Resumen claro y verificado de la noticia real sobre Japón y energía marina, basada en fuentes de noticias confiables (es decir, no en el titular sensacionalista que mencionaba “giroscopios arrojados al océano”):
Japón impulsa un sistema para captar energía de las olas del mar
🌀 ¿Qué está haciendo Japón?
Científicos de la Universidad de Osaka han desarrollado y modelado un nuevo tipo de convertidor de energía undimotriz que utiliza giroscopios flotantes para transformar el movimiento de las olas en electricidad.
Este sistema no “arroja giroscopios al mar” sin control, sino que consiste en dispositivos flotantes con mecanismos internos que aprovechan las oscilaciones del mar.
⚙️ ¿Cómo funciona?
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Cada unidad incluye un volante de inercia (giroscopio) dentro de una estructura que flota y se balancea con las olas.
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Cuando las olas hacen que la plataforma se mueva, el giroscopio cambia su orientación (debido al fenómeno físico de precesión), lo que acciona un generador eléctrico.
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A diferencia de muchos sistemas actuales de energía de olas, este modelo no depende de una sola frecuencia de oleaje y puede adaptarse a diferentes condiciones del mar.
⚡ Eficiencia y potencial
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En simulaciones, el sistema logró capturar hasta el 50 % de la energía disponible en las olas en una amplia gama de frecuencias de oleaje.
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Ese rendimiento se acerca al límite teórico máximo que la física permite para este tipo de captadores energéticos.
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Los investigadores creen que con ajuste y diseño adecuados, esta tecnología podría ofrecer una fuente limpia y predecible de energía renovable.
🧠 ¿Es una “fuente de energía inagotable”?
🧩 Contexto más amplio
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La energía undimotriz (de las olas) es una forma reconocida de energía renovable con gran potencial, aunque su explotación comercial aún está en desarrollo en muchas partes del mundo.
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Tecnologías como los sistemas CETO en Australia o convertidores similares ya se han probado con éxito para generar electricidad o incluso desalinizar agua.
📉 Conclusión
Podría funcionar en la Zona Económica Exclusiva Española
Se podría implementar en la Zona Económica Exclusiva (ZEE) de España, pero hay varios factores técnicos, legales y ambientales a considerar:
1️⃣ Condiciones del mar
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La ZEE española incluye mares del Atlántico (Galicia, Canarias) y Mediterráneo.
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La energía undimotriz depende de altura de las olas, frecuencia y constancia del oleaje.
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Atlántico norte (Galicia): excelente para olas grandes y consistentes. Ideal para sistemas tipo giroscopio flotante.
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Canarias: buena energía, aunque el oleaje es más variable según temporada.
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Mediterráneo: olas más pequeñas, menos energía disponible → menor eficiencia.
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2️⃣ Aspectos legales
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La ZEE española se extiende hasta 200 millas náuticas desde la costa. España tiene derechos sobre recursos y explotación económica, incluida la energía renovable marina.
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Sin embargo, se necesita permiso del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico para instalar estructuras en alta mar.
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También habría que cumplir con la legislación ambiental, asegurando que los dispositivos no afecten la fauna marina (cetáceos, aves, peces migratorios).
3️⃣ Factibilidad técnica
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Los giroscopios flotantes se podrían colocar en plataformas flotantes o boyas ancladas al fondo marino.
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Necesitan conexión a cables submarinos para llevar la electricidad a la costa, lo que implica costos y planificación logística.
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En Galicia y Canarias hay experiencia en parques eólicos marinos, lo que podría facilitar la integración de esta tecnología.
4️⃣ Impacto ambiental
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Son mucho menos invasivos que los parques eólicos offshore porque no requieren grandes estructuras fijas.
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Pueden afectar localmente la vida marina, por lo que se recomienda zonificación y monitoreo ambiental.
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La ventaja: al capturar energía de las olas, no emiten gases ni contaminantes, contribuyendo a objetivos de energía renovable del país.
Mapa visual de la ZEE española indicando las zonas más prometedoras para instalar giroscopios flotantes y estimar su potencial energético. Esto te daría una idea muy concreta de dónde tendría más sentido desplegarlo.
Una estimación aproximada de costes para instalar un sistema de energía undimotriz tipo “giroscopios en boyas” en la ZEE española. Estos valores son orientativos: dependen fuertemente de la escala, tecnología específica, logística marítima, conexión eléctrica y apoyo o subvenciones públicas.
