El carbón se mantiene como la principal fuente de energía de Asturias, con un 35,6% del total

Electricidad que se inyecta en el sistema desde la central térmica de Aboño y, en menor medida, solo cuando hay una elevada demanda y hay peligro de desabastecimiento, desde la de Soto de Ribera, ambas propiedad de EDP. La compañía lusa ha solicitado el cierre del grupo 3 de esta última y el 1 de Aboño, pero hasta que los obtenga igualmente permanecerán como instalaciones de respaldo para atender las necesidades del sistema energético. Es más, el Principado autorizó en enero a que el grupo 1 de Aboño dispusiera de 2.000 horas de funcionamiento durante este año para poder sustituir la actividad del grupo 2 durante los meses que duraron las obras de transformación para su adaptación al uso de gases siderúrgicos, gas natural e hidrógeno renovable, que se espera terminen en los próximos días.

El grupo 1 tenía autorizado hasta la fecha el funcionamiento durante un máximo de 500 horas anuales, para atender la demanda solo en los casos de parada o avería del grupo 2. Este plazo resultaba insuficiente para garantizar un suministro eléctrico estable durante la parada temporal, por lo que EDP solicitó elevar las horas de funcionamiento mientras se ejecutaban las obras de adaptación.

El objetivo es que este grupo de la central de Aboño arranque estos días utilizando gas natural –y más adelante hidrógeno–, además de mantener el aprovechamiento de gases siderúrgicos. Una iniciativa que comparte con Corporación Masaveu, que se convirtió en cotitular de la planta al adquirir el 50% a la energética. Ambas compañías adjudicaron los trabajos a Duro Felguera, que consistieron en la instalación de nuevos equipos y adaptaciones en la caldera, además de actuaciones en los sistemas e infraestructuras. No obstante, el cierre de los grupos depende de que el Gobierno central apruebe las solicitudes, para lo que se apoyará en el preceptivo informe de Red Eléctrica, que es el gestor del sistema en España. Un análisis que después del apagón registrado el pasado 28 de abril cabe esperar que sea más minucioso, en aras de garantizar la seguridad del suministro.

De forma paralela, EDP avanza en sus planes para transformar sus térmicas y ser completamente verde en 2030. La previsión es que Aboño se convierta en el epicentro del valle asturiano del hidrógeno verde, mientras que Soto de Ribera, además de generar este vector energético, se especializará en diferentes soluciones para el almacenamiento energético.

Mientras que el carbón resiste en las dos centrales de la compañía portuguesa, la térmica de La Pereda abandonó su uso con el cierre de 2024, con el fin de la actividad extractiva en el pozo San Nicolás, que abastecía a la central propiedad de Hunosa. Así, la térmica ubicada en Mieres comenzó el pasado abril su metamorfosis, que supone una inversión de alrededor de 55 millones de euros, para operar con biomasa. Será la mayor instalación de generación eléctrica con residuos forestales de Asturias, con una potencia de 50 megavatios (MW).

Para ello, tendrá que acondicionar las instalaciones para empezar a funcionar con esta materia prima, lo que conllevará la adaptación de la caldera y el sistema de tratamiento de gases, la mejora de la eficiencia del ciclo de refrigeración y un sistema de almacenamiento y alimentación de los nuevos combustibles que se emplearán. La hullera pública destaca que el proyecto supondrá además un revulsivo para el desarrollo del sector forestal en la región, especialmente en el área central, donde posee 3.800 hectáreas de monte.

El compromiso de la empresa es abastecer a la nueva central con biomasa autóctona y estima que La Pereda consumirá un máximo de 400.000 toneladas de estos residuos cada año. Su puesta en marcha, prevista para principios de 2027, permitirá mantener los puestos de trabajo actuales y generará otros 200 nuevos en el sector forestal, además del empleo inducido de esta instalación industrial, según los cálculos de Hunosa.

Pese al gran peso que mantiene el carbón dentro del 'mix' energético asturiano, el conjunto de las fuentes de generación no renovable descendió un 23,3%, hasta los 4,39 millones de MWh. El mayor desplome lo experimentaron los ciclos combinados, cuya producción descendió un 46% en la comparativa interanual, hasta los 1,37 millones de MWh. También la cogeneración registró una notable caída, del 36,7%, hasta los 73.460 MWh. En cambio, los residuos no renovables se dispararon un 140,7%, hasta los 168.209 MWh.

En cuanto a la generación limpia, apenas varió, con un alza del 0,1%, hasta los 3,38 millones de MWh. Evitó el descenso gracias a la hidráulica, cuya producción se incrementó un 6,7%, hasta los 1,83 millones de MWh, debido a las condiciones meteorológicas favorables. El resto de fuentes renovables, por contra, experimentaron reducciones. La más significativa fue la de la eólica, que cayó un 7,6%, hasta los 1,3 millones de MWh. Mientras que la solar fotovoltaica lo hizo un 6,4% (580 MWh) y otras renovables rebajaron su generación un 4,1% (240.123 MWh). Respecto a la energía generada por bombeo –que Red Eléctrica separa de la renovable y no renovable–, se incrementó un 24,3% (75.586 MWh).