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Tocada, pero lejos de estar hundida

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Tras haber sufrido todos los cambios regulatorios posibles el futuro de la termosolar dentro de nuestras fronteras es incierto. Luis Crespo, secretario general de la Asociación Española de la Industria Solar Termoeléctrica (Protermosolar) repasa aquí los años oscuros (nada puede haber peor para una tecnología solar) que la han puesto contra las cuerdas. Pero las empresas españolas saben del enorme potencial de la termosolar en todo el mundo, especialmente en los países emergentes.
Tocada, pero lejos de estar hundida

En el año 2013 entraron en funcionamiento siete centrales en nuestro país con una potencia de 350 MW, alcanzando un total de 2.300 MW en el acumulado y situando a España como primera potencia termosolar en todo el mundo.  

El éxito de la implantación termosolar en nuestro país, que ha culminado con esos 2.300 MW repartidos en 50 centrales y que cubren todo el espectro tecnológico de las diferentes tecnologías termosolares, se basa en tres pilares fundamentales: la continuada actividad de I+D de los últimos 30 años, soportada en gran medida por la existencia de la Plataforma Solar de Almería; el compromiso adquirido por grandes empresas industriales españolas en su promoción; y el establecimiento en 2007 de una regulación favorable. Si cualquiera de estos tres pilares hubiese faltado, habría sido imposible alcanzar esta posición de liderazgo internacional.

Aunque en 1998 se estableció una regulación específica para el conocido hasta hace muy poco como Régimen Especial, permitiendo el desarrollo de la energía eólica, fotovoltaica, biomasa y minihidráulica, no fue sino hasta 2007 cuando las condiciones de tarifas permitieron una apuesta industrial por la construcción de centrales termosolares, asumiendo las empresas importante riesgos tecnológicos ya que las referencias más cercanas eran las antiguas centrales en California de finales de los 80. Nuestros centros de investigación, universidades y un buen conjunto de empresas en toda la cadena de valor participaron activamente en la formación del personal y en el desarrollo de componentes y servicios que permitieron a nuestra industria alcanzar el liderazgo tecnológico en un sector llamado a jugar un papel esencial en la futura estructura de generación de los países del cinturón solar por sus especiales características relacionadas con la gestionabilidad y el almacenamiento.  

Constantes andanadas regulatorias
Sin embargo uno de esos pilares, el de la regulación, que es indispensable para garantizar la seguridad de las inversiones, ha venido siendo alterado frecuentemente durante los últimos años mediante unas andanadas de normas de distinto rango que han modificado las condiciones iniciales en las que se realizaron las inversiones.

La Ley 15/2012 introdujo el impuesto a la producción del 7% que, mientras que para las tecnologías convencionales resultó prácticamente neutro ya que su impacto se repercutió inmediatamente en el pool, para las renovables y muy especialmente para las solares significó un recorte casi integro de ese valor. Además dicha ley eliminó la prima al 15% de generación a partir del gas que el RD 661/2007 consideraba parte inseparable de la remuneración.

En poco más de un mes, en febrero, el RDL 2/2013 volvió a castigar especialmente a la termosolar al eliminar la opción de facturación a pool + prima lo que significó un nuevo recorte del 13% en este sector adicional al 2% del cambio de indexación de IPC para las revisiones anuales de la tarifa. Estas medidas, en su conjunto redujeron en 1/3 los ingresos de las centrales termosolares.

Pero pocos meses más tarde, en julio, el RDL 9/2013 cambió totalmente el modelo de retribución. La Ley del Sector Eléctrico de diciembre lo consolidó pero todas las instalaciones del antiguo Régimen Especial estuvieron operando todo un año sin conocer las condiciones retributivas a su producción. Ha sido muy recientemente, en junio de 2014, cuando el  “Real Decreto 413/2014 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos”  y la “Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos”, han definido los parámetros por los que se remunerará la producción de todo el sector renovable.

Esta reforma energética supone un cambio fundamental respecto al sistema anterior, incluidas todas sus sucesivas reformas, ya que establece un modelo retributivo completamente diferente. Anteriormente con el RD 661/2007 la retribución de las instalaciones se realizaba sobre la energía generada (€/MWh), mientras que ahora se hace sumando al precio que las centrales obtengan en el mercado una cantidad que es función de la potencia instalada (€/MW) y, en algunos casos como el sector termosolar, un complemento a la operación.

La parte más importante de la retribución en el nuevo sistema es la llamada retribución a la inversión en la norma (Rinv), para cuyo establecimiento el ministerio ha considerado dos hipótesis fundamentales:
1. Considerar cuales deberían de haber sido las inversiones de haberse realizado por una “empresa eficiente y bien gestionada” para cada tipo de instalación.
2. Otorgar una “rentabilidad razonable” a todas las instalaciones, en función de esas inversiones iniciales, del 7,4%.

Con estas dos hipótesis fundamentales, coste y rentabilidad, el ministerio ha publicado los valores de la Rinv. La filosofía sobre la que se sustenta la reforma podría no ser mala, aunque ninguna empresa hubiera acometido inversiones de unos 300 millones de € por central con un elevado riesgo tecnológico para recibir una remuneración del 7,4% antes de impuestos.

Pero el problema mayor estriba en que el ambiguo concepto de “empresa eficiente y bien gestionada” y su instrumentación por parte del gobierno ha sido llevado hasta el extremo de definir unos imaginarios costes de inversión alejados completamente de la realidad que, en la práctica hubieran supuesto la inviabilidad de la ejecución de proyecto alguno.

