A fondo: Análisis 2019 | In depth: 2019 Analysis FuturEnergy | Diciembre 2019-Enero 2020 December 2019-January 2020 www.futurenergyweb.es 87 necesario para la operación diaria durante los meses del verano. Por ello, las centrales termosolares podrían ofrecer absoluta disponibilidad de toda la nueva potencia instalada desde noviembre hasta febrero, que son los meses en donde se producen los mayores picos de demanda, habitualmente en días fríos y sin sol. Los tanques de sales podrían conservar la mitad de su capacidad durante días o incluso semanas con largas series de días nublados para responder durante tres o cuatro días consecutivos a la demanda pico, garantizando la absoluta disponibilidad de la tecnología sin necesidad de inversiones adicionales sino simplemente con esa gestión del almacenamiento a favor del sistema. La capacidad de firmeza se recuperaría de forma prioritaria a la producción durante el siguiente día soleado o, eventualmente, con el uso de calentadores eléctricos aprovechando horas valle. En ese mismo sentido y ante el posible escenario de que los vertidos de los parques eólicos o las centrales fotovoltaicas fuesen significativos, las centrales termosolares podrían instalar unos calentadores eléctricos para almacenar térmicamente dichos vertidos con unos costes de inversión 50 veces inferiores a los que tendrían grandes sistemas de almacenamiento en baterías o centrales de bombeo. No obstante es dudoso que se produjera el elevado volumen de vertidos que justificaría costosísimas inversiones en baterías. Lógicamente el mercado se iría autorregulando y se limitarían las inversiones en energía eólica o fotovoltaica cuando se percibiera que gran parte de su producción se fuera a vender a precios prácticamente cero. En cualquier caso, si tanto por volumen de vertidos como por arbitraje de precios (diferencias pico valle) se dieran las condiciones para instalar almacenamiento, los tanques de las centrales termosolares podrían ofrecerlo con inversiones mucho más reducidas que los otros sistemas. La transición energética en el sector eléctrico, con cuotas del 85 % a finales de 2030, sería técnicamente posible y sin elevar los costes actuales de generación –como ya demostró el informe de Protermosolar aplicando el método inductivo– gracias a la natural complementariedad estacional y horaria de las tecnologías renovables. Las grandes producciones de eólica y fotovoltaica previstas en el PNIEC, junto a la inestimable y continuada contribución de las centrales hidroeléctricas y a un cierto incremento de la biomasa, contribuirán decisivamente a ello. Pero esa ambiciosa meta no se podrá alcanzar sin una participación relevante de las centrales termosolares, con sumodo de despacho complementario a la fotovoltaica y su potente y flexible sistema de almacenamiento térmico. Esa eficiente combinación de las tecnologías renovables junto con la gestión proactiva de la demanda podrá limitar extraordinariamente el respaldo de centrales fósiles y correspondientemente sus emisiones, en el horizonte 2030. España, a diferencia de otros países europeos, reúne condiciones de radiación y de desarrollo de emplazamientos de gran superficie que permiten contemplar la incorporación de nueva potencia termosolar. En Centroeuropa, sin embargo, tendrán que sobredimensionar sus flotas de renovables con tecnologías no gestionables y costosos sistemas de almacenamiento. Por su parte, los países vecinos del sur de Europa tienen muy complicado el desarrollo de grandes proyectos termosolares, que son los que pueden llegar a ofrecer precios competitivos. Por eso consideramos muy apropiada la inclusión de esos 5 GW de termosolar en la planificación con la intuición de que a medida que nos acerquemos a 2030 su papel se irá considerando más y más necesario. of its tanks is only required for daily operation during the summer months. As such, CSP plants can offer full availability of all the new installed capacity from November up to February, which are the months in which the most demand peaks occur, generally on cold and sunless days. The salts tanks could store half of their capacity for days or even weeks over long spells of cloudy days to respond to the demand peak over three or four consecutive days, guaranteeing the complete availability of the technology with no need for additional investments: the storage management alone favours this system. The firm capacity would be recovered as a priority from the production of the next sunny day or, occasionally, by using electric heaters during off-peak times. Along these lines and given the possible scenario of significant levels of energy being injected into the grid by wind farms and PV plants, CSP plants could install electric heaters to thermally store this power at an investment cost 50 times lower than the cost of large storage systems that use batteries or pumping plants. However it is doubtful that the high volumes of energy injections would take place to justify the extremely costly investments in batteries. Naturally, the market self-regulates and this would limit the investments in PV or wind power when it emerges that a large part of the production is going to be sold at almost zero prices. In any event, whether due to the volume of energy injected into grid or price arbitration (differences between peak and off-peak prices), conditions to install storage arise, and CSP plant tanks could respond with a far lower investment compared to other systems. The energy transition in the electricity sector, with 85% quotas by the end of 2030, would be technically possible and without increasing the current generation costs - as already demonstrated by the Protermosolar report, applying the inductive method - thanks to the natural seasonal and hourly complementarity of renewable technologies. The high production levels of wind and PV power forecast in the NECP, together with the invaluable and continued contribution of pumped hydro plants and a certain increase in biomass, will definitively contribute to this. However that ambitious goal cannot be achieved without a significant participation by CSP plants, with the form of dispatch that complements PV and their powerful and flexible thermal storage system. This efficient combination of renewable technologies along with proactive demand management can considerably reduce the need for back up from fossil fuel plants and thus, their emissions, by the 2030 horizon. Spain, unlike her European neighbours, brings together irradiance conditions and the development of large-sized sites that can be considered for the introduction of new CSP capacity. Central Europe, however, will have to upscale their renewables fleets with non-dispatchable technologies and costly storage systems. Meanwhile, in neighbouring countries in southern Europe, which could eventually compete with Spain on price, the deployment of large CSP projects is very complex. This is why we believe the inclusion of these 5 GW of CSP in the planning is very appropriate, in the sense that as we approach 2030, its role will be seen to be more and more necessary. Central de 50 MW de SUPCON en Delingha (China) junto a otras instalaciones experimentales | 50 MW SUPCON plant in Delingha (China) alongside other experimental installations
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