147) De la nuclear a los ciclos combinados como respaldo del sistema
Antes del análisis de hoy quiero anunciaros algo que me hace ilusión. Hace un tiempo os notifique que me encontraba entre los 12 candidatos para el premio nacional a la Personalidad del Hidrogeno renovable. Este premio celebra a la personalidad del año que están impulsando el sector del hidrogeno renovable, ya sea a nivel técnico, de divulgación o de liderazgo financiero.
Pues esta semana han salido los resultados y me encuentro en la final. Aprovecho este espacio para agradecer a RENMAD - Energy Events y enhorabuena a todos los finalistas, con especial mención para los de mi categoría como son María D. Hernández Alonso (de Repsol Technology Lab), Javier Brey (Presidente de la Asociación Española de Hidrogeno y Fundador de la empresa de electrolizadores H2B2) y Fernando José Isorna Retamino (de SailH2).
Ya solo estar en la final es increíble porque son palabras mayores el resto de candidatos. Pero con vuestro voto puedo ser yo quien lo gane. Si queréis ayudarme, te paso el link para que me votes. Es gratis y no te llevará más de 1 minuto. Ahora ya si, os dejo con el análisis de hoy.
España está destinado a dejar de ser un país nuclear. Actualmente hay 7 reactores nucleares operativos en España, situados en 5 centrales nucleares: Almaraz 1 y 2 (provincia de Cáceres), Trillo (Guadalajara), Cofrentes (Valencia), Vandellós 2 (Tarragona), Ascó 1 y 2 (Tarragona). Cada uno de estos reactores cuenta con una potencia de generación eléctrica en el entorno de 1.050 MW, con un total de 7,39 GW.
Hasta la fecha, la energía nuclear ha estado aportando en torno al 20% de la producción eléctrica nacional. Sin embargo, con los cierres pactados entre los propietarios de las centrales y el Gobierno Español, siendo el primero de ellos la central nuclear Almaraz en Cáceres cuya explotación finalizará en 2028, parece que tendremos que buscar alternativas. Cabe destacar, que la energía nuclear tiende a operar a plena carga, salvo en los periodos de recarga, que varían entre 12 y 24 meses según las instalaciones.
¿Qué se puede esperar de un país que retira una importante carga base de su sistema eléctrico?
La respuesta parece bastante previsible. Los ciclos combinados serán más importantes para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico. En ese escenario, las instalaciones de regasificación de gas natural licuado (GNL) que España tiene dispersadas por el perímetro de su costa ganarán influencia. Al menos, hasta que se sobredimensione a una escala absurda las energías renovables.
Como se puede comprobar en la siguiente infografía, España cuenta con 7 instalaciones de regasificación y almacenamiento de GNL. España es el país con más regasificadoras: de las 20 disponibles en Europa, 7 están en España, lo que significa que el 35% del almacenamiento de gas natural licuado o GNL y el 27% de la capacidad regasificadora (1.910,40 GWh) está concentrado en España.
Pero en el análisis de hoy, me centraré en Bahía de Bizkaia Gas (BBG), que se encuentra operativa en la cornisa cantábrica desde 2003, concretamente, en el Puerto de Bilbao. Dicha planta se encuentra situada en un enclave geográfico estratégico ideal para las cargas procedentes de América y Norte de Europa para garantizar el suministro energético del País Vasco. Análogamente, refuerza el sistema gasista español y en menor medida el europeo, mediante sus conexiones de 3,5 bcm en Irun y 5 bcm en Larrau con Francia (1 bcm = mil millones de m3). Si tuviera que justificar el motivo de mi elección, basaría mi respuesta en que recientemente ha acogido el atraque número 1.000 de un buque metanero. Concretamente, el Rioja Knutsen, fletado por Naturgy procedente de Sabine Pass LNG (Estados Unidos).
En un proceso que dura aproximadamente 24 h, el buque cisterna de gas natural líquido tipo Atlantic Max 2G puede descargar los 164.000 m3 de gas natural licuado que transportaba en sus bodegas criogénicas a una temperatura de -163ºC. Para hacernos una idea de las dimensiones de este barco fabricado en 2016, son 290 m de eslora y una manga de 46,4 m. Casualidades de la vida, lleva los colores rojo y blanco, como del club de futbol del Athletic de Bilbao.
Bahía de Bizkaia Gas, en adelante BBG (50 % Ente Vasco de Energía (EVE) y 50 % Enagás) cuenta con una capacidad total de almacenamiento de 450.000 m3 de GNL gracias a tres tanques de almacenamiento de 150.000 m3 de capacidad cada uno (el tercero inaugurado en 2015), y su capacidad de regasificación es de 800.000 Nm3/h, gas que posteriormente inyecta en la red general de abastecimiento para su consumo.
En 2024 recibió un total de 49 buques metaneros que movieron 7,84 millones de metros cúbicos de GNL, equivalentes a 3,4 Mt. Además, BBG regasificó un total de 50.887,4 GWh. Para poner en perspectiva, el consumo de gas en Euskadi ha sido de 25.772 GWh en el año 2024, del cual, el 76% corresponde al consumo convencional (industria, doméstico, etc.) y el 24% al consumo de gas en las centrales eléctricas de ciclo combinado.
Por lo que, la mitad de la energía que absorbe esta planta se disemina más allá del territorio de Euskadi. Por lo tanto, el gas natural que se inyecta en la red troncal del país tiene que tener unas especificaciones concretas para garantizar su uniformidad. Seguidamente se pueden observar los valores de mínimos y máximos que Enagás exige para la entrada del gas.
