Las plantas térmicas, en proceso de reciclaje

Tras el fin de la generación eléctrica con carbón, algunas centrales se preparan para una segunda vida renovable

Ence
Operarios en la planta de biomasa de Ence, en Puertollano, Ciudad Real.

Elcogas, la antigua central de gasificación de carbón y coque de Puertollano (Ciudad Real), con una potencia instalada de 335 megavatios, se ha convertido hoy en una planta de biomasa. Ence Energía y Celulosa adquirió hace tres años este emplazamiento de 65 hectáreas –el monto de la operación no ha sido desvelado por la empresa–, donde operó hasta 2016 esta sociedad entonces participada por Iberdrola, Endesa y EDP, para levantar el proyecto renovable Biollano I, de 50 megavatios, tras una inversión de 100 millones de euros.

Atrás ha quedado “el trauma que fue Elcogas”, como lo definió el presidente de Castilla-La Mancha, Emiliano García-Page, en la inauguración en enero, en referencia a los conflictos laborales (huelgas) derivados de su cierre por “inviabilidad económica” tras el recorte de las ayudas al carbón.

Biomasa, solar fotovoltaica y eólica son las tecnologías de sustitución más utilizadas por sus ventajas competitivas

Hoy, dicha instalación, construida por Sener, y que a su vez subcontrató a Gestamp para la fabricación de la caldera, se alza ahora como ejemplo de transición energética, proclamó en dicho acto el presidente de la empresa, Ignacio Colmenares, al convertir energía sucia en limpia, después de su descontaminación, y mantener el empleo de calidad (25-30 directos, más de 1.000 indirectos, principalmente rurales, y un pico de 500 durante su desmantelamiento y construcción) en una zona con una fuerte tradición industrial (refinerías, metalúrgicas, químicas...) y que tiende a la despoblación.

Pero también se muestra como referente de industria sostenible, de esa necesaria transformación económica hacia otra más verde, que respete el medioambiente y mantenga el empleo, como reclamaron eufóricos García-Page y la alcaldesa de la localidad, Isabel Rodríguez, durante su apertura.

Las empresas aprovechan las sinergias en infraestructuras o materias primas

“Aprovechamos las sinergias que nos ofrece el lugar: la reutilización de algunas infraestructuras, la abundancia de materias primas, de recursos autóctonos de biomasa, y la facilidad para la mecanización del trabajo”, comenta a este diario un directivo. De hecho, cuenta con una subes­tación de Red Eléctrica (REE) cercana para volcar toda la energía producida a la red.

Biollano, a 20 minutos del centro urbano y que consume unas 238.000 toneladas de orujillo, sarmiento, hojas de olivo y residuos forestales y agrícolas leñosos para producir 325.000 megavatios hora de energía al año, no es la única apuesta de la compañía.

Biollano I, de Ence, vista desde arriba.
Biollano I, de Ence, vista desde arriba.

Su intención es construir después otra planta gemela, con la misma capacidad, e impulsar su hibridación con una termosolar aledaña (para que opere cuando no haya sol), también de 50 megavatios, adquirida en 2018 a Iberdrola por 187 millones. Aunque esto último depende del desarrollo de un marco regulatorio y retributivo específico, indican desde la empresa.

Solar y eólica

Endesa es otra firma, ya del propio sector energético, que se suma a la tendencia de reutilización de activos ante el acelerado cese de la actividad térmica y su baja rentabilidad. En diciembre pasado, en la COP25 de Madrid, su consejero delegado, José Bogas, anunció su denominado “proyecto singular” para las centrales de Andorra (Teruel) y Compostilla (León), para las que ha solicitado el cierre, pero que aún está pendiente del visto bueno del Ministerio para la Transición Ecológica.

Central térmica de Andorra (Teruel), de Endesa.
Central térmica de Andorra (Teruel), de Endesa.

En el primer caso, el plan es invertir 1.487 millones para colocar una planta solar, “la mayor de Europa”, de 1.585 megavatios; un parque eólico, de 139, y un sistema de almacenamiento, de 159,3 megavatios en las inmediaciones de la planta turolense. Un total de 1.725 megavatios que sustituyen y sobrepasan a los actuales 1.100 térmicos. Con una proyección de crear, además, 700 empleos anuales hasta 2026, gracias al trabajo conjunto de desmantelamiento y levantamiento de obra nueva. Y, posteriormente, en los siguientes 25 años mantendrá 120 en operación y mantenimiento.

