Gregorio Iglesias
Universidad de Plymouth (Reino Unido) [email protected]
I n t ro d u c c i ó n a l a s e n e rg í a s m a r i n a s
La demanda global de energía es hoy en día del orden de 1015 Wh por año. La mayor parte de esta demanda se satisface mediante combustibles fósiles (petróleo, carbón…) y energía nuclear.
Los efectos adversos para el medio ambiente del consumo de combustibles fósiles son bien conocidos, como también lo son los peligros de la energía nuclear. De ahí la importancia de potenciar las energías renovables actualmente en explotación (hidroeléctrica, eólica, solar…) y desarrollar nuevas fuentes de energía renovables. Entre éstas se encuentran las renovables marinas: la energía del oleaje o undimotriz y la energía de la marea o maremotriz.
E n e rg í a d e l o l e a j e
Galicia es la región española (y una de las regiones europeas) con mayor potencial para el desarrollo de la energía del oleaje. Para estimar su recurso undimotriz es necesario distinguir, en primer lugar, entre las características del oleaje en aguas profundas (en alta mar) y en la zona litoral. El oleaje se transforma en su propagación desde aguas profundas hacia la costa en virtud de ciertos procesos físicos: refracción, asomeramiento o shoaling, fricción con el fondo, etc. Como resultado de esta transformación, el recurso undimotriz no es el mismo en alta mar y en la zona costera.
Para estimar el recurso en alta mar (offshore) en torno a Galicia se han utilizado modelos numéricos y datos de boyas de medición de oleaje (Iglesias et al., 2009). En la fi gura 1 se muestra la posición de las boyas de medición de oleaje y de los nodos de la malla computacional (puntos SIMAR) utilizados.
Figura 1.- Localización de las boyas y de los puntos SIMAR utilizados para estimar el recurso undimotriz offshore en Galicia (Iglesias et al., 2009).
Los resultados se resumen en la fi gura 2. Como se puede ver, las zonas con mayor recurso son la Costa da Morte (entre el Cabo Finisterre y el Cabo de San Adrián) y la zona de Estaca de Bares-Ortegal, con valores que rondan los 400 MWh/m/año, es decir, 400 MWh por metro de frente por año (en un año medio), lo cual equivale a una potencia media del orden de 50 kW/m. Hacia el Este desde la Estaca de Bares el recurso decae, y continúa decayendo progresivamente a lo largo de la Cornisa Cantábrica (Iglesias and
Carballo, 2010b, 2010c). El recurso en el País Vasco, por ejemplo, es del orden de la mitad del existente en el área Ortegal-Estaca de Bares. Hacia el Sur desde Finisterre el recurso también disminuye, si bien más gradualmente, de forma que la costa oceánica del Suroeste gallego presenta valores relevantes (en torno a 300 MWh/m/año).
Figura 2.- Recurso en alta mar en torno a Galicia. La escala de colores indica el recurso anual en MWh por metro de frente de onda en un año medio (Iglesias et al., 2009).
Entre las dos zonas de mayor recurso señaladas, la Costa da Morte y el área Ortegal-Estaca de Bares, se encuentra el Golfo Ártabro, con un recurso sólo ligera- mente inferior al de aquellas (aproximadamente 350 MWh/m/año).
Los convertidores de energía del oleaje, también conocidos como WECs por su acrónimo inglés (Wave Energy Converters), deben situarse en la zona costera (en profundidades inferiores a 200 m) por razones prácticas y económicas re- lacionadas con el coste del cable submarino (para su conexión a la red eléctrica
terrestre) y del fondeo, así como con los costes de operación, que aumentan con la distancia a los puertos. Por ello es necesario estimar el recurso en la zona costera.
Para dicha estimación se parte del recurso en alta mar y de la batimetría (la topografía del fondo marino) y se utiliza un modelo de propagación del oleaje. A título de ejemplo se presentan a continuación, en forma resumida, los resulta- dos obtenidos para la Costa da Morte (Iglesias y Carballo, 2009). (El área de Ortegal- Estaca de Bares se analiza en Iglesias and Carballo (2010a)).
La batimetría y la malla computacional empleadas se puede ver en las figuras 3 y 4, respectivamente. Tomando como base los registros de la boya de Villano-Sisargas (Fig. 5) se definieron valores típicos de los parámetros del oleaje en invierno y verano.
Adicionalmente se selecciona- ron los valores correspondientes al pico de un temporal de gran intensidad (10 y 11 de marzo de 2008). Para cada uno de estos tres casos típicos se calculó la propagación del oleaje entre alta mar y la costa y se deter- minaron los valores correspon- dientes del recurso energético.
En la figura 6 se muestran los resultados para una situación típica de invierno.
Figura 4.- Malla computacional y posición de las boyas de Villano-Sisargas y Langosteira, empleadas en el estudio (Iglesias and Carballo, 2009).
Figura 3.- Perspectiva de la batimetría en la Costa da Morte y zonas adyacentes. (Iglesias and Carballo, 2009).
El recurso undimotriz es relativamente uniforme en alta mar. Sin embargo, esto no es así en la zona costera: como consecuencia de la transformación del oleaje en su propagación desde alta mar hacia la costa y, en particular, de la refracción, surgen zonas de concentración de energía o puntos calientes -nearshore hotspots (Iglesias and Carballo, 2010c). Estos puntos calientes, que se aprecian claramente en la fi gura 6, son las zonas idóneas para instalar un parque de oleaje.
Figura 5.- Registros de la boya de Cabo Villano-Sisargas de enero a marzo de 2008 (arriba) y de julio a septiembre de 2007 (abajo). [Hs, altura de ola signifi cante]. (Iglesias and Carballo, 2009).
