contaminar bastante", ha señalado Verda Henche, que ha realizado a continuación un repaso de toda la legislación que existe en torno a los biocombustibles y su trasposición actual. Su aplicación real, según el experto, difiere en las cifras de objetivos, previsiones y temporalidad respecto a la norma original. "Siempre se traspone tarde porque no hay sanciones, aunque debería haberlas".

La Directiva Red III, por ejemplo, sugiere una vida útil para los plásticos, incluyendo el reciclaje químico como ruta válida y prevé aprovechar los residuos plásticos no reciclables mecánicamente para descarbonización. Además, establece un objetivo de 3,5% de biocombustibles avanzados para 2030.

El ponente ha distinguido entre biocombustibles de primera, segunda y tercera generación:

Biocombustibles de primera generación: son los que se producen a partir de cultivos alimentarios con alto contenido en azúcares, como las materias primas azucaradas, cereales ricos en almidón y aceites vegetales.

Por ejemplo, el etanol como biocombustible nace de la caña de azúcar y el maíz. Mezclado con gasolina tiene ventajas e inconvenientes. Por ejemplo, tiene bajas emisiones contaminantes, es una fuente de energía renovable y estimula la economía rural. 

Por contra, tiene menor eficiencia energética, es higroscópico (absorbe agua fácilmente), por lo que también causa corrosión; además, tiene un impacto alimentario y ambiental indirecto (uso extensivo de tierras agrícolas dedicadas a cultivar materias primas en lugar de la producción de alimentos) y tiene limitaciones de compatibilidad, porque aunque la mayoría de los coches modernos aceptan mezclas bajas como E10 con un 10% de etanol, las mezclas altas como E85 requieren motores de combustible flexible y no pueden usarse en coches antiguos.

En el caso del biodiesel (FAME) nace del aceite de palma y del aceite de colza. En el análisis del biodiésel (biocombustible mezclado con diésel) destacan ventajas como la reducción de emisiones contaminantes, sus buenas características lubricantes, su origen renovable y su compatibilidad con estructuras existentes. Por contra, tiene menor densidad energética.

En este punto, el ponente ha hablado del precio de la gasolina. En la factura, se incluye el impuesto de hidrocarburos pero también, el coste de los beneficios de la petrolera (5%) y lo que desconocemos es que "pagamos el IVA del combustible y también el IVA del propio impuesto". De ahí que el precio del combustible varíe de un país a otro.

Biocombustibles de segunda generación: también llamados avanzados, son combustibles obtenidos principalmente a partir de biomasa no destinada a alimentación humana o animal, especialmente, residuos agrícolas o forestales. La normativa europea desea que se consuman más los biocombustibles de segunda generación y lo está intentando, 'premiando' de alguna manera su uso.

Dentro del mapa de las materias primas de este tipo de biocombustibles de segunda generación figuran las fuentes de biomasa no convencional, conformadas por residuos agrícolas, la biomasa forestal, los aceites usados, los cultivos energéticos y los residuos sólidos urbanos

¿Y qué hacer con los plásticos?

La normativa permite que, si no se llega a la cuota mínima, se puedan aceptar los plásticos y darle una segunda vida a este material que en España es abundante. La agricultura y la ganadería, el equipamiento eléctrico y la automoción, el hogar, ocio y deporte y la edificación y construcción son algunos de los sectores que generan más plásticos, según datos de la empresa europea Plastic Energy (2024).

Entre el material que se puede aprovechar, figuran los PET, es decir, las botellas de plástico; el papel burbuja, los paneles de aislamiento y el poliestireno de alta y baja densidad usado en botellas de leche. "Existe también el PVC como plástico, pero no es aprovechable por el cloro", ha precisado. "En España, se pueden aprovechar hasta el 60% de los plásticos", ha añadido. Y existen rutas termoquímicas y biológicas para ello. Una de esas rutas es la pirólisis (térmica). En la primera etapa, se prepara y tritura la materia prima; en la segunda, se produce la pirólisis y se procede a la separación de productos.

En este punto, el ponente ha querido hacer una distinción entre pirólisis y la incineración, que lleva a muchas confusiones. "La pirólisis no es quemar, es descomponer en ausencia de oxígeno", ha aclarado. La incineración supone la "combustión completa de la materia".

Siguiendo con los biocombustibles avanzados, el ponente ha citado el aceite vegetal hidrotratado, que no es sino el aceite de cocina usado que se utiliza para hacer el combustible de aviación (SAF). De proceso "muy sencillo" y calidad "muy buena", es un combustible con unas buenas previsiones de uso en el futuro. Su producción empezó en 2020 y para 2025-2030 está previsto un megaproyecto industrial.

Biocombustibles de tercera generación: son combustibles renovables obtenidos a partir de microalgas y cianobacterias. No compiten con los cultivos alimentarios ni con el uso agrícola. Es un tipo de biocombustible cuyo horizonte de futuro aún no está definido y actualmente, ni siquiera existen experiencias que estén funcionando, aunque sí plantas piloto. 

La certificación, imprescindible

Una vez producido el biocombustible es obligatoria la certificación. Es el pasaporte para el mercado europeo. Reciben los nombres de ISCC EU e ISCC Plus. Para conseguirlos, se supera una auditoría donde se analiza la trazabilidad, el balance de masas, se verifican las emisiones de gases de efecto invernadero, se realizan entrevistas... un proceso que dura entre 3 y 6 meses, dependiendo de su dificultad y que debe renovarse cada año.

El objetivo de la apuesta por los biocombustibles avanzados pasa "por una movilidad descarbonizada", ha concluido.

Hidrógeno verde: ni milagro ni utopía

El ingeniero industrial Raúl Pastor García, director de proyectos PolySol Gestión, vocal de la Comisión de Energía del Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Madrid y Director de la Asociación H2Nostrum, ha sido el encargado de continuar con el ciclo sobre energía con la ponencia Hidrógeno verde. Luces y sombras.

El hidrógeno no tiene color pero tiene una interesante paleta de colores en función de su origen. Se habla, por tanto, del "arcoiris" de un combustible limpio, usado mayormente en transporte, una pequeñísima molécula (dos atómos) presente en la naturaleza de forma abundante. Es muy difícil de manejar pero está presente en todo compuesto orgánico porque da la vida. Por ejemplo, en los hidrocarburos, tan usados en la sociedad, base del desarrollo industrial y parte del futuro. 