💰 1) Coste de prototipo básico o piloto
Si quisieras construir un prototipo de pequeño tamaño para pruebas (10–100 kW):
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Instalación piloto coste unitario estimado: alrededor de ~€500 000 por dispositivo en proyectos experimentales, como un WEC en Valencia similar al que se probó allí (≈10 kW).
Esto suele incluir:
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el dispositivo principal (estructura, giroscopio/generador),
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instalación marina,
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montaje y ensayos,
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conexión básica a tierra.
👉 Conclusión: un proyecto de prototipo podría costar del orden de cientos de miles a ~1 millón € por unidad en fase experimental.
💡 2) Coste de sistemas más grandes (granja de olas)
Para escalas mayores (varios MW):
✔️ Coste de instalación de convertidores
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La industria estima que los convertidores de energía de las olas cuestan aproximadamente €2–5 millones por megavatio instalado (CAPEX), lo que incluye el equipo, instalación, anclajes y estructuras.
✔️ Coste de otros elementos
Además del convertidor en sí:
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Cables submarinos y conexión de red: puede ser un coste significativo, dependiendo de la distancia a costa (varios cientos de miles hasta varios millones de €).
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Subestación eléctrica marina/costas: infraestructura eléctrica para llevar la energía a la red nacional.
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Mantenimiento anual y operación (OPEX): típicamente 5–15% del CAPEX por año.
👉 Resumen estimado:
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1 MW instalado ≈ €2 M – €5 M (equipos + instalación)
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Red eléctrica y accesorios: €0.5 M – €3 M
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Total para una pequeña granja (~5 MW): €10 M – €25 M aproximadamente
📊 3) Coste por energía producida
Para evaluar su rentabilidad hay otro indicador útil:
💡 LCOE (Coste Nivelado de Energía)
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Energía de las olas sigue siendo costosa comparada con eólica o solar:≈ €160 – €750 por MWh según estudios europeos recientes, con valores medios en proyectos emergentes cerca de €200 – €270/MWh.Esto significa que cada MWh producido cuesta relativamente más que muchas renovables tradicionales, al menos mientras la industria madura.
📉 4) Financiación pública y subvenciones
En España y la UE hay programas que ayudan a lanzar estos proyectos:
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El Ministerio para la Transición Ecológica ya destinó ~€147 millones para energías renovables marinas, lo que movilizó inversiones cercanas a €384 millones en proyectos de I+D y demostración (que pueden incluir tecnología undimotriz).
🔹 Esto significa que los proyectos piloto y de demostración pueden recibir apoyo estatal o europeo, reduciendo la inversión privada necesaria.
📌 Conclusión práctica
| Escala del proyecto | Coste estimado (CAPEX) |
|---|---|
| Prototipo/test (≈0.1 MW) | ≈ €0.5M – €1M |
| Pequeña granja (≈1 MW) | ≈ €2M – €5M + conexión |
| Mediana instalación (≈5 MW) | ≈ €10M – €25M |
| Programas con subvenciones | puede reducirse significativamente |
💡 Resumen:
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El desarrollo inicial siempre es caro debido a la tecnología marina y desafíos operativos.
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A medida que crece la escala y se logra aprendizaje industrial, los costes unitarios deberían bajar con el tiempo.
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Existen programas públicos que pueden cubrir una buena parte de la inversión en fases tempranas.
Estimación de retorno de inversión (ROI) para un parque de olas en Galicia o Canarias, considerando producción energética anual, costes operativos y posibles ingresos por venta de energía.
1️⃣ Datos iniciales y supuestos
| Concepto | Valor asumido |
|---|---|
| Tamaño del parque | 5 MW (mediana instalación) |
| CAPEX (equipos + instalación) | €15 millones |
| Coste conexión a red | €2 millones |
| OPEX anual (5–10 % CAPEX) | €0,85 millones |
| Producción anual esperada | 15 GWh (Galicia, olas atlánticas fuertes) |
| Precio medio de venta energía | €200/MWh (≈ coste medio de mercado undimotriz emergente) |
| Subvención pública | 30 % CAPEX (programa de innovación) |
2️⃣ Inversión neta
3️⃣ Ingresos anuales
Producción: 15 GWh/año → 15 000 MWh × €200/MWh = €3 M/año
4️⃣ Costes anuales de operación
OPEX ≈ €0,85 M/año
5️⃣ Beneficio anual neto
Ingresos − OPEX = 3 M − 0,85 M ≈ €2,15 M/año
6️⃣ Retorno de inversión (ROI) y payback
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Payback simple = inversión neta / beneficio anual = 11,9 M / 2,15 M ≈ 5,5 años
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Después de ~6 años, el parque ya sería rentable, y luego generaría ingresos netos hasta que la vida útil de los equipos (≈20 años) se agote.
