Cómo un banco resucitó Redstone CSP de SolarReserve con ACWA Power
SolarPACES entrevistó a Bernard Geldenhuys, el Transactor Senior en el equipo de Energía e Infraestructura de Investec Bank, un prestamista con 8.300 empleados que ha estado estrechamente involucrado en la torre de energía solar Redstone de 100 MW desde 2018 , cuando se firmó su PPA retrasado con Eskom, como el primer banco comercial en respaldar la transacción, proporcionando deuda senior por valor de R750m y cobertura de tipos de interés y cambio de divisas. Redstone ahora está financiado en R11.5bn (alrededor de $ 837 millones de USD) y finalmente está a punto de comenzar, y su finalización está prevista para fines de 2023. Eskom lo había suspendido en 2016junto con otros PPA renovables. Gracias a los beneficios de la escala y las continuas reducciones en los componentes de CSP, Investec afirma que Redstone tendrá la «tarifa más baja» de las plantas de energía solar concentrada (CSP) de Sudáfrica, pero no reveló el precio del PPA a 20 años con Eskom.
P: ¿Cómo pudo volver a encarrilar el CSP de la torre Redstone?
R: Redstone es importante para la economía sudafricana. Eskom necesita con urgencia aproximadamente 6.000 MW de potencia de carga base durante los próximos cinco años. Esto está siendo abordado en parte por el Programa RMIPPP de 2.000 MW. ACWA Power Redstone, con su período de construcción de 33 meses, 12 horas de almacenamiento de energía térmica y 35 años de vida útil, es capaz de proporcionar electricidad de carga base completamente distribuible a la red en apoyo de estos requisitos. Es el primer proyecto de Adquisición de Productores de Energía Independiente de Energía Renovable (REIPPP) que brinda servicios auxiliares como la estabilización de la red a Eskom, sin costo adicional.
SolarReserve / ACWA Power Redstone 100 MW Power Tower CSP IMAGE @ SolarReserve
P: ¿Forman consorcios financieros con otros prestamistas para construir energías renovables?
R: Sí, Investec ha sido el organizador de múltiples proyectos de energía renovable, incluido el proyecto Aurora WindPower de 94 MW, el proyecto de CSP ACWA Power Bokpoort de 50 MW, el proyecto de Parque Solar Kathu de 100 MW y el proyecto Sishen Solar de 75 MW.
P: Redstone fue desarrollado originalmente por SolarReserve. ¿ACWA Power se cambió a nuevos proveedores de componentes y, de ser así, eso ayudó a que fuera más rentable?
R: Después de la salida de SolarReserve, los principales proveedores de equipos se cambiaron a Brightsource Energy para helióstatos y sus sistemas de control, y CMI para el receptor central. Hasta donde sabemos, este cambio no requirió un cambio en los permisos para el proyecto. La enmienda del PPA no dependió del proveedor de tecnología. El historial de ACWA Power, Brightsource y CMI contribuyó a la rentabilidad del proyecto.
(CMI también fue seleccionado para el receptor en el proyecto DEWA de ACWA Power ).
P: ¿Son estos retrasos en la aceptación de PPA renovables un problema en el futuro?
A:Aunque la adquisición de BW4 se retrasó sustancialmente, creo que estamos en la trayectoria correcta. En marzo de 2021, el DMRE anunció la apertura de la Ventana de Licitación 5 del Programa REIPPP que adquirirá 2.600MW de energía renovable de los IPP. Se espera que el anuncio de la ventana de licitación 6 se produzca durante el transcurso de 2021. Este lanzamiento agresivo está alineado con el PIR 2019, según el cual se pondrán en marcha 6.000 MW de nueva capacidad solar fotovoltaica y 14.400 MW de nueva capacidad de energía eólica para 2030. El mes pasado, el DMRE publicó un aviso en el diario gubernamental de su intención de elevar el umbral para la generación integrada de 1MW a 10MW. Esto reforzará el despliegue de energía renovable (predominantemente solar en los techos) en el espacio comercial e industrial. También,
P: ¿Qué regulaciones impulsan las energías renovables en Sudáfrica?
