Dic 19 2020
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Ciencia y Tecnolog铆aEconom铆a

La Fiebre del Hidr贸geno 2.0/ Parte 3

En las dos entradas anteriores se abordaron dos usos del hidr贸geno que se promueven desde esa instituci贸n no democr谩tica que es la Uni贸n Europea (驴alguien ha votado a 脷rsula Von der Leyen en unas elecciones?). Vimos que una era a todas luces una tomadura de pelo, b谩sicamente una confirmaci贸n que las bater铆as no daban de s铆 para alimentar camiones de gran tonelaje y largas distancias, o al menos as铆 parece ser que piensan nuestros preclaros l铆deres, pero el hidr贸geno tampoco arregla nada. Hasta Volkswagen soporta esta tesis.

La otra parec铆a, a primera vista, m谩s ventajosa y l贸gica, aunque como se explic贸, en base al truco de ocultar gastos, si bien no se entr贸 en mucho detalle en este 煤ltimo punto. Hoy veremos algo m谩s sobre las consecuencias de ambas aplicaciones, as铆 como el uso de la opci贸n est谩tica usando la infraestructura existente, para la gesti贸n de la intermitencia y variabilidad que no se abord贸 anteriormente.

Gesti贸n de la intermitencia.

Uno de los usos importantes que propone la Uni贸n Europea para el Hidr贸geno a medio plazo, 鈥榗uando haya capacidad de almacenamiento鈥 suficiente, es para la gesti贸n de la intermitencia de las renovables, es decir, un paso m谩s all谩 de la 鈥榮imple鈥 gesti贸n de la inestabilidad (que es la manifestaci贸n a corto plazo del mismo problema). La idea es almacenar hidr贸geno cuando las renovables, que deber铆an estar sobredimensionadas, generen energ铆a de 鈥榮obra鈥, para luego gastarlo durante los picos de consumo en que las renovables no pueden cubrir la demanda.

Ya hemos visto que, incluso con penetraciones relativamente bajas, hay que recortar su producci贸n debido a los problemas de inestabilidad que generan, pero esa producci贸n sigue siendo 鈥榬elativamente peque帽a鈥. Esa es, en un principio, la energ铆a que quieren utilizar para esta aplicaci贸n.

Luego, esa sobreproducci贸n que se ha almacenado en alguna parte se devuelve a la red. Invariablemente, mediante centrales 鈥榗onvencionales鈥, l茅ase turbinas de gas. Bien pueden ser de ciclo combinado, m谩s lentas en arrancar, bien sean 鈥榩eakers鈥, mucho m谩s r谩pidas y pensadas para arrancar y parar y hacerlo r谩pido, a costa de un rendimiento m谩s bajo (del 50% de las de ciclo combinado a un 40% en el mejor de los casos para las peakers).

Dada la situaci贸n de inestabilidad, lo m谩s probable es que algunas de estas centrales 鈥榗onvencionales鈥 est茅n en funcionamiento incluso mientras las renovables 鈥榮obreproducen鈥, para aportar m谩s estabilidad. Con ese concepto en mente, y obviando las p茅rdidas por compresi贸n, distribuci贸n, fugas, etc, podemos hacer un c谩lculo simple. Si la hidr贸lisis tiene un rendimiento del 60%, y las centrales de ciclo combinado del 50%, tenemos que el rendimiento final entre la energ铆a 鈥榮obreproducida鈥 y la 鈥榬eutilizada鈥 es del 30%. Si vamos a un 鈥榩eaker鈥, bajamos al 25%.

驴Y eso qu茅 quiere decir?

Pues que por cada kWh que gastemos de electricidad hecha con hidr贸geno verde, se han tenido que 鈥榮obreproducir鈥 antes 3 o 4 kWh, una energ铆a que las renovables van a querer cobrar. Eso significa que el kWh consumido de almacenamiento va a costar 4 o 5 veces lo que el kWh de renovables en los momentos en que 茅stas sobreproducen. Y el hecho que sea en diferido complica las cosas 驴van a producir cuando produzcan, pero van a cobrar cuando no? 驴O c贸mo va eso?

Por mucho que digan que esa electricidad 鈥榮obrante鈥 es 鈥榞ratis鈥, no conozco yo ninguna empresa de generaci贸n, renovable, f贸sil o de galletas ya puestos, que haga nada de gratis ni por el amor al pr贸jimo. Esa electricidad se va a pagar s铆 o s铆. De hecho, ahora mismo Alemania est谩 pagando a Dinamarca para que NO produzca. Claro que no queda claro >>exactamente qui茅n<< est谩 pagando, as铆 que o bien cae en la factura de la luz de los alemanes, o bien sobre impuestos a los alemanes鈥 lo cual significa que lo paga el pueblo alem谩n de una forma u otra.

Pero de 鈥榞ratis鈥 nada de nada.

Eso de 鈥榞ratis鈥 es un cuento comercial muy viejo y muy manido y que en el caso de la electricidad se puede ver no s贸lo en los precios expuestos en el anterior art铆culo, sino en el cl谩sico ejemplo que 鈥榣os cochepilas son m谩s baratos de consumo鈥, e incluso, 鈥楾esla regala la electricidad鈥. La verdad, ahora que ya empieza a haber cochepilas por ah铆 rondando, es que un Tesla cuesta m谩s en electricidad por Km que un BMW gasolina.

驴O acaso nos pensamos que las decenas de millones de 鈧 en impuestos a los combustibles que recauda el gobierno van a dejar que desaparezcan? En esa tesitura, es obvio entonces que la electricidad va a subir, y que encima lo va a hacer de forma m谩s acusada seg煤n la situaci贸n meteorol贸gica. O sea, tremendamente variable.

Veamos algunos ejemplos. Para empezar, iremos a por lo m谩s r谩pido, es decir, las variaciones en el corto plazo, en t茅rminos de milisegundos a segundos. Este tipo de variaciones tienen dos fuentes: la generaci贸n fotovoltaica por un lado, y la causada por l铆neas de transmisi贸n largas sobre las que la potencia no est谩 perfectamente controlada.

Dada la extensi贸n y complejidad de esta 煤ltima que ya hemos comentado superficialmente, ahora nos centraremos en la primera. Pongamos un gr谩fico de una instalaci贸n fotovoltaica fija, producci贸n real en un d铆a soleado (l铆nea azul) y en un d铆a con nubosidad variable (violeta).

