EDP está acelerando la descarbonización hacia una generación 100 % verde en 2030. Las centrales térmicas de España, Portugal y Brasil, que han abastecido a poblaciones e industrias durante décadas, serán ahora clave para garantizar la energía limpia y renovable del futuro.
En el fondo marino de Albufeira, una torre de metal sirve de hogar a peces, corales y multitud de otros organismos que dan vida a un nuevo arrecife, un nuevo ecosistema. El antiguo molino de carbón de la central termoeléctrica de Sines, que forma parte de la exposición submarina EDP Art Reef creada por el artista Vhils en colaboración con EDP, es un pequeño ejemplo de cómo las centrales de carbón del pasado juegan un papel importante en el futuro de la energía y del planeta.
Este es el camino que está trazando EDP, que no solo pretende eliminar el carbón hasta 2025 y otros combustibles fósiles hasta 2030, sino también convertir estos históricos emplazamientos de generación de energía en incubadoras de nuevas fuentes, nuevos procesos que garanticen la sostenibilidad y la transición energética plena. Porque elegimos la Tierra y, donde había carbón, habrá hidrógeno verde, energía solar fotovoltaica, minihidráulicas, acumuladores de energía y bosques, que transforman centrales térmicas de Portugal, España y Brasil en centros verdes en sus regiones y países.
Cuatro centrales en España (Soto de Ribera y Aboño en Asturias; Puente Nuevo y Los Barrios en Andalucía), dos en Portugal (Sines en el distrito de Setúbal y Carregado en el distrito de Lisboa) y parte de la Central de Pecém en Brasil son los ejes fundamentales de este proceso de transformación y revitalización de la producción energética. Representan una parte importante de los 25.000 millones de euros que EDP invertirá hasta 2026 en el desarrollo de proyectos para el lanzamiento, la ampliación y la consolidación de las energías renovables. Todo ello para garantizar la transición energética, la flexibilidad de los sistemas eléctricos y la estabilidad de la red, posicionando el medio ambiente en primer lugar.
¿Cómo se desactiva una central térmica?
El proceso de cierre y desactivación de una central es largo y meticuloso. Comienza con la solicitud a las autoridades reguladoras competentes y concluye cuando el terreno en el que estaba instalada la planta queda recalificado y disponible para nuevos usos.
- Puesta fuera de servicio. La eliminación de productos químicos, combustibles, aceites, gases y todos los demás consumibles de la cadena de producción que se puedan transportar fácilmente. Esta fase puede ir precedida o acompañada de la retirada de pequeños equipos móviles, mobiliario y materiales que se puedan reutilizar en otros centros de producción de EDP o incluso en otras instalaciones industriales.
- Desmantelamiento y demolición. El desmantelamiento de equipos para el reciclaje de chatarra, desde maquinaria hasta tuberías y tanques. Y la demolición cuidadosa de todas las estructuras o de las que no se puedan reutilizar, como chimeneas, torres de refrigeración o turbinas y generadores.
- Recalificación: Descontaminación y verificación ambiental de terrenos y otras estructuras para que puedan ser utilizados de manera segura para nuevos fines, ya sean industriales, de urbanización, agrícolas o de renaturalización.
La desactivación de una central térmica la llevan a cabo equipos especializados en las distintas fases junto con el equipo de la central, que es el que verdaderamente tiene experiencia y un conocimiento profundo de la ubicación, los cambios realizados a lo largo de los años y todas las limitaciones que puedan existir.
Y las comunidades que se han visto apoyadas y beneficiadas durante décadas por el funcionamiento de estas centrales térmicas, ya sea a través del desarrollo económico local y el empleo, o mediante iniciativas sociales, deportivas o culturales apoyadas por EDP, son también una parte importante del proceso de transformación. Tras el cierre, la transferencia de los equipos resultantes del desmantelamiento a entidades locales, la continuación de los programas de la UE (como Entama en España, o Partilha com Energia y el Programa de Atribuição de Viaturas Usadas en Portugal) y la creación de proyectos específicos de apoyo al cierre (como el programa Futuro Ativo Sines) forman parte de la estrategia global de EDP para una transición energética justa, que no deje a nadie atrás.
