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¿Podrá la termosolar competir con fuentes energéticas tradicionales en 2020?

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Una de las mayores ventajas competitivas de la termosolar (CSP) es su gestionabilidad, como consecuencia de su capacidad de almacenamiento. Sin embargo, ¿es posible que la CSP pueda resultar rentable en comparación con otras fuentes de energía tradicionales, en los próximos seis años? José Alfonso Nebrera, director general de ACS Cobra, y Elisa Prieto, directora de Estrategia de Abengoa, debaten sobre el tema en este artículo de Ángela Castillo, editora en CSP Today.
¿Podrá la termosolar competir con fuentes energéticas tradicionales en 2020?

Ambas compañías dirigen sus esfuerzos a lograr la paridad de red en 2020 y se mantienen optimistas sobre la factibilidad de conseguir el objetivo. En sus consideraciones, Nebrera y Prieto incluyen temas como la localización geográfica de las plantas, el precio del gas natural en diferentes mercados y los nuevos límites de emisión de dióxido de carbono (CO2), que se fijarán durante la próxima Cumbre del Cambio Climático de las Naciones Unidas 2015.

Incremento de los precios del gas
“Seremos capaces de competir con el gas natural en 2020 si hablamos de un sitio con buena irradiación, donde el precio del gas esté alrededor de los 10 dólares por millón de BTU (la BTU o Bristish Termal Unit es una unidad de energía que se utiliza para medir la cantidad de gas), donde la utilización de las plantas no sea de más de un 70% y con un coste por tonelada de CO2 expulsada a la atmósfera entre 20 y 30 dólares”, indica José Alfonso Nebrera.

Aunque las perspectivas no son muy prometedoras tomando en cuenta los desarrollos actuales del gas de esquisto en EEUU, Nebrera indica que resulta muy difícil concluir que los precios del gas natural se mantengan en un nivel tan competitivo como hasta ahora. De acuerdo con datos publicados por el departamento de Administración de Información sobre Energía (EIA, por sus siglas en inglés), los precios del gas registrados durante los dos últimos años han permanecido en niveles históricamente bajos.

Elisa Prieto está de acuerdo y cree que los precios registrados en 2012, con una media de 3 dólares por millón de BTU, no eran realistas, razón por la cual muchas de las grandes compañías de gas decidieron parar sus extracciones, a la espera de la recuperación en el precio. “¿Por qué sucedió esto? Porque hubo una especie de fiebre del gas de esquisto, de la misma forma que hubo una fiebre del oro en su momento”. Y subraya la gran cantidad de accidentes y problemas técnicos que han ocurrido en el proceso de extracción de este tipo de gas.

“En toda la zona de Filadelfia se está empezando a regular y en algunas localidades de Nueva York se ha prohibido la explotación del gas de esquisto porque afecta a los acuíferos. Cuando estas empresas tengan una ley que les obligue, primero, a declarar cuáles son los componentes químicos que vierten en el agua durante el proceso de extracción y, segundo, a limpiar lo que dejan detrás, en ese momento subirá el precio del gas natural”, apunta Prieto.

De hecho, la EIA predice un incremento en los precios como consecuencia del “acelerado retiro de las plantas nucleares y de carbón”. Además, el aumento del uso del gas natural en el sector eléctrico generará un incremento en los precios, tanto del gas natural como de la electricidad, en los próximos años.

La EIA, de hecho, ya constata un incremento de los precios durante los últimos años. La siguiente tabla muestra las variaciones del Henry Hub durante los últimos cuatro años, tomando como referencia los precios de la primera semana de enero y julio de cada año desde 2011.

Precios gas natural EEUU

Mientras el marcador registraba un precio de 3,26 dólares por millón de BTU en enero de 2013, un año después el precio fue de 4,30, es decir, hubo un aumento de 1,04 por millón de BTU en solo un año. Un informe de Reuters señala que la capacidad de exportación de gas natural en Egipto está severamente comprometida. El acelerado aumento del consumo interno durante la última década, junto con “uno de los programas de subsidio al gas natural más generosos de la región”, ha agotado las reservas.

¿Cómo se calcula el coste de cada tecnología?
Prieto enfatiza la importancia de la fórmula usada para calcular los costes de CSP. “Cuando hablamos de competitividad nosotros nos referimos a coste nivelado de energía (LCOE). ¿Por qué usamos esta medida y no la de gastos de capital (CAPEX), por ejemplo? Porque el CAPEX no refleja los verdaderos costes de generación de energía”.

