Energías Limpias... ¿con el desarrollismo en mente?

La Isla de El Hierro tiene una población de 10.753 habitantes, repartidos en una superficie de 269 km², lo que da lugar a una densidad de población de 39 hab/km². Con una media de 2,6 personas por hogar, cuenta con 6.729 abonados a la red de distribución eléctrica. La empresa propietaria, gestora y comercializadora de esta red es Unelco-Endesa, por tratarse de líneas eléctricas de 20 kV. Por lo tanto, no son líneas de transporte (≥ 66 kV), sino de distribución. Sin embargo, desde 2007, Red Eléctrica de España gestiona el sistema de generación de la Central de Llanos Blancos, el cual aún no ha adquirido como propietaria. Se trata de la única central de la isla, de 13 MW de potencia, repartida en 9 grupos de generación diesel.

Además de esta central, la producción eléctrica de la isla solía apoyarse con dos aerogeneradores instalados en la Villa de Valverde, de 0,14 y 0,18 MW. No obstante, éstos siempre tuvieron un funcionamiento precario y su falta de mantenimiento los ha dejado definitivamente fuera de servicio en la actualidad. Algo parecido ocurrió con la Central de Biogás que promovió el Cabildo de El Hierro en el T.M. de Frontera, proyecto del que se hizo todavía más propaganda que con la Central Hidroeólica.

La punta de demanda eléctrica de la isla en términos de potencia es de 6,3 MW, es decir: con la construcción de una central de esta potencia, estarían perfectamente suplidas las necesidades energéticas de la isla. Sin embargo, y debido a que no siempre los generadores eléctricos están disponibles (averías, paradas por mantenimiento, operaciones, etc.) y que el número de clientes es variable con el tiempo (puede aumentar o disminuir), se hace necesaria una ampliación de la potencia instalada para poder operar con un margen de seguridad. Este margen, además de hacer frente a los nuevos abonados, debe garantizar la continuidad del suministro y la fiabilidad del sistema. Como podemos ver, en el sistema actual diseñado por Unelco-Endesa, se ha optado por duplicar la potencia instalada con respecto a la punta de demanda.

Pero el parámetro más importante para valorar la filosofía técnica y medioambiental del proyecto es sin duda la previsión de demanda eléctrica de la isla en términos de consumo. Pues esta demanda dependerá totalmente de las políticas de desarrollo previstas para la Isla. Si se apuesta por un desarrollo sostenible en términos de ahorro, el consumo eléctrico debería disminuir o mantenerse. Por el contrario, si lo que se prevee es un crecimiento de la planta hotelera y la creación de grandes infrastructuras turísticas o industriales, este consumo puede verse duplicado incluso a corto plazo.

En el Proyecto de Aprovechamiento Hidroeólico de El Hierro promovido por Gorona del Viento S.A., se contempló una previsión de consumo eléctrico de 48 GWh/año para 2015, tomando como referencia los datos disponibles del año 2005, de 35 GWh/año.

Si contemplamos el gráfico, podemos observar como en el año 2009 la media de consumo mensual se aproximó a los 3,5 GWh/mes: un valor muy cercano a los 4 GWh/mes que se preveían para 2015. En definitiva, el consumo eléctrico de la isla sigue una tasa anual de crecimiento que supera las previsiones realizadas por Gorona del Viento S.A.

En la tabla inferior, podemos ver como el consumo eléctrico de la isla se ha visto duplicado desde 1997, fecha en la que el Cabildo de El Hierro aprobó su Plan de Sostenibilidad. La isla no ha hecho sino crecer en cuanto a consumo eléctrico se refiere.

Sin embargo, vemos que este crecimiento no se ha visto amparado por un aumento considerable de la población, la cual incluso descendió entre 1996 y 1999.

Otro indicador que nos va a informar sobre las políticas de ahorro llevadas a cabo por el Cabildo es el consumo interior de derivados del petróleo. Desde 1997 la tasa de crecimieno anual ha ido aumentando, pues recordemos que además del parque automovilístico, esta cifra incluye el diesel necesario para el funcionamiento de la central eléctrica de Llanos Blancos.