Economía circular: garantizar el valor que todavía existe en una central cerrada
El fin de una central alimentada con combustibles fósiles, por el bien del medio ambiente y de la transición energética, no significa que todo lo asociado con esa ubicación y método de producción deba eliminarse u olvidarse. Existe mucho valor en una central térmica desactivada, muchas toneladas de residuos y materiales que se pueden reutilizar, muchos equipos con otros posibles usos, muchas infraestructuras capaces de albergar innovaciones, industrias y tecnologías diseñadas para un futuro verde.
Gracias a la evolución de las técnicas de reciclaje y reutilización, y con el enfoque puesto en la economía circular (que incluye, por ejemplo, el uso de materiales para EDP Art Reef), EDP pretende alcanzar hasta un 90 % de reciclaje en toda la cadena de valor de la energía. Y la desactivación de las centrales térmicas se sitúa en la primera línea de este recorrido de circularidad. Sólo en la central de Carregado, por ejemplo, fue posible reciclar el 92 % de las 100.000 toneladas de residuos acumulados durante la fase de desmantelamiento y demolición.
Centrales EDP: historias de éxito hacia un futuro sostenible
Entre los emplazamientos que ya se encuentran en un proceso de desmantelamiento más avanzado y los que seguirán funcionando hasta 2025 o un poco más allá, las centrales de EDP tienen bien trazado su camino ecológico. A continuación detallamos el camino que ya han recorrido un total de nueve centrales en España, Portugal y en el caso particular de Brasil. Un camino que se ramifica entre las distintas fuentes de energía renovables que componen la cartera de EDP, apuntando hacia la hibridación, el almacenamiento de energía y la complementariedad como formas de garantizar la solidez de cada proyecto y de todo el sistema eléctrico.
Carregado
Un ejemplo de recalificación ambiental
La central termoeléctrica de Carregado, cerca de Lisboa, fue innovadora durante varias décadas hasta su cierre en 2010. De los seis grupos de producción alimentados con fueloil desde 1969, el 5 y el 6 también comenzaron a utilizar gas natural en 1997. Fue la primera planta de Portugal en cambiar a este combustible más limpio.
Con todas las instalaciones derribadas en la actualidad, la amplia superficie de la antigua planta continúa el proceso de recalificación de los terrenos. Algunos de ellos ya se encuentran en fase de estudio de suelo y podrán utilizarse posteriormente para nuevos proyectos. Antes, durante la demolición, se recicló el 92 % de las aproximadamente 100.000 toneladas de residuos existentes. Y se reutilizaron materiales para la vecina central de ciclo combinado de Ribatejo, la central hidráulica de Belver y la planta de biomasa de Mortágua.
El apoyo a las comunidades locales ya existía y sigue muy vivo gracias a la central termoeléctrica de Ribatejo. Los equipos de cocina procedentes de la antigua unidad de Carregado se llevaron a una institución de Vila Nova da Rainha y al Club de Personal de EDP, existente desde 1976.
Sines
Un centro para el hidrógeno verde en Portugal
Cuando entró en funcionamiento en 1985, la central termoeléctrica de Sines era capaz de abastecer el 15 % de la energía consumida en Portugal con dos grupos de producción, y alcanzó un tercio de las necesidades al crecer en 1987 a cuatro unidades de carbón, con un total de 1256 MW de capacidad. Su cierre en 2021, dos años antes de lo previsto, aceleró verdaderamente el fin del carbón en la producción de energía en Portugal.
La ubicación estratégica de la planta de Sines, junto a un importante puerto marítimo del Atlántico, la convierte en un lugar único para la creación de nuevos proyectos de energía verde, en particular el hidrógeno. Ya fuera de servicio, la planta se prepara para las primeras fases de desmantelamiento, seguidas de su transformación en un centro de H2. En el proyecto GreenH2Atlantic participan EDP y algunas empresas más del sector energético.
El fin de las operaciones en Sines ya ha permitido que se reutilicen equipos para centrales térmicas e hidráulicas de Portugal, España y Brasil, y también para entidades externas. En total son más de 6.000 equipos, con un peso superior a las 370 toneladas, además de piezas metálicas utilizadas por Vhils en EDP Art Reef. También se vendieron 10.000 toneladas de desechos de carbón como combustible y 1,2 millones de toneladas de escorias y cenizas se reutilizarán en la producción de cemento. La fuerte integración de EDP Geração en las comunidades locales también permitió brindar apoyo material a 33 entidades e instituciones.
