Gran Canaria cuenta con uno de los proyectos de almacenamiento de energía más complejos y de mayor envergadura de España de las últimas décadas: una central hidroeléctrica reversible entre los embalses de Chira y de Soria, que pretende acercar a la isla a su autosuficiencia energética. Ideada a principios del siglo XXI y tras 20 años de parálisis burocrática, cuando está encaminada a ser una realidad en los próximos años se ha encontrado con un rechazo de ecologistas y de una plataforma ciudadana formada a tal efecto, que sostienen que la construcción y ubicación de las infraestructuras afectarán de forma irreversible al barranco de Arguineguín. La tensión y el enfrentamiento han ido en aumento, generando un conflicto entre defensores y detractores. Todo, por una obra que serviría de almacén de energía generada por fuentes eólicas y fotovoltaicas, transformándola en electricidad mediante el bombeo de agua en altura para distribuirla en la red cuando fuera necesario, con sus ventajas e inconvenientes: “Hay dudas y, como todas las cosas, no hay nada perfecto”, señala el catedrático en Ingeniería Mecánica de la Universidad de Las Palmas de Gran Canaria (ULPGC) Roque Calero, quien impulsó el proyecto de la central siendo director del Instituto Tecnológico de Canarias en 2006.
Red Eléctrica Española es la empresa encargada de llevar a cabo el proyecto desde 2015, después de que la primera adjudicataria, Unelco-Endesa, renunciara a la obra. Hasta la fecha, el operador y transportista del sistema eléctrico en España explica que entre finales de 2017 e inicios de 2018 se llevaron a cabo los trabajos de ampliación de la campaña geotécnica de la central, con el objetivo de determinar, con un mayor grado de detalle, las características del subsuelo donde se realizará el proyecto, que será mayoritariamente subterráneo. La campaña consistió fundamentalmente en sondeos y catas de exploración, de diferentes profundidades, con el fin de conocer en detalle las características del terreno. Y para los trabajos “se abrieron pistas de tierra con las correspondientes autorizaciones administrativas emitidas en tiempo y forma, que han sido restauradas en su totalidad, salvo un acceso que cuenta con autorización para no ser restaurado, porque se utilizará de nuevo”, explica la empresa. Además, en agosto, REE licitó una desaladora y seis turbinas-bomba reversibles, porque son unidades independientes al proyecto en sí. El proyecto ha pasado por tres periodos de exposición pública (en otoño de 2016, en primavera de 2019 y en verano de 2020). Actualmente, está pendiente de la declaración de impacto medioambiental que debe emitir el Gobierno de Canarias (se prevé que se publique en abril) para que el Ministerio de Industria formule la autorización definitiva y puedan comenzar las obras, que tienen un periodo de ejecución de unos 5 años y están presupuestadas en 390 millones de euros.
La obra consta de dos presas ya construidas en el siglo XX: los embalses de Chira (la superior) y de Soria (inferior), que estarán conectadas mediante tuberías subterráneas. Amos embalses conectarán con la central, también bajo tierra, que tendrá unas dimensiones similares a las de la catedral de Santa Ana, en la capital grancanaria, con seis turbinas-bomba, con 200 megavatios de potencia en total y unas 16 horas. A su vez, la central estará conectada mediante el tendido eléctrico con una treintena de torretas de entre 30 y 70 metros de altura que meterán la energía en la red en forma de electricidad. De manera adicional, una desaladora en una planta ubicada en Santa Águeda, en el municipio de Mogán, permitirá subir agua mediante bombeo y mantener un nivel suficiente en las presas o, incluso, aprovechar ese recurso para los agricultores. La energía producida por los parque eólicos y plantas fotovoltaicas que no pueda ser absorbida por la red se introducirá en la central para evitar que se pierda y se usará para subir el agua y almacenarla en la parte superior. Desde Chira, se dejará caer hasta Soria para generar energía mediante las turbinas cuando sea necesaria para consumo.
