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El rol de la tecnología termosolar en el mix energético que viene

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¿Cómo debe ser el funcionamiento de las nuevas plantas termosolares? ¿Cuáles son los beneficios tanto técnicos, como en menor dependencia del gas y mayor penetración de renovables intermitentes, y macroeconómicos en términos de generación de riqueza y empleo local? ¿Cómo deberían estructurarse las futuras subastas termosolares para que haya un crecimiento ordenado de la tecnología cumpliendo los objetivos del PNIEC?  (que representa un mix óptimo de funcionamiento, no objetivos individuales por tecnología).  A todo ello responde Gonzalo Martín, secretario general de Protermosolar.
El rol de la tecnología termosolar en el mix energético que viene

Las nuevas plantas termosolares
La tecnología termosolar, según la agencia internacional de Energías Renovables (IRENA por sus siglas en inglés) sigue disminuyendo sus costes de forma impresionante (Figura 1)  a pesar del limitado pipeline de proyectos mundiales. Actualmente ya es más económica que los combustibles fósiles en determinadas ubicaciones, tal y como se indica en la Figura 2.

No obstante, habitualmente se sigue comparando el coste termosolar con otras fuentes renovables como la energía solar fotovoltaica. Sin embargo, consideramos que es un error comparar la tecnología solar termoeléctrica con fotovoltaica ya que no son alternativas, sino que ambas deben coexistir y funcionar en momentos diferentes. 


Mientras el sol brilla, la tecnología solar fotovoltaica es muy madura y competitiva, por tanto, no tiene sentido económico que una nueva termosolar solape en las mismas horas de funcionamiento. Hace diez años sí porque los costes de generación diurnos eran similares - Figura 2- y de ahí que haya plantas termosolares sin almacenamiento en España. El servicio que la energía solar termosolar debe brindar al sistema eléctrico es la generación nocturna de forma constante y confiable. Es decir, no una alternativa a la tecnología solar fotovoltaica sino una alternativa a la dependencia del gas natural.



Figura 1: Reducción de costes en términos de LCOE según IRENA (del año 2019 al año 2020)                                                           
Figura 2: Evolución del LCOE de diversas fuentes renovables año 2010 – 2020 según IRENA.


Actualmente no existen alternativas renovables nocturnas a la tecnología termosolar para carga base. El almacenamiento electroquímico es idóneo para satisfacer picos puntuales de demanda de muy corta duración, así como arbitraje de precios del mercado eléctrico. La tecnología hidráulica -incluyendo bombeos- presenta unos precios muy bajos, pero tiene un crecimiento muy limitado en España, adicional a la dependencia de un recurso hídrico que cada año es más escaso.

En definitiva, el rol de la nueva tecnología termosolar es generar de noche, durante todas las noches. Aunque la tecnología dispone de almacenamiento energético, éste debe entenderse como la capacidad de proporcionar energía firme de forma planificada, independientemente del recurso primario. Las baterías electroquímicas pueden ejercer un uso diferente del almacenamiento, que es arbitraje de precios, es decir, suministros cortos y muy rápidos cuando el sistema eléctrico lo necesita; no una descarga programada de larga duración que actúe como carga base nocturna.


Figura 3: Comparación de diferentes sistemas de almacenamiento. Informe El papel del almacenamiento
en la Transición Energética realizado por PwC y Ciemat para Naturgy


Beneficios de la tecnología termosolar
A nivel técnico se pueden resumir en dos principales. El primero es que la tecnología termosolar reduce la dependencia del gas natural. Durante el año 2021, según se recoge en la Figura 4, la correlación del mercado mayorista español y del precio del gas natural representado en el índice MIBGAS es muy elevada, máxime a partir del mes de septiembre. España, como es bien sabido, importa todas sus necesidades de gas natural, presentando una amenaza a la estabilidad financiera del sistema eléctrico cuestiones ajenas a nuestro país como el suministro desde Argelia o las disponibilidades de los gaseoductos.

