ALTERNATIVAS AL PROYECTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA REVERSIBLE CHIRA-SORIA. (INFORME TÉCNICO)
ALTERNATIVAS AL PROYECTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA REVERSIBLE CHIRA-SORIA. (INFORME TÉCNICO)
El proyecto CHIRA-SORIA fue diseñado a principios de la década pasada, en un contexto donde las EERR tenían unos altos costes de generación y donde no existían los vertidos a red; el autoconsumo y el almacenamiento distribuido quedaba muy lejos; el coche eléctrico solo existía por medio de prototipos futuristas; los almacenamientos electroquímicos a gran escala ni se vislumbraban; las interconexiones entre islas eran inviables técnicamente por las grandes profundidades entre islas; y el hidrógeno era directamente hablar de ciencia ficción.
En ese contexto, se diseñó Chira – Soria como un almacenamiento futuro de las EERR. Sin embargo, la tecnología ha dado un salto de gigante, y Chira – Soria ha ido convirtiéndose en un proyecto cada vez más caro, con altos impactos ambientales y al que le han ido apareciendo competidores que han dejado este proyecto obsoleto.
No sería la primera vez que en las islas se comete el error de apostar una tecnología que queda obsoleta desde antes de su inauguración.
Para ello, contamos con el ejemplo de la desaladora de Gran Canaria que finalmente nunca se puso en funcionamiento precisamente por ello, asumiendo la ciudadanía los más de 70 M€ que conllevó su inversión .
Desde luego, por esta parte se tiene el convencimiento de que la riqueza natural de Gran Canaria tiene mucho más valor que los intereses económicos que persigue REE con este proyecto.
MENTIRAS EN LAS QUE SE BASA EL PROYECTO.
El modificado presentado no contiene ninguna referencia al porcentaje de energías renovables que se consigue alcanzar con la ejecución de este proyecto. Tan solo, se recoge en el modificado lo siguiente: “Asimismo, la consecución del objetivo de potencia renovable instalada en Gran Canaria establecido para el año 2025 por el Gobierno de Canarias, que de hacerse realidad llevaría a disponer de 664 MW de potencia renovable instalada en el sistema eléctrico de Gran Canaria, supondrá un desafío adicional en la operación de este sistema eléctrico.
En este sentido sirva señalar que, a marzo de 2020, existe en Gran Canaria un contingente de nuevos proyectos de instalaciones renovables (eólica y fotovoltaica) por valor de 725 MW que cuentan con al menos autorización de acceso a la red.”
Alega el Operador de la necesidad de llevar a cabo el proyecto, indicando que en el 2025 se proyecta que el parque de generación renovable alcanzaría los 725MW. No obstante, omite el Operador, que, para tal volumen de generación renovable, no bastaría con la ejecución por sí misma de esta central, produciéndose vertidos de generación renovable si no se llevaran a cabo otras medidas.
Además, no se hace ninguna referencia por parte del Operador a la falta de modularidad de este sistema, dado que no se contaría en el año 2024 con ningún elemento que permita almacenar o gestionar el gran volumen de generación renovable, y, por otro lado, seguiría sin darse respuesta a la capacidad renovable que previsiblemente se instalaría en años posteriores. Por otro lado, es de destacar el escenario similar para el 2025 en cuanto a generación renovable que presentará la isla de Tenerife, isla en la que para su fortuna, a día de hoy sigue sin haberse planteado por parte de REE la ejecución de una central hidroeléctrica reversible en firme ¿Es que hay que esperar a que se tenga en ejecución el proyecto de Chira-Soria para que de repente las alternativas planteadas por esta parte dejen de ser “complementos” y sí se lleven a cabo en otras islas?
