termosolar

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«Actualmente existen varios proyectos termosolares en construcción en Estados Unidos, y un gran número en desarrollo, donde las grandes empresas españolas tienen un papel muy relevante. Además, muchos otros suministradores medianos o pequeños del sector están implantándose en el país para trabajar en esas grandes plantas, aprovechando su experiencia de España. No obstante, el desarrollo futuro de la energía termosolar está condicionado por la ordenación del sector eléctrico y por la evolución de los mecanismos de promoción y apoyo de la administración».
¿Cómo está la termosolar en los Estados Unidos?

Así comienza el artículo que firman el ingeniero David Gómez Jiménez, director del Departamento de Energía de la Oficina Comercial de la Embajada de España en Los Ángeles, y el economista Víctor Iglesias, técnico en Comercio Exterior de la misma Oficina. Energías Renovables publica hoy, íntegramente, en exclusiva, ese texto, un artículo en el que Gómez e Iglesias analizan exhaustivamente la situación de la termosolar en los Estados Unidos, destino natural para muchas empresas españolas que buscan a ese otro lado del Atlántico las oportunidades que empiezan a escasear a este (por cierto, la edición número 113 de Energías Renovables, es decir, la edición de julio, que seguramentre habrá llegado ya al buzón de muchos suscriptores, incluye un amplio Especial Termosolar en el que repasamos el estado de la cuestión (termosolar, se entiende, a escala global). A continuación, "Energía termosolar en Estados Unidos: la travesía por el desierto", artículo de David Gómez Jiménez y Víctor Iglesias Hernández.

«La historia moderna de la energía termosolar y sus aplicaciones para la generación de energía eléctrica comienzan en los años setenta en Estados Unidos, fruto de la investigación propiciada por la crisis del petróleo. En 1982 entraron en operación las Solar Energy Generating Systems (SEGS) de la mano de la hoy extinta empresa israelí Luz (parte de sus activos fueron adquiridos por Solel, hoy parte de Siemens). La tecnología que emplearon fue la de colector cilindroparabólico. El proyecto avanzó por fases y concluyó en 1990 con la central SEGS IX (en total, 354 MW). En tecnología de torre, la primera planta fue Solar One, que entró en operación en 1981 en el desierto de Mojave, con una potencia de diez megavatios, que estuvo en operación hasta 1986. Posteriormente, en 1995, se realizó una repotenciación de la planta aumentando el almacenamiento térmico en forma de sales fundidas, dando lugar al proyecto Solar Two, que funcionó hasta 1999.

La planta tres, en Andalucía
Tras las SEGS y los proyectos Solar One y Two, la bajada de los precios del petróleo hasta niveles anteriores a la crisis provocó que se abandonara la instalación de plantas termosolares en Estados Unidos. En 2007, volvió a renacer la industria, a partir de la instalación de la planta Nevada Solar One (foto), promovida por la española Acciona Solar, de 64 MW, cerca de Boulder (Nevada). En base a la experiencia de las dos plantas de torre americanas, se desarrolló Solar Tres, en Fuentes de Andalucía (Sevilla). La planta entró en operación en mayo de 2011 y es conocida como Gemasolar (19,9 MW), siendo capaz de operar quince horas sin sol. Es propiedad de Torresol Energy (joint-venture entre Sener y Masdar). Paralelamente, Abengoa desarrolló la planta PS10, con una potencia nominal de once megavatios, que fue la primera planta solar termoeléctrica en operación comercial en Europa cuando se inauguró en 2004. Le siguió en 2009 la PS20 en un terreno anejo y con una potencia de 20 MW. Por otro lado, en tecnología cilindroparabólica, la planta Andasol (50 MW), en Granada, se convirtió en marzo de 2009 en la primera planta comercial europea con ese diseño en verter a la red. Desde entonces, el liderazgo de la energía termosolar lo ha mantenido Europa, en especial España, aunque actualmente se están desarrollando plantas en todo el mundo.

