Nos encontramos en pleno proceso de transición de nuestro
sistema energético desde la era fósil a la era renovable, y en este contexto,
la mayoría de las tecnologías renovables se encuentran recorriendo su curva de
aprendizaje, estando cada una de ellas en un punto distinto de su curva
correspondiente.
El hecho de que existe una evolución temporal dinámica por
la curva de aprendizaje a menudo se tiende a olvidar, confundiendo la situación
actual con una situación estática invariable a lo largo del tiempo (Figura-1).
En el sector energético hay mucha tendencia a olvidar de
dónde viene la situación actual a la hora de emitir juicios sobre cómo puede
desplegarse el futuro (y por tanto de planificar el sistema energético). Hay una
gran tendencia a creer que como están las cosas en el momento presente es de la
única forma de la que pueden estar y que no hay margen de evolución
significativa. Ya hemos asistido en varias ocasiones a ver cómo estos tópicos o
prejuicios se desmontan rápidamente al evolucionar las tecnologías por sus
curvas de aprendizaje:
·
Las
tecnologías convencionales olvidan fácilmente de dónde vienen y tachan de
inviables a las renovables por sus elevados costes o necesidad de apoyo, así
como por el bajo nivel de la demanda que cubren.
·
Incluso entre
las distintas tecnologías renovables en ocasiones se replica esta situación, y
asistimos a ver cómo unas tecnologías emiten este tipo de juicios sobre otras
tecnologías, a pesar de que hace pocos años la situación fuera radicalmente
inversa (caso CSP – PV)
Figura-1: Evolución dinámica de los costes de una tecnología
dada al avanzar por su curva de aprendizaje, en contraste con la percepción
estática en un instante dado.
Para incorporar esta situación dinámica en la planificación
energética se desarrollan escenarios de evolución a lo largo de las curvas de
aprendizaje, con el fin de incorporar el máximo conocimiento posible sobre la
probabilidad de cómo se puede desplegar el futuro de cara a enriquecer el
proceso de toma de decisiones actual, que sin duda conduciría a resultados
mucho más erróneos si las decisiones se tomaran exclusivamente en base a la
realidad estática actual.
El análisis basado en estos escenarios probables de cómo se
desarrollará el futuro arroja conclusiones muy interesantes y de gran peso
potencial sobre el proceso de toma de decisiones y planificación energética,
como el hecho de que en promedio a lo largo del periodo de transición, la
transición hacia un sistema energético eficiente y 100% renovable nos sale
considerablemente más barato que seguir con el sistema energético actual, o el
hecho de que cuanto más se acelere la transición del sistema energético durante
los primeros años, menor será el coste promedio en el periodo de transición
(ver estudio Energía 3.0 )
Sin embargo, la forma en que se puede desplegar el futuro no
es ni mucho menos única, y la velocidad de avance de las distintas tecnologías
por sus respectivas curvas de aprendizaje depende de muchos factores, de tal
forma que ninguna de ellas puede tomar por hecho que va a alcanzar su situación
de costes asintóticos potencial: Entre otras cosas dependerá de hasta qué punto
se le permita avanzar por la curva de aprendizaje en base al nicho de mercado
que le quede disponible en el mix energético que se acabe estableciendo.
Con todo, la mejor aproximación para gestionar el riesgo en
la toma de decisiones en base a esta incertidumbre de cómo se desarrollará el
futuro es mediante el desarrollo de escenarios probables con hipótesis y
metodologías homogéneas para las distintas tecnologías implicadas.
En el estudio Renovables 100% acometimos esta labor para las distintas tecnologías renovables (y también para
las tecnologías ‘convencionales’, que también se encuentran en una curva
dinámica de evolución de costes, pero en este caso es creciente…). A modo de
ejemplo, la Figura-2 reproduce la comparativa del LEC de la electricidad
producida con tecnología termosolar (CSP) y fotovoltaica (PV) al principio del
periodo temporal considerado en el escenario (año 2003) y al final del mismo
(año 2050). Como puede observarse, en estos escenarios desarrollados con
hipótesis homogéneas para las distintas tecnologías (entre otras que ninguna
tecnología veía diferencialmente restringido o retrasado su avance por la curva
de aprendizaje como motivo de elementos externos, como puede ser la disparidad
regulatoria, y análogamente que ninguna tecnología se vería sometida a
discontinuidades insostenibles del mercado que redujeran artificialmente su
coste), la CSP que en el año 2003 presentaba un coste de generación de la
electricidad inferior al de la PV mantenía un coste más favorable en el año
2050, si bien el escenario arrojaba para el año 2050 una considerable
uniformización de costes entre estas dos tecnologías.
Figura-2: Comparativa de los LEC de las tecnologías
termosolar y fotovoltaica en los escenarios desarrollados para el estudio
Renovables 100%
Pues bien, una de las cosas ‘divertidas’ de los escenarios,
es que al pasar el tiempo se puede comparar el desarrollo de la realidad con el
escenario realizado, lo cual, además de para regocijo o cabreo de quien
desarrolló los escenarios, puede servir para diagnosticar la presencia de
elementos que se han desviado de las hipótesis de partida y evaluar su impacto,
permitiendo en ocasiones identificar elementos críticos para desarrollar el
potencial de evolución.
