La competencia de fotovoltaica y eólica situán los precios de la CSP en mínimos históricos

Por • 14 Feb, 2018 • Sección: Solar termoeléctrica

El proceso de licitación, favorecido por países como Chile y Dubái, ha contribuido más que ningún otro factor a situar los precios de la CSP en mínimos históricos, según ha dicho Ranjan Moulik, jefe de renovables en el banco de inversiones Natixis CIB.

Moulik se ha especializado en renovables desde 2003. Cuando habló en CSP Sevilla, mencionó Brasil como país pionero de las licitaciones para renovables y dijo que el precio de la energía eólica había logrado equipararse al de la electricidad generada con combustibles fósiles durante la segunda subasta de licitación en 2009.

Natixis es uno de los dos bancos internacionales que participan en la financiación del DEWA, el proyecto de 700 MW de Dubái para el que ACWA Power ha presentado una tarifa de 73 $/MWh. En octubre, SolarReserve declaró que había ofertado menos de 50 $/MWh para el suministro de 24 horas de energía solar en una subasta chilena, la oferta históricamente más baja para un proyecto de CSP. Los ganadores de la última subasta de Chile para renovables, en la que se incluye un amplio abanico de tecnologías como la eólica y la fotovoltaica, habían ofertado una media de 32,5 $/MWh.

«Es el sistema de licitaciones el que ha logrado disminuir los precios, puesto que te obliga a ser competitivo. A su vez, fuerza a tus proveedores a ser también competitivos y, si la señal enviada por la autoridad reguladora al mercado está vigente, es decir, que la autoridad reguladora puede señalar la cantidad de gigavatios que espera que incorpores a la red en los próximos cinco años, entonces la cadena de suministro podrá adaptarse e invertir para garantizar que los costes disminuyen», explicó Moulik.

Este fenómeno se ha visto en varios sectores, incluido el de los parques eólicos marinos, donde, en el momento en el que el mercado recibió la señal de que se licitaría un elevado número de gigavatios, «los costes cayeron estrepitosamente», agregó. «Eso es lo que sin duda necesita la CSP, y creo que no estamos lejos de llegar a ese punto».

Tres fases de aprendizaje
Tras reflexionar sobre lo aprendido todo este tiempo en el negocio, Moulik sostuvo que ha habido tres fases distintas en la vida de la energía termosolar de concentración.

Durante la primera fase se llevaron a cabo los experimentos iniciales en el desierto de Mojave de California, donde destacó que algunos proyectos se habían vuelto a contratar tras 25 años de funcionamiento y se estaban orientando a una vida útil total del proyecto de entre 40 y 50 años. España dominó la segunda fase y, con el transcurso del tiempo, los ocho proyectos financiados por Natixis se “han estabilizado y están (ahora) funcionando mejor de lo esperado”.

Las licitaciones independientes de la tecnología crean competencia para los promotores de CSP

Recientemente, Chile concedió 2,2 GW en licitaciones de renovables a un LCOE medio de 32,5 $/MWh (Imagen cortesía de Comisión Nacional de Energía Chilena)

La tercera fase se centra en Oriente Próximo. De Dubái, dijo: «Hemos llegado a un punto en el que, como comunidad financiera, tenemos fe en que esta tecnología está aquí para quedarse. No va solucionarlo todo en todos los lugares, (pero) ha encontrado su nicho».

Los Emiratos Árabes Unidos han planteado dificultades, destacó. Natixis financió Shams 1 en Abu Dabi, desarrollada por Abengoa y Total. Si bien el entorno normativo era estable, el entorno natural no lo ha sido tanto. Shams fue la primera central de CSP que se construyó en un entorno desértico en Oriente Próximo, recordó Moulik, y una de las primeras cosas que descubrieron los promotores del proyecto fue cómo podía la arena afectar a los receptores cilíndrico-parabólicos.

Durante el día la arena entra y se deposita en una cavidad cóncava, y por la noche, cuando la temperatura baja, se produce la condensación y la arena se endurece y se pega. Los promotores han solucionado este problema construyendo un muro alrededor de la central, y finalmente la central se ha estabilizado y funciona mejor de lo esperado. Moulik señaló que los inversores habían aprendido del proyecto que, pese a las muchas dificultades, la clave es mantener en el equipo a las personas que lo conocen bien.

Encontrar el emplazamiento adecuado
Fuera de un entorno estable y unos niveles altos de DNI, el otro factor importante a la hora de seleccionar un emplazamiento adecuado es la tierra, explicó Moulik. «Debido a su misma naturaleza, la CSP necesita ampliar su escala para resultar rentable. Y, para ampliar la escala, se necesitan grandes cantidades de tierra; por lo general se suelen encontrar grandes terrenos en áreas muy apartadas, que no suelen estar conectadas a la red eléctrica».

En Chile, Natixis es uno de los inversores que ha respaldado el proyecto de fotovoltaica-CSP de 110 MW Atacama-1 de Abengoa, en el desierto de Atacama, al norte del país. Pese a los muchos retrasos debidos a la restructuración financiera de Abengoa, dijo Moulik, se espera que el proyecto «reciba financiación a principios del año próximo». Por otro lado, aseguró que las autoridades reguladoras chilenas esperan que los promotores asuman grandes riesgos, un problema que acentúan los problemas de conexión entre las redes del norte y del sur, que, según destaca, han causado el abandono de varios proyectos en la región de Atacama.

Sudáfrica es otro país con grandes extensiones de tierra donde el entorno normativo ha resultado un problema. Moulik dijo que el proyecto de CSP de 100 MW Redstone podría beneficiarse de unos buenos niveles de DNI, buenos patrocinadores y una tecnología probada. Pero, cuando en un proyecto hay un tomador con dificultades financieras –en este caso, el operador eléctrico nacional Eskom–, buscarán todas las formas posibles de escabullirse de sus obligaciones, aseguró.

«Esto es lo que ha ocurrido aquí, puesto que este proyecto está aislado y no está conectado a la red eléctrica, el operador eléctrico hubo de hacer una inversión, lo que resultó excesivo para ellos en el terreno financiero; el proyecto ha estado en un limbo durante cuatro años».

Según Moulik, Eskom llama a ACWA Power dos veces al año para decirles que están preparados para firmar, pero nunca lo ponen en práctica.

Fuente: New Energy Update
Traducido por Vicente Abella

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