Por todo lo anteriormente expuesto, podemos llegar a la conclusión de que el Proyecto de Aprovechamiento Hidroeólico de El Hierro no se ha gestado como cúlmen de unas políticas acertadas de desarrollo sostenible, sino simplemente como alternativa de un sistema de generación en continuo crecimiento de demanda. Pues, como podemos ver, los datos existentes hasta 2006 desbaratan toda la propaganda de Desarrollo Sostenible llevada a cabo por el Cabildo de El Hierro. Ni que decir tiene que en la actualidad los resultados son aún más negativos: se ha duplicado el consumo de petróleo con respecto a 1997 (lógicamente, los datos aún no han sido publicados en el ISTAC).

Partiendo de esta base, Gorona del Viento S.A. diseñó su sistema de generación, basándose en técnicas de sobra conocidas y aplicadas en el sistema eléctrico español (concretamente en las plantas nucleares). La única novedad que aporta el proyecto es la energía eólica como sistema principal de generación, elección a todas luces novedosa en Europa, ya que en la mayoría de sistemas eléctricos juega un papel complementario o auxiliar. Cabe recordar que la energía eólica es fluctuante y genera dentro de unos márgenes de viento determinados, fuera de los cuales el sistema debe permanecer desacoplado de la red para no alterar sus parámetros de calidad y seguridad. Esta realidad no es nada deseable para las compañías y consumidores eléctricos, al aumentar la frecuencia de los cortes de suministro como consecuencia de desestabilizaciones en la red. Por todo ello, la energía eólica necesitará siempre del respaldo de sistemas convencionales. No obstante, para Gorona del Viento S.A. éste es un problema secundario, al considerar en su Proyecto que El Hierro "tiene suficiente potencial eólico como para cubrir toda su demanda de electricidad" sin aportar estudios serios y contrastados que demuestren la estabilidad del mismo: el parámetro más importante cuando se habla de generación. Esta decisión tan a la ligera es la que hace de la Central Hidroeólica un sistema de "experimentación", hecho que le impedirá durante mucho tiempo desmantelar la Central de Llanos Blancos: capaz de mantener en condiciones de normalidad los parámetros eléctricos. El presupuesto inicial de la inversión ascendía a 54 millones de euros.

El cono volcánico de explosión de "La Caldereta" (ecosistema protegido por las figuras Paisaje Protegido de Ventejís, ZEPA Garoé y LIC Garoé) se eligió como depósito de almacenamiento de energía potencial hidráulica (Depósito Superior). Digamos que ésta es la "pila" de la central hidroeólica, que almacenará 500.000 m³ de agua desalada: "nuestro" fluido energético. Su designación como Depósito Superior parece no haberse regido por planteamientos técnicos, sino por caprichos de tipo político e incluso personal. Pues esta decisión ha acarreado un gasto adicional a la obra de 10 millones de euros (un total de 64 meuros), en materia de modificaciones para no entrar en conflicto con leyes de protección de suelo, especies de flora y fauna, patrimonio arqueológico y etnográfico, patrimonio geológico y vulcanológico, protección de aves, etc.

El Depósito Inferior, ubicado en la desembocadura del barranco de Tiñor (protegido por las figuras Paisaje Protegido de Timijiraque, y LIC Timijiraque), junto con la central de bombeo, forma el "cargador de la pila". Este depósito en un principio iba a albergar 225.000 m³ de agua desalada, volumen que en la actualidad se ha reducido a 150.000 m³. La modificación, pese a su envergadura, no ha producido ningún cambio en el presupuesto final. Pero no es lo más grave: también se contemplaba una Planta Desaladora para abastecer exclusivamente a este depósito, la cual se ha desechado por una acometida con estación de bombeo desde la desaladora existente de Los Cangrejos.

Igualmente iba a instalarse una nueva central de bombeo compuesta por 16 motobombas eléctricas, 2 de ellas de 1,5 MW, y el resto de 0,5 MW. Su función: cargar el depósito superior de agua devolviéndole la energía potencial que entrega. Esta parte del proyecto también se ha visto modificada, y en la actualidad consiste en un total de 8 motobombas eléctricas, 2 de ellas de 1,5 MW y 6 de 0,5 MW. Esta gran modificación tampoco ha dado lugar a cambios en el presupuesto.

