El Plan Nacional de Energía y Clima de España, el PNIEC (Plan Nacional de Industria, Energía y Clima) incluye un deseado 5 GW de termosolar agregado a sus 2,3 GW existentes, con 2,5 GW en un primer tramo de 2021 a 2025 y un segundo 2,5 GW de 2026 al 2027.

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Pero, ¿cuáles son las políticas necesarias para que esto suceda realmente?

Para averiguarlo, Susan Kraemer de SolarPACES eligió a Xavier Lara, CEO de la consultora de energía renovable Aelius , que reúne a la industria solar y el mundo de la inversión en fusiones y adquisiciones de activos solares globales.

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Trabajando con el Banco Asiático de Desarrollo, Lara ayuda a llevar la termosolar a las repúblicas de Asia Central y, como ex director ejecutivo de Empresarios Agrupados (EA), ayudó a llevar la CSP a nuevos países como China y EAU, donde fue clave en la gestión de la venta de la ingeniería básica. para el proyecto de CSP Urat de 100 MW de China y la ingeniería principal para DEWA Phase IV 700 MW CSP + 250 MW PV.



La experiencia de Lara en termosolar en España, Dubai, India y Marruecos informa su comprensión de qué marcos de políticas reducen los costes de termosolar y contribuyen mejor a la economía 100% renovable.



SK: Tiene excelentes ideas sobre políticas, con sus antecedentes y experiencia en la reducción de costes en las nuevas plantas de la región MENA como DEWA. ¿El gobierno de España te pide consejo? ¿Existe siquiera un lobby de CSP?



XL: Realmente no. Desafortunadamente, la termosolar no tiene un gran lobby en comparación con la energía fotovoltaica y la eólica. Protermosolar , la asociación española de termosolar, está haciendo todo lo posible, pero se parece un poco a David contra Goliat. También existe un mecanismo llamado Consulta Pública, donde los responsables de la formulación de políticas hacen preguntas directas.

SK: Pero esto es nuevo, España ahora fija un objetivo de termosolar de 5 GW.

XL: Sí, las subastas de 2017 se centraron principalmente en fotovoltaica y eólica sin almacenamiento. En aquel entonces, la percepción era que la termosolar era una tecnología muy cara que no podía competir en el mercado sin subvenciones.

SK: Entonces, ¿qué les hizo cambiar de opinión sobre la termosolar?



XL: Bueno, en 2018 todos vieron la oferta de DEWA 73 USD / MW y en 2019 Midelt-I a solo 71 USD / MW , y ahora la oferta esperada en las subastas de Chile de este año es inferior a 48 USD / MW.

SK: Escuché que algunas de estas reducciones de costes son en parte obra suya, ¿verdad?

XL: Sí, fui un actor clave para la oferta alternativa y la reducción de costos del DEWA Phase IV 700 MW CSP + 250 MW PV. Y durante estos últimos meses mi firma Aelius ha desarrollado modelos detallados sobre diferentes escalas de capacidad de central y número de horas de almacenamiento de energía térmica para lograr el LCOE más bajo para los nuevas termosolares españolas. Pero esto se puede aplicar de hecho a cualquier lugar.

SK: ¿Qué hay detrás de estas reducciones de costes? 



XL: Reducción de costes tecnológicos, así como en algunos casos de hibridación con fotovoltaica, donde el almacenamiento de energía térmica en la termosolar actúa como batería para la fotovoltaica, ya sea en un parque solar híbrido, o como en Midelt-I en un híbrido real. . Además, la posibilidad de agregar almacenamiento a algunos de los CSP españoles originales sin él. Desde Aelius también estamos desarrollando soluciones para ello.

SK: Entonces, ¿qué recomiendas para que la termosolar se lleve a cabo en las próximas subastas españolas?



XL: En mi opinión, las subastas por tecnología son, con mucho, la mejor forma de lograr el PNIEC. Para poder cumplir con la meta de 5 GW, la primera herramienta que necesitamos es un texto en el nuevo Real Decreto (RD) para estipular el marco de la subasta, para labrar por tecnología – o por franjas horarias – como de 6 p.m. a 8 a.m. porque eso pondera correctamente la capacidad de envío de la energía almacenada.