Aunque en el modificado II no se recoge nada en relación al porcentaje de renovables que se pudiera integrar en el sistema, no omite esta parte que en la nota de prensa presentada por la empresa se recoge lo siguiente: “El proyecto incrementará la tasa de penetración de energía renovable, hasta alcanzar en 2026 una cobertura media anual del 51% de la demanda de Gran Canaria, reducirá las emisiones de CO2 en un 20% adicional y generará un ahorro al sistema eléctrico canario de 122 millones de euros anuales.”1 Se agradece que después de tantos años de proyecto, y aunque no se recoja nada que lo justifique, se informe de este importantísimo dato por parte de la compañía. No obstante, se echa en falta conocer la potencia renovable instalada que se está presuponiendo para alcanzar dicho valor. No obstante, y ante la falta de justificación de dicho valor, pareciera que está calculado “estratégicamente” para resultar en un valor superior al 50%. Se recuerda que, por esta parte, y considerando unos vertidos mínimos, este valor se estimó en torno al 45% aproximadamente en las alegaciones presentadas al modificado I. Sin embargo, ese valor puede perfectamente conseguirse asumiendo unos vertidos de generación renovables algo mayores.
Se afirmaba que este proyecto permitiría que la penetración renovable en la isla alcanzara el 70%2 . Por otro lado, y en la misma nota de prensa, se recoge lo siguiente: “Incremento de la integración de energías renovables, al disponer de una instalación esencial para aprovechar los excedentes de energías renovables e integrar una mayor cantidad de energía autóctona.
La CHB en 2026 aumentará un 37% la producción de renovable, sobre la que se generaría sin la existencia de la instalación, elevando la cobertura media anual de la demanda hasta el 51% con generación renovable, que en momentos puntuales podrá ser mucho mayor. Ello provocará una reducción adicional de emisiones anuales de CO2 de un 20%.” Rechaza esta parte que sin la instalación la penetración renovable máxima que pudiera alcanzar la isla fuera del 14%. Es más, es tan incierto como que ese valor ya se ha superado actualmente, alcanzando Gran Canaria un 16,7% de renovable en 20193 .
Se estimó por esta parte, suponiendo un escenario sin vertidos de importancia, que la isla puede alcanzar en torno a un 25% de energía renovable sin la necesidad de llevar a cabo medidas adicionales. De hecho, actualmente se siguen ejecutando y poniéndose en marcha instalaciones renovables que seguirán aumentando este porcentaje hasta 2025 sin Chira-Soria, por lo que se desmiente claramente ese valor.
La capacidad de penetración renovable real aumentaría en torno a un 20-25%, y no un 37% como interesadamente afirma la empresa. En cualquier caso, el 51% de penetración renovable que admite la empresa es un dato importante, en cuanto a que el Operador del sistema reconoce explícitamente que este proyecto no dará respuesta a la necesaria transición energética de la isla.
Dando dicho valor por válido, supone admitir que la mitad de la demanda anual de energía de la isla continuará proviniendo :de combustibles fósiles, y supone reconocer, que sin las alternativas planteadas; sí, alternativas, no se podría aumentar de manera importante la penetración renovable en las islas.
3 INVERSIÓN INICIAL PREVISTA Y COSTES VARIABLES DE LA CENTRAL
Vertiginoso aumento que ha sufrido la inversión prevista para la ejecución de la central, que pasó de una primera estimación en 120 M€ al actual valor presupuestado de casi 400 M€. Se indicó entonces la sorpresa de que no se cuestionara la viabilidad económica de un proyecto cuyo coste inicial se iba a multiplicar por más de tres, sin que eso pareciera que a priori pudiera afectar a la viabilidad económica del proyecto. Sin embargo, y nuevamente ante la falta del datos e información de la empresa respecto al proyecto, se quiso estimar de esta parte los costes variables de la central. El poco volumen de energía a almacenar anualmente por parte de la central en términos relativos, dieron como resultado una estimación de coste de almacenamiento superiores a los 100€/MWh. Estas estimaciones han recibido un gran espaldarazo por parte de una reciente publicación realizada por la prestigiosa consultora Deloitte, denominada “Los Territorios No Peninsulares 100% descarbonizados en 2040: la vanguardia de la transición energética en España”. En esta publicación, y en un análisis pormenorizado de esta consultora, a diferencia de lo realizado por el Operador, ésta defiende la conveniencia de que Canarias apueste por los almacenamientos electroquímicos frente a los bombeos, justificándolo por bastantes razones, y siendo una de ellas, el menor coste de los mismos. Se cita lo siguiente en el estudio4 : “El almacenamiento con baterías presenta ventajas frente al bombeo en Canarias, por lo que debería ser la opción prioritaria: – Para el año 2025-2030, se estima que las baterías sean más competitivas en coste que el bombeo para cualquier régimen de funcionamiento, y actualmente ya lo son en un régimen de cargadescarga diario.”