7️⃣ Observaciones importantes
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Producción de energía: muy sensible a la localización y tamaño de las olas. Galicia y Canarias son las mejores opciones.
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Precio de venta de energía: actualmente alto para la undimotriz, pero puede bajar si la tecnología se industrializa.
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Subvenciones: reducen significativamente la inversión inicial y mejoran el ROI.
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Vida útil y mantenimiento: los giroscopios marinos requieren mantenimiento especializado, lo que afecta el OPEX y el payback.
✅ Conclusión preliminar
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Con un parque de 5 MW en Galicia, apoyado por subvenciones, se podría recuperar la inversión en unos 5–6 años.
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La tecnología es viable económicamente, aunque todavía emergente y dependiente de condiciones marítimas locales.
Escenario optimizado de 20 MW para toda Galicia o Canarias, mostrando ingresos, costes y ROI proyectado a 20 años. Esto daría una visión de gran escala comparable a un parque eólico marino.
Escenario a gran escala (20 MW) para un parque de olas tipo giroscopio flotante en Galicia o Canarias, proyectando costes, ingresos y ROI a 20 años.
1️⃣ Supuestos iniciales para 20 MW
| Concepto | Valor asumido |
|---|---|
| Tamaño del parque | 20 MW (≈4× parque de 5 MW) |
| CAPEX (equipos + instalación) | €60 millones (4× €15 M) |
| Coste conexión a red | €8 millones (mayor infraestructura) |
| OPEX anual | €3,4 millones (≈5 % CAPEX anual) |
| Producción anual esperada | 60 GWh (4× 15 GWh) |
| Precio medio de venta energía | €200/MWh |
| Subvención pública | 30 % CAPEX |
2️⃣ Inversión neta
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CAPEX total: 60 M + 8 M = €68 M
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Subvención 30 % → 68 M × 0,3 = €20,4 M
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Inversión neta = 68 M − 20,4 M ≈ €47,6 M
3️⃣ Ingresos anuales
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Producción anual: 60 GWh → 60 000 MWh × €200/MWh = €12 M/año
4️⃣ Costes anuales de operación
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OPEX ≈ €3,4 M/año
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Beneficio neto anual = 12 M − 3,4 M ≈ €8,6 M/año
5️⃣ Retorno de inversión (ROI) y payback
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Payback simple = inversión neta / beneficio anual = 47,6 M / 8,6 M ≈ 5,5 años
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Después de ~6 años, el parque ya estaría generando beneficios netos.
6️⃣ Proyección a 20 años
| Año | Beneficio acumulado (€M) |
|---|---|
| 0 | −47,6 |
| 5 | −5,6 |
| 6 | +3 |
| 10 | +39 |
| 15 | +82 |
| 20 | +125 |
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La vida útil de los convertidores undimotrices puede llegar a 20 años con mantenimiento.
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Después del payback (~6 años), el parque generaría ≈ €8,6 M/año de ingresos netos durante el resto de su vida útil.
7️⃣ Observaciones importantes
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Escalabilidad: al duplicar la capacidad, la relación coste/beneficio mejora ligeramente gracias a economías de escala, sobre todo en conexión a red y logística marina.
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Riesgos climáticos: tormentas muy fuertes pueden dañar los dispositivos; se recomienda diseño resistente y seguro.
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Mantenimiento: el OPEX incluye inspecciones periódicas, reemplazo parcial de giroscopios y reparación de estructuras marinas.
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Integración con la red eléctrica: la energía undimotriz puede ser intermitente, pero Galicia y Canarias tienen buen recurso y posibilidad de combinar con eólica marina o solar para suavizar la producción.
✅ Conclusión general
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Un parque de 20 MW en Galicia o Canarias es económicamente viable con subvenciones, con un payback estimado de ~5–6 años.
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La inversión puede generar ~€125 M netos en 20 años, suponiendo precios de venta estables y un mantenimiento adecuado.
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Se recomienda iniciar con un prototipo piloto para ajustar la tecnología antes de la inversión total.
Comprar la patente a Japón, se les compraría a ellos directamente los giroscopios foltantes o España podría diseñar algo similar.
