Ese es el principio -Tâmega- de la ruta hacia los 10.000 megavatios de bombeo que Iberdrola estima hay, potencialmente, en España. La compañía contempla el bombeo como un "proyecto país". Porque España es un territorio extraordinariamente rico en Sol y vientos, lo cual es buena noticia para la transición energética, pero tiene un cierto problema, y el problema es que ni el uno (el Sol) ni los otros (los vientos) pueden ser almacenados fácilmente. Porque las baterías son aún demasiado caras y/o pequeñas y el hidrógeno queda aún ciertamente lejos. Así que si una noche sopla "demasiado" el viento y resulta que la demanda es escasa (porque lo cierto es que de noche paran muchas fábricas y la demanda doméstica también se amansa), pues o buscamos un lugar donde "almacenar" ese viento o el operador de la red se ve obligado a mandar parar las máquinas para que no haya desequilibrios en el sistema y tengamos un disgusto. El problema no existía antaño cuando eran cuatro los aerogeneradores que había en la península, pero los tiempos avanzan que es una barbaridad y España cuenta ahora mismo con casi 30.000 megavatios de potencia eólica (más de 21.000 aerogeneradores batiendo el viento), 30.000 megas a los que Portugal añade otros 6.000 MW más.
Pues bien, la solución podría estar en el bombeo, que podría convertirse en el elemento acelerador clave de la transición energética. Iberdrola ya tiene experiencia sobre el particular. Hace diez años, en 2013, inauguró el complejo hidroeléctrico de Cortes-La Muela, en Cortes de Pallás (Valencia), con una potencia de turbinación de 1.762 MW y con 1.293 MW de bombeo. Una obra formidable que, diez años después, continúa siendo -presumen en la compañía- "el complejo de energía hidroeléctrica más grande de Europa". Desde entonces y hasta hoy Iberdrola ha estado enfrascada en los derredores del Alto Tâmega, donde la geología ha querido que suceda algo parecido a lo que pasa en Cortes de Pallás. Porque en el Alto Tâmega también hay un escalón natural que los ingenieros han sabido aprovechar para montar el segundo gran bombeo de la compañía en la península: el denominado Sistema Electroproductor del Tâmega: tres presas y tres centrales hidroeléctricas; dos de las presas (Daivões y Alto Tâmega) se encuentran en el río Tâmega (que es un afluente del Duero); la tercera (Gouvães), en el río Torno, todas ellas -todo el complejo- en el norte de Portugal, cerca de Oporto.
Las tres centrales sumarán una capacidad instalada de 1.158 MW (más potentes las aguas del Tâmega y el Torno que el más potente de los reactores nucleares de la península ibérica toda, Cofrentes, 1.092 MW). Los 1.158 megas hidro suponen un aumento del 6% de la potencia eléctrica total instalada en Portugal.
Iberdrola estima que el complejo será capaz de producir 1.766 gigavatios hora al año, electricidad suficiente como para atender la demanda de los municipios vecinos y de las ciudades de Braga y Guimarães (440.000 hogares).
Pero es sin duda su condición de almacén lo que distingue a esta infraestructura hidráulica de la inmensa mayoría. Porque el Sistema Electroproductor del Tâmega, además de generar electricidad, puede almacenarla. Su capacidad de almacenamiento es de 40 millones de kilovatios hora (cuarenta gigavatios hora), "el equivalente -apuntan desde Iberdrola- a la energía que consumen 11 millones de personas durante 24 horas en sus hogares". Según las estimaciones de la compañía, el sistema todo va a evitar la emisión de 1,2 millones de toneladas de CO2 anuales y/o la importación de más de 160.000 toneladas de petróleo cada año.
La historia, paso a paso
En marzo de 2021 concluyó el primer llenado del embalse de Daivões. Se trata de una presa de hormigón de tipo "arco de gravedad" de 77,5 metros de altura, en la que se han empleado 240.000 metros cúbicos de hormigón. El embalse tiene una superficie de 340 hectáreas y un volumen de 56,2 hectómetros cúbicos.
El proyecto Daivões no solo ha implicado el embalse. También ha conllevado más de 5 kilómetros de líneas eléctricas, más de 7 kilómetros de carreteras, la construcción de un puente de 200 metros de longitud y 35 metros de altura y la puesta en marcha de dos plantas de tratamiento de aguas residuales.
Daivões es el depósito inferior de la Central Hidroeléctrica de Bombeo de Gouvães, de 880 MW. Esta segunda central es reversible, es decir, que genera electricidad cuando deja caer el agua desde el embalse de arriba, aprovechando los más de 650 metros de diferencia de cota entre ambos, y bombea agua desde el embalse de abajo.
