“Esta pequeña isla será un ejemplo imitado en todo el mundo”, se dijo al inaugurar la central hidroeólica, pero sus elevados costes ocultos hacen dudar de su verdadera ejemplaridad
Han pasado casi cinco años de la inauguración de la central hidroeólica Gorona del Viento, que iba “a mostrar al mundo que el objetivo perseguido por la Unesco es posible aquí y ahora”, según sus más entusiastas defensores. Ese objetivo declarado era vivir de su propia energía y que esta fuera 100 por 100 de origen renovable. Lo cierto es que la meta no se ha cumplido y los herreños, si bien han logrado en muchos momentos prescindir de ella, siguen necesitando la energía eléctrica que producen los motores diésel de la central eléctrica de Llanos Blancos, en Valverde. Es decir, no han dejado de quemar combustible fósil ni de emitir dióxido de carbono, como se anunciaba en un principio. Pero también hay nubarrones por el lado de la viabilidad económica del proyecto emblema de la isla, que ponen bajo severas dudas algunos de los argumentos con que se ha sostenido políticamente la necesidad de construir un sistema como el de Gorona.
La publicación de un estudio de tres ingenieros de la Universidad de Las Palmas de Gran Canaria pone el dedo en la llaga al afirmar que el coste de producir energía en El Hierro se ha duplicado y, frente a la propaganda oficial, reclama, en pos de la racionalidad, que los cálculos “reflejen los costos reales de generación”. El documento lleva por título “Technical and economic evaluation of the integration of a wind-hydro system in El Hierro island” (“Evaluación técnica y económica de la integración de un sistema hidroeólico en la isla de El Hierro”), lo firman Francisco Javier García Latorre, José Juan Quintana e Ignacio de la Nuez y será publicado en la edición de abril de la revista “Renewable Energy”.
Ante al enorme aumento de consumo de energía de las últimas décadas, el alto coste de los combustibles fósiles y la contaminación del medio ambiente, ha surgido con fuerza la posibilidad de incorporar sistemas con origen renovable. El problema a que estas fuentes se enfrentan es el de su no gestionabilidad, por la intermitencia y poca previsibilidad en el suministro que son intrínsecas a las de origen eólico y solar. Por eso, el estudio incide en que la incorporación de altos niveles de penetración de fuentes de energía variables genera nuevos costes para el resto del sistema, “lo que crea discrepancias entre calcular costes con y sin energías renovables no gestionables”. A corto plazo, se requiere que el resto del sistema se adapte a la nueva situación, aumentando su flexibilidad operativa y, por lo tanto, esos costes, mientras la generación y transmisión de las fuentes intermitentes está subvencionada. A largo plazo, “el sistema eléctrico resultante distorsiona el sistema económico y social óptimo”, afirma tajante.
Frente a la tendencia mundial de aumento de consumo de energía, en El Hierro se consume igual cantidad, si no menos, que hace cinco años, con 43.602MW en 2017 frente a los 44.017 de 2013 o los 43.617 de 2012. En ese lapso, la población ha descendido, de 11.033 habitantes a 10.679, siempre y cuando se tengan en cuenta los números oficiales, porque basta con visitar la isla para conocer el consenso social que existe en cuanto a que son significativamente menos los que conforman el conjunto de los residentes estables. A la escasa población y el bajo consumo energético se suman las dificultades propias de un sistema desconectado como el insular. En el archipiélago canario, y en la isla de El Hierro en particular, existe una limitación estructural para algunas de las tecnologías de generación disponibles, lo que ha llevado a la implantación de grupos electrógenos diésel muy pequeños como la solución adecuada. Los márgenes de reserva (la relación entre la capacidad disponible y los picos de demanda) requeridos para asegurar el suministro son de alrededor del 40-70%. Por lo tanto, los criterios de explotación de los sistemas insulares, dada su fragilidad inherente, son muy diferentes a las de sistemas continentales conectados. Esa prioridad de asegurar el suministro también tiene repercusiones en términos de costes. El carácter estacional de la demanda en zonas turísticas y el mayor cuidado en cuanto al impacto ambiental también hacen que la estructura de costes se dispare y haga que alrededor del 75% sean de tipo variables debido al precio del combustible, con costos fijos por inversión, operación y mantenimiento.
