La modificación de la Ley de Aguas exigirá a las confederaciones a fijar un régimen mínimo y máximo de caudales a desembalsar en los embalses
Lo ocurrido en el mes de agosto con el desembalse masivo de varios embalses en España, entre ellos el de Valdecañas en la provincia de Cáceres, ha levantado la alerta entre las administraciones regionales, entre ellas la extremeña. La consejera para la Transición Ecológica y Sostenibilidad, Olga García, ha comparecido en el pleno de la Asamblea de Extremadura para informar sobre las actuaciones llevadas a cabo por la Consejería ante los desembalses producidos este verano en Extremadura.
Durante su intervención, ha destacado que la Junta de Extremadura no ha tenido conocimiento sobre los desembalses de este verano, dado que no es miembro de las comisiones de desembalse de las confederaciones ni tampoco se le ha comunicado como consecuencia de lo que establece la Ley de Pesca, al no estar previstos daños a la fauna acuícola, los cuales no hay constancia que se hayan producido”.
Pese a ello, la consejera ha dado cuenta pormenorizada de la serie de actuaciones y gestiones ante el Estado que se han llevado, dado que, según ha afirmado la consejera, “creemos que la evacuación de agua en los embalses ocurrida en los últimos meses es un ejemplo de malas prácticas”. No obstante, ha recordado, se ha actuado hasta donde permiten las normas, porque son las confederaciones los organismos competentes al tratarse de cuencas compartidas.
Olga García ha puesto en valor el recién aprobado RDL 17/2021, que obliga a que las confederaciones al inicio de cada año hidrológico fijen un régimen mínimo y máximo de caudales mensuales a desembalsar en los embalses mayores de 50 hectómetros cúbicos, tanto en situaciones de normalidad hidrológica como de sequía prolongada, así como un régimen de volúmenes mínimos de reservas embalsadas para cada mes. Esta introducción de criterios de utilización racional de los recursos hídricos evitará efectos indeseados sobre la flora y la fauna.
La consejera ha recordado que “el Estado debe actuar para proteger los derechos de los usuarios del agua priorizando la satisfacción de las demandas de agua de la población, antes que a las actividades productivas particulares”.
Para garantizar esto, en los últimos meses desde la Consejería se han producido numerosas reuniones con los presidentes de las confederaciones hidrográficas del Tajo y el Guadiana, solicitando la interrupción de desembalses para evitar problemas en el abastecimiento de diferentes municipios y otros efectos medioambientales.
También se remitió una carta a la ministra para la Transición Ecológica con una petición formal para adoptar medidas de corrección de la gestión de desembalses, y se llevó a cabo una reunión con el secretario de Estado de Medio Ambiente para reclamarle medidas para que no se repitiese lo sucedido este verano.
Subrayaba la consejera que esta “ha sido una gestión inaceptable a todas luces pero, con la modificación de la Ley de Aguas no debe volver a producirse, gracias a la implementación de límites mensuales de desembalsado y volúmenes mínimos de reserva”.
En lo referido a las consecuencias negativas que estos desembalses han provocado en una parte del río Tajo a su paso por Monfragüe, explicaba que “hemos estamos preocupados y vigilantes solicitando los informes preceptivos, se han recabado informes sobre la afección sobre especies protegidas y hábitats, además de analizar periódicamente muestras de la calidad del agua, haciendo un seguimiento sobre el caudal de los embalses en el entorno de Monfragüe y los potenciales afecciones a la flora y a la fauna”.
En este sentido, ha asegurado que “no se tiene constancia de mortandad de peces ni de ninguna otra especie en las orillas de los embalses y ninguno de los hábitats ni especies catalogadas en el Parque Nacional de Monfragüe se ha visto afectada por los desembalses”.
Por último, y en relación con la Ley de Parques Nacionales, que considera que los aprovechamientos hidroeléctricos como actividades incompatibles, ha explicado que la ley declarativa de Monfragüe no incluye expresamente la supresión de estos aprovechamientos sino la corrección de sus impactos, lo que la consejera ha identificado con la no renovación de la concesión de los aprovechamientos cuando caduquen, según establece el Plan Director de la Red de Parques Nacionales.
