La transición energética se pone a prueba en el Noroeste

El último intento para dar una tercera vida a la térmica de Endesa en el municipio coruñés de As Pontes fue un fracaso estrepitoso. Después de alimentarse de materia prima autóctona hasta agotar los yacimientos del entorno y la reforma a mediados de los años 90 para poder usar lignito importado, las instalaciones testaron a lo largo de 2020 su posible reconversión con biocombustibles quemando una mezcla de lodos y carbón de Kazajistán e Indonesia en distintas proporciones. La compañía comprobó que, solo con la operación de dos de los cuatro grupos de la factoría durante 3.000 horas, «se acumularían cada año entre 76.000 y 106.000 toneladas de un subproducto que no sería admitido en los vertederos de residuos no peligrosos por superar los valores límite de selenio, sulfatos y carbono orgánico disuelto, con un elevado incremento de metales y metaloides generados en la combustión». Las emisiones a la atmósfera, además, quedarían muy cerca de batir el umbral de mercurio permitido y la caldera acabaría sufriendo un problema de corrosión.

La generación tampoco compensaba, con un precio por cada megavatio hora (MWh) un 30% superior a la producción de los ciclos combinados de gas. ¿Cuál fue la conclusión de Endesa? Que la térmica era «inviable al quedarse fuera del mercado eléctrico». «La adaptación de la instalación a la nueva situación requeriría asimismo una elevada inversión y unos altos costes fijos, con lo que la destrucción de caja estimada ascendería —detalló— a 625 millones de euros en diez años de actividad de la central».

Las pruebas sirvieron de huida hacia delante para aletargar las quejas de las empresas auxiliares vinculadas a la planta y las duras críticas de la Xunta de Galicia, que culpó al Gobierno central de la «precipitada» clausura. Lo cierto es que la decisión venía ya de antes. Y se tomó en el seno de la multinacional dirigida por José Bogas por una cuestión estrictamente de negocio. «La profunda modificación de las condiciones de mercado por el incremento en el precio de los derechos de CO2 y la caída significativa del precio del gas ha llevado a que estas centrales hayan sufrido una importante falta de competitividad en la cobertura de la demanda, sin perspectiva de mejora», justificó en un comunicado en diciembre de 2019 para anunciar el adiós.

La crisis energética desatada por la invasión de Rusia a Ucrania a principios de 2022 abrió un paréntesis en el acta de defunción de la térmica, hasta la publicación en el Boletín Oficial del Estado (BOE) en agosto de 2023 del permiso del Ministerio para la Transición Ecológica para desconectarla, previo informe favorable de Red Eléctrica. Tirarla costará más de 50 millones de euros. Las obras se alargarán cuatro años y se necesitarán unos 100 operarios. La firma vizcaína Lezama, especializada en demoliciones, trabaja ya en el desmantelamiento, incluida la imponente torre de 356 metros de alto. Todo un símbolo de la era del carbón en el país. No es la primera térmica en desaparecer, pero sí la de más potencia (1.469 MW), joya de la corona del sistema eléctrico durante casi medio siglo.

Hoy únicamente quedan cuatro centrales de carbón activas. La cuota en la generación eléctrica apenas superó el 1% en 2024. Todas echarán el cierre o se transformarán a lo largo de este año. Su extinción evidencia los meteóricos, pero desiguales avances hacia una economía baja en emisiones y, en particular, en las comunidades autónomas del noroeste, donde las térmicas lideraron históricamente el mix. Hace poco más de diez años, aportaban el 30% de la producción eléctrica de Castilla y León, el 42% en Galicia y el 70% en Asturias. 

Dos de esas cuatro plantas abiertas todavía están en el Principado. De hecho, el carbón siguió en lo más alto del podio de la producción de electricidad en 2024 — casi el 36% del total— por la inyección de las centrales de EDP en Soto de Ribera (361 MW) y Aboño (877 MW distribuidos en dos grupos, uno de ellos en plena transformación para pasarse gas natural).

Asturias, que era una potencia energética, ya no genera electricidad ni para cubrir sus propias necesidades. La suya es una demanda muy singular puesto que más del 65% corresponde al sector industrial, el mayor peso en España.

Por primera vez desde que hay registros, el consumo interno superó a la generación: 8.594 gigavatios hora (GWh) frente a 7.775, según el reciente balance de Red Eléctrica. Un vuelco vinculado a la fallida transición energética en su caso. El apagado de las térmicas no se ha visto acompañado de un despliegue equivalente de instalaciones de renovables. Encabezadas por la hidráulica y la eólica, las fuentes limpias ganan terreno en la cesta eléctrica (21% del producción en 2022, 37,2% en 2023 y 43,5% en 2024), pero por la retirada progresiva del carbón. La potencia en tecnologías sin emisiones apenas ha crecido. Dispone de 805,7 MW en hidráulica, 702,1 MW en eólica y 90,5 MW en otras renovables.