A finales de 2011, de los 509 MW que, según CSP Today, había operativos en Estados Unidos, 354 pertenecen a las SEGS I-IX, 64 MW a la planta Nevada Solar One y 75 MW, a una hibridación en la planta de ciclo combinado Martin Next Generation Solar Energy Center, propiedad de la utility Florida Power and Light, del grupo NextEra Energy. El resto de capacidad la proporcionan otras plantas menores, como son Sierra Sun Tower de eSolar (americana) de 5 MW o Kimberlina Solar, de 5 MW, del grupo Ausra, actualmente Areva Solar, de capital francés. Comparando con España, se observa que el desarrollo en Estados Unidos ha sido mucho menor, ya que, a finales de 2011, España contaba con 26 instalaciones termosolares que sumaban más de 1.100 MW operativos.

Mercado monopolizado
Para entender el pausado desarrollo en termosolar es importante conocer la estructura del mercado eléctrico americano, que, en general, sigue siendo monopolístico. Las competencias en energía son prácticamente estatales, y existe gran heterogeneidad entre estados, municipios y ciudades, donde las empresas eléctricas o utilities tienen el papel protagonista. El mercado eléctrico actual es el resultado de un crecimiento caótico, donde la regulación se establecía después de que ocurrieran los problemas. Existen alrededor de 3.200 utilities, que suministran electricidad a clientes finales o intermedios. De ellas, 242 empresas son privadas (investor-owned) y suponen casi dos tercios de todas las ventas de electricidad; aunque las más numerosas son las públicas (publicly-owned), unas 2.200 pero que sólo representan el 17% de la electricidad vendida. A nivel federal, el regulador es la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) que tiene, entre otras, competencias sobre saltos hidroeléctricos, operaciones mayoristas y transmisión entre estados.

Generación de terceros a precio de "coste evitado"
Como se ha comentado, la crisis del petróleo del 73 abrió la puerta a la generación eléctrica de nuevos operadores no utilities con el objetivo de reducir la dependencia de los combustibles fósiles, promocionar las energías renovables y diversificar el suministro energético. En 1978, se aprobó la Public Utility Regulatory Policies Act (Purpa) que obligaba a las utilities reguladas a aceptar generación de terceros a precios de "coste evitado", que era determinado por los reguladores. Era el inicio de una corriente mundial hacia la desregulación de los mercados eléctricos. La Energy Policy Act de 1992 disminuyó las barreras para la participación de generadores independientes o Independent Power Producers (IPP) y concedió más poderes a la FERC para avanzar en la liberalización. Además de ello, se requería un papel más activo de los operadores del sistema independientes (Independent System Operators, ISO), que además de realizar el dispatching, son los gestores del mercado mayorista y de la red de transmisión, ganando en eficiencia global. También se instaba a las utilities de forma voluntaria a asociarse a algún ISO. En general, en el sureste y el oeste del país, las utilities declinaron la invitación, salvo en California y Texas.

Siguiendo esta corriente, alrededor de 22 estados empezaron variados procesos de liberalización del mercado, tanto por parte de la generación como por parte del suministro minorista. California lideró este proceso en 1998. Sin embargo, durante los años 2000 y 2001, el mercado californiano experimentó subidas espectaculares de precios en el mercado mayorista, que se conocen como la "crisis de California". La crisis dio lugar a la suspensión de pagos de varias empresas comercializadoras y a numerosos apagones generalizados. Al final se decidió suspender la apertura a la comercialización minorista aunque el ISO de California (CaISO) siguió operando.