Gonzalo Martín (Protermosolar): “Sería deseable la integración de tecnología fotovoltaica en las centrales termosolares”
Entrevista con
Gonzalo Martín
Secretario General de Protermosolar
Protermosolar ha presentado un completo estudio sobre la importancia económica que tendría el desarrollo de proyectos termosolares en el PNIEC. ¿Cuáles son sus principales conclusiones?
Este estudio pretende dotar de una visión más completa al análisis de las tecnologías renovables, cuyo fin no es únicamente generar energía libre de emisiones, sino integrarse en el emplazamiento donde se ubica, generando empleo y riqueza local. El estudio concluye que la tecnología termosolar se ubica en zonas menos industrializadas que la media nacional, con mayores tasas de desempleo y menores renta per cápita, por tanto, su contribución es aún mas importante para evitar la despoblación de determinadas áreas de Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha.
En concreto, termosolar genera un 33% de empleos más por cada MW instalado que la media de las tecnologías renovables, siendo principalmente local. No únicamente gracias a las personas que operan y mantienen las plantas, sino a la cadena de suministro que genera en la zona. Las 49 plantas en operación generan más de 6.000 empleos totales (directos, indirectos e inducidos).
También concluye que la tecnología termosolar aporta al PIB tres veces más por cada MW que el impacto medio del total de energías renovables, esta contribución supera los incentivos recibidos.
Adicionalmente, el estudio aplica la misma metodología de impacto en PIB y en empleos no sólo para las plantas en operación, sino también para una potencial modificación que permita instalar o ampliar el almacenamiento en algunas de dichas plantas, y por supuesto también calcula estas métricas para el cumplimiento del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
En definitiva, el estudio concluye que la termosolar, además de su contribución eléctrica de carácter nocturno, es una tecnología que genera mucha riqueza en la zona donde se ubica.
¿Existe voluntad real por parte de la Administración de apostar por esta tecnología vía subastas e interés real de las empresas por invertir de nuevo en proyectos de este tipo?
La voluntad ha de materializarse en acciones concretas. Por parte del Ejecutivo, se ha publicado el PNIEC que incluye 5 GW de nueva termosolar, respecto a los 2,3 GW existentes. Sin duda, sería un camino suficiente para probar el nuevo funcionamiento termosolar – que no es otro que la generación nocturna, desacoplada de la diurna donde la energía fotovoltaica es muy competitiva mientras el Sol brilla.
Además, la recién aprobada Ley de Cambio Climático refuerza los objetivos del PNIEC y lo establece como la herramienta de planificación energética nacional.
Es decir, a priori, hay una voluntad por parte de la Administración. Es más, el año 2021 va a suponer el punto de inflexión en el desarrollo termosolar mundial. La industria internacional mira con mucha atención al caso español, que deslumbró a todos hace unos años con el mayor despliegue termosolar jamás visto, que fue abruptamente interrumpido y bloqueado hasta ahora. Muchos países que tenían ambiciosos planes termosolares los han reducido preguntándose qué habría pasado en España. Los resultados de la subasta de este año marcarán el porvenir de la tecnología en otros países que nos miran atentamente tras el anuncio de instalar 5 GW hasta 2030.
La herramienta principal de la Administración para implementar estos planes son subastas reservando determinada capacidad para algunas tecnologías. Así, se garantiza una senda de crecimiento de tecnologías que pueden ofrecer otros productos o servicios diferentes a una generación únicamente cuando el recurso primario (sol o viento) está disponible. De esta manera, se permitirá una descarbonización completa del sistema eléctrico, proveyendo de respaldo renovable tanto a fotovoltaica como a eólica cuando no funcionen.
Desde el sector termosolar estamos mirando las subastas con cierta preocupación. Las subastas deben garantizar dos cosas: (i) una perspectiva sólida de crecimiento que permita afianzar a las empresas para diseñar sus planes de negocio a varios años vista y (ii) unos parámetros de subasta que busquen cada tecnología aporte al sistema eléctrico lo que más necesite.
En este sentido, el calendario de subastas a cinco años únicamente garantiza 600 MW de un total de 5.000 MW en los próximos diez años. Un 12% en la mitad del período. Obviamente no son números optimistas y, aunque este calendario únicamente es un mínimo, si es cierto que genera cierta desazón en las empresas al pensar que el PNIEC podría no llegar a cumplirse.
