Las Palmas de Gran Canarias
Las islas Canarias ya tienen un parque de 445 en el mercado eólico, según apuntó este viernes Red Eléctrica de España (REE). La generación canaria con renovables y con tecnologías que no emiten CO2 equivalente (gases de efecto que supuso en 2020 el 17,5 % del total, la mayor cuota de participación desde que se cuenta con registros (2007), según se desprende de los datos recogidos en el Avance del informe del sistema eléctrico español 2020 de REE. Según este documento, el mix de generación canario continúa liderado por el ciclo combinado, que alcanzó una participación del 41 % sobre el total. Le siguen los motores diésel (21,6 %), la turbina de gas (17,5 %) y la eólica, que registra su mayor participación desde que se cuenta con registros (2007), con una cuota del 13,8 % del total.
En 2020 el parque de generación eólica ha pasado a contar con 445 MW de potencia instalada en la región y experimenta un incremento del 3,3 % respecto a 2019. De esta manera, la potencia renovable representa a 31 de diciembre de 2020 el 20,8 % del total. Entre julio y septiembre de 2020 se registraron máximos históricos de participación instantánea de la generación renovable en las demandas eléctricas de Tenerife (63,9 % del total, registrado el 27 de septiembre a las 10.55 horas); de Gran Canaria (52,8 % del mix, anotado el 13 de agosto a las 3.20 horas), y del sistema de Lanzarote-Fuerteventura, donde las energías verdes alcanzaron el 37,6 % del total (alcanzado el 28 de junio a las 16.20 horas). Por su parte, la isla de El Hierro fue 100 % renovable durante 1.314 horas en 2020.
En el conjunto de las islas de Canarias, la demanda de energía eléctrica en 2020 descendió un 10,5 % con respecto a 2019, en un año en el que consumo del archipiélago fue de 7.945 GWh, que supuso el 3,2 % de la demanda total a nivel nacional (249.819 GWh). La Consejería de Transición Ecológica, Lucha contra el Cambio Climático y Planificación Territorial ha elaborado la Estrategia de Almacenamiento Energético de Canarias, que realiza un diagnóstico de las necesidades y capacidades existentes para utilizar esta tecnología en diferentes aplicaciones.
El consejero del departamento autonómico, José Antonio Valbuena, explica que las actuales características de los sistemas eléctricos de Canarias frenan la introducción de las energías renovables porque su producción es variable y depende de condiciones externas. "El almacenamiento energético es clave para salvar estos obstáculos y dar flexibilidad al sistema eléctrico, permitiendo el arbitraje de la energía y la provisión de servicios complementarios de ajuste al sistema eléctrico", añade.
Para ello, la Estrategia de Almacenamiento Energético de Canarias elaborada evalúa, en primer lugar, el uso de sistemas de almacenamiento de energía a nivel de usuario como medio para conseguir mayores coberturas de demanda mediante autoconsumo que las obtenidas cuando sólo se cuenta con generadores fotovoltaicos. Tras identificar las posibles opciones de almacenamiento a nivel de usuario, se continúa el análisis evaluando las posibilidades de almacenamiento distribuido. Por último, se evalúa el almacenamiento energético a gran escala, que tendría un doble cometido: por un lado, aportaría la cantidad de energía restante hasta alcanzar el 100% de la demanda energética en las edificaciones y, por el otro, se atendería a aquellas demandas eléctricas no localizadas geográficamente en el marco de esta estrategia.
Este análisis se realiza para cada una de las islas, identificando en cada caso las posibilidades de almacenamiento en sus diferentes niveles, en función de sus características particulares. En Canarias, a nivel de usuario, existiría espacio sobre cubiertas de edificios para instalar hasta 11.233 MW. No obstante, optar por esta solución sin disponer de almacenamiento energético produciría una cantidad excesiva de vertidos a la red y el grado de cobertura de demanda mediante autoconsumo en la edificación no sería superior al 50% en ninguna de las islas.
En el documento se definen tres posibles supuestos: autoconsumo al 100%; al 70-80%; y autoconsumo limitando vertidos a la red superiores al 10% de la generación anual de los sistemas renovables asociados a dicha instalación. Para alcanzar una cifra próxima al 100% de la demanda en las edificaciones habría que instalar 7.739MW de potencia fotovoltaica y 5.783 MW / 5.572 MWh en almacenamiento energético, lo que supone ocupar el 72% de la superficie de cubierta total disponible y viable para la instalación de paneles fotovoltaicos en Canarias.
También se ha desarrollado la estimación para un supuesto más conservador pero igualmente ambicioso en el que se plantea como objetivo que la cobertura de demanda eléctrica mediante autoconsumo se sitúe sobre el 80%. La potencia fotovoltaica requerida se situaría en los 2.131 MW, siendo necesario 4.334 MW / 4.086 MWh en almacenamiento energético.
La cobertura de demanda media mediante energías renovables en la edificación se situaría en el 79,9% para toda Canarias. Asimismo, también se modeló una situación por la cual la prioridad era reducir el nivel de energía renovable vertida a red estableciéndose un límite del 10% de la generación fotovoltaica producida en términos anuales. Este límite se considera aceptable porque supondría que las instalaciones de autoconsumo se diseñan explícitamente para el propio autoconsumo y no para fomentar el vertido a red. Este supuesto genera resultados semejantes a los obtenidos con el criterio de cobertura de demanda del 80%. Se obtiene que el grado de autoconsumo sería del 76,2% y sería necesario instalar 1.587 MW fotovoltaicos y 4.777 MW / 4.533 MWh en almacenamiento energético para alcanzar ese nivel de autosuficiencia.
Además de identificar posibles opciones de almacenamiento a nivel de usuario final, la Estrategia de Almacenamiento Energético de Canarias evalúa las posibilidades de almacenamiento distribuido. Esta solución hace referencia a aquellos sistemas de almacenamiento energético que estarían directamente vinculados a generadores, fundamentalmente renovables para evitar vertidos, almacenistas de energía y gestores de red que aporten servicios tanto de modulación de generación renovable, de demanda como de servicios complementarios de ajuste al sistema eléctrico.
Dichas instalaciones, junto con el resto de la producción renovable del sistema eléctrico, permitirían incrementar el nivel de autosuficiencia energética y atender la parte de la demanda de las edificaciones no cubierta por los sistemas de autoconsumo instalados en cada inmueble.
