Los trámites administrativos frenan el despegue del bombeo en España

España dispone, actualmente, de 3.331 MW de potencia instalada de bombeo puro, con el objetivo de alcanzar los 6.831 MW en 2030 según el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Su cumplimiento supondría la creación de más de 10.000 empleos directos, una inversión prevista de unos 5.300 millones de euros y un ahorro anual en el precio de la electricidad estimado en más de 250 millones.

Teniendo en cuenta que los proyectos presentados hasta la fecha tienen una capacidad de turbinación que supera ampliamente el doble de los planificados, desde el sector entienden que el nuevo PNIEC (actualmente en revisión) debería ampliar con creces el objetivo actual.

El número de empresas con proyectos de centrales de bombeo en distintos estados de tramitación en el país (ambiental, concesión de agua, puntos de acceso y conexión, administrativa de construcción) sigue en aumento.

Prácticamente todas las comunidades autónomas cuentan con ubicaciones con potencial para desarrollar proyectos de bombeo hidroeléctrico. Entre las empresas más activas están Atalaya Generación, Magtel, Iberdrola, Capital Energy o Repsol, por citar solo algunas, con proyectos en Galicia, Aragón, Castilla y León, Andalucía, Comunidad de Madrid, etc., así como diversos promotores que han mencionado públicamente desarrollos en Extremadura, C. Valenciana, Cantabria y País Vasco.

Desde 2019, Magtel desarrolla un sistema de almacenamiento distribuido basado en céntrales hidroeléctricas reversibles (BlueStorage). Consiste en más de una docena de centrales estratégicamente ubicadas. Entre ellas están la central As Pontes (Galicia), Grandas de Salime (Asturias), Barcena (Castilla y León) y Limonero (Andalucía).

Iberdrola, por su parte, tiene en cartera cuatro proyectos de ampliación en las instalaciones de Alcántara II (Extremadura), Conso II (Galicia), La Muela III (Valencia) y Sobrón II (Castilla y León). Repsol tiene en proyecto la ampliación de Aguayo II (Cantabria), mientras que Capital Energy ha presentado cuatro proyectos: Baells (Cataluña), Cabrera (Castilla y León), Tambre (Galicia) y Vélez (Andalucía).

Actualmente, la única central de esta tecnología que está en ejecución es Salto de Chira-Soria (Gran Canaria), propiedad de Redeia (antes REE), con un régimen retributivo propio que ha permitido viabilizar financieramente esta inversión.

La central, que empezó a construirse hace justo un año (las obras durarán 70 meses), aprovecha la existencia de dos grandes embalses (las presas de Chira y de Soria) en el interior de la isla para construir entre ambos la central hidroeléctrica de bombeo de 200 MW (equivalente al 36% de la punta de demanda de Gran Canaria) y 3,5 GWh de almacenamiento. El proyecto incluye también una estación desalinizadora de agua de mar y las obras marinas asociadas, así como las instalaciones necesarias para su conexión a la red de transporte.

Con un coste cercano a los 590 M€ (recientemente ha recibido 90 millones de los fondos FEDER), la instalación ahorrará al sistema eléctrico unos 122 millones al año. Esta infraestructura conseguirá incrementar un 37% la producción renovable en Canarias en 2026, elevando la cobertura media anual de la demanda con este tipo de generación al 51%.

Falta de capacidad de acceso a la red

A pesar de estar considerada como una de las mejores opciones medioambientales para producir y almacenar energía, agilizar la transición energética aprovechando toda la generación renovable, tener un gran potencial de desarrollo y contar con la tecnología y los recursos necesarios localmente, el bombeo hidroeléctrico reversible en España no está pasando por su mejor momento.

Desde la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (ASEALEN) denuncian la situación de bloqueo a la que el Ministerio de Transición Ecológica está sometiendo a este tipo de infraestructuras por su falta de acceso a la red eléctrica al ser consideradas únicamente como generadoras, y piden un cambio urgente en la definición legislativa.

Raúl García Posada, director de ASEALEN, explica a elEconomista Energía los tres frentes que están dificultando el desarrollo de este tipo de tecnología en nuestro país. Uno de ellos es “la falta de un esquema de remuneración específico para instalaciones de almacenamiento”. Sin este esquema, afirma, “los ingresos de estas instalaciones son insuficientes en un contexto de elevado desarrollo de almacenamiento, como el recogido en el PNIEC, necesario para poder descarbonizar el sistema eléctrico”.

