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Almacenes de energías renovables

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Dieciocho de las 50 centrales termosolares españolas pueden acumular el calor del Sol en grandes tanques de sales, que funcionan como una pila que absorbe ese calor durante el día y lo libera para generar energía eléctrica con él durante la noche. España cuenta así con una capacidad de almacenamiento termosolar que alcanza los 6.850 megavatios hora, más que ningún otro país del mundo. El primer hito de esta historia de éxito lo estableció Gemasolar allá por el año 2011, cuando esta central sevillana produjo electricidad, ininterrumpidamente, por primera vez en la historia, durante 24 horas. [En la imagen, tanque de almacenamiento en Kathu Solar Park, Suráfrica; la puesta en marcha de esta central la lideran varias empresas españolas].
Almacenes de energías renovables

La Plataforma (PSA) Solar de Almería, que dio sus primeros pasos a finales de los 70, es el centro de I+D especializado en energía termosolar más importante del mundo. Así como España es la nación en la que más centrales termosolares hay instaladas y a pleno rendimiento: una cincuentena; 2.300 megavatios de potencia, muchos más que en Estados Unidos, en China o en cualquier otro país del mundo. Además, son 2.300 megas muy diversos, porque en la península ibérica tenemos instalaciones termosolares de tecnologías varias: centrales de torre, de colectores cilindro parabólicos, de reflectores de Fresnel lineales compactos… Todo ello, fruto maduro de la apuesta por la I+D que ha venido haciendo España –PSA- desde hace ya cuarenta años, apuesta atrevida por una tecnología que ayer no era más que una promesa de futuro.

Una promesa que se ha materializado. O un futuro que ya es presente. Porque, a rebufo de la I+D de la Plataforma Solar de Almería ha brotado verde toda una industria –netamente made in Spain- que está llevando hoy la Marca España a todas partes. Así, hay empresas sevillanas, vascas, asturianas, madrileñas… trabajando ahora mismo en la construcción de centrales termosolares en Australia, Suráfrica, Chile, Estados Unidos, Norte de África, Oriente Medio, México. Desplegando una tecnología plenamente competitiva.

Un consorcio formado por las españolas Abengoa y Acciona, por ejemplo, está poniendo en marcha en estos momentos la central termosolar Cerro Dominador, en Chile: 110 megavatios de potencia (más del doble que la mayor termosolar de las españolas). Ciento diez megas capaces de generar electricidad con el Sol durante las 24 horas del día. El complejo Cerro Dominador (que suma a sus 110 megavatios termosolares otros 100 de fotovoltaica, FV) está situado en la localidad de María Elena, en la Región de Antofagasta, en un área que presenta uno de los índices de radiación solar más elevados del mundo.

El campo FV de Cerro Dominador fue construido por Abengoa y opera desde febrero de 2018, mientras que Acciona anunciaba el pasado mes de agosto que la construcción de la parte termosolar entraba en su última fase.

La parte termosolar de esta central chilena estará integrada por 10.600 heliostatos que dirigirán la radiación a un receptor instalado sobre una torre de 252 metros de altura. La instalación tiene una capacidad de almacenamiento térmico en sales fundidas de 17,5 horas, lo que le va a permitir operar de sol a sol.

En conjunto, el complejo ocupa 1.000 hectáreas. Acciona y Abengoa calculan que la electricidad solar que cada año saldrá de allí evitará la emisión de 870.000 toneladas anuales de de dióxido de carbono.

La última noticia sobre el proyecto es otra expresión del éxito de la I+D made in Spain y otra muestra de la confianza que inspira esta tecnología (solar con almacenamiento) en los mercados financieros: Cerro Dominador (abajo, en la foto) acaba de ser reconocida en Nueva York por la prestigiosa consultora LatinFinance con el premio 2018 a la mejor financiación de un proyecto de energías renovables de toda Latinoamérica (LatinFinance pasa por ser la compañía especializada en “inteligencia sobre los mercados financieros y económicos de Latinoamérica y Caribe” más importante del mundo).

