J. M. BUIL SANZ - CICCP - Colegio de Ingenieros de Caminos
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Los aprovechamientos hidroeléctricos Juan Manuel Buil Sanz DESCRIPTORES AUTOMATISMO TELEMANDO TELECONTROL FLUYENTE REGULACIÓN BOMBEO FRECUENCIA POTENCIA PRODUCCIÓN RESERVA FRÍA HORAS PUNTA HORAS VALLE HORAS LLANO Historia de la energía hidroeléctrica La energía hidroeléctrica tuvo un papel fundamental en la primera etapa de electrificación en España. Con el paso del tiempo se han ido modificando los objetivos a obtener de ella, pero sigue siendo un pilar básico en el sistema global de producción eléctrica. Se pueden considerar las siguientes etapas: • Electrificación incipiente. Lo más importante es disponer de una cierta cantidad de energía, la calidad importa poco. • Electrificación madura. Disponer de la energía hidroeléctrica es tan importante como garantizar la calidad técnica (tensión y frecuencia) y de servicio (continuidad del suministro) –“cantidad y calidad”–. La electricidad de origen térmico es cada vez más importante. • Electrificación madura con gran desarrollo técnico-económico. La energía hidroeléctrica es sólo importante por su calidad (puntas y regulación); la mayor parte de la curva de carga es satisfecha por las centrales térmicas. Electrificación incipiente Comenzó a finales del siglo XIX. En muchos casos era la transformación de una instalación hidromecánica (fábricas textiles, papeleras, harineras, etc., que funcionaban de forma directa o con un embarrado y correas) a una hidroeléctrica, al acoplar un generador al árbol de la turbina y motores eléctricos a las máquinas fabriles, permitiendo con ello mayor versatilidad. Al principio, los generadores eran de corriente continua, por lo que al ser casi imposible transportar la electricidad, debido a las elevadas pérdidas, obligaba a que las industrias se ubicaran junto a los ríos y canales. Ejemplos se tienen en Cataluña: los ríos Ter, Llobregat y el Canal de Piñana en el Noguera Ribagorzana; y en Castilla: en el Canal de Castilla, donde se juntaban el azúcar cubano, que llegaba vía Santander y el valle del Pas, con la harina de la Tierra de Campos y la energía hidráulica, que propició la mayor concentración de fábricas de galletas del país. Al disponer de cantidades relativamente importantes de electricidad, aparecieron nuevas aplicaciones industriales basadas en los hornos eléctricos y la electroquímica, que salpicaron los ríos: refino de grafito, electrólisis del aluminio, elaboración de carburos, etc. Ejemplos son las colonias de los ríos Ter y Llobregat, Monzón en el Cinca, Sabiñánigo y Triste en el Gállego, Sástago y Flix en el Ebro, etc. En esta época se comenzó la electrificación de poblaciones próximas a los ríos. La distribución de energía en España era un sinfín de pequeñas compañías que, aisladas unas de otras (islas eléctricas), funcionaban con criterios autóctonos, sin ninguna norma preestablecida de calidad de servicio. Las compañías productoras nacen con objeto de abastecer a las grandes poblaciones, aprovechando la fuerza hidráulica de los ríos más próximos o globalmente más interesantes. En muchos casos, la construcción de estas instalaciones es motivo de desarrollo para unas regiones hasta enton-58- Fig. 1. Presa y central de Mequinenza. Endesa Generación. Río Ebro. Potencia: 324 MW. Producción en año medio: 816 GWh. ces deprimidas; por una parte se crean puestos de trabajo durante la construcción y explotación, y por otra, las modernas vías de acceso implantadas permiten una comunicación hasta entonces prácticamente inexistente. El desarrollo de la corriente alterna, con su facilidad de transporte, definió una segunda época en la que las industrias se alejaron del origen de la generación eléctrica y ello incrementó fuertemente la demanda eléctrica. Comenzó a contemplarse la posibilidad de extraer la máxima energía hidráulica que podían ofrecer los ríos; de este modo, en los años veinte empiezan a plantearse los aprovechamientos integrales (aprovechamiento inconexo cuando se extrae menos del 50 % del potencial energético del río; integral cuando se obtiene entre el 50 % y el 80 %; superaprovechamiento cuando se utiliza más del 80 %). En los años treinta se estudió el primer gran aprovechamiento integral de un río español, el Duero, si bien el primero en realizarse fue el del Noguera Ribagorzana, entre 1947 y 1962. Este río nace en el macizo de La Maladeta, a la cota 2.470. La primera gota de agua se deriva en el lago Llauset, a la cota 2.192, y no deja de turbinarse a lo largo de sus 130 kilómetros de recorrido hasta su confluencia con el Segre en Corbins, a la cota 175. En este recorrido alimenta 14 centrales, una de bombeo, 15 minicentrales, tres hilaturas, tres harineras y una papelera. En realidad, a través de canales, se utiliza hasta la cota 73, en que cede sus aguas al río Cinca en Fraga. -59- Una vez alcanzada la universalización del suministro (en Cataluña finalizaron las restricciones eléctricas en 1958, con la entrada en servicio del salto de Puente de Montañana), se inició la lucha por la calidad. Electrificación madura Se caracterizó por la búsqueda de la cantidad y de la calidad; no bastaba con abastecer el mercado, había que hacerlo garantizando