En este punto es necesario recordar que el PNIEC hizo un estudio de un óptimo de mix energético contando con esos 5 GW de termosolar – así como otros tantos hidráulicos o de biomasa. Reducir la potencia de una tecnología podría distorsionar el funcionamiento del mix en 2030, por ejemplo, provocando más vertidos de los asumibles si se reemplazan tecnologías gestionables por intermitentes.
El segundo aspecto importante son los parámetros de la subasta. La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA por sus siglas en inglés) en un informe de costes publicado este mismo año, indicaba que fotovoltaica y termosolar, en 2010, estaban en niveles de costes muy parejos, incluso termosolar ligeramente más económica. Sin embargo, fotovoltaica ha reducido sus costes más de un 85% en la última década frente a un 68% termosolar. Por tanto, mientras el sol brilla, a día de hoy, fotovoltaica es más barata que termosolar.
Es decir, no tiene sentido que termosolar opere durante el día – ya que es más económico hacerlo con fotovoltaica. Termosolar es la renovable más barata para generar durante toda la noche y la subasta así debe exigirlo. Subastas que permiten a termosolar solaparse durante el día con fotovoltaica – a un coste diurno superior- no son adecuadas.
Las subastas deberían restringir el funcionamiento termosolar a una ventana de generación que empiece en el atardecer – con la temida curva de pato- y finalice al amanecer del día siguiente. En esta ventana de operación restringida, no debería aplicarle ninguna exposición a mercado – o una mínima- ya que, pese a que sea una tecnología gestionable, su perfil de operación no debe ser buscar picos de demanda sino garantizar una carga base nocturna renovable.
Respecto a las empresas, sí que hemos detectado mucho interés, tanto de empresas nacionales como extranjeras. Sin embargo, absolutamente todas han mostrado su preocupación a los aspectos indicados arriba acerca de un correcto diseño de los parámetros de subasta y a otro adicional, los problemas para obtener un punto de acceso y conexión. Si bien, desde el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITERD) se están realizando determinadas acciones para descongestionar este asunto, siguen siendo insuficientes para permitir un desarrollo renovable ordenado. Tecnologías renovables gestionables, cuyo perfil de operación ha de ser eminentemente nocturno deberían poder conectarse sin excesivos problemas a la red, ya que no son comparables a otras solicitudes para generar únicamente unas horas durante el día.
Extremadura es junto a Andalucía el territorio español que más proyectos termosolares dispone. ¿Qué hace falta para que nuevos proyectos termosolares se construyan en Extremadura?
Efectivamente, Extremadura dispone de 17 centrales termosolares en municipios como Logrosán, Navalvillar de Pela, Torre de Miguel Sesmero, Alvarado, La Garrovilla, Majadas, Olivenza, Orellana o Talarrubias. En estas ubicaciones la termosolar se erige como el motor económico de la zona, gracias a los impuestos locales recaudados que permitieron ciertas mejoras en esas poblaciones, el empleo cualificado creado y el efecto dinamizador en servicios auxiliares, hostelería, restauración, etc.
Los nuevos proyectos se pueden dividir en dos grandes categorías: instalar una planta completamente nueva, como parte de esos 5 GW del PNIEC, o también modificar una planta existente.
Para plantas nuevas, lo crítico son los puntos de acceso y conexión a la red eléctrica. Si bien existe la posibilidad de hibridar una planta existente con otra nueva, estaría limitada a la potencia del actual titular que son 50 MW, no permitiendo desarrollos mayores y más eficientes.
La otra vía de desarrollos consiste en modificar las centrales actuales. Por ejemplo, instalando sistemas de almacenamiento en aquellas centrales que no disponen de él, o ampliando el existente. Esta opción reutiliza la instalación existente maximizando el uso del punto de acceso, ya que amplía las horas de funcionamiento a una buena fracción de la noche. Es una de las opciones más interesantes para la descarbonización nocturna, por su inmediatez (apenas necesita autorizaciones administrativas), y coste. Sin embargo, a nivel regulatorio aún no está autorizada por el MITERD.
