“Ya llevamos un 90% de avance en la construcción de caminos y 30% en las fundaciones. Esperamos que los aerogeneradores (torres y turbinas eólicas) lleguen al país en agosto, para tener todo listo a mediados de diciembre y comenzar a hacer pruebas”, dijo José Ley Lau, miembro de la Junta Directiva de Blue Power & Energy, empresa que espera aportar 142 GWh al año.
“La Ley permite que los primeros 20 megavatios entren sin problemas, pero para aprobar la entrada del resto hay que hacerlo en base a un estudio. Todos los proyectos posteriores (al parque eólico Amayo I) hemos tenido que hacer ese estudio por medio de un consultor especializado para ver si se autoriza el uso de esa energía, lo que depende de la aprobación del Centro Nacional de Despacho de Carga”, explicó Ley Lau.
La duda gira en torno a la certeza de si los vientos soplarán con la intensidad requerida durante todo el tiempo que se necesiten para generar electricidad, porque una caída súbita de la fuerza con que soplan, crearía un déficit en el sistema, obligando a encender otras centrales de un momento a otro o a racionar el servicio a los usuarios.
En opinión de algunos expertos, la realidad del Sistema Interconectado Nacional sólo permite introducir a la red un 12% del total de la demanda, lo que de ser cierto, implicaría que no hay espacio para más energía eólica después de los 60 MW que ofrecen las dos fases del proyecto eólico Amayo, siendo que el pico de mayor demanda ronda los 525 MW a las 7 de la noche.
Si ese cálculo fuera correcto, los proyectos Blue Power & Energy, Eolo de Nicaragua, y Alba Vientos, llamada también ‘Alba Rivas’ en documentos oficiales del Ministerio de Energía y Minas, superan la oferta de 120 megavatios, con lo que todos los proyectos eólicos juntos sumarían alrededor del 36% de la demanda vigente.
El Ing. Ley Lau explicó que una de las principales recomendaciones de estudios previos es “fortalecer el sistema de distribución en el departamento de Rivas, y entiendo que ENATREL lo está ejecutando”. “Los estudios muestran que será necesario reforzar el sistema cuando haya más de 300 megavatios fluyendo de sur a norte, o de norte a sur, pero eso no ocurrirá hasta dentro de tres años, como mínimo, y creo que hay recursos” para acometer las obras, lo que incluye la construcción de nuevas instalaciones de distribución cerca de La Virgen, y conectarla con todos los proyectos para que haya mejor distribución”, aseguró.
Además de invertir en la red, la tecnología ofrece la opción de aprovechar más los vientos y reducir los problemas que causa la intermitencia eólica, siendo que los viejos equipos se desconectaban automáticamente cuando se detectaba una variación de voltaje.
“La nueva tecnología que estamos usando –y supongo que los nuevos proyectos también van a usar algo similar- nos ofrece la opción de lograr mayor penetración de energía eólica, porque nos permite mantenernos más tiempo en el sistema, aunque haya variaciones”.
De todos modos, los estudios de viento que cada proyecto eólico debe efectuar durante años (o comprárselos a quien los haya hecho), permite pronosticar cómo puede ser el comportamiento del viento, y saber cuándo esperar una disminución de su intensidad, o cuando programar producción a plena potencia.
En todo caso, esa intensidad decae suavemente, lo que otorga tiempo a los operadores para ordenar la entrada de otras centrales sin tener que desconectar a ningún usuario. Varias naciones europeas se encuentran en la lista de aquellas que cuentan con mayor penetración de energía eólica, como Dinamarca, en donde ese tipo de fuente se usa para generar el 30% de la electricidad que se consume en el país, pero se trata de “un sistema fuerte, que está interconectado con toda Europa”, explica Ley.
Eso significa que además de invertir en redes, el país necesita ampliar su brecha de reserva eléctrica, que es la diferencia entre la demanda máxima y la máxima capacidad instalada que está disponible en un momento determinado, y que al cierre de junio se situaba en alrededor de 100 MW.
La entrada en servicio del proyecto hidroeléctrico Tumarín, que podría ocurrir en el 2014, permitirá disponer de mayores niveles de reserva, de modo que ante una caída de la generación eólica, el Centro Nacional de Despacho de Carga pueda compensar esa carencia sin que los usuarios se percaten. Aún así, Ley cree que “con 100 megavatios, el sistema estará tallado (o sea, estará a su máxima capacidad)”, sin que eso signifique que no existan alternativas.
Una de ellas es buscar nuevas ubicaciones, como Chontales, Mateare y El Crucero, para colocar los aerogeneradores, lo que ofrece la opción de alternabilidad, porque no es cierto que los vientos van a dejar de soplar al mismo tiempo en todas esas ubicaciones, un riesgo que sí existe en este momento, en que los 4 proyectos están situados a relativamente poca distancia unos de otros, en la costa rivense del Gran Lago de Nicaragua.
“Podemos contar con más de 100 megavatios de las eólicas, si estabilizamos el sistema de tal forma que ninguna planta nueva produzca perturbaciones en la operación de la red, pero si todos los proyectos de este tipo están ubicados en Rivas, una caída de los vientos puede afectarlos a todos a la vez”, recordó el experto.
Afortunadamente, la reserva del sistema interconectado nacional está basada fundamentalmente en motores, que más allá de su alto costo de operación, y de lo contaminantes que pueden ser, tienen la ventaja de arrancar en 3 a 4 minutos, y pueden ofrecer de inmediato la potencia que se necesite en el momento.
Los vehículos eléctricos con baterías de litio no emiten CO2 ni dañan el medio ambiente, siempre que la electricidad provenga de energías renovables, como la eólica, la energía solar fotovoltaica y la termosolar. Los aerogeneradores podrán suministrar la electricidad al vehículo eléctrico, que en un futuro servirán también para almacenar y regular la electricidad intermitente del sector eólico.
