Transitar desde un sistema
energético fuertemente emisor de gases de efecto invernadero (GEI) a otro bajo
en emisiones o descarbonizado no puede ser una letanía o mantra más. Es algo
que exige tiempo, planificación y una hoja de ruta blindada a cambios en el
color político de los gobiernos. Esta hoja de ruta exige que el sistema
energético de llegada garantice el suministro (inexistencia de apagones de
luz), la seguridad del sistema (por ejemplo sin cambios en la tensión
eléctrica), que integre a las energías renovables (para cumplir compromisos
internacionales como el de París) y sea económicamente competitivo.
La hoja de ruta
parece demasiado sencilla de seguir y sin embargo, no lo es en absoluto. Por
ejemplo, cada vez que se da entrada a una nueva planta de generación renovable
de las denominadas intermitentes (su capacidad de generación eléctrica depende
de factores como el viento o las horas de sol), hay que tener garantizadas
plantas “de respaldo” suficientes para responder rápidamente a caídas en la
velocidad del viento o en las horas de sol sin que esto se traduzca en
apagones. Naturalmente, ni los inversores en tecnologías renovables están
dispuestos a arriesgar su dinero sin buenas perspectivas de venta ni los de
tecnologías de respaldo si no se les garantiza unos ingresos mínimos por tener
sus plantas prevenidas a la espera de una llamada del operador del sistema para
que entren en producción. Esto último les obliga a tener –entre otras- las
denominadas “reservas rodantes” como respuesta inmediata (menos de un minuto) a
cambios bruscos en la capacidad de generación de las plantas renovables o a modificaciones en la demanda. Además, hay
que tener en cuenta que las centrales de generación están sujetas a los
denominados “mínimos técnicos” de funcionamiento por debajo de los cuales los
equipos técnicos se resienten.
Desde hace unos
años, una parte clave de los modelos de transición energética desde sistemas
muy contaminantes a sistemas bajos en emisiones de GEI consiste en incluir en
el sistema no sólo a las plantas de generación renovable sino también a
sistemas de almacenamiento eléctrico masivo al modo de una gran batería de la
que el sistema hace uso cuando, por ejemplo, la meteorología reduce de la
aportación de renovables.
Existen dos
sistemas de almacenamiento eléctrico masivo con tecnologías maduras a nivel de
mercado; una se retrotrae al siglo XIX y se basa en centrales hidroeléctricas
de bombeo que suben agua a una presa situada en una cota elevada con parte de
la electricidad que esa misma agua genera cuando cae a otra presa situada en
una cota de altura inferior. Se trata de centrales de las denominadas
reversibles por utilizar, principalmente, turbinas reversibles que lo mismo
permiten “turbinar” para generar energía hidroeléctrica que bombear el agua
desembalsada de nuevo a la presa ubicada en la cota superior. El otro sistema
de almacenamiento masivo es mucho más reciente, es de tipo electroquímico y
consiste en el uso de grandes baterías Tesla. Las baterías se extienden a lo
largo de una superficie de una forma que recuerda a los huertos solares
fotovoltáicos. El país que más ha apostado por esta opción hasta el momento, es
Australia donde se ha instalado una batería Tesla de una capacidad real de unos
60 megavatios. Esta batería resiste un tiempo de funcionamiento de hasta 1.3
horas que suponen un importante colchón para que el operador del sistema
eléctrico busque respuesta en centrales convencionales cuya reacción requiera
un mayor tiempo. Estas baterías tienen una vida útil de unos 10 años pero esta
longevidad tiene todavía mucho más de estimación que de certeza.
España ha
apostado, de momento, sólo por las centrales de bombeo y ha tomado como
laboratorio las Islas Canarias. El sistema eléctrico canario es el gran
laboratorio del almacenamiento eléctrico en España y tiene en la Isla de El
Hierro su primer hito. En esta Isla ya se han alcanzado diez días consecutivos
de generación eléctrica 100 % renovable utilizando una central de bombeo como
sistema de almacenamiento para cuando, por ejemplo, el viento deje de soplar.
Téngase en cuenta que la caída en la producción de un parque eólico se puede
dar en no más de cinco minutos y en ese tiempo hay que tener una solución de
respaldo. Durante buena parte del mes de julio la producción renovable en la
Isla de El Hierro fue en más de un 90 % renovable. Así lo detallaron los
ingenieros Daniel Pérez y Agustín Marrero en una reciente jornada organizada
por la Asociación de Ingenieros Industriales en Andalucía y acogida por Red
Eléctrica de España.
Después de la
Isla de El Hierro, la segunda apuesta en el sistema canario es el Proyecto
Soria-Chira denominado así por el nombre de las dos presas hidráulicas (cada
una situada en una cota diferente de altura) en la Isla de Gran Canaria que se
interconectarán por una nueva central reversible de bombeo que costará a Red
Eléctrica de España unos 300 millones de euros. Se estima que tenga una capacidad
de suministro de unas dieciocho horas en el caso de que la producción de las
renovables caiga. Este tipo de inversiones para sus dueños se denominan,
técnicamente, activos regulados y su coste más los beneficios se recuperan en
un plazo de unos cuarenta años a través de pagos realizados por el Estado. El
periodo de construcción de la nueva central es de cinco años por lo que, de
momento, ya ha implicado a dos gobiernos de signo político diferente. Por eso
la transición energética no es terreno para la improvisación.
Con la entrada en
funcionamiento de la central de Soria-Chira la aportación de las centrales
térmicas (muy contaminantes) será desplazada y esto también habrá que pagarlo,
esto es, hay que pagar a los dueños de las centrales a los que ahora se les
dice que su electricidad no será necesaria. Normalmente este tipo de
“indemnizaciones” se trasladan en una parte a los consumidores finales de toda
España en alguno de los componentes de la compleja factura eléctrica y otra
parte se financia vía presupuestos generales. Sin ir más lejos, un consumidor
canario puede acceder al mismo precio de la electricidad que cualquier
consumidor peninsular aunque la empresa generadora canaria reciba una
retribución mayor que en España. La generación es más cara en las islas. La
diferencia se enjuga en la factura de la luz de todos los españoles y en los
presupuestos generales; aproximadamente mitad y mitad.
En definitiva,
tomarse en serio la transición energética exige decisiones de largo plazo en un
país propenso al corto o muy corto plazo en las decisiones políticas. Si parte
de este modelo de decisiones se replicase en otros ámbitos como el educativo,
no sólo tendríamos una luz más limpia (de momento no más barata) sino también
unas generaciones futuras más lúcidas.
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