Caen las licitaciones de CSP a mínimos históricos y los precios divergen entre regiones
Las licitaciones de CSP siguen cayendo y los expertos esperan que crezca la brecha de precios entre proyectos de distintos países como Chile, en el extremo inferior de la balanza, y países como EE.UU. en el otro extremo.
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Los resultados de las subastas sugieren que la CSP generará energía a escala mundial a un coste medio teórico de generación de electricidad (LCOE) de entre 60 $/MWh y 100 $/MWh antes de 2020, según calcula la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA). La IRENA afirma que los precios de la CSP caerán a una tasa del 30 % cada vez que se duplique la capacidad instalada acumulada desde 2010 a 2020, con respecto a la tasa de aprendizaje del 35 % para la fotovoltaica, del 21 % para la eólica en instalaciones terrestres y del 14 % para la eólica marina.
Estas cifras disfrazan las diferencias de precio entre regiones. Tal como destacó Jonathan Walters, consultor de alto nivel en Castalia Strategy, el 2017 fue testigo de ofertas tan bajas como 73 $/MWh en Dubái, 63 $/MWh en Australia y menos de 50 $/MWh en Chile.
Craig Turchi, ingeniero e investigador de alto nivel especializado en CSP en el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL, por sus siglas en inglés) de los EE. UU., dijo que el NREL prevé que los precios de la CSP en los EE. UU. se estabilizarán en torno a 100 $/MWh en 2020. El NREL sospecha que “los bajos costes de mano de obra y los términos financieros favorables” son responsables de la bajada de precios en otros países, afirmó Turchi.
Escala, estabilidad y recursos solares
Como director general de Solar Reserve, la empresa que presentó (sin éxito) una oferta inferior a 50 dólares estadounidenses en Chile y la oferta (ganadora) de 63 dólares en Australia, Kevin Smith se encuentra en posición de analizar los motivos de estos precios históricamente bajos de la CSP. Smith mencionó cuatro factores: los costes de mano de obra; el precio al que los proyectos con varias torres pueden permitirse las economías de escala; los recursos solares, donde los valores altos de radiación directa normal como en el desierto chileno de Atacama contribuyen a captar más eficientemente la luz solar y convertirla en energía; y la estabilidad económica y política, donde la eliminación del riesgo sobre el tipo de cambio hace que la financiación de la deuda y de la participación de capital sean menos costosas.
“El principal problema es la escala”, explicó Walters, quien aseguró que los monopolios que se benefician de las tarifas de alimentación fijas han evitado históricamente la consecución de economías de escala. Ahora que el proyecto de la Autoridad para la Electricidad y el Agua de Dubái de 700 MW de ACWA Power ha aumentado por sí solo la capacidad mundial instalada de CSP en un 14 %, y con los planes de China de sumar el equivalente a los actuales 5 GW de capacidad mundial antes de 2020, Walters afirmó que las economías de escala serán cruciales para reducir aún más los costes.
Con la caída de las ofertas de CSP a mínimos históricos, se está originando una brecha de precios entre proyectos en los EE. UU. y Chile (Imagen cortesía de: CSP Today Projects Tracker)
Las nuevas tecnologías son otra vía de reducción de costes, y el hecho de que algunas de estas tecnologías sólo se observen en unos pocos proyectos dificulta que el cálculo de costes para la totalidad del sector sea fiable, explicó Turchi. Por ejemplo, destacó que el diseño de torre con sales está todavía en “fase de rápido aprendizaje y optimización”, y que aún hay sólo unas pocas centrales construidas en torno a una torre, frente a decenas que se construyen en torno a un sistema cilíndrico-parabólico. También dijo que el NREL prevé que los costes de las centrales de torre con sales caerán conforme los campos solares se vayan normalizando, y los constructores e inversores se familiaricen con la tecnología.
Tanto Turchi como Smith, de SolarReserve, nombraron los sistemas de almacenamiento térmico como la tecnología en mejor situación para ver sus costes reducidos y por tanto impulsar mayores disminuciones en el precio de la CSP. Smith dijo que los costes del almacenamiento energético caerán conforme los promotores aprendan de los proyectos en los que se utiliza almacenamiento.
La CSP y la fotovoltaica, más un complemento que un enemigo
El informe de la IRENA mostró que la energía fotovoltaica es el único sector importante de renovables que goza de una tasa de aprendizaje superior a la CSP. Algunos proyectos de fotovoltaica están vendiendo energía a un LCOE de entre 20 $/MWh y 30 $/MWh, y algunos ponentes de la conferencia CSP Sevilla 2017 destacaron que la fotovoltaica cuenta con 80 GW en instalaciones a escala mundial, frente a los escasos 5 GW de CSP, lo que supone una evidente ventaja económica para la fotovoltaica. Smith también destacó que la fotovoltaica se ha servido de la fabricación de paneles en grandes cantidades en Asia (principalmente en China), una ventaja que la CSP no puede reproducir.
En contra de la fotovoltaica, afirmó Smith, está la cuestión por resolver del almacenamiento energético, el cual resultará un problema cada vez mayor para los sistemas de distribución eléctrica conforme aumente la introducción de la fotovoltaica a escala mundial. “Los problemas de limitación y la capacidad de satisfacer los picos de demanda cambiantes son cada vez más críticos en California, China y otros mercados mundiales con una alta penetración de la energía solar. Estos problemas merman el valor futuro de las renovables sin almacenamiento”.
No obstante, como ha informado New Energy Update, las ofertas con mínimos históricos publicadas el mes pasado por Xcel Energy de Colorado destacan los notables avances de la tecnología que predijeron los promotores de energía solar con almacenamiento. Una petición de propuestas recibió 87 ofertas para 59 proyectos de solar con almacenamiento al precio medio históricamente bajo de 36 $/MWh, el cual es competitivo frente a muchas centrales de combustible fósil.
En última instancia, como dijo Walters, “la CSP y la fotovoltaica ya no son sustitutas una de la otra.... Verdaderamente ahora son complementarias. La fotovoltaica por el día y la CSP almacenada por la noche pueden generar electricidad las veinticuatro horas a un precio muy bajo”.
Smith dijo: “Es importante tener en mente que estos proyectos de CSP con almacenamiento proporcionan tanto generación eléctrica como almacenamiento energético a un precio combinado. Por tanto, para realizar la comparación de costes, sería más preciso evaluar la CSP con almacenamiento frente a las centrales de fotovoltaica con baterías o la fotovoltaica con gas natural que son necesarias para respaldar la generación intermitente durante los periodos nublados y las horas nocturnas de alto consumo”.
Por Nadav Shemer
Traducido por Vicente Abella Aranda