Es importante precisar que el hidrógeno "no es una fuente de energía, salvo si hace fusión, sino un vector energético y apunta mucho a la posibilidad de acumular energía y distribuirla de forma económicamente aceptable", ha explicado Pastor García. Se habla del hidrógeno gris (proveniente de combustibles fósiles, como el gas natural, mediante reformado con vapor o proceso de pirólisis), de hidrógeno azul (igual que el gris, aunque un poco más caro, ya que captura y almacena el CO2 de forma subterránea, siendo una solución de transición y una realidad dentro del mix de hidrógenos futuro), el hidrógeno verde (se obtiene mediante la electrólisis del agua usando fuentes de energía 100% renovables como la solar o la eólica, con emisiones cero), el hidrógeno rosa (de origen nuclear) y el blanco (de origen natural o geológico, pese a que estas reservas no están demasiado exploradas a nivel global).

Existen, en este arcoiris, otros hidrógenos derivados, como el hidrógeno verde-bio, reformado de biogás, rico en metano (CH4) y neutro en carbono. "Es prometedor porque parte de un residuo orgánico que reformas y me queda un hidrógeno muy barato al que dar diferentes usos", ha dicho. 

También existe el hidrógeno verde-marrón-negro, que se obtiene por procesos de gasificación y pirólisis. La gasificación consiste en calentar la biomasa sólida (astillas de madera o restos de poda, por ejemplo) a temperaturas mayores de 700 grados centígrados, con una cantidad controlada de oxígeno, generando un gas de síntesis rico en H2, que tendrá el "color" verde. 

La pirólisis, por su parte, permite calentar la biomasa o residuos orgánicos, pero sin oxígeno. El carbono, en este caso, se queda atrapado en la tierra convertido en sólido, ya sea carbón vegetal o biochar, y por otro lado, obtienes el hidrógeno gaseoso que tendrá color en función de la huella de CO2 que tengan los mismos.

El último caso que ha explicado el experto es una "tecnología que se está empezando a ver": se trata del hidrógeno de huella negativa, que no tiene color. Para obtenerlo se usa una tecnología de captura de almacenamiento de carbono en la gasificación de biomasa y se combina con la producción de H2 verde. El resultado supone restar de forma neta dióxido de carbono de la atmósfera. Esta es una de las pocas tecnologías capaces de "enfriar el planeta". 

Los desafíos del hidrógeno verde

Pero el hidrógeno verde también tiene escollos que salvar. El proceso de producción no es eficiente y  libera mucho calor residual. ¿Qué hacer con todo ese calor? "Se puede transportar a media o baja temperatura, que es más barato, convirtiéndolo en vapor y dándole uso en las casas o las industrias vecinas", ha propuesto el ponente. 

Más retos propuestos: su transporte. El hidrógeno es el átomo más pequeño del universo y se escapa fácilmente además de debilitar los metales -los corroe y los vuelve más frágiles-, así que una solución para transportar este hidrógeno es comprimirlo o licuarlo (a -253º); también, construir nuevas infraestructuras (redes).

Existe la posibilidad de inyectar el H2 junto al gas natural y el biometano en las redes de gas actuales reacondicionadas (lo que se conoce como blending o mezcla) así como absorberlo en combustibles, hasta un límite operacional o físico (un 20% de hidrógeno), respectivamente, con implicaciones sobre el poder calorífico inferior y superior que se comercializa. Se crea así un nuevo producto final homogéneo, con menos poder calorífico pero mucho más sostenible al generar menos emisiones de CO2.

Otro de los retos es el alto coste de producción pero "producir hidrógeno mediante reformado de biogás o gasificación de biomasa permite obtener precios menores, en función de los costes de acceso a la biomasa", ha explicado.

Tecnologías 

Respecto a las tecnologías utilizadas, el experto ha citado en primer lugar el alcalino, la más usada aunque no la preferente. Tienen una madurez comercial alta y una vida útil de hasta 20 años, pero una respuesta baja, ya que tarda mucho en arrancar. 

En segundo lugar, existe también la membrana de intercambio protónico (PEM). Posee una flexibilidad excelente porque responde en segundos y es ideal para acoplar directamente a parques eólicos o solares. Cummings, que actualmente ha paralizado su actividad en Guadalajara, utilizaba este PEM, por ejemplo. 

Existe un indicador que mide el coste de todo el ciclo de vida de los activos relacionados con su producción y permite comparar tecnologías. Recibe el nombre de Levelized Cost of Hydrogen o Coste Nivelado de Hidrógeno (LCOH) y refleja datos como éstos: por ejemplo, que el hidrógeno gris es el más barato (entre 1,20 y 2,50 €) aunque su precio fluctúa según el coste del gas natural y que el azul se sitúa entre 3 y 5 euros el kilo, siendo más caro por la infraestructura de captura de CO2 y almacenamiento bajo tierra. 

El hidrógeno verde en España cuesta ya entre 5,50 y 7,50 euros el kilo, entre un 200% o 300% más caro que el gris, aunque existen lugares en el mundo donde cuesta menos producirlo, sobre todo, lugares con un recurso solar y eólico excepcional y bajo coste de capital, como Oriente Medio o zonas de China, donde el coste oscila entre los 2,80 y los 4,20 euros por kilo.

Todos estos precios son sólo de producción de fábrica y se incrementarán con toda probabilidad una vez producidos, debido a su compresión o su licuado -para que pueda transportarse- . "Esto lo puede encarecer entre 1 y 2,50 euros por kilo", ha afirmado. 

Es posible igualar, e incluso mejorar este indicador, "usando biomasa". Pero ésta es un recurso codiciado y hay "una guerra por ver quién se queda con los residuos orgánicos". No sólo la quieren las refinerías, también el sector de la aviación, por ejemplo, ya que con ella puede hacer combustible sostenible.

Los usos prácticos del hidrógeno verde 

¿Dónde tiene sentido usarlo? En la industria y el transporte. Concretamente, los destinos más sostenibles son, por ejemplo, con amoníaco (para barcos, como materia prima química o fertilizante) y metanol (como combustible para barcos).  