R: El gobierno de Sudáfrica es signatario del acuerdo COP 21 y tiene la intención de hacer que el país sea neutral en carbono para 2050. SA desarrollará sus propios proyectos de energía renovable durante al menos los próximos 10 años, debido a los beneficios económicos que brinda. en términos de construcción de infraestructura, empleos, etc. DMRE debe comprometerse con sus ambiciones bajo el PIR 2019, que parece ser el caso.
P: Dado su avance en Redstone y el excelente rendimiento de Bokpoort, ¿está trabajando con ACWA Power en algún nuevo CSP para Sudáfrica?
R: Actualmente no. No hay asignación para CSP en la Ventana de Licitación actual 5 del Programa de Adquisiciones de Productores de Energía Independientes de Energía Renovable (“REIPPP”) del Departamento de Recursos Minerales y Energía (DMRE).
La CSP tampoco era una opción viable para la reciente Adquisición de productores de energía independientes de mitigación de riesgos (“RMIPPP”) dado el corto período de construcción debido a los plazos de entrega más largos requeridos para una planta de CSP.
P: ¿Una de las primeras plantas de CSP de Sudáfrica no probó el vapor para el almacenamiento de energía térmica?
A:Solo un proyecto de torre; Khi. Todos los canales de CSP en Sudáfrica tienen sistemas de almacenamiento de sales fundidas, al igual que Redstone. Khi fue la planta piloto de Abengoa a escala de 50 MW, siguiendo sus proyectos PS10 y PS20 en España, antes de una primera CSP de torre a gran escala de 100 a 150 MW. Algunos problemas con el vapor afectan la eficiencia general de la planta. La termodinámica de un proceso de generación de vapor continuo y suave en el que el vapor se genera en la torre es muy compleja y está plagada de muchos problemas. Es extremadamente difícil mantener la calidad general del vapor desde el receptor, donde se produce, hasta el sistema de almacenamiento de vapor y la turbina de vapor. Los acumuladores de almacenamiento de vapor son grandes, costosos y, en el mejor de los casos, solo tienen unas pocas horas de capacidad de almacenamiento. Se puede almacenar mucho más calor en la sal fundida y durante períodos más prolongados.
P: La otra CSP de ACWA Power en Sudáfrica, la planta de canalización Bokpoort de 50 MW que usted financió, parece estar funcionando bien. Lideró una ronda de refinanciamiento a 5 mil millones de rands, alrededor de $ 366 millones en USD. ¿Paga los préstamos a tiempo?
R: Sí, Bokpoort se está desempeñando de acuerdo con las expectativas.
P: Aunque había muchas empresas fotovoltaicas que estaban construyendo grandes granjas solares en los EE. UU., Solo una (First Solar) terminó obteniendo casi todos los grandes contratos de granjas solares: ¿ACWA se está convirtiendo en el equivalente de CSP?
R: Eso creo, sí. ACWA Power tiene actualmente alrededor de 1.510 MW de proyectos de CSP en su cartera, y Redstone lo eleva a 1.610 MW. ACWA Power parece ser cada vez más el único desarrollador con nuevos proyectos: Marruecos, Dubai y ahora Redstone está de regreso en Sudáfrica.
P: ¿Está involucrado en el MoU de Biden con Botswana y Namibia por 5 GW de energía solar?
R: No, todavía no estamos involucrados. Solo hemos leído sobre eso, pero no estamos seguros de qué se planea exactamente y quién será el comprador de tanto poder. La única posibilidad razonable de que esto tenga éxito es si el proyecto tiene la intención de producir hidrógeno verde y exportarlo como combustible.
P: ¿No hicieron Botswana y Namibia algunos estudios de viabilidad de CSP? ¿Decidieron seguir adelante?