Producci贸n real de un mismo panel fotovoltaico en dos d铆as diferentes. Ojo con las horas.

Los defensores de la fotovoltaica se jactan de la previsibilidad de la misma. A la vista est谩, en esta gr谩fica que, de eso nada, monada. Si el d铆a sale bien, soleado, se puede conseguir lo que se prev茅, m谩s o menos, pero como haya nubes, nada de nada, mucho menos. Peor a煤n: la tremenda variabilidad de esa producci贸n tiene que ser compensada de forma r谩pida, eso implica que como est茅 nublado necesitas tener en todo momento una energ铆a de respaldo controlable, despachable aunque haga sol!

Esta es probablemente la mejor forma de ver de forma f谩cil porqu茅 se pretende hacer 鈥榟idr贸geno verde鈥: mientras se consume energ铆a estable (驴producida con?), la energ铆a inestable de las renovables es m谩s conveniente que sea absorbida de forma variable, seg煤n se produzca, por la hidr贸lisis. Eso, este tipo de problema de intermitencia implica una producci贸n variable tambi茅n, cosa que ni los electrodom茅sticos ni las grandes f谩bricas (ni la mayor铆a de los accesorios el茅ctricos) lleva bien, de ah铆 que se tenga que 鈥榞astar鈥 en cosas que s铆 lo permitan.

Resumen de este ejemplo: cuando hay variabilidad en la producci贸n (porque es incontrolable) a corto plazo, conviene que la energ铆a suministrada a la red sea estable (mediante generaci贸n controlada, despachable), mientras que la renovable afectada se dedica pr谩cticamente en exclusiva, a generar hidr贸geno, puesto que este proceso permite y 鈥榓bsorbe鈥 la variabilidad (con las p茅rdidas de rendimiento en la producci贸n de hidr贸geno asociadas). 鈥楢l menos no se pierde鈥, dir谩n unos. 鈥楢l menos ahora se cobra鈥, diremos otros.

Sigamos con el siguiente paso temporal, el del orden de minutos. Esta vez, va de una mezcla, fotovoltaica y e贸lica. Cuando por encima de un inmenso parque fotovoltaico pasa una gran nube, al mediod铆a o en un momento de mucho sol, la variaci贸n de potencia es m谩s lenta (son m谩s placas, y la nube tarda un tiempo en cubrirlas todas), pero tambi茅n de m谩s MW.

Cuando hace mucho, mucho viento, los parques e贸licos se paran para evitar da帽ar los aerogeneradores. Eso, de nuevo, implica para un parque grande, que se pasa del 100% de potencia nominal al 0% en cuesti贸n de minutos. Y dado que, como veremos m谩s adelante, el viento fuerte tiende a soplar en grandes 谩reas, se ver谩n afectados varios parques, especialmente si se intenta sobredimensionar la e贸lica para cubrirlo todo con renovables.

En ambos casos, estamos hablando de la p茅rdida de centenares de MW en el orden de 5 a 10 minutos. Una planta de gas tarda mucho m谩s en arrancar. En una de ciclo combinado, la turbina de gas tarda del orden de una hora o algo m谩s, mientras que la etapa de vapor se retrasa todav铆a unos 30 鈥 40 minutos tras la entrada de la turbina de gas (con el consiguiente consumo de gas para esa operaci贸n que no contabilizan los pro renovables).

Eso es ya un problema muy grande. Y este, junto con el orden inferior de tiempo, son los dos 煤nicos problemas reales que solucionan las bater铆as estacionarias como la famosa de Tesla en Australia: 100MW de potencia durante unos 80 minutos鈥 que es el tiempo que tarda en arrancar una central de gas de ciclo combinado.

Pero 100MW es poco, muy poco. La potencia de generaci贸n instalada es del orden de los GW, entre uno y tres 贸rdenes de magnitud m谩s grandes. En Corea del Sur tambi茅n pusieron bater铆as, coreanas. M谩s de 20 plantas de este tipo ardieron en un a帽o.

Y sin embargo, este problema de que caigan centenares de MW, GW en muchos casos, en menos de 10 minutos, es algo com煤n que pasa varias veces al a帽o. De hecho, este problema ya ha hecho 鈥榮altar鈥 la luz bastantes veces en Australia, hasta el punto que para apaciguar el cabreo del pueblo, los australianos pusieron la megabater铆a de Tesla famosa (como a unos 700$/kWh, nada barata). Lo cual fue una demostraci贸n m谩s de los l铆mites de integraci贸n de las renovables.

No s贸lo eso. Si toda la energ铆a que consume el mundo fuese el茅ctrica, e hici茅semos una bater铆a con todo el litio que se estima que existe鈥 dicha bater铆a podr铆a almacenar el consumo de unas 4 horas. Sin dedicar nada ni a cochepilas ni a m贸viles ni otro tipo de equipamiento. Si a帽adi茅semos bater铆as de plomo鈥 estar铆amos en una hora m谩s.

S贸lo para hacerse una idea.

Por eso surge de nuevo el mismo planteamiento que para el caso anterior: cuando se vea viento tan fuerte (la previsi贸n meteorol贸gica en este sentido es de fiar), se pone en marcha energ铆a despachable, y toda la producci贸n e贸lica afectada se desv铆a a hacer hidr贸geno. Y eso puede ser mucho, varias veces al a帽o.

Pasemos ahora al siguiente caso en la escala temporal. La variaci贸n diaria, intrad铆a como dir铆an los corredores de bolsa. O, de forma m谩s evidente, el ciclo d铆a/noche que, obviamente, afecta de forma muy previsible a la fotovoltaica.

Y aqu铆 es donde aparece la 鈥榗urva del pato鈥 (y los apagones inevitables de California).

Cuac cuac. El 鈥榗uerpo鈥 del pato, a la naranja, es la producci贸n fotovoltaica. La l铆nea superior, el consumo, y la l铆nea inferior, la producci贸n despachable o controlable, en un d铆a de primavera/oto帽o. N贸tese la cabeza, a la derecha.

El nombre de la curva hace justicia a su forma. Hay dos o tres puntos destacables. El primero, la bajada enorme de producci贸n en las horas centrales del d铆a. El segundo, la enooorme y empinada cuesta de entrada en servicio de la energ铆a despachable.