Tiene sentido usarlo de verdad en la industria actual, como sustitución directa. De hecho, ya se consumen millones de toneladas de hidrógeno gris para hacer fertilizantes, amoníaco y en refinerías. También, en siderurgia (acero verde), donde se sustituye el carbón por hidrógeno en los altos hornos para reducir el mineral de hierro; en transporte pesado y de larga distancia, como camiones de carga pesada, trenes en líneas no electrificadas y barcos (usando derivados como el metanol verde o amoníaco). Poco probable es que se usen en coches particulares.

En la producción de hidrógeno también hay que tener en cuenta los riesgos que existen, como explosiones o fugas (H2 gas), quemaduras térmicas y sobrepresión (H2 líquido), toxicidad y corrosión (amoníaco) e inflamabilidad (llama invisible) en el caso del metanol. 

En este sentido, existen diferentes directrices para la seguridad de sistemas de H2, entre ellas, la ISO/TR 15916; la NFPA 2, estándar para almacenamiento de H2 o la directiva SEVIESO III para Europa, que aplica de forma estricta el almacenamiento de amoníaco y metanol. "Pero vienen cosas nuevas y hay que estar al día", ha advertido Pastor García.

En conclusión, "el hidrógeno verde no es una solución milagrosa para todo pero sí un recurso valioso y una tecnología que ya está evolucionando". Es verdad que sus costes logísticos no son despreciables y que la biomasa es una gran oportunidad para generar hidrógeno de baja huella de carbono, así que su futuro es prometedor. 

De qué hablamos cuando hablamos de energía renovable

La segunda jornada del curso sobre energía la ha inaugurado David D´Souza, investigador postdoctoral en el Departamento de Ingeniería Energética de la ETSII - UNED con su ponencia Energía renovables. Su primera afirmación ha sido que "la energía no sólo es electricidad". Apenas supone entre un 20-25% de la energía que consumimos. En el total, la energía renovable supone el 13,4%.

Pero este tipo de energía va escalando puestos en el consumo global, pese a tener mucho camino por recorrer aún. Desde 2015 a 2024, se ve cómo nos encaminamos hacia un mix energético con la fotovoltaica en buena posición.

¿De qué hablamos cuando hablamos de energías renovables? De la energía solar fotovoltaica, la energía eólica, la hidráulica, la energía solar de concentración, la biomasa y la geotermia. La evolución de las renovables es una curva ascendente desde 2019, donde el piloto a la cabeza es la fotovoltaica, que en un solo año puede presumir de haber triplicado sus cifras de capacidad; seguida de la eólica. ¿Por qué ha crecido tanto? "Más que nada por la reducción de sus costes en un 89%", ha explicado D´Sousa. Casi todas -la bioenergía, la eólica marina o la eólica terrestre- han reducido lo que cuestan, entre un 3% y un 71%. 

En España, los recursos solares son excepcionales. También existen recursos eólicos y el país es pionero en el despliegue de almacenamiento térmico para energía solar concentrada (CSP). De hecho, España es líder mundial en capacidad instalada durante más de una década. Sus objetivos son "ambiciosos", ya que se fija un objetivo del 81% de electricidad renovable en 2030.

El experto ha explicado que el mix eléctrico español se compone de:

• energía eólica -con 30 GW instalados, la mayor fuente renovable individual en España-.
• energía solar fotovoltaica, con 26-28 GW instalados.
• energía hidroeléctrica, con 17GW.
• energía CSP, con 2,3 GW, la mayoría construidos entre 2008 y 2013.
• energía de biomasa y otras, con cifras más discretas, pero presentes.

El reto principal es "la integración", ha dicho D´Souza. Las singularidades de este tipo de energías también suponen un desafío en sí mismo. "La producción solar y eólica es muy variable y depende de la meteorología, por ejemplo y se necesita flexibilidad de red para equilibrar oferta y demanda a medida que aumenta la penetración renovable". 

La respuesta pasa por una organización del almacenamiento, que es "el habilitador clave", ha remarcado. Existen diferentes tipos: el más comercial, actualmente, es el almacenamiento de baterías, que aporta una respuesta rápida ante una caída repentina de potencia; el pomped hydro o almacenamiento hidroeléctrico por bombeo, el aire comprimido y la emergente pumped thermal o almacenamiento de energía térmica por bombeo. 

El experto ha ido diseccionando las peculiaridades de cada energía renovable. Ha iniciado su disertación con la energía solar, donde existen variantes tecnológicas. Las placas solares pueden estar compuestas, entre otros materiales, por silicio monocristalino, de mayor eficiencia, o policristalino. 

Entre sus características, ha destacado los precios de módulos, que se han reducido en un 99,7%. Es, hoy por hoy, "la fuente eléctrica más barata disponible", ha señalado. Existen módulos bifaciales -absorben luz por las dos caras-, que se están posicionando en los últimos años como la tecnología más moderna y más vanguardista. 

El "gran reto es la intermitencia", ya que existe explotación durante la franja del mediodía pero cero generación por la noche. También tiene algunos otros obstáculos, como el uso del suelo, ya que "a gran escala requiere muchas hectáreas y compite con otros usos, como la agricultura".

En la energía eólica, por su parte, distinguimos entre eólica marina y eólica terrestre, mucho más madura y más barata pero limitada por el suelo y con dos 'peros' importantes que pueden resumir las preocupaciones que existen en torno a ella: el ruido y el impacto visual. La eólica marina, menos desarrollada, ha reducido su coste a un 60% desde 2015. 

En ambas existen avances tecnológicos como generadores de imanes permanentes de accionamiento directo o materiales avanzados para palas (fibra de carbono). Su futuro pasa por turbinas mayores de más de 20 MW, palas reciclables o energía eólica aérea, a través de cometas o drones, aún por experimentar. 

La eólica supone el 25% de la energía española, fundamentalmente terrestre, ya que la marina aún no ha generado energía. Sus retos son, entre otros, la variabilidad ya que "el viento es menos predecible que el sol" y la aceptación social, ya que hay mayor impacto visual, ruido y la mortalidad de aves es alta.