Además, los ciclos combinados de gas natural se diseñaron para un funcionamiento casi ininterrumpido. El hecho de convivir con energías renovables intermitentes como fotovoltaica y eólica les obliga a arrancar y parar muchas veces en el año, aumentando exponencialmente los costes de mantenimiento (fuente: informe Integración de las Tecnologías Renovables en la Transición energética elaborado por PwC para Naturgy), hace necesario crear mercados de capacidad que garanticen su viabilidad financiera para mantenerlos como respaldo en el sistema eléctrico. España es de los países con mayor sobrecapacidad fósil instalada de toda Europa, suponiendo unos sobrecostes al sistema eléctrico superiores a los 425 M€ (informe Ripe for Closure elaborado por The Centre For Research on Energy and Clean Air).


Figura 4: Evolución del promedio del precio mercado spot diario y MIBGAS index durante 2021

España dispone de 26 GW de ciclos combinados de gas natural cuya aportación energética al sistema se irá reduciendo durante la franja diurna, pero será necesario mantener esa potencia – tal y como indica el PNIEC- para puntas de demanda o suministro cuando no haya recurso primario de sol o viento, si no instalamos alternativas renovables que generen independientemente de las condiciones meteorológicas.

El segundo beneficio técnico es que, a diferencia de lo que se puede pensar, aumentar la capacidad instalada termosolar permite una mayor tasa de penetración de energía fotovoltaica y eólica gracias a que la termosolar disminuye los excedentes de generación (vertidos o curtailments). En un estudio realizado por Protermosolar en 2021 sobre el plan nacional de energía y clima portugués, utilizando una metodología de planificación energética desarrollada por el Ciemat - Figura 5- se representan cientos de simulaciones que cumplen los objetivos de Portugal en emisiones de CO2, instalación de renovables, etc.

El punto verde es el caso resultante al simular su plan nacional de energía y clima y el punto amarillo más bajo otro mix energético, con mayor presencia termosolar. Sin alterar el coste del mercado mayorista de un escenario a otro, se reduce en un 35% los vertidos. Indirectamente permite mayor penetración de fotovoltaica y eólica. Una de las grandes amenazas al desarrollo a mercado de renovables intermitentes es la presencia de vertidos que se traduzcan en un riesgo para los inversores; y que por tanto requieran esquemas regulados para desarrollarse – probablemente a costes superiores al mercado durante las horas diurnas que es precisamente cuando operan.


Figura 5: Representación gráfica de cientos de simulaciones que satisfacen los objetivos renovables portugueses en 2030. Elaborado por Protermosolar siguiendo una metodología de planificación energética desarrollada por Ciemat.

Por otro lado, en el plano macroeconómico, según un estudio de PwC para Protermosolar la tecnología termosolar en operación durante el año 2019 genera el triple de impacto medio por MW instalado que el total de energías renovables de España, así como un 33% adicional de empleo.



Además, la tecnología termosolar está repartida en zonas especialmente necesitadas de inversión para frenar el reto demográfico, generar empleo de calidad y mejorar la renta media anual.


Figura 6: Impacto de la operación de las centrales termosolares en el año 2019 en términos de PIB, empleo y reparto geográfico. Elaborado por PwC para Protermosolar


Las nuevas subastas termosolares

El diseño de las subastas para este año 2021 debe evitar solape de generación diurna con fotovoltaica.  Para ello hay dos esquemas posibles:

• Permitir nuevas centrales termosolares conectadas en los puntos de centrales ya existentes que no disponen de almacenamiento (tanto termosolares como fotovoltaicas).
- Compatible con el Real Decreto 1183/2020 garantizando el Acceso y Conexión a la red eléctrica.
- Al coexistir con una central sin almacenamiento, el funcionamiento de la nueva es estrictamente nocturno ya que durante el día sigue generando la instalación preexistente.