El tercero鈥 que el pico de consumo es de noche, tras la puesta del sol. Invariablemente, cuando la gente vuelve del trabajo, y tiene que encender las luces, cocinar (recordemos que no s贸lo se promociona la cocina el茅ctrica, es que en San Francisco ya tienen prohibidas las de gas, igual que las calefacciones que no sean el茅ctricas) la cena, etc. Suele ser el momento de mayor consumo dom茅stico, adem谩s de ser, simplemente, el de mayor consumo.

El consumo es complementario con la producci贸n solar鈥 驴Adivinan Uds. A que hora es, sistem谩ticamente, m谩s cara la electricidad? Bien. 驴Cu谩les son los problemas de esta curva? Con n煤meros, plis.

Aunque no se ve muy bien, el m铆nimo est谩 en los 11 GW, y el m谩ximo en los 25 GW. Eso significa que entre las 8:00 y las 10:00 tienen que retirarse como 4 GW, de 10:00 a 14:00 otros 2 GW鈥 para luego, de 16:00 a 19:00, en tres horas鈥 subir 14 GW. Eso implica tener 14 GW que van entrando y saliendo, y que, en teor铆a, s贸lo facturan durante unas horas. A las que le tienen que a帽adir el sobre coste de arranque y parada que generalmente no se contemplaba (las centrales el茅ctricas no suelen estar dise帽adas para parar y arrancar cada d铆a, eso son s贸lo los 鈥榩eakers鈥), sin contar las p茅rdidas por ineficiencia.

Un ciclo combinado puede dar del orden del 52% de rendimiento鈥 en el punto 贸ptimo. A la primera que lo sacas de ah铆, baja. Adem谩s, ya hemos dicho que hay que arrancarlos como una hora y media o m谩s antes de que entreguen toda la potencia.

Todo eso implica que hay que sincronizar unas cuantas centrales de ciclo combinado y 鈥榩eakers鈥 (creo que en California no hay ninguna: 鈥榗ompran鈥 esa electricidad a los estados colindantes, cosa que, por la distancia, aumenta la inestabilidad y limita la capacidad de compra a las cercan铆as de los estados lim铆trofes), que tienen que entrar todas de forma muy controlada en un per铆odo de tiempo muy controlado鈥 y que se puede descontrolar por la simple aparici贸n de una nube.

Por supuesto, hay bastantes m谩s problemas, que se exacerban a medida que va aumentando la penetraci贸n. Uno de ellos, por ejemplo, es la p茅rdida de rentabilidad de las centrales que funcionan de forma intermitente (al funcionar menos horas adem谩s del sobrecostes de unos arranques que no estaban previstos en su momento), lo cual hace que se retiren, se cierren鈥 y se pierda la capacidad luego de estabilizar y suministrar la energ铆a.

Eso limita la capacidad de rampa (Limited Ramping Capacity, en la gr谩fica). Y entonces hay que optar por varias soluciones. La primera, recortar entrega de energ铆a (la de la izquierda). O sea, apagones (que en verano, que es cuando m谩s energ铆a da la fotovoltaica, son generalizados en California desde hace a帽os).

La segunda opci贸n, recortar renovables, con lo que hay m谩s centrales de ciclo combinado (o carb贸n, o nuclear, que son m谩s lentas, pudiendo tardar d铆as en arrancar) funcionando en todo momento. Esto reduce inestabilidad y otros problemas.

Esa segunda opci贸n es algo que sabemos que se est谩 haciendo desde hace tiempo en muchas partes, empezando por Alemania con su 鈥榚jemplar鈥 Energiewende (que es la primera que no s贸lo recort贸, sino que hizo par贸n en nuevas instalaciones, al comprobar que se disparaba el coste).

Insisto: esto es una demostraci贸n fehaciente de las limitaciones de las renovables, que hace tiempo que est谩n con nosotros. Por supuesto, ahora se trata de poner sobre la mesa, una tercera opci贸n para 鈥榓llanar la curva鈥. El almacenamiento de esos excedentes que ahora se 鈥榬ecortan鈥 (y que, en algunos casos, se pagan). La propuesta de la Uni贸n Europea.

En esta curva del pato 鈥榬ellena鈥 se puede ver la energ铆a que se almacena durante las horas de mayor producci贸n fotovoltaica, cosa que permite mantener 15 GW de generaci贸n 鈥榗onvencional鈥 (de combustibles f贸siles), para luego verterla durante el pico de demanda, cosa que limitar铆a la necesidad de potencia 鈥榗onvencional鈥 a menos de 22 GW.

Eso ser铆a una 鈥榖uena opci贸n鈥 por ambas partes.

La curva del pato 鈥榬elleno鈥. Se trata de almacenar energ铆a de 10:30 a 16:30, para luego verterla de nuevo a la red durante el pico de consumo.

Excepto que鈥 驴c贸mo se 鈥榙evuelve鈥 esa energ铆a almacenada? Porque la red sigue demandando 26 GW (seg煤n esa gr谩fica, que es algo vieja, del 2013). Eso es algo que no explica la gr谩fica, pero que en realidad ser铆a mediante 鈥榩eakers鈥 de hidr贸geno (recordemos, esas turbinas de gas espec铆ficas que fabrica Siemens).

Algo m谩s de 5 GW de 鈥榩eakers鈥.

Por otra parte鈥 a oj铆metro, estamos hablando de unos 15 GWh. O sea, como unas 120 bater铆as como la Tesla australiana. Suponiendo una eficiencia del 100% (en realidad estar铆a sobre el 80%, y por tanto, har铆an falta 150 bater铆as)

Sin embargo鈥 si lo hacemos con hidr贸geno鈥 y resulta que tenemos que producir 45 GWh de electricidad para generar el hidr贸geno necesario para luego poder devolver 15 GWh鈥 suponiendo centrales de ciclo combinado. De ser con 鈥榩eakers鈥, estar铆amos hablando de m谩s de 60 GWh, ya que habr铆a que a帽adir el gas necesario para irlas arrancando antes, sin producir electricidad en absoluto. O sea, como 70 GWh invertidos. Sin embargo, en la gr谩fica, se recortan s贸lo 15 GWh.

Para a帽adir 55 GWh de energ铆a, en las aproximadamente 8 horas que produce la solar鈥 necesitar铆amos a帽adir una producci贸n media de unos 6,8 GW. Es decir, durante las horas de producci贸n fotovoltaica, necesitar铆amos consumir una media de 21,8 GW para generar el hidr贸geno necesario para cubrir el pico. Eso es lo mismo que todo lo que produce, seg煤n esa gr谩fica, la fotovoltaica, cosa que implicar铆a que la producci贸n 鈥榗onvencional鈥 se mantuviese estable durante las 24 horas, m谩s o menos.

