Una sombra técnica se cierne sobre el Plan de Transición Energética de Canarias. La intención del denominado PTCan es que la producción eléctrica en 2030 se cubra en el 60% por energías renovables. Faltan ocho años para llegar a este objetivo y desde el mundo de la ingeniería industrial las dudas se decantan más por la denominación ‘imposible’ que por la de ‘viable’.
El Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Santa Cruz de Tenerife ha acogido este jueves una conferencia impartida por el profesor de Ingeniería Química y Ambiental y director del Análisis Ambiental de Canarias, Eladio M. Romero González. El profesor, que también participó como experto en la Comisión de Industria, Energía, Comercio y Consumo del Parlamento de Canarias cuando se debatía la Estrategia Energética de Canarias 2025, y fue director del Diagnóstico Ambiental de Canarias, aseguró que con los números actuales de generación eléctrica y la planificación establecida el reto de la descarbonización para 2040 “es imposible”. Una sentencia que cerca del centenar de colegiados asistentes avaló durante el período de preguntas.
El plan de la transición
Actualmente, el PTCan se encuentra en procedimiento de evaluación ambiental. Es la segunda vez este año que lo hace, después de que el 20 de julio iniciara el trámite y a los pocos días se desestimara. Este plan es una parte fundamental de la Ley Canaria de Cambio Climático y Transición Energética, que todavía no se aprobado por el Parlamento de Canarias y que si no se llega a probar quedaría desamparado.
El plan proyecta que en 2030 se generen 4.895,9 megavatios de generación eléctrica, con la eólica onshore (en tierra) a la cabeza con 1.706,5 megavatios. Una previsión que genera dudas ya que, no solo debería multiplicar por tres la actual generación de eólica, sino que lo tendrían que hacer el resto de tecnologías, incluso aquellas que todavía no entran en el mix como la eólica offshore, la geotermia o la fotovoltaica offshore.
Un punto de partida débil
Pero las previsiones son aún menos esperanzadoras si se analiza la demanda energética de Canarias a tiempo real. Tal y como señaló Romero González en muchos días de este mes de septiembre no hubo producción renovables, por lo que la energía que consumieron los hogares e industrias canarias provino en su mayoría del ciclo combinado. A lo sumo, algún día se pudo cubrir el 30% de la demanda con eólica y fotovoltaica, pero no más.
Caducidad de las centrales
También preocupa el reloj que camina hacia atrás y que marca la vida útil de las actuales centrales de Canarias. El experto señaló que el propio Gobierno de Canarias cuenta con esta caducidad: “el 62,4% del parque de generación actual habrá superado su vida útil regulatoria en 2030, por una potencia total de 1.437,61 MW. En el año 2040 todo el parque de generación de Categoría A disponible en 2020 tendría su VUR vencida”, recoge el PTCan.
Tanto el experto como el Gobierno de Canarias ven en esta extinción varias oportunidades que no difieren mucho entre sí. “El desafío es configurar y poner en marcha un modelo energético sostenible”, apunta Romero González quien señala que “de acuerdo con lo analizado las opciones de mayor interés en Canarias de generación de categoría A” son las centrales de bombeo reversible, los sistemas de almacenamiento energético basados en hidrógeno y centrales de geotermia de alta entalpía.
Apuesta por la geotermia
Para el experto estas tecnologías son las tres únicas capaces de compensar el déficit que se va a producir con el paulatino desenganche de las actuales centrales. La geotermia de alta entalpía (magnitud térmica), que se generaría en Tenerife y La Palma, sería la opción más rentable. Aunque más tarde señaló que esta tecnología no deja de estar expuesta a numerosos factores que pueden frenarla como que su producción se podría ubicar en zonas protegidas o que no se ha avanzado lo suficiente en Canarias para su explotación.
Incluso el Gobierno considera que es necesario la exploración de los puntos donde se podría generar geotermia tanto de baja o como de alta entalpía. La propuesta del PTCan es que en 2030 se alcancen los 30 megavatios generados a través de esta tecnología, pero que con este año de horizonte solo se producirían en La Palma.
Bombeo e Hidrógeno
La segunda opción que más encajaría en la situación de Canarias, según el profesor, es el sistema de almacenamiento energético basado en centrales de bombeo reversible. Para Romero González estos sistemas, “presentan la ventaja” de estar operada por una turbina hidráulica y sus generadores son capaces de dar una respuesta casi instantánea. De hecho, es el sistema de almacenamiento más usado a nivel global, resaltó.
La tercera opción de categoría A es el hidrógeno como almacenamiento. Sin embargo, “sorprende comprobar que en la alternativa seleccionada por el PTCan no se contempla almacenamiento a gran escala en Tenerife”, comenta el experto. La propuesta del Gobierno sería de generar en 2030 45 megavatios a través de turbinas de hidrógeno.
Se avanza pero sin descarbonizar
La dificultad técnica en la llegada de las nuevas tecnologías, los largos procesos burocráticos para la implantación de los proyectos, los déficits del propio sistema eléctrico canario y las elevadas expectativas del propio Ejecutivo regional son algunos de los argumentos que han llevado no solo al profesor sino al resto de asistentes en cuestionar abiertamente el plan que actualmente está en procedimiento de evaluación ambiental.
Por ello, ha asegurado que, pese a que Canarias haya sido ambiciosa y se haya planteado la descarbonización en 2040, 10 años antes que la Unión Europa, la realidad es que el sistema eléctrico actual depende en su mayoría de combustibles fósiles. Pese a ello, añade que en esa fecha límite se habrá avanzado en descarbonización, pero que lamentablemente no al 100%.