https://www2.deloitte.com/es/es/pages/strategy/articles/territorios-no-peninsularesdescarbonizados-2040.html Figura 1 Deloitte. Estudio de Costes medio de Almacenamiento4
Según el proyecto el bombeo considerado de Chira-Soria tiene unos costes de almacenamiento que parten de unos valores en torno a 100€/MWh para un almacenamiento de un día. Con esos costes de almacenamiento (ampliamente superiores a los que tendrán la energía renovable) se lastrarían los costes futuros del sistema a valores muy altos, algo que resulta incomprensible.
En un futuro donde se vislumbran costes de generación con la energía fotovoltaica a valores del entorno de 10-20 €/MWh5 , un escenario de sobrecapacidad de renovable y regulación de la generación por medio de vertidos es mucho más viable económicamente que la propia ejecución de la central. Con esos costes de almacenamiento, resulta realmente tramposo e incierto que REE afirme que la central eléctrica “generará un ahorro al sistema eléctrico canario de 122 millones de euros anuales”1 . Ese cálculo interesado viene de comparar el coste de generación de la energía adicional con energías renovables que permite la central, con costes bastante inferiores a los costes de generación con energía fósiles en Canarias (en torno a 140-160€/MWh).
Sin embargo, no se indica que ese ahorro se conseguiría con cualquier sistema o mecanismo que permita aumentar la capacidad de generación renovable en la isla, que como se verán en el capítulo de alternativas, son muchos y variados, y desde luego, con unos costes económicos bastante inferiores y sin las implicaciones ambientales de este proyecto. Los costes de almacenamiento de Chira-Soria encarecerían considerablemente toda la energía que tuviera que pasar por ese sistema de almacenamiento, dado que al coste de generación de la energía habrá que sumarle el coste de almacenamiento de la energía producida cuando la central genera energía, sumando además la pérdida de energía de estos sistemas (en torno al 5 https://www.pv-magazine.es/2019/09/02/el-lcoe-de-la-solar-en-el-sur-de-espana-podria-bajar-hastae9-mwh-en-2050/ 30%).
Es decir, y suponiendo un coste de almacenamiento de 100 €/MWh, esta energía probablemente resultará más cara que la generada incluso con combustibles fósiles. No se entiende, salvo obedeciendo a intereses económicos, y dado que todas las previsiones apuntan a los que costes de almacenamiento electroquímico tendrán costes inferiores a ChiraSoria, ésta sigue siendo la apuesta del Operador. Gran Canaria quedaría lastrada a tener un sistema eléctrico más caro gracias a REE, y con toda seguridad, sería la única isla del mundo que apueste por un sistema que quedaría obsoleto el día de su inauguración, y eso a costa de un fuerte impacto medioambiental irrecuperable y perfectamente evitable.
ESTIMACIÓN DE ENERGÍA PRODUCIDA POR CENTRAL CHIRA-SORIA.
Se estimó que cuando trabaje como generadora, la central generaría menos de 200 GWh anuales, suponiendo esta cifra menos del 5% de la demanda anual de la isla. A pesar de que REE no hace mención ninguna sobre el funcionamiento habitual de la central, el operador ha dejado por fortuna entrever algo en el cálculo de optimización del circuito hidráulico de la central.
REE establece que la central trabajará como bombeo un total de 7 horas diarias, coincidente con las horas valle y coincidente con lo indicado en las Alegaciones al modificado I, y consumiendo energía por valores cercanos a los 1.500 MWh. Esto vendría a respaldar que los 3.200 MWh de almacenamiento potencial de la central no serían reales, tal y como se afirmó en las alegaciones al Modificado I, pues la limitación de potencia de la central y la limitación en las horas de menor demanda no permitiría almacenar diariamente valores superiores a los 1.500 Mwh.
