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Los operadores de CSP deben aprender de los errores iniciales para disminuir el costo de financiación

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Los promotores deben complementar los bajos gastos de capital con un rendimiento mejorado en los primeros años de funcionamiento para disminuir los márgenes de riesgo que perjudican la competencia de las centrales CSP, según han contado expertos del sector a New Energy Update.
 
Los operadores de CSP deben aprender de los errores iniciales para disminuir el costo de financiación
Central termosolar Ivanpah, situada en California

Los altos gastos de capital (capex) de las centrales de CSP y la limitada capacidad instalada originan mayores costes de financiación que en otros tipos de energía renovable. A escala global se han instalado en torno a 5 GW de capacidad CSP, frente a los 305 GW de capacidad fotovoltaica y 487 GW de eólica.

El coste de inversión de las centrales de torre se estimó en 5700 $/kW en 2015, mientras que el coste de la tecnología del sistema cilíndrico-parabólico se estimó en 5550 $/kW; en ambos casos unas tres veces el coste de inversión de las centrales fotovoltaicas, según la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena).

Estos costes de financiación tan altos presentan un desafío notable para los promotores que persiguen incrementar la competitividad de los proyectos de CSP frente a otros tipos de tecnología.

“Reducir el coste de capital puede repercutir enormemente en las tarifas. Esto se debe a que, hoy, del 45 al 50 % del [coste medio teórico de generación de electricidad] proviene del coste de capital, el interés que se paga al prestamista”, dijo Xavier Lara, director ejecutivo en la organización de ingeniería Empresarios Agrupado, a New Energy Update. Estas cifras se refieren a las centrales de sistema cilíndrico-parabólico, destacó Lara.

Los costes de financiación son mayores para la incipiente tecnología de torre, que es la que actualmente crece más rápido, si bien de momento solo hay instalados 651 MW de capacidad solar de torre, frente a los 4,2 GW del sistema cilindro-parabólico, según los datos del CSP Today Global Tracker.

“En la actualidad hay mayores márgenes de riesgo financiero en la financiación de centrales de torre que en las de cilíndrico-parabólico. Esta situación cambiará en cuanto haya más centrales de torre operativas”, según delaró Michael Geyer, director gerente de Abengoa Solar, a New Energy Update.

Desafíos en el inicio de las operaciones
Uno de los motores clave de los costes de financiación es el riesgo de rendimiento. La mayoría de centrales de CSP se encuentran aún en fases iniciales de su vida útil operativa, y los problemas durante los primeros años de funcionamiento pueden repercutir en la confianza de los inversores.

“La fase más complicada y crítica para la CSP es la de construcción, como en cualquier otro proyecto. Pero lo que diferencia a esta tecnología es el primer periodo de funcionamiento: los primeros tres años”, señala Ranjan Moulik, responsable internacional de energía y renovables en el banco francés de inversión Natixis.

Algunos proyectos han necesitado más de tres años para funcionar a capacidad plena. Para la central de torre californiana Ivanpah, de 377 MW y propiedad de NRG Energy, que inició sus actividades comerciales en 2013, estaba previsto que generara 940 000 MWh anuales antes de 2018 en virtud de un plan de puesta en marcha de cuatro años. La central generó 703 039 MWh en 2016, según datos de la Administración de Información Energética (EIA) de los EE. UU.

Ivanpah no alcanzó sus objetivos de producción en los primeros 24 meses de operación a causa de unos problemas mecánicos. NRG Energy advirtió que lleva más tiempo del previsto aumentar la temperatura del agua de las calderas cada mañana y posicionar los 170 000 espejos del complejo termosolar de modo que sigan la dirección del sol.

A principios de 2017, NRG Energy informó de que había logrado mejorar la generación e incrementado el rendimiento de las calderas y el 1 de febrero, Bloomberg publicó que se había aumentado el rendimiento lo suficiente para cumplir las obligaciones contractuales con el tomador Pacific Gas & Electric (PG&E).

La central de torre de 110 MW Crescent Dunes de SolarReserve entró en funcionamiento en octubre de 2015 y a mediados de 2016 lograba ya factores de capacidad del 30 al 40 %, frente al objetivo previsto a largo plazo de capacidad del 52 %. No obstante, la central se desconectó de la red eléctrica en octubre de 2016 tras una pequeña fuga ocurrida en el circuito de sales fundidas.

Sin atajos
“Ninguno de los proyectos que hemos financiado ha sido perfecto. Siempre nos hemos encontrado sorpresas; estas deben preverse y mitigarse con la mayor anticipación posible”, seañaló Moulik. Al principio, se subestimaba la carga parasitaria en los proyectos, luego el diseño de las tuberías en las torres tuvo que atravesar diversos desarrollos, explicó.

“Lo que puede hacerse es aprender de la experiencia y de lo que no ha funcionado en los proyectos de CSP anteriores; tratar de no repetir los mismos errores. Es el modo en que ha funcionado la energía renovable desde sus orígenes. No hay atajos. Cuanto más la pones en práctica, mejor lo haces”, aseguró Moulik.

En los mercados emergentes, la ayuda multilateral puede contribuir a que los promotores de CSP logren acelerar el desarrollo y la implantación. La Corporación Financiera Internacional (CFI) del Grupo del Banco Mundial ha financiado varios proyectos de CSP. EN Sudáfrica, la CFI ha invertido en torno a 125 000 millones de rands (143 millones de dólares estadounidenses) en financiación directa y coordinado 264 millones de dólares estadounidenses en préstamos paralelos para dar soporte al proyecto de torre de 50 MW Khi Solar One y a la central de sistema cilíndrico-parabólico de 100 MW Kaxu Solar One.

 

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