Iberdrola puso en marcha el primer grupo energético de la central hidroeléctrica de Daivões (una turbina de 220 MW de capacidad) en enero de 2022. Gouvães vino a continuación. El primer ministro luso, António Costa, y el presidente de la compañía eléctrica, José Ignacio Sánchez Galán, inauguraron la Gigabatería del Tâmega (los 880 megavatios de bombeo) en julio.
Ahora mismo, Daivões (central convencional) y Gouvães (central de bombeo) se encuentran ya en operación, mientras que la construcción de la presa y central hidroeléctrica de Alto Tâmega se prevé que se encuentre operativa en la primavera de 2024.
"Los trabajos de construcción [de la presa del Alto Tâmega] continúan -adelantan desde Iberdrola- de acuerdo al programa previsto". La presa tendrá 104,5 metros de altura: su hormigonado concluyó el año pasado y está previsto el llenado del embalse a partir del otoño de este año, mientras que la entrada en funcionamiento de los dos grupos de la central, con una potencia instalada de 160 MW, se realizará en la primera mitad de 2024.
El proyecto tiene además recogidas, en su Declaración de Impacto Ambiental (DIA), diversas medidas de compensación de sistemas ecológicos, como la reforestación de más de 1.000 hectáreas, la plantación de 17.000 alcornoques o acciones para mejorar las poblaciones de fauna protegida existente en el entorno. [Bajo estas líneas, presa de Gouvães].
Más allá del agua
Pero aún hay más. Porque Iberdrola quiere ligar al Sistema Electroproductor del Tâmega dos parques eólicos, "que convertirán al complejo en una planta de generación híbrida". Los parques sumarán 300 MW, por lo que además -apuntan desde la eléctrica- este se va a convertir en uno de los mayores proyectos eólicos de Portugal.
La idea es -como apuntábamos al principio- no desperdiciar ni una brizna de viento. Si hay demanda, toda ella será atendida prioritariamente por los aerogeneradores que estén produciendo; si no la hay, esa electricidad eólica generada servirá para bombear agua del embalse de abajo al embalse de arriba.
La compañía, así, podrá gestionar la oferta y la demanda entre la hidroeléctrica y la eólica en función de la disponibilidad de ambos recursos, pero también de la dinámica de los precios del mercado, es decir, que podrá bombear agua arriba cuando la electricidad sea barata, y podrá soltar ese agua (y generar) cuando el precio del kilovatio hora sea más elevado.
El horizonte del bombeo
La Gigabatería del Tâmega aporta ya pues al sistema eléctrico portugués casi 900 MW de capacidad de bombeo, lo que supone un incremento superior al 30% respecto a los megavatios de bombeo de los que dispone a día de hoy el país.
Iberdrola es líder indiscutible en la península ibérica en almacenamiento de energía, con una potencia de 4.000 MW instalados mediante tecnología de bombeo, solución que considera "el método de almacenamiento de energía a gran escala más eficiente a día de hoy (...) al presentar un rendimiento muy superior a las mejores baterías del mercado". Según Iberdrola, el bombeo no solo es "más rentable", sino que, además, "aporta estabilidad, seguridad y sostenibilidad al sistema eléctrico, al generar gran cantidad de energía con un tiempo de respuesta muy rápido".
La compañía prevé alcanzar ya mismo los 90 millones de kilovatios hora (kWh) de capacidad de almacenamiento, lo que supondrá un aumento respecto a 2018 de casi un 30%: 20 millones de kWh más, "equivalentes a 400.000 baterías de coches eléctricos o a 1,4 millones de baterías para uso residencial".
Solución país
Por todo ello, Iberdrola considera el bombeo "una solución país para la transición energética". Según la compañía, el bombeo está llamado a desempeñar un papel fundamental en esta, "puesto que permite flexibilizar la producción de energía renovable, garantizar su integración eficiente en el sistema eléctrico y aportar firmeza a la producción renovable. Además -añaden desde la compañía-, el bombeo permite gestionar rampas de cargas y desvíos".
El Gobierno parece pensar lo mismo, al menos según su Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, documento que establece los objetivos nacionales (en materia de energía y clima) que hemos de alcanzar en el horizonte 2030. Según este Plan, España debe sumar 3.500 MW nuevos de bombeos (de aquí a 2030) a los aproximadamente 5.000 megas que hay hoy instalados (unos 2.000 MW de bombeo mixto y 3.000 MW de bombeo puro, según los datos de Iberdrola).