Para eso, tendr铆amos que almacenar como 37,5 GWh de hidr贸geno, es decir, alrededor de 1.000 toneladas de hidr贸geno, unos 14.000 millones de litros, 14 millones de m3, en condiciones normales. Para que nos hagamos una idea, un barco metanero tiene una capacidad del orden de 录 de mill贸n de m3.聽 Hidr贸geno obtenido a partir de 9.000 toneladas de agua, unas tres piscinas ol铆mpicas. 9.000 toneladas de agua consumida, vaporizada. Recordemos que eso hace efecto invernadero. Y no hablamos de sosa c谩ustica ni cloro ni nada, ya que se supone que ser铆a agua potable (que deja residuos no potables).

Cada d铆a.

Recordemos: har铆a falta dedicar toda la producci贸n fotovoltaica actual s贸lo para suplir el pico de la noche. No nos ahorramos nada, y encima tenemos que gastarnos toda la infraestructura (am茅n de la fotovoltaica). Y ese coste total, incluyendo lo que ahora se paga por la fotovoltaica, se concentrar铆a s贸lo en las horas de pico鈥 mientras el resto se paga igual.

Dicho de otra manera, el precio de la electricidad se disparar铆a. Es decir, si la electricidad en California se pagaba (en 2017) a 16,2 centavos el kWh, dado que hacen falta tres kWh como m铆nimo para hacer el hidr贸geno que luego se producir谩 durante el pico, tenemos que 茅ste no ser铆a rentable por debajo de 48,6 centavos.

Si contamos que la central del 鈥榩eaker鈥 y todo el tema de almacenamiento energ茅tico tambi茅n se tiene que pagar, algo tienen que cobrar, de algo tienen que vivir (驴de verdad cree alguien que van a gastar el dinero de gratis?), durante el pico, ese kWh se tendr铆a que pagar a m谩s de 50, o mucho m谩s probablemente, 60 o 70 centavos (4x precio kWh para generar el hidr贸geno, m谩s el coste del 鈥榩eaker鈥 鈥 que recordemos que tiene menor rendimiento 鈥 y el almacenamiento, que adem谩s deber铆a ser m谩s grande).

Obviamente, lo que se puede hacer, de hecho, parece ser que es lo que se hacen en California, es diluir el coste del pico entre el resto, as铆 que, en lugar de tener tarifas diferentes, lo que tendremos es un incremento medio del precio de 16,2 a unos 22 centavos el kWh.

De ah铆 se demuestra que el precio de la electricidad, lejos de bajar, va a subir. Por mucho que nos manipulen, nos enga帽en diciendo que la electricidad renovable es 鈥榞ratis鈥. No existe ni la electricidad gratis ni ninguna empresa que regale nada (sin obtener beneficio por otra parte鈥 o quebrar).

Y eso que California no es precisamente el Estado con la electricidad m谩s barata de los USA. O sea, a saber a cu谩nto les saldr铆a la broma si se aplicase esta soluci贸n. Y eso s贸lo para cubrir un pico de demanda. Si cogemos una media de consumo de unos 21 GW, eso son 504 GWh al d铆a. Unas 7,2 veces la producci贸n solar diaria. Lo que implica que con un almacenamiento efectivo al 100%, 鈥榮贸lo鈥 tendr铆amos que multiplicar la capacidad instalada por 7,2.

Dado que la producci贸n podr铆a cubrir una tercera parte de forma directa, s贸lo se tendr铆a que cubrir con almacenamiento el resto, es decir, unos 330 GWh, que como ya hemos visto implica alrededor de 1.000 鈥 1.300 GWh de producci贸n extra.

Por tanto, la capacidad de producci贸n necesaria para cubrir ese d铆a (sin nubes) totalmente con solar y almacenamiento por hidr贸geno significa una producci贸n real de unos 1.500 GWh, tres veces el consumo. Y una capacidad fotovoltaica 20 veces superior a la del gr谩fico (m谩s o menos la actual de 2020).

Y una producci贸n y almacenamiento de hidr贸geno de m谩s de 7 veces la calculada para el pico. Grosso modo, a oj铆metro, pero sirve para hacerse una idea de lo que significa la intermitencia diaria fotovoltaica en un d铆a 鈥榥ormal鈥 en una ubicaci贸n con buena exposici贸n solar, y sin nubes.

Dado que hay que cubrir dos terceras partes con energ铆a almacenada durante el d铆a, y a la gran necesidad de sobreproducci贸n el茅ctrica por la ineficiencia el茅ctrica de esta opci贸n, podemos hacernos una idea del precio que va a tener la electricidad. M谩s o menos, m谩s del cu谩druple del actual. S贸lo contando la producci贸n, y con el precio actual, descontando todo el tema inversiones y mantenimiento de la parte de almacenamiento.

Eso s铆, ni la parte de infraestructura de distribuci贸n y control de electricidad, ni los generadores el茅ctricos en base a hidr贸geno, etc. se tiene en cuenta.

Lo dicho, de gratis, nada de nada.

Como se puede ver, ya en este punto pensar que la electricidad de origen fotovoltaico va a ser m谩s barata que lo que ya tenemos es tener mucha f茅. Obviamente, pensar con estos datos que el precio de la electricidad va a bajar es absurdo.

Con la termosolar de concentraci贸n (como la central de Ivanpah) con almacenamiento (t茅rmico), todo eso se suaviza mucho, adem谩s de ser bastante m谩s controlable. Y sin embargo, los precios actuales de la electricidad en California apenas dan para que salga rentable. Otra similar, Crescent Dunes, ya ha fracasado incluso antes de entrar en funcionamiento. Probablemente, el sistema de contabilidad tenga mucho que ver con todo esto.

Por otra parte, la mayor producci贸n renovable no controlable es la e贸lica (en algunos pa铆ses, es la hidroel茅ctrica produce mucho m谩s, como Noruega, pero esa es controlable, en otros, es el 鈥榮istema de control de las nucleares鈥). Invariablemente, la producci贸n e贸lica est谩 en manos de grandes empresas, la particular (la 鈥榙emocr谩tica鈥 del 鈥榓utoconsumo鈥) es despreciable.

En este caso, hay variaci贸n tambi茅n del orden de horas, d铆as, pero es 鈥榤谩s variable鈥, y claramente m谩s imprevisible. Veamos c贸mo va eso en funci贸n del d铆a en Europa, con datos reales.