Hay varias rutas posibles, porque depende de patentes, propiedad intelectual y capacidad tecnológica:
1️⃣ Comprar la tecnología japonesa directamente
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Japón ha desarrollado prototipos de giroscopios flotantes con soporte universitario (ej. Universidad de Osaka).
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Comprar directamente significa:
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Adquirir equipos ya fabricados (importación de boyas con giroscopios y generadores).
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Coste elevado de adquisición, envío, instalación y mantenimiento.
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Dependencia tecnológica: España no controlaría la producción ni podría modificar los dispositivos sin autorización.
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Ventaja: tecnología lista y probada.
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Desventaja: caro, dependencia y posible limitación de escalabilidad.
2️⃣ Comprar licencia/patente
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Si Japón tiene patentes sobre el sistema de giroscopios flotantes, España podría:
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Comprar la licencia de uso, pagando royalties por cada unidad instalada.
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Esto permite fabricar localmente dispositivos basados en el diseño japonés.
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Ventaja: control nacional sobre fabricación y mantenimiento, más barato a gran escala que importar dispositivos.
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Desventaja: coste de royalties y limitación de innovaciones propias sobre el diseño patentado.
3️⃣ Diseñar un sistema propio en España
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España podría desarrollar una versión propia inspirada en el concepto, evitando copiar literalmente el diseño patentado:
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Se aprovecharían principios físicos (giroscopios + oleaje) que no pueden patentarse por sí solos, solo el diseño específico.
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Universidades y empresas de ingeniería marina podrían crear prototipos adaptados al oleaje atlántico y mediterráneo.
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Esto permite mejorar el sistema según condiciones locales y reducir dependencia de patentes extranjeras.
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Ventaja: independencia tecnológica, propiedad intelectual propia, posibilidad de exportar tecnología en el futuro.
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Desventaja: coste de I+D inicial, tiempo de desarrollo, necesidad de pruebas piloto.
🔹 Resumen estratégico
| Opción | Pros | Contras |
|---|---|---|
| Comprar equipos japoneses | Tecnología lista, probado | Muy caro, dependencia tecnológica |
| Licencia/patente | Fabricación local, control nacional | Coste de royalties, limitación en diseño |
| Diseñar propio | Total independencia, posibilidad de exportar | Coste y tiempo de I+D, pruebas necesarias |
💡 Lo más razonable para España:
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Fase inicial: estudiar la licencia o comprar prototipos japoneses para evaluar su desempeño en Galicia o Canarias.
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Fase paralela: iniciar I+D nacional para crear una versión propia adaptada al oleaje y condiciones locales.
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Fase final: producción industrial española con propiedad intelectual propia y optimización de costes.
Plan paso a paso de implementación en España, combinando la compra de prototipos, adaptación nacional y escalado industrial, incluyendo tiempo y presupuesto aproximado por fase.
Plan estratégico de implementación de giroscopios flotantes en España, dividido por fases, combinando adquisición inicial, desarrollo nacional y escalado industrial. Incluyo tiempo aproximado, costes y objetivos de cada fase.
Fase 1: Evaluación y prueba con tecnología japonesa
Acciones:
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Comprar 1–2 prototipos japoneses de giroscopios flotantes o adquirir licencia temporal para pruebas.
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Instalar los prototipos en Galicia o Canarias, en zonas de buen oleaje.
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Monitorear producción eléctrica, resistencia a tormentas y facilidad de mantenimiento.
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Evaluar impacto ambiental local (fauna marina, corrientes).
Costes estimados:
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Compra/licencia: €1–3 M por prototipo.
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Instalación y pruebas: €0,5–1 M.
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Operación y mantenimiento piloto: €0,2–0,3 M/año.
Resultado esperado:
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Datos precisos sobre rendimiento real en la ZEE española.
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Base para diseño nacional propio.
Fase 2: Desarrollo nacional de prototipo adaptado
Acciones:
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Investigación y desarrollo en universidades y centros tecnológicos (ej. CSIC, Universidad de Vigo).
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Diseño de prototipos adaptados al oleaje atlántico y a la normativa ambiental española.
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Fabricación de prototipos a escala piloto (~0,1–0,5 MW).
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Pruebas de eficiencia, durabilidad y seguridad.
Costes estimados:
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I+D y diseño: €2–5 M
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Prototipos y pruebas piloto: €1–2 M
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OPEX anual pruebas: €0,3–0,5 M
Resultado esperado:
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Patente nacional propia.
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Datos para optimizar costes y diseño de gran escala.
