A fondo: Análisis 2019 | In depth: 2019 Analysis www.futurenergyweb.es 86 FuturEnergy | Diciembre 2019-Enero 2020 December 2019-January 2020 biendo sido adjudicado a una empresa española el contrato de EPC. Es significativo que tanto EDF como ENGIE tengan presencia en el sector y activos termosolares de su propiedad. ENGIE puso en funcionamiento a principios de este año su central Kathu, cilindro-parabólica de 100 MW en Sudáfrica, con excelentes prestaciones y que también fue construida por otra empresa española. Esto podría llegar a ser un elemento de reflexión para nuestras empresas eléctricas que podrían empezar a ver proyectos termosolares de eléctricas europeas en nuestro país para tener esa producción solar a partir del almacenamiento térmico que compensase la caída diaria de la producción fotovoltaica al atardecer y que es impensable en su propio territorio. De Chile llegaron las buenas noticias de la continuación de las obras de la central combinada termosolar, de 110 MW de torre y fotovoltaica de 100 MW, paradas durante algún tiempo por problemas societarios, que dará suministro continuo, día y noche, a la minería del norte del país. Se espera que entre en operación en la primavera de 2020 convirtiéndose en la primera central termosolar de América del Sur. Ha resultado asimismo significativo la entrada en operación en China, entre finales de 2018 y este año 2019, de las primeras centrales de su programa termosolar. Seis centrales se encuentran en operación, una cilindro-parabólica de 50 MW y otra innovadora tipo Fresnel de 50 MW, pero con sales fundidas como fluido de trabajo. Además, se construyeron cuatro centrales de torre con una potencia que suma 250 MW. En buena parte de esas centrales ha habido una significativa participación de empresas españolas. Pero si todos estos hechos pueden considerarse relevantes, poniendo de manifiesto la consolidación y la confianza en las prestaciones de esta tecnología, cuyas características de gestionabilidad y de refuerzo de las redes son tan apreciadas y tan diferentes en comparación con las otras tecnologías renovables fluyentes, lo más significativo que podemos reseñar en este 2019 es la inclusión de 5 nuevos GW termosolares en el PNIEC que España envió a la UE. Esos 5 GW, con almacenamientos de entre 10 y 12 horas, despacharían su producción de forma complementaria a la fotovoltaica, a partir de las últimas horas de la tarde. De esta forma se evitaría la necesidad de tener dispuesta una gran flota de ciclos combinados para responder a la caída de producción fotovoltaica todas las tardes, además de evitar la necesidad de respaldo fósil durante toda la noche y a unos costes que ya están cerca de los de los ciclos combinados. Mirando a futuro, los costes de la generación termosolar se irán reduciendo a medida que se vaya incrementando el volumen de mercado a nivel internacional. El último informe de evolución de precios de IRENA sitúa a la termosolar como la tecnología renovable que está experimentando una mayor reducción en los últimos dos años. Los costes de la generación con gas tienen la gran incertidumbre de la evolución del combustible en los próximos años –el combustible termosolar es gratis durante los más de 30 años de vida útil– y la certidumbre de la subida progresiva del coste de las emisiones e incluso posibles situaciones de restricciones a la operación. Pero, además, el almacenamiento térmico de las centrales termosolares puede ser utilizado como reserva estratégica durante la mayor parte del año ya que el volumen completo de sus tanques solo es PV hybrid project for Midelt was awarded to a consortium headed up by French utility EDF, in which MASDAR is also taking part, with the EPC contract having been awarded to a Spanish company. It is significant that both EDF and ENGIE are present in the sector, with CSP assets under their ownership. ENGIE commissioned its 100 MW Kathu parabolic trough plant in South Africa at the start of this year, a plant that has excellent levels of performance and that was also constructed by another Spanish company. This could be a turning point for Spain’s utilities that could start to see CSP projects from European utilities being developed in Spain, taking advantage of solar production from thermal storage to offset the daily drop in PV production at sundown - something unthinkable in their own countries. There is good news in Chile, with the continuation of the works on a plant which combines a 100 MW CSP tower plant with 100 MW of PV. This project had been stopped for a period due to social issues and it will provide a continuous supply, day and night, to the mining industry in the north of the country. It is expected to come on line in spring 2020, becoming the first CSP plant in South America. Of similar importance is the entry into operation in China, between the end of 2018 and 2019, of the first plants under its CSP programme. Six are already operational: a 50 MW parabolic trough and an innovative 50 MW Fresnel-type plant that uses molten salts as the working fluid. Four tower plants have also been constructed with a total output of 250 MW. In most of these plants there has been a significant participation of Spanish companies. But if all these events can be considered as being important, demonstrating the consolidation and confidence of the performance of this technology, whose features of dispatchability and ability to back-up the power systems offer so much value compared to other flowing renewable technologies, the most important element to be highlighted in 2019 is the inclusion of 5 new GW of CSP in Spain’s NECP submitted to the EU. These 5 GW, with between 10 and 12 hours of storage, would dispatch their production in complement to PV, as the sun starts to go down. This would avoid the need to have a huge fleet of combined-cycle plants available to respond to the fall in PV production every evening, in addition to avoiding the need for fossil fuel back-up during the night and at costs that are already close to those of the combined-cycles. Looking ahead, the costs of CSP generation will continue to fall as the international market grows in volume. The latest report from IRENA on price evolution, positions CSP as the renewable technology that is experiencing the greatest reduction in the last two years. The costs of generation with gas are accompanied by huge uncertainty regarding the evolution of this fuel over the coming years - the CSP fuel is free throughout the more than 30 years of the plant’s service life - and certainty as to the progressive increase in the cost of the emissions and even possible situations where operation is restricted. Furthermore, the thermal storage of CSP plants can be utilised as a strategic reserve during most of the year, as the full volume Centrales Noor 1, 2 y 3 en Ouarzazate, Marruecos (Cortesía de SENER) Noor 1, 2 and 3 plants in Ouarzazate, Morocco (Courtesy of SENER)
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