que la industrialización incipiente dispusiera de una energía fiable y con unos mínimos de calidad (tensión y frecuencia estables). Esto obligó a realizar un gran esfuerzo en redes de transporte, para unir las distintas islas eléctricas que existían en el país, y en el incremento de la potencia instalada, especialmente de la hidráulica al principio del periodo, y de la térmica al final. Entre los años cincuenta y setenta se instalaron 8.977 MW de los 18.196 MW de potencia hidráulica existentes en la actualidad. Esto da idea del gran esfuerzo tecnológico e inversor. España pasó de ser un país que importaba ingeniería eléctrica a ser un país exportador, tanto de equipos como de ingeniería civil y electromecánica. En esta época estaba prácticamente garantizada la rentabilidad de cualquier salto hidroeléctrico. En este periodo comenzó a desmontarse la autarquía y se inició el desarrollismo (plan de estabilización, planes de desarrollo, crecimiento del turismo, etc.), por lo que la demanda de electricidad se incrementó espectacularmente (eran normales O.P. N.o 52. 2000 Fig. 2. Presa de Doiras. Río Navia. Centrales de Doiras y Silvón. Endesa Generación. Potencia: Doiras: 30 MW. Silvón: 60 MW. Producción en año medio: Doiras + Silvón: 324 GWh. incrementos porcentuales de dos dígitos). Este crecimiento hizo que no fuera suficiente la energía hidroeléctrica y, en 1973, la producción térmica pasó a ser la principal. A lo largo de estos años las empresas eléctricas dejaron de ser un mundo aislado, en el que cada una tenía que garantizar su cobertura, con sus hidráulicas y sus térmicas, con más o menos deficiencias, y se unieron creando un repartidor de cargas central, Reca, que coordinaba a nivel nacional los intercambios entre empresas, la calidad y seguridad del sistema eléctrico y las interconexiones con Francia y Portugal. La energía hidroeléctrica pasó, al principio del periodo, de ser la energía de base (cubría la demanda durante las veinticuatro horas del día, mientras que la térmica sólo funcionaba cuando faltaba la hidráulica), a ser una energía de calidad, reservada para la regulación, las emergencias (regulación secundaria, terciaria y potencia rodante), así como para cubrir la demanda de las horas de punta y llanas. El número de empresas eléctricas disminuyó drásticamente, apareciendo grupos empresariales claramente más importantes, que han sido el embrión de los actuales. Electrificación madura con gran desarrollo técnico-económico Se caracteriza por confirmar lo que comienza a vislumbrarse en el periodo anterior: gran crecimiento de la térmica convencional, desarrollo de la térmica nuclear y dificultades crecientes para construir hidráulicas. La gran masa de la producción eléctrica (energía de base) la aportan las térmicas y las nucleares, Fig. 3. Central de bombeo de Aguayo. Endesa Generación. Potencia: 340 MW en turbinado y 400 MW en bombeo. Producción en año medio: 360 GWh. -60- que tienen un notable desarrollo, mientras que las hidráulicas tienen un ligero crecimiento debido principalmente a los saltos de bombeo, que son un complemento para el correcto funcionamiento de las térmicas y nucleares. De los 8.861 MW hidráulicos instalados desde el año 1969 hasta hoy, 2.500 MW son de bombeo mixto y 2.400 MW de bombeo puro. Aunque aparentemente la hidroelectricidad pierde importancia, la apreciación no es del todo correcta; la pérdida es clara en cuanto a la cantidad, pero no es así en cuanto a la calidad. La sofisticación tecnológica y el aumento del nivel de vida exigen a la electricidad elevados condicionantes de calidad, que tan sólo los grupos hidroeléctricos pueden aportar con sencillez. La tendencia actual es que la energía hidroeléctrica se reserve para la regulación secundaria –frecuencia-potencia, potencia rodante (grupos hidráulicos trabajando a baja potencia, susceptible de incrementarla instantáneamente)–, terciaria (potencia disponible en 15 minutos), emergencias, puntas y bombeos (almacenamiento de energía). El futuro se prevé en esta dirección, por lo que se favorecerá el sobreequipamiento de potencia en las centrales de embalse para producir en puntas, la ejecución de contraembalses para minimizar las fluctuaciones de caudal en los ríos y, de forma marginal, la constitución de medianos y pequeños saltos con poco impacto ambiental y el equipamiento de los embalses multiusos, proyectados además para abastecimientos, riegos y trasvases. En España, gracias a la construcción de más de 1.000 grandes presas, se consigue tener una regulación con garantía adecuada de 46.300 hm3, aproximadamente el 40 % de los recursos. De esa cantidad, el 37 % (17.200 hm3) son regulados por embalses construidos por empresas eléctricas. El potencial hidroeléctrico bruto en España se estima en unos 150.000 GWh en año medio, de los cuales son técnicamente desarrollables 65.600 GWh (59.000 GWh con grandes saltos y 6.600 GWh con centrales de menos de 5 MW), de los cuales la tercera parte son de difícil ejecución por su situación (parques naturales, zonas pobladas), ser prioritarios otros usos, etc. Del resto, deducidos los ya construidos, podrían utilizarse algo más de 14.000 GWh, siendo la decisión de su ejecución meramente económica y de mercado. A finales de los