La isla canaria con menos renovables apuesta por una transición energética sin prever el almacenamiento

Los nuevos parques eólicos comenzarán a operar este año y convertirán a La Gomera en una isla 100% sostenible“. En un comunicado del pasado 27 de junio, la compañía gallega Ecoener defendía lo que supondrá su instalación en la Isla: con una potencia total de 12 MW, superará la demanda media de electricidad (en torno a 8 MW). Se trata de una apuesta privada enmarcada en el proyecto Gomera 100% Sostenible, del Gobierno canario y el Cabildo, para lograr que la isla con menos renovables del Archipiélago (tan solo el 2% en 2020) alcance la descarbonización, sumando la interconexión submarina con Tenerife, la implantación de baterías en lugar de la instalación de una central de bombeo, junto a acciones de movilidad sostenible o autosuficiencia con placas solares.

Los molinos contribuirán a aumentar la penetración de fuentes limpias, pero su carácter fluctuante hará necesario incorporar otros sistemas que permitan llegar a las emisiones cero y prescindir de las centrales térmicas. Para ello, las administraciones abogan por la conexión mediante un cable submarino entre La Gomera con Tenerife, que permita exportar la energía excedentaria. “La Gomera se podría convertir en el primer lugar del mundo exportador de energía sostenible”, expresó el presidente del Gobierno de Canarias, Ángel Víctor Torres, durante el acto de presentación de los parques eólicos.

El presidente del Cabildo de La Gomera, Casimiro Curbelo, también durante el acto, calificó como hito el inicio de las obras, pues estima que acercan a la isla a la soberanía energética: “Abrimos el camino para generar más energía de la que consumimos”. Ecoener estima que con los cinco parques eólicos se podrá cubrir la demanda eléctrica de 11.000 hogares, dos mil más de los que existen en la Isla. Pero esto solo ocurrirá en los periodos en los que haya viento suficiente.

La Corporación Insular reconoce que, cuando entren en funcionamiento los molinos, “habrá un periodo de tiempo en el que se genere más energía de la que se demanda”. Ese intervalo será la duración de la construcción del cable submarino, que unirá las redes aisladas de La Gomera y Tenerife. Sin embargo, se estima un periodo de ejecución de 24 meses para una obra de 103 millones de euros, una vez se hayan finalizado todos los tramites que permitan su ejecución. Mientras, se desaprovechará parte del viento cuando haya abundancia de este recurso.

Al carecer de sistemas de almacenamiento suficientes y de la interconexión con Tenerife, La Gomera tendrá que verter la energía que no pueda absorber. Es decir, limitar o parar uno o varios aerogeneradores en situaciones con mucho viento, desaprovechando ese recurso, con el fin de no inyectar más energía de la que puede soportar la red.

Rafael Martel, presidente de la Asociación Eólica de Canarias (Aeolican), advierte que esto conlleva un inconveniente para la empresa inversora de los molinos. En Canarias, el sistema no paga por detener o limitar la actividad, tal y como recoge el Real Decreto 738/2015, a diferencia de la Península, donde esto sí ocurre cuando hay excedente de generación renovable. Es decir, se abona una determinada cantidad compensatoria por tener capacidad de respuesta ante esa situación. Y en las Islas esto no ocurre “porque no hay mercado eléctrico” como en el resto del territorio nacional, algo que Martel tilda de injusto y, asegura, lleva años demandando. 

Además, el presidente de Aeolican recuerda que en el Archipiélago sí se paga a Endesa, titular de todas las centrales térmicas en las Islas, por una función similar. Como ejemplo, expone el caso de Gorona del Viento y la central térmica de Llanos Blancos, en El Hierro. En este sentido, Martel explica que cuando hace mucho viento y la isla se puede autoabastecer de fuentes limpias, se desacopla el grupo térmico de la red para que no genere energía.

Sin embargo, no se detiene, sigue funcionando, pero al ralentí. No se para completamente porque no tiene capacidad de volver a arrancar de manera instantánea. “Si hay mucha generación en la isla, se debe parar algo, pero si se paraliza un grupo térmico, luego no se puede volver a arrancar rápidamente. Un grupo térmico es como una olla de agua guisando. Si yo enfrío la caldera, tengo que volver a calentarla para generar calor”, relata Martel, lo que conlleva un tiempo determinado, según el tipo de motor y riesgos en el suministro de electricidad.

