ANÁLISIS TÉCNICO DE LA CENTRAL DE BOMBEO CHIRA-SORIA. EL EJEMPLO DE GORONA DEL VIENTO.

Lucas Rodríguez Válido, Ingeniero Civil y Auditor de obras públicas. 

Este artículo sienta las bases de un peritaje técnico al Proyecto Chira-Soria.  En el mismo se analiza con rigurosidad el recién bautizado por el Cabildo de Gran Canaria como “Salto de Chira”.

Se demuestra con datos cómo el mencionado proyecto es obsoleto, inadecuado para Gran Canaria, inoperativo, costoso, irrelevante para la penetración de las renovables y por lo tanto ineficaz para la lucha contra el cambio climático y resulta inoperativo para el fin propuesto por los promotores. 

Las renovables y el almacenamiento son las claves del modelo energético que tiene que llevarnos a la descarbonización definitiva. Para aproximar la generación al consumo se recurre al almacenamiento desde tres ámbitos: la movilidad eléctrica, las instalaciones domésticas y a gran escala en la red de distribución. 

En torno al 2030 Chira-Soria solo será una ruinosa pila hidráulica de 7 horas de capacidad (3,2GW), que seguirá desalando y bombeando a los embalses y vendiendo el megawatio a un precio 5 veces más caro que el resto de sistemas de generación. 

No hay ninguna razón que justifique con firmeza la ejecución de este proyecto, ni técnica ni medioambiental. Este proyecto, lejos de potenciar, frenará la entrada de Canarias en la revolución tecnológica y energética del siglo XXI. 

La clave del 100% de renovables es el almacenamiento a gran escala de hidrógeno combustible, ya que permitirá dar la autonomía necesaria a las centrales térmicas para garantizar el suministro en todos los supuestos posibles. 

Ese es el camino, el Pacto Verde Europeo, una apuesta por un futuro sostenible respetuoso con el medio ambiente que se apoya en las nuevas tecnologías para mejorar la calidad de vida

1- ES UNA IDEA OBSOLETA.

La “Central de bombeo sin fluente Chira-Soria, desaladora en Santa Águeda y bombeo a Soria”, a la que acaban de apodar “Salto de Chira”, es, en realidad, un salto al siglo XX, un freno a la innovación, toda vez que los bombeos fueron diseñados en los años setenta para nivelar la generación día/noche en las antiguas centrales térmicas, debido a la ausencia de electrónica y mecanismos de flexibilización de los generadores de energía, si bien, ahora también se utilizan para captar los excedentes de las energías renovables, para seguir manteniendo operativas esas antiguas centrales, en lugar de actualizarlas. 

Esto cambiará a corto plazo ya que el parque de coches eléctricos se cargará preferentemente durante la noche, y con, tan solo, el 20% de nuestro parque móvil, cargando solo media batería, subirá el consumo unos 300MW/h, igualando el consumo diurno. 

Una actualización de las centrales térmicas permitiría la entrada directa de las renovables, maximizando así la producción. 

2- ES UN PROYECTO INADECUADO.

Distinto sería hablar de centrales hidroeléctricas en el curso de un río, y que España lleva más de un siglo usando para generar electricidad, consiguiendo en 2020 el 11,9% del mix energético (15,5% en 2014). Este tipo de centrales solo está indicado para grandes embalses y ríos caudalosos, y la central de bombeo Chira-Soria no tiene agua natural. Problema que se pretende solventar con una desaladora. 

El Proyecto pretende captar agua del mar, llevarla a más de 2 km hasta la desaladora, verter la salmuera con un emisario e impulsar el agua desalada hasta la presa de Soria, que está a 20 km y 600 mts sobre el nivel del mar. Se requieren 5 millones de m3 para que la central pueda operar y después hay que desalar y bombear, cada año, más de 1 millón de m3 para reponer el agua que se evapora y filtra, y para colmo se hace construyendo una nueva central térmica junto a la desaladora. 

3- CHIRA-SORIA SERÍA INOPERATIVA. 

Las presas de Chira y de Soria fueron construidas en los años sesenta para retener las escorrentías de las cuencas en las que circunscriben. El Proyecto no contempla las incertidumbres que genera la antigüedad de las propias presas, hay que añadir que el lodo arrastrado por la lluvia hará inoperativa la central durante semanas o incluso meses. 

4- PRODUCIRÁ LA ENERGÍA MÁS CARA DE EUROPA

Aún no se conoce el precio que fije el Ministerio para el MW y que posiblemente será el más caro de Europa, superando a Gorona del Viento en el Hierro, que actualmente ostenta este récord con 1000 €/MW hasta 2018 y 440 euros posteriormente, cuando las renovables están a 50 euros.

