Situado en el norte de Portugal, a una hora en coche de Oporto y cerca ya de la frontera española, el complejo hidroeléctrico del Tâmega es uno de los mayores proyectos de generación hidroeléctrica desarrollados en Europa durante el último cuarto de siglo. Lo componen tres centrales de nueva construcción: Gouvães y Daivões, ya en funcionamiento, y Alto Tâmega, que comenzará a operar en el primer semestre del año próximo. Suman una potencia conjunta de 1.158 megavatios (MW) lo que supondrá, una vez que estén todas conectadas a red, un aumento del 6% de la capacidad eléctrica disponible en el país vecino.
La instalación, desarrollada por Iberdrola y que ha supuesto una inversión de más de 1.500 millones de euros, cuenta además con una peculiaridad: una de sus tres centrales, la de Gouvães, es de bombeo, uno de los contados proyectos que con esta tecnología se han desarrollado en el transcurso de los últimos años en el continente, y que tiene muchos rasgos en común con el que esta misma compañía quiere poner en marcha en la presa extremeña de Alcántara. Una iniciativa que ahora comienza a dar sus primeros pasos dentro del proceso de tramitación administrativa.
¿Qué es el bombeo?
Las de bombeo son un tipo especial de central hidroeléctrica que se compone de dos embalses. El agua contenida en el que está a menos altitud es propulsada al depósito superior durante las horas a las que disminuye la demanda eléctrica (y, por tanto, la energía es más barata) con el fin de turbinarla desde allí posteriormente y generar así electricidad. Esto se hace a las horas de mayor consumo eléctrico o si las necesidades del sistema eléctrico lo requieren. «La energía del sol de las cuatro de la tarde hay que pasarla a la hora punta, que es entre las ocho y las diez de la noche», pone a modo de ejemplo David Rivera, director del Proyecto Tâmega, quien hace hincapié en la eficiencia de este sistema, ya que permite recuperar un «75% de la electricidad» que se ha consumido al impulsar el agua, muy por encima de otras alternativas. «Una batería tiene un rendimiento muchísimo más bajo», incide Rivera, que considera que «la única manera que existe a día de hoy de almacenar grandes cantidades de energía es con este sistema». La «flexibilidad» es la otra virtud que resalta de esta tecnología, ya que es posible pasar de bombear a generar electricidad en cuestión «de minutos».
En el caso de Tâmega el 'combustible’' son 13 hectómetros cúbicos de agua que van subiendo y bajando entre el embalse de Daivões y el de Gouvães aprovechando los más de 650 metros de diferencia de cota entre ambos. Lo hacen a través de siete kilómetros de tubería, que acaban en la central hidroeléctrica, excavada en la roca y con una profundidad que llega a superar los trescientos metros.En esta caverna se albergan los cuatro grupos generadores de 220 MW cada uno.
En la España peninsular existen una veintena de instalaciones de bombeo que totalizan más de cinco mil megavatios de potencia, tres de ellas en Extremadura (Torrejón, Gabriel y Galán y Guijo). A excepción de una, la de La Muela II, situada en la Comunidad Valenciana, todas las demás se construyeron hace más de treinta años. Se idearon para aprovechar los excedentes de electricidad que la centrales nucleares generaban por la noche o los fines de semana. Algo parecido a lo que ocurre ahora con la energía solar en las horas centrales del día.
En contra de «la idea que se tiene de que no es posible hacer nuevos bombeos en España porque no hay emplazamientos», Enrique Sola, director de Explotación Hidroeléctrica de Iberdrola, asegura que «hay potencial para hacer hasta 10.000 MW de bombeo». Es la cifra que se ha calculado a partir del estudio de casi 1.500 grandes presas españolas y escogiendo solo las ubicaciones que representarían «menor impacto ambiental» y que serían «más económicas» al aprovechar infraestructuras ya existentes.
Esta potencia queda muy por encima de las necesidades de almacenamiento hidroeléctrico recogidas en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec), que es de 3.500 MW. «El plan está hablando de 2030 pero para más adelante entendemos que habrá más necesidades de almacenamiento porque se va a meter en el sistema todavía más energía fotovoltaica y eólica», arguye este responsable de Iberdrola.
Similitud con el proyecto extremeño
El proyecto de Alcántara II plantea una central de bombeo reversible entre el embalse de Cedillo, que es el que está a una cota inferior, y el de Alcántara. En el primero de ellos la franja de operación son cinco metros, los que van de la cota 105 a la 110, un rango en el que se albergan 64 hectómetros cúbicos de agua, que serían la ‘batería’ de la instalación. Cuando esta esté completamente llena (todo el agua almacenada en el embalse superior), los dos grupos a plena carga tardarían 37 horas en consumirla. Con una potencia acoplada a la red de 440 megavatios durante algo más de día y medio, eso se traduciría en 16 Gigavatios hora (GWh).
Frente al proyecto desarrollado en Portugal, que se ha hecho desde cero, el de Alcántara cuenta con la ventaja de que los dos embalses ya existen y que la cola del de Cedillo «está a pie de presa de Alcántara, con lo cual la conducción para unir los dos embalses es muy corta. Eso es una ventaja grandísima para el bombeo», resalta Sola. En Tâmega, la distancia entre los recipientes superior e inferior es de 7 kilómetros mientras que en la central cacereña apenas serían ochocientos metros.
Por el contrario, el inconveniente es que el diferencial de altura es mucho menor, de cien metros, lejos de los más de seiscientos que existen en el complejo luso, «con lo cual cada máquina de Alcántara va a necesitar seis veces el caudal» que se mueve en la planta portuguesa. Eso, a su vez, obligará a que la conducción o las turbinas sean de mayores dimensiones.
Ambos proyectos no dejan de ser, en cualquier caso, muy similares, de manera que Tâmega «sería un modelo para Alcántara», de la misma forma que La Muela lo fue para la infraestructura portuguesa, asegura Sola, que resalta también la importancia de los conocimientos acumulados en el desarrollo de ambas plantas de generación con vistas a aplicarlos en Alcántara. Entre otros motivos, porque en los últimos años centrales de bombeo en Europa se han desarrollado «muy pocas» y «equipos con experiencia en los retos que suponen este tipo de proyectos no hay muchos. Todo lo que hemos aprendido aquí, los problemas que hemos tenido que afrontar o las soluciones que se han aplicado, es algo que nos vamos a llevar a Alcántara».
A mediados del pasado diciembre se publicó en el BOE el anuncio por el que se somete a información pública la solicitud de la autorización administrativa previa y declaración de impacto ambiental del anteproyecto de ejecución de la instalación alcantarina. En principio, el plazo de construcción estimado sería de cinco años si bien, puntualiza Sola, que se desarrolle o no, como sucede con el resto de proyectos de este tipo que tiene la compañía en cartera, dependerá de que haya cambios en el marco regulatorio. Estos, esgrime, deben compensar la aportación que puede efectuar esta tecnología tanto en términos de facilitar la mayor «integración» de potencia renovable en el sistema como la de «servir de respaldo» para este cuando hay escasez de sol y de viento. «Con los precios y los costes actuales de los bombeos y el sistema de solo venta de energía no se cubre la inversión», asevera.