La central térmica de Llanos Blancos, cuando se desacopla, se debe mantener “caliente”, lo que provoca que siga “produciendo contaminación y consumiendo combustible sin generar energía”, recuerda Martel. Y Endesa cobra por ello, es decir, “no le pagan por la energía que ha generado, sino por tener capacidad de respuesta”. A juicio del presidente de Aeolican, “eso está bien que sea así”; pero añade “¿por qué no pagamos a la renovable por dar el servicio que es capaz de darnos, es decir, para cuando lo necesito y volver a arrancar cuando lo pido?”. Además, tanto en el caso de la eólica como la fotovoltaica, apagar y encender es instantáneo, “basta con darle a un botón y tarda segundos”.

En resumen, si se vierte energía renovable excedentaria, se desaprovecha un recurso, se genera más contaminación al quemar combustibles fósiles para generar electricidad en la central térmica y la entidad titular de la fuente limpia pierde dinero. 

Cuando hay poco viento

El Cabildo de La Gomera explica que la ubicación de los parques eólicos de Ecoener estarán en La Cabezada y en El Camello, dos zonas en las que hay viento casi todo el año, “a excepción de un par de semanas entre septiembre y octubre y entre abril y mayo”. En este escenario, cuando escasean los recursos naturales, las centrales térmicas son las encargadas de generar la electricidad y, en todas las islas, independientemente de la cantidad de fuentes de generación renovables que se implanten, tienen reservado un mínimo en la red para garantizar el suministro de electricidad.

En los sistemas del Archipiélago, aislados, debe existir un grupo de generación de energía de respaldo al que está funcionando, ya sea con diésel o fuel, con la misma potencia. En el caso de que una unidad tenga algún problema, se puede continuar prestando el suministro con la segunda.

En La Gomera, la central de El Palmar, de 11,94 MW de potencia disponible, están operativos cinco de los nueve grupos existentes: dos de 2,51 MW, otros dos de 3,10 MW y uno móvil de 0,72 MW. Normalmente, funcionan dos grupos a mitad de potencia: la mitad que falta en el primero la aporta el segundo y viceversa, de tal manera que si uno cae, el que queda funcionando es capaz de asumir el 100% de la demanda, lo que garantiza el suministro, es decir, que no se vaya la luz.

Sin embargo, con las renovables no se puede regular su potencia a voluntad, ya que depende de recursos naturales. Tan solo se puede gestionar a la baja, es decir, cuando hay mucho viento, limitar o parar el funcionamiento de un aerogenerador. Pero si escasea y las aspas del molino no están en movimiento, es preciso contar con la potencia equivalente con un grupo de respaldo térmico para seguir suministrando el servicio. En el caso de La Gomera, el motor diésel haría esa función, que no podría estar en frío, pues tardaría entre 60 o 120 minutos en arrancar, sino en caliente, para dar una respuesta rápida y que los consumidores no se queden sin luz.

“Si, por ejemplo, un molino de 2 MW está funcionando a pleno rendimiento, se baja la potencia del grupo diesel”, explica Martel. Pero hasta un mínimo, que se denomina hueco térmico, que permita “tener disponible la potencia para acelerar y subir de manera instantánea”, añade. “Eso no se puede eliminar porque no se pueden parar los grupos, por mucha renovable que se instale. Se puede llenar la isla de molinos, pero el mínimo será siempre diesel”. El presidente de Aeolican alaba la iniciativa de Ecoener, que a su juicio “va a descarbonizar La Gomera en un porcentaje altísimo y con un poco más de inversión, va a conseguir mayor descarbonización”, pero “no es cierto” que se alcance el 100% renovable en La Gomera solamente con energía eólica.

Almacenamiento

La clave para permitir el aprovechamiento de las fuentes limpias está en los sistemas de almacenamiento. “Sin un sistema de almacenamiento, no se podrá alcanzar el 100% de renovables en La Gomera”, explica Martel, porque esto otorga “flexibilidad y permite parar el grupo diesel e integrar casi el 100% de la energía renovable (cuando haya exceso de fuentes limpias). Y en caso de que los molinos se paren (por falta de viento), las baterías podrán dar energía al sistema mientras se arrancan los grupos diésel”.