No obstante, este escenario inexistente de turbinados diarios por valores del entorno de 1.200 MWh, permite deducir que como máximo, en ese escenario imposible, REE reconoce que la central generará energía anualmente por un valor máximo de 438.000 MWh, poco más del 10% de la demanda anual de Gran Canaria. Llevado a un escenario real, donde un gran número de días no habrá que bombear energía por no haber condiciones medioambientales propicias para ello o donde no será necesario que la central funcionara a pleno rendimiento por no haber tanta generación renovable que lo hiciera necesario, REE ha reconocido implícitamente que la central no generará ni el 5% de la energía anual demanda en la isla, .
B) ALTERNATIVAS A LA EJECUCIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA CHIRA-SORIA
Como se ha indicado a lo largo del documento, estamos convencidos y somos los primeros interesados en favorecer el desarrollo de las energías renovables, pero no a cualquier precio. Los enormes impactos del proyecto, y la existencia de alternativas reales, justifican la paralización del proyecto, y el avance de algunas de las siguientes alternativas planteadas, o la combinación de las mismas.
1.- VERTIDOS DE GENERACIÓN RENOVABLE
Resulta económicamente más viable la realización de vertidos a red y la compensación a los generadores
El problema y el desafío que supone la integración de las renovables más consolidadas (eólica y fotovoltaica) en la red eléctrica no es algo que se limite a las islas Canarias, aunque suponga un reto mayor por el menor tamaño de los sistemas insulares. Sistemas eléctricos de grandes dimensiones donde ya las renovables no gestionables tienen un peso importante empiezan a presentar problemas para la integración de las mismas en la red. Reseñable resulta el caso de California. La gran cantidad de energía fotovoltaica instalada en este estado americano en los últimos años está conllevando que parte de la energía renovable no pueda ser integrada en el sistema, realizándose vertidos de energía para garantizar la seguridad del sistema.
En términos relativos, California ya estaría vertiendo a la red en torno al 1% de su demanda energética anual y este valor continúa en ascenso, tal y como se puede observar. Por ejemplo, solo el mes de abril supuso el vertido de más de 300 GWh anuales, una cantidad que supone en torno al 10% de la demanda anual de la isla de Gran Canaria. Aunque como indica el operador californiano en su web, trabaja para limitar y gestionar mejor estos vertidos y avanzar en estrategias de almacenamiento, se puede verificar que los vertidos .
http://www.caiso.com/informed/Pages/ManagingOversupply.aspx
Aunque ya la potencia renovable instalada en Canarias da lugar a vertidos de energía puntuales y escasos en horas de gran generación renovable, no se tiene información al respecto ante la falta de información del Operador, que no publica esta información. Es de resaltar nuevamente que resulta impactante y un ejercicio de nula transparencia que REE no dedique ni una sola página ni aporte un solo dato en relación a estos valores, cuando se incide en todo momento de que es un proyecto que tiene como sus objetivos principales la integración de EERR en el sistema eléctrico insular. Como ha quedado acreditado, nos enfrentamos a un cambio de paradigma, y es que el escenario de bajo costes de generación que se presenta, fundamentalmente gracias al gran desarrollo de la energía fotovoltaica, dejaría en el olvido el mantra de que la energía es un recurso “limitado y escaso”.
2.- DESARROLLO DE REDES INTELIGENTES Y ALMACENAMIENTO DISTRIBUIDO
El gran aumento de las instalaciones de autoconsumo, el abaratamiento de los sistemas de almacenamiento domésticos y una mayor concienciación ambiental, puede facilitar la integración de EERR en el sistema combinándolo con la implantación de las redes inteligentes. El aumento esperado para los próximos años de la electrificación del parque móvil ayudará a una mayor integración de EERR por dos vías.
Por un lado, favorecerá un aumento de la demanda eléctrica del sistema eléctrico que facilitaría por sí misma la integración de EERR, y, por otro lado,supone la oportunidad de contar con grandes volúmenes de almacenamientos distribuidos a escala doméstica, que, con las correctas señales de mercado, pueden funcionar como almacenamiento de la energía en momentos de gran generación renovable. En relación a este último punto, resulta fundamental que los ciudadanos reciban una señal de precios que incentive el consumo en los momentos de mayor generación renovable, y lo desincentive en los momentos de menor generación.
