Los promotores de CSP buscan ahorrar costes para preservar la ventaja del almacenamiento nocturno
Según ha explicado un grupo de expertos a CSP Today, los promotores se centran en la mejora del rend
El crecimiento de la capacidad proveniente de fuentes eólicas y fotovoltaicas está propiciando una necesidad cada vez mayor de energía adicional gestionable que permita equilibrar la red eléctrica, por lo que los promotores de CSP deben centrarse en disminuir los costes para competir contra la generación por gas y la caída de los costes de la fotovoltaica con sistemas de batería.
La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) ha previsto una caída del coste medio teórico de generación de electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés) en las centrales de sistema cilíndrico-parabólico de un 37 % hasta 90 USD/MWh y del coste de generación de las torres solares de un 43 % hasta 80 USD/MWh, de aquí a 2025.
Comparativamente, se prevé que el coste de la energía fotovoltaica caerá un 59 % de aquí a 2025 hasta 60 USD/MWh y el de la eólica terrestre un 26 % hasta 50 USD/MWh, lo que los situará muy por debajo de los niveles de la CSP.
En las regiones con alta radiación solar, la fotovoltaica con baterías se ve como la solución más económica para intervalos de almacenamiento de unas pocas horas, mientras que las centrales de CSP ofrecen costes de generación menores en periodos de almacenamiento más prolongados, lo que ha resultado un atractivo comercial clave para las nuevas centrales de CSP.
La fotovoltaica con cuatro horas de almacenamiento mediante batería de ion de litio está disponible actualmente a un coste medio teórico de generación de electricidad de 10 cts./kWh, mientras que el LCOE de la CSP con almacenamiento se sitúa en torno a 14 cts./kWh, según explicó Andrea Lovato, director ejecutivo de desarrollo comercial en ACWA Power, a CSP Today.
Lovato advirtió que los precios de las baterías eléctricas están cayendo a gran velocidad, lo cual tendrá repercusiones importantes en la preeminencia de la CSP para intervalos de almacenamiento más prolongados.
“El precio de la CSP [con almacenamiento] tiene que disminuir de forma significativa”, dijo.
Saudi Aramco predice que el coste de la fotovoltaica con siete horas de almacenamiento de batería caerá por debajo del coste de la CSP con almacenamiento antes del 2021, según aseguró Tim Polega, jefe ejecutivo de energías renovables de dicha empresa, en la conferencia MENASol 2016 celebrada en Dubái el 25 de mayo.
El coste de la fotovoltaica con 15 horas de almacenamiento de batería caerá por debajo de la CSP con almacenamiento antes de 2026, pese al pronóstico de disminución de gastos de capital en las nuevas centrales de CSP, afirmó Polega.
Saudi Aramco ha pronosticado que los gastos de capital de la CSP con seis horas de almacenamiento experimentarán una caída significativa en los próximos 10 años: de 5,32 USD/W en 2016 a 4,28 USD/W en 2021 y 3,80 USD/W en 2026.
La potencia eléctrica global instalada de CSP se sitúa actualmente en torno a 5 GW, y las predicciones de Saudi Aramco apuntan a que se instalarán 4 GW adicionales de potencia de CSP de aquí a 2021 y 8 GW más entre 2022 y 2026.
Aunque la necesidad de gestión de la energía proporciona una “ventana” para el desarrollo de la CSP, la reducción de costes en relación con los sistemas fotovoltaicos debe seguir siendo una prioridad, afirmó Belén Gallego, directora de estrategia y desarrollo comercial en la asesoría técnica Ata renewables.
“Tenemos que ser más rápidos que el almacenamiento eléctrico para disminuir los costes”, explicó.
Gallego es fundadora y fue directora de CSP Today hasta 2013.
Competencia en los costes
Las licitaciones públicas están favoreciendo una disminución los precios de las tarifas de la CSP, y en 2014 Abengoa ofreció la tarifa más baja del mundo hasta la fecha con 115 USD/MWh para la central híbrida CSP-PV de 110 MW Atacama 1, en Chile.
En 2015, Sudáfrica concedió a un consorcio liderado por SolarReserve y ACWA Power el proyecto de CSP de 100 MW Redstone con 12 horas de almacenamiento, a una tarifa de 124 USD/MWh.
Se prevé que la creciente actividad en el Oriente Próximo propiciará una disminución aún mayor de los precios de la CSP. En junio, la Autoridad de Electricidad y Agua de Dubái (DEWA, por sus siglas en inglés) concedió el parque solar fotovoltaico de 800 MW DEWA III al precio más bajo de fotovoltaica licitado hasta la fecha con 29,9 USD/MWh; además, la DEWA ha dicho que prevé ofertas a unos 80 USD/MWh cuando licite 200 MW de CSP a finales de este año.