Con la pérdida de autosuficiencia eléctrica, Asturias depende ahora de las interconexiones con otras autonomías y de la red de transporte eléctrico. Que arrastra importes carencias, según el Gobierno del Principado. Demanda su refuerzo para poder garantizar los planes de electrificación de procesos industriales que están en marcha (como el de la acería de ArcelorMittal en Gijón) o que están previstos (como el de la planta química de Bayer en Langreo, en la que se fabrica el 100% del componente activo de la Aspirina que se consume en todo el mundo).

«Las renovables son nuestro petróleo del siglo XXI», asegura María Cadaval, doctora en Economía Aplicada y profesora en la Universidad de Santiago de Compostela. «Lo que ocurre es para que sea así, su organización debe hacerse con fines comunes, no pensada exclusivamente en intereses concretos, o bien de aquellos que instalan la generación o de los que la usan en un momento determinado —avisa—. La energía tiene que responder a las necesidades de la demanda interna, de la industria electrointensiva, incluso de la industria que está por venir». Cadaval alaba casos de éxito en el norte de Europa, como el uso de parte del dinero que deja la venta del petróleo para financiar las pensiones. «Es una idea que puede servirnos a nosotros para aprovechar esta gran oportunidad», apunta.

En la otra cara de la transición energética, Castilla y León se consolida como la primera productora renovable del Estado. La generación sobrepasó los 27.000 GWh durante 2024 —más del doble de la demanda interna, 13.200 GWh— y el 92,8% procedió de fuentes limpias. Dispone de mucha eólica (7.291 MW en funcionamiento), muchos embalses (4.398 MW) y cada vez más fotovoltaica (3.327).

Galicia es un punto intermedio entre sus dos comunidades vecinas. Las centrales sostenibles alcanzaron el 84,6% de la generación eléctrica del último ejercicio, superando a estas alturas el objetivo del 81% marcado para todo el país en 2030 en la reciente actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Parte del hito viene de la musculatura verde. Fue un territorio pionero en el desarrollo eólico hace 30 años. Pero el logro también tuvo mucho de coyuntural: un periodo excepcional de lluvias que disparó la hidráulica a niveles nunca vistos: 10.131 GWh, el 44% de la producción total.

La Agenda Energética de Galicia diseñada por el Ejecutivo autonómico para lograr la neutralidad climática aspira a sumar 3.800 MW de eólica terrestre, 800 MW de eólica marina, multiplicar por cinco el bombeo (1.876 MW) y poner en marcha 500 MW en hidrógeno verde, entre otras tecnologías, hasta final de la década. Pero la alargada sombra de la judicialización de los proyectos de renovables lo pone casi imposible.

Del centenar de autorizaciones a nuevos parques eólicos concedidas por la Xunta de Galicia, prácticamente todos tienen algún recurso de organizaciones ambientalistas ligadas al movimiento «Eólica, así no». El Tribunal Superior de Xustiza de Galicia (TSXG) ha suspendido cautelarmente los permisos a más de 70 instalaciones por el posible daño irreversible al entorno o el procedimiento seguido. La Asociación Eólica de Galicia (EGA) advierte que la parálisis deja en el aire más de 6.300 millones de euros en inversiones de proyectos industriales estratégicos en la comunidad.

El conflicto eólico en Galicia acumula 2.258 recursos administrativos y 243 judiciales

El Tribunal Supremo avaló en cuatro recientes sentencias la tramitación —la posibilidad de reducir el plazo de exposición pública y el momento en el que se piden los informes sectoriales de los organismos con competencia en el examen de impacto—, aunque la última palabra la tendrá el Tribunal de Justicia de la UE, que, a raíz de la encrucijada gallega, se pronunciará sobre si España traspuso correctamente la normativa europea de evaluación ambiental. Están en juego las tramitaciones de todas las plantas renovables y cualquier plan o proyecto que haya pasado o vaya a pasar por un examen de impacto. De su veredicto depende el futuro renovable e industrial del país.

El Noroeste español necesita más que ningún otro territorio la energía verde que nutra sus electrointensivas (ArcelorMittal en Asturias o de Alcoa en Galicia, única factoría española de aluminio primario), una nueva generación manufacturera y ayude a electrificar la movilidad. Son tres autonomías dispersas con altos niveles de contaminación por transporte con motores de combustión.

Candidatos no faltan. Asturias acumula más de 800 MW en parques eólicos y 1.400 en baterías con acceso a la red concedido; los planes de eólica en Castilla y León superan 9.000 MW (3.567 con conexión y 5.700 solicitada) y 13.000 para fotovoltaica; y en Galicia están pendientes alrededor de 9.000 MW en complejos de aerogeneradores, más de 1.500 en baterías y 166 en hidráulica. Las tres autonomías tienen, además, una apuesta en firme por los valles de hidrógeno verde.

El reto ahora está en cuántos proyectos despegarán y cómo. «La gente es cada vez más consciente de que la gran oportunidad que tenemos ahí –indica María Cadaval— no puede concentrarse en las manos de unos pocos como ocurrió en el pasado». «La privatización de los recursos es siglo XX, es historia —enfatiza—. En el siglo XXI viene un aprovechamiento común de esas potencialidades».