Energías alternativas

Las energías alternativas — fuentes de generación eléctrica y térmica distintas de los combustibles fósiles convencionales (carbón, petróleo, gas natural) — experimentan una expansión sin precedentes. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), la capacidad renovable instalada global alcanzó los 3.870 GW a finales de 2023, con un incremento récord de 507 GW en un solo año, el 50% más que la adición de 2022 (338 GW). La solar fotovoltaica lideró con 346 GW nuevos (68% del total), seguida de la eólica con 117 GW (23%). China instaló 297 GW, más que el resto del mundo combinado. En la Unión Europea, las renovables generaron el 44,7% de la electricidad en 2023, superando por primera vez a los combustibles fósiles (33,3%, Ember, 2024). La inversión global en energías alternativas alcanzó los 623.000 millones de USD en 2023 (Bloomberg NEF), superando por tercer año consecutivo la inversión en combustibles fósiles.

La competitividad económica de las energías alternativas es la fuerza motriz de esta transformación. El coste nivelado de energía (LCOE) de la solar fotovoltaica a escala de servicio descendió de 0,417 USD/kWh en 2010 a 0,049 USD/kWh en 2023, una reducción del 89% (IRENA, Renewable Power Generation Costs 2023). La eólica terrestre pasó de 0,107 a 0,033 USD/kWh (-69%), y la eólica marina de 0,197 a 0,075 USD/kWh (-62%). Estas cifras sitúan a la solar y la eólica por debajo del rango de costes de las centrales de gas de ciclo combinado (0,045-0,075 USD/kWh) y muy por debajo del carbón (0,065-0,150 USD/kWh) en el 90% de los mercados mundiales. La paridad de red — el punto donde las alternativas igualan o superan en coste a las fuentes convencionales — se alcanzó en 2016 para la solar en regiones de alta irradiación y es hoy una realidad consolidada en todos los continentes.

La energía solar fotovoltaica acumula 1.419 GW de capacidad instalada global (IRENA, 2024), con una producción anual estimada de 1.600 TWh, equivalente al 5,5% de la generación eléctrica mundial. La eficiencia de los módulos comerciales de silicio monocristalino alcanza el 22-24% (récord de laboratorio: 26,8%, Kaneka, 2024), con una degradación anual del 0,3-0,5% y garantías de rendimiento de 25-30 años. Los módulos bifaciales, que captan la radiación reflejada por la superficie posterior, incrementan la producción entre un 5% y un 20% respecto a los monofaciales y ya representan el 30% de las ventas globales. Las tecnologías emergentes — células de perovskita (eficiencia de laboratorio 33,9% en tándem perovskita-silicio, EPFL/CSEM, 2023), células orgánicas y de puntos cuánticos — prometen reducciones adicionales del 30-50% en el coste de fabricación para la década de 2030. En edificación, la fotovoltaica integrada (BIPV) transforma fachadas, cubiertas y ventanas en superficies generadoras con eficiencias del 10-19%.

La energía eólica alcanzó 1.021 GW instalados globalmente a finales de 2023 (899 GW terrestres, 122 GW marinos), generando aproximadamente 2.100 TWh/año (7,3% de la electricidad mundial). Los aerogeneradores terrestres más avanzados alcanzan potencias de 6-7 MW con diámetros de rotor de 160-170 m y alturas de buje de 120-160 m, mientras que los marinos (offshore) llegan a 14-16 MW con rotores de 220-260 m (Vestas V236-15.0, Siemens Gamesa SG 14-236). El factor de capacidad medio global de la eólica terrestre es del 26-35% y del 40-55% para la eólica marina. En España, la eólica generó 61.138 GWh en 2023, el 23,5% de la demanda eléctrica peninsular (REE, 2024), con 30.610 MW instalados. La intermitencia de solar y eólica — el desafío principal — se aborda mediante almacenamiento en baterías (45 GW/100 GWh instalados globalmente en 2023, crecimiento del 130% respecto a 2022), bombeo hidroeléctrico (160 GW), interconexiones eléctricas y gestión de la demanda.

