Poco antes de que se conociera la noticia, ACWA Power y el desarrollador de tecnología solar estadounidense SolarReserve ya habían resultado vencedores de otro concurso público que les llevará a construir en Sudáfrica la central termoeléctrica Redstone, con una capacidad total de 100 MW. Dada su condición de socios estratégicos que trabajan en estrecha colaboración e igualdad de condiciones, no resulta sorprendente que ambas empresas se hayan comprometido a poner en marcha dos proyectos de gran envergadura en el país, haciendo uso de la tecnología de reactores de sal fundida de la que SolarReserve es propietaria.
La apuesta ganadora de Redstone
La primera de las instalaciones anunciadas por SolarReserve es la ya mencionada Redstone, una planta que, como explica el director gerente de la empresa californiana, Kevin Smith, contará con una potencia instalada de 100 MW y almacenamiento energético continuo de 12 horas. “SolarReserve invitó a ACWA Power a unirse al proyecto como socio de pleno derecho, y de esta forma presentamos conjuntamente nuestra oferta al organismo público encargado de la licitación. Nuestro principal atractivo residía precisamente en que ofrecíamos el coste de suministro eléctrico más bajo que ha visto Sudáfrica hasta la fecha en materia de energía termosolar”, asegura el directivo de la compañía a CSP Today.
“Una de las grandes ventajas de contar con ACWA como socio es su gran habilidad para la negociación, tanto para contratar servicios de ingeniería y construcción, como en lo referente a la planificación de los requisitos financieros. Y en general todo ello ha contribuido a la reducción de los costes de producción”, indica.
Tanto es así, que el Acuerdo de Adquisición de Energía –Power Purchase Agreement (PPA) en inglés– por el cual Redstone proveerá de electricidad al operador público Eskom durante los próximos 20 años se contabiliza en 124 dólares por megavatio para su primer año de funcionamiento –previsiblemente 2018–, un precio que posteriormente quedará fijado en 150 dólares/MW con respecto al período restante de contrato.
“Decidimos trabajar con SolarReserve en Sudáfrica porque nos ha demostrado que concretamente en este proyecto, determinado por una localización y momento específicos, su tecnología nos conduciría sin duda a una de las tarifas más competitivas del mercado”, aclara Paddy Padmanathan, presidente y director gerente de ACWA Power.
Cómo elegir al compañero de viaje más adecuado
Pese a que la decisión final suele venir marcada por los requisitos específicos de cada proyecto, el responsable de ACWA Power apunta también a una serie de criterios básicos de selección con los que filtrar a los posibles candidatos. El primero de ellos, como revela el propio Paddy Padmanathan, hace referencia a la importancia de que su potencial socio demuestre una sólida trayectoria en el diseño de plantas de considerable tamaño.
“Si estamos inmersos en la construcción de una central de 100 MW, en principio no podemos conformarnos con una compañía que sólo haya podido desarrollar 500 MW hasta el momento. Aunque también entendemos que ciertas clases de tecnología que nos pueden resultar útiles todavía no han sido aplicadas a gran escala. Entonces, si vemos que determinada empresa ha completado un par de proyectos pequeños que, sin embargo, demuestran un gran rendimiento y estabilidad de cara a un futuro incremento de la producción, podemos estar tranquilos de que será un socio fiable”, afirma.
Otro factor determinante en la tarea de encontrar socio tiene que ver con el grado de competitividad de las tarifas que se desprenden del uso de una tecnología concreta, un aspecto que resulta crucial para ACWA Power y, más importante aún, para el resultado de los procesos de adjudicación en los que participa esta sociedad saudí. “Tenemos que estar completamente seguros de que la tecnología con la que operamos no sólo es eficiente en términos de generación energética, sino también de que su coste está entre los más competitivos del mercado. De nada nos sirve contar con los mejores recursos si, por ejemplo, nos acabamos encontrando con que el precio por kilovatio/hora es tres veces superior al de cualquier otro desarrollador”, destaca el directivo.
