La central de Fuentes de Andalucía es la punta de lanza de las modernas tecnologías termosolares que han superado ya su fase de experimentación en el desierto de Almería. Los buenos resultados de la primera central comercial de torre central de Abengoa en Sanlúcar la Mayor (Sevilla, 2007) las avalan. De hecho, las tecnologías termosolares comportan el uso de diversos tipos de captadores para absorber la energía y producir electricidad. En unos casos, como en Fuentes de Andalucía o Sanlúcar, se emplean espejos y un captador en la parte alta de una torre, y en otros se utilizan canales parabólicos, que sirven para calentar un fluido (en este caso, aceite sintético) para producir luego vapor y mover las turbinas.
Sales fundidas
La central de Fuentes de Andalucía calentará un circuito de sales fundidas y almacenará el calor en tanques. “Lo que haremos es calentar las sales fundidas hasta los 565 grados, y almacenar el excedente de calor acumulado en las horas de insolación, con lo cual podemos seguir produciendo electricidad aun cuando no haya luz solar”, señala Santiago Arias, director técnico de Torresol O&M. “Lo más importante socialmente es que podemos producir electricidad de noche; y no olvidemos que el momento de mayor consumo se da en las primeras horas de la noche”, agrega Arias. La autonomía de producción de la central será de unas 15 horas en ausencia de insolación (con lo que se doblará el tiempo de autonomía de las instalaciones ya existentes de canal parabólico). El secreto mejor guardado de Gemasolar es el material especial del captador de la torre, pues resiste temperaturas cercanas a 1.000 grados. Es la primera central que aplica esta tecnología en el mundo y “abre el camino a una nueva tecnología de generación eléctrica termosolar que puede constitituir una mejor alternativa a centrales termosolaresa comerciales de con canal cilindro-parabólico que se construyen actualmente”, según Torresol Energy.
La central de Gemasolar pertenece a Torresol Energy, empresa que, a su vez, es fruto de la alianza entre las empresas Sener y Masdar (Abu Dhabi Future Energy Company, propiedad de la empresa de inversiones propiedad del emirato de Abu Dhabi Mubadala.
Pacto cerrado
Mientras tanto, la industria termosolar ha aceptado el pacto ofrecido por el Ministerio de Industria para desarrollar, aunque de forma más moderada, este sector de la energía limpia. El plan del Gobierno limita el número de nuevas instalaciones e impone restricciones en la obtención de las primas (que paga el usuario en el recibo para retribuir a los productores de energía verde). Industria ha echado el freno a las ayudas para poder reducir el déficit de la tarifa eléctrica.
Aun así, se prevé que en el 2013 haya 60 centrales termosolares conectadas a la red, que aportarán el 3% de la demanda eléctrica. En España, hay ahora 14 centrales termosolares en operación y otras 13 en construcción, mientras que otras 33 más están inscritas en un registro de Industria que les da derecho de percibir la prima. El acuerdo establece que, en su primer año de funcionamiento, estas centrales no cobrarán la prima (percibirán la tarifa normal, más baja), aunque sí la tendrán el resto de su vida útil (unos 30 años). La entrada en funcionamiento de las centrales se retrasará algunos meses, también para reducir estos costes de las primas.
“Hemos aceptado las restricciones de ayudas pero, como contrapartida, el pacto garantiza una prima que permite a las centrales cumplir con su plan de negocio”, dice Luis Crespo, secretario general de Protermosolar, que aglutina a las empresas del sector. Los recortes de ayudas son muy inferiores a las que van a sufrir los sectores eólicos y fotovoltaico.
Futuro por ver
Sin embargo, el problema puede presentarse hacia el año 2013, pues no hay decisión sobre las primas a partir de esa fecha; y existe el temor de que se frene de golpe esta actividad si no se planifica su horizonte de continuidad. Por eso, Protermosolar desea una negociación para dar estabilidad al sector. “Lo que queremos ahora inmediatamente es negociar qué pasará a partir del año 2013, y queremos que dé tiempo para que no haya una solución de continuidad, y para que haya un continuo en 2014”.