En la actualidad, si Chira-Soria estuviera en funcionamiento, apenas tendría energía para almacenar porque Gran Canaria cuenta con 256 megavatios de potencia renovable instalada, menos del 20% del total (el resto se produce con combustibles fósiles). El consumo de energía durante el día en la Isla está entre lo 570 y 580 megavatios y, por la noche, entre 250 y 270 megavatios. El físico responsable del Instituto Tecnológico de Canarias (ITC), Gonzalo Piernavieja, asegura que a día de hoy, aunque escasos (en torno al 3%), se están produciendo vertidos de energías renovables, es decir, hay energía eólica o solar que no puede ser introducida en la red y para evitar que haya excedentes, se corta la producción de los parques durante horas. En la red no es posible introducir más energía de la que se puede transportar porque se puede generar una caída de tensión que provocaría un cero energético en todo el territorio. Para que realmente sea necesaria, Gran Canaria debería producir más de 300 megavatios de energía eólica. Es una obra que debe ir de la mano del aumento de penetración de renovables y que se hace necesaria cuando sea preciso tener que almacenarla para evitar cortar la producción. “Lo ideal es poder aprovechar toda la energía porque es fluctuante”, añade Gonzalo Piernavieja, “es como en El Hierro con Gorona del Viento, se usa ese excedente para bombear agua entre Soria y Chira y después dejarla caer para generar energía. Esa energía sobrante por el día se puede convertir en electricidad por la noche gracias a Chira-Soria”. Y, según sus estimaciones, permitiría aumentar la penetración de renovables por encima del 50%.
Sin embargo, Roque Calero muestra sus dudas sobre si Chira-Soria es la mejor opción para almacenar energía. Por ello, ha elaborado un análisis de debilidades, amenazas, oportunidades y fortalezas (DAFO) de una central hidráulica reversible frente a las baterías de ión litio. Entre sus inconvenientes, Chira-Soria debe convertir la energía eléctrica en hidráulica bombeando y viceversa, por lo que no es posible la conexión directa entre la de entrada y la de salida. Ello conlleva una pérdida del rendimiento en la acumulación: “Cuando se bombea agua, se tiene un rendimiento del 80%. Luego sube por la tubería y el agua está rozando, por lo que se produce una pérdida en la transmisión. Cuando cae, a su vez, debe bajar por la tubería y pasar el agua a una turbina hidráulica que también tiene un rendimiento de un 80%”. Por contra, en las baterías la perdida de energía es mínima, “menos del 10%, lo cual ahorra potencia renovable o maximiza la existente”.
Calero también explica que el almacenamiento se realiza mediante “saltos discretos” conectados a grupos “de unos 50 megavatios”. Cuando hay viento o sol suficiente para generar energía, se conecta a uno de esos grupos y, para conectar otro, hay que esperar a que se produzcan “otros 50” megavatios. “Esos son los saltos”, señala, matizando que tal y como está planteado el proyecto, es posible regular esos saltos. Sin embargo, estima que esto supone una debilidad frente a las baterías, “donde todo lo que se introduce se absorbe”. Además, también considera como inconvenientes que una central hidroeléctrica ocupa una gran cantidad de suelo y tiene un coste elevado de mantenimiento. Pero las baterías tampoco son perfectas, puesto que deben ser respuestas y generan “elevados residuos”, ya que no todas son reutilizables. Sobre el impacto medioambiental de Chira-Soria, Calero explica que puede ser “compensado en otros puntos”, es decir, “como si se construye un hotel que genera impacto, se puede obligar a la empresa a que plante dos hectáreas de pino en otro sitio”.
Chira-Soria, que funciona con energía hidráulica, también conlleva unos riesgos en una isla en la que las lluvias son escasas. Al depender del nivel del agua de sus presas, las sequías prolongadas pueden ser un problema, a juicio de Calero, que obligaría a tener una excesiva dependencia de la desaladora; o “la rotura de los embalses”, que provocarían “fuertes impactos”. Sin embargo, en este punto, Calero ve como una “ventaja indirecta” que se añada una desaladora y se bombee agua en altura. “Poder bombear agua desalada a 13.000 metros es una ventaja indirecta, porque si algún día la central cierra, se sigue bombeando agua para los agricultores”, afirma. En el proyecto se contempla que se “proveerá a la cumbre de 700.000 metros cúbicos anuales de agua, es decir, lo que se necesita para garantizar un año de riego”, según el Cabildo de Gran Canaria.
