La previsión del Gobierno canario -y central- de energía eólica -1.025 megavatios de potencia- es complicada de alcanzar, y lo más importante, contraproducente, según un informe -Study of the new Spanish legislation applied to an insular system that has achieved grid parity on PV and wind energy- que la revista científica internacional especializada en renovables -Renewable & Sustainable Energy Reviews- ya aprobó para publicarlo en mayo.

Entre las conclusiones del informe resalta que la nueva legislación española para el fomento de las energías renovables en sistemas eléctricos insulares "representa una importante oportunidad para reducir el coste de la electricidad en Canarias" -que con carácter general contempla el método de la subasta de la energía producida por esta vía, pero que también incluye una excepción a la implantación de los primeros 450 megavatios nuevos, cuyo precio queda fijado por una prima-. En cambio, matiza que si bien esas primas "son muy atractivas para los inversores", estas "contribuyen a un extracoste innecesario del sistema eléctrico (...) a aplicar a la nueva capacidad eólica".

El director del máster en Energías Renovables de la Universidad de La Laguna (ULL), Ricardo Guerrero, aclara que, aunque es posible que haya empresarios dispuestos a invertir en potencia eólica -y fotovoltaica- sometida a la subasta -en vez de contar con una prima-, en el caso de la fotovoltaica "la mayoría quiere esperar a ver si se define una prima", mientras que es evidente el interés de los inversores por los primeros 450 megavatios de la eólica, aunque critican que la tarifa en este último caso esté sometida a una "pequeña" revisión cada tres años en función de los precios de generación del sistema. Así, insiste Guerrero, la subasta es un régimen "competitivo" que debería aplicarse al fomento de todos los tipos de energías renovables.

La consecuencia de la potencia extra prevista en la capacidad fotovoltaica y eólica es la generación de "fuertes rampas de potencia" -caídas y subidas en la generación- que conducirán a eventuales desconexiones en la generación de energía a partir de las fuentes renovables. Si esas "rampas" son "muy severas", explica Guerrero, habría que apagar una zona -en caso de caída- o cortar la producción -si es una subida-.

El sistema tinerfeño puede asumir la capacidad actual y la proyectada, pero las desconexiones originarán sobrecostes . Y es que la penetración eólica planteada para la Isla -para todas, en verdad- supera la capacidad del sistema, por lo que "lo pagaremos todos si nos llenamos de parques eólicos" y si no se prepara una respuesta "adecuada".

Así, los escenarios definidos por los gobiernos español y canario para la energía eólica "están por encima de la capacidad del sistema para integrar toda la energía producida", lo que implica un "gran" desafío para el sistema de generación -constituido principalmente por unidades de potencia térmica y diseñado para generación de potencia gestionable-. "Las posibles consecuencias serán extracostes y la operación de los grupos térmicos por debajo de condiciones óptimas".

El lobby eólico, los costes y las subastas

Guerrero aclara que la retribución a la potencia instalada -la que pueda llegar a generar un parque con independencia de que alcance ese tope- supone un 90% de la prima para los primeros 450 megavatios, de forma aproximada, mientras que solo el restante 10% retribuye la producción de energía -la que de verdad origine-.

A partir de ahí -de los primeros 450 megavatios-, los empresarios podrán instalar más potencia eólica en las Islas, pero sin la prima que tanto reivindicó la consejería autonómica del área, liderada por Francisca Luengo, ante el Ministerio de Industria, que dirige José Manuel Soria. "El lobby eólico está dentro de los grandes partidos", lamenta Guerrero. Por eso, explica, aunque la red sea incapaz de asimilar todo el potencial de los parques eólicos, "el empresario sigue recibiendo con toda seguridad el 90% de la prima, que para él es un ingreso seguro". Por ello, insiste, la prima "está mal planteada".

"Hay que hacer un esfuerzo por tener la energía más barata, y también hay que tener más rigor al definir los objetivos en eólica", demanda. "Esos números que se han dado, sobre todo por el Gobierno de Canarias, no tienen pies ni cabeza", arremete. "La previsión de 450 megavatios está mal planteada, es demasiado elevada", remarca. Además, los parques hay que distribuirlos mejor por todo el territorio canario para aminorar el efecto de las rampas", alerta.

En definitiva, lo que proponen los investigadores es que se subaste todo -también la nueva potencia eólica- o la aplicación de un método similar, como un acuerdo de compra de potencia eléctrica por el que la eléctrica realice una subasta con el compromiso de compra durante unos años pactados para que los oferentes pujen a la baja, "lo que garantiza la competitividad del sistema".

El estudio está elaborado por Ricardo Guerrero, del Departamento de Física; Benjamín González, del Departamento de Ingeniería Civil e Industrial; Gerardo Ríos, estudiante del máster en Energías Renovables -todos de la ULL-, y Ramzi Dib, del Department IEM de la THM University of Applied Sciences (Alemania).

La revista Renewable & Sustainable Energy Reviews es, según la Journal Citation Reports (JCR) -de Thompson Reuters- la primera publicación mundial por el índice de impacto en el campo de las renovables y la sexta entre las de su tipo en general.

Se realizó sobre el sistema eléctrico de Tenerife, pero las conclusiones "serían similares" para cualquier otro de Canarias, aclara Guerrero, quien adelanta que el de Gran Canaria es "casi gemelo" al tinerfeño, por lo que comparte en mayor medida aún los resultados obtenidos. El año pasado, había en la Isla 154 megavatios de eólica y 166 de fotovoltaica.

El estudio aboga por una "redefinición" del sistema de primas para evitar los extracostes debidos a las desconexiones que se producirán a raíz de la sobrecapacidad de energía eólica en los escenarios definidos en el corto plazo.

Esto puede lograrse, opinan los autores del estudio, combinando la concurrencia competitiva en la concesión de nueva capacidad, la bajada de los objetivos de capacidad eólica en el corto plazo y el incremento sustancial de la energía producida con una tarifa mejorada.

¿Por qué se originan los sobrecostes que prevé el informe? Al haber más renovables, las plantas convencionales deben tener las turbinas encendidas más tiempo. Lo que se deduce de las curvas de producción es que el generador "prefiere" arrancar más los grupos de vapor, que es lo más barato si se emplea fuel oil. Los grupos diesel, explica Guerrero, provocan problemas medioambientales "importantes" y, además, son menos numerosos, por lo que los emplean menos.

A continuación, las plantas convencionales ponen en marcha los ciclos combinados -que aprovecha el calor del gas de escape de las turbinas para aumentar la temperatura de una caldera de vapor que mueve una turbina- y lo último son los ciclos abiertos -que emplea el gas de forma directa para mover la turbina, sin aprovechar el calor-. Resulta "muy caro", pero tiene la ventaja de que a poco de arrancar, ya sirve energía a la red -los demás sistemas tardan mucho-.