Producci贸n e贸lica total de Europa. Alemania destaca debido a que tiene mucha e贸lica instalada, seguida de Espa帽a. Con estos datos no se termina de ver el panorama.

Producci贸n e贸lica de Europa normalizada por pa铆s (es decir, como si todos tuviesen instalada la misma capacidad). N贸tese que cuando sopla el viento, sopla en todas partes, y que cuando no sopla, no sopla en ninguna (casos numerados, 1, 2, 3, 4) que es cuando se debe consumir el excedente. La conclusi贸n es que una mayor integraci贸n de la red el茅ctrica europea no arreglar铆a.

Lo primero que salta a la vista de estos datos reales (y m谩s a煤n, de su normalizaci贸n) de septiembre y octubre de 2015, es que o el viento sopla seg煤n le d茅, caprichosamente, 鈥榓leatoriamente鈥, no de forma 鈥榗ontrolada鈥, ni mucho menos previsible. Es obvio que la cosa va 鈥榓 rachas鈥, y encima鈥 las rachas se superponen en todos los pa铆ses europeos, con lo que la interconexi贸n e 鈥榠ntegraci贸n鈥 de las redes el茅ctricas no servir铆a de gran cosa.

En el caso de la gr谩fica normalizada, hay que mirar el caso 4, que es un per铆odo de alrededor de tres d铆as de 鈥榗alma chicha鈥 en todo el continente (d铆as 18 a 21 de octubre), precedido de unas semanas con producci贸n m谩s bien escasa y variable, tras otro per铆odo de calma chicha de un par de d铆as (9 y 10), justo tras un gran pico de producci贸n (6 鈥 7 鈥 8).

Para ese caso, para el momento de calma n潞 4, apenas quedar铆a nada acumulado (y recordemos, que s贸lo se recupera 1/3 a 录 de la energ铆a sobrante de los picos) que quemar. La situaci贸n del per铆odo de calma n潞 3 no es muy diferente. Eso implica que hace falta una gran capacidad de sobreproducci贸n y almacenamiento, especialmente si lo comparamos con la intermitencia diaria (aqu铆 habr铆a que cubrir, claramente, m谩s de una semana).

Pero tambi茅n implica que esos d铆as, de forma imprevisible e inesperada, la factura de la luz se iba a disparar. O alternativamente, el precio medio subir铆a mucho. Y eso si a nadie se le ocurre quemar el gas para la calefacci贸n en unos meses en que en el centro de Europa ya empieza a pasar fr铆o. Pero si de estas gr谩ficas alguien saca conclusiones pensando mal鈥 pues ah铆 van un par m谩s.

Producci贸n real en kWh de una instalaci贸n fija sobre tejado para autoconsumo, durante tres a帽os consecutivos, comparados con la estimaci贸n (en lila) que da un programa de 鈥榗谩lculo鈥 de producci贸n fotovoltaica. Ojo los datos de Mayo.

Esta es de un sistema fotovoltaico fijo. Se observa que la distribuci贸n real a lo largo del a帽o es bastante aproximada, pero casi siempre por debajo de lo te贸rico calculado, adem谩s de una variaci贸n de a帽o a a帽o, que en el caso de Mayo llega al 50%.

Sin embargo, lo que importa aqu铆 es la estacionalidad. Obviamente, en invierno hace fr铆o鈥 porque no hace sol (de los datos se ve que en Enero se obtiene como una quinta parte de la energ铆a que se obtiene en Junio, es decir, una relaci贸n 1:5) Pero precisamente es entonces cuando ponemos la calefacci贸n (a gas?). Eso implica que hay que almacenar en verano para el invierno.

Y aqu铆 viene la segunda gr谩fica al caso: el consumo energ茅tico de mi pisito seg煤n el a帽o, desglosado en electricidad (cocina, luz, lavadoras, aire acondicionado y bomba de calor, nevera) y gas (calefacci贸n y agua caliente sanitaria). Se puede observar el consumo energ茅tico como es pr谩cticamente complementario al de producci贸n fotovoltaica, siendo la calefacci贸n el principal consumidor en los meses en que NO hay Sol. Y eso que el pisito este es bastante caliente en invierno por orientaci贸n y efecto invernadero鈥

Gasto energ茅tico del piso del autor. Total en verde, gas (calefacci贸n y ACS) en rojo, y electricidad, en azul. Apenas perceptible, se gasta m谩s electricidad en invierno.

Este caso es similar al que ve铆amos de intermitencia diaria para la fotovoltaica con dos salvedades: una, menor, que el pico de demanda se sit煤a a la izquierda, y la mayor, que esto es en meses, no horas.

Tambi茅n se observa la complementariedad entre la producci贸n y el consumo energ茅tico que ya se coment贸 con el caso de la intermitencia diaria.

Y eso que estamos en un pa铆s c谩lido (Espa帽a) donde los inviernos son suaves, y en verano hay sol a raudales. Que, si nos vamos a Alemania, la situaci贸n empeora con una menor exposici贸n solar, inviernos con cielos plomizos durante semanas, nieve que se acumula y hay que limpiar de encima de los paneles, y una variaci贸n invierno/verano mucho m谩s acentuada incluso sin nubes (del orden de 1:6 o m谩s), y un consumo en calefacci贸n en invierno mucho mayor, a煤n a pesar de estar m谩s bien protegidas y aisladas las viviendas.

Si para tener bajo mano la intermitencia diaria (en un d铆a medio, primavera u oto帽o, en que no hace falta ni rellenar almacenamiento estacional, ni tirar de 茅l) vimos c贸mo el precio se disparaba, al tratar con la variaci贸n estacional (sin contar con la variabilidad interanual), la cosa se multiplica, pasamos de horas a meses (con m谩s p茅rdidas), y el gasto, especialmente en el apartado de almacenamiento, se va totalmente de madre.

Al hablar de sustituir horas por meses, estamos aumentando la necesidad de sobreproducci贸n y almacenamiento m谩s de dos 贸rdenes de magnitud. M谩s de 250 veces m谩s.

Es lo que tiene la energ铆a no controlable. Igual que los barcos a la deriva, que tienen prioridad absoluta de circulaci贸n puesto que no pueden controlar el rumbo ni la velocidad, las renovables el茅ctricas intermitentes tambi茅n tienen prioridad absoluta.

