Los proyectos de energías "verdes" ya superan la potencia que había con el carbón

Asturias, la región con mayor concentración de grandes industrias intensivas en consumo eléctrico, dejará de ser exportadora de energía y pasará a ser dependiente de otros territorios, según la planificación energética del Ministerio para la Transición Ecológica. Sin embargo, el Gobierno del Principado asegura que trabaja para que la aportación energética de la región “no decrezca” y cita los proyectos de energías “verdes” que se manejan. A los que estaban en tramitación se han sumado los que han surgido al calor de los fondos europeos de reconstrucción, que tienen entre sus objetivos prioritarios las inversiones en transición energética. “Tenemos potencial en eólica, hidráulica y biomasa; hay proyectos de almacenamiento energético y vinculados al hidrógeno, y además podemos aprovechar los nudos de transición justa –las interconexiones eléctricas de las centrales térmicas en desuso que se pondrán al servicio de nuevos proyectos de renovables– para impulsar esas iniciativas”, destacó Belarmina Díaz, directora general de Energía, Minas y Reactivación del Principado.

Esos proyectos “verdes”, más de 70, suman una potencia instalada de más de 2.500 MW, muy superior a los 1.895 MW que estaban instalados en térmicas de carbón antes de que el pasado año se desconectaran definitivamente de la red las centrales de Lada y Narcea.

En el banquillo hay potencia de recambio, otra cosa es que logre saltar al campo y, si lo consigue, lo haga a tiempo. Muchos proyectos dependen de la obtención de ayudas de la UE, que no están aseguradas, o de la asignación de potencia en las subastas de renovables con unas retribuciones que hagan viables los proyectos (como es el caso de todas las plantas de biomasa). Además, muchos de los grandes proyectos, como los 250 MW en eólica marina y 100 MW de eólica terrestre que pretenden desarrollar Naturgy y Enagás para alimentar una planta hidrógeno en El Musel aún tardarán años en empezar a desarrollarse. “Llevamos tiempo trabajando en ellas, pero esas grandes inversiones tendrán lugar a partir de 2024”, reconoció Antonio Llardén, presidente de Enagás, en la presentación del plan estratégico de la compañía.

Para llenar el hueco que deja el carbón, avanzar en la descarbonización y captar fondos europeos, estos son los proyectos que se manejan en Asturias:

Eólica. En Asturias están en distintas fases de tramitación 47 proyectos para aprovechar la energía del viento con una potencia instalada conjunta de 862 MW. Se sumarían a los 22 parques ya existentes, con 611 MW. Además, Capital Energy, la compañía que consiguió más potencia en la última subasta de renovables y que más parques tiene en tramitación en Asturias –aunque sólo uno de ellos, el de Buseco, está en obras– acaba de poner en marcha los trámites previos para otros cinco grandes parques eólicos con una potencia conjunta de 370 MW. Dos de ellos afectan al parque natural de Somiedo, lo que ha generado rechazo. Por otro lado, están los 350 MW eólicos para alimentar la planta de hidrógeno que promueven Enagás y Naturgy en El Musel y que optarán a fondos europeos. En ese proyecto se prevén 100 MW de eólica terrestre y otros 250 MW en un parque de eólico marino flotante. EDP también proyecta la instalación de un parque eólico flotante de 50 MW frente a la costa asturiana que optaría a los fondos de la UE. Los mejores emplazamientos, según los estudios, se sitúan frente a la costa del Occidente.

Hidráulica. EDP, la compañía con más instalaciones hidroeléctricas en la región (opera diez centrales de 425 MW heredadas de Hidroeléctrica del Cantábrico) pretende ampliar su parque con la ayuda de los fondos europeos. La compañía proyecta tres centrales de hidrotornillo –vieja tecnología que ha sido afinada para la generación eléctrica por la compañía de ingeniería gijonesa Sinfin Energy– que se ubicarían en saltos de agua ya existentes en Soto de Ribera (Ribera de Arriba), El Furacón (Oviedo) y La Florida (Tineo) con una potencia total de 3,5 MW.

Además, EDP pretende retomar el viejo proyecto de la central hidroeléctrica de la presa de Rioseco (Sobrescobio), con 3,4 MW. La compañía andaluza Magtel proyecta la instalación de centrales de bombeo en los embalses de Salime (Grandas de Salime), Dorias (Illano), Arbón (Boal) y La Barca (Tineo). Y el grupo leonés Viloria-Lamelas pretende aprovechar aguas de drenaje de las antiguas minas de carbón de Buseiro (Tineo) y Coto Cortés (Degaña) para generar energía mediante dos centrales hidroeléctricas de bombeo reversibles –de 153 y 356 MW respectivamente– que se ubicarían entre depósitos de agua excavados a distintas alturas en viejas minas a cielo abierto.

Biomasa. Sobre la mesa de la Consejería de Industria hay varios proyectos con la tramitación avanzada a la espera de un marco retributivo favorable para la producción con biomasa y la convocatoria de nuevas subastas de renovables que reserven potencia para esta tecnología. En esa situación está el proyecto de la compañía gallega Greenalia para la construcción de una central de biomasa forestal de 50 MW en la ZALIA, en Gijón. Esta compañía ha dado prioridad a ese proyecto sobre los que también maneja en La Espina (Salas) y Selorio (Villaviciosa), ambos de 16,4 MW. Con tramitación avanzada también están los de la compañía asturiana Merybal en La Rasa (Villaviciosa), que aprovecharía biomasa procedente las plantaciones de manzana de sidra, y el de Hunosa en Reicastro (Mieres). La compañía estatal minera también quiere aprovechar los fondos europeos para abordar la conversión de las central térmica de carbón de La Pereda (50 MW) para consumir biomasa y la compañía gijonesa TSK para construir una central de biomasa ligada a una industria alimentaria.

Gases reciclados. EDP también pretende reconvertir el grupo 1 de carbón de la central de Aboño para consumir gases de alto horno y de baterías de coque de ArcelorMittal. Para los arranques utilizaría gas natural y su potencia se rebajaría a 237 MW. Enagás maneja un proyecto de biometano a partir de residuos.

Solar. Para producir hidrógeno, la unión formada por Duro Felguera, Hunosa y Nortegás pretenden generar energía renovable en las Cuencas con plantas solares fotovoltaicas y agua de mina.

Dos almacenes energéticos, impulsados por EDP y TSK, ayudarán a salvar la intermitencia renovable

A diferencia del carbón, buena parte de las energías renovables no son gestionables. No siempre sopla el viento, hace sol o hay disponibilidad de agua en un embalse. De ahí la importancia de las tecnologías de almacenamiento en el tránsito hacia un modelo de generación 100% renovable y más en una región como Asturias con alto consumo industrial. EDP y TSK pretenden obtener fondos europeos para construir dos almacenes energéticos en Asturias que utilizarán distintas tecnologías. El de EDP, que se pretende ubicar en las instalaciones de la térmica de carbón de Soto de Ribera, usará sales fundidas para almacenar energía renovable, mientras que el de la ingeniería TSK, que se ubicará también en una central de carbón, usará aire líquido. Las centrales hidráulicas de bombeo reversibles que se proyectan en Asturias ( y las existentes como la de Tanes-Rioseco) también son una forma de almacenar energía ya que los caudales de agua son gestionables. Y lo mismo ocurre con los proyectos de hidrógeno, que no es una fuente sino un vector que permite almacenar la energía renovable.