Setúbal
La última planta de fueloil
La central termoeléctrica de Setúbal fue la más importante de Portugal hasta la puesta en servicio de Sines, abasteciendo al 25 % de la población, y fue la última en funcionar con fueloil. Fue la primera central de generación eléctrica de Portugal en tener su sistema de gestión ambiental certificado por una entidad externa.
Las operaciones en Setúbal finalizaron en 2013, después de 35 años de actividad, y las dos chimeneas de más de 200 metros de altura que marcaban el paisaje fueron demolidas en 2020. Actualmente la planta ya ha sido demolida por completo, abriéndose varias posibilidades de uso del espacio para nuevos proyectos.
Al igual que en Carregado, en esta planta también se pudo reciclar casi la totalidad de los residuos acumulados durante la fase de desmantelamiento y demolición: el 92,6 % de las 104.000 toneladas. Antes ya se habían aprovechado algunos equipos, como el material contra incendios, que se entregó a las brigadas de bomberos y zapadores de Setúbal. Otros equipos de producción se aprovecharon para las plantas de EDP de Sines, Ribatejo y Lares, y también para Tejo Energia.
Tunes
La energía del Algarve
Junto con Carregado, la central termoeléctrica de Tunes, en Silves, fue la que estuvo en funcionamiento durante más tiempo para EDP, entre 1973 y 2014. Alimentada con diésel, garantizó energía para la región del Algarve durante 41 años, con una potencia instalada de 165 MW en el momento de su cierre.
Tras la fase de desmantelamiento y demolición de la planta, los edificios administrativos y los talleres se mantuvieron para su uso futuro, y la planta se encuentra actualmente en fase de estudio de suelos. Su menor tamaño, sumado al hecho de que se mantuvo parte de las estructuras, llevó a que se produjeran menos residuos durante el desmantelamiento, alrededor de 5000 toneladas, con una tasa de reciclaje del 57 %.
Gran parte de los equipos se pudieron reutilizar en la central de Mortágua y otros se vendieron a empresas externas, como los rotores de las turbinas 1 y 2 y el excitador del grupo 3, pieza del generador que fue adquirida por una empresa chilena como reemplazo. También se entregó material de extinción de incendios a los bomberos de la región.
Soto de Ribera
La batería verde de Asturias
Con tres grupos de producción de carbón y dos grupos de ciclo combinado, la central térmica de Soto de Ribera, cerca de Oviedo, entró en funcionamiento en 1962. Mantiene en funcionamiento los tres grupos más recientes y se prepara para desactivar en 2025 el grupo 3, que todavía funciona a carbón. Soto 1 ya ha sido desactivado y Soto 2 está en la fase final de desmantelamiento, preparándose ambos para recibir los primeros proyectos renovables, muy centrados en el almacenamiento de energía y en la hibridación.
En la batería verde de Asturias se utilizará una minihidráulica y un parque fotovoltaico para suministrar energía a la red, pero también para almacenarla en baterías de litio y en una combinación de baterías RedOX y otras de segunda vida, como las de vehículos eléctricos, además de probar el almacenamiento a través de aire líquido. Paralelamente, un electrolizador de 5 MW producirá hidrógeno verde para alimentar vehículos y promover la descarbonización del transporte, además de utilizarse en grupos de ciclos combinados, asociado al gas natural.
Algunos de los equipos antiguos se han utilizado en el proyecto Vhils y los equipos más recientes se reutilizan para otros sectores. Una parte de las instalaciones del grupo 3 se mantendrá para dar cabida a nuevos proyectos. La cooperación local con el municipio de Ribera de Arriba se remonta a más de medio siglo y culminó en 2023 con la inauguración de la Central Artística de Bueño, un importante proyecto de dinamización cultural apoyado por la Fundación EDP.
Aboño
El valle del hidrógeno verde de Asturias
A las puertas de Gijón, la central térmica de Aboño, con dos grupos de producción, fue fundamental durante décadas para abastecer de energía a toda la región. El grupo 1 se prepara para ser desactivado en 2025, ejerciendo solo de apoyo en la actualidad, mientras que el grupo 2 se convertirá de carbón a gas natural. El valle del hidrógeno verde será un centro catalizador de varios proyectos renovables de EDP en Asturias.
