El año 2017 puede considerarse un auténtico punto de inflexión en relación con el papel que empezarán a jugar las centrales solares termoeléctricas en el mix de generación de los países soleados. Por primera vez, las centrales termosolares han competido con los ciclos combinados, de forma prácticamente simultánea, en un mercado abierto en tres regiones del mundo bien diferenciadas: Australia, Emiratos Árabes y Chile. En todas ellas, las termosolares han ofrecido precios más baratos que los ciclos de gas, con la gran ventaja añadida de que los costes de producción termosolar son conocidos de antemano para toda la vida operativa de esa infraestructura energética, mientras que para los ciclos combinados de gas los precios actuales, que ya eranmás elevados que los de las termosolares, tenían la enorme incertidumbre, no solo de la evolución del precio del gas, sino de los costes previsiblemente más elevados de las emisiones de CO2; así como de eventuales restricciones de operación, que podrían decidirse en las sucesivas cumbres internacionales sobre el clima, cuando se perciban mayores urgencias de actuación contra el proceso de cambio climático. En los casos de Australia y Emiratos Árabes los proyectos fueron adjudicados respectivamente a una central de torre de 150 MW con 9 horas de almacenamiento a un precio de unos 5 c€/kWh y a un conjunto de 700 MW compuesto por tres centrales de 200 MW cilindro-parabólicas y una torre de 100 MW, con almacenamiento de entre 11 y 15 horas, a unos 6 c€/kWh. En el caso de Chile la comparación de ofertas se realizó en el marco de las recientes subastas, en donde la electricidad termosolar se ofertó a unos 4 c€/kWh que, sin embargo, no fue suficiente para batir a la fotovoltaica, en un tipo de subasta tecnológicamente neutra en la que el diferente valor que la termosolar aporta al sistema no es valorado. Tras el parón a la construcción de centrales termosolares en España en 2013, fue EE.UU. quien cogió el relevo, instalando algunas grandes centrales entre 2013 y 2015. A partir de entonces se produjo un notable retroceso el ritmo de potencia termosolar añadida, siendo básicamente Marruecos y Sudáfrica quienes contribuyeron en alguna medida al mantenimiento del sector. En 2018 entrarán en operación un importante número de centrales en una serie de países, entre los que Marruecos y Sudáfrica seguirán contribuyendo y a los que se añadirán China, Chile, Arabia Saudí, entre otros. Esto permitirá elevar la capacidad instalada a nivel mundial por encima de los 6 GW. Y esperamos que eso solo sea el principio del crecimiento exponencial que tendrá el sector a partir de estos momentos, en los que la competitividad con las centrales de combustible fósil ya es una realidad. La instalación de nueva capacidad es una necesidad tanto en países industrializados como en los que se encuentran en dinámico desarrollo. En los primeros, aunque el crecimiento del PIB no sea tan pronunciado e incluso la mejora de la intensidad energética, con medidas de eficiencia y de control de la de2017 could be seen as a real turning point as regards the role that CSP plants are starting to play in the energy mix of countries with high levels of sunshine. For the first time, CSP plants with combined cycles have almost simultaneously competed on the open market in three very different parts of the world: Australia, the UAE and Chile. In each, CSP has offered cheaper prices than gas cycles, with the huge additional advantage that the costs of CSP production are known in advance for the entire service life of this energy infrastructure. In gaspowered combined cycles, with current prices already higher than those of CSP plants, costs are shrouded in uncertainty, not only as regards gas price evolution, but also the likelihood of higher costs in terms of CO2 emissions. More uncertainty surrounds possible limitations to the operation of gas plants, depending on decisions taken at future climate summits, as more urgent measures are introduced to combat climate change. In the cases of Australia and the UAE, the projects were awarded respectively to a 150 MW tower plant with 9 hours of storage at a price of around 5 c€/kWh; and to a combined 700 MW plant comprising three 200 MW parabolic trough plants and a 100 MW tower plant, with storage of between 11 and 15 hours, at some 6 c€/kWh. In the case of Chile, the balance of offers took place within the framework of recent auctions, in which CSP power was offered at some 4 c€/kWh. However, this price was not enough to beat PV in a technologically neutral auction that failed to recognise the added value brought to the system by CSP. Following the halt to the construction of CSP plants in Spain in 2013, the USA took over with the installation of some large plants between 2013 and 2015. From then on, there was a noticeable decline in the pace of added CSP capacity, with Morocco and South Africa basically helping to keep the sector afloat. A significant number of plants across many countries will enter into operation in 2018, including Morocco and South Africa along with China, Chile, Saudi Arabia among others. This will bring the global installed capacity to over 6 GW. Our hope is that this is just the beginning of exponential growth in the sector, in which competition with fuel fossil plants is already a reality. EL BRILLANTE HORIZONTE DE LAS CENTRALES TERMOSOLARES Luis Crespo Presidente de Protermosolar y de ESTELA A BRIGHT OUTLOOK FOR CSP PLANTS Luis Crespo President of Protermosolar and of ESTELA A fondo: Análisis 2017 | In depth: 2017 Analysis FuturEnergy | Diciembre 2017-Enero 2018 December 2017-January 2018 www.futurenergyweb.es 33
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