La gran 'megaconstrucción' española es esta central reversible que verá la luz en Canarias

Vivir en las Islas Canarias tiene muchas ventajas, algunas tan obvias como el clima, otras tan recónditas como las papas 'yema de huevo' con almogrote. Pero como su propio nombre indica, las islas están aisladas y esto plantea problemas para los que hasta ahora no había solución. Por ejemplo, todo canario previsor guarda velas en su cocina para los incordiosos cortes de luz, especialmente en las islas más pequeñas.

En islas donde todo depende de una sola central —habitualmente son térmicas que funcionan con fuel o gasoil importado— cualquier incidente puede dejar sin electricidad a la mitad de la población.

Para solventar esto, la pequeña isla de El Hierro puso en marcha hace cinco años el proyecto Gorona del Viento, consistente en dos balsas que aprovechan la energía eólica sobrante para bombear agua entre una y otra activando una pequeña turbina que produce electricidad. La introducción de las renovables ha ido aumentando años tras año y, durante 2018, esta central hidroeólica produjo el 56% de toda la energía que necesitaron sus habitantes. Durante 18 días seguidos, la isla fue capaz de funcionar íntegramente con la energía limpia de la central hidroeólica.

En comparación, en la cercana La Gomera, el 99,3% de la electricidad el año pasado procedió de hidrocarburos importados.

Con este modelo en mente comenzó a andar el proyecto de Chira-Soria en Gran Canaria, la futura central hidroeléctrica reversible y subterránea que espera poner su primera piedra en los próximos meses, y que está construyendo Red Eléctrica de España (REE). Con más de 300 millones de euros de presupuesto, es la obra de ingeniería civil más grande que se realizará en España en los próximos años, pero casi nadie habla aún de ella.

En parte, porque los canariones llevan ya años oyendo hablar de su llegada sin que esta llegue nunca a concretarse. "Creo que la primera vez que escuché hablar del proyecto fue alrededor de 1995", recuerda Agustín Marrero, uno de los ingenieros que hizo posible el 'milagro renovable' de Gorona del Viento y que ahora está implicado en la de Chira-Soria. En comparación con esta, el proyecto herreño es un juguete. "Algo así aquí apenas serviría para alimentar de luz a San Mateo", una población de 7.600 habitantes en el interior de la isla.

Desde el Gobierno de Canarias también lanzan el mensaje de la distancia sideral entre ambas centrales: "No son comparables y por tanto no podemos esperar lo mismo de cada una", explica a Teknautas el Consejero de Industria, Pedro Ortega. "Gorona del Viento se basa en la generación hidroeólica y Chira-Soria es una pila de almacenamiento de energía".

Gran Canaria es siete veces más grande que El Hierro en extensión, tiene 80 veces su población y un sistema eléctrico 70 veces mayor. Pero en ingeniería, escalar un proyecto no es tan simple como hacerlo igual pero más grande. Chira-Soria exigirá mucha más capacidad, precisión e innovaciones tecnológicas que a día de hoy no han sido plenamente desarrolladas.

La futura central hidroeléctrica reversible funcionará de la siguiente manera: por la noche, cuando más sople el viento en el sur de la isla, la electricidad sobrante de los aerogeneradores servirá para bombear agua desde el embalse de Soria, a 600 metros sobre el nivel del mar, hasta el de Chira, situado otros 300 metros más arriba. Entre uno y otro estará la central, excavada a 400 metros bajo el pantano superior en una caverna que los ingenieros de la obra ya conocen como La Catedral, básicamente porque la Basílica de Santa Ana en Las Palmas, con sus 40 metros de altura, cabría perfectamente dentro.

"Es la mayor obra de ingeniería civil que se va a hacer en España en los próximos años", explica a este periódico Andrés Zapico, director del proyecto. "Ni siquiera ninguna de las partes del futuro Corredor Mediterráneo son comparables en tamaño o complejidad".

La central integrará tanto bombas para impulsar el agua hacia Chira como turbinas para convertir en electricidad la que baja hasta Soria. A diferencia de El Hierro, aquí todo circulará por el mismo conducto, un túnel vertical de 300 metros de largo y cinco de diámetro que genera pesadillas logísticas a todos los que lo están construyendo.

Esta es una de esas 'megaconstrucciones' que vemos en los canales de televisión norteamericanos

"Esta es una de esas 'megaconstrucciones' que vemos en los canales de televisión norteamericanos", explica a Teknautas Daniel Pérez Varela, director de infraestructuras en Canarias de Red Eléctrica de España. "He estado antes en otras empresas, he construido centrales térmicas y la obra de Soria-Chira es sin duda lo más complejo en lo que he participado nunca".