La central de Aboño recibirá un sistema electrolizador con una capacidad de 150 MW, que se ampliará a 500 MW en una segunda fase a partir de 2027 si las condiciones del mercado son favorables. Para la producción y el almacenamiento de hidrógeno verde, los electrolizadores se alimentarán únicamente de fuentes renovables, es decir, a través de nuevos proyectos solares y eólicos en la central y en la región.
El hidrógeno verde también podría utilizarse para complementar los gases siderúrgicos que ya se utilizan en la central, reemplazando gradualmente a los combustibles fósiles. La transformación de la producción energética garantiza también el aprovechamiento de gran parte de las estructuras y equipos de Aboño 2, asegurando la economía circular y una transición justa.
Puente Nuevo
El sol andaluz en el horizonte
Fue en 2020 cuando cerró el último de los tres grupos de producción de la central de carbón de Puente Nuevo, en Córdoba, que comenzó a producir energía en 1966 junto a un embalse del río Guadalquivir. Ya se ha desmantelado parte de la central y se han iniciado los preparativos para el futuro, incluida la reforestación de una superficie de varias hectáreas con más de 4000 plantas autóctonas.
El futuro energético verde de Puente Nuevo se centra principalmente en la energía solar fotovoltaica, con la instalación de un parque solar terrestre de 300 MW y un innovador proyecto solar flotante de 50 MW en el embalse.
Tras el cierre del grupo 3 en 2020, varios equipos se enviaron para su uso en otras centrales de EDP, como la de Los Barrios, también en Andalucía. Principalmente tuberías de calderas, accesorios, bombas y válvulas, pero también 17 toneladas de bolas de metal para molinos de carbón en la central de Aboño.
Los Barrios
Hidrógeno verde en el Campo de Gibraltar
Junto a la bahía de Algeciras, la central eléctrica de Los Barrios dará paso al nuevo valle del hidrógeno verde del Campo de Gibraltar, un proyecto de 195 millones de euros. El primer grupo de producción de carbón ya está cerrado y el segundo sólo estará disponible hasta 2025, cuando se aceleren nuevos proyectos que ayudarán a la transición energética de toda la región de Cádiz.
Los dos ejes de actuación en el ámbito de las energías renovables se refieren principalmente al hidrógeno verde y al almacenamiento de energía. Al igual que Aboño, en 2026 se instalarán electrolizadores con una capacidad de 130 MW, que podrán ampliarse hasta más de 500 MW en función del uso regional, para las industrias y el transporte, y de las posibilidades de exportación por vía marítima. En cuanto al sistema de baterías de litio para el almacenamiento de energía, debería tener una capacidad de 255 MW.
La desactivación de la central de Los Barrios permitirá reutilizar diversos equipos e instalaciones, incluido el uso para nuevos proyectos. Y la conexión con la comunidad local, del mismo nombre, se fortalecerá como parte de una transición justa. Los proyectos de hidrógeno verde del Campo de Gibraltar crearán empleo e impulsarán la economía local con energía completamente limpia.
Pecém
Donde el hidrógeno verde ya es una realidad
La central de Pecém, integrada en el complejo termoeléctrico del mismo nombre, en el estado brasileño de Ceará, es otro de los sitios de generación que marcan el camino sostenible de EDP en el país y en el mundo. A finales de 2022, se produjo en estas instalaciones la primera molécula de hidrógeno verde de EDP, esencial para la estrategia global de transición energética.
En funcionamiento desde 2012, esta central de carbón de 720 MW fue vendida en 2023 a un grupo de inversores brasileños. El futuro pasará por la transición de la producción a otras fuentes de combustible en las que se pueda introducir el hidrógeno verde, asegurando aún más energía limpia en la región. El noreste ya es destaca ampliamente en energías renovables, pues concentra el 82 % de la capacidad instalada de energía solar y eólica del país.
EDP mantiene la gestión del proyecto Pecém H2V, que comenzó como proyecto piloto con una potencia de 1,25 MW y una inversión de 7,5 millones de euros. El módulo electrolizador de hidrógeno está alimentado por un parque fotovoltaico de 3 MW. Además del gran complejo industrial local, Pecém cuenta con un puerto marítimo que, en lugar de recibir carbón, podría canalizar hidrógeno verde para descarbonizar otras regiones y países.
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