Comienzo leyendo el discurso de Protermosolar: “la tecnología termosolar con almacenamiento térmico es una parte clave del mix energético renovable que realmente puede reducir la dependencia del gas (y combustibles fósiles en general) para la generación eléctrica nocturna, gracias a su elevada gestionabilidad, su reserva rodante (condición síncrona), y su capacidad de almacenamiento térmico de larga duración (por encima de 6 horas). El valor de la tecnología termosolar no se debe medir exclusivamente por el coste de la energía producida, ya que su papel, gracias al almacenamiento y capacidad de reducir vertidos, es fundamental para que el sistema pueda alcanzar altos índices de penetración renovable intermitente, independencia energética y desarrollo autóctono”. ¿Algo que añadir, o es ese el núcleo del discurso ahora mismo de Protemosolar? Dicho de otro modo: ¿qué tiene la termosolar que no tengan la eólica o la fotovoltaica, por ejemplo?
Disponemos de almacenamiento, lo que nos da un cierto carácter de gestionabilidad. A nosotros nos gusta llamar a la termosolar “la solar nocturna”, porque consideramos que somos un complemento perfecto para la diurna, para la fotovoltaica. Y somos un complemento perfecto gracias a esa capacidad que tenemos de diferir producción del día a la noche, o a cuando sea preciso. Yo destacaría que la termosolar es una tecnología extraordinariamente competente en cuanto a su contribución a la seguridad de suministro e independencia tecnológica. Damos estabilidad a la red. Típicamente, la estabilidad la han aportado las tecnologías térmicas convencionales: nuclear, carbón, ciclos combinados [gas]. Bueno, pues nuestras centrales solares, que también son térmicas, pueden aportar precisamente eso. Nuestro equipamiento es equivalente al de las centrales tradicionales, pero en renovable. Somos la alternativa renovable, una de las alternativas renovables... para aportar respaldo.
Hace solo unas semanas, el presidente de la Asociación Empresarial Eólica, Juan Diego Díaz Vega, decía que “las tecnologías que deben aportar flexibilidad a las renovables no están penetrando al nivel necesario (...) y, salvo que algo cambie – añadía–, a 2 años vista, el sistema no podrá acoger la generación renovable que prevemos en base a las autorizaciones otorgadas”. Simultáneamente (o casi), hace también solo unas semanas, Protermosolar pedía al Gobierno que instituya mecanismos –como las subastas y los mercados de capacidad– que le garanticen a los inversores que quieran instalar una termosolar unos ciertos retornos. Porque, aunque construir una termosolar es más caro que montar una fotovoltaica , la termosolar –insiste la Asociación– da esa seguridad de suministro, por su condición de gestionable, que no da una fotovoltaica o una eólica. Por eso Protermosolar pide subastas cuyas condiciones tengan en cuenta ese valor añadido. En fin, que la termosolar puede ayudar a paliar/resolver un problema que se nos avecina, ¡a 2 años vista!, pero que la termosolar necesita que se la retribuya de manera diferenciada porque el servicio que puede prestar una termosolar es diferente. Valor diferencial. ¿Es así?
Los mercados mayoristas de electricidad –en España el mercado diario, los mercados intradiarios– no dan señales de precio para atraer inversiones en el largo plazo en tecnologías renovables con respaldo. Si cada vez hay más renovables, con precios convergentes medios bajos... pues eso no va a atraer nuevos inversores. Bien, pues de ahí nacen diferentes mecanismos, que de alguna manera vienen a cubrir ese gap. Y los mercados de capacidad y las subastas son una de esas alternativas. Ofrecen un complemento económico que de alguna manera estabiliza esos ingresos necesarios que pueden dar certidumbre de señal de precio a largo plazo, y con eso facilitan el que se atraigan nuevos proyectos renovables con respaldo.
Bien, los mecanismos de capacidad pueden cubrir ese vacío y dar certidumbre al inversor, porque grosso modo lo que se le dice al inversor es que se le va a pagar un plus por tener la instalación disponible para atender en un momento dado las necesidades del sistema. Entiendo que es ahí donde entran las subastas de capacidad. Y supongo que la subasta de termosolar que planteó el Gobierno en octubre no iba por ahí, o no tuvo en cuenta la singularidad de la termosolar y por eso fracasó. [La subasta funciona así: el Gobierno fija un precio de partida al que el productor de energía renovable cobraría el megavatio hora producido durante un período determinado: 10, por ejemplo. Los participantes en la subasta deben rebajar ese precio: yo produciré ese megavatio hora a 9; yo lo produciré a 8; pues yo soy capaz de producirlo a 7 y seguir obteniendo una rentabilidad atractiva porque mi tecnología es más eficiente; y, así, sucesivamente, hasta que nadie baja más. De ese modo, la electricidad será muy barata para los consumidores. Y las empresas se aseguran que cobrarán su megavatio hora a un precio durante un plazo establecido por el Gobierno en su subasta (en este caso, veinte años). El precio que fija el Gobierno es secreto. Las empresas concurren a la subasta con sobres cerrados. Cuando el Gobierno dice “comienza la subasta”, el Gobierno publica el precio –diez, por ejemplo– y se abren todos los sobres. Y resultó que ninguna empresa ofertaba a menos de diez. ¿Conclusión? No se adjudicó un solo megavatio]. La subasta no adjudicó ni un solo megavatio de los 220 en liza. ¿Por qué fracasó?