Figura 6.- Potencia del oleaje en la Costa da Morte en una situación típica de invierno (Iglesias and Carballo, 2009).
Desde el punto de vista de la tecnología, existen muchos diseños de WECs en distintos estados de desarrollo (e.g. Fernández et al., 2012). Para la selección de la más adecuada en cada caso se deben tener en cuenta las características del recurso en la zona de interés, puesto que unos y otros WECs obtienen sus mejores rendimientos con distintos oleajes. Conocida la tecnología y el emplazamiento, es posible determinar con precisión la producción de energía que se obtendrá (Carballo and Iglesias, 2012).
E n e rg í a m a r e m ot r i z
La energía maremotriz es la energía de la marea. Existen dos formas de explotarla:
mediante una presa o dique de marea, o aprovechando la corriente generada por la marea.
En el primer caso se aprovecha la energía potencial del agua almacenada a un nivel más elevado a un lado de la presa que al otro. En el segundo caso se utiliza la energía cinética de la corriente de marea, sin necesidad de construir ninguna presa o dique. Este segundo caso presenta mayores posibilidades de aplicación por cuanto su impacto ambiental y coste de inversión son menores. En lo que sigue se analiza únicamente este segundo caso, y se utilizan los términos “energía maremotriz” como sinónimo de energía de las corrientes de marea.
La energía maremotriz presenta ventajas importantes con relación a otras energías re- novables: no existen velocidades extremas que puedan dañar los equipos y el recurso es altamente predecible. Por ello, se puede predecir con gran precisión la producción energé- tica que se obtendrá con un determinado sistema de conversión (por ejemplo, un cierto tipo de turbina) en un cierto período de tiempo, e incluso la variación temporal de potencia. A cambio, una desventaja: la operación submarina. Ahora bien, a este respecto cabe indicar que la tecnología se encuentra en un estado de mayor madurez que en el caso de la energía del oleaje, y que existen varias plantas funcionando comercialmente desde hace unos cuantos años (y unas cuantas más en proyecto).
Para el aprovechamiento del recurso maremotriz existen varias tecnologías. Las turbinas de eje horizontal son quizás la más empleada (Fig. 7A), con diversas variantes (por ejemplo, los diseños de Marine Current Turbines u Openhydro). Existen también turbinas de eje vertical y dispositivos oscilantes. Estos últimos (Fig. 7B) se pueden situar en zonas de muy poca profundidad, por ejemplo 5 m (Estuario del Humber, Reino Unido).
Para la selección de las zonas más adecuadas para instalar una planta maremotriz se debe atender a tres elementos fundamentales: la velocidad de las corrientes de marea, que
determina el recurso; el calado disponible en la bajamar máxima viva equinoccial, es decir, la profundidad mínima; y el impacto ambiental. Con relación al primero, las velocidades de pico de la corriente deben superar 1,5 m/s (aunque es posible que futuros desarrollos de la tecnología hagan viables instalaciones en lugares de menor velocidad). Con relación al calado, los requerimientos dependen fundamentalmente del tipo de dispositivo. Con dispo- sitivos oscilantes o pequeñas turbinas se puede trabajar en calados muy pequeños, inferiores incluso a 5 m. Por último, el impacto ambiental se debe estimar localmente.
Figura 7.- A: Esquema de turbinas de eje horizontal sobre un monopilote (similar a la ins- talación de Strangford Loch, Irlanda). B: Esquema de un dispositivo oscilante o alternante.
En Galicia hay un número limitado de zonas en las que la explotación del recurso ma- remotriz (corrientes de marea) es viable. Se trata de zonas concretas dentro de algunas rías.
Recientemente se ha presentado una herramienta, el índice TSE (Tidal Stream Exploitability, o explotabilidad de la corriente de marea) (Iglesias et al., 2012) que permite determinar las zonas más apropiadas en una región de interés (por ejemplo, una ría) para instalar una planta maremotriz.
c o n c l u s i o n e s
Galicia es la región de la Península Ibérica con mayor recurso de energía del oleaje. Las
zonas con mayor potencial son la Costa de Morte y el área Ortegal-Estaca de Bares. Para la selección de las áreas más idóneas dentro de estas zonas para una planta de oleaje es necesario tener en cuenta la distribución del recurso en la zona costera, mucho más irregular que en alta mar.
El recurso maremotriz en Galicia se localiza en zonas concretas de ciertas rías. Las tecnolo- gías para su explotación se encuentran en un estado de desarrollo más avanzado que en el caso de la energía del oleaje; de hecho, existen plantas en explotación comercial desde hace años.
R e f e r e n c i a s
Carballo R., Iglesias G. 2012. A methodology to determine the power performance of wave energy converters at a particular coastal location. Energy Conversion and Management 61, 8–18.
Fernández H., Iglesias G., Carballo R., Castro A. Fraguela J.A., Taveira-Pinto F., Sánchez M. 2012. The new wave energy converter WaveCat: concept and laboratory tests.
Marine Structures 29, 58–70.
Iglesias G., López M., Carballo R., Castro A., Fraguela J.A., Frigaard P. 2009. Wave energy potential in Galicia (NW Spain). Renewable Energy 34, 2323-33.
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Iglesias G., Carballo R. 2010a. Wave energy resource in the Estaca de Bares area (Spain).
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Iglesias G., Carballo R. 2010b. Offshore and inshore wave energy assessment: Asturias (N Spain). Energy 35, 1964-72.
Iglesias G., Carballo R. 2010c. Wave energy and nearshore hot spots: The case of the SE Bay of Biscay. Renewable Energy 35, 2490-500.
Iglesias G., Sánchez M., Carballo R., Fernández H. 2012, The TSE index – A new tool for selecting tidal stream sites in depth-limited regions. Renewable Energy 48, 350-357.