ochenta, el producible medio anual del parque hidroeléctrico español era de aproximadamente 32.000 GWh, mientras que al final de los noventa alcanzó un valor del orden de unos 28.000 GWh. Esta disminución se debe al descenso de precipitaciones y, fundamentalmente, a las detracciones para otros usos. Se considera que los regadíos disminuyen el producible hidroeléctrico del orden del 0,36 % anual. La potencia total hidroeléctrica instalada en España a finales de 1999 es de 17.963 MW, frente a 26.682 MW térmicos convencionales y 7.749 MW térmicos nucleares. La producción media de energía hidroeléctrica en España en la última década ha sido de 29.520 GWh. En 1999 la producción de energía hidroeléctrica ha sido de 27.870 GWh, la termoeléctrica clásica de 118.857 GWh, la termoeléctrica nuclear de 58.852 GWh, y la eólica de 2.676 GWh. La producción de energía eléctrica total en España ha sido de 208.256 GWh, con un incremento del 6,2 % -61- CUADRO 1 Aportaciones al valor añadido bruto nacional, a precios de mercado, de los usos hidráulicos más importantes VAB (%) Demanda (hm3/año) Energía térmica 1,9 4.915 Energía hidráulica 0,7 16.000 Regadíos 1,25 26.341 Abastecimientos 0,5 4.489 33,0 1.945 Usos Industria no energética sobre 1998. La hidroeléctrica, sin embargo, ha tenido una disminución del 21,6 % sobre el año anterior, debido a la baja hidraulicidad. De todos modos es de destacar el perfecto equilibrio que se obtiene en el sistema de producción de energía eléctrica en España, con los porcentajes actuales de hidráulica, térmica y nuclear. En el cuadro 1 se exponen las aportaciones al valor añadido bruto nacional, a precios de mercado, de los usos hidráulicos más importantes, extraídos del Libro Blanco del Agua, elaborado por el Ministerio de Medio Ambiente. Hay que reseñar que las necesidades hidroeléctricas y térmicas no son consuntivas, mientras que sí lo son las de los riegos, con retornos del 20 %, y las de abastecimientos e industriales, con retornos del 90 %. Salvo en la zona pirenaica, que es de régimen nival, el resto de la Península es de régimen pluvial, siendo una gran parte de las precipitaciones invernales, lo que hace coincidir la mayor generación hidroeléctrica con la época de mayor demanda (periodo crítico: diciembre, enero y febrero), aunque en los últimos años en las zonas mediterránea y andaluza son julio y septiembre los de máxima demanda, por el uso del aire acondicionado. España dispone de un parque hidroeléctrico de unas 1.300 centrales, que es uno de los mayores del mundo y el octavo de la OCDE. Sólo es superado por países muy grandes y/o con grandes recursos hídricos, como Estados Unidos, Canadá, Rusia, Suecia y Noruega. De esas 1.300 centrales, las 22 de más de 200 MW suponen el 52 % de la potencia instalada y las 15 de entre 200 y 100 MW, el 12,2 %. Esquemas técnicos Existen básicamente dos disposiciones clásicas para aprovechar la energía hidráulica, que se han mantenido durante mucho tiempo, y una tercera más moderna derivada de las necesidades propias de la cobertura de la demanda eléctrica. En el primer caso, se trata de los saltos con regulación y de los saltos fluyentes; y en el segundo, de los bombeos. El aprovechamiento con regulación utiliza la existencia de un embalse con el fin de almacenar y regular las aportaciones. La central se puede disponer al pie de la presa, o bien separada aguas abajo, siendo todo el circuito hidráulico a presión. Permite instalar una potencia superior a la del caudal medio, con la intención de concentrar la producción en las horas de mayor demanda, en las que, además, el precio O.P. N.o 52. 2000 Fig. 4. Presa y central de Alcántara. Iberdrola. Es el último embalse del Tajo en España. Potencia: 934 MW. Producción media anual: 1.850 GWh. Fig. 5. Esquema del reparto de la demanda diaria de energía eléctrica, según los distintos sistemas de producción. del kilovatio-hora en el mercado eléctrico es mayor. Las horas de utilización anual están en torno a las 1.200-2.000, atendiendo a esta característica de producir en horas punta. El aprovechamiento fluyente consiste en derivar mediante un azud o pequeña presa una parte del caudal del río por una conducción paralela en lámina libre, que, con poca pérdida de carga, permite ir superando la mayor pendiente del río, para utilizar el salto en el punto más conveniente. No permite almacenar energía, turbinando como máximo el caudal de proyecto, que suele estar entre el Q60 y el Q120 (el caudal sobrepasado 60 o 120 días en año medio). Las horas de utilización suelen ser superiores a 3.000, de acuerdo con las características hidrológicas del río. Los bombeos surgen como complemento a las centrales nucleares en el momento en que las empresas eléctricas trabajan en ciclo cerrado y tienen que ajustar su producción a su demanda. Su misión consiste en bombear el agua con energía marginal y turbinarla en las horas punta (máxima demanda). La característica básica del bombeo es la capacidad de almacenamiento de energía; por lo tanto, hay dos factores que influyen positivamente: el desnivel entre depósitos y el volumen de agua embalsable. Ambos deben ser lo más grandes posible, ya que el producto entre ellos es proporcional a esta capacidad de energía almacenada. Los bombeos