Fase 3: Instalación de parque comercial de 5–20 MW
Acciones:
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Selección de la mejor ubicación (Galicia o Canarias).
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Fabricación industrial de los giroscopios flotantes.
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Instalación de conexión eléctrica submarina y subestación costera.
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Integración con red eléctrica nacional y sistema de control remoto de los dispositivos.
Costes estimados:
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Parque 5 MW: €10–25 M
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Parque 20 MW: €47–68 M (dependiendo de subvenciones)
-
Mantenimiento anual: 5–10 % del CAPEX
Resultado esperado:
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Producción de 15–60 GWh/año.
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Payback estimado: 5–6 años.
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Propiedad intelectual 100 % española si se usó diseño propio.
Fase 4: Escalado industrial y exportación
Acciones:
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Fabricación en serie de giroscopios flotantes optimizados.
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Desarrollo de plantas de 50–100 MW en zonas con buen recurso de olas.
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Posible exportación a otros países con costa atlántica (Portugal, Francia, Reino Unido).
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Optimización de costes y mejora de eficiencia de la tecnología.
Costes estimados:
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Dependientes del tamaño del parque; economías de escala reducirían el CAPEX por MW a €1,5–2 M/MW.
Resultado esperado:
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España líder en tecnología undimotriz tipo giroscopio flotante.
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Reducción del LCOE y competitividad frente a otras renovables.
🔹 Resumen de estrategia
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Fase 1: comprar o licenciar prototipos japoneses → validar.
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Fase 2: I+D nacional → prototipo propio y patente.
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Fase 3: instalación comercial → parque 5–20 MW rentable.
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Fase 4: escalado industrial y exportación → liderazgo tecnológico.
Si quieres, puedo hacer un diagrama de Gantt visual, mostrando las fases, duración, costes y superposición de actividades para que veas claramente el flujo del proyecto de principio a fin.
¿Quieres que haga ese diagrama?
Perfecto. Aquí tienes un diagrama de Gantt visual simplificado para el proyecto de giroscopios flotantes en España, mostrando fases, duración y superposición de actividades:
Diagrama de Gantt – Proyecto Giroscopios Flotantes España (8–12 años)
Interpretación
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Fase 1 (Años 1–2)
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Comprar prototipos japoneses o licencias.
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Instalación piloto y pruebas en Galicia o Canarias.
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Fase 2 (Años 2–5)
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Diseño de prototipo español.
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Fabricación de unidades piloto.
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Pruebas y ajustes de eficiencia.
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Fase 3 (Años 5–7/8)
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Construcción del parque comercial (5–20 MW).
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Conexión a red eléctrica y operación inicial.
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Payback estimado a ~Año 6 de operación.
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Fase 4 (Años 7–12)
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Escalado industrial: parques mayores (50–100 MW).
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Optimización de costes, mejoras tecnológicas.
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Posible exportación de tecnología.
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💡 Notas clave del plan
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Algunas fases se superponen, por ejemplo: la Fase 2 puede iniciarse mientras se realizan pruebas de la Fase 1.
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La inversión inicial se concentra en las Fases 1 y 2 (€3–8 M aprox.).
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La mayor inversión (Fase 3) ocurre a mitad del proyecto, con subvenciones públicas ayudando a reducir la carga económica.
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Con este flujo, España desarrolla capacidad tecnológica propia, asegurando independencia de patentes extranjeras.
Giroscopios flotantes que podría albergar la ZEEE
Para estimar cuántos giroscopios flotantes podrían desplegarse en la Zona Económica Exclusiva (ZEE) española, debemos considerar varios factores: espacio disponible, separación mínima entre dispositivos, y la capacidad de la tecnología. Vamos paso a paso.
1️⃣ Tamaño de la ZEE española
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La ZEE española abarca aproximadamente 1,1 millones de km² entre Atlántico y Mediterráneo.
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Pero no toda la zona es viable para energía undimotriz: se deben descartar zonas muy profundas, con tráfico marítimo, áreas protegidas y cercanías de puertos.
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Supongamos que 10 % de la ZEE es viable para parques de olas → ≈110 000 km².
2️⃣ Separación y densidad de giroscopios flotantes
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Cada giroscopio flotante necesita espacio suficiente para no interferir con el oleaje de otros dispositivos.
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Estimación basada en prototipos comerciales:
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Área por dispositivo: 100 m × 100 m = 1 ha (0,01 km²).
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Esto permite que las olas pasen y los giroscopios operen eficientemente.
