Los generadores síncronos accionados por turbinas de vapor en las centrales termosolares tienen la capacidad intrínseca de regulación de frecuencia primaria que se necesita ahora.
El COIIM (Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Madrid) considera fundamental poner en marcha lo antes posible un programa de subastas con cuotas de energía termosolar.

Ingenieros de CSP recorren el proyecto de energía termosolar Cerro Dominador de Abengoa en Chile durante la construcción.

España es líder mundial en este tipo de generación de energía, tanto en capacidad instalada como en capacidad tecnológica, con 50 plantas que suman 2.300 MW de potencia instalada entre 2007 y 2013.

Desde entonces, el sector ha estado estancado en España hasta que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) incluyó en sus propuestas el despliegue de 5.000 MW de energía termosolar para 2030. Esto permitiría a nuestro país contar con aproximadamente 7.303 MW de potencia instalada de esta tecnología, tres veces la capacidad actual.

Almacenamiento

“La principal razón por la que el PNIEC ha elegido esta tecnología es su capacidad de almacenamiento, pudiendo suministrar electricidad al sistema incluso en horario nocturno”, destaca Jaime Segarra, experto del COIIM.

Las plantas fotovoltaicas pueden lograr una manejabilidad similar instalando baterías adicionales con un número significativo de horas de capacidad. Sin embargo, esto conlleva un coste por unidad de energía eléctrica almacenada varias veces superior al de los sistemas de almacenamiento de las plantas termosolares, que habitualmente se realizan mediante el almacenamiento de calor en depósitos de sales fundidas.

Los expertos del Colegio indican que “es necesario impulsar la incorporación de innovaciones y diseños más eficientes y con mayor potencial de reducción de costes”. Un ejemplo es la tecnología de torre central, que deberá beneficiarse de mejoras en sus condiciones técnicas y económicas gracias al nuevo programa de subastas de plantas termosolares, haciendo su coste competitivo frente a las mejores referencias internacionales.

Subasta “desierta”

El Gobierno estableció un calendario de subastas para la asignación del régimen económico de las energías renovables, indicando los volúmenes mínimos de potencia acumulada para cada tecnología en el periodo 2020-2025.

Sin embargo, el volumen mínimo fijado para la termosolar era de solo 600 MW para ese periodo, con 200 MW en 2021, 2023 y 2025. “Este calendario hacía prácticamente imposible cumplir los objetivos del PNIEC de 5.000 MW para 2030, sobre todo teniendo en cuenta los largos plazos de ejecución de los proyectos termosolares, que son como mínimo de tres años. Esto dejaría solo dos años (2026 y 2027) para iniciar proyectos por un total de 4.400 MW”, apunta Segarra.

Con un año de retraso, en octubre de 2022, el Gobierno convocó por primera vez una subasta con cuotas de potencia para tecnologías, reservando 200 MW para termosolar.

Lamentablemente, la subasta quedó desierta en lo que respecta a la solar térmica, ya que los precios ofertados fueron superiores al precio de reserva o de corte esperado en la subasta, precios que no se han hecho públicos.

Sustitución con Baterías

Si el Gobierno quiere alcanzar los objetivos de descarbonización del PNIEC en cuanto a la aportación de 5.000 MW de potencia termosolar instalada con unos 50 o 60 GWh de capacidad de almacenamiento asociada, más allá de la propuesta del Colegio de construir nuevas plantas de esta tecnología, deben ser reemplazadas por otras soluciones equivalentes. La solución más similar sería una potencia equivalente de las plantas fotovoltaicas con almacenamiento adicional mediante baterías o bombeo, que compensaría la capacidad de almacenamiento termosolar no instalada.

“Esto supondría multiplicar la capacidad de almacenamiento prevista en el PNIEC mediante baterías y bombeo al 2030 -6.000 MW, sin especificar su capacidad energética- con unos costes específicos por unidad almacenada mucho más elevados y probablemente mayores costes globales de la electricidad generada en periodos sin sol, lo que incrementaría los costes medios de generación proyectados del sistema en 2030”, apunta Segarra.

Otra opción sería dar más protagonismo en periodos sin luz solar a las actuales centrales de ciclo combinado de gas, con costes de generación impredecibles pero que pueden ser muy elevados, y a esto habría que sumarle las consecuencias de un posible incumplimiento de compromisos a la UE.

Ventajas de las plantas termosolares

El Colegio considera que la apuesta por la energía solar térmica indicada en el PNIEC es correcta, aunque el ritmo de penetración de esta tecnología es claramente insuficiente. La muy probable reducción del coste medio de generación que aportan las plantas termosolares frente a otras alternativas ya presentadas es solo una de las importantes ventajas adicionales de este tipo de plantas:

La fracción de valor añadido en España procedente de sus costes de inversión sería muy superior al caso de las plantas y baterías fotovoltaicas, reduciendo el impacto negativo de las grandes inversiones requeridas en la balanza de pagos, que luego sería compensada por la reducción del gas natural importaciones

La instalación de varias plantas termosolares de última generación en España, con tecnología de torre central, debería tener un impacto muy positivo en las ingenierías y constructoras españolas, pudiendo volver a situarlas como líderes mundiales en esta tecnología solar, que sigue siendo en fase de consolidación comercial.

Sus generadores síncronos accionados por turbinas de vapor tendrían una capacidad intrínseca de regulación de frecuencia primaria, superando incluso a las centrales eléctricas de ciclo combinado en este aspecto.

Ofrecerían la posibilidad de utilizar sus excedentes de capacidad de almacenamiento en otoño-invierno y cualquier otro día de baja captación solar para almacenar excedentes de energía eólica a bajo precio a través de resistencias. Esto aumentaría la capacidad total de almacenamiento y, por lo tanto, mejoraría la capacidad del sistema eléctrico para administrar el suministro de energía, reduciendo su costo promedio de generación.

Ofrecerían la posibilidad de una futura hibridación con turbinas de gas alimentadas con H2, biometano o gas natural para asegurar su producción de energía eléctrica.