La existencia de la tubería de aspiración se explica mediante la necesidad de llenar el depósito superior con agua desalada. El uso de agua desalada es novedoso en este tipo de centrales, ya que normalente se emplean recursos menos valiosos, como el agua salada o agua de río. Hay que decir que una vez lleno el depósito superior, será necesaria una continua aportación de agua desalada, pues debido al fenómeno de evaporación se pierden grandes volúmenes de este valioso recurso. Recordemos que este fenómeno se da especialmente en  depósitos de gran superficie dispuestos a la interperie, como es el caso que nos ocupa.

Además de la evaporación, debemos tener en cuenta que un periodo largo con ausencia de vientos  en horas punta puede suponer el rebose del depósito inferior, al no existir energía auxiliar suficiente para alimentar  la isla y al mismo tiempo desalojar el agua. Además, los caudales de llenado y de vaciado del depósito inferior son considerablemente distintos, es decir: el depósito inferior  se llena a razón de unas 3 veces se vacía. Esta condición, surgida de la reducción a la mitad de la potencia de la central de bombeo, supone un mayor riesgo de rebose y posible pérdida de grandes cantidades de agua.

La tubería forzada conducirá el agua desalada hacia 4 turbogeneradores tipo Pelton de 2,83 MW cada uno, entregando una potencia total de 11,32 MW.

Los aerogeneradores elegidos para el proyecto son de los más grandes que se comercializan en Europa, de una potencia unitaria de 2,3 MW y una altura total de 99,50 metros. Estos aerogeneradores se encuentran dentro de la gama de Alta Potencia (de 1 a 10 MW).  Hay que decir que esta gama de potencias, a partir de los 2 MW se encuentra en fase semi-experimental. Sus repuestos y mantenimiento son exclusivos de empresas foráneas, concretamente de Enercon, una empresa con sede en Alemania.

El empleo de aerogeneradores de alta potencia solamente se aconseja en terrenos llanos o instalaciones mar adentro, por las lógicas dificultades que conlleva su transporte y estabilidad en un terreno montañoso, por no hablar de su posterior mantenimiento. Estas recomendaciones no sólo son de sobra conocidas en el campo de la aerogeneración, sino que es el propio IDAE quien así las define en su Manual de Energía Eólica.

Por otra parte, como podemos ver en la curva de funcionamiento del aerogenerador Enercon E70 (el elegido por Gorona del Viento,S.A. en su proyecto), se necesitan rachas de 16 a 25 m/s para que entregue su potencia máxima. Por debajo o por encima de ellas, la máquina comienza a bajar su rendimiento de forma considerable. Por ello se recomienda su instalación en lugares llanos, donde el flujo del viento ofrece menos turbulencias; o mar adentro, donde se consigue mayor estabilidad.

Se instalarán 5 unidades aerogeneradoras dispuestas en hilera sobre la cima de la Montaña Rivera: un lugar protegido por el Plan de Ordenación de El Hierro (PIOH) vigente con la categoría de Reserva Histórica, a causa de su gran riqueza arqueológica. Este entorno montañoso carece de accesos rodados que conduzcan a la cima, lo que supondrá un deterioro considerable del ecosistema, al tener que practicarse una pista de exageradas dimensiones. En la imagen puede contemplarse el impacto visual que causarán desde la Villa de Valverde, capital de la isla. Lógicamente Gorona del Viento, S.A. ha omitido de esta vista el estado final de la montaña, la cual sin duda será irreconocible.

Estos monstruosos molinos, en condiciones óptimas de funcionamiento, aportarán a la red eléctrica 11,5 MW. Sin embargo, al estar tan juntos en una misma zona, la ausencia de vientos o  exceso de turbulencias (algo normal en la cima de una montaña) dejaría a estos aerogeneradores completamente fuera de servicio.  Consideramos éste un grave error del proyecto, pues los sistemas principales de generación deben diseñarse siempre planteando modos degradados de funcionamiento. Si este parque eólico desde un principio se proyectó como alimentador principal de la red, debió dividirse como mínimo en dos zonas de con buenas rachas de viento anuales. Sin embargo, la causa de este fallo se fundamenta en que en un principio el proyecto consideró estos aerogeneradores como sistema auxiliar a la central hidráulica, opción que luego descartaron, reduciendo el volumen del depósito inferior. Pues es este volumen el que marca "la carga de la pila", y al no necesitar "pila" (energía eléctrica) para todo el día por proporcionarla  los aerogeneradores, ¿qué más da que dure un poco menos?