La operación Cerro Dominador tiene efectivamente (también en ese sentido) un perfil formidable. A saber: la financiación de este complejo termosolar, que se cerró en mayo, ha alcanzado un valor –explican sus promotores- de más de 800 millones de dólares. Han firmado esa financiación un grupo de instituciones financieras entre las que se encuentran el Société Générale, Santander, el banco público alemán de crédito al desarrollo KfW-IPEX, ABN Amro, Brookfield, Natixis, Kyobo (banco participado por el Gobierno coreano), Helaba, Commerzbank, Deutsche Bank, KB Insurance, y BTG Pactual.

Cerro Dominador se define como "una empresa chilena de propiedad de fondos de inversión administrados por EIG Global Energy Partners". La compañía firmó en 2014 acuerdos de compraventa de energía con empresas distribuidoras por 15 años.

No es el único proyecto en el que están metidas Abengoa y Acciona. Esta última ya ha construido diez termosolares en todo el mundo (624 megavatios en total) y está trabajando actualmente en la puesta en marcha de la central de Kathu, en Suráfrica (100 MW, abajo, en la foto). Más impresionantes aún, si cabe, son los números de Abengoa, que actúa en Cerro Dominador como socio tecnológico del proyecto de ingeniería y construcción.

Esta multinacional de origen sevillano ha construido centrales en prácticamente todo el mundo: hasta 2.600 megavatios, en total, lo que representa alrededor del 38% de la capacidad instalada a escala global. Ahora mismo, por ejemplo, es socio tecnológico y participa en la construcción de la fase IV del que pronto se convertirá en el mayor complejo solar del mundo, que se encuentra en Dubai, el Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park, propiedad de Dubai Electricity and Water Authority (DEWA).

El presidente ejecutivo de Abengoa, Gonzalo Urquijo, daba detalles sobre el particular en la junta ordinaria del pasado mes de junio. Allí aprovechaba para informar a sus accionistas de “la reciente adjudicación del desarrollo de la tecnología termosolar y la construcción de un campo solar de colectores cilindroparabólicos de 3 x 200 megavatios con 12 horas de almacenamiento en sales fundidas para la IV fase del complejo solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park".

El importe del alcance bajo ejecución directa de Abengoa es –informa la empresa- de alrededor de 650 millones de dólares estadounidenses. El formidable complejo solar de Dubái prevé llegar a los 5.000 MW de potencia en 2030 (alcanzará los 1.000 en solo unos meses).

Hasta entonces, hasta que alcance ese primer gigavatio de capacidad, en lo más alto del podio está Noor, que es ahora mismo el complejo termosolar más grande del mundo. Ubicado en Ouarzazate (Marruecos), Noor también toca los dos palos -termosolar (510 MW) y fotovoltaica (70 MW)- y también lleva la Marca España: léanse Acciona, Sener y TSK.

Noor (a la derecha) consta de tres centrales termosolares. La primera, inaugurada en febrero de 2016, tiene una potencia de 150 MW, tecnología cilindro parabólica y 3 horas de almacenamiento; la segunda (200 MW, 7 horas de almacenamiento) también ha apostado por la tecnología cilindro parabólica. La tercera, sin embargo, es de torre central (250 metros de altura), tiene 150 megas de potencia y 7 siete horas de almacenamiento. Diseñada y construida por la vasca Sener (autora de la pionera Gemasolar), Noor III completó su primera sincronización con la red de Marruecos el pasado mes de agosto.

Más modesto pero no por ello menos significativo es el proyecto CGN Delingha (50 MW), primera termosolar que opera comercialmente en China (comenzó a hacerlo, a 3.000 metros sobre el nivel del mar, hace apenas unos días). En ese proyecto (9 horas de almacenamiento de energía térmica con sales fundidas) participan las empresas asturianas Rioglass y TSK Energy Solutions como contratistas. TSK también está implicada en la termosolar de Ashalim, en Israel (110 megas), y en otra central, de 50 MW, similar a Delingha, en Kuwait.

