El almacén eléctrico se atasca en Galicia

La Dirección Xeral de Calidade Ambiental e Sostibilidade acaba de dar el visto bueno al proyecto de hibridación del parque eólico Malpica. La instalación, que ya en 2017 pasó por una repotenciación para sustituir los 69 aerogeneradores primitivos por otros 7 más modernos, se prepara ahora para dar otro salto hacia el futuro, compatibilizando las funciones de planta generadora de electricidad y despensa energética. El grupo Statkraft invertirá alrededor de 4,5 millones de euros en un grupo baterías de ion litio de 7 megavatios (MW) y una capacidad de descarga de dos horas para almacenar electricidad en el propio complejo en momentos de picos de producción y bajo consumo, «mejorando su eficiencia, lo que, a su vez —señala la promotora—, fomentará la seguridad y garantía de suministro al incorporar flexibilidad al sistema eléctrico».

La transformación del sistema energético es, como resalta el Ministerio para la Transición Ecológica en la Estrategia de Almacenamiento Energético publicada en febrero de 2021, «uno de los factores clave para alcanzar la neutralidad climática antes del año 2050». «Este cambio de paradigma requiere un sistema basado en fuentes renovables, que tienen un carácter estocástico y variable, por lo que la tradicional visión de sistema energético centralizado y basado en centrales gestionables —añade el documento— será reemplazada por la de un sistema descentralizado y flexible que permita integrar adecuadamente la provisión de energía a través de tecnologías renovables».

El sistema eléctrico funciona como los vasos comunicantes. Generación y consumo tienen que ir de la mano, perfectamente equilibrados a lo largo de los casi 45.700 kilómetros de líneas de 400 y 220 kilovoltios que forman la tupida red de transporte de electricidad en España. De lo contrario, se crea un problema de tensión que puede derivar en los temidos apagones.

Las térmicas o los ciclos combinados de gas funcionan con un interruptor. Se encienden y se apagan en función de las previsiones de demanda. La eólica y la fotovoltaica, en cambio, dependen de que haya viento y sol. Y los recursos naturales no entienden de fines de semana, cuando la demanda cae en picado. Incluso las hidroeléctricas, más estables que otras tecnologías verdes, pueden quedar fuera de juego en largos periodos de sequía.

En un mix donde las renovables ganan cada vez más protagonismo para llevar adelante la transición energética, gestionar el sistema supone un gran reto, hasta ahora superado con éxito. Sin ir más lejos, su aportación creció por encima del 10% en 2024, alcanzando una cuota histórica cercana al 60% en la generación total del país. Pero para garantizar su expansión a largo plazo para cumplir los objetivos en materia energética —el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) prevé que el porcentaje de renovables llegue al 81% de la producción eléctrica en 2030— se necesita, entre otras medidas, «contar con sistemas que hagan frente a las brechas instantáneas existentes entre generación y demanda, almacenando energía en los períodos de superávit de generación, de manera que esté disponible cuando existan déficits», remarca el departamento liderado por Sara Aagesen en la Estrategia de Almacenamiento Energético.

Ahí empieza otro desafío. Las tecnologías disponibles en este momento para guardar electricidad a gran escala son limitadas. Está la opción de hibridar parques eólicos, como ocurre en el complejo Malpica; hacer lo mismo con instalaciones fotovoltaicas y embalses, el caso de Iberdrola en la central Santiago Sil–Xares con una batería de 5 megavatios hora (MWh); o, incluso, conectar directamente a la red un sistema de baterías, el proyecto impulsado por la china Sungrow en Sanxenxo.

A la espera del desarrollo del hidrógeno verde, la principal alternativa para despensas más grandes son las hidroeléctricas reversibles o de bombeo. Durante los períodos de alto consumo, el agua almacenada en el embalse superior se libera mediante turbinas hacia un depósito inferior para producir electricidad, la función convencional de estas centrales; mientras que en períodos de baja demanda el agua se bombea de vuelta al embalse superior y se almacena de nuevo, quedando así lista para generar electricidad cuando el sistema lo requiere.

El bombeo prevé multiplicar por 14 el almacenamiento eléctrico en Galicia

«El almacenamiento de energía mediante bombeo es una de las tecnologías de almacenamiento más maduras y, gracias a su eficiencia y flexibilidad, está implantada a gran escala en toda Europa», destaca la Estrategia de Almacenamiento Energético del Gobierno. Actualmente supone más del 90% de la potencia de almacenamiento instalada en Europa. En Galicia funcionan tres: Conso, Soutelo y Ponte-Bibey, todas de Iberdrola. Suman unos 380 MW de potencia. El saldo de almacenamiento el pasado año superó los 200 gigavatios hora (GWh).