Y en el segundo, en el de Compostilla, se prevén 390 megavatios renovables –tecnologías aún sin especificar– tras una inversión de 341 millones. Un proyecto de menor magnitud, “dadas las singularidades geográficas del entorno”, explican. La previsión es crear 1.000 puestos durante su construcción y 30 ya en funcionamiento. “Estos planes de futuro forman parte del proceso de transformación hacia un modelo de generación de energía sin emisiones en 2050, dentro de su compromiso con una transición justa”, justificó entonces Bogas.

El punto crítico

Ence y Endesa son tan solo dos ejemplos de los movimientos que están haciendo las empresas (además de compras o alianzas...) para adaptarse al nuevo tiempo renovable y cumplir con los objetivos que establece el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), cuyo fin último es reducir las emisiones de carbono y atajar, por ende, el impacto del cambio climático.

Pero darle una nueva vida a estos emplazamientos térmicos tiene también otra ventaja, quizá la más relevante en este contexto de transición y de avalancha de solicitudes de enganche a la red: “Poder aprovechar el punto de conexión y la capacidad de evacuación, que se han convertido en el punto crítico del desarrollo de las renovables”, apuntan fuentes del mercado.

El sector espera que facilite también la conexión a la red, la barrera actual

A 31 de enero de este año, 105,5 gigavatios de eólica y solar contaban con permiso de acceso; 28,2 estaban en curso; a 85,4 se les había denegado, y apenas 34,3 gigavatios se encontraban en servicio, recoge la web de REE.

Sin embargo, persiste una duda aún no aclarada por el Gobierno: “Si las empresas que cierran una planta térmica contaminante van a tener o no preferencia a la hora de poder disponer de esa conexión para desarrollar renovables”, exponen las mismas fuentes.

El gas, la otra opción de reemplazo favorita

La planta Aboño I, en Gijón (Asturias), de EDP.
La planta Aboño I, en Gijón (Asturias), de EDP.

La tendencia a reutilizar plantas de carbón, una vez descontaminadas y desmanteladas aquellas infraestructuras incompatibles, no solo se limita al uso posterior de renovables. Otras empresas como EDP sustituyen este combustible fósil por otro menos contaminante, el gas.

Este grupo energético alcanzó el año pasado un acuerdo con ArcelorMittal para que su central térmica de Aboño I, en Gijón (Asturias), se dedique ahora a la valorización de los gases excedentarios generados en los procesos productivos de una acería cercana de la compañía siderúrgica. Estos llegan desde la factoría a la planta a través de varios conductos.

El proyecto implica una reforma completa de la central asturiana, aunque la inversión y la fecha de inicio de los trabajos no han sido desveladas todavía por la compañía. “Esperamos dar detalles en los próximos meses”, informan.
Aboño ha utilizado gases siderúrgicos, tanto en la central I como en la II, desde su puesta en funcionamiento –indican desde EDP en un comunicado–, “siendo una de sus singularidades. Y forma parte de la búsqueda de soluciones para reducir las emisiones contaminantes en los países en los que operan”, añaden.

“Este acuerdo, que da continuidad a una relación histórica entre ambas compañías, refuerza el compromiso de ArcelorMittal y EDP con la sociedad asturiana, ya que permitirá continuar con su actividad industrial en la región, en un marco de transición justa y en un entorno en el que, además, la solución para los gases es condición indispensable para garantizar la estabilidad siderúrgica futura en Asturias”, sostienen.

Inversiones verdes fuera de las instalaciones

Iberdrola. La compañía que preside Ignacio Sánchez Galán, pese a que no reutilizará las instalaciones de sus plantas de Lada (Asturias) y Velilla (Palencia) tras su clausura, analiza inversiones renovables en ambas regiones y garantiza la recolocación del 100% de la plantilla tanto en tareas de desmantelamiento como en otros emplazamientos, informan desde la compañía. Esta transformación en su mix de generación ha supuesto desde 2001 cerca de 100.000 millones de inversión en proyectos renovables, redes inteligentes y plataformas de almacenamiento a gran escala, de los que unos 25.000 millones se han invertido en España.

Naturgy. La firma que dirige Francisco Reynés cuenta ya con una cartera de 2.700 megavatios (MW) de capacidad renovable en España. Y en los territorios en los que operaba con carbón, ante el cierre, busca diferentes alternativas (al igual que en otras ciudades ajenas a este negocio) que ayuden a mantener el desarrollo económico de estas zonas, señalan. Una iniciativa en la que trabajan conjuntamente con la Administración, con quien mantienen conversaciones al respecto, añaden. La intención es alcanzar una capacidad instalada de tecnologías limpias (solar y eólica) de 12.100 megavatios en 2022. En 2019, la inversión ascendió a 2.000 millones.

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