Por su parte, la energía hidroeléctrica se compone de variantes tecnológicas como el embalse de acumulación (almacena agua en un embalse detrás de una presa y la libera cuando se necesita la electricidad), una central de derivación (genera electricidad utilizando el caudal natural de un río en tiempo real) y una central fluyente (similar al anterior pero en este caso, el agua nunca se detiene ni se almacena, sólo fluye). Es un tipo de fuente con alto coste inicial pero un coste operativo bajo y una vida útil larga. 

Los costes varían mucho según el terreno, la disponibilidad de agua y los requisitos ambientales. Es la fuente renovable "más antigua y consolidada en el mundo", ha señalado, con una capacidad global de 1.400 GW. Actualmente, su crecimiento es lento en países desarrollados y la nueva capacidad se concentra en China, el sudeste asiático, Brasil y África. Las tendencias modernas pasan por "la rehabilitación y la digitalización de las plantas antiguas". 

En España, existen 17 GW instalados de este tipo de energía, que se suman a 3,3GW de bombeo hidroeléctrico. Es "históricamente, la columna vertebral de la electricidad renovable en España", ha señalado. Su potencia de crecimiento es limitada porque la mayoría de los emplazamientos viables ya están desarrollados. Aún así, hay proyectos en curso, como en Gran Canaria.

El cambio climático, el impacto ambiental y social así como la vulnerabilidad a la sequía son los principales retos a los que se enfrenta este tipo de energía.

La energía termosolar o solar concentrada se basa en espejos que se giran según se mueve el sol y funcionan con receptores con fluidos fríos que se calientan a través de la luz solar, saliendo calientes. Estos fluidos pasan a un intercambiador de calor y tras un ciclo de potencia, pasan a la turbina, generando electricidad. Los que no pasan por todo este proceso son almacenados.

Sus variantes tecnológicas son diversas también: desde colectores cilindro-parabólicos (tecnología de foco lineal, que es la más desplegada) a discos parabólicos (focos puntuales) o reflectores lineales Fresnel (foco lineal y óptica más simple, menor coste y eficiencia).

Como ha ocurrido en el resto de energías renovables citadas, también ha reducido sus costes (cerca de dos tercios), pese a ser más cara que la solar y la eólica. Son plantas más grandes y eficientes. 

Las primeras de carácter comercial, en California, "demostraron el concepto pero sin almacenamiento", ha señalado el investigador. Actualmente, existen "plantas de torre con sales fundidas que permiten entre 10 y 17 horas de almacenamiento" (Marruecos, Chile, Dubái). En la era moderna, el almacenamiento de sales fundidas se volvió estándar (la primera planta en España con este tipo de almacenamiento se construyó en 2008 y aseguraba 7,5 horas de almacenamiento). 

Los retos de este tipo de energía se resumen en la "competitividad de costes frente a la fotovoltaica con batería para energía solar gestionable", donde "la CSP puede ser competitiva para almacenamiento de larga duración, de más de 6 horas". También, el elevado consumo de agua. "La refrigeración seca existe, pero reduce la eficiencia", ha dicho. Los "requisitos de emplazamiento" son otro desafío, ya que la energía CSP requiere regiones con un alto DNI, es decir, con alta radiación solar. 

El futuro pasa por "mejorar el medio de transferencia y el almacenamiento térmico de nueva generación, orientados a mayor temperatura y menores costes", ha explicado el experto, que ha cifrado el crecimiento de este tipo de renovable a nivel global en 7,2 GW.

D´Souza ha querido explicar también, aunque más brevemente, las características de la energía de biomasa, cuyos costes totales instalados "han fluctuado considerablemente desde 2010, reflejando diferencias de madurez tecnológica". Globalmente, "aún se genera poco, unos 150 GW", ha afirmado. En España, esta cifra es de un 1 GW, lo que le confiere un "papel modesto en el mix energético". No obstante, "tiene muchos residuos forestales y eso supone un potencial significativo", ha añadido. Algunos usos de este tipo de energía son la industria (2,8%) -el mayor- y la agricultura -apenas un 0,1%-. 

Pero ¿y más allá de la electricidad? La energía marca también el futuro en el transporte o en la industria. Por ejemplo, "los vehículos eléctricos de batería son la solución principal para turismos y vehículos ligeros", ha afirmado. España prevé 5 millones de este tipo de vehículos en 2030. 

También, se prevé "el uso de baterías eléctricas para distancias cortas en transporte pesado por carretera, así como el bioetanol y el biodiésel". Para disminuir la carbonización en la industria se proponen medidas "como el uso de la energía de la CSP para generar calor industrial". 

"Ninguna energía renovable es una solución única", ha dicho a modo de conclusión. "Lo que es más económico ahora es la energía fotovoltaica y eólica pero necesita almacenamiento y flexibilidad y la CSP y la biomasa proporcionan electricidad renovable gestionable y calor directo". A su juicio, "el mayor reto sigue siendo descarbonizar el calor y el transporte", ha concluido.

De Tales de Mileto a las microrredes

La segunda ponencia del ciclo, de la mano de Javier Pérez Pastor, Doctor en Ingeniería Industrial y Vicepresidente de la Comisión de Energía de COIIM/AIIM, ha versado sobre la Red de distribución de la energía eléctrica.

El tema de la distribución de la energía eléctrica es un tema sometido a regulaciones, definido por las políticas energéticas, una materia, en definitiva, muy técnica que se convierte en todo un reto para explicar a aquellas personas no conocedoras o con pocos conocimientos en el tema. Pérez Pastor, investigador en microrredes, ha iniciado su intervención con una introducción a los sistemas eléctricos para después proseguir ahondando en las características técnicas de los sistemas de distribución y finalizar con las redes de distribución activas.

¿Cómo hemos llegado hasta aquí? Pues todo empezó con Tales de Mileto y su experimento con la electricidad estática en el año 600 a. C., continuó con James Clerk Maxwell -que formuló en 20 leyes el comportamiento del campo electromagnético-, Oliver Heaviside, quien las reformuló tiempo después y Gramme, que en 1871 construye las primeras dinamos. Después llegaría Edison, quien en 1882 mostró su máquina de vapor a carbón y finalmente, Zipernowsky, Déry y Bláthy, el trío de investigadores húngaros que dieron el 'bombazo' al patentar el primer Transformador de Potencia (ZDB) eléctrico en 1885, consiguiendo elevar tensiones pequeñas a tensiones grandes.  