Las altas retribuciones permitió amortizar la instalación e incluso tener beneficios, aunque de los 82 millones que costó la obra, el Estado sufragó 60, con lo que la Sociedad Cabildo-Endesa solo hubo de costear 22 millones). 

La eficiencia de Gorona del Viento ronda el 50%, lo que  implica que consuman 2MW por cada MW que produce, y si se incluye la desalación y bombeo hasta el vaso inferior, el consumo es de 3MW. 

El coste de la central Chra-Soria puede estimarse con la suma de los siguientes conceptos: 2 MW x 50 €/MW. (50% de rendimiento) + 50 (desalar y bombear a Soria) + 50 (explotación y mantenimiento) + 50 (amortización) = 250 €/MW. 

A esto hay que sumar los costes de la central térmica, que debe funcionar, aunque sea en abierto, para asegurar cualquier fallo, con lo que el precio ronda los 410 €/MW.

5- ES IRRELEVANTE PARA LA PENETRACIÓN DE LAS RENOVABLES. 

Téngase en cuenta que, en proporción a la población de la isla, el depósito de Gorona del Viento es 5 veces mayor que Chira y la penetración de renovables en 2020 fue del 42%, lo que evidencia que la misma no es sino un freno, un obstáculo intermedio a la entrada directa de la energía renovable en la red. 

No puede olvidarse que Gorona del Viento se promocionó con que iba a conseguir el 100% de renovables, nada más lejos de la realidad. Las pequeñas centrales de bombeo son máquinas de tragar renovables. Su eficiencia del 50% implica que consuman 2MW por cada MW que produce, y si se incluye la desalación y bombeo hasta el vaso inferior, el consumo es de 3MW. 

Lo único en lo que destaca el proyecto de esta central de bombeo es en la electrónica de potencia, ya que está diseñada para compensar los altibajos de las renovables, es decir, ayuda a estabilizar la potencia suministrada y ajustarla a la potencia consumida. Pero esta aparente novedad también se está instalando en las centrales térmicas, pues no es otra cosa que una actualización de la electrónica automática para que actúe sobre sobre los mecanismos de aporte de combustible/gas/vapor/agua a las turbinas, según proceda, conforme a la información recibida de la demanda en red (Smart Grid). 

Chira-Soria no es una pila hidráulica, es un sistema hidromecánico diseñado para regular la potencia eléctrica (6 turbinas que combinan impulsión y turbinado para regular la potencia demandada).

Claramente, es un error de concepción adaptar las renovables a las viejas centrales, cuando lo que hay que hacer es innovar las centrales para que sean éstas las que se adapten a las renovables. 

Cuando esté operativa, 2027-2030, estiman que la penetración de renovables aumente del 45% al 51% (6%). Pues bien, la actualización de las centrales térmicas la subiría al 65% en 2023 y para 2030 podría llegarse al 100%. 

Chira-Soria es irrelevante e innecesaria, y es que un pequeño embalse no da para más y, por eso, el futuro no va por ahí. De hecho, las autoridades acaban de cambiar el discurso en cuanto a su operatividad, pasando de bombear de noche y vaciar de día, a decir que las presas estarán siempre llenas. Lo que implica reconocer que cuando comience su actividad, sobre 2030, ya no tendrá cabida dentro del sistema eléctrico por innecesaria e ineficaz, ya que su autonomía se reduce a 3,2GW, es decir 7 horas, y lo único que se necesita es una central térmica de respaldo para cuando fallen las renovables. 

EJEMPLO PRÁCTICO PARA COMPRENDER LA IRRELEVANCIA DE CHIRA-SORIA:

- Consumo diario actual de Gran Canaria: 10GW; pico de consumo: 550MW, horas valle: 250MW. 

- Potencia centrales térmicas: 1GW permanente, más equipos empleados en desalación de agua.

- Chira-Soria: potencia 200MW y capacidad 3,2GW intermitente, si se vacía la presa necesita comprar electricidad para bombear y volver a llenarla. El factor de rendimiento de bombear/turbinar es 50%, y si se añade la desalación no supera el 40%.

 ¿Qué ocurriría si tenemos 1 día con 0 renovables?, Es decir, tan solo 1 día sin viento y muy nublado.

- Chira-Soria (en el supuesto de que estuviese operativa y no hubiese problemas de escorrentías ni lodos) generaría a razón de 200MW/h durante 16 horas hasta vaciar la presa, entregando 3,2GW, que solo es el 32% de lo que se necesita y tampoco cubre la demanda de ninguna hora (entre 250 y 550MW). Luego se quedaría parada, inútil, ni siquiera podría bombear para llenar la presa ya que no hay energía para comprar y si esperase por excedentes de renovables podría estar semanas inoperativa.

