Nuevo lío renovable para Ribera: la termosolar queda en manos de la industria y los fondos

Faltan pocos días para que se conozca la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) que el Ministerio para la Transición Ecológica debe remitir a Bruselas. Una de las incógnitas tiene que ver con la energía termosolar y, en concreto, si mantendrán los objetivos. Unas cifras -quizá- ambiciosas que pasan por duplicar la potencia. Algo que quedará en manos industriales e inversión extranjera. 

En concreto, el plan de energía actual contempla pasar de 2,3 GW de potencia instalada a 7,3 GW. Unas cifras ambiciosas y que impactan en la propia planificación eléctrica del sistema. Puesto que el ‘escenario objetivo’ contempla dicha capacidad asociada a una producción eléctrica, más el añadido de que la tecnología termosolar es de las renovables gestionables; es decir, que se puede disponer de la energía sin volcarla a la red de manera inmediata. 

Sin embargo, esta tecnología se ha encontrado con algunas trabas. El primer contratiempo llegó hace meses tras la subasta de potencia que lanzó el Miteco. Se subastaban 520 MW repartidos en dos cupos: uno de 140 MW para fotovoltaica distribuida -para instalaciones menores de 5 MW con carácter local-; y otro, de 380 MW para otras fuentes, con reservas de 220 MW para solar termoeléctrica, 140 MW para biomasa y 20 MW para otras tecnologías. 

El resultado fue un chasco. El cupo para termosolar quedó desierto por el precio de corte fijado por el Miteco, de 110 €/MWh.  

Termosolar: un sí, pero no 

Ante este escenario cabe cuestionarse qué empresas, y con qué interés, van a invertir en esta tecnología. En estos momentos, uno de los grandes actores del sector era Abengoa. Pero debido a sus últimas complicaciones corporativas, y la llegada de sus nuevos dueños, está por ver qué papel jugará. 

No obstante, según explican fuentes del sector a ECONOMÍA DIGITAL, no hay dudas de que habrá intención por invertir, aunque el mercado no da esas señales de precio. Pese a todo, añaden, las subastas, fondos ‘next’, y la nueva reforma de mercado debe constituir nuevos mecanismos que den señales a la inversión en tecnologías no inframarginales. 

Aunque estos inversores tendrían un perfil muy concreto: sector industrial, fondos y empresas internacionales. Una tipología que, por norma general, busca retornos rápidos y concretos. Y, en este sentido, la tecnología termosolar tiene altos costes de inversión y, al igual que el resto de renovables, ahora mismo se generan dudas sobre los retornos económicos a largo plazo.

Además, en los últimos tiempos también han surgido algunas dudas con respecto al coste de las materias primas, así como a la necesidad de algunos elementos como el agua que, en estos momentos, es un bien escaso.  

Optimismo ‘verde’ 

Pese a todo esto, desde la patronal Protermosolar advierten de que cada MW termosolar puede reemplazar cada MW de gas y lograr una transición total del sector eléctrico, lo que implicaría la sustitución de las centrales actuales de gas, tal y como se desprende del estudio realizado por la propia organización en colaboración con la Universidad Pontificia Comillas, que analiza los aspectos técnicos y económicos de cara a la consecución de un sector eléctrico 100% descarbonizado. 

El sector eléctrico dispone de una capacidad de 120GW, que representa 2,6 veces la demanda punta (45GW). Este dato pone de manifiesto que el crecimiento de esta potencia se basa en la instalación de nuevas tecnologías renovables de carácter intermitente y que, al no aportar firmeza y reservas de operación, no desplazan a las tecnologías fósiles convencionales y, por tanto, el sector eléctrico actualmente se está descarbonizando en energía, pero no en potencia, según Protermosolar. 

El estudio realizado por Protermosolar y la Universidad Pontificia Comillas analiza qué necesidades presentará el sistema eléctrico a 2030 basado en tres ejes fundamentales: la flexibilidad, la cobertura de la demanda y la seguridad y estabilidad de frecuencia del sistema eléctrico. 

En lo que respecta a la flexibilidad, la denominada curva de pato, ya presente en el sistema eléctrico actual, está previsto que duplique las necesidades de rampas a bajar en el amanecer (comienzo de producción solar) y de rampas a subir en el atardecer (cuando desparece la producción solar fotovoltaica). Dichas rampas, que serán cubiertas en un 40-50% por las centrales de gas, pueden ser sustituidas en su totalidad por centrales termosolares. 

En cuanto a la cobertura de la demanda, el estudio identifica cómo las centrales de bombeo y termosolares con almacenamiento térmico presentan factores de capacidad superiores al 50% entre las 300 y las 600 horas anuales más críticas de demanda. 

Por último, el estudio concluye que si se introdujesen 7 GW adicionales de centrales termosolares, éstas contribuirían a cubrir las necesidades de inercia y reserva primaria requeridas por el sistema eléctrico, asegurando así la seguridad de suministro y estabilidad de frecuencia 

Por todo ello y de cara a la revisión del PNIEC, resulta esencial incentivar diferentes tecnologías de almacenamiento y renovables con respaldo que permitan una descarbonización real del sector, donde la tecnología termosolar debe desempeñar un rol imprescindible, beneficiándonos de una potencia solar como es España, según Protermosolar.