Otro de los problemas, señala García Posada, es “la falta de capacidad de acceso disponible en la red de transporte, una limitación que es mayor cuanto mayor es el proyecto y más restricciones físicas tiene”. Esto sucede, explica el director de la asociación, porque “la generación renovable copa la capacidad de acceso de las subestaciones cercanas a potenciales instalaciones de bombeo que, una vez han avanzado en los estudios básicos que permiten analizar la viabilidad del desarrollo, no pueden continuar porque no tienen cómo conseguir un derecho de acceso y conexión a la red”. Para estos proyectos, añade, “es también de muy difícil aplicación la búsqueda de una instalación de generación con la que hibridarse, por potencia y por distancias”.

El tercer cuello de botella tiene que ver con “la falta de homogeneidad y criterios comunes en la tramitación de la Concesión Administrativa de Aguas para su aprovechamiento hidroeléctrico, existiendo una variedad importante de dificultades relacionadas con el uso consuntivo o no del agua, la compatibilidad con otras concesiones de generación hidroeléctrica y los criterios para asignar la concesión entre los distintos interesados, las tasas administrativas aplicables en las diferentes fases de tramitación y, afectando a toda la tramitación, incluida la medioambiental, los plazos y el lento avance de los procedimientos”.

Desde ASEALEN recuerdan que el tiempo necesario para el desarrollo y construcción de proyectos de almacenamiento mediante bombeo hidroeléctrico es de un mínimo de tres años para proyectos de ampliación en instalaciones existentes y de diez años para grandes bombeos desarrollados desde cero. Teniendo en cuenta que, difícilmente, se va a disponer en 2030 de la potencia que recoge la actual versión del PNIEC, y aunque los modelos o la planificación digan que se necesita más capacidad, para poder conseguirlo, reitera García Posada, “es necesario resolver previamente los problemas administrativos y de falta de apoyo a la remuneración.

El mayor temor que identificamos desde ASEALEN, señala el representante de la asociación, “es la señal negativa que se está dando a la inversión en eólica y fotovoltaica si no contamos con el parque de almacenamiento suficiente para que esas instalaciones puedan producir la energía suficiente (y al precio suficiente) para hacer rentable la inversión”.

Nueva normativa

Actualmente, se encuentra pendiente el desarrollo de un nuevo marco normativo para el almacenamiento de energía. “Quizá el proceso más importante que está pendiente de resolverse, comenta García Posada, sea la actualización del conjunto de Procedimientos de Operación de Red Eléctrica que habilitarán la participación efectiva de todas las tecnologías de almacenamiento en todos los mercados posibles, un asunto en el que REE se encuentra trabajando”. Esta problemática también se sufre en los sistemas insulares, especialmente en Canarias, con el agravante de que no existen mercados de ajuste abiertos al almacenamiento, reduciendo potenciales ingresos.

A este respecto, García Posada opina que “debería dársele una oportunidad al Régimen Retributivo Específico, buscar su aprobación para almacenamiento stand alone tal y como se ha hecho en Chira-Soria y plantear su uso para instalaciones de generación con almacenamiento de larga duración, como el de las termosolares o el de fotovoltaicas con bombas de calor de alta eficiencia o almacenamiento líquido, así como avanzar lo más rápido posible en el establecimiento de un mercado de capacidad”.

La reforma del mercado mayorista que prepara Bruselas también podría afectar a este tipo de centrales. La problemática que tenemos en España, señala García Posada, es que “estamos muy próximos al punto de saturación de energía renovable no gestionable. Si no se ha alcanzado antes es gracias a la capacidad de bombeo y a la gran capacidad de regulación hidroeléctrica y con ciclos combinados que tenemos. Pero esa capacidad de bombeo ya empieza a quedarse corta y los generadores renovables empiezan a tener limitaciones horarias de producción: en unos casos por congestiones nodales o zonales, en otros por congestión de balance. Se produce más de lo que se consume y no hay donde mover o colocar esa energía, con el agravante de que se sigue necesitando sincronizar ciclos de gas por seguridad del sistema”.

Esta situación se puede resolver, añade el director de la asociación, “incentivando nueva demanda (vehículos eléctricos, electrolizadores), reduciendo generación no renovable (cierre de nucleares) o desarrollando nueva capacidad de almacenamiento. Cuantas más instalaciones de almacenamiento existan, más alternativas tendrás a la generación marginal con gas, pero ese almacenamiento necesita un apoyo para su desarrollo sostenible como en su momento tuvieron la eólica y la fotovoltaica”.