Los dos principales factores que han determinado las tarifas de la CSP en la actualidad son los gastos de capital del proyecto y el tiempo necesario para construir una central de CSP, según explicó Paddy Padmanathan, presidente y primer ejecutivo de ACWA Power, a CSP Today.
“El tiempo es muy importante, pues los tres o cuatro años [de construcción] exigen que se amortice el interés durante el periodo de construcción, lo que se suma al coste”, dijo.
Padmanathan agregó que la simplificación y normalización de los diseños podrían contribuir a la reducción de costes.
“Con menos de 10 000 MW instalados o en construcción, la tecnología CSP sigue siendo algo exótico... Sin duda, lo que se necesita es que la industria se nutra de más participantes o que una tensión competitiva mayor impulse más innovaciones”, explicó.
Según Gallego, los costes del campo solar deberían caer notablemente y las capacidades relativas a las temperaturas ampliarse para mejorar la eficiencia de las centrales.
“Ya se está llevando a cabo una cantidad ingente de investigaciones sobre fluidos térmicos que puedan soportar una diferencia de temperaturas mayor, y esperamos poder ver pronto algunos de estos fluidos en el mercado”, aseguró.
Impulso en Oriente Próximo
El desarrollo de proyectos a gran escala que está ocurriendo en la región del Oriente Próximo y África Septentrional (MENA, por sus siglas en inglés) está contribuyendo a disminuir los costes, según ha asegurado Philip Hale, director de desarrollo en la región MENA de SolarReserve.
“En el seno de los EAU, Oriente Próximo y Marruecos se están llevando a cabo proyectos a gran escala... [los cuales] ayudarán enormemente a reducir los costes gracias a las economías de escala”, explicó.
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AR-SA"> Proyectos de CSP en la región MENA
La oferta de fotovoltaica más baja hasta la fecha para la central DEWA III de Dubái, proveniente de un consorcio liderado por Masdar que integra a la empresa española Fotowatio Renewable Ventures y al grupo Gransolar, pone de relieve el marco de apoyo para proyectos renovables proporcionado por las autoridades de los EAU. Además, muestra lo rápido que han caído los precios en la región.
La oferta del consorcio fue un 49 % menor que la oferta ganadora de la licitación para el proyecto de 200 MW DEWA II, a finales de 2014, de 5,85 cts./kWh.
“Los EAU poseen una calificación crediticia sólida, una inflación baja y un gobierno respetado y políticamente estable, todo lo cual propicia un mercado de inversión equilibrado y atractivo”, arguyó Hale.
Las instituciones financieras y los acreedores se sienten cómodos concediendo préstamos a los proyectos a gran escala de los EAU con plazos prolongados y márgenes bajos, lo que, junto con unos regímenes fiscales y aduaneros ventajosos, está favoreciendo que los promotores logren tarifas más bajas, explicó.
Mientras que algunos países como los EAU y Marruecos han sido capaces de atraer a las entidades crediticias y avanzar en el desarrollo de renovables, otros países de la región MENA como Egipto y Jordania se consideran de alto riesgo relativo, y las instituciones de financiación del desarrollo (IFD) multilaterales, tales como la OPIC y la CFI del gobierno de los EE. UU., están contribuyendo a abrir nuevos mercados.
De cara al futuro, las inversiones de los promotores para crear cadenas de suministro locales y desarrollar localmente el conocimiento profesional constituirán el motor principal de la reducción de costes en la región MENA, aseguró Hale.
En Marruecos, un consorcio liderado por ACWA Power se ha fijado el objetivo de reducir los costes en sus centrales de CSP de 200 MW Noor II y de 150 MW Noor III en el complejo solar de Ouarzazate a través de múltiples sinergias durante las fases de construcción y operación.
En 2015, el consorcio firmó los acuerdos de compra de electricidad (PPA, por sus siglas en inglés) para Noor II y Noor III a 157 USD/MWh y 163 USD/MWh, lo que representaba un 15,6 % y un 12,2 % menos que los 189 USD/MWh del PPA para el proyecto de 160 MW Noor I, firmado por un grupo liderado por ACWA Power en 2012.
ACWA Power considera que compartir la infraestructura y la logística de construcción, así como garantizar pedidos de gran volumen para los principales componentes, permitirá recortar los costes de inversión para Noor II y Noor III; además, prevé ahorros en los gastos de explotación y mayores eficiencias derivadas del uso de infraestructuras y personal de operación y mantenimiento comunes.
Por Heba Hashem
Traducido por Vicente Abella