El proceso de liberalización y las utilities verticalmente integradas
El fracaso de California suscitó temores en muchos otros estados y sirvió de ejemplo para que las utilities continuaran oponiéndose a la desregulación que afectaba a los derechos y poder de mercado que habían ido adquiriendo con la historia. Solo en dieciséis estados, el proceso de liberalización está activo, es decir, que se sigue avanzando en él o ya se ha concluido. En siete estados el proceso ha sido suspendido, y en algunos, incluso revocado; mientras que en el resto de estados ni siquiera han iniciado algún proceso de liberalización del sector. Por tanto, la figura predominante en el mercado americano es el de utility verticalmente integrada que realiza todas las tareas del mercado (generación, transporte, distribución y comercialización), como el caso de Arizona o Nevada. No obstante, la FERC sigue empujando a los estados y a las diferentes organizaciones para que avancen en la coordinación del mercado eléctrico, en el acceso al mercado y en la planificación de nuevas inversiones.

Dado el carácter monopolístico, la determinación de los precios eléctricos y por ende, la remuneración de las empresas eléctricas, se fijan, en general, de forma administrativa. En el caso de las utilities privadas lo suelen fijar las Public Utility Commission (PUC), que son agencias estatales con la potestad de regular el mercado. En las utilities públicas o municipales, es la propia administración local o estatal quien las regula, pudiendo estar asesorados por comisiones independientes. Los responsables de las PUC y de las utilities públicas son elegidos normalmente por el gobernador o en algunos estados a través de un proceso de votación, de forma que se garantice la independencia de los intereses privados y la protección del consumidor. Los responsables de las PUC son, en general, bastante conservadores e intentan mantener los precios de las tarifas al consumidor lo más bajos posible. Por ello, la infraestructura eléctrica está obsoleta y existe una importante falta de capacidad de transmisión eléctrica, que está afectando últimamente al desarrollo de plantas renovables, por su carácter variable y su localización remota. En este sentido, la mejor gestionabilidad de las plantas termosolares con almacenamiento es un valor apreciado tanto por las utilities como por los operadores del sistema, según afirman varios estudios del National Renewable Energy Laboratory (NREL).

Objetivo mínimo, o Renewable Portfolio Standard
En cuanto a la política de promoción de energías renovables de Estados Unidos, que por precio de generación no son aún competitivas con las convencionales, es completamente diferente a la seguida tradicionalmente por los países europeos con las feed-in tariffs o tarifas reguladas. En Estados Unidos, algunos estados se han marcado unos objetivos de desarrollo en estas tecnologías. En concerto, 37 de los cincuenta estados han fijado un objetivo mínimo de consumo eléctrico de origen renovable, a través de los llamados Renewable Portfolio Standards (RPS), que aplican a algunas o todas las utilities, que operan en el estado (en general aplica a las utilities privadas, o IOU, que representen la mayor parte de las ventas). Los RPS varían desde el 15% en Arizona y 25% en Nevada en 2025, al 33% de California en 2020. Aunque estos objetivos son obligatorios en la mayoría de los estados, en muchos de ellos, todavía no están definidas las penalizaciones en caso de incumplimiento. A pesar de ello, en el caso de California, por ejemplo, sí se están alcanzando, con un porcentaje actual de renovables del 20%. Del resto de capacidad que les falta, se estima que casi tres cuartas partes están ya cerradas por las utilities. Los objetivos de RPS se han de justificar anualmente a las PUC (Public Utility Commission) a través de los Renewable Energy Certificates (REC), que son títulos financieros que se generan por cada MWh renovable producido, según las tecnologías admitidas por cada estado.