- Las centrales térmicas arrancarían los grupos necesarios para cubrir la demanda, sin ningún problema. Además, si lo hacen con hidrógeno verde/amoniaco verde, no contaminarían (como el H2 (electricidad+H2O) es el gas más ligero, licua a -253ªC para aumentar su densidad se comprime a 350-700 bar, es preferible hacerlo en forma de NH3 verde (electricidad+H2O+aire) que se licua a -33ºC o 9 bar, y se usa como pila o como combustible, o en pilas de hidruro metálico). 

El conflicto se agudiza si el titular de la futura central de Chira-Soria es el mismo que el operador de la red, ya que surge la picaresca de que esta central podría estar operativa aún a costa de parar renovables y cobrar los MW a precio de oro, o bien, operar a gastos reconocidos, como Endesa. 

6- HAY ALTERNATIVAS MENOS IMPACTANTES. 

Se pretende industrializar un barranco de altos valores medioambientales y con una población de 2.500 habitantes, localizado en el seno de la zona turística más importante del país. Si comparamos una central de bombeo con las baterías, el coste del KWh de baterías está a 90 euros y sigue bajando. Una instalación de baterías con la misma capacidad costaría la mitad, con la ventaja de que se instalarían junto a los puntos de generación y de consumo, reduciendo así pérdidas en transporte y descargando las zonas tensionadas, siendo, además, mucho más eficientes y flexibles a la demanda y apenas tienen mantenimiento. Pero tampoco se necesita tanta inversión, ya que el propio mercado ya las está incorporando sin coste alguno para la red. 

En pocos años todo cambiará, porque las baterías estarán en los vehículos, máquinas, desaladoras, fábricas y cubiertas de las edificaciones, de manera que cada cual decidirá cuanto produce, cuanto compra y cuanto almacena, y la centrales quedarán como auxilio de las renovables y funcionarán con hidrógeno/amoniaco combustible. 



En ausencia de las bondades que ofrecen los grandes ríos, la Agencia internacional de Energías Renovables (IRENA) asegura que las renovables y el almacenamiento son las claves del modelo energético que tiene que llevarnos a la descarbonización definitiva. Para aproximar la generación al consumo se recurre al almacenamiento desde tres ámbitos: la movilidad eléctrica, las instalaciones domésticas y a gran escala en la red de distribución. 

Las instalaciones a gran escala son útiles para almacenar picos de producción que exceden de la demanda. Ejemplos de grandes baterías son: Hawai (1,4 mill hab) tiene una batería de 130MWh, Florida 409MW, Queens, New York 316MW, San Diego 250MW/1,5GWh, Moss Landing, California 182,5MW/730MWh, Irlanda 50MW, Martinica (0,37 mill hab) tiene una batería de 2MWh asociada a una planta fotovoltaica que le garantiza inyectar en la red a ritmo constante, Nueva York tiene una de 4MW/40MWh para descongestionar la red. 

En Malta, Google desarrolla un nuevo sistema que almacena sales fundidas, más económico y duradero que las baterías, con potencia de 185 MW y capacidad 1 GWh. 

Australia tiene 19,2GW de almacenamiento de baterías y electrolizadores de hidrógeno y en 2021 construye en Victoria una batería de 300MW/450MWh, tres veces mayor que la construida hace 3 años en Hornsdale (inicialmente de 100MW/150Mwh y luego incrementada a 150MW194MWh), y construirá otra cerca de Sidney de 500MW/1GWh. Y avisan que la primera batería de terawatios no está muy lejos. 

El pasado 8 de mayo conocimos que Hawái acaba de aprobar un proyecto de almacenamiento de energía en baterías para ayudar a acabar con el carbón en la isla de Oahu, con una potencia de 185MW y una capacidad de 565MWh que construirá la californiana Plus Power y estará lista en 2022. Está destinado a proporcionar servicios de cambio de carga y respuesta de frecuencia rápida a Hawaiian Electric, mejorando la confiabilidad de la red eléctrica de Hawai y ayudando a acelerar la integración de proyectos de energía renovable. Además, han aprobado otros 7 proyectos de almacenamiento solar. 

En lo que respecta a los pequeños sistemas de almacenamiento, la capacidad va creciendo a medida que aumenta el parque de vehículos eléctricos y el autoconsumo (la batería del coche suministra al hogar cuando no hay solar). 

En Alemania el 40% de las instalaciones fotovoltaicas sobre tejado que se han hecho recientemente incluyen baterías. Australia se propone alcanzar 1 millón de instalaciones fotovoltaicas con baterías para 2025, cuando en 2017 instaló solo 21.000. 