Parece lógica esa ambición, pues el mismo Plan nacional plantea obtener en 2030 un 74% de la demanda eléctrica de fuentes renovables. Y parece lógico plantear que para gestionar mucha eólica y mucha solar son necesarios sistemas de almacenamiento (porque el Sol y el viento no siempre están a nuestra disposición cuando los necesitamos). Así, es preciso el apoyo de las tecnologías gestionables (el Sol y el viento no podemos encenderlos y apagarlos ipso facto a nuestro antojo, como sí podemos hacer con los ciclos combinados de gas natural o la termosolar) y es preciso el desarrollo del almacenamiento. Ambas soluciones resultan imprescindibles para asegurar el suministro.
El bombeo es una solución madura, pero existen nuevos desarrollos tecnológicos que mejoran la flexibilidad y la eficiencia de las plantas, aumentan la viabilidad de emplazamientos o reducen los costes.
Hay distintas opciones para construir una instalación de bombeo, bien construyendo nuevas instalaciones, creando un embalse superior en las inmediaciones de uno existente, enlazando embalses existentes o reconvirtiendo centrales ya existentes con turbinas reversibles de velocidad variable. Esta última opción tiene importantes ventajas ya que supone reducción en costes, tiempos de desarrollo y menor impacto ambiental.
Pues bien, Iberdrola asegura que en España hay potencial para construir 10.000 MW de bombeo "con coste inferior a 1.000 €/kW haciendo reversibles centrales de turbinado existentes (con un coste entre 150 y 500 €/kW) o conectando dos embalses existentes mediante grupos reversibles (con un coste entre 500 y 1.000 €/kW)". [Bajo estas líneas, la presa del Alto Tâmega, cuyas obras Iberdrola estima concluirán en 2024. La pared tiene más de 106 metros de altura, es decir, que es más alta que la Estatua de la Libertad, que se eleva -pedestal incluido- hasta 93 metros desde el suelo].
La compañía estima que La construcción de "los 10.000 MW de bombeo viables en España" supondría una inversión de 8.000 millones de euros y calcula la creación de 112.000 empleos/año (efecto directo) e "inversiones en renovables de 10.000 M€ y 140.000 empleos/año (efecto inducido)".
Más aún: el 85% de la inversión en bombeo -asegura la compañía- beneficiaría a empresas de construcción y a empresas de fabricación de bienes de equipo, con un elevado porcentaje de participación nacional y con empleo cualificado y habría un especial impacto en la España vaciada.
Las ventajas son numerosas. Pero las inversiones no son escasas y el retorno, quizá no lo suficientemente atractivo. Iberdrola así lo entiende: "los beneficios que aporta el bombeo al sistema no se reflejan en la rentabilidad de los proyectos, debido a la insuficiente retribución que reciben en un mercado como el actual, que sólo paga por la energía".
¿Y que quiere pues la compañía?
Pues lo que quiere la compañía que preside José Ignacio Sánchez Galán es ir más allá del "producto" que ofrece el bombeo (el kilovatio hora) y hacer valer su condición de "servicio". El bombeo ofrece un servicio: almacenamiento. Y eso no lo ofrecen todas las tecnologías, ni todas las soluciones que en el mercado son.
"La solución para atraer inversión es habilitar un mercado de capacidad -apuntan desde la compañía-, como han hecho otros países europeos, donde todas las tecnologías puedan competir en función de la capacidad firme que ofrezcan, incluyendo el almacenamiento".
Iberdrola explica así cómo entiende los mecanismos de capacidad. Un mecanismo de capacidad -explican desde la eléctrica- es un "mecanismo retributivo adicional al mercado de energía cuyo fin es fomentar el almacenamiento de energía y aquellas centrales que permiten garantizar la seguridad de suministro". Tan sencillo como eso.
Iberdrola sostiene en ese sentido que los mecanismos de capacidad son un elemento imprescindible en un futuro con elevada penetración de renovables.
¿Y qué propone Iberdrola?
Pues la propuesta de la compañía es muy concreta: el mercado de capacidad debería incluir contratos de largo plazo para nuevas inversiones que habiliten la participación del bombeo (contratos de más de 25 años adjudicados con más de 5 años de antelación).
Y propone además la involucración de la Administración en la tramitación de estos proyectos, que deben ser tratados -según la compañía- como "proyectos de interés estratégico para lograr la transición energética". Involucración de la Administración porque el bombeo se enfrenta -advierten desde Iberdrola- a trabas como "largos plazos para conseguir las autorizaciones, insuficiente plazo de vigencia del permiso de acceso y conexión, inclusión en planificación obligatoria en algunos proyectos y problemas concesionales".
En fin: 10.000 megavatios, o la ruta del bombeo.
