Diario de Navarra

Los municipios de Ujué, Santacara y Murillo el Fruto podrían ser el escenario de la construcción de una de las mayores centrales hidroeléctricas reversibles o de bombeo del país, e incluso de Europa, con sus 2.160 MW de potencia prevista. Así lo ha planteado la empresa Desarrollos del Batán SLU, que pertenece al grupo aragonés Atalaya Generación, ante el Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico. El proyecto ha sido también presentado al Gobierno de Navarra y a los ayuntamientos afectados y, según fuentes del grupo promotor, podría requerir de una elevada inversión, 2.000 millones de euros, hasta el año 2030. El proyecto se denomina Central Hidroeléctrica Reversible El Batán y constaría de dos presas de nueva creación que según subrayan desde el grupo “no afectarán a zonas protegidas del enclave”. En las proximidades se encuentra la Laguna de Pitillas. la presa superior se construiría en término de Ujué y ocuparía unas 97 hectáreas, con una capacidad de llenado de 22 hectómetros cúbicos (la del embalse de Eugi es de 21), mientras que la inferior, principalmente en término de Santacara, contaría con una lámina que ocuparía unas 166 hectáreas y su capcidad sería de 24 hectómetros cúbicos. El salto de agua entre una y otra alcanzaría los 361 metros. Desde Atalaya Generación se insiste en que esta hidroeléctrica de bombeo no tendría influencia en los cauces fluviales ya que funciona en circuito cerrado. Para su llenado se tomaría agua del río Aragón, entre los meses de noviembre y febrero, cuando no hay regadío y hay mayor caudal, lo que se podría completar en uno o dos años. Posteriormente se estima una pérdida anual del 5% de agua por evaporación que se repondría del mismo modo. Los promotores creen que si la tramitación legal del proyecto sigue adelante en dos o tres años se podrían iniciar las obras de construcción y que la instalación podría estar operativa en el horizonte del año 2030. Solución al excedente de las renovables Uno de los grandes problemas que enfrenta la generación eléctrica mediante fuentes renovables es el almacenamiento de dicha energía. Así, el viento que mueve los molinos, la principal fuente renovable en Navarra, no siempre coincide con los momentos de mayor demanda. ¿Qué hacer entonces con el sobrante? Las centrales hidroléctricas reversibles se perfilan como una de las soluciones al problema del excedente ya que gracias a sus dos embalses a distinta altura pueden almacenar el agua en los momentos de menor demanda y aprovecharla para generar energía en las horas de mayor consumo para satisfacer toda la demanda eléctrica. Una de las mayores instalaciones de este tipo es la de Cortes-La Muela, en Valencia, del grupo Iberdrola, con una potencia instalada cercana a los 1.500 MW de potencia. Su funcionamiento, según detalla la eléctrica es el siguiente. En las horas valle, durante la noche en los días laborables y los fines de semana, se usa la energía sobrante (que además en esas horas tiene un coste más bajo en el mercado) para elevar el agua contenida en el embalse situado en el nivel más bajo al depósito superior por medio de una bomba hidráulica que hace subir el agua a través de una tubería forzada y de la galería de conducción. El embalse superior actúa, así, como un depósito de almacenamiento. Durante las horas pico, es decir, durante el día, la central de bombeo funciona como una planta hidroeléctrica convencional: el agua acumulada en el embalse superior cerrado por una presa se envía por la galería de conducción al embalse inferior. En este salto, el agua pasa por la tubería forzada, en la que adquiere energía cinética que se transforma en energía mecánica rotatoria en la turbina hidráulica. A su vez, esta se convierte ya en energía eléctrica de media tensión y alta intensidad en el generador. Para la regulación de las presiones del agua entre las conducciones anteriores se construye en ocasiones una chimenea de equilibrio. El paso siguiente son los transformadores, que envían la electricidad producida en la central por las líneas de transporte de alta tensión hasta llegar a los hogares e industrias de la red eléctrica que la consumen. Por su parte, el agua, una vez generada la electricidad, cae por el canal de desagüe hasta el embalse inferior, donde queda de nuevo almacenada. Pedro Machín: “El proyecto permite gestionar el parque renovable navarro” Navarra ha incrementado de forma espectacular su capacidad de generación eléctrica en apenas dos décadas. Si en los años 80 era totalmente dependiente eléctricamente del exterior (con la excepción de una pequeña aportación de energía hidráulica), en la actualidad se autoabastece y es una región exportadora de electricidad. Durante 2020 produjo un total de 6.607 GWh, de los que el 52,9 % furon de origen renovable. En cambio, la demanda de electricidad se situó en los 4.853 GWh. Así quedó de manifiesto en el Avance del Informe del sistema eléctrico español 2020. La eólica navarra fue, con 2.378 GWh y una cuota del 36 % del total, la tecnología que más electricidad generó en nuestra Comunidad -inmersa en una nueva expansión de parques eólicos-, seguida por el ciclo combinado que alcanzó una participación del 34,3 % sobre el total. La solar fotovoltaica, aún produce sólo el 4,2 % del total. El reto es gestionar los excedentes así como el almacenamiento de la electricidad y aquí es donde surgen proyectos como el que se plantea en Ujué y Santacara. LA LÍNEA ITSASO-CASTEJÓN Pedro Machín, uno de los fundadores del grupo Atalaya Generación y actual presidente del clúster de la energía de Aragón, cree que dada la singularidad de su ubicación, la Central Hidroeléctrica Reversible permitiría gestionar el parque de generación renovable de Navarra y su entorno de una forma “eficiente”y “ayudando a cumplir los objetivos de descarbonización del sistema”. La central funcionaría como una pila que absorbe el excedente y lo devuelve al sistema en horas punta y la línea de alta tensión Itsaso-Castejón sería clave en su evacuación. La central de bombeo, asegura Machín, se alinea con los grandes planes nacionales de energía, clima y descarbonización, así como con la Estrategia de Almacenamiento Energético y el Pacto Verde Europeo.

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Plantean dos presas entre Ujué y Santacara para una gran central de bombeo (2.160 MW)

Sería una de las mayores instalaciones de este tipo y se invertirían 2.000 millones hasta 2030

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