Necesidad de m2 de fotovoltaica para abastecer el cluster según Claude (IA)

 

Admirado Presidente Xi

Sabe Ud. que un tema recurrente en este blog es la cuestión energética del clúster cerámico de la provincia de Castellón. 

Hay una IA, Claude de Anthropic, que al parecer, según me dice un amigo, atento observador de la realidad, está muy de moda. 

He mantenido una conversación con dicha IA que aquí le transcribo.

¿Sabes cuanta superficie fotovoltaica haría falta para aportar la energía eléctrica que permitiera fabricar toda la producción cerámica del clúster en Castellón?

15 may

Una pregunta muy interesante que se puede responder con un cálculo razonado. Voy a buscar primero los datos de consumo energético del sector y luego haré la estimación.

Se buscó en la web

Tengo todos los datos necesarios. Voy a hacer el cálculo de forma transparente y bien estructurada.

1

Energía térmica total del gas, convertida a electricidad con horno eléctrico (eficiencia ~90% vs ~50% del gas, ganancia ~x1,8). Energía eléctrica equivalente necesaria para sustituir el gas: 13 TWh / 1,8 ≈

~7,2 TWh

2

Sumamos el consumo eléctrico actual (motores, ventilación, etc.) que ya existe:

+ 1,6 TWh

3

Demanda eléctrica total del clúster completamente electrificado:

~8,8 TWh/año

4

Producción fotovoltaica en Castellón: ~1.600 horas equivalentes de sol pico al año (irradiación ~1.800 kWh/m²·año, rendimiento sistema ~18%). Producción por m² de panel: 1.800 × 0,18 ≈

~324 kWh/m²/año

5

Superficie bruta de paneles: 8.800.000.000 kWh ÷ 324 kWh/m² ≈ 27 km². Con pérdidas de red, almacenamiento e intermitencia (factor ×1,5 aprox.):

~40 km²

Superficie fotovoltaica necesaria (estimación central)

~40 km²

Entre 27 km² (condiciones ideales) y 55 km² (con almacenamiento completo para operar 24h)

Para ponerlo en perspectiva

Término municipal de Castelló

107 km²

Superficie equivalente

~37% del término

La mayor planta solar de España (Núñez de Balboa, Badajoz)

100 MW / ~2 km². Harían falta unas 20 plantas de ese tamaño.

Pamesa ya tiene instalado

0,12 km²

⚠ Hipótesis clave: eficiencia de hornos eléctricos ×1,8 sobre gas (dato avalado por Systemfoc/ITC); irradiación Castellón 1.800 kWh/m²·año (PVGIS); rendimiento sistema 18%; factor de cobertura con almacenamiento ×1,5. El sector no puede operar solo con sol diurno — necesitaría baterías o red de respaldo para los hornos, que operan continuament

Aquí tienes el desglose completo. Los datos de partida son sólidos: en 2024 el sector consumió 13 TWh de gas y 1,6 TWh de electricidad, con una proporción del 90% energía térmica (gas) frente al 10% eléctrico. Hidrogeno verdeValencia Plaza

La clave del cálculo es que electrificar no es sustituir TWh por TWh: el horno eléctrico es mucho más eficiente que el de gas (convierte el ~90% de la energía en calor útil frente al ~50% del gas), así que necesitas aproximadamente la mitad de energía eléctrica para hacer el mismo trabajo térmico. Aun así, la cifra final ronda los 40 km² de paneles solares.

Hay un matiz fundamental que hace que la cifra real sea mayor que el mínimo teórico: los hornos cerámicos funcionan 24 horas al día, y el sol no. Sin almacenamiento en baterías o respaldo de red, la fotovoltaica sola no puede alimentarlos de forma continua. El propio sector ya tiene 53 plantas solares activas y el autoconsumo fotovoltaico supone un 9% del consumo eléctrico actual, lo que confirma que van por el buen camino pero todavía queda un larguísimo trecho.

¿Esos 40km2 de fotovoltaica, ¿cuánto almacenamiento                                             requerirían?