Es necesario adaptar los parámetros retributivos de la subasta en especial el 
número de horas de funcionamiento equivalente para dimensionar esta situación y el porcentaje de ajuste a mercado ya que se restringe la operación a una franja determinada, independiente del precio del mercado mayorista y buscando carga base nocturna, no arbitraje de precios.

• Permitir hibridación de centrales con tecnología fotovoltaica para que la misma central genere durante el día (con tecnología fotovoltaica) y de noche (termosolar) al menor coste combinado posible. Esta es la tendencia mundial de todas las centrales termosolares de los últimos años.

Al igual que en el caso anterior, se deberían ajustar los parámetros retributivos, aunque en este supuesto las horas anuales equivalentes de y el ajuste a mercado presentan cierta flexibilidad de funcionamiento.

Desde Protermosolar confiamos que las inminentes subastas termosolares sean atractivas buscando una alta concurrencia y competitividad. Es el camino para reducir la dependencia de los combustibles fósiles, proporcionando estabilidad a la red, fortaleciendo aún más nuestro tejido productivo en este sector y todo ello integrándose localmente mediante la creación de empleos cualificados de larga duración.

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Sebastián
Iván. En una transición se va avanzando y se sustituye lo obsoleto y no competitivo, en el momento que se pueda prescindir de ellas, no antes y durante un tiempo tienen que convivir. El respaldo del sistema lo tiene los 25.000 Mw de Ciclos Combianados, 4.500 Mw de Carbón y 7.100 Mw Nucleares y son necesarias, pero ahora la fotovoltaica y eólica son baratas y sin a una planta de 50 Mw de Ciclos Combinados le añadimos 50 Mw de fotovoltaica como medida de eficacia energética durante las horas de sol me ahorro combustible, emisiones de CO2, agua y mano de obra. A la caída de la tarde todo tiene que volver simplemente, porque actualmente no tenemos alternativas que sean económicamente viable, esperemos que la energía termosolar lo consiga pronto.
Sol Mediterráneo
Existe una necesidad de generar con renovables a partir de la caída del sol hasta el amanecer. Mitaco, tiene que subastar sin especificar tecnología estas horas. En libre competición lo más probables es que la hidráulica de bombeo entre presas ya existentes estaría por debajo de 75 Euros/Mwh y la termosolar no pueda bajar de 150 Euros/Mwh. Si analizamos el proyecto Solgest-1 anunciado recientemente los 110 Mw. termosolar costará 320 millones de Euros y generará 240.000 Mwh/año si facturará a 150 Euros, anualmente ingresaría 36 millones de euros. Los economistas tienen que pronunciarse sobre la viabilidad actual de esta tecnología.
Iván Moreira Barría
\'Crescent Dunes\' una planta solar instalada en Nevada, EEUU, ha resultado un enorme fracaso con la consiguiente banca rota de la empresa que la estaba construyendo, unos 800 millones de dólares tirados a la basura. Las llamadas ERNC no son más que un voladero de luces, ni las granjas eólicas ni las solares tienen la capacidad de sostener la economía de un país, en una noche sin viento, es como si no existieran, es como si nunca hubieran existido. Mientras tanto la gente paga las consecuencias mediante el expolio impositivo y las cuentas luz. No importa cuanto se abaraten los molinos y/o los paneles, SIEMPRE serán caras en la medida que necesitemos plantas basadas en las viejas, confiables y económicas EC, como respaldo de las ERNC.
Daniel Llobell López
Todo lo que permita aumentar el almacenamiento de energía es muy necesario para la gestionabilidad y adaptación de la oferta, que permita reducir los precios de la energía. Confiemos en estos desarrollos.
Antonio de Lara
¡Excelente posicionamiento para la termosolar! Ahora a abaratar costes racionalizando suministros y construcción. Y más tarde con I+D subiendo temperaturas y buscando nuevas aplicaciones ¡Enhorabuena!
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