pueden ser diarios, semanales y estacionales, atendiendo al número de horas a la máxima potencia que permite turbinar hasta vaciar el embalse superior. Los bombeos perdieron su importancia en los años ochenta y noventa, cuando la energía eléctrica estaba regulada por el “marco estable”, dado que en el cómputo global nacional no existía la necesidad de utilizar sobrantes para emplearlos después. Actualmente su uso es meramente económico; cuando la energía está a precio bajo, se compra y se bombea, y cuando su precio es alto, se turbina y se vende. El mercado regula su uso. El reparto de la producción de energía eléctrica a lo largo del día depende de la demanda. En el gráfico de la figura 5 puede apreciarse que la energía procedente de una hidráulica fluyente se encuentra al mismo nivel que la de las térmicas convencionales y la de las nucleares, mientras que la procedente de una hidráulica con regulación se utiliza para cubrir las horas punta, al igual que los bombeos. En cuanto a tipos de turbinas, las más utilizadas son las Pelton, Francis y Kaplan, para desniveles grandes, medios y bajos, respectivamente. Los grupos (turbina-alternador) de mayor potencia son de eje vertical, siendo los pequeños de eje horizontal. Los grupos utilizados en los bombeos modernos son binarios, en los que la turbina hace de bomba cambiando el giro del grupo, y el alternador es motor a su vez. Las centrales hidroeléctricas actualmente funcionan con muy poco personal, gobernándose desde los centros de control que poseen las compañías eléctricas. Existen tres conceptos utilizados principalmente: • Automatismo: Se utiliza para saltos fluyentes. La potencia de los grupos se adapta al caudal que aporta el río, inyectando a la red toda la energía que se produce. Cuando la central se para por algún fallo recuperable, el arranque se produce automáticamente. Solamente es necesario personal para el mantenimiento normal de los equipos e instalaciones. Un ordenador controla todos los aspectos de la central. • Telemando: Se utiliza para aprovechamientos con regulación. La central funciona con las consignas que envía el centro de control, el cual puede aumentar o disminuir la potencia de acuerdo con la demanda. La central sólo requiere personal para mantenimiento. • Telecontrol: Desde el centro de control se conocen en todo momento los parámetros de funcionamiento de la central. El gobierno de la central se efectúa in situ, o bien es automática. Ventajas e inconvenientes de la energía hidroeléctrica La energía hidroeléctrica tiene ventajas sobre el resto de sistemas de producción eléctrica, en aspectos tan importantes como el medioambiental y técnico; el mayor inconveniente, entre otros, radica en la hidraulicidad tan dispar que tienen nuestros ríos, siendo muy difícil hacer previsiones a plazo de la energía producible. La mayor ventaja desde el punto de vista ecológico es que se trata de una energía renovable que se genera sin consumo de oxígeno y, por lo tanto, sin producción de CO2. Es una energía absolutamente limpia y natural. No está exenta de -62- producir distorsiones al medio ambiente, derivadas de la necesidad de reducir el paso del agua por los cauces naturales, y de la necesidad de construir embalses para su regulación. Sin embargo, se estima que el balance global es positivo. El rendimiento global de aprovechamiento energético es muy elevado, encontrándose actualmente con equipos modernos en torno al 90 % e incluso superior. Algunas turbinas alcanzan rendimientos, en su punto óptimo, del 95 %. Desde el punto de vista técnico, las centrales hidráulicas de pie de presa y los bombeos permiten la regulación del sistema, de modo que automáticamente se adapta la producción al consumo. Este método es absolutamente simple y se basa en mantener constantes las revoluciones del conjunto turbinaalternador: cuando la demanda instantánea aumenta, los generadores de estas centrales de regulación frecuencia-potencia tienden a frenarse porque les falta agua para producir la energía demandada, en ese momento el regulador se abre automáticamente aumentando el caudal de turbinado, manteniendo las revoluciones de la máquina y ajustando la potencia al consumo. Igualmente, cuando la demanda baja, la máquina que regula tiende a acelerarse, por lo que también instantáneamente el regulador se cierra, disminuyendo los caudales y las potencias. La velocidad de incremento y disminución de potencia en una máquina hidráulica es muy elevada, pasando en muy pocos segundos de la potencia mínima a la máxima, y viceversa. Esta facilidad de variación de potencia permite que existan algunas centrales cuyos grupos funcionen conectados a la red pero con muy baja potencia respecto a la normal, con el fin de que puedan ser utilizados como elementos de reserva (reserva fría) en el caso de fallos de otros sistemas de producción masiva (térmicas y nucleares). Es de destacar el fundamental uso que se les da a las centrales hidroeléctricas para levantar un cero de la red, ya que son las que van por delante, regulando y permitiendo la entrada del resto de sistemas productivos de origen térmico, mucho más rígidos en la rapidez de aumento de potencia inyectada en la red. Continuando con las ventajas de la energía hidroeléctrica, cabe