Por tanto, un mercado tarifario donde se desincentiven las tarifas fijas y donde los usuarios reciban la señal de mercado resulta fundamental, y en este sentido, es de celebrar que las últimas propuestas de la CNMC vayan en esta línea8 . No obstante, no parece que esta propuesta vaya a reducir el alto coste fijo de la factura de la electricidad en España, en torno al 40% del recibo, valor que está entre los más altos de Europa9 , un desincentivo al ahorro y que no contribuye a la integración futura de EERR. Además, en la actualidad, y con la propuesta de la CNMC, los ciudadanos de Canarias seguirán teniendo incentivos al consumo por la vía de un menor coste cuando la generación renovable en la Península sea mayor, ya que los precios del mercado eléctrico tienden a caer en este escenario, y un desincentivo a su consumo cuando la generación renovable sea menor, por los mayores precios del mercado. Esto deberá ser analizado en un futuro, dado que los momentos de mayor generación renovable en Canarias no tendrán por qué coincidir con los de mayor generación peninsular, y viceversa.
(https://cadenaser.com/ser/2019/07/18/economia/1563434044_617610.html )
Por otro lado, no se debe tampoco omitir que, en un escenario a corto y medio plazo de mayor abaratamiento de los costes de generación y almacenamiento distribuido, y con un sistema eléctrico con unos altos costes fijos gracias a proyectos ruinosos como la central Chira – Soria, puede hacer rentable a muchos ciudadanos que cuenten con la posibilidad de instalar instalaciones de autoconsumo en sus viviendas su aislamiento de la red. El coste de esta inversión se vería compensado con el alto coste fijo de la factura eléctrica sin apenas hacer uso de la misma. En relación a esto, ya empiezan a verse las primeras viviendas aisladas de la red con sistemas de autoconsumo y almacenamiento, a pesar de estar en zonas que cuentan con redes de distribución en BT.
Un propio servidor, que cuenta con una instalación de autoconsumo en la vivienda, con unos costes de generación inferiores a los de las centrales térmicas de Jinámar o Juan Grande (paradójico en los actuales contextos de economías de escala), está a expensas de que los costes de almacenamientos domésticos se abaraten, algo que no parece lejano ante el gran avance de la curva de aprendizaje11 , hasta el punto en que hagan rentable económicamente este cambio. En relación a esto, resulta paradójico que un servidor reciba como compensación a los excedentes a la red una cifra inferior (€/kWh) bastante inferior a la retribución que se le da a Endesa Generación por generar con combustibles fósiles en las centrales eléctricas de la isla, y sin embargo, no se me incentive a una mayor producción de energía al tener limitada la compensación por los vertidos a red.
No es menos cierto que un escenario donde los ciudadanos comenzaran a aislarse de la red no favorecería una integración de EERR en los sistemas eléctricos actuales, y aumentaría además los costes fijos para los usuarios que se mantuvieran en el sistema sin posibilidad de autoconsumo (edificios, locales…), pero garantizaría un origen 100% renovable de la energía consumida por eso ciudadanos. Además, significaría y ayudaría a acabar con el oligopolio natural que eran hasta ahora los sistemas eléctricos, puesto que dejaría de haber unos pocos generadores de electricidad, para pasar a haber miles. En un escenario como ése, una inversión por la vía de incentivos de la magnitud de Chira-Soria en sistemas de autoconsumo y almacenamiento distribuido en Canarias, a falta de un estudio detallado, redundaría sin dudas en menores costes energéticos y menores emisiones de CO2.
3.-FUTURO DESARROLLO DE TECNOLOGÍAS DE ALMACENAMIENTO A GRAN ESCALA
En el último año, la aparición de nuevos proyectos de almacenamiento por medio de baterías ha sido espeluznante. El gran avance tecnológico consolida mejores características técnicas a menores costes de almacenamiento. Para el recuerdo quedará la penosa nota de prensa de REE12 donde en base a una instalación de almacenamiento de Australia, la empresa despotricaba contra una tecnología que estaba en el comienzo de la curva de aprendizaje y que como veremos en los próximos párrafos, ha quedado en evidencia en tan solo un año. En el pormenorizado estudio de Deloitte antes mencionado, ya se indicó que el almacenamiento presentará ya en el corto plazo costes de almacenamiento inferiores al del proyecto de Chira - Soria.
Sin embargo el almacenamiento electroquímico presenta otras muchas múltiples ventajas que se mencionan en el estudio. Figura 6 Ventajas de Baterías vs Bombeos.