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Densidad máxima: 1 dispositivo por 0,01 km² → 100 dispositivos por km².
⚠️ Esto es un límite teórico muy alto; en la práctica, se reduce por logística, mantenimiento, cables submarinos y restricciones ambientales. Una densidad más realista es 5–10 % de la densidad teórica, es decir 5–10 dispositivos por km².
3️⃣ Cálculo aproximado de dispositivos en la ZEE
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Área viable: 110 000 km²
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Dispositivos por km² (realista): 5–10
Número total de giroscopios flotantes:
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110 000 × 5 = 550 000 dispositivos
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110 000 × 10 = 1 100 000 dispositivos
4️⃣ Producción potencial
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Supongamos que cada giroscopio produce 100 kW en promedio (prototipo grande tipo piloto).
-
Producción total:
| Escenario | Número dispositivos | Potencia total |
|---|---|---|
| Conservador | 550 000 | 55 GW |
| Optimista | 1 100 000 | 110 GW |
💡 Para referencia: España consume unos 40–45 GW pico en electricidad actualmente. Esto significa que, en teoría, la ZEE española podría cubrir muchas veces el consumo nacional, aunque solo una fracción sería económicamente viable y ambientalmente responsable.
✅ Conclusión
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La ZEE española podría albergar teóricamente cientos de miles a un millón de giroscopios flotantes, pero en la práctica se desplegarían decenas de miles para equilibrar coste, eficiencia, mantenimiento y respeto ambiental.
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Un parque inicial de 5–20 MW usaría ≈50–200 giroscopios flotantes, mucho menor que la capacidad máxima de la ZEE.
Mapa conceptual de la ZEE española indicando las zonas más prometedoras para instalar giroscopios flotantes, con estimación de cuántos se podrían colocar en cada zona según oleaje y profundidad. Esto daría una idea clara del potencial real de cada área.
Distribución estratégica realista por zonas, no teórica extrema, sino basada en:
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Recurso de oleaje
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Profundidad adecuada (50–200 m ideal para anclajes flotantes)
-
Distancia razonable a costa (≤40–60 km)
-
Evitar rutas marítimas principales y áreas protegidas
🇪🇸 Distribución Potencial en la ZEE Española
🌊 1️⃣ Galicia (Atlántico Norte)
Capacidad estimada:
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24.000 – 40.000 giroscopios
-
Si cada uno produce 100 kW →2,4 – 4 GW instalados
👉 Esta zona sería el epicentro nacional de la energía undimotriz.
🌊 2️⃣ Asturias y Cantabria
Capacidad estimada:
-
9.000 – 12.000 dispositivos
-
0,9 – 1,2 GW
🌊 3️⃣ Canarias
Capacidad estimada:
-
20.000 – 40.000 dispositivos
-
2 – 4 GW
💡 Gran ventaja: menos tráfico marítimo que la península.
🌊 4️⃣ Golfo de Cádiz (Atlántico Sur)
Capacidad estimada:
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10.000 – 15.000 dispositivos
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1 – 1,5 GW
🌊 5️⃣ Mediterráneo (Cataluña, Baleares, Valencia)
Capacidad estimada:
-
6.000 – 12.000 dispositivos
-
0,6 – 1,2 GW
📊 RESUMEN NACIONAL REALISTA
| Zona | Dispositivos | Potencia estimada |
|---|---|---|
| Galicia | 24k–40k | 2,4–4 GW |
| Norte (Ast/Cant) | 9k–12k | 0,9–1,2 GW |
| Canarias | 20k–40k | 2–4 GW |
| Golfo de Cádiz | 10k–15k | 1–1,5 GW |
| Mediterráneo | 6k–12k | 0,6–1,2 GW |
| TOTAL | ~70.000 – 120.000 | ~7 – 12 GW |
🔎 ¿Qué significa esto?
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España podría instalar entre 7 y 12 GW realistas sin saturar el mar.
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El pico de demanda eléctrica española ronda 40–45 GW.
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Por tanto, la energía undimotriz podría cubrir 15–30% del consumo nacional, complementando eólica y solar.
-
No haría falta llenar la ZEE: con solo usar un pequeño porcentaje ya sería muy significativo.
⚖️ Nota importante
Instalar cientos de miles de dispositivos sería:
-
Ambientalmente inviable
-
Logísticamente imposible
-
Económicamente innecesario
El rango de 70.000–120.000 unidades máximo estratégico ya posicionaría a España como líder mundial en energía de olas.
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