Robustez hidroeléctrica contra los apagones

En mes y medio parece que 2022, el “peor año hidráulico en décadas”, según calificaba el pasado noviembre la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, va camino de ser un espejismo. Desde que comenzase 2023, la energía hidráulica ha producido 5.558 gigavatios hora (GWh), un 16% de la electricidad total, según registraba —a 16 de febrero— la base de datos de Red Eléctrica (REE). Supone casi un tercio de lo generado el curso pasado (17.860 GWh), arrojando una contribución casi testimonial del 6,8% a la producción de todas las fuentes energéticas.

La hidráulica importa a todos los actores del sector. Como renovable, encaja en los planes de descarbonización de la economía de la Unión Europea (UE). También en los del Gobierno, que a través del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030 contempla aumentar la capacidad hidroeléctrica en hasta 4.000 megavatios (MW) durante el trienio 2020-2023, con especial énfasis en las centrales reversibles o de bombeo (solo para esta se prevén 3.500 MW adicionales, para un total de 6.837 MW). Y, por último, en los de la industria, que, en vista de que los mejores emplazamientos para producir esta energía ya están construidos, destina todos sus esfuerzos a renovar las instalaciones.

Potencia administrable

Al contrario que la fotovoltaica o la eólica, el agua no depende de aspectos circunstanciales (que haya viento, que haga sol), lo que la hace una energía administrable y con una gran baza a su favor: “Debido a la intermitencia de las renovables no gestionables, los almacenamientos son instalaciones esenciales para maximizar la penetración de estas en el sector eléctrico”, analiza el director asociado de Nera Economic Consulting, Jorge Sanz. El propio Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) recuerda en su Estrategia de Almacenamiento Energético de febrero de 2021 que el bombeo es una de las tecnologías para almacenar “más maduras” implantadas “a gran escala” en Europa, con más del 90% de la potencia de almacenaje instalada en el continente.

Según datos de Endesa, el 40% del total de energía que se produce por bombeo en España (1.350 de 3.331 MW) sale de alguna de sus cinco centrales. La compañía destaca la “robustez enorme” de estas gracias a su flexibilidad de actuaciones, reconoce Santiago Domínguez, director de Operación y Mantenimiento de las centrales hidroeléctricas de Endesa. En este sentido, cifra en 25 los proyectos (grandes y pequeños) presentados al Miteco, para un total de 600 MW. Ninguno, recalca, para la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas.

Repsol o Iberdrola son algunas de las empresas que siguen el mismo camino. Por parte de la primera, el visto bueno en la declaración de impacto ambiental para Aguayo II, proyecto de ampliación de la central reversible de Aguayo (Cantabria), prevé aumentar la capacidad instalada en hasta 1 GW. Si bien, matizan fuentes de la compañía, “para su aprobación definitiva deben darse unas condiciones y un marco regulatorio que garantice su rentabilidad”. La segunda apostará por la cuenca del Tajo. Según El Economista, estaría acometiendo el proyecto José María Oriol II, un aprovechamiento hidroeléctrico entre Cedillo y Valdecañas, con el objetivo de mejorar el bombeo inferior y superior para almacenar 16 GWh en una nueva central de 440 MW en la provincia de Cáceres.

A la expectativa

A mediados de marzo, la Comisión Europea se pronunciará, previsiblemente, con su propia propuesta sobre la reforma del mercado eléctrico. España fue el primer país en presentar un borrador del nuevo modelo, que contempla pactos en los precios de nuclear e hidroeléctrica, como “tecnologías que no tienen competencia”, para así evitar “distorsiones” entre precio de la energía y realidad, señalan fuentes del Miteco. Contratos financieros “a largo plazo y precio fijo” que estarían a cargo de los reguladores (Gobierno, REE o Comisión Europea), detalla Sanz, para quien, “en la práctica, se estaría expropiando el valor de la electricidad generada por estas empresas”, lo que podría derivar en “litigios en los tribunales”.

En su opinión, si se impide que las hidráulicas se rijan por el precio del mercado, “se promueve una ineficiente gestión del recurso”, al dejar de destinarse el agua para sustituir al gas “por falta de incentivo”. Este escenario propiciaría el consumo de más gas, incrementando “el coste del suministro”. Con vistas al consumidor, a Sanz le sorprende que con estas medidas no se le esté “incentivando a ahorrar”, cuando es el momento para consumir menos porque todavía hay gas, índice del precio de coste marginal (la última tecnología necesaria para cubrir la demanda). Pero la hidráulica presenta el problema de la escasez, y es basándose en esta como se regula actualmente. En cambio, alivia el problema de las importaciones de gas natural, al ser una energía autóctona. De hecho, permitió este enero reducir los ciclos combinados (gas) en los mercados español y portugués, especialmente beneficiados al tener una demanda que supone el 20% de la española.