Estudio Deloitte (https://www.ree.es/es/sala-de-prensa/especiales/2019/05/chira-soria-o-como-hacer-posible-latransicion-energetica-canaria )
Todas estas ventajas llevan a la consultora a aconsejar en ese estudio a priorizar los almacenamientos por medio de baterías frente a los bombeos.
Sin embargo, parece que la única que interesadamente no ve estas ventajas es la empresa REE. La isla de Gran Canaria no es la única que busca aumentar sus niveles de penetración de EERR en su sistema eléctrico. Son muchas las islas que lo persiguen, y un vistazo a sus planes, vuelve a dejar en evidencia las palabras de REE. Llamativo resulta el caso del archipiélago de Hawái. Sí, esas islas que cuentan con algunas de las estaciones meteorológicas con mayor pluviometría anual, con ríos permanentes y con orografías que a priori, favorecerían la instalación de sistemas de bombeo. Sin embargo, y de acuerdo a la información facilitada por el operador del sistema eléctrico hawaiano, “Hawaiian Electric”, todos los nuevos proyectos de energías renovables en las islas llevan aparejados almacenamientos electroquímicos que estarán en funcionamiento antes de que lo hiciera la central hidroeléctrica Chira-Soria, y con cifras en cuanto a almacenamiento y potencia de escalas considerables, tal y como se puede ver en la Figura 8.
Es de destacar el proyecto denominado “Kapolei Energy Storage”13, con una potencia de 185 MW (casi equivalente a Chira – Soria) y un almacenamiento de 565 MWh, donde destaca el poco impacto que tendrá la instalación, tal y como se ve en la figura Figura 7. Figura 7 Kapolei Energy Storage - Vista de la planta prevista ( https://www.kapoleienergystorage.com ).
Es de destacar los proyectos contemplados en la isla de Oahu, una isla con prácticamente la misma superficie que Gran Canaria y con una población incluso mayor, próxima al millón de habitantes, pero con una demanda eléctrica que duplica la de Gran Canaria (> 7.500 GWh15). Estos proyectos de almacenamiento en su conjunto, equivaldrían a una potencia de 459 MW (más del doble que Chira – Soria) y un almacenamiento de 1.753 MWh, en torno a un 50% del almacenamiento Chira – Soria, pero mayor al almacenamiento útil de Chira - Soria. Además, un proyecto equivalente en Gran Canaria, con esta combinación de mayor potencia frente a almacenamiento, daría lugar a mayor capacidad para aumentar la potencia renovable instalada en la isla frente a Chira - Soria, dado que el almacenamiento real de Chira -Soria es menor al potencial por la limitación de potencia del sistema.
California, como ya se vio anteriormente, ha realizado una fuerte apuesta por la energía fotovoltaica en los últimos años, dando lugar cada vez ello a mayores vertidos de energías renovables. Por ello, son numerosos los proyectos de almacenamiento que han surgido. Por ejemplo, recientemente ha comenzado la construcción del que convertirá temporalmente en el mayor almacenamiento electroquímico del mundo, con una potencia de 182,5 MW y 730 MWh16 , y, por ejemplo, la empresa Vistra se ha adjudicado proyectos que computan un total de 1,1 GW y 4,4 GWh17. Estos números dejan claro que el almacenamiento electroquímico, con una trayectoria muy corta como almacenamiento a gran escala, ya presenta números equivalentes o superiores a Chira – Soria, y, además, con costes económicos inferiores (700 MW por 800 M$ 18), y con impactos ambientales menores. Fruto de estos avances, el propio borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021 - 2030 recoge una potencia de almacenamiento a nivel peninsular de 500 MW en 2025 y de 2500 MW, tal y como se ve en la Figura 9. Por tanto, para cuando REE pusiera en funcionamiento la central, el propio Ministerio fija que en España ya habría almacenamientos electroquímicos con potencias superiores. Además, es de destacar, que no se prevén aumentos de bombeos mixtos.
