Aprovechando la información fundamentalmente aportada por el documento Esquema Provisional de Temas Importantes del proceso de revisión del plan hidrológico de la demarcación del Ebro (tercer ciclo de planificación), que se encuentra hasta el 30 de octubre en consulta pública, traemos hasta aquí esta reflexión sobre el agua como valioso recurso energético, con un valor que se acrecienta en el camino hacia la transición energética, descarbonización de la economía y mitigación del cambio climático.
La utilización del agua en la producción de energía se concentra principalmente en dos grandes tipos: la refrigeración en centrales productoras de tecnología térmica y la turbinación hidroeléctrica.
Centrales térmicas
La generación térmica tuvo un auge de nuevas instalaciones de gas de ciclo combinado en la cuenca del Ebro a comienzos del siglo XXI. Se trata de 6 instalaciones ubicadas en el eje del río Ebro en Castejón (2), Arrúbal, Escatrón (2) y Castelnou, con un total de 3.939,3 MW y volúmenes concedidos para refrigeración de 53,049 hm3/año. En los últimos años han estado infrautilizadas, alguna de ellas con producción prácticamente nula, si bien con el cierre de las centrales de carbón están aumentando sus horas de operación. Su localización a lo largo del Ebro no es casual sino necesaria para satisfacer las necesidades de refrigeración.
La última central de carbón en el valle del Ebro, Andorra (Teruel), con 1.101,4 MW y 18 hm3/año de volumen concesional para refrigeración desde el río Guadalope, ha cesado su producción y se ha autorizado su cierre mediante Resolución de 29 de junio de 2020 de la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio. En el plazo máximo de doce meses quedará declarada indisponible para el sistema eléctrico. Otras tres centrales de carbón de menor tamaño habían cerrado en años precedentes: Escucha (2013), Escatrón (en 2007 transformada a gas) y Aliaga (1982).
En cuanto a las térmicas nucleares, Santa María de Garoña cesó su actividad en 2012, encontrándose en fase de predesmantelamiento (desmantelamiento previsto en 2021-2031) y su volumen concesional para refrigeración se ha reducido de 767,3 a 14,5 hm3/año. En operación se encuentra la central nuclear de Ascó (2.059,7 MW) en el bajo Ebro, con un volumen concesional para refrigeración de 2.270 hm3/año.
En conjunto, a pesar de las nuevas centrales de gas, el volumen neto de agua dedicado a la refrigeración de centrales térmicas ha experimentado un significativo descenso en la cuenca del Ebro.
Producción hidroeléctrica
Por su parte, a diferencia del formidable impulso de la generación eólica y solar, la potencia instalada en generación hidráulica se ha mantenido prácticamente invariable en el siglo XXI, con valores de producción que serían sensiblemente constantes dejando aparte la irregularidad hidrológica. Sin embargo, su papel para contribuir a la seguridad del sistema eléctrico y para favorecer la integración de otras renovables poco programables, como las citadas eólica y solar, se hace cada vez más importante.
La producción hidroeléctrica anual en la demarcación hidrográfica del Ebro, promedio del periodo 2006-2016, se sitúa en 8.029 GWh. En 2016 se produjeron 7.957 GWh, lo que representa aproximadamente un 25% sobre el total nacional. Esta producción se caracteriza por una gran variabilidad temporal asociada a los regímenes hidrológicos. La capacidad hidroeléctrica en la demarcación del Ebro se concentra en las cuencas pirenaicas de la margen izquierda, fundamentalmente en el Cinca-Segre (Cinca, Ésera, Nogueras, Segre) y en el sistema de embalses del bajo Ebro: Mequinenza, Ribarroja, Flix, albergan las centrales más productivas de la cuenca, con una potencia conjunta de 630 MW.
Presa de Mequinenza y central hidroeléctrica.