El magnate estadounidense George Westinghouse vio de inmediato que esa era la pieza que le faltaba para derrotar a Thomas Edison en la 'Guerra de las Corrientes' y compró la patente ZDB en 1893. Westinghouse se une a Tesla (como director de ingeniería) para abrir la primera central que entra en servicio en 1895 y que fue la Niagara Falls Power Station. Con ella, decimos adiós al mundo antiguo de la energía eléctrica moderna tal y como la conocemos hoy.

En este punto, el experto ha mostrado una serie de fotografías panorámicas de diferentes lugares donde se producen distintos tipos de energía, como la Central Nuclear de Trillo, alguna subestación eléctrica, baterías de condensadores, interruptores de alta tensión, transformadores de medida, líneas de tensión, líneas submarinas y la sala de control del CECOEL (Centro de Control Eléctrico) en el barrio madrileño de La Moraleja, donde se produjo el cero de tensión del mítico apagón del 28 de abril de 2025.

Ya pasando a la red de distribución (RD), el ponente ha hablado de niveles de distribución y de su relación con el transporte y el consumo, magnitudes típicas de estas redes. Basta un ejemplo: a partir de una tensión de menos de 20 kV (Media Tensión), ya no es rentable transportar la electricidad a largas distancias debido a las pérdidas de energía por calor.

Para ahondar en las características técnicas de los sistemas de distribución, Pérez Pastor ha realizado un análisis de un nodo en un feeder (alimentador o línea principal de distribución) dentro de una red de distribución de alta o media tensión (RdDA). En cualquier nodo, la relación entre la potencia activa, la reactiva y la tensión es una relación donde es importante saber que la potencia reactiva influye en la tensión y que la activa influye en el ángulo de esa tensión. 

A continuación, ha mostrado una disposición en anillo abierto de una subestación eléctrica, de la que dependen varios Centros de Transformación, una disposición que garantiza "seguridad" y evita posibles sobrecargas. En media tensión, "lo que priman son los anillos", ha señalado, algo que no pasa en baja tensión -la red que va desde el centro de transformación a las casas directamente-, donde es más habitual la forma radial o de árbol.

Microrredes

En la parte final, Pérez Pastor ha explicado que "el flujo en una red de distribución activa es bidireccional", ahondando después en el concepto de generación distribuida, que "es la despachada al margen de la generación centralizada", es decir, sin intervención directa del Gestor de la Red de Transporte (GRT) -Red Eléctrica, por ejemplo-, "cuyas unidades de producción están conectadas a redes de distribución". Es decir, la producción de electricidad en pequeñas 'fábricas', ubicadas cerca de donde se va a consumir esa electricidad, en lugar de hacerlo en una sola central ubicada lejos. 

Acto seguido, ha realizado un ejercicio particular de impacto de generación distribuida supervisada o soportada (GDS) en el perfil de tensión. Permite ver cómo cambia el voltaje a lo largo del cable o alimentador, a medida que te vas alejando de la subestación principal y cómo afecta la tensión y el precio, la demanda y las pérdidas que se pueden generar, según diferentes combinaciones. Los resultados remarcan la importancia de "la ubicación" de las redes de distribución y "la potencia y tensión que están vertiendo al feeder"

Todo ello ha llevado a Pérez Pastor ha hablar del concepto de microrred, un sistema que permite trabajar sin estar conectado, "en modo isla", ha dicho, de tal modo que el generador pueda alimentar las cargas e inhabilitarlo cuando proceda. Sirve para "gestionar la potencia y los servicios", regulando la tensión en un nodo concreto. Es un "servicio más flexible", que permite una conexión al mercado de la energía, el mercado de capacidad y el mercado de flexibilidad. Es decir, "una gestión optimizada" que se refuerza con tres tipos de controles -de tipo primario, secundario y terciario-. 

La comunicación, por tanto, es muy importante. La tendencia actual pasa por "hibridar la computación" y monitorizar también la baja tensión, que actualmente no se realiza tanto. En este punto, el experto ha hablado de diferentes sistemas de Comunicación CTI-ADMS (Computer Telephony Integration/Advanced Distribution Management System, es decir, Sistemas de Integración de Tecnologías de la Comunicación/Sistema Avanzado de Gestión de Distribución) como son la cloud computing -en la nube- y edge computing o computación en el borde-distribuida. Su conclusión, en este sentido, es que "es necesario hacer un desarrollo de microrredes y una operación coordinada con redes inteligentes y nuevos mercados".

¿Hacia dónde evolucionan los sistemas eléctricos entonces? "Hacia un nuevo paradigma de sistemas eléctricos avanzados", ha finalizado.  

De la nuclear al parque eólico: los 'laboratorios' que crean energía

La directora de UNED en Guadalajara, Lorena Jiménez, ha inaugurado el último curso que pone el broche final a la 20ª edición de los Cursos de Verano de la UNED, que versará sobre la energía y los retos de futuro que hay en torno a esta materia. Jiménez ha querido subrayar la "oferta variada, de calidad y rigor académico" de esta edición, que pone de manifiesto que "nuestros cursos de verano son espacios para el aprendizaje y compartir conocimiento con los magníficos ponentes". 

En la presentación del curso, fruto de un convenio con el Colegio de Ingenieros Industriales de Madrid (con sede en Guadalajara) y la UNED, ha contado con la profesora de la UNED, Mercedes Ibarra, directora del curso y Luis Santiago Verda, coordinador del curso.

Ha abierto el ciclo de conferencias, ingeniera nuclear Amparo Soler, Supervisora Senior del Departamento Nuclear Nfoque Advisor y presidenta de Women in Nuclear España, con la intervención titulada Centros de producción de energía en España.

"Estamos ante un doble reto", según la experta, "queremos cada vez mayor energía eléctrica pero ser cada vez más sostenible y no emitir tanto C02". Pero "la energía eléctrica no existe, la tenemos que generar". Y para ello "necesitamos las fuentes de energía que tengamos en la naturaleza". 

