SENER configura una planta solar híbrida, que permite combinar de la manera más óptima las tecnologías solares disponibles
José Ignacio Ortega es responsable de desarrollo de negocio de SENER Renewable Investments, la filial del grupo SENER que aglutina las actividades renovables, tanto en el sector termosolar como otros desde waste-to-chemical a la producción de hidrógeno verde, pasando por concepciones innovadoras en las áreas de biomasa o fotovoltaica. José Ignacio ha estado asociado al mundo termosolar desde prácticamente su aparición en el panorama español, con experiencia también en la operación y mantenimiento de estas centrales.
José Ignacio, muchas gracias por atendernos hoy. En primer lugar, querríamos entender mejor el rol de SENER en la historia de la tecnología termosolar. ¿Qué proyectos hizo en España y en qué países tiene otros desarrollos? ¿Las plantas que han desarrollado fuera de España distan mucho de las inicialmente diseñadas en nuestro país?
La implicación de SENER en el desarrollo termosolar arranca tan pronto como la década de los 80, con el diseño del primer heliostato de SENER, testado en la Plataforma Solar de Almería. Sin embargo, el gran salto cualitativo se produce en la primera década de este siglo, cuando se apuesta por el desarrollo del primer receptor de sales fundidas para operación comercial y la revisión de diseños de heliostatos, actividades que condujeron al diseño y construcción de lo que hoy conocemos como GEMASOLAR, la primera planta solar de alta temperatura con almacenamiento térmico de larga duración, que empezó a operar en 2011, y permanece operando satisfactoriamente. SENER además apostó por la tecnología, siendo propietaria del 60 % de la planta hasta el año 2020. Adicionalmente, y por la implicación en la tecnología de sales fundidas, SENER impulsó la combinación del almacenamiento térmico con la tecnología cilindro-parabólica, y desde ahí entró también en el diseño y fabricación de colectores SENERTrough®, de los que hay actualmente más de 2500 km de colectores montados en diferentes plantas. SENER ha participado en 29 plantas alrededor del mundo, que suman un total de más de 2000MW de potencia termosolar instalada.
Como apuntaba, más allá de su aportación esencial en el suministro de bienes y servicios para el sector, SENER se implicó en el desarrollo del negocio, siendo propietaria del 60 % de TORRESOL ENERGY INVESTMENTS, desde su creación hasta su salida en 2020. Como tal, disfruta de una experiencia de más de 10 años en O&M de 120 MW de termosolar con diferentes tecnologías. Esa experiencia ha sido vital en la mejora continua de la tecnología, lo que le ha ayudado a acceder a mercados internacionales, como Sudáfrica (250 MW) y Marruecos (más de 400 MW).
Hablando del caso español, SENER ha copado muchos titulares de prensa a raíz del anuncio en el BOE de una información pública para la autorización el proyecto Solgest-1 que es una termosolar hibridada con fotovoltaica. Sería el primer proyecto termosolar español desde el cambio del régimen retributivo en 2014. ¿Nos puede contar por favor en qué consiste dicho proyecto y la fase de desarrollo en la que se encuentra?
Este proyecto nace del espíritu innovador que distingue a SENER. Tras la aprobación del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2020-2030 (PNIEC), con su apertura a nuevos desarrollos termosolares en España, SENER trae de vuelta sus experiencias internacionales, y configura una planta solar híbrida, termosolar y fotovoltaica, que permite combinar de la manera más óptima las virtudes de las tecnologías solares disponibles hasta la fecha, reuniendo en la misma unidad productiva la economía de la fotovoltaica, con las ventajas para el sistema eléctrico de contar con una fuente renovable, síncrona y gestionable como la termosolar. SOLGEST se diseña con una planta solar termoeléctrica de 110 MWe brutos, con más de 6 horas de capacidad de almacenamiento térmico, y una planta fotovoltaica de 40 MWp. De esta manera, la fotovoltaica proporciona energía eléctrica a bajo coste durante las horas de luz, mientras la sección termosolar almacena calor para convertirlo en electricidad durante las horas de menor radiación, y en especial al amanecer y al anochecer.
El proyecto cuenta con acceso a red y está en fase avanzada de tramitación administrativa, por lo que se encuentra en situación adecuada para concurrir a una próxima subasta de energía renovable gestionable. Esperamos consolidar definitivamente el proyecto a lo largo de 2022 y estar en condiciones de iniciar la construcción para finales del 2022.
En su rol de promotor, ¿considera que España es un país donde se facilite la obtención de permisos y a la vez la consecución de un régimen retributivo? O, por el contrario, ¿qué sugerencias haría para simplificar dichos procesos independientes?
La promoción y explotación de proyectos renovables ha pasado por múltiples turbulencias en los últimos 10 años, que, evidentemente, no contribuyen a dar la estabilidad necesaria para los inversores en renovables. Actualmente, enfrentamos un complicado esquema para la promoción de negocios, con dos calendarios independientes para la maduración administrativa (autorizaciones requeridas, al amparo del RD 1955/2000 con todas sus modificaciones recientes) y el desarrollo del negocio a través de subastas de renovables (RD 960/2020), que obliga a afrontar importantes riesgos de promoción. Y no me refiero solo a los costes directos, sino a las garantías que es necesario registrar para iniciar los dos procesos. Debería habilitarse un sistema único de garantías, de manera que la no adjudicación de una subasta no ponga en riesgo los avales depositados para garantizar el acceso a red.
Por último, queremos contar con la opinión de un tecnólogo experto en termosolar. ¿Cómo debería ser el diseño de las futuras subastas termosolares cuya convocatoria es inminente, acorde a los anuncios que ha realizado el propio Gobierno?
La configuración de las subastas tiene un importante componente político que, como entidades privadas, no nos corresponde establecer. No obstante, desde un punto de vista técnico y económico, es necesario dotar a las subastas de los mecanismos de la flexibilidad que permita ofrecer el producto deseado (esto es, energía renovable y gestionable) al mínimo coste, sin limitaciones regulatorias que no son eficientes para ese fin.
En concreto, en el campo solar, las subastas deben posibilitar la hibridación entre tecnologías (PV+termosolar) para ofrecer electricidad de origen solar al mínimo coste. Tampoco ayuda a este fin la aplicación de mecanismos de corrección de precios en función de mercado, ni la imposición simultánea de un mínimo de horas de operación considerable, que en la práctica obliga a elevar artificialmente el precio de oferta de la subasta para percibir el ingreso necesario para rentabilizar la inversión. Este mecanismo del factor de ajuste a mercado transmite a los agentes del sector una situación de costes irreal para esta tecnología, ya que las condiciones comentadas obligan a operar en horas de precio reducido, a la vez que penalizan económicamente ese funcionamiento.
En mi opinión, este mecanismo de ajuste a mercado debería incentivar el hecho de generar más durante las horas de mayor precio, y no penalizar la generación durante las horas de precio más bajo, en las que por otra parte se obliga a funcionar.
