02 de julio de 2019
02.07.2019

Gorona del Viento y el cambio racional del mix energético

02.07.2019 | 00:39
Gorona del Viento y el cambio racional del mix energético

El 27 de junio de 2014 se puso en marcha Gorona del Viento, aunque es en el verano de 2015 cuando comienza su explotación a plena capacidad. La imprescindible reconversión de la generación eléctrica en las Islas facilitó el desarrollo de este proyecto pionero. El objetivo fundamental era convertir la energía proveniente de renovables en un flujo continuo que garantizara la calidad del suministro y, por tanto, fuera capaz de sustituir a la quema de combustibles fósiles y, con ello, propiciar el progresivo cumplimiento, por parte de Canarias y de España, de los objetivos marcados por el Acuerdo de París de 2015 de lucha contra el Cambio Climático.

En este sentido, Gorona del Viento es un ejemplo de esto, dado que la energía eólica se aprovecha para bombear agua embalsada a altura y, con ella, generar electricidad para el momento en que las renovables fallan. El proyecto, hoy realidad, se ha presentado con vocación de poder ser generalizado y ser un modelo de cómo una isla puede ser sostenible energéticamente. Así, gracias a Gorona del Viento (propiedad del Cabildo de El Hierro, Endesa, ITC y el Gobierno Canario) se han ahorrado en 2018, 24.650 toneladas de CO2, produciéndose un 56 % de la energía eléctrica con renovables, según datos de la propia central.

Sin embargo, el modelo económico del proyecto ha sido puesto en cuestión por diferentes informes publicados, siendo el último el Acuerdo de la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en torno a la retribución por garantía de potencia para 2018 de esta central. El regulador señala que en cuatro años y medio de operación ya ha sido recuperada toda la inversión realizada (46,03 millones de euros) con lo cual se está produciendo una sobre-retribución: se está pagando a la central (413.814,82 ?/MW hidráulico) muy por encima de los costes fijos de operación y mantenimiento, de inversión y variables, además del coste de arranque inicial.

Esto supone un sobre-coste por megavatio producido que se paga, por un lado, con cargo al recibo de la luz y, por otro lado, contra los Presupuestos Generales del Estado. Tal como señalan los últimos datos publicados por la CNMC, en 2018, la compensación para mantener nivelado el precio de la luz entre las islas y la Península costó 1.101 millones de euros, de los cuales 550,7 millones fueron a cargo de los Presupuestos Generales del Estado. La mayor parte de esta compensación se destina a mantener el actual parque de generación mayoritariamente fósil, altamente contaminante y en su mayor parte amortizado.

Por tanto, no sólo es necesaria la reconversión del mix energético hacia energías más limpias, sino hacerlo con racionalidad económica. A pesar de la capacidad tecnológica de rebajar los costes variables (tal como defiende el Cabildo de El Hierro), el precio de la energía producida sigue siendo muy elevado, aunque está estabilizándose en precios similares a los que tenía el sistema de El Hierro antes de contar con la central. La retribución del sistema de El Hierro requiere una revisión, de forma que, percibiendo una retribución justa, se alcance, además del objetivo de disminuir emisiones de CO2, el de producir energía con menor coste, que parece posible. Una posible réplica de este sistema en otros sistemas energéticos del territorio nacional, deberá tener en cuenta tanto la disminución de emisiones de CO2 como también una reducción de los costes del sistema para que no terminen siendo los consumidores finales y empresas los "paganos" últimos de la transición energética.

*Miembros de la Asociación para la Transición Energética atenergetica.blog

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