Tras un último modificado, Red Eléctrica está ahora a la espera de una Declaración de Impacto Ambiental positiva para dar el pistoletazo de salida a la obra. Lo primero que se construirá será una planta desalinizadora en Arguineguín, junto a la playa. Durante los aproximadamente tres años de construcción de la central, la desalinizadora bombeará minuciosamente agua dulce hacia Soria a razón de 5.000 metros cúbicos diarios con la idea de que, cuando la planta sea inaugurada, los pantanos estén moderadamente llenos sin que los numerosos regantes que pueblan los alrededores se resientan por la actividad de este circuito cerrado.

Cuesta arriba y sin frenos

El coche avanza fatigosamente por la estrecha y sinuosa carretera que conecta Arguineguín con el pantano. La carretera sirve prácticamente para esparcimiento de ciclistas, principalmente extranjeros, que se aventuran a subir hasta la cumbre en un día entre semana. En teoría, por algún sitio tendrán que circular los camiones cargados de tierra que hagan el hueco para la central, pero no será por esta vía sino por un futuro túnel que conectará el mundo exterior con el interior de La Catedral.

Ascender los 600 metros de altura hasta la presa de Soria lleva su tiempo, pero una vez el estómago se asienta, la panorámica compensa. En principio, cuando todo sea una realidad, el paisaje no distará demasiado de este ya que casi todo estará bajo tierra. Las turbinas producirán más de 200MW, lo que en teoría será capaz de cubrir casi el 40% de la demanda máxima de energía de Gran Canaria.

El embalse de Soria, con sus riscos y sus recodos, recuerda a uno de esos paisajes del Río Bravo. A diferencia de Chira, este pantano casi nunca ha sobrepasado el 50% de su capacidad desde que fuera construido "bajo el signo de Franco", como recuerda una placa de cemento. Eso lo hace ideal para esta iniciativa energética. Al estar sobredimensionado de origen, sumarse o restarse capacidad cíclicamente no afectará ni a su estructura ni a su función para nutrir a los regantes.

"Además, toda el agua que se drene por la corriente subterránea acabará en el acuífero", apunta Zapico.

La larga y controvertida historia

Pese a lo innovador de la central y las prometidas bondades que tendrá sobre la sostenibilidad del sistema eléctrico en Canarias y su menor dependencia del petróleo extranjero, no todo el mundo está igual de entusiasmado.

El pasado mes de mayo, Fernando Bañolas, consejero de Coalición Canaria en el Cabildo de Gran Canaria, coincidió con Podemos en que el proyecto de la central hidroeléctrica les generaba una sensación de "bichamiento", es decir, que la reluciente manzana contenía un gusano.

El proyecto es, en su concepción, polémico. En 2016, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo introdujo en las islas un cupo eólico de 436 megavatios que permitió la entrada de múltiples actores como Gas Natural, Iberdrola o Gamesa en un terreno de juego que durante décadas había sido un monopolio exclusivo de Unelco (más tarde adquirida por Endesa), quien opera las centrales térmicas que abastecen a las Canarias.

Cuando en 2011 se abrió un concurso para hacerse cargo de la obra, a iniciativa del Cabildo de Gran Canaria, Unelco-Endesa se llevó el gato al agua al ser la única empresa que se presentó. Por entonces la central iba a ser una generadora de energía hidráulica, pero el proyecto se eternizó entre quejas de que lo único que la concesionaria pretendía era evitar la entrada de renovables en la isla para no perder su cuota de mercado.

Sin embargo, en 2013 toda la situación sufrió un vuelco cuando el Ministerio dirigido por José Manuel Soria publicó en el BOE la Ley de Garantía de Suministro e Incremento de la Competencia de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares. Esto se tradujo, en resumidas cuentas, en que la concesión pasaba de Unelco-Endesa a Red Eléctrica y el proyecto, en lugar de generar energía, se centraría en almacenarla, como una gran pila concentrada en un embalse a 900 metros de altura. Las negociaciones entre ambas se demoraron aún varios meses más, hasta que en 2015 Endesa cedió y subrogó el proyecto.

"Dadas las dimensiones del proyecto, la tramitación es sumamente compleja ya que implica no solo a diferentes administraciones, sino también a la sociedad en general", precisa Ortega, "sin embargo, estamos convencidos de que el inicio de las obras tendrá lugar este año y que, finalmente, Chira-Soria verá la luz antes de 2025, lo que garantizará nuestro objetivo de alcanzar un 45% de penetración de renovables ese año".

Cómo una central que produce energía hidroeléctrica a partir de la eólica no está considerada una generadora de energía es algo que mucha gente en la isla no alcanza a entender del todo bien. Miguel Montero, consejero de Podemos en el Cabildo, insistía hasta hace poco en rehacer de nuevo el proyecto para volver a convertirlo en "una central que venda energía a la red".

Mucha gente en la isla no alcanza a entender bien cómo una central que produce electricidad no se considera generadora de energía

Pérez Varela lo explica diciendo que "no es generación de energía porque, en general, estas centrales son consumidores netos", debido a que el gasto de electricidad que supone el bombeo y la turbinación hará que, con la presencia de Chira-Soria, el consumo de energía en la isla sea mayor que sin la central.