Ya en España, Endesa prevé la instalación de 500 MW en sistemas de almacenamiento para 2025 y de 2.500 MW para 2030, tanto para renovables como para térmicas convencionales, de acuerdo al concepto de hibridación, para prestar servicios de capacidad al sistema eléctrico y garantizar el suministro sin tener que arrancar las calderas. Este sistema ya es una realidad en Melilla. En Teruel están instalando una batería de 160 MW. 

En Gran Canaria se instalarán dos baterías con tecnologías de flujo, para dar más estabilidad a los sistemas eléctricos. 

Por su parte, Iberdrola apuesta por las plantas de hidrógeno verde, acaba de inaugurar una de 20 MW en Puertollano y prevé alcanzar los 800 MW en 2027.

Las grandes baterías están en auge, Kane Thornton, Director ejecutivo del Consejo de Energía Limpia de Australia, recientemente manifestó: “Las baterías pueden aumentar rápidamente, tienen un tiempo de arranque casi nulo y brindan una mejor respuesta de frecuencia. A veces, es solo por unos segundos, otras veces, es por un par de horas. En este sentido, la capacidad de las baterías a gran escala no tiene rival. Durante los últimos 3 años, las baterías han sido esenciales para mantener estable la red y mantener el flujo de energía hacia los usuarios de energía».

Además, han hecho un análisis comparativo de los costos de un nuevo generador a gas de 250MW con los de una batería de 250MW, y encontró que la batería podría ofrecer servicios de punta hasta un 30% más baratos, según los precios actuales de la tecnología. 

7- LOS EXCEDENTES EN LA RED. 

En Gran Canaria, la potencia instalada de energías renovables triplicará el pico de consumo en un plazo breve. Habrá excedentes en la red durante prácticamente todo el año. Hay una avalancha de nuevos proyectos de parques eólicos marinos, debido, según los mismos promotores, a que la franja costera del este de Gran Canaria presenta el mayor y más estable recurso eólico marino de Europa, además de mucha menor severidad del mar.

De hecho, esta zona se considera «apta sin condicionantes» en el Estudio Estratégico Ambiental del Litoral Español para instalación de parques marinos. Hay presentados ocho parques eólicos marinos, algunos flotantes, con una potencia de 429MW y están pendientes otros cinco, con lo que la generación eólica marina será de 829MW, cuando el pico de consumo está en 550MW. Si añadimos las renovables existentes: las fotovoltaicas tienen 40MW, más 36 nuevos proyectos aprobados, algunos con baterías, que la aumentarán a 160MW; las eólicas terrestres tienen 200MW y subiendo, deberían parar ya. Total 360MW, de momento. Sumando todo resulta una potencia de 1189MW, más del doble que el pico de consumo. 

Si a esto añadimos los proyectos fotovoltaicos anunciados por el Cabildo para las cubiertas de los edificios públicos y, como no, las instalaciones de particulares y de comunidades, que en poco tiempo serán una verdadera revolución, es de esperar que se llegue al triple del pico. Lo que se traduce en que habrá excedentes durante prácticamente todo el año, pues bastaría con generar al 33% de la potencia instalada para alcanzar el pico máximo, y mucho menos el resto de horas. Tanto es esto que aún con el cielo nublado y el viento flojo podría cubrirse la demanda. 

Para garantizar que el sistema funcione se necesitará un sistema de telemando inteligente que desconecte los molinos y placas que procedan, para igualar la producción a la demanda. Lógicamente, la central térmica seguirá ahí, de auxilio, pero tendrá que adaptar sus equipos a las renovables y desde que sea posible, usar hidrógeno combustible o instalaciones termoeléctricas para turbinas de vapor. 

Entonces, ¿Qué pasará con la tan pretendida tercera central, la central de bombeo Chira-Soria?. Pues que como mucho, de operar, lo haría unas horas al año, pero en todo caso sería a costa de que la central térmica no arranque o que esté operando en abierto, es decir, derrochando combustible sin generar electricidad. 

 Sobre 2030, cuando la central empiece a funcionar, se habrá generalizado el uso de vehículos eléctricos y el autoconsumo por fotovoltaicas, tanto individuales como por comunidades energéticas, así como el almacenamiento en baterías. La red será estable y Chira-Soria solo será una ruinosa pila hidráulica de 7 horas de capacidad (3,2GW), que seguirá desalando y bombeando a los embalses y vendiendo el megawatio a un precio 5 veces más caro que el resto de sistemas de generación. 

