Instalar plantas fotovoltaicas junto con baterías en el tramo final de las líneas de distribución eléctricas -el punto donde dejan de ser de media tensión y pasan a baja tensión, la que entra a los hogares- disminuiría el coste del sistema frente a la opción de repotenciar las redes donde se incremente la demanda eléctrica, al margen de que también sería más rápido de ejecutar debido a burocracia que enfrenta la repotenciación de líneas.

Es la conclusión de un estudio que presentó el director del máster en Energías Renovables de la Universidad de La Laguna, Ricardo Guerrero, hace dos semanas en el congreso de especialistas en energía fotovoltaica de Nueva Orleáns (EEUU) organizado por el Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (IEEE).

El estudio se llevó a cabo en La Aldea de San Nicolás, en Gran Canaria, pero los resultados se pueden aplicar a localidades ubicadas en el sur de Fuerteventura o Tenerife, donde ya se aprecia un alza de la demanda, así como en otras como en el Sur de La Palma, que aún no han llegado a ese punto.

La investigación empieza a plantearse con una universidad sudafricana, que también ve potencial para núcleos del continente con débiles redes, pero fuertes crecimientos demográficos.

El informe apunta que, para disminuir los costes de generación -calculados en dólares de EEUU, en este caso, 297,37 dólares por megavatio hora de media durante 2013-, la nueva regulación nacional aprobada en agosto del año pasado y la que está en trámite baraja ofrecer incentivos para la instalación de plantas fotovoltaicas en los sistemas insulares.

Sin embargo, muchas de las mejores localizaciones de grandes plantas fotovoltaicas están alejadas de los núcleos urbanos. Por otra parte, hay núcleos aisladas al final de las líneas de distribución donde está aumentando la demanda de electricidad y la combinación de un sistema fotovoltaico con un sistema de almacenamiento evitaría una costosa repotenciación -se analizó plantas fotovoltaicas con potencia entre 405 y 112.000 kilovatios y baterías de litio con capacidad entre tres y 241 megavatios hora, ya existentes los primeros en La Aldea de San Nicolás-.

En este caso, la configuración "óptima" fue una central fotovoltaica de 10 megavatios y un sistema de baterías de 36 megavatios hora, lo que posibilitaría que los costes de producción de luz fueran de 18 centavos de dólar el kilovatio hora, frente a los 22 que representa ahora el coste variable medio de generación con los grupos convencionales de Jinámar y Barranco de Tirajana.

Por otra parte, los costes reconocidos para las líneas eléctricas aéreas a doble circuito de 66 kilovatios y que conectarían La Aldea de San Nicolás con las subestaciones más cercanas (Arguineguín, a 40 kilómetros y Guía, a 35) es de 175.415 dólares por kilómetro. También se requeriría una subestación en la propia Aldea de San Nicolás, que costaría cerca de 3,1 millones de dólares. Hay que recordar que el regulador reconoce un 30% adicional de la inversión en los sistemas insulares, lo que supone una inversión total de 12,5 millones de dólares.

Estas inversiones son menores que la de los sistemas de una planta fotovoltaica con batería, pero elevarían el coste del kilovatio hora a 25 centavos de dólar, ya que hay que considerar que la repotenciación no produce electricidad por sí misma, por lo que no genera ingresos, aunque sí origina costes de mantenimiento, mientras que la fotovoltaica produce energía e ingresos a un coste cada vez menor, al igual que el de almacenamiento de baterías debido a la constante caída en precios de estos sistemas desde 2010.