La última pieza de la reforma no solo no restituye condiciones a las centrales termosolares sino que añade otro 15% medio de recorte a la situación existente en julio de 2013. Puede, por tanto, afirmarse con rotundidad que vulnera los principios de retroactividad, seguridad jurídica y confianza legítima. Estos instrumentos normativos no introducen ajustes, sino que han alterado las bases y fundamentos del régimen económico aplicable a las energías renovables conforme al extinto régimen especial y a cuyo amparo los promotores realizaron las inversiones necesarias.

Los valores de inversión considerados por el ministerio son significativamente más bajos que los reales para todos los tipos de instalación. ¿Quiere decir esto que las empresas, que son las empresas líderes mundiales del sector, no son eficientes y bien gestionadas? La verdad es que una respuesta muy sencilla a esta pregunta la encontramos por ejemplo en el caso de las instalaciones singulares. Las centrales singulares son aquellas instalaciones de las que solo existe una central, no solo en España, sino en todo el mundo. El ministerio disponía de las cuentas auditadas de estas instalaciones únicas no pudiendo justificar que haya otra empresa más eficiente y mejor gestionada que pueda mostrar costes inferiores. Sin embargo los ratios aplicados tampoco se corresponden con la realidad.

Motivación internacional
Tras haber sufrido todos los cambios regulatorios posibles, más la moratoria renovable que se encuentra en vigor, el futuro de la termosolar dentro de nuestras fronteras es incierto. Si bien es cierto que gracias al esfuerzo empresarial de los últimos siete años, cada una de las 50 centrales con las que contamos en España ha permitido situarse a nuestras empresas a la cabeza en cuanto a experiencia en un sector que se prevé fundamental en las próximas décadas.

Hasta hoy las energías renovables, incluida la termosolar, se han implantado mayoritariamente en países y regiones con sistemas eléctricos maduros. Sistemas con un mix energético diversificado y con buenas redes e interconexiones. En este escenario las energías renovables pueden usarse como energías de sustitución, esto es, desplazando a las energías convencionales del mix de generación cuando se cuenta con el recurso necesario (sol, aire, agua…), sabiendo que en el momento en el que el recurso renovable no esté disponible existe una capacidad de respaldo, generalmente de ciclos combinados, capaz de dar respuesta y estabilidad al sistema sin poner en riesgo el suministro.

Sin embargo hay otros escenarios donde no se cuenta con esa calidad de sistema eléctrico, y lo que es más importante, se prevé que la necesidad de capacidad instalada en un medio plazo se multiplique por dos o por tres. Estamos hablando de países en vías de desarrollo con previsiones de crecimiento importantes que requerirán de un esfuerzo elevado para aumentar su parque generador. A la vez que estos países aumentan su potencia instalada es de vital importancia que, en la medida de lo posible, aumenten también su independencia energética, para lo que, salvo que se cuente con yacimientos de gas o carbón, inevitablemente será necesario invertir en renovables.

Una renovable 100% gestionable
Entre los países que se encuentren en este tipo de escenario y que además cuenten con recurso solar, la termosolar se plantea como la mejor opción ya que con las otras tecnologías renovables intermitentes tendrían que efectuar inversiones complementarias en ciclos combinados para garantizar, por ejemplo, la satisfacción del doble de demanda actual a las 10 de la noche en unos pocos años. Gracias a la capacidad de almacenamiento e hibridación la termosolar es 100% gestionable y contribuye además a la estabilidad de red en cualquier sistema eléctrico donde se implante.

El caso español ya puede aportar referencias operativas a una escala significativa, por encima de 2 GW, mostrando el buen encaje entre la demanda eléctrica nacional y la producción termosolar, como puede apreciarse en el gráfico.

Producción termosolar y demanda de electricidad

Puede apreciarse cómo en un día cualquiera la demanda eléctrica del país y la generación termosolar se acoplan perfectamente. Igualmente puede verse cómo, gracias a la capacidad de almacenamiento de parte de las centrales instaladas, la generación es continua incluso en ausencia de recurso solar.

En España no ha habido señales suficientes de precios de mercado para diseñar las centrales con otros criterios o para modular actualmente su producción. Sin embargo las centrales termosolares en el futuro podrían incrementar su competitividad si se diseñaran de forma que ofreciesen su producción exclusivamente para los momentos de mayor demanda. Esta característica, unida a su positivo impacto macroeconómico, la convertirá en la opción preferida en muchos países emergentes.

Y es precisamente en esos países donde las empresas, huérfanas de proyectos dentro de nuestras fronteras, se están posicionando para, pese a los vaivenes regulatorios sufridos aquí, poder mantener su posición de liderazgo mundial.

Mirando los mercados donde se está implantando la termosolar nos encontramos siempre con empresas españolas ganando concursos y licitaciones en Marruecos, Emiratos Árabes, Kuwait, Sudáfrica, Chile, Estados Unidos …y notamos su presencia en todos aquellos que cuentan con planes en desarrollo para los próximos años, como Argelia, Túnez, Israel, Jordania, Australia, Brasil, México…

Sin embargo la asfixia a la que se está sometiendo a las empresas en nuestro país está dificultando que aprovechemos esta oportunidad histórica probablemente irrepetible.

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