Calculadora de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo

Cómo funciona esta calculadora de bombeo hidroeléctrico

Una central hidroeléctrica de bombeo es una batería recargable gigante formada por dos embalses a distinta altura. Cuando la electricidad es barata o sobra, las bombas suben el agua al embalse superior; cuando hace falta, el agua vuelve a bajar a través de las turbinas. Lo que se almacena es la energía potencial gravitatoria del agua, así que el volumen y la diferencia de altura (salto) pesan exactamente lo mismo.

La calculadora parte del volumen útil, el salto bruto y las características de las máquinas, y obtiene:

• la energía gravitatoria ideal y la electricidad que realmente se entrega tras las pérdidas hidráulicas, de turbina, de generador y de transformador;
• la electricidad necesaria para volver a bombear el agua y, con ella, el rendimiento de ida y vuelta;
• las horas de descarga y de carga a la potencia de turbinación y de bombeo, y el caudal;
• la variación de nivel del embalse superior y la comparación con piscinas olímpicas;
• los ingresos por arbitraje, la amortización simple y el coste nivelado del almacenamiento (LCOS), limitando el número de ciclos a lo que físicamente permiten los tiempos de carga y descarga.

Las fórmulas

ρ = 1.000 kg/m³, g = 9,81 m/s², V en m³, H en m, h_loss = pérdidas hidráulicas como fracción del salto (en cada sentido).

Ejemplo práctico: una central de 300 MW y 8 horas

Los valores por defecto describen un embalse superior con 2,5 millones de m³ de agua útil (1.000 piscinas olímpicas), situado 400 m por encima del inferior, con grupos reversibles de 300 MW:

• energía ideal almacenada: 1.000 × 9,81 × 2,5×10⁶ × 400 / 3,6×10⁹ ≈ 2.725 MWh;
• con un 3 % de pérdidas hidráulicas en cada sentido y rendimientos del 92 % en la turbina, 91 % en la bomba, 98,5 % en el motor-generador y 99,5 % en el transformador, entrega 2.380 MWh y necesita 3.150 MWh para volver a llenarse: un rendimiento de ida y vuelta de alrededor del 76 %;
• eso equivale a 7,9 horas a plena potencia y 10,5 horas de bombeo; el embalse superior, de 40 hectáreas, baja unos 6 m, poco comparado con el salto;
• cada metro cúbico vale unos 0,95 kWh de electricidad entregada.

Comprando a 45 €/MWh y vendiendo a 110 €/MWh durante 300 ciclos al año, el margen de arbitraje ronda los 36 millones de euros. Con una inversión de 2.000 €/kW (600 millones de euros), la amortización simple se va a unos 19 años, y el LCOS con la energía de carga incluida (unos 119 €/MWh) queda algo por encima del precio de venta. Es lo normal. Las centrales reales cobran también pagos por capacidad e ingresos por servicios de red (reservas, regulación de frecuencia, inercia, arranque autónomo), que esta visión simplificada de arbitraje deja fuera.

Cómo leer los resultados

• La energía entregada por ciclo es la capacidad de almacenamiento útil en el punto de conexión a la red.
• Rendimiento de ida y vuelta: cada MWh entregado cuesta 1/RTE MWh de electricidad de carga. Con un 76 %, el diferencial de precios tiene que superar aproximadamente el 24 % del precio de venta solo para cubrir las pérdidas.
• El tiempo de descarga determina qué servicios puede vender la central. Un ciclo diario pide 4–10 horas; desplazar energía de una semana a otra o entre estaciones exige muchas más.
• Variación de nivel: si el agua baja mucho en relación con el salto, al final de la descarga el salto es menor, y con él la potencia y el rendimiento.
• LCOS frente al coste solo de capital: la diferencia es lo que pagas por la energía con la que se carga la central.

Valores habituales

Algunos ejemplos conocidos: Dinorwig (Reino Unido, ~1,7 GW, ~9 GWh, ~500 m de salto), Goldisthal (Alemania, ~1,06 GW, ~8,5 GWh, ~300 m) y Bath County (EE. UU., ~3 GW, una de las mayores del mundo).

Consejos

• El salto pesa más que el volumen. Si duplicas el salto, duplicas la energía con la misma presa, el mismo diámetro de túnel y el mismo volumen de agua. Por eso los emplazamientos de gran salto salen mucho más baratos por MWh.
• Busca embalses que ya existan. Combinar un lago existente o una antigua corta minera con un embalse nuevo recorta el coste y el impacto ambiental.
• Dimensiona por separado la potencia y la energía. Las turbinas fijan los MW y los embalses, los MWh; ampliar el volumen suele ser barato comparado con añadir máquinas.
• Los grupos de velocidad variable pueden regular la potencia mientras bombean y sacar más ingresos de los servicios de red.
• Compara con otras opciones en la calculadora de LCOE y cambia de unidades con el conversor de unidades de energía.

Limitaciones

El modelo usa un único salto medio, cuando en la realidad el salto cambia a medida que los embalses se llenan y se vacían. No modeliza la evaporación, las filtraciones, las obligaciones de caudal ecológico, los límites de rampa ni las indisponibilidades. Los ingresos cubren solo el arbitraje de energía con un diferencial de precios fijo, y el número de ciclos queda limitado por los tiempos de carga y descarga, no por lo que permite el mercado: las centrales reales rara vez completan un ciclo entero cada día. La inversión depende muchísimo del emplazamiento y la dominan los túneles, las presas y la geología.

Método e hipótesis

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