Gonzalo Piernavieja explica que de fondo está cumplir con los objetivos del Plan Nacional de Energía y Clima del Estado para descarbonizar España, fijado para 2040-2050. El Plan de Transición Ecológica del Gobierno canario contempla diez estrategias, de las que ya tiene definidas las tres primeras: las de autoconsumo, movilidad eléctrica y almacenamiento. En este sentido, señala que una central hidroeléctrica no es la única manera de almacenar energía: también se contempla el autoconsumo en viviendas para nutrirse de energía solar y las baterías mayores conectadas a la red de transporte y distribución. No son sustitutivas ni alternativas, sino complementarias a Chira-Soria, para que la mayor parte de la energía que se consuma en Gran Canaria sea renovable. “En todos nuestros cálculos, optimizando todos esos almacenamientos siempre va a hacer falta para llegar al 100% un almacenamiento a gran escala; en las baterías es de horas y en poca cantidad, mientras que en una central son muchas horas y mucha energía. Se puede mantener la isla funcionando, es una garantía”, indica Gonzalo Piernavieja. Esto, además, en una red insular que genera unos sobrecostes para el Estado respecto a otros territorios peninsulares de 700 millones de euros.
En su análisis, Calero destaca de las centrales hidráulicas reversibles que tienen un vida más larga que las baterías, la potencial existencia de energía excedentaria en Gran Canaria o que el proyecto ya se encuentre consolidado, presupuestado y a la espera de ejecución. Considera que en comparación con las baterías, ninguna presenta una ventaja sobre la otra y “dadas las circunstancias de la Isla, con alto potencial de energías renovables y existencia de embalses, ambos sistemas pueden coexistir”. La principal ventaja de Chira-Soria, a su juicio, es la disponibilidad de agua potable en el interior, mientras que si se busca reducir los impactos en el territorio, optimizar las energías renovables o reducir costes de personal y mantenimiento, prevalecen las baterías.
Sin embargo, Calero va más allá de la central o las baterías y pone el foco en otros aspectos que puedan contribuir a que Chira-Soria realmente contribuya a desarrollar la soberanía energética en la isla. En este sentido, explica que se debe remodelar el sistema térmico, eliminando los grupos de gran potencia. La central de Juan Grande cuenta con dos ciclos combinados de 225 megavatios cada uno, es decir, uno da electricidad y otro debe estar conectado a la red por si el primero se viene abajo. “Esto se llama potencia rodante o activa y quiere decir que si tienes grupos muy grandes, la potencia debe ser muy grande”. Sin embargo, las renovables “nunca son potencia activa” porque “mientras más grandes sean los grupos en el sistema eléctrico, menos eólica o fotovoltaica puedes meter en el sistema”. En otras palabras, deben ser grupos pequeños (de 25 megavatios) que puedan generar esa cantidad (200 megavatios). Por ejemplo, “hay cruceros grandes que han atracado en los puertos canarios que tienen entre 90 y 100 megavatios instalados, tanta potencia como Fuerteventura o La Palma. En sus bodegas tienen 10 grupos de nueve megavatios cada uno y no ocupan demasiado espacio”.
Por ello, para las renovables propone que en las Islas se creen grupos que no sean mayores de 25 megavatios, porque con diez grupos de dicha potencia, solo se precisaría tener uno de respaldo, “solo podrían fallar 25 megavatios y se pueden meter un montón de renovables si se eliminan los grupos términos de potencia grandes”. Esto podría perjudicar a empresas como Endesa, que concentra la producción térmica, porque “mientras menos energía venda, menos negocio hace”, aunque ya está apostando por meter renovables en la red. En este punto, Calero critica que en Canarias no esté impulsando que las energías renovables caigan en manos de inversores isleños. Así, recuerda que “en Fuerteventura ya hay grandes empresas que han solicitado más de 1.000 megavatios eólicos, cuando en la isla no caben más de 130 megavatios. Están acaparando a través de los permisos los terrenos, están comprando el viento”.
La única solución para evitar que la producción de energía renovable quede en manos de empresas como Endesa o Iberdrola y promover que se creen cooperativas para contribuir a la soberanía energética es para Calero que los Cabildos “se hagan con el suelo donde colocar las energías renovables. Que en el sureste de Gran Canaria, por ejemplo, donde caben 500 megavatios, el Cabildo haga una plataforma energética como el polígono de Arinaga, que sea pública”. Es decir, “crear infraestructuras energéticas públicas en todas las islas y bloquear la creación de parques eólicos en otros sitios para evitar seguir siendo colonizados”, concluye.
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