Planes insuficientes
Los planes del Gobierno (Plan de Acción Nacional de Energías Renovables de España: Paner) prevén que para el año 2020 haya en España 5.100 MW termosolares operativos. Al ritmo actual, para el año 2013 habrá unos 2.500 MW, por lo que en los siguiente seis años habrá que crear otros 2.500 MW. “Lo planificado nos parece un objetivo insuficiente, por dos motivos. Por una parte, España, que es la referencia mundial en esta tecnología, debe mantener su papel y prepararse para un mercado cada vez más amplio. Y, en segundo lugar, en el nuevo mix energético las energías renovables gestionables, como la termosolar, deben tener una presencia mayor”, dice Crespo. “Si queremos tener un escenario del 100% renovables lo antes posible, sólo se puede avanzar con tecnología renovable gestionable”.
Más almacenamiento
El 62% de la energía de las nuevas centrales previstas tendrá sistemas de almacenamiento (una media de siete horas), lo que es positivo para Red Eléctrica, que maneja la producción y el transporte de electricidad.
“Red Eléctrica elogia las centrales termosolares, porque son las que más les gusta y por la gran inercia que tiene nuestro sistema de generación”, añade Luis Crespo. A diferencia de las centrales eólicas o la fotovoltaica, que dejan de entregar electricidad cuando cesa el viento o hay nubes, las centrales termosolares acumulan el calor, lo que puede hacer gestionable esa energía. “Estascentrales responden a las órdenes del operador del sistema eléctrico, y puede funcionar cuando se les pide o dejar de hacerlo cuando se diga”, agrega.
Además, las centrales solares con torre central, heliostatos y almacenamiento con sales fundidas tienen un mejor rendimiento que las de canal cilindro-parabólico. “Trabajan a más altas temperaturas (más de 550 grados centígrados), y tienen un rendimiento termodinámico mejor, pues la de canal cilindro-parabólico alcanzan los 400 grados y el rendimiento de la turbina es mejor con este sistema de torre”, explica Crespo.
Lo que dice Red Eléctrica
Para Red Eléctrica es clave tener centrales gestionables (que den electricidad en función de las necesidades de demanda). Ahora muchas fuentes renovables (eólica o fotovoltaica) dejan de producir electricidad al cesar el viento o irse el sol, por lo cual requieren tener como respaldo otra central (ciclo combinado normalmente). Miguel Duvison, su jefe de Operaciones, destaca que aún es pronto para hacer una valoración global de la integración de esta centrales en el sistema de gestión eléctrico, pues la aportación global termosolar aún es escasa y la tecnología debe madurar. “Si se concretan los proyectos, entonces veremos su fiabilidad día a día”, agrega prudente.
Duvison sostiene que las centrales termosolares “aún no están maduras”. “Hay 580 MW termosolares funcionando, y hay grandes empresas que han parado sus planes por la crisis. Las termosolares todavía no están completamente maduras para ser rentables”, reitera.
Duvison añade que los sistemas más eficaces de almacenamiento son las centrales hidráulicas reversibles. “La hidráulica es la renovable más eficiente, la más rápida en ponerse en funcionamiento y la más versátil”, destaca. Duvison estima que lo ideal seria que las centrales hidroeléctricas aumentaran su capacidad de bombeo, aunque los planes de ampliación de embalses chocan con fuerte rechazo social.
Metas termosolares escasas
Los planes del Gobierno (Plan de Acción Nacional de Energías Renovables de España: Paner) prevén que para el año 2020 haya en España 5.100 MW termosolares operativos. Al ritmo actual, para el año 2013 habrá unos 2.500 MW, por lo que en los siguiente seis años habrá que crear otros 2.500 MW. “Lo planificado nos parece un objetivo insuficiente, por dos motivos. Por una parte, España, que es la referencia mundial en esta tecnología, debe mantener su papel y prepararse para un mercado cada vez más amplio. Y, en segundo lugar, en el nuevo mix energético las energías renovables gestionables, como la termosolar, deben tener una presencia mayor”, dice Crespo. “Si queremos tener un escenario del 100% renovables lo antes posible, sólo se puede avanzar con tecnología renovable gestionable”.