En la demarcación hay 363 centrales hidroeléctricas en servicio (3.894,5 MW de potencia instalada), pero las 15 más productivas suelen computar anualmente en torno al 50% de la producción hidroeléctrica de toda la cuenca. Red Eléctrica Española considera 93 de estas centrales (3.323 MW) como estratégicas para asegurar el suministro y estabilidad del sistema eléctrico nacional. Entre ellas se encuentran las centrales reversibles con posibilidad de turbinación y bombeo: Estany Gento - Sallente en el Noguera Pallaresa (440 MW), Moralets en el Noguera Ribagorzana (210 MW), Montamara en el Noguera de Cardos (92 MW) e Ip en el Aragón (89 MW). Por otro lado, la central hidroeléctrica de Ribarroja tiene el cometido de dar respaldo de seguridad a las centrales de Ascó y Vandellós para situaciones de pérdida de suministro eléctrico exterior o la necesidad de reponer un cero de tensión en la red, estando prevista para estos casos la operación en isla desde la central hidráulica de Ribarroja.
En la demarcación hidrográfica del Ebro no son previsibles nuevos desarrollos hidroeléctricos tradicionales, salvo aprovechando infraestructuras ya existentes, por lo que no se prevén cambios significativos en la demanda de agua hidroeléctrica. No obstante, sí que existen proyectos para aprovechar las remarcables condiciones de la cuenca del Ebro para el desarrollo en un medio plazo de nuevos saltos reversibles que permitan almacenar hidráulicamente la energía eléctrica sobrante en horas valle e integrar en el sistema una mayor producción eólica o solar no programable. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima tiene como objetivo a 2030 incrementar las instalaciones renovables en España hasta 118,5 GW (desde 50,1 GW en 2015), concentrada en la solar y eólica, dejando la hidroeléctrica prácticamente invariable, salvo en lo que concierne al almacenamiento hidráulico, donde se prevé un incremento de 3,5 GW a 2030.
Por otro lado, algunas concesiones de centrales hidroeléctricas están alcanzando el final de su periodo concesional, por lo que se produce, previa tramitación del expediente de extinción, su reversión al Estado. Son los casos de centrales como El Pueyo (5,50 MW), Barrosa (3,55 MW), Urdiceto (7,10 MW), Auxiliar de Campo (1,67 MW) o Lafortunada-Cinqueta (40,8 MW), para las que se ha decidido la continuidad de la explotación maximizando el interés público (de acuerdo con el artículo 165 bis del Reglamento del Dominio Público Hidráulico, al extinguirse el aprovechamiento debe optarse por su continuidad o su demolición). En el periodo 2021-2027 se espera que otras 19 centrales finalicen su periodo concesional.
Centrales en la demarcación hidrográfica del Ebro.
Geotermia y solar
Aparte de todo esto, también es destacable un aspecto menos conocido. Se trata de la demanda de aguas subterráneas con fines energéticos que ha generado el incremento de sistemas geotérmicos abiertos instalados en la masa subterránea del aluvial del Ebro en el término municipal de Zaragoza principalmente para climatización de grandes edificios. Se estiman en más de 176 pozos dedicados a ello con una demanda de agua subterránea de 16 hm3, de los que apenas 1 hm3 son consuntivos, significando una potencia equivalente de 110-120 MWt en generación de frío.
Por último, señalar el auge de uso de energía solar aplicada al bombeo de agua en los regadíos modernizados para la reducción de costes energéticos. Esta tecnología también sería aplicable a mayor escala para el llenado de embalses fuera de cauce que requieren total o parcialmente bombeo como Lechago, La Loteta o Almudévar. Y el futuro todavía puede traernos nuevas posibilidades si el proyecto demostrativo de instalación fotovoltaica flotante que ACCIONA acaba de inaugurar en el embalse de Sierra Brava en la cuenca del Guadiana se replica. De esta forma no solo se aprovecha la superficie del embalse para producir energía solar sino que se reduce la evaporación, que en la cuenca del Ebro puede estimarse en 150 hm3/año en los embalses hidroeléctricos.
En definitiva, si el agua siempre ha sido también fundamental en la producción energética, en estos nuevos tiempos de transición, su valor alcanza nuevas cotas.