Buena pregunta... En todo caso, vamos a ver... Hablar de fracaso... Desde luego salimos muy decepcionados... Pero consideramos que lo sucedido puede servir para mejorar el mecanismo de cara a la siguiente subasta. Uno de los aspectos a mejorar se centra en el diseño de subasta, ya que ha provocado que los precios ofertados se hayan desacoplado de los costes reales de la tecnología. Por tanto, debemos trabajar en un diseño de subasta que atraiga inversión a tecnologías renovables con respaldo, con más de seis horas de almacenamiento, siendo capaces de cubrir las horas nocturnas con energía renovable, y aportando una seguridad y estabilidad en el suministro equivalentes a las tecnologías fósiles.
Y cuál fue el precio de reserva que fijó el Gobierno?
No lo sabemos. No es conocido. Son precios confidenciales.
¿Y cuáles son los precios de referencia a escala internacional?
Los informes de Irena [Agencia Internacional de las Energías Renovables] vienen situándolos en un segmento de precios de entre 150 y 250 dólares por megavatio hora en los últimos cinco años. En los dos últimos años han entrado en funcionamiento dos centrales nuevas: una en Chile y otra en Emiratos. 114 dólares por megavatio hora en el caso chileno; 76, en Emiratos Árabes. Nosotros, en el ámbito España, con los análisis que hemos hecho, hemos visto que las referencias de precios de todo el parque que se instaló aquí en España entre 2008 y 2013, y de los costes que se pueden establecer de cara a subasta, se han reducido un 50%.
Entiendo pues que el Gobierno se equivocó. Porque si tiene esas referencias y fija un precio demasiado alto...
Bueno, a mí no me gusta etiquetar con “fracaso”, o “equivocación”... A ver: hay que descarbonizar el sector eléctrico de cara a 2030 con un 74% de energías renovables. Y en estos momentos yo diría que el sector se está descarbonizando bien en energía, pero no en potencia. ¿Qué significa eso? Pues que para satisfacer la misma demanda necesitamos cada vez más potencia. Es decir, no estamos siendo capaces de reducir la potencia instalada en el sistema. Actualmente hace falta 2,5 veces más potencia instalada que la demanda necesaria. Sigue haciendo falta nuclear, hace falta en parte el carbón, hacen falta los 26 gigas que tenemos de gas en el sistema. ¿Qué hay que hacer? Pues ver cómo podemos sustituir potencia fósil, cómo podemos cerrar plantas térmicas convencionales emisoras de CO2 y reemplazarlas por renovables que den un respaldo equivalente. Sí, hay que darle paso ya a las renovables que dan respaldo. Y una de las lecciones que se ha aprendido es que los diseños de subasta válidos para unas tecnologías inframarginales renovables como puedan ser la eólica y la fotovoltaica… no se adaptan bien para las renovables que dan respaldo. Bien, lección aprendida. Ahora lo que hace falta es trabajar en el diseño de subastas que permitan la integración de renovables con respaldo.
Los informes de Irena –acabo de escuchar– sitúan la termosolar entre los 150 y los 250 dólares por megavatio hora; Chile, 114; Emiratos, 76. No está mal, ¿no? Lo digo porque, hace poco, en la feria de las energías renovables, Genera, uno de los promotores de parques eólicos marinos flotantes más importantes de España planteaba una horquilla (para una hipotética futurible subasta de eólica marina flotante) de entre 150 y 200 euros. Y la eólica marina no es gestionable, como la termosolar.
Bueno, cuando se plantean este tipo de comparativas de coste... hay que analizar detenidamente y con prudencia. Por ejemplo, Chile tiene una radiación solar que excede prácticamente en el 60% la radiación solar existente en España; y el proyecto de Emiratos tiene un esquema financiero de un PPA [contrato de compraventa asegurada de largo plazo a un precio determinado] a 35 años. Esto es como una hipoteca: no es igual la cuota que te queda a 35 años, que la que te queda a 20. O sea, que todo esto hay que ponerlo muy en contexto. Además –insisto–, no debemos comparar solo precios. Hay que valorar de algún modo cómo la tecnología termosolar ofrece seguridad de suministro, desarrollo económico autóctono, e independencia y seguridad energética.
Cuando hablamos de renovables con respaldo, y aparte de la termosolar, ¿estamos hablando de bombeo...?
Claro. Estamos hablando de la biomasa, de la hidráulica con bombeo, la geotermia... Y por supuesto también de eólica o fotovoltaica con almacenamiento...
¿Y de hidrógeno? ¿Es el hidrógeno rival de la termosolar? Lo digo porque muchas veces se presenta como solución para la descarbonización de ciertos sectores industriales o como solución de almacenamiento de energías renovables...