No se entendería este objetivo si todo lo reflejado por REE en relación a los almacenamientos electroquímicos fuera cierto.
https://www.power-technology.com/news/vistra-battery-moss-landing-capacity-us-california-solarenergy-storage/ 18
En resumen, y aunque se podrían mencionar muchos más proyectos a nivel mundial de almacenamientos electroquímicos, esta tecnología va a experimentar un fuerte desarrollo en los próximos años en todos los países, acelerando la caída de costes y favoreciendo una mayor integración de EERR. El almacenamiento electroquímico presenta la gran ventaja de su modularidad, algo muy positivo en Canarias. Estas plantas de almacenamiento, que se podrían instalar junto a subestaciones eléctricas o a las centrales eléctricas, podrían instalarse según fueran siendo necesarias, a un menor coste, y con claros impactos ambientales inferiores.
4.-INTERCONEXIONES INSULARES
En este apartado, apenas ha habido avances por parte de REE y se vuelve a suscribir lo indicado en las alegaciones al modificado I. Mientras Baleares tiene todas sus islas interconectadas y ya incluso se proyecta ejecutar la segunda interconexión con la península19 , en Canarias tan solo se ven visos de ejecución en la interconexión Tenerife – La Gomera, la que menores beneficios reportaría en reducción de emisiones o en incrementos de penetración de EERR.
No se prioriza la interconexión Gran Canaria – Fuerteventura, y el operador nunca ha tan siquiera mencionado la interconexión Gran Canaria – Tenerife, a pesar de los múltiples beneficios que ambas reportarían.
¿Dónde quedan estas inversiones en Canarias? ¿Por qué Baleares sí y Canarias no? Ya se indicó que técnicamente ya son viables todas las interconexiones mencionadas, y económicamente, a pesar de las grandes inversiones que suponen, también se amortizarían en pocos años por los beneficios económicos que reportan, por no mencionar los beneficios medioambientales.
El propio consejero del Gobierno de Canarias hacía las siguientes declaraciones: “El consejero no ha ocultado que la penetración de renovables "no es sencilla" pues Canarias tiene seis sistemas eléctricos independientes, uno por isla más el combinado entre Lanzarote y Fuerteventura y a la espera de interconectar Tenerife con Gran Canaria. ¿A la espera de qué? Se debería ser consciente de que esta interconexión permitiría aumentar la potencia renovable instalada en ambas islas (a diferencia de Chira – Soria que solo lo permite en Gran Canaria), y a que habría un gran ahorro económico y de emisiones por la reducción del mínimo técnico del sistema, incrementando el margen en valle para la utilización de potencia renovable; así como por la menor necesidad de reserva rodante. Resulta cuanto menos impactante que mientras en Baleares aún ni se mencionen los almacenamientos de energía gracias a las interconexiones con que cuenta el archipiélago, en Canarias no se haya priorizado esta vía para mejorar no solo la penetración de EERR sino la fiabilidad del sistema.
5.-HIDRÓGENO
En tan solo un año, son grandes las apuestas realizadas para favorecer el desarrollo del hidrógeno. Desde su producción como hidrógeno verde, pasando por su almacenamiento, para acabar en su posterior utilización como fuente de energía o en el transporte.
Una central de hidrógeno verde de Enagas21 o la construcción por parte de Iberdrola de la mayor planta de hidrógeno verde de Europa en Puertollano22 son algunos de los proyectos que se han conocido recientemente. Su almacenamiento estacional es su gran ventaja respecto a las otras alternativas aquí planteadas.
Una comunidad autónoma como Canarias, con una generación renovable, tanto solar como la eólica, con mayor generación en verano frente al invierno, debe buscar soluciones que permitieran un almacenamiento estacional de la energía. Ello pasa sin duda por el hidrógeno.
Todo el potencial de este vector energético ha hecho que la Unión Europea haga una fuerte apuesta por él. En un reciente comunicado de la Comisión Europea23, ésta se compromete a llevar a cabo fuertes inversiones a nivel europeo para alcanzar 40 GW de electrolizadores de hidrógeno en 2030, apostando por su uso en amplios sectores. Una vez más, y a pesar de la importancia que puede tener en el medio y largo plazo en las redes eléctricas24, no se ha escuchado por parte de REE ninguna propuesta en ese sentido.
EXTRAIDO DE ALEGACIONES PRESENTADAS AL PROYECTO POR UN EQUIPO TÉCNICO.
