Energías renovables, hidrógeno verde y almacenamiento comparten un mismo Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica (Perte) a cargo de la remesa de los fondos Next Generation para España. Otra cosa no tendría sentido. La enorme mejora de los modelos de predicción meteorológica permite afinar cada vez con más de detalle cuándo y dónde habrá sol, lluvia o viento; y la integración de la producción de los parques eólicos y los huertos fotovoltaicos en el sistema es tan modélica, que otros muchos países acuden al Centro de Control de Red Eléctrica de España (REE) para luego replicar el modelo en sus territorios. Aún así, son fuentes de energía con un elevado grado de impredicción, especialmente activas en momentos del día en los que la demanda de hogares e industrias baja. Por eso el impulso a nuevas instalaciones renovables necesita ir acompañado de tecnologías que permitan absorber esos picos de generación sobrantes y acercarse en lo posible al sueño de guardar electricidad para otros instantes de mayor consumo. El hidrógeno es una opción –porque usa electricidad para separar sus moléculas de las de oxígeno en el agua– en la carrera por el almacenamiento que lleva ya unos cuantos años de ventaja en los embalses reversibles. También en este caso hay un auténtico bum de proyectos en Galicia, con seis centrales de bombeo en estudio que superan los 2.600 megavatios (MW).
Uno de los objetivos del Perte de energías es “desarrollar y desplegar tecnologías y nuevos modelos de negocio ligados al almacenamiento energético y gestión flexible de la energía que maximicen la integración de la generación renovable en nuestro país”. “Supone aprovechar el buen posicionamiento de España en cadena de valor de electrónica de potencia y en I+D+i –señala el documento– para desarrollar un sector propio de almacenamiento y gestión inteligente”. En la Estrategia de Almacenamiento Energético aprobada hace casi un año, el Gobierno recuerda que el bombeo es “una de las tecnologías más maduras”, presente “a gran escala en toda Europa” por “su eficiencia y flexibilidad”.
Son embalses con una doble función. La convencional, producir electricidad con la caída de agua y el paso por turbinas, y el aprovechamiento de la energía que el sistema no necesita en horas valle de la demanda para recuperar el agua y llevarla de nuevo a la balsa. Como recuerda el Ministerio para la Transición Ecológica, que este tipo de centrales requieran “condiciones de emplazamiento muy específicas para ser viables” y una obra civil de “elevado impacto medioambiental”. “Por ello, existe un gran potencial de aprovechamiento de instalaciones hidroeléctricas –indica en departamento dirigido por Teresa Ribera–, mediante la agregación de sistemas de bombeo y la posibilidad de ampliación de centrales de bombeo existentes”.
A pesar del histórico currículum de Galicia con las hidroeléctricas, en la comunidad solo hay en funcionamiento tres sistemas reversibles que suman 380,6 (MW). Están en las centrales operadas por Iberdrola de Ponte Bibei, Soutelo y Conso. Precisamente en esta última, la multinacional presidida por Ignacio Sánchez Galán quiere ampliar la potencia del bombeo hasta un mínimo de 900 MW, como adelantó FARO en octubre de 2020.
El proyecto no implica nuevas captaciones de agua. Al igual que el plan de Naturgy para convertir las presas de Salas y As Conchas en un sistema de bombeo de 350 MW. El grupo solicitó a la administración central una prórroga de la vigencia de la declaración de impacto obtenida en 2017 para poder acometer las obras, en las que se invertirán alrededor de 350 millones de euros.
Otros dos embalses, los de Prada y Santa Eulalia, abastecerían la central reversible que tramita el grupo andaluz Magtel. Son 160 MW y un presupuesto de 191,5 millones. El proyecto levanta ampollas porque, entre otras razones, de esas dos presas beben ya concesiones hidroeléctricas en la zona explotadas por Iberdrola y Endesa.
Hay otros tres proyectos de centrales reversibles más ahora mismo intentando hacerse un hueco en la región, aunque sin infraestructura previa. El último en incorporarse es el proyecto Xistral. Prevé una hidroeléctrica que sirva de megabatería con una potencia de 936 MW y una producción superior a los 10.000 MW en los concellos lugueses de O Valadouro, Alfoz, Cervo y Xove. La promotora es una empresa aragonesa llamada Atalaya Generación, que tiene también proyectos similares en desarrollo en otras autonomías.
En As Pontes y Meirama se abrió una batalla para sacar partido a los viejos lagos de las minas de las térmicas. Magtel repite liderando una central de bombeo de 250 MW en donde se ubica la térmica de Endesa y Capital Energy otra de 366 MW en el otro epicentro gallego del carbón. Pero en esos mismos lugares también aspiran a levantar un sistema reversible la firma Canerde –una alianza de Reganosa y EDP– y la empresa Tasga, que presentaron sus propuestas a Augas de Galicia.
La Xunta “no va a cambiar ni un ápice” su política eólica
La sentencia del Tribunal Superior de Xustiza de Galicia (TSXG) que anula la repotenciación del parque eólico de EDP en Corme es un golpe a la tramitación de la Xunta, que desde 2017 decidió rebajar de 30 a 15 días el periodo de información pública de los informes de impacto de los complejos de aerogeneradores dentro de la ley para la captación de inversiones empresariales. La sentencia asegura que esa reducción es contraria a la normativa europea, que exige no bajar de los 30 días hábiles para ese informe en concreto y las alegaciones de los afectados. Entre las críticas de la oposición y sin desvelar cuántos parques se tramitaron así y quedan a expensas de que una demanda los tumbe también, el vicepresidente económico y conselleiro de Economía, Empresa e Innovación aseguró ayer en el Parlamento que la Xunta “no va a cambiar ni un ápice” su política eólica que prioriza un “desarrollo ordenado” del sector.