indicar la facilidad que tienen para compensar la energía reactiva que introducen en la red algunos sistemas rígidos, como el eólico, y que gracias a ello permiten la utilización de estos nuevos sistemas de energía limpia de gran desarrollo. Ventajas adicionales se tienen con los embalses propiedad de las empresas eléctricas, muchos de ellos con aprovechamiento multiuso para el abastecimiento de agua sanitaria a poblaciones y regadíos, además del beneficio que producen por regulación de caudales y laminación de grandes avenidas. El uso lúdico está siendo cada vez más extendido, sobre todo en actividades náuticas y de pesca. El capital necesario para construir un aprovechamiento hidroeléctrico es muy elevado, teniendo la amortización de las inversiones un peso muy elevado en el coste del kilovatio-hora producido. La construcción de nuevos aprovechamientos hidroeléctricos en España es difícil; por una parte, el precio de venta de la energía eléctrica está disminuyendo, y por otra, las -63- Fig. 6. Central de Mequinenza. Endesa Generación. Río Ebro. Potencia: 324 MW. Producción en año medio: 816 GWh. centrales que quedan por construir son las más costosas. Sin embargo, el precio del combustible (el agua) es barato y no consuntivo con respecto a los combustibles fósiles, por lo que permite mantener un precio constante del kilovatio-hora generado. Hay que destacar la independencia que posee la energía hidroeléctrica frente a condicionantes externos, siendo un tipo de energía absolutamente autóctono, que no depende de suministros ni de políticas de precios de combustible. Los aprovechamientos hidroeléctricos tienen unos costes de operación y mantenimiento bajos comparados con otros sistemas de producción de energía eléctrica. La automatización ha permitido reducir el personal fijo en las centrales, existiendo un gran número que funcionan prácticamente abandonadas. Hay que destacar también la larga vida útil que poseen las infraestructuras hidroeléctricas, encontrándose bastantes instalaciones funcionando correctamente con más de 75 años de vida. Las máquinas hidráulicas y alternadores son equipos que giran a pocas revoluciones, por lo que es normal encontrar funcionando instalaciones antiguas; sin embargo, la tecnología ha conseguido mejores prestaciones en los equipos modernos, por lo que es frecuente su sustitución. Entre los inconvenientes, ya se ha indicado como más grave el de la sensibilidad hacia la meteorología. También hay que indicar el efecto que los regadíos tienen sobre la producción hidroeléctrica, provocando fuertes y sistemáticas reducciones de las aportaciones y la rigidez del uso de muchos embalses, con la consecuente disminución de la calidad de la energía. Un inconveniente no exento de problemática es que la generación hidroeléctrica suele estar alejada de los centros de consumo, lo que obliga a la ejecución de líneas de transporte, lo cual, además de encarecer la inversión, provoca pérdidas de energía y un impacto ambiental, el paisajista, cada vez más cuestionado en un país turístico como el nuestro. O.P. N.o 52. 2000 Fig. 7. Presa de Susqueda. Endesa Generación. Uso múltiple: abastecimiento y producción de energía eléctrica. Marco administrativo Marco económico La utilización de aprovechamientos hidráulicos está regulada por Concesiones Administrativas que otorga el Ministerio o la Autoridad de cuenca correspondiente. Las primeras concesiones, que datan del siglo XIX, se daban a perpetuidad, pero a partir de 1985 se limitaron a, como máximo, 75 años. Las nuevas concesiones suelen otorgarse con plazos variados, generalmente en el rango de 25 a 40 años, siempre con reversión de las instalaciones a la Administración una vez finalizado el periodo concesional. El sistema que está empleando la Administración actualmente es el de subasta, sacando a concurso tramos de interés o aprovechamientos del salto de presas con titularidad de la Administración. El ofertante en estos casos propone un canon por la energía producible, estando generalmente compuesto por una parte fija anual y una variable relativa a la energía producida. También se oferta el plazo concesional. Un tema delicado y no exento de polémica es el de la reversión de las instalaciones al término del plazo concesional. No parece que queden muy claros los términos, ni tampoco cuáles son las instalaciones, ni el estado de conservación, etc. El hecho de que todavía no se hayan materializado casos concretos deja volar un poco a la imaginación. Una solución sería pactar, una vez vencidos los plazos, un alargamiento de los mismos, basándose en un aumento de los cánones. De este modo, se evitarían todas las suspicacias sobre el estado en que hay que entregar las instalaciones. Debería analizarse con cuidado esta situación que está comenzando a producirse. La evolución del marco económico regulador de los precios de los últimos años ha sido muy importante, y ha condicionado en algunas ocasiones, contrariamente a la lógica, el dimensionamiento de los equipos. Inicialmente, como ya se ha indicado, las empresas eléctricas producían y distribuían a un mercado propio, que generalmente no estaba compensado, necesitando en algunas ocasiones tener que adquirir energía a otras compañías; ello permitía