Pero no se puede llenar el mar de barcos a la deriva, porque nada llegar铆a a puerto. Si encima se pretende que los barcos que a煤n son controlables los arrastren y remolquen, lo 煤nico que cabe esperar es que se hunda totalmente el comercio internacional, lo que terminar铆a con los viajes en barco, a la deriva o no.

Un ejemplo claro de c贸mo esto afecta ya (es decir, de nuevo l铆mites de las renovables el茅ctricas intermitentes contra los que estamos chocando cada vez m谩s), es lo que ha pasado con la presa de Pe帽itas, en M茅xico, en la zona de Tabasco, d贸nde el exceso de acumulaci贸n de aguas en temporada de lluvias debido a priorizar la electricidad no controlable (e贸lica y fotovoltaica) ha terminado forzando a desembalsar agua al estar 茅sta presa al 102%… y por tanto, causar inundaciones y da帽os mayores en la poblaci贸n.

Todo un desastre anunciado que ninguno de los adalides de las renovables no quiere ni prever ni aceptar. Y es que p煤blicamente s贸lo se sacan las cosas buenas de las renovables, haciendo c谩balas bas谩ndose s贸lo en esa parte, mientras se ningunea la parte oculta, la cara sucia de las mal llamadas energ铆as limpias. Se trata exactamente de la misma mentalidad que ninguneaba las emisiones de los veh铆culos (y que sigue haci茅ndolo con los el茅ctricos), y que nos ha tra铆do hasta aqu铆.

Implicaciones directas e indirectas.

Las implicaciones de todo esto son varias, y m谩s amplias que no s贸lo los n煤meros de potencia instalada, energ铆a consumida, capacidad de producci贸n y almacenamiento, etc. Hemos visto que la primera de ellas es que las renovables el茅ctricas intermitentes generan una inestabilidad en la red el茅ctrica que implica un cambio, ampliaci贸n y remodelaci贸n de la red de distribuci贸n muy costoso, y a煤n as铆, eso es insuficiente.

 

Los problemas el茅ctricos que generan en el corto plazo (inestabilidad del orden de milisegundos a minutos) han saltado tambi茅n en el corto plazo, antes que los otros grandes problemas que ya se han comentado en otras partes, empezando por el archiconocido de la intermitencia diaria.

Ante este problema, Alemania y su Energiewende han pegado un frenazo en la instalaci贸n de nueva energ铆a e贸lica, como se aprecia en la gr谩fica adjunta. No s贸lo eso. Una parte cada vez m谩s importante (en %) de las instalaciones no son 鈥榥uevas鈥 sino repotenciaciones (aumento de potencia mediante la sustituci贸n de unos aerogeneradores 鈥榲iejos鈥 por otros nuevos de mayor potencia).

El frenazo de 2018 es m谩s que evidente. Y encima, esta publicaci贸n (nada sospechosa de ser anti renovables) ya lo preve铆a en 2017. Adem谩s, una de las causas que aduce es precisamente los problemas de congesti贸n de la red de distribuci贸n, de tal manera que el Bundestag restringe las instalaciones (incluso repotenciaciones) en las 谩reas d贸nde se genera mucho y consume poco frente a las que consumen mucho y producen poco.

Tambi茅n habla de la resistencia entre la gente ante los problemas cada vez m谩s evidentes de este tipo de instalaciones, su impacto ambiental, social y est茅tico. No s贸lo eso. El hecho que la red de distribuci贸n sea el factor limitante principal, y que, por tanto, su expansi贸n norte-sur sea prioritaria para poder ampliar la penetraci贸n de renovables, la gente tambi茅n se opone a dicha instalaci贸n.

Inversiones en renovables 2000 a 2016 en Alemania desglosadas.

No s贸lo eso. Si miramos las siguientes gr谩ficas, extra铆das de los mismos art铆culos enlazados, vemos que la inversi贸n en fotovoltaica sufri贸 lo mismo en 2012 (franjas en naranja).

Por esas fechas, empez贸 a ser obvio que Alemania hab铆a perdido 鈥榣a guerra fotovoltaica鈥 con China. De la misma forma, se comprob贸 que 鈥榣a guerra e贸lica鈥 con los asi谩ticos segu铆a siendo favorable a los teutones, ya que se dispar贸 la inversi贸n en e贸lica, tanto onshore (en tierra firme) como offshore (en el mar).

El siguiente paso, ser谩 un aumento, de nuevo, de e贸lica offshore, ya que esta no presenta las quejas del p煤blico, aunque consume m谩s tierras raras como el neodimio y el disprosio al utilizar este tipo de elementos para el generador. Tambi茅n son m谩s costosas, su impacto ambiental es mayor, su mantenimiento es m谩s caro, y su acceso m谩s dif铆cil, aunque suelen generar m谩s, de forma m谩s constante鈥 y no 鈥榤olestan a la vista鈥 (ojos que no ven, coraz贸n que no siente y por tanto, menor resistencia p煤blica).

Dicho de otra manera: la inversi贸n en fotovoltaica se ha ido al garete (al perder esa batalla). La e贸lica terrestre se ha encontrado con un problema de congesti贸n de la red de distribuci贸n, adem谩s de resistencia p煤blica, as铆 que la 煤nica v铆a de crecimiento de renovables para cubrir las expectativas s贸lo tiene una posible salida: la e贸lica offshore.

Distribuci贸n de los ahorros de CO2, equiparables a la energ铆a producida por renovables, desglosado por sector y tipo de energ铆a.

Pero para eso, necesitan solucionar el tema de la red de distribuci贸n el茅ctrica鈥 y el tema del hidr贸geno (a ser posible, marino) se presenta como una 鈥榩atada hacia adelante鈥 interesante que cubre varios frentes. Sin embargo, de esta otra gr谩fica, se puede ver algo curioso: a pesar de que la fotovoltaica instalada es casi igual a la e贸lica (41,3GW frente a 55,6GW), la producci贸n renovable est谩 encabezada por鈥 la biomasa, seguida de la e贸lica, y s贸lo en tercer lugar, de lejos, la fotovoltaica, con escasa ventaja sobre la hidroel茅ctrica.

Hay que notar que la biomasa se usa para tres sectores: electricidad (la m谩s 鈥榚col贸gica鈥 en cuanto a emisiones ahorradas de CO2), calefacci贸n y transporte, siendo pr谩cticamente la totalidad de esos dos 煤ltimos sectores. Una demostraci贸n de la ineficiencia de la fotovoltaica (que tambi茅n sufre grandes recortes de producci贸n, del orden del 30% en verano)鈥 y de la incapacidad de usar las renovables el茅ctricas intermitentes para otros sectores, especialmente, transporte.