Otra modificación deseable sería la integración de tecnología fotovoltaica en las centrales termosolares, aprovechando terrenos adyacentes o incluso las propias balsas de agua que alimentan a las plantas. Esta fotovoltaica podría reducir los autoconsumos eléctricos de la central, y generar electricidad cuando la termosolar no está a potencia máxima (a primera hora de la mañana, en un día nublado o durante una parada).
Yann Dumont (Hybrex): “Los 15 aerogeneradores previstos en el proyecto de 2019 para Montánchez I se quedan en 10 y los de Montánchez II se han descartado por su cercanía al pueblo”
Entrevista con
Yann Dumont
Director General de Reolum y Portavoz de Hybrex
¿Qué relación tiene el proyecto Hybrex y Reolum con el presentado hace ya más de dos años por segunda vez por el Instituto de Energías Renovables en Montánchez y su comarca?
El proyecto Hybrex está liderado por Reolum, una empresa especializada en el desarrollo integral de proyectos de energías limpias, que ha adquirido el proyecto iniciado por el Instituto de Energías Renovables presentado hace dos años. La intención de Reolum ha sido replantearlo con mejoras sustanciales procedentes de las alegaciones y sugerencias de los habitantes, asociaciones y otras partes implicadas en la zona que hemos estudiado a fondo.
Es un nuevo proyecto, integral, totalmente renovado, innovador con su apuesta por la hibridación de energía eólica y fotovoltaica gracias a las instalaciones de almacenamiento que incorporamos. También es innovador porque hacemos partícipes a los vecinos de la comarca de la transición energética en la que estamos inmersos con la financiación de instalaciones de autoconsumo que, gestionadas por comunidades energéticas, permitirán una rebaja del precio de la factura de la luz de al menos un 30 por ciento.
En cuanto a la instalación de aerogeneradores, que contó con una importante oposición vecinal en la zona, ¿cuáles son las principales diferencias técnicas y materiales entre el anterior proyecto y el presentado por Hybrex?
Las diferencias son muy importantes. En primer lugar, la reducción del número de aerogeneradores, que pasan de 38 en el anterior proyecto a solo 26, es decir un 32 % menos de un proyecto a otro. En el caso del término municipal de Montánchez la reducción es todavía mayor. El antiguo Montánchez II se ha descartado por su cercanía al pueblo y desaparecen por completo esos 7 aerogeneradores y de los 15 previstos en el proyecto de 2019 para Montánchez I se quedan en 10, es decir un 60% menos. En segundo lugar, es muy relevante la ubicación de estos ya que se han suprimido los más cercanos a la población y ahora desde el Castillo solo se verán en la lejanía la mitad superior de dos de ellos.
Desde el punto de vista de la potencial final del proyecto en MW, ¿será superior a la del primer proyecto sumando la fotovoltaica?
Sí, la potencia instalada será mayor, pero con mucho menos impacto visual que era la principal y lógica preocupación de los montanchegos. En el caso de la eólica, la reducción del número de aerogeneradores se compensa con la instalación de máquinas más potentes pero con una altura similar a las previstas en el proyecto anterior. Son en total 110 MW eólicos y 120 MW fotovoltaicos que contarán con instalaciones de almacenamiento de energía que harán más eficientes sus vertidos a la red, maximizando la entrega de energía.
Desde el punto de vista de beneficios para la zona, ¿cómo se articularía la posibilidad de que particulares y empresas tuvieran un acceso más barato a la electricidad?
Gracias a las instalaciones de autoconsumo que va a financiar HYBREX y que gestionarán, como he dicho, las comunidades energéticas. Es un compromiso firme para lograr una reducción de la factura de la luz, que garantizamos será al menos del 30% durante 20 años.
¿En qué fase de tramitación administrativa se encuentra el proyecto actualmente ante la Junta de Extremadura y los ayuntamientos correspondientes y qué plazos tienen como objetivo?
A finales de septiembre se han publicado en el DOE los Estudios de Impacto Ambiental de tres de los parques eólicos y se han abierto los correspondientes periodos de información pública. Proceso que se repetirá en las próximas semanas con el otro parque y las plantas fotovoltaicas. El objetivo de REOLUM es, si se cumplen adecuadamente, todos los plazos empezar a construir en septiembre de 2022.
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