un cierto mercadeo que, en situaciones de escasez, podía ser muy ventajoso para las centrales que disponían de embalses reguladores disponibles en el momento. Fig. 8. Central de Aldeadávila II. Iberdrola. Potencia: 420 MW. -64- A principios de los años ochenta se crea Red Eléctrica, y se separa el sistema productivo del mercado de distribución, de modo que la energía se inyecta en la red y se cobra por ello, y se consume de la red pagándose por ello. De este modo, se crearon las bases del sistema actual de negocios totalmente separados (producción y distribución de energía eléctrica). En cuanto a la producción, primaba la disponibilidad de potencia sobre la producción de energía, siendo básico garantizar el abastecimiento de la red. Este sistema condujo a diseñar centrales hidráulicas con mucha potencia y bajas horas de utilización, de acuerdo con estos requerimientos. No cabe duda de que ello llevó a la construcción de un parque de producción hidráulico y térmico excesivamente conservador, cuya consecuencia, al entrar en el mercado libre actual, ha sido la falta de competitividad de esas instalaciones, motivo por el cual ha sido necesario compensar con los C.T.C. (Costes de Transición) a las empresas eléctricas, a tenor de los activos “incompetentes en la etapa actual” que se tuvieron que construir en la etapa del “Marco Estable”. En la actualidad el mercado es libre, ofertándose potencias y precios horarios el día anterior por la energía del día siguiente, marcando el precio del kilovatio-hora de todas las centrales el de la oferta más alta que deba entrar en servicio cada una de las horas. Los precios se definen en el denominado “mercado mayorista”, gestionado por una entidad privada denominada Operador del Mercado. Las centrales hidroeléctricas que regulan potencia y frecuencia y las que están en reserva tienen una pequeña retribución económica adicional por estos servicios prestados. Los aprovechamientos hidroeléctricos de nueva construcción de potencia igual o inferior a 50 MW, pueden acogerse en la actualidad a un régimen especial incentivado regulado por la Ley 54/1997 de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, y por el Real Decreto 2818/1998 de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. A los efectos de la aplicación del límite de potencia para acogerse a dicho Régimen Especial, se entiende por potencia de la instalación la suma de las potencias de cada uno de los grupos integrantes de una misma concesión hidráulica que tengan la misma cota altimétrica de desagüe y toma. Los aprovechamientos hidroeléctricos acogidos a este Régimen Especial tienen derecho a conectarse en paralelo a la red de la compañía eléctrica distribuidora y a transferir al sistema a través de dicha compañía su producción de energía, siempre que técnicamente sea posible, percibiendo por ello por cada kilovatio-hora el precio del mercado mayorista más unos incentivos o primas que son revisados anualmente por decreto. R = Pm + Pr ± ER Siendo: R = Retribución (pta/kWh) Pm = Precio de mercado Pr = Prima ER = Complemento de energía reactiva. -65- El complemento por energía reactiva (ER) será un abono o un descuento en función de si el factor de potencia de la energía entregada a la red es superior o inferior a 0,9. La prima (Pr), para el año 2000, para las instalaciones de potencia igual o inferior a 10 MW, es de 4,97 pta/kWh. Para potencias superiores dicha prima se va reduciendo, hasta valor cero para potencia igual a 50 MW, mediante la expresión 4,97 x (50-Potencia)/40. El precio del mercado mayorista (Pm) aplicable al régimen especial es el precio medio que en cada hora deben abonar los adquirientes de energía en el mercado de producción. Dichos precios horarios son publicados mensualmente por el Operador del Mercado. Las instalaciones de potencia igual o inferior a 10 MW pueden optar, como alternativa a la anterior de carácter general, por tomar como precio del mercado mayorista los precios medios mensuales en periodo punta y en periodo valle, también calculados y publicados por el Operador del Mercado. El precio valle es la media aritmética de los precios horarios del mercado mayorista de las ocho primeras horas de los días del mes de facturación. El precio punta es el correspondiente al resto de horas del mes. Asimismo, las instalaciones de potencia igual o inferior a 10 MW pueden optar también por tomar un precio fijo total (R), establecido para el año 2000 en 10,59 pta/kWh. En España el peso de la energía hidráulica sobre el resto de sistemas de producción eléctrica es bajo; por eso la hidraulicidad influye poco en el precio, siendo los costes del gas y del petróleo los que más influyen. Sin embargo, en otros mercados, como los sudamericanos, con la mayor parte de producción hidráulica, los precios sufren enormes oscilaciones, ligadas a la pluviometría, llegando en ocasiones de sequía a precios superiores a las 25 pta/kWh, y en periodo húmedo a costes marginales de operación y mantenimiento. No es fácil efectuar el análisis de rentabilidad de un aprovechamiento hidroeléctrico; al ser un negocio de muy larga vida existen una serie de factores que es prácticamente imposible extrapolar a lo largo del futuro de la central. Las aportaciones de agua por