La energía geotérmica aprovecha el calor del interior terrestre (gradiente medio de 25-30°C/km de profundidad) para generación eléctrica y climatización. La capacidad geotermoeléctrica global asciende a 16,1 GW (2023), concentrada en Indonesia (2,4 GW), Estados Unidos (3,7 GW), Filipinas (1,9 GW) y otros países con actividad volcánica. Para edificación residencial, las bombas de calor geotérmicas (GSHP) de circuito cerrado intercambian calor con el terreno a 2-3 m de profundidad (temperatura estable de 12-16°C en España) con coeficientes de rendimiento (COP) de 4,0-5,5: por cada kWh eléctrico consumido, suministran 4 a 5,5 kWh térmicos. La inversión en GSHP residencial (15.000-25.000 EUR para vivienda unifamiliar de 150 m²) se amortiza en 6-12 años por el ahorro de 50-70% en climatización respecto a sistemas convencionales de gas o electricidad (European Geothermal Energy Council, 2023).

La biomasa aporta 150 GW de capacidad eléctrica global y cubre el 5% de la demanda mundial de energía primaria, con aplicaciones térmicas (calderas de pellets con rendimientos del 90-95%, emisiones de partículas < 20 mg/m³ en equipos certificados EN 303-5 clase 5), eléctricas (centrales de 5-50 MW) y de cogeneración. El hidrógeno verde, producido por electrólisis del agua con electricidad renovable, emerge como la alternativa clave para descarbonizar sectores difíciles: industria pesada, transporte marítimo y aviación. El coste del hidrógeno verde se sitúa en 3,0-6,0 EUR/kg en 2024, con proyecciones de 1,5-2,5 EUR/kg para 2030 (Hydrogen Council, 2023) que lo acercarían a la competitividad con el hidrógeno gris de reformado de gas natural (1,0-2,0 EUR/kg). La UE ha establecido un objetivo de 10 millones de toneladas de producción y 10 millones de toneladas de importación de hidrógeno renovable para 2030 a través de la estrategia REPowerEU. La capacidad de electrólisis global pasó de 0,7 GW en 2022 a una proyección de 134-240 GW para 2030 según la IEA.

Las energías del océano — mareomotriz (aprovechamiento de mareas), undimotriz (energía de las olas) y gradiente térmico oceánico (OTEC) — representan un recurso teórico de 80.000 TWh/año, equivalente a 3 veces el consumo eléctrico mundial, pero su explotación comercial permanece en fase temprana. La central mareomotriz de La Rance (Francia, 240 MW, operativa desde 1966) y la de Sihwa Lake (Corea del Sur, 254 MW, 2011) demuestran la viabilidad técnica a gran escala, con factores de capacidad del 25-28%. Las turbinas de corriente de marea (similares a aerogeneradores submarinos) alcanzan potencias de 1-2 MW por unidad (Orbital Marine Power, MeyGen en Escocia con 6 MW operativos). La energía undimotriz tiene un potencial explotable estimado en 500 GW en costas europeas, con dispositivos como el Pelamis (750 kW, descontinuado) y el Corpower Ocean C4 (300 kW, en pruebas en Portugal) que alcanzan producciones de 700-1.200 MWh/año. El LCOE de estas tecnologías se sitúa en 0,20-0,50 EUR/kWh, requiriendo reducciones del 60-80% para alcanzar competitividad.

El futuro de las energías alternativas converge hacia un sistema energético 100% renovable técnicamente factible antes de 2050, según modelizaciones de Jacobson et al. (2017) publicadas en Joule para 139 países. Los pilares de esta transición son: electrificación masiva del transporte y la calefacción (objetivo UE: 30 millones de vehículos eléctricos en 2030), almacenamiento a múltiples escalas temporales (baterías para horas, hidrógeno para semanas, bombeo para meses), redes eléctricas inteligentes con capacidad de gestión de millones de puntos de generación distribuida, y eficiencia energética que reduzca la demanda final un 40-50%. La Agencia Internacional de Energía proyecta que las renovables representarán el 80% de la nueva capacidad de generación instalada globalmente hasta 2030, añadiendo 4.800 GW en la década. Las energías alternativas han dejado de ser una aspiración para convertirse en la columna vertebral del sistema energético global en construcción.