De la misma forma, ACWA Power busca desarrolladores de tecnología que verdaderamente ofrezcan signos claros de excelencia técnica, en contraposición con aquellas compañías más especializadas en labores de mercadotecnia. “Para nosotros es fundamental que la empresa en cuestión tenga más técnicos en nómina que gerentes o responsables de marketing. Han de demostrar que tienen la capacidad operativa necesaria para poner en marcha y supervisar el funcionamiento de las centrales, por eso somos tan estrictos en este sentido”, añade.
Por último, Padmanathan subraya la importancia de que las entidades con las que colabora ACWA Power sean económicamente solventes y puedan sufragar gastos adicionales a medida que desarrollan sus proyectos, ya que en muchas ocasiones hay que afrontar situaciones imprevistas que requieren de rectificaciones y nuevas inversiones destinadas a encontrar soluciones con la mayor brevedad posible.
El tamaño no lo es todo
La cuestión sigue en el aire: ¿son este tipo de alianzas internacionales las que definirán el futuro de la industria termosolar? En opinión de Eduardo Zarza, responsable del área de Sistemas Solares de Concentración de la Plataforma Solar de Almería –integrada en el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (Ciemat) dependiente del gobierno español–, la evolución de este sector se verá realmente condicionada por algo más que por el tamaño de las empresas participantes.
“No creo que el peso de las compañías que acaban constituyendo consorcios sea lo más importante en este caso, ya que los aspectos clave a tener en cuenta son básicamente la experiencia y la trayectoria de las empresas que deciden tomar parte en estos proyectos. Hay sociedades que, por mucho capital que tengan, pueden cometer grandes errores si les falta preparación previa; por eso hay que conocer muy bien el tipo de tecnología con el que se está trabajando, especialmente si es tan compleja como la de las centrales termoeléctricas”, reflexiona el doctor Zarza, quien acumula más de 20 años de experiencia profesional en éste ámbito energético.
No obstante, otros referentes del sector termosolar sí que están convencidos de que, al menos en principio, las iniciativas encaminadas a consolidar colaboraciones empresariales de gran envergadura inciden directamente en una mayor posibilidad de hacerse con nuevos contratos de obras públicas. “Parece evidente que los proyectos que se están planificando actualmente requieren de fuertes asociaciones entre diferentes compañías, sobre todo porque eso suele facilitar la adjudicación de grandes construcciones en países con altos niveles de radiación solar”, opina Luis Crespo, presidente de la Asociación Europea de Electricidad Termosolar (Estela).
La especialización empresarial como motor de alianzas
Lo cierto es que la idea de recurrir a asociaciones estratégicas para desarrollar grandes proyectos energéticos encuentra su lógica más pura en el panorama actual de la industria termosolar. Aunque cada vez hay más empresas involucradas en este sector –un aumento significativo en comparación con años anteriores–, muy pocas de ellas serían capaces de embarcarse por su cuenta en la puesta en marcha de este tipo de centrales, al carecer de algunos de los elementos imprescindibles para poder llevarlo a cabo.
Con la excepción de Abengoa, la corporación española que actúa simultáneamente como desarrolladora de tecnología, operadora, inversora y distribuidora, la mayoría de los agentes que participan en este mercado están fuertemente especializados. Por ejemplo, la también española Acciona se encarga de labores de ingeniería, intermediación y construcción, pero tiene que depender de tecnología ajena para poder trabajar. Por otra parte, existen compañías como BrightSource, eSolar, SolarReserve, Skyfuel, TSK Flagsol y Flagbel que cuentan con sus propios recursos tecnológicos pero que, al mismo tiempo, no tienen la capacidad necesaria para iniciar proyectos en solitario y se ven obligadas a asociarse con terceros.
“Abengoa es la única empresa del sector que hace de todo y que dispone de todos aquellos instrumentos imprescindibles para operar en el mercado de la energía termosolar. El resto se dedica cada uno a hacer cosas diferentes y, por tanto, al final se ven obligados a buscar socios con los que poder completar proyectos de carácter integral”, resume Paddy Padmanathan, de ACWA Power.