Además, "la instalación tiene como finalidades principales la maximización de la integración de energía renovable, la seguridad del sistema y la garantía del suministro, es un propósito diferente a las centrales de bombeo tradicionales", insiste.

Anticiparse al viento

Preparar una ecuación en la que una de las incógnitas es el viento es muy complicado, básicamente porque a veces el viento dice basta, deja de soplar y deja en la intemperie a una central que se está encargando de bombear miles de litros de agua por una enorme cañería vertical. Es decir, la variación puede pasar en cuestión de minutos de -200MW (el viento sopla a toda potencia y no es necesario gastar ni un ápice de electricidad de las turbinas) a 200MW (el viento frena de repente y hay que poner la maquinaria a toda potencia para compensarlo).

Lo que habrá dentro de La Caverna serán cuatro pisos de máquinas y cañerías engarzadas por grupos hidráulicos reversibles, máquinas síncronas, convertidores electrónicos de potencia o un esquema eléctrico flexible que permitan operar en lo que se conoce como "cortocircuito hidráulico", es decir, que el bombeo y la turbinación puedan funcionar simultáneamente en distintos grados de rendimiento.

Con el "cortocircuito hidráulico" el bombeo y la turbinación pueden funcionar simultáneamente en distintos grados de rendimiento

Pero quizá la principal innovación técnica de la futura 'megaconstrucción' es que todo el proyecto está siendo diseñado mediante VDC (en inglés, Virtual Design and Construction), es decir, mediante un modelo 3D donde las decenas de personas que trabajan en la construcción pueden intervenir y que se va actualizando con cada cambio.

Un ejemplo. Cuando una vez recogido el testigo del proyecto hicieron una campaña geotécnica extra para auscultar el terreno donde, 400 metros más abajo, iba a estar La Catedral, se dieron cuenta de que existían algunos riesgos —es decir, mayores costes y plazos y problemas a solventar— si la ubicaban en el emplazamiento original. En resumen, hubo que cambiarlo todo y enviar la central unos cuantos cientos de metros más allá, bajo el corazón de la montaña, lo que significaba volver a estudiarlo todo, hasta el último recodo de cañería, para ver si se adaptaba al nuevo lugar.

"Esto, a un estudio de ingeniería normal, le habría llevado entre seis meses y un año", reconoce Pérez Varela. "Pero con el 'software' pudimos tenerlo listo en menos de tres semanas".

Otro factor clave entrará en juego una vez que Chira-Soria sea una realidad. "Es la primera vez que una obra de esta magnitud se construye con este sistema", explica Zapico. "Podrías incluso seleccionar hasta la última tuerca de la central y conocer al momento el fabricante, cuándo se instaló, sus instrucciones de montaje o el histórico de mantenimiento. En el caso de una bombilla, podrías saber cuál es su vida útil y, en el momento en el que toque sustituirla, llegar directamente con el mismo modelo y cambiarla", añade.

Cuando la central esté finalmente terminada llegará el momento de mirar hacia la otra gran isla del archipiélago, Tenerife, donde ya se han identificado unas 60 ubicaciones que podrían albergar otro de estos saltos. Pero dado lo largo que se está haciendo el sueño de Chira-Soria mejor dejamos este tema para otra temporada de 'Megaconstrucciones'.

Postdata

Hace unos meses que Tesla, la empresa de Elon Musk, desarrolla en Australia el proyecto Powerpack: una serie de baterías gigantes que almacenan 100MW de energía procedente de una granja eólica, aproximadamente la mitad de lo que almacenará el proyecto de Red Eléctrica de España en Gran Canaria. El coste, además, fue de unos 56 millones de euros frente a los más de 300 que costará Chira-Soria, por lo que obviamente muchos grancanarios se preguntan "¿por qué no?".

Actualmente, hay en Canarias varias iniciativas probando dispositivos como ultracondensadores, baterías de IonLi o volantes de inercia, y la de las baterías es una opción que se ha barajado en otros casos, pero no en el de la central reversible grancanaria. "La tecnología no está madura, no conocemos baterías que duren más de diez o quince años, por lo que probablemente en una década se requeriría una inversión importante", explica Pérez Varela a Teknautas.

Además, se requeriría un espacio importante para instalarlas, que en Australia puede no ser problema pero en las escarpadas Canarias sí lo es. Por último, como sucede con las baterías de los teléfonos móviles, se recomienda cargarlas cuando estén a la mitad de su capacidad (no cuando estén muy vacías o apenas se haya gastado batería) para evitar el deterioro del electrolito. Sin embargo, en el tipo de baterías destinadas a almacenar energía eólica y compensar la caída del viento, la carga está entrando y saliendo continuamente, por lo que el rendimiento de las mismas en un plazo de varios años es incierto.