el río son relativamente fáciles de conocer, consideradas como factor probabilista, y por lo tanto se pueden conocer las producciones teóricas, sin embargo la realidad puede ser distinta a la previsión. Unas producciones por debajo de la media durante los primeros años de la puesta en servicio, reducen de forma drástica la rentabilidad del aprovechamiento; sin embargo unos años hidráulicamente buenos al principio pueden disparar hacia arriba los indicadores económicos. A largo plazo este parámetro se neutraliza, pero los primeros años son fundamentales desde el punto de vista económico. El precio de venta de la energía es otro factor muy difícil de extrapolar; en este caso el corto plazo suele estar bien resuelto, pero no es así con el largo plazo, que por depender de múltiples factores se hace imposible predecir. Los costes de explotación y mantenimiento suelen estar muy bien calibrados, y por este apartado no suele haber sorpresas, a no ser a causa de algún defecto de construcción. O.P. N.o 52. 2000 Por ser un negocio, como ya se ha indicado, de muy larga duración, la rentabilidad es difícil de calcular en los “bussines plan”; generalmente se consideran plazos de 25 o 30 años, en los que, como ya hemos indicado, no existe varita mágica para conocer los parámetros de los últimos años; muchas veces las predicciones de precios son difíciles de extrapolar más allá de 10 años. También hay que considerar el valor residual de la instalación, pues hay que tener en cuenta que al final de los 30 años del cálculo económico, la central suele estar en perfectas condiciones de funcionamiento, habiéndose reducido únicamente su valor por amortización, pero no por obsolescencia ni por deterioro. Desde un punto de vista simplista, los aprovechamientos hidroeléctricos siempre son rentables, ya que los costes de operación y mantenimiento casi siempre son inferiores a los ingresos por venta de energía. El “cash flow” es en estos casos positivo, por lo que la rentabilidad sobre la inversión total siempre existe, aunque en casos extremos puede ser pequeña. En el mercado autoproductor, las incertidumbres se reducen a la hidraulicidad, ya que los precios de venta de la energía tienen un valor más rígido, y aunque sea difícil predecir la “prima” que recibirán los años futuros, no parece que el precio final pudiera variar mucho. En estos casos el valor que más se utiliza para considerar el valor de mercado de una central, es el “costo del kilovatio-hora”, es decir, la inversión que hay que realizar para producir un kilovatio-hora en un año hidráulicamente medio. Este valor lógicamente depende de la rentabilidad que desee el inversionista, de modo que para altas rentabilidades el costo del kilovatio-hora es bajo, y para bajas rentabilidades alto. En la actualidad este parámetro para inversores medios está oscilando entre las 90 y 120 pesetas, pero es un valor muy cambiante, puesto que influye también mucho sobre él el interés del capital en el mercado, de modo que para un interés alto el precio bajaría. Históricamente, cuando los intereses se encontraban en torno al 15 %, los valores del “costo del kilovatio-hora”, oscilaban entre 50 y 75 pesetas para estas minicentrales. Fig. 9. Presa de Baserca. Endesa Generación. Baserca es el embalse inferior del bombeo de Moralets, y Llauset es el embalse inferior. Potencia: 200 MW. Consumo medio anual: 300 GWh. Producción media anual: 260 GWh. Capacidad de almacenamiento: 24 GWh. Los embalses de Baserca y Llauset regulan la aportación de la cabecera del Noguera-Ribagorzana. Futuro En España la energía hidroeléctrica está muy aprovechada, quedando pocos recursos rentables por utilizar. Dado que algunas de nuestras instalaciones son muy antiguas, cabe la posibilidad de modernizar los equipos, pudiendo repotenciar las centrales a base de disponer rodetes con mejores rendimientos. Ello permitirá, además de incrementar ligeramente la producción, alargar su vida útil, ya de por sí elevada. En algunas disposiciones, en espacial cuando se presentan embalses solapados, cabe la posibilidad de aumentar la potencia, disponiendo de grupos adicionales. Ello permitirá tener más producción en horas punta, y disponer de más recursos para regular frecuencia-potencia y como “reserva fría” (potencia susceptible de ser puesta en la red instantáneamente). En el régimen especial, es posible todavía construir algunas centrales hidráulicas de baja potencia con rentabilidades aceptables, siempre y cuando se mantenga el sistema de prima similar al vigente en la actualidad. Fig. 10. Presa de Llauset. Endesa Generación. Llauset es el embalse superior del bombeo de Moralets. -66- En el mundo el panorama es distinto; todavía queda mucha energía por aprovechar. El potencial bruto teórico es de 12.320 TWh/año, del cual son rentables unas 8.100 TWh/año. En servicio hay en estos momentos 700 GW de potencia, que permiten una producción media anual de 2.600 TWh. En estos momentos hay en construcción 108 GW. Las empresas eléctricas españolas tienen intereses en el mercado eléctrico de Iberoamérica, encontrándose muy bien posicionadas en el mismo. En esa zona el potencial de desarrollo futuro es muy elevado, existiendo muchas posibilidades de utilización de los recursos hidráulicos. En