Proyectos Round-the-clock: Renovables 24/7

En julio de 2026 Masdar cerró la financiación de un proyecto que hace pocos años habría sonado a ciencia ficción: 1 GW de electricidad renovable constante, día y noche, los 365 días del año, en pleno desierto de Abu Dhabi y sin una sola turbina de gas. Son los llamados proyectos round-the-clock (RTC) y cada vez son más comunes gracias a los avances en tecnología de baterías y control. En este artículo vamos a repasar alguno de ellos y ver si tienen sentido más allá del titular.

 

Firmeza: el último reto de las renovables

Si hasta el principio de los 2000 el reto fue demostrar que la tecnología renovable funcionaba, posteriormente se pasó al reto de reducir el LCoE (y nos pasamos de frenada, por cierto) y a conseguir la integración en la red (con tanto éxito que ahora las renovables ya pueden ser elementos activos que estabilizan), el siguiente gran reto es el de la firmeza.

 

La inherente intermitencia de las renovables se ha ido mitigando con diferentes mecanismos:

• Previsión de generación: hizo que fuera posible su inclusión en las subastas y eliminó su incertidumbre a 24-48h.
• Interconexión: cuanto mayor sea la diversificación geográfica de un sistema interconectado, más probabilidad de que siempre haya recurso y generación de sobra en alguna parte para compensar otras.
• Hibridación: el mezclar diferentes tecnologías con patrones de generación complementarios o con capacidad de almacenamiento incrementa el factor de capacidad de un sistema. El mejor ejemplo es la solar y la eólica en sus ciclos día/noche y las baterías colocadas junto a proyectos renovables.

 

La novedad de estos proyectos RTC es que prometen firmeza las 24 horas del día sin recurrir a la interconexión entre zonas, sino solamente con un mix tecnológico en el mismo emplazamiento. Por ello son soluciones ideales para descarbonizar emplazamientos remotos sin conexión como por ejemplo minas.

 

Tipos de proyectos 24/7

Antes de empezar, conviene aclarar los diferentes tipos de proyectos renovables denominados 24/7:

1. Round-the-clock (RTC) o baseload renovable: el proyecto se compromete contractualmente a entregar una potencia constante (o casi) las 24 horas. Es el caso del proyecto Masdar RTC de Abu Dhabi.
2. Offgrid 100% renovable: proyectos no conectados a red cuyas únicas fuentes de generación son renovables. Los casos más conocidos son las minas como la de Pílbara – Fortescue en Australia.
3. Firm & Dispatchable RE (FDRE): la evolución india del concepto. No es necesariamente plano, sino que el promotor tiene que seguir el perfil de demanda que le marca la distribuidora, con disponibilidades mínimas garantizadas.
4. Gestionable por franjas: híbridos que garantizan potencia en las horas que más le interesan al sistema, pero no toda la noche.

 

No son categorías excluyentes ya que RTC y FDRE se refieren más al suministro que se compromete mientras que Offgrid describe como se conecta el sistema.

Pero veamos en detalle dos de los ejemplos más interesantes de las categorías RTC y Offgrid

 

Masdar RTC – Abu Dhabi

Las cifras del proyecto son mareantes:

• 5,2 GW de fotovoltaica: suponiendo que esta cifra sea también la potencia DC (probablemente la potencia DC sea algo mayor pero no se ha publicado), serían más de 8 millones de módulos de JA Solar y Jinko.
• 19 GWh de baterías: aunque inicialmente se anunció que las suministraría CATL, al final el megaproyecto ha ido al PowerTitan 3.0 de Sungrow y a BYD. En total serán más de 2.000 contenedores de baterías, que puestos en fila alcanzarían los 12 kilómetros. Por cierto que BYD utilizará uno de los contenedores comerciales con más capacidad del mercado, el Haohan con 11,275 MWh por contenedor
• 5,2 GW de inversores solares: la mitad serán de Sungrow.
• 2,4 GW de PCS para baterías: para conseguir una carga en 8h y una descarga en 16h. 1 GW de Sungrow (ya integrados en su solución PowerTitan 3.0 y el resto probablemente de BYD.

 

¿y cómo va a funcionar  este proyecto?

Pues haciendo la cuenta de la servilleta nos lo podemos imaginar:

• Se tienen que generar 1 GW durante 24h à 24 GWh/día
• Suponiendo 2.300 horas equivalentes netas (muy buen recurso), son 6,3h equivalentes al día de producción solar à 33 GWh
• Pero de esa producción, sólo se inyectan a la red unos 12GWh ya que la conexión está limitada a 1 GW (el suministro acordado)
• El resto se utiliza para cargar las baterías. Aunque la capacidad máxima es de 19 GWh (8 horas de carga a máxima potencia), suponemos que de media se carguen 13 GWh
• Esos 13 GWh se entregan a la red durante las 13 horas donde no hay sol, con un 90% de eficiencia, obteniendo los 12 GWh que completan los 24GWh

¿Y qué pasa en los días de invierno con menos horas de sol?