Premisa: los hornos cerámicos operan 24h, el sol no

Invierno (dic–feb)

3,5 HSP/día

~9h luz · pico 3,5h

Déficit: 20,5 h/día

Primavera (mar–may)

5,5 HSP/día

~12h luz

Déficit: 18,5 h/día

Verano (jun–ago)

8,0 HSP/día

~14h luz · máximo

Déficit: 16 h/día

Otoño (sep–nov)

5,0 HSP/día

~11h luz

Déficit: 19 h/día

El sector nunca puede depender sólo de producción instantánea: necesita cubrir toda la noche + las horas de baja irradiación.

Dimensionado del almacenamiento — caso de diseño: invierno

1

Demanda eléctrica total del sector completamente electrificado (del cálculo anterior):

8,8 TWh/año

2

Potencia media constante del sector (24h × 365 días):

~1.005 MW

3

En invierno, la fotovoltaica de 40 km² genera ~3,5 HSP/día. Energía solar diaria producida: 40 km² × 180 W/m² (pico instalado/m²) × 3,5h ≈

~25 GWh/día

4

Demanda diaria del sector en invierno (1.005 MW × 24h):

~24 GWh/día

5

Excedente diario solar (bruto, antes de pérdidas de almacenamiento ~10%):

~1 GWh/día

6

Horas sin sol en invierno que hay que cubrir desde baterías (aprox. 20,5h nocturnas + baja irradiación): 1.005 MW × 14h de descarga necesaria ≈

~14 GWh por ciclo

7

Con profundidad de descarga del 80% (buena práctica en baterías de litio/LFP):

~17,5 GWh instalados

Almacenamiento necesario (ciclo diario — invierno)

~17–20 GWh

Para cubrir una noche completa + horas de baja irradiación en el peor mes del año

Pero hay otro problema: las rachas de días nublados (almacenamiento estacional)

A

Castellón tiene periodos de 3–5 días consecutivos con cobertura nubosa en invierno (borrascas). Durante esos días la FV puede caer al 15–20% de su capacidad nominal.

↓ 80% producción

B

Para cubrir 5 días nublados consecutivos sin otra fuente, el almacenamiento requerido sería: 1.005 MW × 24h × 5 días × 80% déficit / 80% DoD ≈

~120 GWh

C

Este almacenamiento estacional (semanas/meses) es económicamente inviable con baterías de ión-litio. Se requieren otras tecnologías: hidrógeno verde, bombeo hidráulico, o respaldo de red.

→ Red + H₂

Almacenamiento estacional / respaldo ante días nublados

~60–120 GWh

Técnica y económicamente inviable sólo con baterías — necesita hidrógeno, interconexión de red o cogeneración de respaldo

Para ponerlo en perspectiva

Mayor batería industrial de España (Galdakao, 2024)

0,025 GWh (25 MWh)

Proyecto Pamesa Net Zero (baterías previstas)

0,366 GWh (366 MWh)

Lo que necesitaría el clúster (ciclo diario)

17.000–20.000 MWh

Equivale a baterías Pamesa

~50 veces la de Pamesa

Coste estimado baterías LFP (100 €/kWh, 2025)

~1.750–2.000 M€

Para cobertura estacional (H₂ verde)

Proyecto Orange.Bat: 16.000 t H₂/año

Conclusión: mezcla óptima de tecnologías

Baterías litio (LFP) — ciclo diario17–20 GWh

Hidrógeno verde — respaldo estacional / días nublados60–120 GWh equiv.

Red eléctrica nacional — respaldo residual y picosInterconexión

⚠ Hipótesis clave: demanda constante 1.005 MW (24h); invierno = 3,5 HSP/día (datos Castellón); descarga batería 14h/noche; DoD 80% LFP; coste baterías 100 €/kWh (precio mayorista 2025). El almacenamiento estacional con H₂ no incluye pérdidas de reconversión electrolizador–pila de combustible (~40% round-trip), lo que elevaría el H₂ necesario considerablemente

Como puede ver, queda muy lejos tener una solución para la cuestión.