Hay dos aplicativos en los que tenemos que apostar firmemente desde el campo termosolar: el respaldo y la descarbonización de los procesos industriales. Si a una central termosolar le quitamos la etapa de la turbina, en la que se transforma el calor en electricidad, pues nos quedaríamos solo con una fábrica de calor: producimos calor a partir de la radiación solar. Y ese calor se lo podemos proporcionar directamente a la industria. La industria en España es el segundo emisor de gases de efecto invernadero, con un 21%. El 75% de la demanda de energía de la industria es calor, y de ese 75% el 90% la industria lo produce con combustibles fósiles. El hidrógeno… es el largo plazo, pero el riguroso corto plazo en la descarbonización de los procesos industriales es la termosolar, una tecnología que ya está comercialmente implantada. Yo creo que uno de los objetivos que nos debemos poner para el año 2023 es animar a que cada industria haga los números. Nosotros decimos: señores, ¿son ustedes conscientes de que existen tecnologías que ya son solución, que ya pueden aportar calor (calor renovable) a sus procesos industriales? Que hagan los números. Yo les digo que el coste de la termosolar para este tipo de procesos oscila entre los 20 y los 50 euros por megavatio hora térmico, lo que nos sitúa por debajo del coste actual del gas. En fin, que en esos dos aplicativos es donde creemos que podemos ayudar y mucho: en la descarbonización del tejido industrial y en la descarbonización nocturna, por nuestra condición de respaldo y almacenamiento, del sistema eléctrico. Nosotros somos la alternativa a los combustibles fósiles.
El Gobierno está revisando el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, que ahora mismo tiene fijado como Objetivo Termosolar 2030 los 5.000 megavatios. ¿Elevará ese objetivo?
Difícil de saber. Lo importante es que la cifra sea creíble... Y que lo que se ponga… se haga. Hagámoslo, dotémonos de las subastas y de los mecanismos necesarios para que las renovables con respaldo efectivamente vean la luz.
En todo caso, ¿está capacitado el sector para instalar de aquí a 2030 esos 5.000 megavatios? Lo digo porque quedan apenas siete años...
Sí, sin duda.
¿Y si viene una pandemia, o una guerra, o se cruza un buque en el Canal de Suez? ¿Tenemos aquí toda la cadena de suministro termosolar?
Tenemos la cadena industrial integral del sector. Tenemos experiencia en la operación y el mantenimiento. Estamos soportando 6.000 empleos directos e indirectos para la potencia instalada que tenemos [2.300 MW]. Estamos presentes en municipios de una media de 12.000 habitantes. La termosolar es posiblemente la tecnología que más desarrollo rural ha proporcionado en España. Contribuimos con 1.500 millones de euros al PIB todos los años. España es en este momento el primer país del mundo en potencia instalada. Y la cadena del sector sigue viva. Pero es muy importante que no nos olvidemos de la promoción. A eso también hay que darle salida. En todo caso, vuelvo a la pregunta: en la cadena de suministro no debe de estar el problema. En otras tecnologías puedes necesitar materiales más difíciles de conseguir, pero aquí estamos hablando de tubos, espejos, acero... Todos los componentes de nuestra tecnología pueden ser suministrados y fabricados en su totalidad en Europa, sin tener en su composición metales críticos, lo que redunda en la seguridad de suministro europea y en la no dependencia de la volatilidad de los mercados energéticos y los metales raros.
Concluyo insistiendo en una idea que ya hemos tocado, pero que me parece clave: eólicos y fotovoltaicos están cada vez más preocupados porque les hacen falta soluciones de almacenamiento y gestionabilidad. ¿Qué propone la termosolar?
Digamos que hay varias alternativas. Respecto a la producción de electricidad, hay ahora mismo algunas iniciativas de canalización de vertidos hacia un almacenamiento térmico, por ejemplo. Vamos a ver, el almacenamiento viene a cubrir tres gaps: lo que llaman el peak saving, que es laminar punta (o sea, hace falta producir aquí durante una hora… eso tiene un gap); luego está el almacenamiento diario semanal (estamos hablando ahí de más de seis y hasta diez horas de almacenamiento); y está por fin el almacenamiento estacional. Bueno, pues sin lugar a duda el gap que ocupa la termosolar es el del almacenamiento diario y semanal. Ahí somos prácticamente imbatibles. Lo que proponemos es que se promueva esa parte. Para descarbonizar la noche. En lo que respecta a la producción de calor de proceso para la industria, actualmente el almacenamiento térmico puede absorber el excedente de vertidos eléctricos, el denominado power to heat, con rendimientos cercanos al 100% y un coste muy competitivo. Además, la descarbonización de estos procesos se puede hacer con producción local con nuestra tecnología de concentración solar, que es capaz de entregar calor por encima de 100 grados y a precios inferiores al gas.
• Esta entrevista está incluida en la edición de abril de la revista (de papel) Energías Renovables, que ahora puedes descargar gratis (en formato PDF)