Los costes disminuyen considerablemente a lo largo de la vida útil de la planta, puesto que la fuente de energía es gratuita. “En el caso de las convencionales, si bien el CAPEX es más bajo, después tienen unos costos muy altos por los elevados precios de la fuente que utilizan, bien sea carbón, gas natural o combustible nuclear,” señala Prieto.

Importancia del almacenamiento y la gestionabilidad
Ambos expertos destacan la importancia que tiene la capacidad de almacenamiento de CSP en comparación con la fotovoltaica, los costes añadidos de construir plantas que sirvan de apoyo cuando el sol se pone y la inversión en redes para extraer la energía de múltiples plantas.

En cuanto al coste específico de la gestionabilidad, Prieto recuerda que el Laboratorio Nacional de Energía Renovable de los Estados Unidos (NREL), a través su iniciativa SunShot, ha concluido que entre 0,5 y 0,6 dólares por kWh se pueden atribuir a la gestionabilidad. “Ese es un coste importante que debe ser restado al momento de comparar el LCOE de CSP versus otras tecnologías intermitentes”, indica Prieto.

Objetivos de reducción de emisiones CO2
Se espera alcanzar un acuerdo en relación con los objetivos de reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera, durante la próxima Cumbre del Cambio Climático de las Naciones Unidas, que se celebrará en Paris el próximo año. “Si se alcanza un precio por tonelada de CO2 en torno a los 50 dólares para los países en desarrollo y sobre los 20 dólares para los que están en vías de desarrollo, eso jugaría a favor de las energías renovables, especialmente de la termosolar”, indica Nebrera.

Para Prieto, el alcance de un acuerdo se dejará sentir de forma más acentuada en la industria del gas natural, ya que esta tendrá que pagar dos costes: por un lado, los de extracción y por otro, el de las emisiones de CO2 por cada kWh.

La utilización de la planta
Otro factor que afecta a los precios del gas natural es la utilización de la planta, ya que una cantidad significativa de este material se invierte en mantenerla operativa. A mayor tiempo de utilización, menor coste. Por ejemplo: el coste por kWh en una planta que funciona 8.000 horas al año es mucho menor que el de una planta que está operativa 2.000 horas.

“En países donde empieza a haber una cuota de renovables significativa, los ciclos combinados (el tipo de planta de gas natural más popular actualmente) comienzan a tener un papel de respaldo de las renovables y, en consecuencia, empiezan a tener menos horas de funcionamiento. Por ende, el precio del kWh es más alto”, indica Nebrera.

También enfatiza la reducción del coste de producción que la termosolar ha experimentado en los últimos años: “cuando comenzamos con Andasol, en 2008, nos pagaban 280 euros por MWh. Ahora, en Sudáfrica, nuestro precio es casi la mitad de eso. Yo creo entonces que habrá una reducción todavía más importante en los próximos seis años y me atrevería a decir que será en torno al 30% del precio actual”.

Todo depende del lugar
Tanto Prieto como Nebrera hablan de competitividad en términos relativos que tienen que ver con las características propias del lugar del que se hable. Factores como la localización de la planta, el clima del emplazamiento, la altitud, la temperatura, así como la existencia de aerosoles o no en el ambiente, juegan un papel importante en los costes del proyecto.

Cada mercado tiene unas características particulares. En el caso de Arabia Saudita, por ejemplo, la competitividad tiene que ver con el coste de oportunidad. Un informe de The Economist fechado en 2012 pone de relieve el enorme coste que significa para este país quemar petróleo para generar energía, en parte como consecuencia del incremento de la demanda interna durante la última década.

El informe señala que Arabia Saudita era, por aquel entonces, el sexto mayor consumidor mundial de petróleo y gastaba un cuarto de su producción diaria –10 millones de barriles– para cubrir la demanda interna de electricidad. El coste de oportunidad, considerando los precios actuales –alrededor de los 100 dólares por barril–, es gigante.

Consciente de esta realidad, Arabia Saudita se ha propuesto la meta de cubrir casi la mitad de su demanda energética interna con fuentes renovables en 2020. Con ello conseguiría liberar una considerable cantidad de petróleo y gas para ser exportado. En términos prácticos, Arabia Saudita ha establecido un objetivo de 54,1 GW a través de energías renovables en 2032, de los cuales 25 GW procederían de la termosolar (CSP Today Global Tracker, Markets Report 2014).

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