Mientras que diferentes estudios apuntan a que el tamaño óptimo para las plantas CSP asciende a 150MW, la experiencia muestra que mantener las instalaciones en tamaños más bajos tiene sus ventajas.
Por Toby Price en Barcelona
En una entrevista reciente con CSP Today, Rosa Tarrago, Senior Manager en KfW-Ipex, alertó sobre la posibilidad de que las empresas españolas busquen nuevos mercados empujadas por el límite de los 50MW en España. Otros muchos han expresado también su preocupación por este límite de capacidad español.
Pero los principales participantes en el mercado CSP español opinan lo contrario. De hecho, también los promotores de proyectos CSP en otros lugares del mundo están tendiendo a desarrollar instalaciones a menor escala como enfoque más viable.
El Gobierno Español estableció un techo de 50MW para proyectos CSP, por encima del cual, no se aplicaría la tarifa feed-in.
Con un límite inicial de 500MW en capacidad total instalada, el techo de 50MW intentaba asegurar que las 10 plantas de 50MW fueran puestas en marcha por varias compañías diferentes evitando así la construcción de sólo unas pocas plantas de mayor tamaño por una o dos empresas, para al mismo tiempo promover la innovación y competitividad.
Según Pedro Prieto, fundador de la Asociación para el Estudio de los Recursos Energéticos (AEREN), este límite tiene sentido desde el punto de vista logístico para plantas CSP en España.
Se necesita aproximadamente un kilómetro cuadrado de terreno llano por cada 50MW, por lo que cuanto mayor sea la instalación mayor será la dificultad para encontrar terreno en España (donde las parcelas suelen ser pequeñas).
“Tendrían que obtenerse más derechos de explotación de terrenos y se tendría que comprar tierra a un número mayor de propietarios, y todo esto es costoso y lleva tiempo,” explica Prieto.
Esto explica por qué en España se construyen normalmente varias plantas de 50MW cerca las unas de las otras.
La explicación es sencilla. Los constructores optan por instalar varias plantas modulares de 50MW allí donde hay terreno disponible para facilitar de esta forma el proceso. La opción modular es también ventajosa desde el punto de vista financiero y de planificación.
¿Plantas más grandes, mayores problemas?
Dado que la experiencia parece mostrar a las plantas más pequeñas como más eficientes, cabría preguntarse si en ausencia del techo de los 50MW los promotores de proyectos optarían por plantas de mayor tamaño. La respuesta: probablemente no.
Babul Patel, Senior Consultant para Nexant, Inc., alerta que dada la falta de experiencia en el desarrollo de plantas más grandes no está clara la viabilidad de este tipo de proyectos.
“Los costes operativos benefician a las plantas de mayor tamaño mientras que los costes fijos son similares para instalaciones tanto de 50 como de 100MW”, explica Patel.
En el caso de plantas de Torre, mayores tamaños implican una mayor distancia entre los heliostatos y la torre, lo que conllevaría mayores costes. Las pérdidas de calor son también altas especialmente al anochecer y al amanecer ya que la radiación tiene que viajar a través de una mayor masa de aire.
En plantas cilindro-parabólicas, el aumento del tamaño de las instalaciones implicaría la necesidad de mayor aislamiento para evitar pérdidas de calor debido al aumento de la distancia.
Patel enfatiza que conseguir mayores extensiones de terreno puede resultar difícil o incluso imposible. Además, la preparación del terreno así como la escasez de agua pueden suponer costes añadidos que serían mejor asumidos por instalaciones pequeñas.
Ya que las plantas solares utilizan agua del suelo, la ubicación de la instalación puede limitar el tamaño de la planta.
En cuanto a la financiación, el ex-embajador para la UE y defensor del sector CSP Christian Falkowski, subraya que debido a que las plantas más pequeñas son menos costosas se facilita que pequeños operadores consigan financiación.
“Las plantas más pequeñas deben ser vistas en el contexto de descentralización de la generación y distribución de energía – un cambio de enfoque de las grandes instalaciones hacia proyectos locales más pequeños,” opina Falkowski.
Hay que destacar que algunos promotores están posicionándose en favor de plantas más pequeñas.
eSolar, por ejemplo, ha desarrollado un proyecto modular prefabricado en contraposición con la idea de que “cuanto más grande mejor”. eSolar ha cerrado recientemente negocios por valor de US$130 millones para construir varias plantas de 33MW.
A pesar de esto Rosa Tarrago opina que 50MW no es el tamaño óptimo para una planta CSP.
SCHOTT recoge en su Memorandum on Solar Thermal Power Plant Technology que el tamaño óptimo estaría en torno a 150-200MW.
“La reglamentación española fuerza a construir cuatro plantas de 50MW en lugar de una sola instalación de 200MW,” dice SCHOTT, advirtiendo que esto puede aumentar los costes de producción en un 30%.
Por todo esto algunos nombres del sector como Nils Gathmann, Ingeniero de Procesos para Flagsol, creen al igual que Tarrago que la imposibilidad de construir plantas por encima de los 50MW podría empujar a empresas del sector a invertir en otros mercados menos restrictivos.
Otros sin embargo no son de la misma opinión. “No creo que el límite de los 50MW vaya a suponer una fuga de empresas a otros mercados,” opina Christoph Richter para DLR y director de Almeria Solar Platform.
Aunque Antonio Milla, Director General de Bogaris, admite que la introducción de un límite más alto o la eliminación por completo del límite podría conducir a una reducción en el coste por MW, no cree que la regulación actual sea la causante de que los inversores y promotores españoles estén fijando su atención en otros mercados. “Nosotros también estamos buscando invertir en mercados extranjeros, pero el límite de los 50MW no ha sido el causante de esta decisión».
Una fuente anónima de un potente consorcio inversor en el Mercado CSP español afirma tajante: “Incluso bajo esta regulación nosotros seguiremos invirtiendo en el sector CSP español en el futuro”.
Luis Crespo, Secretario General de Protermosolar, señala que el borrador actual de la nueva ley sobre las energías renovables en España establece que el techo de los 50MW sea eliminado.
En cualquier caso Crespo no cree que el límite de los 50MW perjudique al desarrollo. “El sector cuenta con los cuatro próximos años para conseguir financiación y poner en marcha los 2330MW en proyectos que ya han sido autorizados, y nadie está pensando en abandonar España.”
Pero advierte: “No se podrán producir nuevas inversiones hasta que la nueva ley sea promulgada y fije una nueva cuota”.
Frenando la capacidad acumulada
Aquí es donde se centran las preocupaciones. Como Oliverio Alvarez de Deloitte enfatiza: “Lo que está afectando al desarrollo del sector es la existencia de un techo para la capacidad instalada y lo que ocurre cuando se alcanza este límite. Esto es lo que está en las mentes de los expertos del sector a la hora de decidir explorar nuevos mercados fuera de España.”
Milla cree que el Gobierno debería ser cauteloso a la hora de establecer un Nuevo techo para evitar cortar las alas al sector CSP español justo en el momento de su auge.
“Una cuota anual en la nueva regulación podría ser la razón principal por la que los inversores buscasen otros mercados,” advierte Milla.
Por lo tanto el futuro del sector está en parte en manos del Gobierno.
Si España pierde su atractivo desde el punto de vista regulatorio, podría perder terreno en el mercado de producción eléctrica por vía removable, provocando que las compañías locales abandonen el sector CSP español para invertir en nuevos mercados.