El triple de potencia
El estudio explica que existía una predisposición favorable al proyecto herreño desde que en 1997 se redactase un proyecto de sostenibilidad para la isla, a lo que se sumó el otorgamiento del estatus de Reserva de la Biosfera por parte de la Unesco, en 2000. Al sistema de generación por motores diésel se sumó así la planta hidroeólica en 2014, lo que hizo crecer considerablemente la capacidad instalada en la isla, que pasó de 13 a 37,8 megawatios, casi triplicándose en apenas tres años, porque a los 22,9MW de Gorona se sumaron los casi 2MW de un nuevo equipo diésel añadido en 2016. El sistema hidroeólico resulta de la combinación de un parque de aerogeneradores con una planta de bombeo que suministra agua a un depósito de 380.000 metros cúbicos que actúa como reserva de energía, ya que desde él y hasta el depósito inferior (de 150.000m3) se produce un salto de agua de 700 metros que pone en funcionamiento las turbinas que generan la electricidad.
Como pasa con frecuencia en las inversiones públicas, el precio a pagar aumenta con el correr de los días hasta que finalmente llega el momento de inaugurar y así fue que de los 64 millones presupuestados se llegó a una factura final de 82, casi un tercio más caro. Contrariamente, la idea de cubrir la totalidad de la demanda eléctrica con Gorona del Viento ha sido hasta ahora solamente una quimera, porque en los dos años que mide el estudio ha cubierto menos de la mitad (46,5 por ciento en 2017) y ha dejado la mayor parte de la energía consumida en manos de la central diésel de Llanos Blancos. Los 18 días seguidos que se abastecieron en febrero de 2018 solo de la central hidroeólica, una noticia presentada con el entusiasmo y la alharaca previsibles, fueron en realidad menos la regla que la excepción. El proyecto, pese al eslógan del “100×100 renovable”, sin embargo, hablaba de cubrir hasta el 73,4 por ciento, pero esta “sigue siendo todavía una cifra lejana y difícil de alcanzar”.
En cuanto a los costes, el estudio de la Ulpgc aporta un número que hasta ahora no se conocía a través de las fuentes oficiales y es que el precio del megavatio hora (MWh) se ha disparado considerablemente. Con una generación de energía eléctrica basada en combustibles fósiles, el precio promedio habría sido de 248,16 euros MWh en 2016 y de 239,08 MWh en 2017. Sin embargo, con la planta hidroeléctrica eólica ya en plena operación, estos valores se superaron sensiblemente, lo que los hizo trepar a 630 euros MWh para 2016 y 515,20 para 2017. Es decir, la introducción de la planta hidroeléctrica eólica no solo no resultó en una reducción de la factura energética “sino que de hecho resultó en un aumento del 254% para 2016 y del 215% para 2017”.
Este incremento no es perceptible en el bolsillo del ciudadano herreño, porque al ser un sistema extrapenisular la parte que falta pagar de su factura se reparte en el recibo de la luz del resto de los españoles y a través de los impuestos que nutren a los presupuestos. Pero el estudio insiste en que una correcta asignación de recursos requiere que los precios reflejen los costos reales de generación. “Imponer costes inherentes a la generación renovable en el resto del sistema amenaza el objetivo del gobierno de reducir el precio final de la energía eléctrica para el consumidor”, añade. La experiencia ha proporcionado una serie de lecciones sobre “la prudencia y las curvas de aprendizaje requeridas en lo que debería ser la incorporación gradual” a gran escala de nuevas energías renovables no gestionables que pueden aumentar los costes considerablemente.