La termosolar con sistema de almacenamiento, y las empresas españolas, triunfan pues en todas partes, desde el cono sur americano, al Norte de África, Oriente Medio, China o el Golfo Pérsico. Los proyectos, por muy ambiciosos que puedan ser, están siendo respaldados -también en todas partes- por los actores financieros, síntoma inequívoco de que la tecnología ya está más que probada. El valor añadido de esta renovable –su capacidad de almacenar energía y despacharla a demanda (o sea, cuando es necesaria)- refuerza además su perfil de solución limpia de respaldo para cuando otras tecnologías renovables no generan (léase la FV por la noche, o la eólica, cuando no sopla el viento).

El doctor Luis Crespo, presidente de Protermosolar, que es la asociación de la industria española del sector, nos lo contaba hace solo unas semanas: la transición hacia un modelo descarbonizado es inviable –nos decía-, tanto desde el punto de vista técnico como de inversión, si no se cuenta con la termosolar, “cuyo valor diferencial es su capacidad de almacenar energía eléctrica”. En ese sentido, la partida ahora mismo está ganada. Porque si crece el parque fotovoltaico tendrá que haber un respaldo, y si crece el eólico, también; y porque, en lo que se refiere a almacenamiento –o sea, respaldo-, la termosolar no tiene rival.

Los costes de inversión en sistemas de baterías están 10 veces por encima del precio del almacenamiento en centrales termosolares. En estas –apuntan desde Protermosolar-, el almacenamiento tiene unos costes de inversión “de unos cuarenta euros el kilovatio hora de capacidad eléctrica equivalente instalada, mientras que los sistemas de baterías, teniendo en cuenta el battery pack y el balance of system, están 10 veces por encima en precio”.

O sea, que ahora mismo podemos almacenar la FV de las dos de la tarde (o la eólica de las cuatro de la madrugada) en tanques de sales térmicas, o podemos almacenarla, a un coste diez veces mayor, en baterías.

Y eso ya lo saben en todas partes: lo saben donde hay dinero (en el Golfo Pérsico, en Israel o en China, por ejemplo) y lo saben donde hay conocimiento.

[Abajo, tanque de almacenamiento de la central de Shagaya, en Kuwait, en cuya puesta en marcha participa la española TSK].

Ahora mismo, y, aparte de la PSA y de la I+D de las empresas españolas, hay dos grandes programas termosolares en el mundo: The SunShot Initiative, en los Estados Unidos, y el programa australiano, “y seguramente –nos contaba Crespo hace unas semanas- van a aportar resultados muy interesantes con soluciones innovadoras en cuanto a componentes y subsistemas”.

Puertas adentro, en Europa, tenemos la Iniciativa EU-Solaris, una especie de club de centros europeos de I+D que van a trabajar conjuntamente para evitar duplicidades, poner en valor las buenas prácticas, canalizar las necesidades de las empresas y ofertar mejor capacidad de respuesta en cada ámbito concreto.

La génesis de esta iniciativa tuvo lugar a principios de década, pero la “Fase de Implementación” se ha puesto en marcha este mismo año. En EU-Solaris, cuyo nodo central (strong central node) es la Plataforma Solar de Almería, participan también centros de investigación de Chipre, Francia, Alemania, Grecia, Italia, Portugal y Turquía.

Y, en la I+D de todas partes –Estados Unidos, Australia, Europa-, el almacenamiento es uno de los horizontes clave. El discurso, tan explícito como inequívoco, es de Protermosolar: “las centrales termosolares pueden despachar la energía recogida durante el día a partir de que el Sol empieza a caer por la tarde, compensando la caída de la producción fotovoltaica y generando de forma síncrona y con un programa firme y sin desvíos hasta vaciar su tanque caliente de almacenamiento, con pérdidas de energía despreciables durante las horas de espera”. [Abajo, espejos parabólicos fabricados por la multinacional asturiana Rioglass].