Asi pues, tendríamos un sistema eléctrico que funcionaría de la siguiente manera:

• La curva de demanda de la isla se atendería con energía eólica, suponiendo que ésta va a estar disponible en las horas punta (horas de máximo consumo eléctrico). Para El Hierro podemos ver que las horas punta se dan en las franjas horarias de 9:00 a 13:00 y de 20:00 a 22:00 horas, tal y como se aprecia en la tabla. Hay que decir aquí que los vientos suelen ser más fuertes por el día que por la noche, ya que éstos dependen de la temperatura de la superficie terrestre y por tanto de la radiación solar.

• Los aerogeneradores también tendrán que hacer frente a las horas llano (horas de consumo estable), que comprenden la franja desde las 13:00 a  20:00 horas.

• En las horas valle (horas de menor consumo), de 1:00 a 8:00 de la mañana, se aprovecharía el excedente de generación eólica (hay menos gente consumiendo) para "cargar la pila", es decir, bombear agua al Depósito Superior a través de la central de bombeo. Pero cuidado: por la noche hay menos viento que por el día.

• Si en horas punta hay escasez puntual de viento, entraría en funcionamiento "la pila". Es decir, desde el depósito superior, por gravedad caería el agua haciendo girar las turbinas Pelton.

• Sin embargo, "no hay ninguna pila de energía infinita". Si las condiciones adversas de vientos persisten durante 3 días, no sería posible cargar la pila, con lo cual debería entrar en funcionamiento un sistema seguro y socorrido de generación. Aquí entra en escena la central diesel.
  

• Al funcionar como sistema de respaldo, la central de Llanos Blancos no funcionará con rendimiento óptimo, el cual sólo alcanza entregando el 90% de su potencia. Muy al contrario, al trabajar a bajo rendimiento necesitará quemar mucho más diesel por cada MWh producido, aumentando considerablemente los gastos de generación (180 €/MWh en Canarias frente a 35 €/MWh en España).

• El caso anterior es el "punto flaco" del Proyecto, pues es el que precisamente, junto con la legislación española, le impide prescindir de la generación diesel de Llanos Blancos.

Por las razones anteriormente mencionadas, y en boca del propio Director de REE en Canarias, el marco legal español jamás va a permitir el desmantelamiento de la Central de Llanos Blancos. Esta central va a seguir funcionando con poca carga, a expensas de ser acoplada totalmente en caso de fallo o ausencia de vientos. Es por ello que se seguirá quemando diesel, y por tanto, enviando toneladas de CO₂ a la atmósfera. En ningún momento puede hablase de independencia energética, menos aún cuando las empresas de mantenimiento y fabricación de la mayoría de equipos sean foráneas. Los suministros de repuestos y servicios de mantenimiento se suelen ofertar al mismo tiempo que se oferta el equipo, y son contratos del orden de décadas. Si encima estos equipos están en experimentación, la duración de estos contratos es casi indefinida. La futura explotación de Gorona del Viento, S.A. dependerá fuertemente de estas empresas.

Éstos son los datos reales del proyecto una vez filtrada toda la propaganda del Cabildo y estudiados todos los documentos a los cuales hemos tenido acceso. Un proyecto que desde un principio habló de un 70-80 % de penetración de energías renovables como cifra más optimista. Para colmo, esta multimillonaria inversión solamente cubre la primera fase de un proyecto que tiene como finalidad evitar el ridículo consumo de 6.000 toneladas de diesel al año, frente a los 7 millones de toneladas que consume Canarias (menos de la milésima parte). La segunda fase será un nuevo parque eólico acompañado de paneles solares que sin duda supondrá un coste aproximado de otros 60 meuros, lo que dan un coste final al proyecto de 120 meuros.

Sin duda, serán las 6000 toneladas de diesel más caras de la Historia Universal. Un hito que sí que merece mención en los libros de texto.