De todo esto, lo que se deduce es obvio: que las renovables est谩n llegando a l铆mites que muchos hace tiempo que avisamos, y que muchos m谩s no s贸lo niegan p煤blicamente, sino tambi茅n se aceptan a negar personalmente, a pesar que los hechos aqu铆 apuntados lo corroboran.

Otro ejemplo que detr谩s de estos temas hay m谩s 鈥榝e religiosa鈥 que no ciencia. Y sin embargo, esa es s贸lo una de las implicaciones: la de la limitaci贸n. La segunda, ya demostrada con anterioridad, es el incremento real del precio de la electricidad. En esta otra gr谩fica, una vez m谩s sin salirse de publicaciones que en el mejor de los casos tiene sesgo pro renovable, es la de recargo del precio por renovables, adem谩s desglosado no s贸lo por a帽os, sino por tipo de renovable.

Evoluci贸n del recargo en el precio de la electricidad por cada tecnolog铆a renovable.

No s贸lo se puede ver c贸mo el coste de la electricidad va subiendo con la introducci贸n de las renovables y su aumento en la penetraci贸n. Es que, tal y c贸mo se ha comentado antes, el coste de la fotovoltaica se dispara si se compara con la e贸lica y la biomasa, siendo el mayor contribuyente a la subida de la factura, a pesar de aportar menos energ铆a que la e贸lica (tercera en coste) o la biomasa. Ojo, porque la offshore tambi茅n crece con fuerza a pesar de aportar relativamente poco, debido, como se ha comentado, a unos costes mayores tanto de instalaci贸n como de operaci贸n y mantenimiento.

Por tanto, no s贸lo son causantes de la subida de la factura de la luz (en unos momentos en que la bajada de los precios de las energ铆as f贸siles compensa dicha subida). Tambi茅n hay un componente pol铆tico nefario en todo este asunto.

Y es que, en Alemania, los sobrecostes de las renovables se cargan, en casi su totalidad, sobre el pueblo llano, los consumidores dom茅sticos, para evitar que unos precios elevados ya de por s铆 y encima al alza, afecten a la competitividad de su todopoderosa industria.

Obviamente, soluci贸n muy democr谩tica, los gastos para todos (el eslab贸n m谩s d茅bil), mientras que los 鈥榖eneficios鈥, para unos pocos.

Pero no s贸lo eso. En Alemania el sistema funciona de tal manera que los grandes consumidores pueden ir (van, de hecho) a la 鈥榮ubasta鈥 o al mercado de producci贸n el茅ctrica, pudiendo comprar directamente all铆 la electricidad, que suele ser m谩s barata que la que pagan los usuarios dom茅sticos. Eso implica que a la gente le sube la factura de la luz de forma a煤n m谩s desproporcionada, tal y c贸mo se ve en el gr谩fico anterior.

As铆 que, por decisi贸n pol铆tico-econ贸mica, las empresas alemanas est谩n beneficiadas por partida doble. Como veremos m谩s adelante, de hecho, beneficio triple.

La situaci贸n en Espa帽a es diferente. Para empezar, la distribuci贸n consumo/producci贸n est谩 mucho mejor que no en Alemania. Pero sobre todo, porque la capacidad de producci贸n aqu铆 est谩 muy, pero que muy sobredimensionada. M谩s de 108Gw instalados para picos de demanda del orden de 45.

Por eso, el par贸n de instalaciones e贸licas de la d茅cada 2010-2020 se debe m谩s a decisiones pragm谩ticas鈥 y pol铆ticas, igual que el reciente incremento de nuevas instalaciones.

Como se puede ver, la pol铆tica, al menos la alemana (que suele dictar mucho sobre las pol铆ticas en el resto de Europa), dicta que los consumidores dom茅sticos, el p煤blico en general, el 鈥榩ueblo llano鈥 debe hacer frente a los costes de las renovables y pagar m谩s, mientras que las empresas salen beneficiadas.

Potencia e贸lica instalada en Espa帽a. Se observa como de 2012 a 2018 se mantiene plana.

El claro ejemplo de que Pedro (el pueblo) la paga las facturas a Pablo (grandes empresas, estado). Obviamente, hay m谩s detr谩s de todo esto que no s贸lo la pol铆tica. Est谩 el tema financiero鈥 que de nuevo est谩 dirigido por la pol铆tica.

Desde el punto de vista financiero, no s贸lo estamos hablando de subvencionar entre todos unas aventuras empresariales grandes y 鈥榥uevas鈥 (vamos, que entre todos les estamos montando el negocio a unas grandes empresas del sector energ茅tico, sobre todo el茅ctricas y gasistas, que muchas veces son lo mismo, y que no se gastan un duro en inversi贸n, que para esto ya estamos los tontos), sino de otro tema algo m谩s opaco.

Y es que no s贸lo los ciudadanos subvencionaremos las inversiones necesarias a las grandes empresas a fondo perdido. Otras financieras invertir谩n mucho dinero tambi茅n, pero con grandes y jugosos retornos garantizados por los gobiernos (a costa de los ciudadanos).

Dicho de otra manera. Una planta de estas, pongamos por ejemplo, cuesta 1.000M鈧. 500 los pagamos entre todos, y no vemos un duro, es decir, los regalamos. Los otros 500M鈧 los ponen financieras, pero los beneficios de la empresa s贸lo van a pagar jugosos intereses a estas financieras (que se obtienen sobre 1000, no sobre 500), a las que encima les devolver谩 el dinero. Dinero que saldr谩 de unas facturas a los ciudadanos que ya hemos visto que se van a disparar.

Negocio redondo y asegurado.

Eso hace que la planta s贸lo tenga que amortizar 500M鈧, aunque page lo mismo de intereses (en total) que pagar铆a por los 1.000, s贸lo que a un peque帽o grupo de inversores 鈥榮electos鈥. Lo que equivale aun un inter茅s del doble.

Adem谩s, el negocio est谩 asegurado, ya que los consumidores pagaremos lo que se nos diga, aunque sea m谩s caro y/o menos transparente. Y sino, ya se har谩 cargo el gobierno (es decir, unos pocos decidir谩n que el resto pagaremos el pato mientras ellos se suben el sueldo por su 鈥榤aravillosa gesti贸n鈥) impuestos mediante. Con eso se asegurar谩n el negocio rentable.