El Cabildo de La Gomera ha informado en este sentido que proyecta la implantación de dos baterías de almacenamiento, cuya licitación “coincidirá casi con el inicio de las obras del cable”. Sin embargo, hay quien aboga por la instalación de una central de bombeo para almacenar energía, una opción que la Corporación Insular descarta: “Aquí no es necesaria. No usamos energía hidroeléctrica. No tiene nada que ver con El Hierro”

El colectivo Salto a la Transición ecológica apuesta por la construcción de una central de hidrobombeo, como Salto de Chira en Gran Canaria, para La Gomera. Pepe Sansó, miembro de la agrupación que defiende la infraestructura ubicada en el barranco de Arguineguín, respalda que si La Gomera quiere lograr la descarbonzación “debe buscar una generación gestionable que sea limpia” y eso, a su juicio, no lo dan ni las baterías ni la conexión con Tenerife.

Sansó justifica su rechazo a las baterías porque “están hechas de materiales tóxicos, peligrosos, escasos y el lugar más cercano a Canarias para reciclarlas es Zaragoza”. Tampoco es favorable al cable submarino para lograr el 100% renovable porque dependerá de las centrales térmicas de Granadilla o Caletillas, en Tenerife, que siguen quemando fuel oil.

Por ello, considera que la mejor opción es la construcción de una central de bombeo que permita una generación gestionable de la energía renovable. “Cuando haya viento contínuo, los parques eólicos sí podrán cubrir la totalidad de la demanda de La Gomera. Pero serán momentos. Y el sistema en la isla no puede estar sujeto a la falta de constancia de los vientos. Por eso, la mitad de toda la energía que se produce debe venir de generación gestionable, por las centrales de bombeo”, ahonda.

“Consideramos que esto es estratégico: avanzar en la construcción de centrales de bombeo. La Gomera es el territorio adecuado, por sus alturas en pequeñas distancias. Y sería pequeña, no con la de Gran Canaria, por lo que tendría un impacto ambiental y ecológico mínimo”, asegura Sansó. 

Para defender esta propuesta, recuerda que en el Plan de Transición Energética de Canarias (PTCan), elaborado por el Instituto Tecnológico de Canarias, se establecen ocho estrategias para lograr el objetivo marcado por el Gobierno regional: alcanzar la descarbonización en 2040. Para ello, en los trabajos de Almacenamiento y de Generación Gestionable, el ITC plantea la opción de construir una central de bombeo entre El Quebradón, donde habría que construir una presa, y el embalse de La Encantadora, que sería el depósito inferior en altura. Podría alcanzar unos 45 MW de potencia y 562,73 MW/h de energía acumulable.

Pero el ITC contempla esta opción como una recomendación alternativa a tener en cuenta ante posibles fallos de la interconexión con Tenerife, añadiendo, de forma alternativa, “la instalación de turbinas de gas alimentadas con hidrógeno” o el uso de baterías. Pero “no serían las opciones ideales para esta isla”, señala en la estrategia de Generación Gestionable.

En este sentido, defiende que la mejor vía para La Gomera son sistemas de almacenamiento distribuidos por comarcas, en función de su demanda. Sobre todo, junto al “aporte extra que necesariamente debería ser cubierto con una instalación a gran escala que se proveería con la interconexión eléctrica con Tenerife”, que garantizaría la estabilidad de la isla incluso en escenarios de alta penetración de renovables y evitaría sobredimensionamientos en sistemas de almacenamiento en La Gomera.

La estrategia de Almacenamiento del ITC concluye que este modelo no sólo es la opción más viable, sino que tendría un interés especial desde el punto de vista tecnológico, pues asegura que tendría un grado de innovación semejante al que existe actualmente en El Hierro con Gorona del Viento. Para 2030, prevé que en La Gomera la cobertura de demanda mediante energías renovables rondaría el 73%, teniendo en cuenta la interconexión eléctrica. Y, de la energía que proviene de Tenerife, obtendría el mismo porcentaje de cobertura de demanda eléctrica con fuentes limpias que se asume para esa isla.