No hay ninguna razón que justifique con firmeza la ejecución de este proyecto, ni técnica ni medioambiental. Este proyecto, lejos de potenciar, frenará la entrada de Canarias en la revolución tecnológica y energética del siglo XXI.

8- EL DESARROLLO TECNOLÓGICO

Hace tan solo 13 años apareció el Smartphone y hoy nos parece que lleva toda la vida. Esto ocurre porque la tecnología avanza a un ritmo mucho mayor que nuestra percepción de la realidad. Ahora toca sustituir los combustibles fósiles por energías limpias y Gran Canaria es el lugar idóneo para conseguir la total eliminación de emisiones de gases contaminantes, los elementos son el viento y el sol, los medios son los aerogeneradores marinos, los paneles fotovoltaicos en las cubiertas, las baterías, los electrolizadores, los coches eléctricos-solares y de hidrógeno y, de la misma manera, las centrales térmicas se alimentarán con combustible hidrógeno/amoniaco verde. 

La clave del 100% de renovables es el almacenamiento a gran escala de hidrógeno combustible, ya que permitirá dar la autonomía necesaria a las centrales térmicas para garantizar el suministro en todos los supuestos posibles. 

Ese es el camino, el Pacto Verde Europeo, una apuesta por un futuro sostenible respetuoso con el medio ambiente que se apoya en las nuevas tecnologías para mejorar la calidad de vida.

9- LOS EXPERTOS MARCAN EL CAMINO.

- Desde Tenerife, expertos en energía como Ricardo Guerrero, catedrático y director del Máster en Energías Renovables de la Universidad de La Laguna, partícipe de un estudio internacional sobre la eólica y la fotovoltaica, alertan que allí también se están parando molinos y que hay que renovar las centrales térmicas con grupos que tengan mínimos técnicos más bajos, velocidades de arranque superiores, sistemas de almacenamiento, electrónica de potencia. 

- En la misma línea se pronuncia el catedrático de Ingeniería Mecánica de la ULPGC, Roque Calero, que además, aporta como solución definitiva, la sustitución de los grandes generadores de los ciclos combinados por grupos más pequeños, de manera que solo arranquen los que se necesiten en cada momento para respaldar a las renovables.

- Antonio Gómez, catedrático emérito de ingeniería Química de la ULPGC declara que “el hidrógeno es un sistema energético sostenible y limpio”. Ya en 2006 formaba parte del proyecto HYMAC, destinado a incluir el hidrógeno como vector energético en las islas Azores, Madeiras y Canarias, desde la producción a partir de los excedentes de las energías renovables, el almacenamiento, transporte y uso, tanto para producir electricidad como combustible, y recordaba que países como Islandia y Dinamarca incluían el H2 en sus planes energéticos. Durante todos estos años ha insistido en que Canarias podía ser pionera en H2, pero no se ha querido, y que ello contribuiría al aumento de la penetración de las renovables hasta alcanzar la completa eliminación del uso de combustibles fósiles.

- Se han adjudicado nuevos parques fotovoltaicos, algunos tendrán baterías para dar más estabilidad a los sistemas eléctricos. Si todos tuviesen baterías la red sería muy estable. También hay una avalancha de nuevos parques eólicos marinos. Con esto las renovables alcanzarán el 31% el 2022. 











Grandes Baterías asociadas a un parque fotovoltaico

- Endesa, según anuncia su consejero delegado, José Bogas, tienen previsto instalar baterías en sus parques fotovoltaicos y condensadores síncronos en los ciclos combinados para regular la potencia de salid. Destacó las obras que se están llevando a cabo para adaptar las centrales de Barranco de Tirajana (Gran Canaria) y Granadilla (Tenerife) a los nuevos límites europeos de emisiones, que suman 90 millones de euros y tienen previstos 500 millones de inversión hasta 2023. Están a la espera a que se le autoricen la inversiones para actualizar la centrales y para la ampliación, automatización y digitalización de las redes eléctricas y han presentado varios proyectos al Fondo Europeo de Recuperación para producir hidrógeno verde, el cual, comenta, permitirá maximizar la integración de renovables, dado que almacenará los excedentes cuando haya exceso de producción. Gracias al hidrógeno y las energías renovables es posible una descarbonización completa en las islas, concluye. 

- El Congreso de los Diputados ha apostado por priorizar el desarrollo de proyectos de hidrógeno en los archipiélagos balear y canario, atendiendo a su especial condición de insularidad, así como en comarcas afectadas por el cierre de industrias de carbón, las llamadas Zonas de Transición Justa. El 24 de mayo, el presidente del gobierno, Pedro Sánchez, durante el acto de presentación de la instalación de H2 que realizará Iberdrola en Puertollano, apostó por que España sea una potencia en la producción de H2, incluso exportadora, y prometió ayudas públicas de hasta 8.900 millones de euros hasta 2030 para conseguir que al menos el 25% de la energía utilizada en la industria sea de este tipo, que haya trenes movidos con hidrógeno y se abran hidrolineras, y para 2050 espera que 1/3 del transporte terrestre se haga con H2.