El sistema se tiene que dimensionar para el peor día. De ahí su sobredimensionamiento extremo: 5 veces en PV y casi el doble para las baterías

¿y si hay días nublados?

Pues no está claro. Quizás un día nublado puede salvarse con el extra almacenado en las baterías más la producción residual, pero si se encadenan varios días sin sol, no parece que sea posible mantener la producción. Se echa de menos en este proyecto algo de eólica para reducir las probabilidades de días sin recurso.

 

Aunque los números medios salen, parece claro que será difícil que con esta configuración se pueda cumplir el compromiso de suministro todas las horas del año.

 

Fortescue – Australia

 

 

La compañía Fortescue está ejecutando uno de los proyectos de descarbonización industrial más ambiciosos del mundo ya que pretenden eliminar completamente sus emisiones relacionadas con la extracción de mineral de hierro en la región de Pílbara en 2028. Electrificación de las operaciones, 100% renovables, transporte verde…es un proyecto que lo tiene todo al que, casi seguro, dedicaremos un artículo al completo en este blog. Para conseguir el 100% renovables están siguiendo una estrategia mixta de mix tecnológico y diversificación geográfica:

 

• 500 MW de parques solares repartidos en 5 emplazamientos. 500 MW ya están en operación y otros 690 MW están en construcción
• 900 MW de eólica repartidos en varios emplazamientos: el primer parque (Nullagine Wind) de 133 MW ya está en construcción y tiene la novedad de estar equipado con las innovadoras torres de 188m de Nabrawind, compañía navarra recientemente adquirida al 100% por el propio Fortescue, junto con turbinas Envision EN182/7,8 MW.
• Hasta 5 GWh de baterías: 370 MWh ya en operación y la megabatería de CloudBreak 74MW/650MWh en construcción. Podrá entregar 74 MW durante más de 8 horas, para cubrir toda la noche.
• 620 km de líneas eléctricas de transmisión para conectar los puntos de generación con las minas, de las que 550km ya están construidas

La inversión necesaria para este proyecto colosal es de $6.200 millones.

La compañía tiene un mapa interactivo con todos los emplazamientos del proyecto con sus características, estado y configuración. Como se ve, los diferentes emplazamientos están bastante distantes, con lo que el sobredimensionamiento necesario se reduce (siempre que las redes de conexión estén bien calculadas).

 

¿Por qué ahora los proyectos RTC son viables?

Ya hemos visto dos espectaculares ejemplos de proyectos RTC pero por qué ahora son viables. Hay 2 razones fundamentales

• Hay clientes dispuestos a pagar el sobreprecio
  • Los centros de datos de IA. No hay offtake formal anunciado, pero EWEC y Masdar no esconden que el RTC de Abu Dhabi está pensado para convertir a EAU en hub de inteligencia artificial. Los llamados hyperscalers necesitan energía verde 24/7 para mitigar el impacto de los centros de datos y están dispuestos a pagar.
  • La minería y la industria pesada. En emplazamientos remotos, cada litro de diésel que se ahorra paga la batería. Fortescue calcula un ahorro de $818 mill anuales en costes de diésel a partir de 2030.

 

• La tecnología ha mejorado mucho
• • Paneles solares más eficientes y baratos
  • Aerogeneradores más grandes y eficientes: permiten grandes proyectos con pocas unidades
  • Baterías LFP de celda grande. Las celdas han saltado de los 280-314 Ah a los 500-684 Ah, con contenedores de más de 6 MWh. De hecho comentábamos más arriba que BYD va a utilizar contenedores de 11 MWh. Menos contenedores, menos cableado y menos O&M por MWh instalado: sin esta caída de costes, 19 GWh en un solo proyecto serían impensables.
  • PCS e inversores grid-forming. Cuando una planta aspira a comportarse como una central convencional, y más en redes débiles o aisladas, ya no basta con seguir a la red: hay que formarla. Ya lo defendíamos tras el gran apagón y, de hecho, uno de los ejemplos que poníamos entonces, la microrred de 1,3 GWh de Red Sea en Arabia Saudí, es el antecedente directo de estos RTC.
  • Controlador híbrido de planta avanzado (PPC/EMS). Es el cerebro que decide en cada momento cuánto va a red, cuánto a baterías y cuánto se vierte, con previsión meteorológica y de precios. En los híbridos eólico-solares es más crítico que nunca.

 

Como conclusión, está claro que no son proyectos sencillos (ni baratos) pero hay que verlos como demostradores de lo que la tecnología renovable puede llegar a conseguir. La duda es si el enorme esfuerzo y sobredimensionamiento necesario para alcanzar ese 24/7 compensa. Quizás habría que ir a soluciones 80-90% renovables mucho más baratas y sencillas porque siempre habrá tiempo para llegar al 100% en un futuro quizás con nuevas tecnologías.