La falta de entendimiento entre Ribera y la industria termosolar compromete el plan de energía del Gobierno
El bajo precio del ministerio y la incertidumbre de conexión retrasan la instalación de nueva termosolar, que en 2025 debería ser el doble de la actual según el PNIEC
Una planta termosolar de 50 MW ubicada en Sevilla. Foto: Protermosolar.
La generación de energía con tecnología termosolar lleva una década atascada en España. Desde 2013 no se instala ni un megavatio (MW) nuevo y en la última subasta de renovables celebrada el pasado 25 de octubre, la primera que incluía esta tecnología, el cupo de termosolar de 220 MW se quedó sin adjudicar.
El motivo principal es la distancia entre el precio que pone la industria y el que está dispuesto a pagar el Ministerio para la Transición Ecológica liderado por Teresa Ribera, pero también influyen otras condiciones, como la dificultad de encontrar puntos de acceso.
Así las cosas, los científicos consultados coinciden en que es difícil que lleguemos a tiempo a los objetivos fijados en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), la hoja de ruta de descarbonización del Gobierno aprobada por la Comisión Europea. «Habrá retrasos. La tecnología está suficientemente desarrollada y la industria es especialmente fuerte en España, así que dependerá principalmente de la voluntad política de aceptar las demandas del sector«, opinan Elisa Alonso Romero, doctora en Ingeniería Química e investigadora del Ciemat, y Alessandro Gallo, investigador de Ingeniería Térmica de la Universidad Carlos III.
En la misma línea se pronuncia Eduardo Zarza, coordinador de I+D de la Plataforma Solar de Almería, integrada en Ciemat: «Yo no lo veo posible«, confiesa, sobre todo porque son proyectos muy intensivos en mano de obra. «Cuando hubo el boom de centrales termosolares en España, hubo escasez de mano de obra cualificada y se quitaban los trabajadores unos a otros. Imagínate cuando hablamos de triplicar los megavatios que tenemos hoy en día», explica.
España cuenta actualmente con 2.300 MW de solar termoeléctrica repartidos en 50 centrales, mientras que el objetivo para 2025 es tener 4.803 MW, más del doble y, para 2030, 7.303 MW, más del triple. Por ello, Zarza sostiene que es preferible alargar los plazos antes que ponerse a instalar a toda prisa. «Lo importante es que se haga de forma racional y no se haría de forma racional si el Gobierno, porque tiene un compromiso de instalar 5.000 MW de aquí al 2030, lo lanza en bloque. Es mucho mejor para todos hacer un despliegue en fases que permita el aprendizaje entre los distintos proyectos comerciales«.
Precio bajo y sin garantía de conexión
La última subasta quedó desierta, pero no porque no acudieran proyectos industriales, sino porque el precio que estos ofrecieron era muy superior al límite calculado por el Gobierno. El ministerio no ha hecho público este límite ni ha detallado cómo lo ha obtenido, aunque Zarza estima que podría estar en torno al coste que tiene la tecnología termosolar.
«Por las condiciones de esta subasta, no se podía ir con el precio de la tecnología, porque el precio ofertado es el que va a percibir el propietario durante 20 años sin ninguna modificación y sin tener en cuenta el IPC», explica el científico, que atribuye esto que los precios de la industria fueran «muy superiores» a los del ministerio previendo la subida del coste de la vida en dos décadas.
A esto se añade un segundo hándicap, que es la incertidumbre de conseguir puntos de conexión a la red eléctrica. Según explicó la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar (Protermosolar) en un comunicado, el riesgo a perder el aval bancario presentado en la subasta por demoras en la obtención del punto de conexión ha disuadido a muchos promotores de presentarse. Según Zarza, esta pérdida suele ser de unos tres millones de euros para proyectos de solo 5 MW.
La escasez de puntos de acceso es un problema compartido el resto de renovables, pero conlleva mayor perjuicio en los proyectos termosolares debido a su necesidad de ser más intensivos (en torno a los 100 MW) para ser rentables.
Necesaria para sustituir los ciclos combinados de gas
La generación eléctrica con termosolares supone solo el 2% de la potencia instalada en España, cantidad que, según el último estudio de la Plataforma Solar de Almería, tendría que incrementarse al 10% o al 15% si se quiere descarbonizar el 80% de la generación eléctrica.
Además, las centrales termosolares son unas de las renovables claves (junto con la hidráulica de bombeo y el hidrógeno verde) llamadas a reemplazar a los ciclos combinados de gas. Según Alonso y Gallo, tanto la fotovoltaica como la eólica “producen solamente cuando hay sol o viento”, ya que, por el momento, el almacenamiento eléctrico de esta generación tiene muchos costes y problemas de disponibilidad de materiales.
Mientras que la termosolar con almacenamiento en forma de calor es una “renovable gestionable” y complementaria a las anteriores porque “puede producir también de noche, en días nublados y sin viento”. Aunque es precisamente esa gestionabilidad de la energía lo que la encarece en comparación con la solar fotovoltaica y la eólica.
Por el momento, Protermosolar se ha puesto a disposición del ministerio para “trabajar conjuntamente en el diseño de la próxima subasta” prevista para 2023. Pero Zarza advierte: “si el Gobierno vuelve a sacar otra en las mismas condiciones, va a ocurrir lo mismo”.