- Una veintena de empresas de instituciones se unen impulsar la producción, distribución y comercialización de hidrógeno verde a través del proyecto 'Clúster Hub Hidrógeno Renovable Canarias' con el propósito de contribuir a la progresiva descarbonización del Archipiélago. 

Liderados por el Grupo DISA y Enagás, se han unido: Global, Titsa y Guaguas Municipales Las Palmas, Toyota Canarias y el Grupo Domingo Alonso, Autoridad Portuaria de SC Tenerife y Las Palmas, Astican, Boluda y Navantia, las dos patronales provinciales Ashotel y Federación de Empresarios de Hostelería y Turismo de Las Palmas y el Grupo Satocan, ITC, las 2 universidades y la National University of Ireland, Galway, y aspiran a que se unan más empresas y entidades públicas y privadas. Requiere una inversión inicial de 100 millones de euros, pudiendo llegar hasta los 1.000 millones en 2030. 

El hidrógeno se empleará en la descarbonización de la energía, la industria, la movilidad y el sector servicios.



















Parque eólico con central de almacenamiento de hidrógeno 

10- EL PROYECTO INCUMPLE LA LEGALIDAD VIGENTE

Finalmente, recordar que el proyecto está a la espera de que Europa autorice o no la excepcionalidad por insularidad para que el operador REE también genere energía (un cheque en blanco), algo incompatible en el continente; tiene un informe desfavorable de Costas para el vertido de salmuera, un informe desfavorable de Salud Pública por los efectos nocivos durante la realización de las obras sobre los 2500 vecinos del barranco; está pendiente de Competencia por la modificación del contrato de concesión para eximir a REE del acondicionamiento y mantenimiento de las presas durante todo el periodo de la concesión; está pendiente de que se certifique la viabilidad de las presas para el nuevo uso y aún se están elaborando los informes para la Declaración de Impacto Ambiental ya que afecta a cinco espacios de la Red Natura 2000. 

Las autoridades prometen 700.000 m3 al año de agua para el campo, los bosques y para combatir los incendios. Una cantidad que se antoja pequeña, pues equivale a 20 litros por segundo y que se puede llevar desde cualquier desaladora y red de tuberías existente, y que no justifica una maquinaria de 200 MW (272.000 caballos). 

11- SE TRANSMITE UN MENSAJE QUE CONVENCE A LA POBLACIÓN.

La confusión de la gente parte de la información que se le da. Leí un comentario de un ciudadano que lo resume “prefiero sacrificar un barranco a morir envenenado por el CO2”.

La gente da por hecho que Chira-Soria es la panacea para 0 emisiones porque es lo que le han dicho, y a partir de aquí rechaza a todos los que van en contra porque “son los que dicen no a todo”.

Si supieran lo que dicen los más expertos “Chira-Soria es una obra irrelevante, innecesaria y tiene un impacto medioambiental inadmisible” y coinciden en que “la clave para alcanzar el 100% de renovables es adaptar las centrales de combustibles fósiles”. 

Chira-Soria es un atentado medioambiental, frena el desarrollo de las energías renovables y garantiza el negocio de las Eléctricas otros 50 años”. "Han conseguido convencerlos de cargarse media isla para hacer una reserva hidroeléctrica que no les resta negocio”. 

"Chira-Soria es irrelevante, 1/3 del consumo de 1 día. Ni sirve para el actual escenario ni sirve para el futuro para que aumente la penetración. Harían falta sistemas con más capacidad, de varias semanas, para subir al 70-80% de renovables”. 

La necesidad de adaptar las centrales térmicas es prioritaria, toda vez que los ciclos combinados están pensados para usar gas natural en lugar de diésel. Pero además, ahora, con la alta implantación de renovables está aún más justificada la sustitución por equipos más pequeños que permitan adaptar la generación térmica a las renovables y no a la inversa, como ocurre ahora. Se trata de parar grupos térmicos en lugar de los generadores eólicos o las placas fotovoltaicas. Además, esos nuevos grupos deben estar acondicionados para funcionamiento con hidrógeno/amoniaco verde.


ANEXO I

ANÁLISIS DE DATOS DE GORONA DEL VIENTO

1. Datos del primer año de Gorona

*Gráficos del blog Energy Matters, 22/10/2016 diariorenovables: “La verdad sobre Gorona del Viento”. Gorona está muy lejos del 100% renovable que se prometía, puesto que solo ha alcanzado 34,6% de renovables.