SK: Y almacenamiento serio, no una mera hora más o menos.

XL: Absolutamente, CSP no se trata de eso. Desde el primer momento en que vi las reglas de la subasta portuguesa, estuve profundamente en desacuerdo con la gente que afirma que tal vez Portugal podría construir su primera CSP, de ninguna manera con una regla que solicitaba solo 1 hora de almacenamiento del 20 por ciento de la capacidad nominal de la planta, como 100 MW de PV con una batería de 20 MW / h.

Necesitamos comparar manzanas con manzanas. Empareje 150 MW de PV – o de CSP – con 10-12 horas de almacenamiento y verifique qué LCOE será menor. Otra de las cosas que debería tener el nuevo RD para permitir este tipo de precios más bajos de CSP en España, es permitir plantas de CSP de más de 50 MW, idealmente hasta 150 o 200 MW.

SK: ¿Qué configuraciones de almacenamiento deberían estar en el RD para bajar los precios de subasta? 



XL: Almacenamiento de energía térmica híbrida, como en Midelt, que se alimenta en parte de la CSP y en parte de la energía fotovoltaica o incluso eólica , este será un esquema totalmente híbrido, y sería más barato en más de un orden de magnitud que el equivalente en pilas.

Además, permita que el almacenamiento aproveche las plantas existentes, aprovechando el menor costo nivelado de los sistemas ya construidos, agregando el almacenamiento de energía térmica a algunos de los CSP originales que no lo tenían.

En ambos casos, el resto de la infraestructura para suministrar la electricidad (turbina y generador de vapor, transformador, línea de transmisión y subestación) ya está allí. Solo necesita agregar los tanques con los calentadores eléctricos y los intercambiadores de calor HTF o sales fundidas.

Si el PNIEC permite el almacenamiento de energía térmica híbrida CSP + PV a largo plazo, entonces veremos una nueva generación de plantas CSP en España, completamente despachables, y con precios más económicos que la electricidad generada con combustibles fósiles. Esto sería mucho más barato que el fotovoltaico equivalente con baterías para toda la noche al 100% de la potencia nominal.

SK: Hay un aumento reciente de nuevas empresas de CSP de países como China. ¿Qué efectos prevé con más licitaciones internacionales en las próximas subastas de España?



XL: La experiencia en MENA muestra que con la economía de escala y la entrada de nuevos jugadores, la reducción de precios en CSP fue impresionante. También estoy bastante seguro de que no solo los jugadores chinos sino también los de MENA participarán en las licitaciones, varios se acercaron a nosotros y estamos avanzando con algunos de ellos para ayudarlos a participar en esta subasta.

También estamos abiertos a ayudar a algunos desarrolladores españoles a compartir inversiones y riesgos con algunos actores extranjeros con los que estamos colaborando. De hecho, se podrían crear muy buenos consorcios hispano-chinos, trabajando para desarrolladores españoles o quizás también para desarrolladores extranjeros.

SK: ¿ Y está muerto el viejo FiT? 



XL: ¡ Olvídese del antiguo esquema de tarifas de alimentación! Los pagos se estructurarán de la misma forma que el resto de actores de las energías renovables venden electricidad.

Precios de la electricidad en España a las 11.30 horas, el 14 de septiembre desde la app ElectricityMap. IMAGEN @Correo electrónico de Xavier Lara

El LCOE al que me refería estaba en USD, por lo que para convertir a Euros se debe dividir el actual por 1,185, por lo que el LCOE de CSP esperado para 2020 está dentro de los parámetros del pool del mercado eléctrico español.

SK: En resumen, después de COVID-19, ¿tiene esperanzas para la CSP?

XL: ¡Sí! Mi predicción es que 2021 será el año del nuevo despegue de la tecnología CSP a nivel internacional, con muchos proyectos en desarrollo avanzado, en cuatro continentes, por lo que para mí hay “cielos despejados” por delante para la CSP.

, solarpaces.org

http://helioscsp.com/xavier-lara-on-how-spains-q4-auction-can-achieve-the-5-gw-of-concentrated-solar-power-it-wants/