Para obtener estos certificados, la utility puede construir sus propias intalaciones de generación renovables, comprar la energía generadores renovables independientes (IPP) o comprarlos en mercados organizados de REC, en aquellos estados donde se permite su comercio. En el primer caso, la utility es el promotor (utility-owned) que desarrolla el proyecto, usualmente mediante la fórmula del "llave en mano". En la segunda modalidad, los IPP actúan como promotores o generadores y la utility compra su producción a través de compromisos de compra a largo plazo o Power Purchasement Agreements (PPA). A través de un PPA, la utility se compromete a comprar, dentro de unos márgenes razonables, una determinada cantidad de energía en kWh al productor a un precio fijo durante un período que suele ser de veinte años. Una forma típica de cerrar estos acuerdos es a través de petición de ofertas por parte de las utilities (Request for Proposal/Offers, RFP/RFO), que pueden resolverse bien por acuerdos bilaterales o por procesos de subasta, dependiendo de la tecnología y la política de cada utility. En el caso termosolar, todos los proyectos actuales son a través de IPP y los contratos de PPA se han cerrado mediante negociaciones bilaterales. Para realizar la oferta del PPA, es fundamental conocer las ayudas federales y estatales a las energías renovables. Este es, aparte de los objetivos RPS, el método de promoción de estas tecnologías, instrumentalizado como ahorro de impuestos. Hay varios programas con requisitos y funcionamientos diferentes. El más importante es el del gobierno federal llamado Investment Tax Credit (ITC). Supone una rebaja impositiva del 30% de la inversión realizada en el proyecto renovable sobre la base imponible del Impuesto de Sociedades. El ITC se puede solicitar para proyectos que entren en operación antes del año 2016.

Cash Grant, Loan Guarantee, Solyndra
Además, había otras dos herramientas que han facilitado el desarrollo termosolar. Por un lado, el llamado Cash Grant (Programa 1603) permitía que el crédito fiscal del ITC lo proporcionara el US Treasury Department (Departamento del Tesoro de los Estados Unidos) al inicio de la inversión y en dinero efectivo. Con ello se facilitaba la financiación ya que, debido a la crisis económica, las empresas no generaban suficientes beneficios como para poder aprovechar los créditos fiscales. Además, la ventaja añadida de reducir la necesidad de financiación ha hecho que la gran mayoría de los proyectos en desarrollo hayan optado por el Cash Grant cuando ha sido posible. No obstante esta opción ya no está disponible para proyectos que hayan iniciado su construcción después de diciembre de 2011.

La segunda herramienta es el Loan Guarantee (Programa 1703) del Departamento de Energía, por el cual el gobierno federal concedía un aval de hasta el 80% de la inversión en los proyectos renovables, facilitando mucho la financiación, bastante cara por la crisis financiera y la falta de confianza en los proyectos termosolares y en las empresas, muchas de ellas extranjeras, que los desarrollaban. Sin embargo, este programa terminó en septiembre de 2011 y su renovación parece improbable. El programa de avales cerró financiación por valor de más de 34 mil millones de dólares, pero es especialmente conocido por la quiebra del fabricante fotovoltaico Solyndra y la consiguiente ejecución del aval. Los fondos perdidos representan un 2,8% del total de garantías, pero el impacto mediático y político en el debate sobre los incentivos al sector renovable ha sido significativo.

El desarrollo termosolar en Estados Unidos se ha centrado principalmente en los estados del suroeste (California, Arizona y Nevada), dada la mayor disponibilidad de recurso solar y la cercanía a centros de elevado consumo eléctrico. En la actualidad existen más de mil megavatios en construcción, que se comentarán a continuación.

Grupo Abengoa
Construye dos plantas con tecnología cilindroparabólica de 280 MW de potencia bruta cada una. Una de ellas, Solana, está situada en Gila Bend (Arizona) y cuenta con seis horas de almacenamiento térmico, estando firmado el PPA con la utility Arizona Public Service (APS). La otra, llamada Mojave Solar Project, está cerca de Barstow (California) y el PPA está firmado con Pacific Gas & Electric Company (PG&E). La entrada en operación está prevista para 2013 en caso de Solana y para la segunda mitad de 2014 en el caso de Mojave. Ambos proyectos han atraído a otras empresas del grupo como Abener (que realiza el EPC, Engineering, Procurement and Construction), Inabensa, Teyma o Rioglass Solar (que ha instalado una fábrica de espejos en Arizona), y a otros suministradores y fabricantes españoles. Banco Santander, con presencia en Estados Unidos y experiencia en proyectos termosolares en España, ha sido clave en la financiación del proyecto, participando como socio capitalista.