En este sentido, hay que distinguir entre las renovables (energía solar, geotérmica...) y las no renovables (carbón, gas, petróleo o uranio) y todas "deben pasar por un proceso" que ocurre en "los centros de producción de energía", más conocidos como "centrales".

Hasta 2019, la energía nuclear fue la reina; desde entonces, ha alternado su reinado con la eólica. Según datos de Foro Nuclear, en 2025 el 19% de la energía fue nuclear y un 21,6%, eólica. También, juega un papel importante, la energía fotovoltaica. "Estamos ante un mix energético fantástico que produce energía eléctrica descarbonizada", ha señalado la experta.

El hilo conductor de su ponencia han sido los diferentes centros de producción existentes en la actualidad y sus singularidades.

Centrales térmicas: habitualmente, se quema carbón en ellas. Son muy contaminantes (generan más de 800 toneladas de CO2 por KW/ hora), pero muy barato. Aún quedan dos activas: en Asturias y en Mallorca. Por el contrario, no hay centrales térmicas de fuel o de gas y sí, de ciclo combinado. 

Estas centrales calientan agua a un altísima temperatura generando vapor y fabricando energía; el vapor sobrante se enfría en un condensador con agua del río o de mar, con la ayuda de las torres de refrigeración. Este proceso se repite en lo que se conoce como ciclo de agua. Las de ciclo combinado, que se usan mucho en la industria de la cerámica, combinan ciclo de agua (ciclo de Rankine) con otro ciclo previo de gas (ciclo de Brayton). Hay muchas centrales de ciclo combinado en Castellón. Su punto fuerte es el 30% de eficiencia que tienen, menor consumo de agua y menos emisiones de CO2.

En 2002 la primera central de ciclo combinado entró en funcionamiento en San Roque (Cádiz). Actualmente hay unos 25.000 MW instalados, el 25% de la potencia total. El problema es que "tenemos una dependencia del gas natural, que España no tiene y debe importar". De Argelia, Estados Unidos o Rusia. Se entiende así que el precio fluctúe según la demanda. 

La central de ciclo combinado de Castellón es súper potente gracias a dos turbinas de gas que combustionan gas natural como combustible principal y gasóleo, en caso de emergencia. El debate, a juicio de la experta, es que su operación se ha vuelto más compleja debido "a la frecuencia de arranques y cargas bajas". 

Hasta 2010 hubo muchas cargas y pocos arranques y entre 2010 y 2017, alguna de las turbinas dejó de funcionar entre 2 y 4 años, lo que llevó al Gobierno a autorizar a Iberdrola el cierre del grupo 3 de la central de Castellón, el primer permiso para desmantelar una planta de este tipo. 

En 2025, con el gran apagón, se reforzó la operación y se están realizando más ciclos de combinados. El futuro es que se estima que en 2040 habrá más de 20 GW de potencia de ciclos combinados disponible, como respaldo flexible a las renovables.

Centrales hidroeléctricas: En España hay 1300 centrales, que suponen una potencia total de más de 20000 MW. Sin embargo, apenas se generan 5.650 MW por la escasez de centrales de bombeo, que son "las baterías para almacenar energía". 

Hay tres tipos de centrales hidroeléctricas: de agua fluyente, de pie de presa, de bombeo o reversibles (que son especialmente importantes actualmente porque ayudan a compensar los momentos valle que son cero o negativos). Castilla León, Galicia, Extremadura, Aragón y Cataluña aglutinan la mayor parte de este tipo de centrales. Los ríos más importantes para la generación hidroeléctrica son el Duero, Tajo, Ebro, Miño, Sil y Júcar.

Actualmente, este tipo de centrales aportan cerca del 20% de la electricidad generada, perdiendo poder respecto a la energía eólica y la energía solar. "Tiene una descarbonización muy potente", ha señalado Soler. Ejemplo de ella son las centrales hidroeléctricas Cortes-La Muela I y II, subterráneas en caverna. Para su construcción se excavaron 635.000 y 270.000 metros cúbicos, respectivamente. "Se tuvo que excavar tanto, que en el espacio que quedó cabría la catedral de Valencia", ha señalado Soler para que los asistentes se hicieran una idea gráfica del trabajo que hubo que realizar para poner en marcha esta central, que "es una obra de ingeniería alucinante".

Centrales termosolares: España es líder mundial en este tipo de energía, tanto en potencia instalada como en capacidad tecnológica. Cuenta con 50 centrales termosolares operativas, "y son poquitas", ha admitido la experta, ya que la potencia instalada es de apenas 2.300 MW. 

Requieren sistemas de combustión auxiliares -a veces, fósiles-. Este uso es limitado pero existe y es necesario para mantener la temperatura mínima en los circuitos cuando no hay radiación solar. Existen diferentes tipos de tecnología solar: desde los discos parabólicos de Stirling a heliostatos con receptor central. La Plataforma Solar de Extremadura es la mayor planta termosolar de España y una de las mayores de Europa, generando 200 MW.

Plantas fotovoltaicas: España es líder europeo en esta energía, con cerca de 67.000 instalaciones activas y 32.043 MW de potencia instalada, superando a la eólica y nuclear algunos meses. Actualmente, este tipo de generación de energía vive un 'segundo boom' donde además se han abaratado los costes. Se nutre de la energía del sol, que se transforma "en energía continua" a través de los paneles solares que poseen células fotovoltaicas (generalmente, de silicio), de inversores y de transformadores, que la convierten en "alterna". Finalmente, o se inyecta a la red eléctrica o se almacena.

En los Monegros y en Almería, donde hay grandes extensiones de terreno, existen grandes plantas fotovoltaicas. La más grande se encuentra en Aragón. Es el Parque Solar Escatrón-Chiprana-Samper, con 17 plantas individuales, de 50 MW cada una, ubicadas en 3.173 hectáreas.

