China tiene intención de construir 1,3 GW de capacidad CSP antes de 2018 en un primer lote de 20 proyectos de solar termoeléctrica, incluidas nueve torres solares, siete centrales de sistema cilíndrico-parabólico y cuatro centrales de tipo Fresnel lineal. En Oriente Próximo, la ciudad de Dubai también se ha fijado objetivos ambiciosos para CSP, con la promesa de construir 1 GW antes de 2030 y llamar a licitación en enero para su primera central de torre solar de 200 MW.
El primer lote de proyectos de China está previsto para finales de 2018 con objeto de poder acogerse a la tarifa de ayuda (FiT, por sus siglas en inglés) de 1,15 yuanes por kWh (170 $/MWh). La eficiencia de implantación de China pronto alimentará a otros mercados, según declaró Xavier Lara, director ejecutivo en la organización de ingeniería Empresarios Agrupados, a New Energy Update.
“Los proyectos de demostración de China representan aproximadamente una cuarta parte de la capacidad global instalada de CSP, y hay intención de conectarlos a la red eléctrica a finales de 2018. Esto, con toda certeza, reducirá los precios”, dijo Lara.
La Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena) ha previsto una posible caída del coste medio teórico de generación de electricidad (LCOE) en las centrales de torre solar del 43 % hasta unos 80 $/MWh de aquí a 2025. Dubai se ha fijado ya un objetivo de coste de 80 $/MWh para su primer proyecto de torre —el cual se espera que entre en funcionamiento antes de 2021— y los beneficios en otros países muestran que la reducción de costes es posible.
“Los promotores ya han logrado resultados mejores”, aseguró Ranjan Moulik, responsable internacional de energía y renovables en Natixis, firma que ha financiado 11 proyectos de CSP en España y los EAU.
“En Chile hubo una oferta [de 68 $/MWh] para CSP [hecha por SolarReserve], así que existe precedente. Creo que muchos tienen los [68 $/MWh] en mente para el proyecto de CSP de DEWA”, afirmó.
Los nuevos líderes
Los plazos tarifarios para el programa de demostración de CSP de China dan a los promotores poco más de dos años para asegurar la financiación, seleccionar una contrata de ingeniería, adquisición y construcción (EPC, por sus siglas en inglés) y construir la central. En este país, los precios de los materiales, incluidas las turbinas de vapor, los generadores y los receptores, ya están cayendo más rápido que en la región MENA y en los mercados occidentales, según dijo Lara, cuya empresa trabaja con varios promotores chinos de CSP.
La creación de una industria de CSP nacional permitirá a las contratas de EPC exportar sus conocimientos técnicos, lo que supondrá una mayor reducción de los costes, aseguró. Se espera que China continúe la primera ronda de implantación de 1,3 GW de CSP con otra oleada de proyectos. Las autoridades chinas se han fijado un objetivo de 105 GW de fotovoltaica antes de 2020, y la creciente capacidad de fotovoltaica exigirá la energía gestionable adicional y capacidad de almacenamiento que ofrece la CSP.
La creciente capacidad de la eólica también está incrementando la necesidad de activos de generación que puedan gestionar la energía bajo demanda para equilibrar las redes de suministro eléctrico. Los promotores de CSP deberán centrarse en disminuir los costes de almacenamiento para competir contra la generación por gas y la caída de los costes de la fotovoltaica con sistemas de batería.
Saudi Aramco ha pronosticado que los gastos de capital (capex) de la CSP con seis horas de almacenamiento experimentarán una caída significativa en los próximos 10 años, de 5,32 $/W en 2016 a 4,28 $/W en 2021 y 3,80 $/W en 2026. Irena predice que el coste medio teórico del almacenamiento energético con sistema cilíndrico-parabólico podría caer en un 38 % de aquí a 2025.
La era del almacenamiento
Dubai, por su parte, tiene intención de construir 5 GW de capacidad solar en el parque solar Mohammed bin Rashid al-Maktoum antes 2030. La mayor parte de su capacidad provendrá de la fotovoltaica, lo cual implica que se necesitará capacidad de CSP para suministrar energía durante las horas nocturnas, según ha dicho Taher Diab, director de estrategia y planificación en el Consejo Supremo de la Energía (CSE) de Dubái.
“Es formidable. Llegará un momento en 2040 o fecha similar en el que habrá sobreabundancia de energía. Por lo tanto, necesitamos tecnología de almacenamiento para poder almacenar la energía durante el día y emplearla en la noche sin necesidad de utilizar turbinas de gas, además de controlar los picos que tienen lugar durante el día”, explicó Diab.
Las autoridades de Dubái han precisado que la central de torre de 200 MW que actualmente está en licitación debe ser capaz de generar electricidad desde las 4 de la tarde hasta las 10 de la mañana, lo que requiere 12 horas de almacenamiento térmico.
Diab explicó que el gran tamaño del proyecto de torre de 200 MW debería contribuir a disminuir los costes del almacenamiento energético. “Creemos que el almacenamiento energético producirá resultados tangibles al menos a corto plazo, y que se debería apreciar la diferencia al pasar de una escala de almacenamiento de 150 a 200 MW de capacidad [solar] instalada”, aseguró.
Tendencia a la hibridación
En la actualidad se están desarrollando en torno a 4 GW de potencia fotovoltaica y 1,3 GW de CSP en la región de Oriente Próximo y África Septentrional (MENA), según un informe de la Asociación del Sector Solar de Oriente Próximo (MESIA, por sus siglas en inglés) publicado en febrero. Los EAU y Marruecos han sido los principales actores en el desarrollo de energía solar, pero países como Arabia Saudí y Kuwait están acelerando su desarrollo con objeto de diversificarse de los hidrocarburos. El mes pasado, la Oficina de Desarrollo de Proyectos Energéticos (REPDO, por sus siglas en inglés) saudí, de reciente creación, anunció su intención de construir 1 GW de potencia eléctrica de CSP de aquí a 2023.
Marruecos planea instalar en torno a 4 GW de energía eólica y solar de aquí a 2020 y ha adoptado un método distinto a los EAU para el desarrollo de CSP y fotovoltaica, según destacó Georgio Akiki, director de desarrollo comercial en la contrata de EPC Sener.
“Comenzamos a percibir una tendencia de hibridación entre la fotovoltaica y la CSP. En algunos casos se lleva a cabo en fases distintas, como en los EAU, donde están entrando en funcionamiento grandes capacidades de fotovoltaica y la CSP debe complementar el perfil de carga y suavizar los transitorios”, explicó Akiki. En otros casos, como el del complejo solar marroquí Noor Midelt de 400 MW, la fotovoltaica y la CSP se están desarrollando en la misma fase, destacó.
