El cilindro metálico de 230 toneladas emite un zumbido rugiente mientras gira a 600 revoluciones por minuto, impulsando una bomba enterrada bajo tierra que aporta un nuevo significado a la idea de empujar agua colina arriba.
Lejos de ser una analogía de una tarea imposible, es el núcleo de una central eléctrica portuguesa que pretende demostrar que bombear agua a siete kilómetros de una montaña puede ser una parte esencial (y comercialmente viable) de un sistema energético impulsado por energías renovables.
Construida por la empresa española Iberdrola a un coste de 1.500 millones de euros, la instalación situada en un valle rocoso de un río en el norte de Portugal se conoce como planta de almacenamiento por bombeo.
Pero los conocedores tienen otro nombre para el embalse en la cima de la montaña. Es una “batería de agua”, de concepto rudimentario, de diseño intrincado y una forma muy eficaz de almacenar energía.
La planta de Tâmega toma el exceso de electricidad de la red, generada principalmente por energía eólica y solar, y la utiliza para bombear agua desde un depósito inferior a uno superior.
Rafael Chacón Llorente, director de proyectos de Iberdrola en el complejo, observando su plácida superficie azul, afirma: “Cuando el nivel del agua alcanza los 885 metros sobre el nivel del mar, la batería está completamente cargada”.
Luego, en las horas pico, cuando la red requiere más energía, el sistema se invierte según la demanda. Se abre una puerta y la gravedad arrastra millones de litros de agua por un túnel cada minuto. La bomba se convierte en una turbina y hace girar el cilindro metálico en sentido contrario, generando electricidad a coste cero.
La producción de energía es significativa. El depósito superior tiene una capacidad de 880 megavatios, aproximadamente una cuarta parte de Hinkley Point C, que se convertirá en la planta nuclear más grande del Reino Unido.
Dado que Tâmega puede generar hasta 24 horas, la cantidad total de energía almacenada allí es de 21 GWh, suficiente para cargar 400.000 baterías de vehículos eléctricos o sustentar 2,4 millones de hogares en Portugal durante un día completo.
Este almacenamiento es un complemento vital al creciente papel mundial de la energía eólica y solar en la producción de electricidad libre de emisiones de carbono. Sin embargo, el desafío para las empresas es encontrar las condiciones adecuadas para que los nuevos proyectos hidroeléctricos de bombeo sean económicamente atractivos.
El problema que resuelve la hidráulica de bombeo es la variabilidad de la energía eólica y solar. Por un lado, no siempre brilla el sol y no siempre sopla el viento.
Por otro lado, cuando el sol arde y el viento aúlla, los paneles solares y las turbinas giratorias producen mucha más electricidad de la que se puede consumir en un momento dado. Como las redes eléctricas no pueden soportar ningún exceso, la electricidad debe almacenarse en algún lugar o se perderá.
Esa necesidad de almacenamiento sólo crecerá a medida que se expanda la energía renovable. Portugal obtuvo el 61 por ciento de su electricidad de fuentes renovables en 2023 y apunta al 85 por ciento para 2030. Para el mismo plazo, España quiere alcanzar el 81 por ciento.
En una planta como Tâmega, el excedente de electricidad se puede utilizar para “cargar” el embalse, a menudo durante el día. Luego, por la noche, cuando las luces y los electrodomésticos están encendidos en las casas, la bomba cambia al modo turbina y genera energía.
Diego Díaz Pilas, director global de empresas y tecnología de Iberdrola, dijo que las baterías químicas también tienen un papel que desempeñar en el almacenamiento en red: Iberdrola tiene planes de ampliar la capacidad global de sus proyectos de baterías a 3GWh. Pero su escala es menor que la de la energía hidráulica de bombeo, tanto en términos de potencia bruta como de cuánto tiempo pueden producir electricidad a plena capacidad (de dos a cuatro horas para las baterías de iones de litio, frente a aproximadamente un día entero en el Tâmega).
“Cuando hay mucha energía solar, se combina muy bien con las baterías porque la energía solar se genera durante el día y las baterías se pueden descargar cuando el sol no brilla”, dijo Díaz Pilas. «Pero cuando además hay mucho viento (y el 50 por ciento de la electricidad provendrá del viento en Europa alrededor de 2030), realmente se necesita almacenar grandes cantidades de energía».
El almacenamiento por bombeo existe desde hace un siglo. Muchas instalaciones, como la planta Cruachan de Drax en Escocia, se construyeron en la década de 1960 para almacenar el excedente de electricidad de las plantas nucleares. Hoy en día, la energía hidroeléctrica representa más del 90 por ciento del almacenamiento mundial de electricidad, gran parte de ella en Estados Unidos, según la Agencia Internacional de Energía.
Pero se necesita más. En España y Portugal, Iberdrola tiene 100 GWh de almacenamiento por bombeo existente y otros 170 GWh en construcción o en proyecto. China tiene grandes planes para construir aún más.
Una vez construidas, las plantas tienen una larga vida útil y se convierten en juegos de arbitraje sobre el precio de la electricidad. En Tâmega, Iberdrola compra energía de la red para bombear cuando está barata y luego la vende cuando está cara. En el sistema eléctrico de Portugal el lunes, el precio promedio en horas valle era de 54 euros por MWh, en comparación con un precio en horas pico de casi 78 euros. “Así es como se consigue un margen”, dijo Díaz Pilas.
Otro defensor del almacenamiento por bombeo es Malcolm Turnbull, ex primer ministro de Australia que, cuando estaba en el cargo, orquestó la empresa estatal Nevado 2.0 proyecto, que se ha convertido en sinónimo de explosiones de costos y que se completará en 2028 con un precio de 8 mil millones de dólares (12 mil millones de dólares australianos).
“Cualquiera que tenga un sistema hidroeléctrico de bombeo está muy contento. . . Puedo decirles que todos están ganando dinero”, dijo en su nuevo cargo como director de la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica. «El problema es el costo de construir otros nuevos».
El gasto de capital requerido es enorme y la construcción puede tardar seis años o más. Iberdrola consiguió un préstamo de 650 millones de euros del Banco Europeo de Inversiones para Tâmega. Los desarrolladores también deben negociar complejos procedimientos de obtención de permisos y una dura oposición de los residentes y ambientalistas a los planes para demoler viviendas e inundar hábitats naturales.
Por eso Iberdrola dijo que necesitaba más incentivos que sólo el diferencial de precios. En Tâmega, donde la empresa tiene una licencia del gobierno portugués para operar durante 70 años, también recibe un flujo constante de pagos de “mercado de capacidad”, que paga el operador de la red a cambio de un suministro garantizado y otros servicios para mantener la red estable.
En el Reino Unido, las empresas energéticas miran con envidia. Escocia tiene un amplio potencial para utilizar la energía hidráulica de bombeo para almacenar la electricidad generada por el viento. La planta de Cruachan de Drax es rentable, pero principalmente gracias a los contratos de suministro firmados cuando los precios de la energía eran altos.
Ian Kinnaird, director de activos escocés de Drax, dijo que el marco regulatorio del Reino Unido «no es lo suficientemente bueno».» para nuevos proyectos porque no se adapta a los largos plazos de entrega del almacenamiento por bombeo. Se necesitan reformas, añadió, para «eliminar el riesgo» de la financiación para los inversores.
En Iberdrola, Díaz Pilas dijo: “No necesitamos nada lujoso. . . Sólo necesitamos permisos más rápidos y estabilidad en el marco regulatorio. Es realmente curioso que estemos aquí hablando de una tecnología que tiene casi 100 años, pero que es tan importante para el futuro”.
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