Parques eólicos: España cuenta con más de 1.345 parques eólicos, con más de 22.000 aerogeneradores y una potencia instalada superior a 30.000 MW. Es el segundo país de Europa y el quinto en el ránking mundial por potencia instalada. "Es un reto financiero, pero también, respecto a los residuos de los aerogeneradores cuando hay que cambiarlos. Aún así, es fantástica porque aporta más de un 20% de la electricidad nacional", ha señalado, "con capacidad para cubrir hasta el 84% de consumo eléctrico en condiciones óptimas".

Madrid, Valencia, Cuenca, Santander, la costa cantábrica, Canarias y el sur español son las ubicaciones más habituales de parques eólicos en España. "También se está pensando en levantar parques marinos, pero el coste es mucho mayor. No sé si estamos preparados para ver aerogeneradores en una playa, creo que supondría un cambio de paradigma y de mente", ha dicho Amparo Soler.  

Centrales nucleares: En España hay 7 reactores en operación. Se encuentran en Almaraz I y II, Ascó I y II, Vandellós II (Vandelló I está en latencia), Cofrentes y Trillo. Suponen el 19% de la energía del país. 

En el mundo, 31 países poseen centrales nucleares. En la UE, hay 98 reactores, siendo Francia el país que más tiene, produciendo más de un 70% de energía, lo que le convierte en suministrador de energía para otros países de la Unión.

En construcción, actualmente, hay 70 reactores en 15 países. Y en este proceso, "China es una superpotencia", ya que cuenta con 58 unidades operativas y 36 reactores en construcción. Pese a su frenético ritmo de trabajo, "tienen tanta demanda que aunque pongan 70 reactores va a suponer sólo el 8% de la energía eléctrica", ha afirmado.

En España, cada año se realizan inversiones de entre 50 y 60 millones de euros para cambiar componentes, mejorar turbinas, modernizar la digitalización... "Se puede cambiar todo menos la vasija", ha explicado Soler. La vida útil la marca, por tanto, esta pieza "y es el Consejo de Seguridad Nuclear quien da el ok". 

El funcionamiento de la central nuclear es similar a la central térmica pero "la diferencia es que el uranio no se quema", ha explicado. "Lo que ocurre dentro de la central nuclear es la fisión, que es un proceso que supone que el uranio se rompa y se libere mucha energía". Se puede enriquecer ese uranio "hasta un 5%, según la legislación, que es el porcentaje de generación de energía eléctrica. En Trillo, estamos usando un 4,45%, por ejemplo", ha añadido. Los porcentajes superiores ya son para fabricar bombas.

La principal singularidad de la central nuclear es que las reacciones de fisión nuclear "crean productos radioactivos" y "el reactor siempre produce calor, incluso apagado". El núcleo del reactor tiene una carga de combustible suficiente para funcionar hasta 2 años a plena potencia, aprovechando sólo el 5% de su potencial.

El proceso es el siguiente: las pilas de uranio se van metiendo en un delgado tubo que se sella por ambos lados; en su interior, se coloca un muelle y se introduce helio para que no se rompa la vaina y evitar así que se liberen productos de fisión. Todo ello se coloca en el reactor. 

Cuando acaba su vida -por ejemplo, en Trillo son 60 meses-, se saca el combustible "y pasa en la piscina de combustible gastado. No podemos hacer nada más con ellos", ha explicado. "Cuando se enfríen, ya en seco, se pasan a los almacenes temporales centralizados, los ATC´s". Es el único final posible actualmente, ya que "el uranio no se puede sacar y darle otros usos, como sí hace Francia por ejemplo", porque España tiene una legislación más restrictiva en el uso de material radioactivo.

Este tipo de centrales están sujetas a una regulación muy estricta, tanto internacional como nacional (el Consejo de Seguridad Nacional, que "debe de dar cuenta al Congreso de los Diputados", realiza más de 25 inspecciones al año y tiene inspectores residentes). Pero además, existe una experiencia internacional operativa compartida. En esta cita, "Almaraz está considerada entre las 10 mejores centrales nucleares del mundo", ha puntualizado Soler.

Pese a todo, aún hay muchos retos por delante, entre ellos, el de la descarbonización. La experta ha apostado "por un mix energético, como el que hay ahora, aunque con un poco más de nuclear y menos de ciclo combinado quizá...". Lo que "no podemos olvidar", ha añadido, es que "la demanda de energía va a subir mucho, debido a los centros de datos", ha dicho, "y no todo vale, no puede haber una energía súper cara", no se puede contaminar tampoco, "el tema de los residuos también debe abordarse". 

Soler ha afirmado que el futuro pasa por "un cambio de paradigma", sobre todo. "Hay que cómo avanzan los biocombustibles, el tema de las baterías..." y para evitar fluctuaciones en las decisiones políticas, según el gobierno que haya en cada momento, Soler ha defendido la necesidad "de hacer un gran Pacto de Estado".

Ser víctima y 'revíctima' de violencia de género

La última conferencia del curso de verano sobre violencia de género ha sido la impartida por Virginia Mora Pérez, psicóloga sanitaria y forense, experta en prevención y asistencia integral a las víctimas. Actualmente es profesora asociada de la Universidad Rey Juan Carlos, miembro de la Comisión Deontológica COP-Madrid y Directora de un Centro de atención a víctimas de violencia de género del Ayuntamiento de Madrid, donde, ha precisado, "se diferencia entre víctimas de violencia de género en relación de pareja y víctimas de violencia en otros contextos".

Su conferencia, titulada Impacto del proceso judicial en el abordaje psicológico de las víctimas de violencia de género, deontología profesional y buenas prácticas se ha iniciado con un resumen de los recursos que existen en la Comunidad de Madrid (centros residenciales -no ambulatorios-, puntos de violencia o programas como Atiende o Mira, con un enfoque mayor a la unidad familiar) y en el Ayuntamiento, donde el Servicio de Asistencia a las Víctimas 24 horas (SAV) es la puerta de entrada a las víctimas de violencia de género, y desde ahí se valora cuál es la derivación más idóneo, ya sea los puntos de violencia o los Centros de Atención Psico-socio-educativa (CAPSEM), donde se trabaja con mujeres que han terminado con su agresor y también con sus hijos.

Mora Pérez ha enfocado su intervención en el impacto psicológico que tiene el proceso judicial para la víctima y el papel que las instituciones tienen en ello, que muchas veces no es el adecuado. "A veces, se hablan lenguajes diferentes", ha admitido, y las instituciones "hacen daño". 