1.1. Porcentaje producido a partir de renovables junio 2015-junio 2016



- La eólica es muy baja de septiembre a enero.

- Irregularidad: pasa de valores muy altos a valores muy bajos en cuestión de días.


1.2. Generación cada mes

- Máxima generación renovable 53,9% en junio de 2016 y mínima 13,5% en octubre 2015.

1.3. Generación junio 2016

*verde claro: bombeo procedente de eólica, verde oscuro: generación eólica, azul: generación hidráulica, amarillo: generación diésel, rojo: demanda eléctrica.

- Hay 3 días 100% renovable eólicas directas a red, aunque podrían haber sido al menos 8 días, pero se opta por bombear y generar con diésel. La generación hidráulica es escasa, en varias ocasiones está 3 o 4 días sin operar, a pesar de que hay mucho bombeo que resta penetración de eólicas directas a red. Resulta obvio que Gorona no puede competir con la eficiencia y rapidez de respuesta de una batería. Con una batería se hubiesen alcanzado unos 16 días al 100% y mayor penetración el resto de días.


1.4. Generación eólica junio 2016

Gorona dispone de 5 aerogeneradores de 2.3MW que suman una potencia instalada de 11.5MW, pero la generación eólica se ha limitado a 7MW, desaprovechando excedentes. Una batería captaría estos excedentes y los vertería en cuestión de segundos.


- La generación eólica fue 24.5 GWh, lo que representa un 54.3% de la demanda (45.1 GWh), y hubiese sido más si no se limita a 7MWh.

- De este gráfico se sacan dos conclusiones:

1. Los 5 generadores son insuficientes para alcanzar el 100% de la demanda aunque entraran directamente a red.

2. el bombeo y generación hidráulica, aunque ayuda en cierta medida a compensar la variabilidad de las eólicas, ha reducido la penetración hasta el 34,6% debido a su lentitud y a una eficiencia del 40%. Las baterías tienen una respuesta rápida y una eficiencia del 90%, además de no consumir agua, permitiendo con ello alcanzar el 50% y el 65% si no se limitan los aerogeneradores.

1.5. Almacenamiento

La demanda de la isla es 45.1GWh/año, unos 125MWh/día. La capacidad de almacenamiento de Gorona es de 250MWh, de modo que en ausencia de viento, solo puede abastecer la demanda durante 2 días, y una vez vaciado el depósito, debe esperar a que vuelva el viento para bombear, lo que puede llevar varios días o semanas, y son muchos los meses sin viento o con viento muy flojo.  

El gráfico simula que ocurriría si se vacía Gorona en octubre, el mes con menos renovables con 505MWh (13.5%). La demanda fue de 3730MWh. Gorona se vaciaría en 3 días, quedando un déficit de 3.000MW y sin posibilidad de llenar el depósito, ya que necesita 625MWh de eólicas para generar 250MWh hidráulica.










1.6. Conclusiones

Los resultados han sido mucho peor que los estudios realizados por los ingenieros del proyecto, Sergio González y Juan Falcón, que estimaban 68,4% y 64,6%, respectivamente.

Cabría suponer que dado que se trata del primer año, el 36,4% se superará con creces, pero el año pasado, 2020, solo se alcanzó el 41,9%.

Independientemente de la funcionalidad de la central hidroeólica, dado que está ahí y que el parque eólico es insuficiente y que el régimen de vientos es muy variable, se recomienda promover la instalación de placas fotovoltaicas, tanto de autoconsumo para bajar la demanda en red, como en cubiertas públicas, en la desaladora, etc. y alguna batería para un mejor aprovechamiento de los excedentes y para dar más estabilidad a la red.

2. Parte anual de 2016 de Gorona












En 2016, la media de penetración de renovables fue del 41%. El mejor mes fue julio con un 67%, seguido de septiembre con un 57%. El peor mes fue octubre con 19% seguido de enero con 22%.

En el gráfico de las operaciones de Gorona vemos que el 20% de la generación de las renovables son eólicas directas a red y el 26% es por turbinado, para el cual ha habido que consumir un 54% de eólicas para el bombeo. La eficiencia es 26/54≡48%, esto es, por cada MWh turbinado se necesitaron 2,1MWh de eólicas, a lo que hay que repercutir el coste de la reposición del agua desalada evaporada, que este año es de 82.023 m3 (el 55% de la capacidad del depósito inferior, que es 150.000m3) y el consumo energético de desalar y transportar dicha agua hasta el depósito inferior.