No obstante, su diversificado plantel de actividades no ha impedido que Abengoa haya encontrado más de una buena razón para unir fuerzas con la multinacional surcoreana Hyundai en su objetivo de apuntalar varios proyectos energéticos en todo el mundo. El acuerdo de colaboración entre ambas compañías, anunciado el pasado mes de diciembre, les llevará principalmente a poner en marcha, entre otras, nuevas plantas de concentración solar así como centrales de ciclo combinado.
El predominio de los receptores de torre central
Aunque la mayoría de los expertos en energía termoeléctrica están seguros de que todavía existe un amplio margen de mejora en lo que respecta a la optimización tecnológica y la consiguiente reducción de costes, ya sea en el ámbito de las centrales basadas en receptores de torre central o en las que dependen de colectores cilíndrico–parabólicos, en los últimos años buena parte de los desarrolladores de la industria parece haber optado por el camino que marcan los sistemas de torres solares.
Basta con hacer un repaso general a la situación actual del sector termosolar para darse cuenta de que las torres jugarán un papel primordial en el futuro de esta industria energética. Como indican los datos recogidos por CSP Today Global Tracker, las instalaciones de torre central representan el 31% de la capacidad de la termosolar mundial ya instalada en 2014, y el 42% de la que se encuentra actualmente en desarrollo.
Por el contrario, en lo referente a las centrales que ya están plenamente operativas, cerca del 85% de ellas utiliza la tecnología de los colectores cilíndrico–parabólicos, un hecho al que se suma el dato de que, entre los proyectos de energía termosolar adjudicados en los últimos meses, el reparto entre los dos sistemas ha sido de alrededor del 50% para cada uno. En cualquier caso, teniendo en cuenta que los Acuerdos de Adquisición de Energía firmados para las nuevas plantas de torre suelen manejar los mismos precios que aquellos ligados al uso de colectores solares, parece claro que la tan necesaria reducción de costes que precisa el sector se consolidaría antes en el caso de las primeras.
“Es evidente, al menos desde nuestro punto de vista, que la mejor manera de disminuir los costes pasa por el uso de torres de sal fundida, sobre todo cuando se necesitan muchas horas de almacenamiento, entre 16 y 17. Además, son capaces de alcanzar temperaturas de 550-560 grados centígrados, mientras que las plantas basadas en colectores cilíndrico–parabólicos se quedan en los 400° C”, afirma Michael Geyer, director de la división internacional de negocios de Abengoa.
Los problemas iniciales a los que tuvo que enfrentarse la tecnología basada en receptores de torre central, como explica Geyer, estaban asociados a la reticencia mostrada por las entidades de crédito, ya que al principio se negaban a financiar estos sistemas y, posteriormente, aplicaban medidas para contrarrestar lo que consideraban una inversión de riesgo, anulando así el beneficio real de contar con recursos tan avanzados.
“Ahora que tenemos cada vez más inversores interesándose por nuestros sistemas, lo más probable es que a largo plazo veamos cómo las torres de sal fundida adelantan a los colectores parabólicos en cuota de mercado, a menos que encontremos una nueva tecnología que ejerza el mismo efecto y acabe imponiéndose”, aventura el directivo de Abengoa.
Primero hay que despejar las dudas
Antes de que los receptores de torre se afiancen como los más competitivos de la industria, las centrales termosolares que ya hacen uso de este sistema deben demostrar que son fiables y efectivas ante el próximo reto de generar electricidad a gran escala, habida cuenta de que en la actualidad existen muy pocas plantas operativas de este tipo capaces de satisfacer altas demandas energéticas.
“Tenemos que ver qué ocurre con la tecnología de receptores de torre central en un plano más comercial, significativamente mayor. Por el momento, las plantas que utilizan colectores parabólicos ya han demostrado que su rendimiento es óptimo a gran escala, algo que todavía no han hecho las torres”, recuerda Eduardo Zarza, de la Plataforma Solar de Almería.
La cautela que expresan sus palabras se dirige concretamente al volumen de radiación solar que las torres son capaces de asimilar, ya que las centrales que sólo cuentan con una de ellas serían en principio propensas a experimentar dificultades en su funcionamiento. “No estoy diciendo que no podamos confiar en los sistemas de torre para grandes niveles de producción energética, pero es verdad que todavía no hemos sido testigos de cómo operan en condiciones reales de intensidad solar”, añade.