Hace unos meses, New Energy Update –compañía especializada en estudios de mercado- hizo público un estudio (de 16 proyectos termosolares puestos en marcha desde 2016) en el que mostraba los mismos síntomas (ahora en el sector termosolar) que ya no son noticia en los sectores eólico y fotovoltaico: la vertiginosa caída de los costes.

¿Conclusión de aquel estudio? Según New Energy Update, el coste de construir nuevas centrales termosolares ha disminuido a medida que los desarrolladores han ido ejecutando proyectos y adoptando la tecnología de torre con almacenamiento.

¿El dato concreto? El coste de capital (capital expenditure, CapEx) de las centrales termosolares instaladas entre los años 2013 y 2015 oscilaba entre los 6,05 y los 12,60 dólares por kilovatio para centrales termosolares con almacenamiento de cuatro a ocho horas (dato de la Agencia Internacional de Energía Renovable); el CapEx de los proyectos puestos en marcha desde 2016 muestra que los gastos de capital se encontraban entre 3,910 y 6,355 dólares por kilovatio para capacidades de almacenamiento de energía que oscilan entre las 6 y las 16 horas (dato de New Energy Update).

Es decir, más almacenamiento (hasta cuatro veces más) y más barato (hasta casi un 50% más barato).

Ah, y un aviso (otro) para navegantes y paladines varios de la era fósil. Según Protermosolar, si a los almacenes de la termosolar les añadimos (1) el complemento de la gran hidráulica, “cuya contribución a la reducción del respaldo fósil podría mejorarse si se aplicasen unos criterios de operación en línea con ese objetivo”, y (2) el complemento de la biomasa, “cuya completa disponibilidad de operación permitiría también operarla con dicho objetivo”, la necesidad de respaldo de gas en términos anuales quedaría muy, muy en entredicho.

Ah, y otro aviso… en el mismo sentido. Lo dio la ministra Teresa Ribera, en comparecencia ante la Comisión para la Transición Ecológica del Senado, el pasado 25 de octubre: “hay un volumen [de megavatios hidroeléctricos], que es un volumen limitado, que nos debería permitir pensar en dos opciones básicamente: garantizar un cierto precio para consumidores vulnerables y una cierta capacidad de almacenamiento y moderación de precios medios”. Ribera se refería a las concesiones hidroeléctricas que están a punto de caducar (centrales hidroeléctricas que pasarán a manos del Estado).

Porque resulta que a muy corto plazo caducan dos: el embalse de El Tranco de Beas, en el Guadalquivir (la concesión expira en unos meses, en 2019). Y el embalse de El Ebro, en Reinosa (la concesión expira en 2020). El primero tiene una potencia de generación de electricidad de 498 megavatios. El segundo, de 541. Entre ambos suman más potencia de generación que la más grande de las centrales nucleares de España (Vandellós, 1.087 megavatios).

Más de mil megas de potencia hidro, en fin, que, bien empleados, pueden servir efectivamente para, por ejemplo, abaratar el precio de la luz. ¿Cómo? Operando como una batería, que (1) guarda celosamente el agua cuando el precio de la electricidad es bajo, y (2) la libera para que mueva en su caída las turbinas cuando el precio es alto.

Almacenar (en un pantano, en un tanque de sales), ergo ahorrar.

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Lorenzo Gutierrez
En 2008, Una solución de Termosolar de 50 MW,.con almacenamiento con sales fundidas, para el Sistema energético Lanzarote-Fuerteventura, con una demanda energética, en ese momento, de unos 200 MW, fue propuesta a las autoridades de la isla de Fuerteventura.En ese momento, además existian primas a las Renovables, del orden de 10cts€/Kw.. Lógicamente esta Central habria sido el vector equilibrio al Sistema y al despegue de las Renovables ,de manera equilibrada , en un sistema prácticamente aislado. ES sintomático que esta zona con un potencial inmenso para las Energias Renovables solo se alcancen cuotas del 6-10% .
Celia garcia
Es una buena solución transitoria y complementaria!