El 41% de renovables se reparte en un 17,8% de eólicas directas a red y un 23,2% de turbinado. Se diría que la central de bombeo ha contribuido a aumentar la penetración de renovables, pero para conseguirlo ha consumido 2,1 veces las eólicas, de manera que si se hubiesen vertido directamente en la red, es decir, si no existiese Gorona, la penetración hubiese sido de 66%, a lo que hay que añadir el ahorro de 73.400 m3 de agua desalada (coste del tratamiento de desalación y transporte del agua), que además del económico, bajaría la demanda energética y por ende aumentaría aún más el porcentaje de penetración de eólicas.

3. Parte anual de 2020 de Gorona

En 2020 ha habido 54 días 100% renovables, sobre todo de julio y agosto, en los que las renovables han penetrado un 85% y 81%, respectivamente. Los peores meses fueron junio y noviembre con 20% y 21%. La media fue 41,9%, si bien, en 2018 se alcanzó el 56% y en 2019 el 54%.

En el gráfico de las operaciones de Gorona vemos que el 44% de la generación de las renovables son eólicas directas a red y el 16% es por turbinado, para el cual ha habido que consumir un 40% de eólicas para el bombeo. La eficiencia es 16/40≡40%, esto es, por cada MWh turbinado se necesitaron 2,5MWh de eólicas, a lo que hay que repercutir el coste de la reposición del agua desalada evaporada, que este año es de 73.400 m3 (casi el 50% de la capacidad del depósito inferior, que es 150.000m3) y el consumo energético de desalar y transportar dicha agua hasta el depósito inferior.

El 41,9% de renovables se reparte en un 30,7% de eólicas directas a red y un 11,2% de turbinado. Se diría que la central de bombeo ha contribuido a aumentar la penetración de renovables en un 11,2%, pero para conseguirlo ha consumido 2,5 veces las eólicas (un 28%), de manera que si se hubiesen vertido directamente en la red, es decir, si no existiese Gorona, la penetración hubiese sido de 58,7%, a lo que hay que añadir el ahorro de 73.400 m3 de agua desalada (coste del tratamiento de desalación y transporte del agua), que además del económico, bajaría la demanda energética y por ende aumentaría el porcentaje de penetración de eólicas.

La entrada directa a red es posible con una actualización de la capacidad operativa de la central de Llanos Blancos y la ayuda de una batería para tener una respuesta rápida a las variaciones en generación y demanda.

Si comparamos los datos de 2020 con los de 2016, las generación de renovables es muy similar, 41% frente a 41,9%, pero se produce un aumento de las eólicas directas a red, pasando del 17,8% al 30,7%, mientras que Gorona se reduce del 23,2% al 11,2. Gorona pierde el protagonismo y se convierte en una instalación accesoria que encarece de manera prohibitiva los costes de generación.


4. Resumen partes anuales:

Parte 2016: 41%; 20% eólica, 26% turbinado, 54% eólica bombeo, agua 83.023

Parte 2017: 46%; 30% eólica, 22% turbinado, 48% eólica bombeo, agua 101.053

Parte 2018: 56%; 37% eólica, 19% turbinado, 44% eólica bombeo, agua 83.380

Parte 2019: 54%; 41% eólica, 17% turbinado, 42% eólica bombeo, agua 62.385

Parte 2020: 42%; 44% eólica, 16% turbinado, 40% eólica bombeo, agua 73.400


Se observa que hay un crecimiento gradual de las eólicas directas a red a la par que un decrecimiento del turbinado y del bombeo, lo que sugiere una mayor optimización de Gorona, en el sentido de que cuanto menos opera, mayor es la penetración de renovables. Si bien, en 2020 hay una caída importante respecto a los dos años anteriores, seguramente porque ha sido un año de poco viento, ya que las eólicas directas a red han batido record y la eficiencia de Gorona es similar al año anterior (40%).

5. Recomendaciones

Si no se quiere plantear aún la opción de cerrar Gorona, dado que es, ante todo, una instalación experimental, lejos de plantear su ampliación, lo más recomendable es planificar otras actuaciones, más concretamente, la instalación de fotovoltaicas en cubiertas y en la planta de desalación y abrir electrolineras. Esto aumentará la generación de renovables inyectadas en la red, mientras que Gorona verá reducida su operatividad a un mero regulador de potencia, muchísimo menos eficaz y eficiente en comparación con una batería, además de que su contribución a la penetración a las renovables será testimonial. A pesar de ello, mantendrá sus costes fijos de explotación y mantenimiento y de reposición de agua. Quizá el momento de plantearse seriamente su desmantelamiento llegue cuando acabe el régimen retributivo específico para Gorona del Viento, algo que puede suceder sobre el año 2029.



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