los últimos tiempos la construcción de grandes embalses está siendo muy cuestionada por temas medioambientales, por lo que será necesario considerar otras alternativas a base de aprovechamientos de menor tamaño con esquemas hidráulicos más respetuosos con el entorno. Problemática medioambiental No se detalla mucho este aspecto, por existir otro artículo monográfico dedicado a este tema en esta misma publicación. La problemática medioambiental aparece en diversos aspectos, pero básicamente son dos: la inundación de zonas por embalses y la reducción de caudales en el cauce natural. La inundación de zonas por los embalses crea una problemática muy compleja. Por una parte, se desplaza a poblaciones de su medio tradicional de vida, con unas costumbres que son difíciles de cambiar y de valorar. Los terrenos afectados son adquiridos mediante pacto a sus propietarios, o bien expropiados forzosamente debido a la utilidad pública de las instalaciones. Sin embargo, existen daños inmateriales e intangibles que se provocan en las personas que no se pueden satisfacer fácilmente y que crean malestar entre los afectados. Otro problema grave al construir un gran embalse es la afección a las comunicaciones, que son utilizadas por las poblaciones próximas y que se derivan en unos cambios en la forma de vida diaria. En algunas zonas sudamericanas se ha llegado a incomunicar poblaciones antes vecinas. Como es natural, la construcción de embalses también afecta a la fauna y a la flora, con destrucción de hábitats y desplazamiento de especies, pero siempre en un plano distinto de la afección a personas. La utilización hidroeléctrica de los embalses no produce directamente contaminación de las aguas, sino todo lo contrario; de hecho es bien conocido el efecto depurador que poseen los embalses; sin embargo, un almacenamiento del agua prolongado, en embalses que reciban una excesiva carga de nutrientes (compuestos inorgánicos de nitrógeno y fósforo) o de materia orgánica (vertidos residuales) puede provocar situaciones de eutrofización, con la consiguiente alteración de la calidad del agua, particularmente manifiesta en los periodos estivales a través de un descenso continuado, incluso hasta el agotamiento, de la concentración del oxígeno disuelto en las aguas más profundas. Las consecuencias de la eutrofia se manifiestan de diferentes formas, siendo las más graves la afección a las poblaciones piscícolas (toxicidad, falta de oxígeno disuelto) y la generación -67- de plantas acuáticas, malos olores y baja calidad del agua, invalidando la posibilidad de otros usos. Estos efectos se pueden dar tanto en el interior del embalse como aguas abajo. La implantación de embalses conlleva otro tipo de problemática, además de la mencionada, como es la retención de sedimentos que de forma natural son transportados por el río, el cambio climático que producen en el entorno, derivado de las nieblas y la humedad, así como la barrera que la presa supone para la fauna piscícola, muchas veces imposible de salvar. En cuanto a la reducción de caudales por los cauces, lo natural es exigir un caudal ecológico que permita mantener la biodiversidad de los elementos en el cauce sin que se vea afectada por el cambio. Existe una problemática difícil de solucionar, derivada de la exigencia social cada vez más elevada en los aspectos medioambientales que atañen a los cauces fluviales. Las antiguas concesiones no exigían caudales ecológicos, por lo que no es extraño observar cauces absolutamente secos cuando existe un canal en derivación que circula en paralelo. Algunas Administraciones están empezando a exigir la circulación de caudales ecológicos por los cauces, sin aportar ninguna contrapartida a cambio. Es evidente que la exigencia social debe estar por encima de los intereses de utilización hidroeléctrica, pero sin afectar los intereses económicos de las inversiones realizadas. Una solución podría estar en un pacto entre el Concesionario y la Administración, de modo que se aumentase el plazo concesional a cambio de una reducción de los caudales aprovechables. En el caso de embalses con centrales en derivación, podría autorizarse la construcción de centrales de pie de presa para caudales ecológicos. De este modo, se paliarían en parte las pérdidas producidas por la central principal. Una forma de considerar los beneficios de la energía hidráulica, desde el punto de vista de energía renovable con ausencia de emisiones de CO2, es la de primar su producción a nivel mundial a base de “bonos ecológicos”, de modo que las empresas deban tener un determinado porcentaje de producción no contaminante, pudiendo comerciar con el exceso de la misma a fin de compensar a los deficitarios. ■ Juan Manuel Buil Sanz Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos Endesa Generación–Ingeniería e I+D–Área Hidráulica. Subdirector. Profesor encargado de “Presas y aprovechamientos hidroeléctricos” E.T.S.I.C.C.P. de Barcelona, U.P.C. Referencias – Unesa – Dams and Energy: Hidropower as the Preferred Alternative, A. Bartl. I.H.A. – Energía hidroeléctrica. Repaso formal a algo más de 100 años de historia, J.M. Bergua. – Endesa Generación. Equipo hidráulico. – Archivo fotográfico Endesa Generación. Iberdrola. O.P. N.o 52. 2000
