Los ingenieros industriales proponen construir una central termosolar al año hasta 2025

El Colegio de Ingenieros Industriales de Madrid (COIIM), a través de su grupo de expertos de la Comisión de Energía, considera esencial poner en marcha lo antes posible un programa de subastas con cupo para energía termosolar que permita iniciar los proyectos de al menos una central (100 – 150 MW) por año en el periodo 2023-2025.

España es líder mundial en este tipo de generación eléctrica, tanto en potencia instalada como en capacidad tecnológica, contando con 50 centrales que suman 2.300 MW de potencia y que fueron instaladas entre 2007 y 2013.

El sector vive una situación de _impasse _en España desde entonces, hasta que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021 – 2030 (PNIEC) incluyó entre sus propuestas el despliegue de 5.000 MW de termosolar hasta 2030, lo que permitiría contar a nuestro país con unos 7.303 MW de potencia instalada de esta tecnología, el triple de la capacidad actual.

Almacenamiento

“La razón principal por la que el PNIEC ha apostado por esta tecnología es por su capacidad de almacenamiento, pudiendo aportar electricidad al sistema incluso en horas nocturnas”, destaca Jaime Segarra, experto del COIIM.

Las plantas fotovoltaicas pueden lograr una gestionabilidad similar mediante la instalación adicional de baterías con bastantes horas de capacidad, aunque esto conlleva un coste por unidad de energía eléctrica almacenada varias veces mayor que los almacenamientos de las centrales termosolares que se suelen llevar a cabo mediante almacenamiento de calor en tanques de sales fundidas.

Los expertos del Colegio indican que “es necesario potenciar la incorporación de innovaciones y diseños más eficientes y con un mayor margen de reducción de costes”. Un ejemplo es la tecnología de torre central, que debería verse beneficiado por las mejoras de sus condiciones técnicas y económicas gracias al nuevo programa de subastas para centrales termosolares, haciendo así competitivo su coste en comparación con las mejores referencias internacionales.

Subasta desierta

El Gobierno estableció un calendario de subastas para la asignación del régimen económico de energías renovables, indicando los volúmenes mínimos de potencia acumulada para cada tecnología en el periodo 2020-2025.

Sin embargo, el volumen mínimo establecido para la termosolar era de solo 600 MW para ese periodo, con 200 MW en 2021, 2023 y 2025. “Este calendario hacía prácticamente imposible el cumplimiento de los objetivos del PNIEC de 5.000 MW en el marco 2030, especialmente teniendo en cuenta los largos plazos de ejecución de los proyectos termosolares, que son de mínimo tres años, lo que dejaría solo otros dos años (2026 y 2027) para iniciar proyectos por un total de 4.400 MW”, apunta Segarra.

Con un año de retraso, el Gobierno convocó en octubre de 2022 por primera vez una subasta con cupos de potencias por tecnologías, reservando para la termosolar 200 MW.

Desafortunadamente la subasta quedó desierta en lo referido a la termosolar, ya que los precios ofertados fueron superiores al precio de reserva o de corte previsto en la subasta, precios que no se han hecho públicos.

Sustitución por baterías

Si el Gobierno quiere conseguir los objetivos de descarbonización del PNIEC en lo referido a la aportación de los 5.000 MW de potencia instalada termosolar con unos 50 o 60 GWh de capacidad de almacenamiento asociada, más allá de la propuesta del Colegio de construir nuevas centrales de esta tecnología, tendría que reemplazarse por otras soluciones equivalentes siendo la más similar la de una potencia equivalente de plantas fotovoltaicas con plantas adicionales de almacenamiento mediante baterías o bombeos, que compensarían la capacidad de almacenamiento termosolar no instalada.

“Esto supondría multiplicar la capacidad de almacenamiento prevista en el PNIEC mediante baterías y bombeos para 2030 – 6.000 MW, sin detallar su capacidad en términos de energía- con costes específicos por unidad almacenada mucho más altos y costes finales de la electricidad generada en periodos sin sol seguramente más altos también, lo que elevaría los costes medios previstos de generación del sistema en 2030”, apunta Segarra.

Otra opción sería dar más protagonismo en periodos sin sol a las centrales existentes de ciclo combinado de gas natural, con un coste de generación poco predecible, pero que puede llegar a ser muy elevado, y a lo que habría que unir las consecuencias del posible incumplimiento de los compromisos con la UE.

Ventajas de las centrales termosolares

El Colegio considera que la apuesta por la termosolar en los términos que indica el PNIEC es acertada, aunque el ritmo de penetración de esta tecnología es a todas luces insuficiente. La muy probable reducción del coste medio de generación que aportarían las centrales termosolares frente a otras alternativas ya presentadas es solo una de las importantes ventajas adicionales que tendrían este tipo de centrales:

1. La fracción del valor añadido en España de sus costes de inversión sería mucho mayor que en el caso de las plantas fotovoltaicas y las baterías, lo que reduciría el impacto negativo de las grandes inversiones requeridas en la balanza de pagos, a compensar posteriormente con la reducción de las importaciones de gas natural.
2. La instalación en España de varias centrales termosolares de última generación, de torre central, debería tener un impacto altamente positivo en las empresas de ingeniería y construcción españolas, que podría situarlas de nuevo como líderes mundiales de esta tecnología solar todavía en fase de consolidación comercial.
3. Sus generadores síncronos accionados por turbina de vapor tendrían capacidad intrínseca de regulación primaria de la frecuencia de red, superando en este aspecto incluso a las centrales de ciclo combinado relevadas.
4. Ofrecerían la posibilidad de emplear en otoño-invierno y en cualquier otro día con baja captación solar, su capacidad de almacenamiento sobrante para almacenar mediante resistencias posibles excedentes de producción eólica de muy bajo precio, lo que incrementaría la capacidad global de almacenamiento y por tanto la capacidad del sistema eléctrico de gestionar la oferta de energía, reduciendo además su coste medio de generación.
5. Ofrecerían la posibilidad de hibridarse en el futuro con turbinas de gas alimentadas por H2, biometano o gas natural, para garantizar su potencia eléctrica de diseño incluso en días totalmente cubiertos, lo que permitiría prescindir de una potencia equivalente de respaldo del sistema mediante ciclos combinados, ya que tendrían la misma gestionabilidad.
6. Su desarrollo debería permitirles desempeñar un importante papel en la descarbonización del suministro de energía térmica industrial de media y alta temperatura.