Bright Source
Fue creada por Arnold J. Goldman en 2004, también fundador de la israelí Luz Industries, la empresa que construyó las nueve plantas SEGS (354 MW en total). Actualmente está construyendo tres centrales de torre, denominadas Ivanpah Solar Electric Generating System (Isegs), con una potencia total de 392 MW, y PPA con PG&E y Southern California Edison (SCE). La tecnología que emplean, Distributed Power Tower, fue desarrollada por la propia Luz y no cuenta con almacenamiento térmico. Su entrada en operación está prevista para 2013 y la empresa americana Bechtel es la encargada del EPC. Otros proyectos en desarrollo son Hidden Hills (500 MW) en la frontera con Nevada y Río Mesa (750 MW), cerca de Blythe (California). Ambos están en proceso de autorización administrativa y tienen PPAs firmados.

NextEra Energy Rersources
Empresa que proviene del holding de la utility Florida Power & Light. Son el mayor generador renovable del país y operan algunas de las SEGS. Están construyendo el proyecto Genesis, formado por dos plantas de 125 MW, cercanas a Blythe (California), donde ha utilizado los servicios de Sener para el EPC (ingeniería, procuraduría y construcción) del campo solar y el resto de la ingeniería la realiza Fluor. El PPA está firmado con PG&E. Han cancelado recientemente cuatro proyectos en California y Arizona (más de mil megavatios).

Solar Reserve
Fundada en 2007 y basada en Santa Mónica, California. Tienen un proyecto de torre central con almacenamiento térmico en construcción, Crescent Dunes (110 MW) en Tonopah (Nevada), estando el PPA firmado con la utility NV Energy. La empresa española ACS-Cobra se encarga de la construcción y además financia parte del proyecto, junto con Banco Santander. Su puesta en marcha está programada para finales del año 2013. Otro proyecto con PPA y en trámite de aprobación es Rice Solar Energy Project (150 MW), cerca de Blythe (California).

Aparte de esto, existen más de 3.000 MW en desarrollo
Casi todos ellos están situados también en el suroeste, y en diferentes estados de avance, algunos incluso con PPA firmado y tratando de conseguir el resto de permisos y financiación para llevarlos a cabo. Los promotores anteriores están involucrados en una buena parte de ellos, pero también destacan Acciona, con 500 MW (Fort Irwin), NRG Energy, con sus proyectos Gaskell Sun Tower I&II (105 y 140 MW) o la empresa vasca Albiasa Solar, con un proyecto detenido en Kingman (Arizona), de 200 MW. Entre las no españolas destacan la alemana SolarMillenium, promotora de Andasol en España, que quebró el pasado mes de abril y sus proyectos en California están detenidos; Siemens Energy se aventuró como promotora en el sector después de la compra de la israelí Solel, tratando sin éxito de desarrollar más de 500 MW cilindroparbólicos en el desierto de Mojave. Por último, Tessera Solar puso en marcha una planta de 1,5 MW en Phoenix con tecnología de discos Stirling (25 kW de potencia por unidad), pero que ahora está desmontada. También ha abandonado otros proyectos en desarrollo en esta tecnología, por la imposibilidad de competir con la fotovoltaica y las dudas sobre la tecnología.

La titularidad público de los terrenos objeto de deseo del sector termosolar
Los proyectos se están encontrando con importantes dificultades por su desarrollo en zonas vírgenes del desierto. En la región suroeste, una gran parte de los terrenos son federales y están gestionados por el Bureau of Land Management (BLM). Por ejemplo, en el desierto de Mojave, más del 80% del terreno es de titularidad pública y las exigencias y compleja burocracia del BLM para proyectos de generación y transmisión eléctrica pueden suponer la paralización del proyecto y costes extraordinarios. Esto ocurrió en el proyecto Ivanpah de Brightsource, después de un estudio de impacto ambiental en abril de 2011. El BLM determinó que se trasladaran cientos de ejemplares de tortugas del desierto (no considerada en peligro de extinción) a un terreno apto a expensas de la promotora. El coste se estimó en unos 56 millones de dólares. Otro proyecto termosolar híbrido en Victorville se encuentra paralizado por la misma razón. El promotor, Inland Energy se encontró con la obligación de proveer tres acres de hábitat apto por cada acre ocupado en el proyecto como compensación, lo que hace el proyecto irrentable. Otro ejemplo de problema relacionado con la localización ha ocurrido en el proyecto Genesis, de NextEra, donde se han encontrado restos arqueológicos de un crematorio indio no detectados previamente. El proyecto ha continuado después de haber sido trasladados los restos, pero han supuesto costes adicionales.

