Un contrato en Australia emplea carga diurna para los precios punta
El innovador acuerdo de suministro de SolarReserve para su central de CSP de 150 MW Aurora combina la demanda gubernamental con el precio de carga punta y los ingresos por certificados de renovables, según afirma Tom Georgis, vicepresidente sénior de desarrollo en SolarReserve.
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En agosto, el gobierno de Australia Meridional concedió al promotor estadounidense SolarReserve un acuerdo de suministro de 20 años a un precio máximo de 78 AU$/MWh (61 $/MWh) para la central Aurora de 150 MW de CSP con almacenamiento de sales fundidas que planea construir en Port Augusta.
El “acuerdo de compra de generación” [GPA, por sus siglas en inglés] es un paso clave en el desarrollo de la primera central de CSP a gran escala de Australia. Aurora dará cabida a ocho horas de almacenamiento a carga completa y se prevé que su construcción costará 650 millones de dólares australianos (505,9 millones de dólares estadounidenses). La construcción comenzará en 2018 y se prevé que estará lista en 2020.
La central Aurora contribuirá a abordar los desafíos de los picos de demanda con una generación sin carbono. En el verano, los precios de la electricidad aumentan durante los periodos con picos de demanda como las últimas horas de la tarde y la noche. La energía eólica suma casi un 40 % de la generación de Australia Meridional y los picos de carga normalmente los suministran las centrales de gas.
Intervalos comerciales por encima de los 5000 AU$/MWh (trimestral)
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En la actualidad, Tesla construye una central de almacenamiento eléctrico de 100 MW en el parque eólico de 315 MW Hornsdale de Neoen para ayudar a paliar la escasez de suministro. Se espera que la capacidad de fotovoltaica aumente de cara al futuro, pero sin almacenamiento energético no será capaz de abastecer los picos de demanda o proporcionar servicios con cierta estabilidad de red.
“El mercado de Australia Meridional es muy adecuado [para la CSP] dada su necesidad de potencia eléctrica firme, sus periodos de precios de carga punta altos y sus enormes recursos solares”, aseguró Georgis a New Energy Update.
“El beneficio clave de esta estructura [del GPA] es que nos permite ofrecer una central con precios competitivos, capacidades de gestión de los riesgos inherentes al mercado y un valor de atributo verde, al tiempo que contribuye a estabilizar la volatilidad de los precios y mejorar la red de transporte”, afirmó.
En virtud del acuerdo, SolarReserve conservará el 75 % de los certificados de energía renovable aprobados para la central, lo que supondrá un flujo de ingresos adicional para el promotor.
SolarReserve es actualmente propietario del 100 % del proyecto Aurora y tiene intención de sumar nuevos socios en la participación de capital mientras desarrolla la estructura de financiación del proyecto, previa a su construcción, según dijo Georgis.
Rendimiento de los picos
El GPA es el resultado de una licitación convocada por el Gobierno estatal en septiembre de 2016 para la compra del 75 % de su suministro eléctrico a largo plazo. El Estado también decidió comprar el 25 % de la electricidad a partir de fuentes renovables.
“La oferta de SolarReserve fue la opción más barata de las preseleccionadas... Se espera que el gobierno pague un precio medio teórico de 75 A$/MWh y no más de 78 A$/MWh”, declaró la Oficina de Jay Weatherill, primer ministro de Australia Meridional.
Precios base de los futuros por trimestre y región
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En virtud del acuerdo, SolarReserve operará como un productor al por mayor, suministrará su electricidad al mercado nacional de la electricidad (NEM) y el gobierno comprará la electricidad del NEM. La carga anual del gobierno es de aproximadamente 500 GWh, poco más o menos la producción anual de la central eléctrica Aurora. El perfil de carga del gobierno es mayor durante las horas de trabajo diurnas fuera de los periodos pico y su máximo alcanza los 125 MW.
“El GPA está estructurado como un sistema de peaje en el que el gobierno de Australia Meridional retira la electricidad normalmente durante los periodos fuera de pico, al tiempo que Aurora vende la electricidad durante los periodos de precios altos de los picos. Aurora obtiene ingresos por la diferencia de precios tras rembolsar al gobierno de Australia Meridional los costes de retirar la electricidad”, explicó Georgis.
Efectivamente, SolarReserve se hace cargo del riesgo del mercado mayorista (consorcio eléctrico) a partir del perfil de carga del gobierno, el cual es normalmente favorable en términos de tendencias de tarifas horarias.
Sumado a esto, SolarReserve recibirá el 75 % de los certificados de generación a gran escala (LGC, por sus siglas en inglés) concedidos a la central. Los LGC se conceden anualmente en función de la producción de energías renovables y por lo general se venden a los proveedores minoristas de electricidad, a quienes se exige presentar un número fijo de certificados cada año. Los LGC se han valorado en unos 80 $/MWh en los últimos meses, según las fuentes de datos en línea.
“Este programa solo estará vigente los próximos 10 años y es difícil predecir los beneficios, pero tiene valor para la economía del proyecto”, destacó Georgis.
Nuevos mercados
La estructura del GPA podría aplicarse a otros mercados globales que utilizan consorcios eléctricos nacionales, dijo Georgis.
Un objetivo clave para SolarReserve ha sido Chile, donde la empresa ha propuesto hasta la fecha ocho torres con un total de 7.000 GWh de producción anual para complementar la creciente producción de fotovoltaica y eólica del país.
SolarReserve ha ofertado los proyectos en las subastas nacionales de Chile, pero la capacidad aún está por asignarse, pese a la oferta de CSP históricamente baja de 63 $/MWh en agosto de 2016. Las subastas asignaron proyectos en función del coste medio teórico de electricidad (LCOE) y los proyectos eólicos, solares, de carbón y de gas se ofertaron a precios más bajos.
SolarReserve tiene también planes de expansión ambiciosos en Australia, pues pretende valerse de la ventaja de sus fuertes recursos solares y de los objetivos cada vez más exigentes sobre energías renovables.
El promotor considera actualmente desarrollar hasta seis centrales de CSP, cada una con una capacidad de 100 a 150 MW, en el estado de Queensland. La empresa estudia también otros emplazamientos en Australia Meridional y Australia Occidental, dijo Georgis.
“Estas oportunidades son una combinación del suministro minero, industrial y de los comerciantes minoristas”, aseguró.
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New Energy Update
Traducido por Vicente Abella