Hay diferentes tipos de victimología: general (aquel sujeto o colectivo que sufre un daño por una acción u omisión propia o ajena, o por causa fortuita), criminal (la causa es una conducta antisocial, propia o ajena), jurídico-penal (la víctima es el sujeto pasivo del delito y hay que hacer distinción entre sujeto pasivo y perjudicado y ése es el juego del proceso jurídico). El sujeto pasivo es el titular del bien jurídico protegido.

De problema privado a problema social

 "La víctima es la gran olvidada", ha asegurado la experta, "porque históricamente el interés para el ámbito del Derecho ha sido la etiología (la causa, el origen, el por qué) criminal".

El criminal y su víctima, de Hans von Hentig, es la primera obra que pone el foco en la víctima, que es "el elemento precipitante del delito", ahondando en los porqués. La criminología radical y crítica se posicionó contra el sistema punitivo opresor de los colectivos en desventaja social, que eran los causantes de la desviación de los individuos. 

El paso del ámbito privado a problema social, que es logro del movimiento feminista, se produce cuando se pone el acento en las víctimas y las visibiliza, dejando de verlas como "un problema privado" y "sí como entidad de problema social, público". A este movimiento hay que agradecerle todos los avances porque "la legislación va siempre por detrás de los movimientos sociales".

Hasta que fue concebida como un problema social, hubo diferentes fases: la agitación (grupos pioneros denuncian la situación, buscando reconvertir un problema privado a un asunto de relevancia pública), la legitimación y la burocratización. Las feministas del siglo XIX denunciaron tempranamente la brutalidad masculina y lograron las primeras reformas legales relativas al divorcio y la custodia. La 'segunda ola' llegaría en los años 60-70, donde se visibiliza la violencia de género o los derechos reproductivos.

Sobre España, la ponente ha realizado una cronología histórica visual, que empieza en la II República (igualdad de derechos, voto femenino y ampliación de la ley del Divorcio) y acaba en la Democracia (1980s), con la aparición de instituciones como el Instituto de la Mujer, en 1983, o los primeros planes de sensibilización gubernamental. En medio, la Dictadura, donde hubo un retroceso legal profundo con la abolición del divorcio, la sumisión jurídico al marido y estricto control ideológico de la mujer; y la Transición, donde la Constitución consagra la igualdad ante la ley y el movimiento feminista logra la legalización de anticonceptivos y del divorcio.

El caso de Ana Orantes, que habló en 1997 de su situación de violencia de género, tras lo cual, fue asesinada por su marido, "marcó un antes y un después", ha recordado Mora Pérez, en la visibilización. Desde entonces se ha dado pasos en España, aunque hay 'debes': "los menores siguen estando invisibilizados". El menor "no es un menor expuesto sino agredido, que no sólo presencia la violencia sino que es víctima directa y mucho más vulnerable que una mujer adulta; parece que los menores existen porque van con la madre pero deberían tener entidad propia", ha añadido la experta, introduciendo el término de violencia vicaria en la conferencia.

El dolor en el proceso legal

El cambio en el marco legal llegó con las reformas del Código Penal de 1989 y 1995. Otros avances en el ámbito legal han sido, además de la Ley 1/2004 de Medidas de Protección Integral contra la Violencia de Género, el Convenio de Estambul, el Estatuto de la Víctima, los cambios en la Ley de Enjuiciamiento Criminal respecto a la orden de protección,  la asistencia gratuita para las víctimas o la dispensa de declarar en contra del agresor excepto cuando la mujer ha denunciado o se presenta como acusación particular. 

Todo este proceso legal, además de la violencia vivida, construye en la mujer "una identidad de víctima", ha señalado, "ya dañada". Por eso, desde los recursos de acogida se trabaja para que la mujer entienda que "pasa de víctima a superviviente y que no es responsable de lo que le pasa sino que la culpa la tiene quien ejerce el daño porque muchas mujeres relacionan el término víctima con el de culpa". La dicotomía víctima-superviviente no es tan clara y "va fluctuando" porque "no son identidades estáticas. La mujer debe nombrarse y sentirse como quiera en el proceso".

En el sistema judicial, el rol de víctima implica "ser una buena víctima, la víctima perfecta, que se comporte de acuerdo a las expectativas sociales", ha asegurado la experta, "compungida pero con suficiente control para hacer un relato coherente y eso es complicado". También supone que "la víctima acepte la tutela judicial que se la da, es decir, que tenga que vivir en tal sitio o hacer lo otro y si no lo hace es que a lo mejor usted no es tan víctima". Y las mujeres "han de tener la capacidad para decidir, quejarse o reclamar y los recursos de acogida debemos estar un paso por detrás de ellas". 

Es un tipo de "victimización secundaria" que ejercen las instituciones dentro del procedimiento judicial que tiene muchos ejemplos: las víctimas pueden "ser cuestionadas y poner en duda su relato", los agentes judiciales tienen todavía a día de hoy dificultades para entender el proceso o el reencuentro con el agresor ("no verle no significa que tú sí sabes que está porque además, se dejan notar a través del biombo", ha asegurado la ponente). Todo eso revictimiza a la víctima y supone "un impacto psicológico". Podría interferir con su proceso de curación y recuperación y el procedimiento judicial, afectar a sus hijos.

Síntomas que empeoran

Las consecuencias psicológicas de la violencia son variadas, generando "un empeoramiento en la sintomatología", ha afirmado Mora Pérez. Con un procedimiento judicial abierto, por ejemplo, es habitual que haya "menos adaptación, más respuesta desde la evitación y más disociación y esto no es casual. Hay una variable que afecta al proceso de recuperación, que es enfrentarse a una situación judicial", ha afirmado.

En la conclusión, la experta ha querido resaltar la importancia de "las buenas prácticas" que se requiere para que este proceso sea positivo, citando entre ellas, la especialización profesional, un enfoque interseccional, hacer partícipe a los menores en el proceso, trabajar desde un enfoque de trauma informado, que "pone el foco en los espacios físicos y en las reacciones que puede tener una persona traumatizada, con el fin de conseguir una justicia más adaptada".