Junto con todo esto, subraya que la necesidad de disminuir la emisión de gases de efecto invernadero también “debe abordarse desde un punto de vista neutral en lo tecnológico y económico”. El trabajo de los investigadores grancanarios reconoce los méritos de Gorona del Viento en cuanto a la reducción de las emisiones y del consumo de hidrocarburos, que ha caído notablemente. Pero señala las sombras también. La información oficial prometía que “la central de motores diésel solamente entrará en casos excepcionales o de emergencia cuando no haya ni viento ni agua suficiente para producir la energía demandada”. Pero no ha sido así. Y más si se tiene en cuenta que, en un contexto nacional donde crece la demanda eléctrica, Canarias ha dado la nota, al ser el único lugar donde decrece, según el “Avance del Informe del sistema eléctrico español 2018”, publicado hace pocos días (lo que ofrece una mala señal sobre el estado de su economía, además).
La defensa
Ante la publicación del estudio de la Ulpgc, los responsables de la central herreña defienden pese a todo que los costes con los que allí se genera electricidad son “los más baratos de Canarias”, si se la compara exclusivamente con otro tipo de plantas de producción a partir de sus costes variables, “que son de 15,57 euros MWh”. El alegato objeta incluso que los ingenieros grancanarios hayan bebido de la fuente de los datos publicados por la Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC), y les reprocha que no hayan recurrido a los técnicos de Gorona del Viento para conocer “todos los pormenores” que hacen a esta central hidroeólica una planta “singular” dentro del sistema eléctrico español. “Partimos del hecho de ser conscientes que potenciamos una gran experiencia laboratorio a nivel mundial, con aspectos positivos y con otros que tenemos que mejorar en el futuro, como es el caso de nuestra capacidad de almacenamiento en el depósito inferior”, dijo Belén Allende, presidente de la empresa explotadora y del Cabildo Insular.
Además, pone en tela de juicio que los responsables de este trabajo hayan cometido el “error” de comparar los costes de una planta hidroeólica “con solo siete años de funcionamiento” con una central térmica, la de Llanos Blancos, “antigua y totalmente amortizada”. Es, sin embargo, en esa diferencia donde el estudio pone énfasis en sus conclusiones.
Un aumento de la participación de energías renovables no gestionables puede ir en contra del principio de neutralidad tecnológica “que siempre es deseable en un sistema eléctrico”. Este principio es necesario para garantizar la configuración “al costo mínimo del sistema de generación”, incluso con restricciones y objetivos de reducción de CO2, afirma. Las tecnologías renovables “son competitivas, por lo que no hay razón para acelerar su incorporación a gran escala” y por más que se persiga la meta de una parte reservada para energía renovable no gestionable, “esta debe generarse a un costo mínimo”.
Y, con respecto al cálculo de la factura final, considera el estudio de la Ulpgc que es “de crucial importancia que los generadores con características intermitentes asuman los costes de su integración y, por lo tanto, tiendan a un equilibrio entre los costes privados de generación (convencionales o renovables) y los costos sociales asumidos por el sistema”. De acuerdo con los datos presentados en el estudio, sacan la conclusión de que lo deseable sería una limitación de los pagos por capacidad (“capacity payments”) para “acercar el coste del sistema al coste real”.
Por otra parte, la planta hidroeólica de El Hierro les parece un ejemplo de “cómo la incorporación a gran escala de energía renovable en un sistema eléctrico insular puede aumentar los costos reales de la generación de energía eléctrica, sin que se cumplan los objetivos sociopolíticos originales”. ¿Por qué habla de esto? Porque si bien reconoce méritos en reducción de la huella de carbono, también dice que no hay garantías en este caso de que las energías renovables hagan disminuir de modo significativo las emisiones de CO2. Esto dependerá de la fuente de energía que finalmente se utilice y se vierta a la red. “En el caso de El Hierro, la penetración de renovables ha tenido un impacto negativo en la eficiencia de la central térmica, aumentando el consumo de combustible por MWh generado”, sostiene.