El pasado año la demanda de gas natural se ha visto reducida en un 4,2% en todo el Estado con respecto al año anterior. Dicha disminución se debe fundamentalmente a la reducción de la demanda de gas natural para generación eléctrica que ha disminuido un 21,9%, aunque la demanda convencional ha aumentado un 3,1% respecto al año anterior. Por lo que se refiere a los aprovisionamientos de gas natural, el 62% se realizó mediante GNL.
Dentro de este mismo ámbito del sistema gasista, BBG ha incrementado su participación ya que ha recibido el 27,24% del total de GNL que ha entrado en dicho sistema frente al 22% del año precedente. Asimismo, ha cubierto el 200% de la demanda de gas natural del País Vasco y el 16% de la demanda de gas natural de todo el Estado, cumpliendo así con su misión primordial de garantizar el suministro a Euskadi y de reforzar el sistema gasista español.
Como ya sabéis, trabajo en la ingeniería Sener, por lo que, no puede falta algunos comentarios más técnicos de la planta en cuestión. Los buques metaneros descargan GNL en la terminal a un caudal máximo de 12.000 m3/h y el GNL se envía mediante las bombas de los barcos a los tanques situados en tierra a través de tres brazos y una línea de 42”.
Como he mencionado anteriormente, la instalación dispone de tres tanques de tipo contención total, cilíndricos y aéreos, con una capacidad de 150.000 m3 cada uno, dentro de los cuales se ubican cuatro bombas criogénicas de baja presión por tanque. Los tanques tienen una presión de diseño de 290 mbarg y unas pérdidas de calor especificadas en 0,05% por día, del contenido del tanque, basado en el tanque lleno de metano líquido.
Como dato curioso, el gas natural se licua a una temperatura de -162ºC y presión atmosférica para reducir su volumen, convirtiendo 600 m³ gas natural en 1 m³ de gas natural líquido.
Los gases generados al evaporarse el GNL (boil-off, en su término en inglés) en los tanques de almacenamiento se envían a través de un colector a los compresores desde los cuales, y en función de las diferentes circunstancias de la operación, pueden ser enviadas a cuatro lugares:
Buque metanero. Se compensa la presión durante la descarga del GNL.
Relicuador. Condensa en GNL subenfriado.
Sistema de fuel gas.
Antorcha. Se queman las descargas de proceso y las de emergencia. En operación normal, no se produce ninguna descarga a la antorcha.
BBG cuenta con tres compresores de boil off verticales de cuatro etapas con una capacidad nominal de 4500 Kg/h cada uno. La siguiente infografía resulta muy visual para hacerse una idea fidedigna de este tipo de infraestructuras energéticas.
Como he dicho al inicio del análisis, la desaparición de la energía eléctrica procedente de las centrales nucleares traerá consigo una mayor utilización del gas natural en los ciclos combinados para cubrir esas carencias. Precisamente, al lado de la planta de Bahía de Bizkaia Gas se encuentra Bahía de Bizkaia Electricidad, ciclo combinado de 785 MW, donde se emplea la combustión del gas natural para generar electricidad.
Actualmente, los propietarios son Gunvor al 75 % y al 25% Ente Vasco de Energía (EVE), ya que, a finales de 2023 la comercializadora energética suiza Gunvor adquirió la participación del 75% que estaba en manos de la petrolera británica BP.
La planta, creada en 2003, basa su actividad en una configuración “2 x 1”, con 2 turbinas de gas MS 9001 FA de General Electric GE (nº1 256,6 MW / nº2 257,4 MW), 2 calderas de recuperación de circulación natural y 3 niveles de presión de Babcock & Wilcox Española y 1 turbina de vapor de tres cuerpos (271,3 MW), con recalentamiento intermedio de General Electric.
La central consume gas natural a una presión mínima de 35 bar, que se mezcla con aire a presión, produciendo la combustión y haciendo girar la turbina de gas, debido a la expansión de los gases de la combustión. Para llegar a una eficiencia superior al 55%, el gas natural se precalienta empleando el agua extraída de las calderas de recuperación.
Por otra parte, los gases calientes, remanentes de la combustión se aprovechan para calentar agua y convertirla en vapor en un recuperador de calor. Este vapor generado se dirige a la turbina de vapor para generar más electricidad, de ahí su nombre de ciclo combinado. La optimización del ciclo de vapor, basada en altas condiciones de temperatura en vapor vivo y recalentado caliente, así como altos niveles de vacío del condensador.
Al estar situado en el puerto, la refrigeración, tanto del condensador como del circuito cerrado de refrigeración, se realiza mediante un circuito abierto de agua de mar.
A medida que las energías renovables se implanten en el mix energético del país, los ciclos combinados se convertirán en esenciales para dar una rápida respuesta ante el aumento de la demanda. Esa rápida respuesta es posible gracias a los by-passes del 100% que permiten el arranque individual de turbina de gas y caldera de recuperación, sin necesidad de arrancar la turbina de vapor.
Los generadores han transformado la energía mecánica en energía eléctrica, y esa electricidad producida a 15,75 kV, es elevada por los 3 transformadores principales a 400 kV para ser volcada en la red de transporte de Red Eléctrica de España (REE).
De este “sencillo” modo, una central de ciclo combinado aprovecha la energía térmica del combustible para proporcionarnos electricidad a nuestro día a día, mediante 2 ciclos termodinámicos (Ciclo Brayton en la combustión y ciclo Rankine en la turbina de vapor).
Espero que mediante este análisis hayáis podido comprender mejor una infraestructura que ganará fuerza si las nucleares se desconectan del sistema eléctrico español. De paso, conozcáis dos infraestructuras tipo que están situadas en Bilbao, y que permiten a Euskadi recibir gas natural licuado procedente de cualquier proveedor mundial, así como, de consumirlo para generar electricidad.