¿Es posible replicar este tipo de centrales en cualquier zona del país? No. Precisan «condiciones de emplazamiento muy específicas para ser viables, como una conformación adecuada del terreno, la diferencia de elevación entre los embalses y la disponibilidad de agua para la operación», recuerda Transición Ecológica, con el agravante del elevado impacto ambiental de la obra civil. Lo que sí existe es «un gran potencial de reaprovechamiento de instalaciones hidroeléctricas, mediante la agregación de sistemas bombeo, y también existe la posibilidad de ampliación de centrales de bombeo existentes, mediante la incorporación de nuevos grupos con las mismas infraestructuras hidráulicas de embalses o depósito».

Por eso muchas empresas del sector energético miraron a Galicia, territorio de referencia en hidroeléctrica, cuando la urgencia de almacenar para acompasar la penetración de las renovables en el sistema limó parte de los tabús que había para levantar nuevas centrales de este tipo. Solo en la parte gallega de la demarcación del Miño-Sil se presentaron nueve proyectos de bombeo. La mayoría se quedaron en eso por el momento.

La ampliación de Iberdrola en Conso es de los pocos que va tomando forma. A mediados de 2019, la compañía lanzó la propuesta de una central de bombeo de 900 MW aprovechando ya los embalses de la zona y solicitó a la Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental el correspondiente documento de alcance, que detalla al promotor qué contenido y el nivel de detalle que debe tener el estudio ambiental estratégico y el estudio de impacto ambiental. El organismo dependiente del Ministerio para la Transición Ecológica lo emitió un año después, en junio de 2020.

Luego Iberdrola modificó el proyecto, que sube hasta los 1.800 MW con una inversión de 1.500 millones de euros, convirtiéndose en la mayor gigabatería de estas características de España. El Gobierno admitió la solicitud de autorización administrativa previa en noviembre de 2024, pendiente ahora de que el estudio de impacto ambiental salga a información pública. «El expediente se encuentra actualmente en tramitación en la delegación del Gobierno en Galicia», indica el Ejecutivo en una respuesta por escrito a Néstor Rego, diputado del BNG.

La Xunta avala los sondeos de Iberdrola para construir la mayor central de bombeo de España

En paralelo, la compañía pidió a Red Eléctrica la ampliación de la subestación para conectarse —es uno de los refuerzos aprobados en la revisión extraordinaria de la planificación de las infraestructuras eléctricas— y el visto bueno de la Xunta para llevar a cabo nuevos sondeos en la zona y «ampliar el conocimiento geológico y geotécnico del macizo donde se situará el complejo subterráneo de la central del aprovechamiento hidroeléctrico Conso II».

La contestación del Gobierno al diputado nacionalista, que denuncia «una vez más la sobreexplotación de los recursos hídricos en Galicia, particularmente de la cuenca del Miño-Sil», revela que el resto de propuestas para construir de centrales de bombeo no pasaron hasta ahora del documento de alcance. Tras la contestación de por dónde deben ir los estudios de impacto, «no se ha producido ninguna solicitud posterior por parte del promotor».

¿Cuáles son esos otros proyectos? La central reversible Santa Eulalia de 160 MW que quiere levantar el grupo cordobés Magtel. Tiene en sus manos el documento de alcance desde hace tres años y medio y no volvió a dirigirse a la administración central. La misma compañía recibió su esquema para la evaluación ambiental de la planta de As Pontes (250 MW) en abril de 2022 y no consta ningún avance más en la tramitación. Green Capital Power, filial de Capital Energy, obtuvo el documento inicial del bombeo Tambre (327,6 MW) en marzo de 2023 y en junio de ese mismo año para la de Meirama (366,5 MW). En mayo de 2022 lo obtuvo la aragonesa Atalaya para el proyecto Xistral, de 936 MW.

La situación de Belesar III (215 MW) promovida por Naturgy es diferente. Presentó el proyecto inicial hace poco, en septiembre de 2024. Todavía no cuenta con documento de alcance. Transición Ecológica apunta en la respuesta por escrito que ya desestimó otras dos propuestas del grupo para centrales reversibles en Belesar y Os Peares.

El ministerio hace una defensa a ultranza de «no solo la conservación de la potencia hidráulica instalada, sino un incremento de esta» para «la estabilidad del sistema eléctrico». «Cabe señalar que, dentro de las diversas tecnología de almacenamiento disponibles en este momento, el hidráulico aporta ventajas significativas frente a otros», subraya, «ya que es una tecnología madura que presenta unas ratios energía/potencia mucho más elevados que otras tecnologías disponibles, por lo que aporta flexibilidad al sistema eléctrico en horizontes temporales superiores al diario». Esto «le convierte en una pieza crucial para lograr los ambiciosos objetivos del PNIEC».

«Asimismo, el almacenamiento energético por bombeo hidráulico presenta una serie de atributos que tecnológicamente la hacen muy adecuada desde un punto de vista del sistema eléctrico, destacando el sincronismo y la aportación de inercia mecánica —continúa en la respuesta a Rego—. Por ello, el almacenamiento de energía mediante centrales hidroeléctricas reversibles es clave para la explotación de un sistema eléctrico basado en producción renovable, siendo aún más relevante ante escenarios de mayor penetración de energías renovables como los que muestra el PNIEC».  

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