Volviendo al análisis económico, los investigadores de la Ulpgc creen que el regulador “debe anticipar los impactos potenciales en el sistema para garantizar el suministro de energía a costos competitivos” a través de la planificación estratégica y la incorporación gradual de fuentes de energía intermitentes, pero sin dejar de vista el objetivo de ir reduciendo los costes incurridos en la integración de grandes cantidades de energías renovables no gestionables. En este sentido, “reflejar los costes reales de todas las fuentes de generación parece clave para limitar los costes de inversión y operación del sistema de distribución de generación y para no perjudicar otras tecnologías convencionales y renovables no gestionables”. La correcta asignación de costes “permite que las decisiones privadas relacionadas con la inversión en la generación de energía eléctrica coincidan con las decisiones que minimizan el costo de generación y hacen posible precios competitivos”, concluye.
Moraleja
De cara al futuro, ¿deja alguna enseñanza el caso de Gorona del Viento? Algunas fuentes del sector de la energía en Canarias indican que estos proyectos de centrales hidroeólicas, diseñados hace tantos años, podrían haber quedado obsoletos a la luz de la tecnología disponible. “El estado del arte hoy señala otros caminos para contrarrestar la intermitencia de las fuentes renovables no gestionables”, sugieren. El caso del parque de baterías que Tesla ha instalado en Australia, con 100MW de potencia y 129 MWh de capacidad, es probablemente el que esté marcando el camino en este caso. “Hace unos años, una central hidroeólica podría tener más sentido, pero con el desarrollo actual y que se prevé de las baterías está perdiendo justificación en los aspectos técnicos, porque existen ya otras soluciones igual de sostenibles, pero que no comportan tanto impacto ambiental, por otra parte”, afirman esas fuentes.
Siempre se ha intentado vender el proyecto como único y sobre el que han posado su mirada la prensa internacional de más renombre, como The New York Times o The Washington Post. “Esta pequeña isla será un ejemplo imitado en todo el mundo”, dice una frase en la web oficial de Gorona del Viento. Lo cierto es que no hay que salir de Canarias para encontrar ejemplos o emulaciones. El proyecto de Chira-Soria, en Gran Canaria, guarda grandes similitudes con el de El Hierro. Y, aunque todavía no ha comenzado su construcción, ya da algunas señales preocupantes en el mismo sentido que señala el informe de la Ulpgc, el de la escasa neutralidad a la hora del cálculo económico del proyecto. “El presupuesto de Chira-Soria se ha doblado sin empezar”, titulaba “Canarias 7” hace pocos días, para explicar que el Cabildo Insular grancanario contrató en 2011 con Endesa una central valuada en 200 millones de euros, pero el nuevo proyecto de Red Eléctrica (REE), ocho años después, dispara estos costes hasta 391 millones.
En España, la continuidad del sistema eléctrico solidario no parece estar bajo discusión alguna, pero quizá merece la pena echar un vistazo a otro archipiélago, el de Hawai, porque en Estados Unidos cada estado se encarga de su sistema eléctrico. Los hawaianos no están ajenos a pretensiones de nuestro tiempo en cuanto a la reducción de la huella de carbono y la incorporación de la renovables, pero no por ello dejan de lado la preocupación por la viabilidad económica de sus sistemas. A la incorporación masiva de plantas fotovoltaicas se le suma la de grandes baterías o motores como el de la isla de Oahu, que funciona con una mezcla de biocombustibles, que incluye combustibles líquidos y gas natural. Todas soluciones de gran eficiencia. Pero esas procupaciones por el “cuánto nos va a costar esto” parecen lejanas todavía al espíritu de algunos de los responsables públicos isleños.
Consiga acceso al contenido completo:
