MÁRQUEZ Y CÍA

Su principio científico se conoce desde el siglo XIX. Se ensaya en los años 20 y 30 del XX. Resurge el interés con las crisis petroleras de los 70 y de nuevo se diluye una vez superadas. Y en la actualidad vuelven a coincidir necesidad, interés e inversión, además de un músculo tecnológico que acerca su viabilidad. Hablamos de plantas desarrolladas para convertir en electricidad la energía térmica oceánica (OTEC), es decir, ese gigantesco, aunque disperso, potencial basado en las diferencias de temperatura entre el agua superficial y las frías capas profundas. El principio técnico funciona como un intercambiador de calor: la instalación, sobre una plataforma o una barcaza, recoge agua de superficie en torno a los 29º, con ella evapora un fluido especial por su bajo punto de ebullición, y ese vapor hace girar una turbina conectada a un generador. Al mismo tiempo, una bomba sorbe agua profunda, a unos 4º, para enfriar el vapor, condensarlo y recomenzar el ciclo.  En el último año y medio, al menos tres proyectos han llevado a la práctica este modelo de generación o están a punto de hacerlo. Una compañía británica ha probado un prototipo OTEC y pretende estrenar su versión comercial en 2025, en aguas caribeñas. El gobierno chino ha hecho lo propio en su Mar Meridional. Y el proyecto europeo PLOTEC, con participación española, construye una planta a escala 1/5 para ubicarla a unos tres kilómetros de la costa grancanaria. El denominador común de estas instalaciones es el salto en la capacidad de generación frente a sus antepasadas. Los chinos dicen haber alcanzado un máximo de 16,4 kW en potencia de salida, con un óptimo teórico de 20 kW, mientras el proyecto británico asegura que podría llegar incluso a 1,5 MW. Es cuestión de tamaño. El objetivo es sumarse al mix renovable, sobre todo para complementar a las fuentes intermitentes porque la OTEC resulta mucho más estable. Para empezar, podrían suministrar a poblaciones medianas en las costas; de hecho, el proyecto europeo planea ubicar las primeras plantas comerciales en islas. Como aplicaciones colaterales, se habla de adaptar instalaciones a granjas agrícolas marinas, acuicultura y sistemas de desalación.  Aunque estos programas públicos y privados sugieren una viabilidad razonable, que finalmente se confirme depende de ese precario equilibrio entre dificultades técnicas y la capacidad tecnológica de superarlas. Por un lado, necesitan construirse en materiales resistentes a unas condiciones tan corrosivas (vientos, corrientes, salitre, humedad…) y ser capaces de procesar grandes cantidades de agua con mínimas pérdidas de presión.  El sistema de tuberías supone un desafío particularmente complejo: necesitan varios metros de diámetro y más de 750 metros de longitud para alcanzar la temperatura necesaria, y además ser flexibles para soportar tanto el balanceo de la plataforma como de las corrientes. Que las estructuras aguanten parece asegurado si algunas ya operan, la duda está en su resistencia a largo plazo. Aunque el mantenimiento no es ni caro ni barato en sí, todo depende de la rentabilidad del negocio. Por otro lado, la alianza de la ingeniería de la industria renovable, TICs como simuladores y gemelos digitales, y la ciencia de materiales (una de las más disruptivas, ahora potenciada por la IA) avanza para paliar esos problemas. Otra baza a favor es la analítica de datos que predice el flujo de la generación, las condiciones meteorológicas y la distribución ajustada a demanda.  Que las plataformas sean flotantes, móviles para trasladarlas a puerto durante tormentas particularmente agresivas y sin necesidad de anclajes fijos al fondo, abarata costes y la inversión necesaria frente a otros tipos de instalaciones offshore. El prototipo europeo, por ejemplo, se construye con un casco cilíndrico capaz, según dicen los responsables, de aguantar olas de hasta 20 metros. Su puesta a prueba en aguas canarias durante 12 meses también ensayará los sistemas de conexión y desconexión.  En todo caso, ese delicado balance entre inversión y retorno, en un mercado como el energético, cuenta con el contexto favorable de unas legislaciones ambientales cada vez más duras, el consiguiente interés de los inversores, y además la necesidad de los países sin recursos fósiles de reducir su dependencia energética, por más que Europa descubra petróleo en Polonia. Más aún cuando escala el conflicto en Oriente Próximo, los BRICS+ se fortalecen con monarquías del Golfo y no cede en su presión ese gran yacimiento de crudo y gas natural que conocemos por Rusia.