De hecho, muchas de estas e贸licas no sal铆an tan rentables como preve铆an. Esa es otra de las razones de todo este invento. Algunas, para que fuesen rentables, cobraban por no generar la electricidad incluso m谩s que lo hubiesen ganado si la hubiesen generado. Otras, no cobraban nada, pero ten铆an o tienen facilidades para vender lo que pod铆an (prioridad) o para retornar los intereses (es decir, el gobierno decid铆a que los presupuestos cubr铆an el d茅ficit, como se puede ver en el desglose de la factura de la luz).

Ese dinero que ya sabemos c贸mo se maneja y que no se va a arreglar en el futuro, m谩s bien al contrario, es el que nos venden ahora que 鈥榥os ahorraremos鈥, puesto que ahora s铆 que generar谩n esa electricidad, s贸lo que nos la cobrar谩n como gas (probablemente encarecido), y a un precio superior.

De esa manera, se asegurar谩n de que las financieras se llevan su inter茅s muy por encima del inter茅s de mercado, que en algunos casos es negativo. Como algunos habr谩n notado, el cap铆tulo de financieras sale especialmente beneficiado, pero de forma solapada. Algunos habr谩n pensado enseguida en los bancos y grandes entidades de este estilo, como, por ejemplo, Goldman Sachs.

Por supuesto, 茅stos est谩n interesados de primera fila, pero hay algo m谩s. Hay fondos de inversi贸n 鈥榲erdes鈥 especializados en este tipo de productos financieros. Muchos bancos est谩n metidos y participan en estos fondos especializados. Sin embargo, hay que destacar algunos fondos muy particulares que los pol铆ticos priorizan dada su 鈥榮ensibilidad鈥, y a que son fondos muy regulados que obligadamente deben invertir en cosas muy rentables, como los bonos del estado鈥 y los bonos verdes que son la figura que tambi茅n se considera en este 鈥楨uropean Green New Deal鈥.

Un viejo consejo muy eficaz para sacar el entramado de este tipo de cosas es 鈥榮eguir el rastro del dinero鈥. Y en este caso, adem谩s, est谩 铆ntimamente ligado con pol铆tica y pol铆ticos.

A pesar de que ah铆 es donde se encuentras bastantes de las razones de esta 鈥榝iebre del Hidr贸geno鈥 (la 2.0 porque ya hubo otras antes, empezando por la crisis del petr贸leo de los 70), un an谩lisis de todo este asunto no cabe en esta serie. Ese enfoque pol铆tico, econ贸mico, financiero, electoral, y, sobre todo, sus repercusiones sociales, mejor se analizan en otro art铆culo posterior.

El objetivo de esta serie era establecer que la 鈥榩resunta soluci贸n鈥 que, una vez m谩s nos venden, ni es soluci贸n ni va a ofrecer los resultados que se nos dicen.

Conclusiones.

De todo lo expuesto, se pueden sacar una serie de conclusiones que deber铆amos tener claras:Fotovoltaica - EDF Solar tramita su primer PPA: 7 MW fotovoltaicos en Toledo - Energ铆as Renovables, el periodismo de las energ铆as limpias.

  • Las renovables el茅ctricas intermitentes (o sea, e贸lica y fotovoltaica) han llegado a su l铆mite de penetraci贸n sin inversiones en infraestructura muy grandes.
  • Esas inversiones en infraestructura son bastante apresuradas, un 鈥榩lan B鈥, debido a que las alternativas habituales hasta ahora no cubren las necesidades.
  • El Hidr贸geno es un 鈥榩lan B鈥 por dos razones: una de las soluciones, la integraci贸n de la red es costosa y no tiene apoyo popular, y la otra, que el l铆mite de integraci贸n de las renovables ha llegado antes de lo que muchos 鈥榚xpertos鈥 iban diciendo (al p煤blico, sobre todo, raz贸n de m谩s para la resistencia a la integraci贸n de la red).
  • En el caso concreto de la tecnolog铆a actual, lo que no cubre ni el precio ni la potencia, ni el peso, son las bater铆as.
  • El hidr贸geno que nos pretenden vender cubre hipot茅ticamente dos puntos que lo hacen atractivo como 鈥榩lan B鈥: el suministro de gases para la industria y la calefacci贸n, y el del transporte pesado de larga distancia.
  • La primera vertiente, implica el fracaso en la electrificaci贸n de ciertos usos industriales, como el ya mencionado del trabajo del vidrio o el de la calefacci贸n el茅ctrica.
  • El segundo, implica el doble fracaso en la electrificaci贸n del transporte: por un lado, el transporte por carretera mencionado, y por el otro, el fracaso en cambiar el modelo de transporte por carretera a un modelo ya electrificado de transporte ferroviario.
  • Gasnam analiza ventajas del hidr贸geno para utilizarlo en transporte terrestre y mar铆timo |Estas inversiones est谩n para evitar la ca铆da de los 煤ltimos bastiones que le quedan a la industria europea. Ante la ya inevitable ca铆da de la automoci贸n, y a la ya hace tiempo difunta industria fotovoltaica, ahora pretenden defender la e贸lica y de turbinas de gas a la par que dan cabida a una nueva puerta industrial para esas mismas grandes empresas en base a la hidr贸lisis de agua.
  • Estas inversiones, tambi茅n est谩n para rescatar encubiertamente tres sectores: el de las el茅ctricas que invierten o han invertido mucho en e贸lica, el bancario, y el de los fondos de pensiones.
  • Nada de esto es democr谩tico: ni las renovables (casi todo en mano de grandes empresas), ni la elecci贸n de los pol铆ticos que han tomado la decisi贸n.
  • En el fondo, estamos ante lo de siempre: una bomba de riqueza que bombea dinero de unas clases pobres cada vez m谩s empobrecidas y que cada vez ven m谩s laminado su poder adquisitivo (de 2010 a 2019 los espa帽oles hemos perdido un 7,1% del mismo), favoreciendo a los grandes conglomerados industriales (que tambi茅n est谩n empezando a demostrar que estamos ante el fin de la civilizaci贸n industrial, y que en Espa帽a est谩n desapareciendo).
  • Todo esto, en el fondo, es una especie de resistencia numantina de mantener la civilizaci贸n industrial, y con ella, la esperanza del crecimiento en base a la tecnolog铆a. Algo que es totalmente imposible, y que empieza a calar entre el imaginario colectivo.

 

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