Paddy Padmanathan, director gerente de ACWA Power, se pronuncia en la misma línea al insistir que todavía es demasiado pronto para determinar qué sistema resultará vencedor en esta dura pugna, además de asegurar que el desarrollo de la tecnología de colectores parabólicos todavía puede arrojar una ventaja comparativa con respecto a las torres. “Si tuviera que elegir ahora mismo, sin duda me arriesgaría y apostaría por las torres, ya que son más eficientes y sencillas de gestionar. Su funcionamiento consiste en calentar desde un punto y trasladarlo a otro determinado, mientras que los colectores parabólicos tienen que aumentar la temperatura de cientos de kilómetros de tuberías dentro de un vasto campo solar que finalmente conducirán ese calor a un lugar concreto de recepción”, explica.
El reto de reducir el coste nivelado de energía
Uno de los grandes desafíos del sector termosolar en estos momentos pasa por la necesidad de optimizar el coste de sus operaciones, un objetivo crucial para la sostenibilidad de la industria que, en el caso de SolarReserve, se ha venido materializando por medio de la inversión en modernización tecnológica. Tanto es así, que la compañía estadounidense, presente en numerosas instalaciones solares de gran escala valoradas en 1.800 millones de dólares, ya ha empezado a extraer resultados positivos de esta estrategia en proyectos de nueva generación como Redstone (Sudáfrica).
Como revela el principal dirigente de la empresa, Kevin Smith, uno de los puntos clave tiene que ver con el rediseño en profundidad de los campos de espejos que rodean la torre central, un trabajo de ingeniería que logrará reducir significativamente los costes y que se centrará fundamentalmente en la utilización de un nuevo tipo de tecnología sin cables dirigida al control de los heliostatos que concentran la radiación solar. Semejantes avances podrían alterar por completo la planificación de futuras centrales termosolares, sobre todo si se tiene en cuenta que, por ejemplo, el campo de espejos de Crescent Dunes está formado por alrededor de 10.000 heliostatos conectados por medio de cables que circulan de forma subterránea.
“Estamos probando alternativas para poder controlar todo el proceso de forma remota y con la posibilidad de que el sistema se abastezca por sí solo a través de electricidad fotovoltaica, lo que nos llevaría a ahorrarnos todo lo relacionado con el cableado del centro de control”, describe el director gerente de SolarReserve.
También es necesario recalcar que, al menos en el plano de los precios de mercado, el cada vez mayor volumen de instalaciones de carácter termosolar que irán desarrollándose a lo largo de los próximos años constituirá una variable que repercutirá progresivamente en la reducción de costes, al igual que ocurrió en otros sectores como los de la energía eólica y fotovoltaica.
Basta recordar que, en esta última década, numerosos proyectos vinculados a estas dos tecnologías –acumulando una capacidad aproximada de 200 GW– han logrado beneficiarse sustancialmente de las ventajosas tarifas de apoyo (feed–in tariff) que han venido aplicándose en países que apuestan expresamente por la energía renovable. En contraposición, hoy en día sólo existen 4 GW de potencia instalada procedente de centrales termosolares y, por tanto, queda aún mucho margen de maniobra para realizar progresos significativos en materia de reducción de costes.
Eduardo Zarza apunta además que resulta de obligado cumplimiento mejorar los sistemas de control de los campos de espejos, así como reemplazar los actuales aceites térmicos por otros fluidos de transmisión del calor más seguros y sencillos de operar. De la misma forma, el experto español subraya la importancia que tendría reducir ligeramente los beneficios de los que disfrutan los fabricantes de tubos de recepción para poder impulsar el desarrollo del sector. “Los costes de producción son en este caso muy inferiores a los precios de venta, por lo que sólo bastaría con aligerar un poco las ganancias de los fabricantes de tubos para lograr reducir los costes generales de la industria. Necesitamos más competitividad y un mayor número de fabricantes en el mercado”, sentencia.