Los ojos, puestos en la agricultura, que casi siempre demanda más agua que la termosolar
Por evitar estos problemas, los terrenos de propiedad privada, especialmente los dedicados a la agricultura, son muy codiciados. Su impacto sobre la flora y la fauna salvaje son mucho menores, y las necesidades hidrológicas para plantas cilindroparabólicas son inferiores a la mayoría de cultivos. Los dos proyectos en construcción del Grupo Abengoa en California y Arizona se asientan sobre terrenos agrícolas de propiedad privada, lo que ha facilitado su desarrollo y construcción. Debido a la escasez de terreno privado y cercano a líneas de evacuación, su precio se ha dispaado en los últimos años.

Además de ello, hay que destacar otras barreras a la inversión, como son las licencias para operar en la construcción (edificaciones, electricidad, montaje mecánico) o para firmar la ingeniería, que son concedidas por los estados tras un examen e implican que, por sencillez, gran parte de la construcción recaiga en empresas locales. Los acuerdos sindicales o que los trabajadores pertenezcan a una Union (o sindicato) también son otra barrera para las empresas de construcción extranjeras y elevan los costes laborales. Los estándares, certificaciones y las diferencias en voltajes y frecuencias del sistema con respecto a Europa también suponen un obstáculo.

Conclusiones
El actual esplendor del sector termosolar en Estados Unidos es herencia de años anteriores cuando las condiciones para las renovables eran más favorables. Los proyectos en construcción actuales han sufrido largos procesos de permisos y complicadas estructuras de financiación que no se hubieran conseguido sin los programas de apoyo federal, que ahora ya no están disponibles. Las grandes inversiones que suponen, junto con la falta de capacidad de transmisión y el gran descenso de los precios en la fotovoltaica, han supuesto que varios proyetos termosolares en desarrollo se hayan cambiado a fotovoltaicos, más sencillos de promover por su carácter modular e igualmente válidos para cumplir los objetivos RPS.

Por lo tanto, a medio plazo, el sector se enfrenta a importantes retos, en un mercado reducido al suroeste y a no más de diez utilities, donde la estrategia de estas y los reguladores será fundamental para definir nuevos objetivos y apostar por nuevas plantas. Será clave para ello que el avance tecnológico consiga reducir los costes de generación termosolar. En este sentido se avanza en el aumento del tamaño de los colectores cilindroparabólicos, reduciendo la necesidad de material y espacio por megavatio y la incorporación de almacenamiento térmico más eficiente para aumentar el factor de capacidad y la producción en horas punta.

En la definición de estas estrategias, tendrá una importante influencia las nuevas regulaciones medioambientales más restrictivas sobre la generación con carbón y el actual precio del gas natural, que es entre tres y cinco veces menor en Estados Unidos que en el resto del mundo. Se debe a la gran producción de shale gas o gas no convencional, extraído con las nuevas técnicas de fracking y que está desplazando las futuras inversiones en generación hacia ciclos combinados de gas natural. Además, la Energy Information Administration (EIA) prevé un crecimiento pequeño de la demanda eléctrica, un uno por ciento anual hasta 2035, debido al bajo crecimiento demográfico y las mejoras en eficiencia energética».

Energías Renovables no comparte necesariamente las opiniones de los autores.

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