El bombeo prevé multiplicar por 14 el almacenamiento eléctrico en Galicia

La comunidad pudo guardar menos del 1% de la generación en 2024 | En Transición Ecológica se tramitan ahora mismo 11 proyectos para grandes hidroeléctricas reversibles

Uno de los embalses que suministrarán agua a la futura central de Conso II, de Iberdrola.

Uno de los embalses que suministrarán agua a la futura central de Conso II, de Iberdrola. / Iberdrola

JulioPérez

Después de dos años de caídas, la demanda de electricidad salió por fin de los números rojos en España a lo largo del pasado 2024. Superó los 247.000 gigavatios hora (GWh), un 0,8% más que el ejercicio anterior. Descontados los efectos de la laboralidad y las temperaturas, el incremento fue del 1,4%. La tendencia menguante preocupaba al sector da las renovables por la enorme incertidumbre para las inversiones en nuevas instalaciones verdes y contrasta con el 35% de subida respecto a los niveles de 2019 prevista en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) en 2030. La evolución es todavía peor en Galicia. Aquí el consumo de hogares e industrias acumulaba cinco años de recortes —con la única excepción del ligero rebote pospandemia en 2021—, situándose en niveles mínimos desde hace más de dos décadas. Parece que también en la comunidad el 2024 se cerrará al alza: entre enero y agosto, según los últimos datos publicados por Red Eléctrica, se elevó un 6,5%.

¿Por qué la demanda mermó más en Galicia que en el resto del país? Porque se juntaron todas las causas comunes —confinamiento e hibernación de la actividad durante las olas más duras del COVID-19, los efectos de la crisis energética tras la invasión de Rusia a Ucrania y la revolución del autoconsumo— con la debilidad de parte de la industria electrointensiva asentada en la región, particularmente Alcoa, el mayor consumidor de España.

En la reciente modificación extraordinaria del plan de refuerzo de la red eléctrica para «ejecutar proyectos estratégicos de la transición energética y la cadena de valor industrial», el Gobierno añadió la colocación de cuatro nuevas reactancias para mejorar el control de la tensión por el aumento «sustancial» del uso del llamado «mecanismo de solución de restricciones técnicas». ¿En qué consiste? Para evitar los temidos apagones, el sistema tiene que equilibrar en todo momento generación y demanda. Aunque eso implique apagar parques eólicos, por ejemplo, provocando «costes sustanciales» porque la producción eólica es mucho más barata que otras tecnologías, particularmente el gas. «A título de ejemplo, el control de tensión en la zona gallega ha supuesto más de 100 millones de euros en los primeros 5 meses de 2023», detalla la memoria con los cambios incluidos en la planificación de las infraestructuras eléctricas.

Todos los caminos llevan al almacenamiento. El despliegue de nueva potencia verde en la comunidad necesita ir de la mano de un mayor músculo para absorber la electricidad sobrante en los momentos de consumo más aletargado. Hay ya autorizados unos 200 megavatios (MW) para la hibridación de plantas para dotar a parques eólicos o embalses de almacenes eléctricos, se van conociendo los primeros proyectos de baterías... Pero, a la espera del desarrollo del hidrógeno verde, las únicas despensas a gran escala son las centrales de agua de bombeo, que utilizan la energía sobrante para llenar sus balsas de agua y estar listas para desembalsarla y generar electricidad cuando el sistema lo necesite.

En el Ministerio para la Transición Ecológica se tramitan en este momento 11 proyectos en Galicia para hidroeléctricas de este tipo, también conocidas como reversibles. Suman una capacidad de turbinación de 5.402 megavatios (MW), lo que permitiría multiplicar por 14 la potencia de almacenamiento actual. Seguramente no todos vayan adelante y, además, las tramitaciones se perpetúan en el tiempo. Suelen superar los 10 años porque son obras también muy complicadas desde el punto de vista medioambiental, aunque parte de las nuevas centrales propuestas aprovecharán embalses ya construidos.

El objetivo fijado en la Axenda Enerxética de Galicia es inferior, al menos hasta el final de la década. «En el año 2030 la potencia de bombeo se estima que alcanzará los 1.876 MW, haciendo posible un almacenamiento diario de 45.000 MWh disponibles para ser empleados en momentos de mayor demanda», señala la hoja de ruta del Ejecutivo autonómico.

A pesar de la larga tradición de la generación eléctrica en grandes presas, la comunidad cuenta únicamente con tres sistemas de bombeo operativos con capacidad para el almacenamiento diario de 9.000 MWh. Son los de Conso (228 MW), Soutelo (81,6 MW) y Ponte-Bibey (71 MW), todos gestionados por Iberdrola.

Con ellos, el sistema eléctrico gallego pudo guardar menos del 1% de toda la producción en 2024, según los datos que acaba de publicar Red Eléctrica. El operador del transporte de la electricidad en España amplía la información disponible sobre el sistema para incluir la evolución del bombeo y las baterías. Las centrales reversibles en funcionamiento en Galicia consumieron 587 GWh en total el pasado ejercicio e inyectaron 203,2 GWh. A la cabeza del almacenamiento en España figura la Comunidad Valenciana (2.049 GWh de entregas a la red y 2.734 GWh de demanda), seguida de Castilla y León (1.064 y 2.288 GWh, respectivamente).

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