Los ‘fotovoltaicos’ echan chispas
El recorte de ayudas a las energías renovables origina críticas a cómo se establece la tarifa eléctrica. Los productores de electricidad con centrales solares fotovoltaicas están que trinan. El drástico recorte impuesto por el Gobierno a las ayudas que obtienen por entregar a la red energía verde amenaza la supervivencia de unas 50.000 instalaciones en España, según Asif, una de las patronales del sector. Entre un 90% y un 95% de las centrales existentes sufrirán pérdida de ingresos del 30% los próximos tres años. El temor es que los pequeños promotores “no podrán devolver los créditos que contrajeron para acometer la inversión o deberán renegociarlos en el mejor de los casos”. “El Gobierno ha ratificado su abandono de la apuesta solar, de la que había hecho bandera el mismo presidente del Gobierno, José Luis Rodríguez Zapatero”, dicen en Asif.
El real decreto del Gobierno establece un límite anual de horas de producción solar que tendrá una prima a la producción de kilovatio hora fotovoltaico, de modo que si se excede el tope se deber vender a precio de mercado, muy inferior. El límite de horas con remuneración con prima se reduce a 1.707 horas al año hasta el 2013 (cuando ahora funcionan entre 2.100 y 2.500 horas anuales). De los 3.300 millones de recorte a las renovables, 2.200 corresponden a la industria fotovoltaica, cuyo tejido industrial puede ver agravada la crisis (Iisofoton, Solaria). Los otros recortes son para la termosolar (800 millones) y la eólica (200 millones).
Javier García Breva, presidente de la Fundación Renovables, cree que las energías limpias están siendo “la cabeza de turco” en la que injustamente se hace recaer la responsabilidad del déficit tarifario. Sin embargo, en su opinión, “no es verdad que la luz sea más cara por culpa de las primas a las energías renovables”. “Si pese a los recortes en las renovables la luz sube un 10%, eso quiere decir que el déficit tiene otras causas”, argumenta.
Él y otros expertos culpan del encarecimiento al peculiar sistema de fijación de precios en el mercado eléctrico, en el que las empresas compran la luz, como en una lonja. El sistema va ofertando la electricidad según la demanda, pero al final todas las eléctricas perciben el precio más alto (al margen de los costes de generación que se da en cada caso). En esta lonja, el sistema eléctrico aporta primero la nuclear (que no puede dejar de funcionar), luego las renovables, a continuación la hidráulica y, finalmente, se recurre al gas, que suele ser las más cara. Este último precio es el que perciben todas las eléctricas.
La consecuencia es que este tipo de remuneración favorece a tecnologías como la hidráulica, que utiliza un recurso natural a coste cero (el agua de lluvia), o la nuclear, cuyas inversiones ya están amortizadas, según explica Jordi Ortega, consultor de WWF. Ortega propone fijar impuestos para estos “beneficios caídos del cielo de las eléctricas” para fomentar las renovables, como se ha aprobado en Alemania. WWF ha identificado esta y otras barreras que encorsetando las fuentes limpias, según difunde su campaña Solar Tour.
“El problema del sistema eléctrico no es de costes económicos, sino de regulación”, afirma Ortega, convencido de que las renovables han abaratado los costes eléctricos y han sacado del mercado las tecnologías más caras y contaminantes, “sin que el usuario se haya beneficiado de ello”. En paralelo, las centrales de ciclo combinado, que actúan para cubrir las espaldas de las fuentes renovables cuando dejan de funcionar (si deja de hacer viento o sol), trabajan menos horas por el empuje de las renovables y en cambio cobran un precio por dar esa garantía de suministro.
Además, “la obligación de comprar carbón nacional caro, cuando los precios internacionales están bajando, introduce más ineficiencia y además debe pagar el coste de sus emisiones de CO2. Todos estos extracostes encarecen la electricidad y dan mayores beneficios a las demás eléctricas”, dice Ortega.
Los vehículos eléctricos con baterías de litio no emiten CO2 ni dañan el medio ambiente, siempre que la electricidad provenga de energías renovables, como la eólica, la energía solar fotovoltaica y la termosolar. Los aerogeneradores podrán suministrar la electricidad al vehículo eléctrico, que en un futuro servirán también para almacenar y regular la electricidad intermitente del sector eólico.