R: No. Todos los proyectos de CSP de Namibia y Botswana se han archivado y, en ambos países, se está planificando la energía solar fotovoltaica más el almacenamiento de baterías en proyectos seleccionados. No tengo conocimiento de que todavía se esté desarrollando una sola planta de CSP. Ambos países consumen cantidades relativamente pequeñas de electricidad y la construcción de grandes centrales termosolares de 150 MW representaría alrededor del 25% de la demanda total de electricidad. Dado que ambos países están escasamente poblados y cubren una gran superficie terrestre, tiene más sentido construir pequeñas plantas solares fotovoltaicas más almacenamiento más cerca de los consumidores.
P: ¿No hay mercados eléctricos regionales?
R: Actualmente, la energía solo se puede comerciar de forma bilateral entre las empresas de servicios públicos de energía estatal de varios países en el sur de África. No existe un mercado eléctrico regional en el que se puedan vender los 5000 MW. Esto podría llevar al menos otros 5 a 10 años para resolver la política para lograr un mercado regional.
P: Como asesor financiero independiente en proyectos de energía allí: ¿ha asesorado sobre desalinización o producción de hidrógeno donde podrían entrar la CSP y CST?
R: Un proyecto solar de 5.000 MW desarrollado conjuntamente por estos dos países con producción de hidrógeno / amoníaco cerca de un puerto de Namibia con un cliente ancla experto podría ser la solución para lograr múltiples objetivos; agua desalinizada, electricidad barata para ambos países, ingresos de exportación para Namibia / Botswana. Actualmente se planean proyectos similares en Australia. Si se persigue la producción de hidrógeno / amoníaco verde a gran escala, entonces se requiere la desalinización del agua para la electrólisis del agua para obtener hidrógeno. Dado que el consumo de agua para la producción de hidrógeno consume la mayor parte del agua, el costo adicional del agua desalinizada es relativamente bajo. Se han realizado muchos estudios en los que el calor residual de las plantas térmicas se utiliza para ayudar con la desalinización. En última instancia, el costo de la electricidad determinará la tecnología que se utilizará.
P: ¿Qué tan rápido ve comercializar el almacenamiento térmico híbrido o SCO2 CSP? ¿O ve CSP adicional en la región utilizando la tecnología actual?
R: Es poco probable. Quizás en Marruecos haya más proyectos. Como saben, existe la intención de hibridar la CSP con la tecnología solar fotovoltaica en los últimos proyectos en Marruecos; Midelt. Tendremos que ver a qué costos entran.
También hay proyectos de tecnología para reemplazar el ciclo Rankine de energía a base de vapor con un ciclo Brayton basado en CO2 supercrítico para aumentar la eficiencia general de la planta y reducir la complejidad de la planta. Pero todos estos intentos requerirán al menos otros 10 años para madurar las tecnologías. El factor de reducción de costes más importante ha sido el aumento de la capacidad de producción que hemos visto para la energía solar fotovoltaica. Las plantas de CSP siempre serán proyectos individuales discretos y, aunque los diseños se pueden estandarizar, siguen siendo complejos de construir y operar.
P: ¿Alguna idea sobre el futuro de la energía a nivel mundial?
R: No veo futuro en las inversiones basadas en carbón. Futuro limitado para los próximos 20 años en plantas de energía a base de gas, solo para ayudar a crear un puente hacia un futuro sin carbono. Energía solar fotovoltaica y eólica, en tierra y en alta mar. Más inversión en tecnologías de almacenamiento, especialmente almacenamiento a largo plazo durante 8 horas. Además, más inversiones en eficiencia energética y para hacer del hidrógeno un importante portador de energía futuro para descarbonizar muchas de las industrias donde domina la calefacción y la refrigeración. Hasta ahora, el despliegue de la infraestructura es demasiado lento para alcanzar el objetivo de 1,5 C, ya que generalmente no se reconoce que la electricidad es solo una pequeña parte del panorama energético total.