La Figura-3 recoge la comparativa entre el escenario de
evolución de costes de la fotovoltaica (curva azul claro) desarrollado para el
estudio Renovables 100% y la evolución real que ha tenido la tecnología en estos años (cuadrados rojos
para instalaciones en tejado y triángulos verdes para grandes instalaciones de
suelo: Los puntos para los años 2015 y 2020 son proyecciones). Como puede
verse, la fotovoltaica se ha ajustado asombrosamente en su evolución de costes
al escenario desarrollado para el estudio Renovables 100% ,
si bien se aprecia una tendencia a costes algo inferiores a los del escenario
entorno al año 2010 y una tendencia (si damos credibilidad a las predicciones
para 2015 y 2020 que forman parte de las nubes de puntos ‘reales’) hacia una
asíntota de costes mayor de la pronosticada en el escenario del estudio
Renovables 100%. Este último hecho parece confirmarse cuando añadimos en la
misma figura los escenarios de evolución de costes de la fotovoltaica
desarrollados en 2012 para el ‘Renewable Energy Futures Study’ del NREL, que
claramente pronostican un coste asintótico superior al que incorporaba el
escenario del estudio Renovables 100%.
Hay otros aspectos que también cabe analizar, desde la
perspectiva de interpretar su repercusión el en desarrollo de la curva de
aprendizaje. Así, por ejemplo, podemos encontrarnos con discontinuidades
insostenibles de mercado, como puede ser el subsidio proporcionado por el
gobierno Chino a las fábricas de producción de módulos fotovoltaicos con la
finalidad de hundir el mercado para posteriormente poderse quedar con una mayor
cuota de él (ya hay fábricas Europeas que han cerrado por no poder competir en
estas condiciones), y que explica esa evolución de los precios por debajo del
escenario desarrollado para el informe Renovables 100% entorno al año 2010, así
como la percepción de que cuando esta discontinuidad pase, la tasa de reducción
de costes se va a ralentizar (insostenibilidad de la tendencia), pudiendo
incluso evolucionar hacia una asíntota de mayor coste tal y como apuntan los
recientes escenarios del NREL (lo cual tiene su lógica, pues el hundimiento del
mercado trae como consecuencia una reducción de los actores participando en la
oferta del mismo y por tanto del potencial de reducción de costes competitivo a
largo plazo, tanto por reducción de la oferta como por empobrecimiento de
contribuciones tecnológicas). Por otro lado están las posibles consideraciones
éticas de aprovecharse de esos costes artificialmente bajos de la fotovoltaica
durante la discontinuidad insostenible ocasionada por el intervencionismo del
gobierno Chino, sufragados por los impuestos recaudados al pueblo chino que no
anda precisamente sobrado…
Figura-3: Comparativa entre el avance real de la
fotovoltaica por su curva de aprendizaje con el escenario implementado en el
estudio Renovables 100% y con los recientes escenarios desarrollados en 2012
para el ‘Renewable Energy Futures Study’ del NREL
Y con la termosolar, ¿qué ha pasado?. La Figura-4 recoge a
la izquierda la evolución del LEC de la electricidad producida con centrales
termosolares a raíz del primer impulso comercial que recibió la tecnología con
el desarrollo de los 354 MWe de las plantas SEGS en California, mientras que a
la derecha de la figura mostramos el mapa de prestaciones en términos de LEC de
una tecnología termosolar (dada la gran diversidad tecnológica de la CSP los
mapas de prestaciones cambian de forma significativa entre distintas
tecnologías), con la estructura de costes de un proyecto actual, y en un buen
emplazamiento solar. Como podemos ver al comparar el valor mínimo del LEC que
nos puede ofrecer esta tecnología termosolar en la actualidad (el diseño óptimo
en términos de LEC) con los LEC que se proyectaban desde el desarrollo
comercial de las plantas SEGS en California, parece evidente que la tecnología
termosolar ha experimentado un retraso significativo en su avance por la curva
de aprendizaje. ¿Y qué es lo que ha habido desde el desarrollo comercial de las
SEGS en California y el año 2003 de elaboración de los escenarios, y la
actualidad? Pues básicamente la segunda etapa de desarrollo comercial de la
tecnología termosolar en España…
Figura-4: A la izquierda, evolución del LEC de la termosolar
en el pasado (primera etapa comercial de las SEGS en California), comparado con
el mapa de prestaciones en base a la estructura de costes de proyectos actuales
(a la derecha).
Esta situación la podemos explicar cualitativamente tal y
como muestra la Figura-5, en la que la curva de aprendizaje de la termosolar ha
sufrido un desplazamiento en el tiempo, de tal forma que de presentar una
situación favorable frente a la fotovoltaica en el año 2003, ha pasado a
presentar una situación desfavorable en el 2013. En el año 2050, incluso con el
desplazamiento temporal sufrido por la termosolar, si ésta consiguiera recorrer
su curva de aprendizaje todavía podría proporcionar costes favorables frente a
la fotovoltaica, pero como comentábamos anteriormente ninguna tecnología puede
tomar como garantizada la seguridad de que vaya a poder recorrer toda su curva
de aprendizaje, y cabe la posibilidad de que su nicho potencial de mercado se
vea reducido por el avance a mayor velocidad de otra tecnología por su curva de
aprendizaje. Evidentemente, la termosolar puede aportar muchos otros valores al
despliegue de un sistema basado en renovables (ya retomaré esto en otro post),
pero también el contexto energético general puede cambiar introduciendo otros
elementos que hagan que sus actuales valores diferenciales pierdan valor
relativo.
Figura-5: Desplazamiento en el tiempo de la curva de
aprendizaje de la CSP
¿Y qué puede haber detrás de este desplazamiento en el
tiempo de la curva de aprendizaje de la termosolar?
La tecnología ha evolucionado a lo largo de estos años,
incluso en el periodo que hubo desde la primera implementación comercial en
California (entre mediados y finales de los años 80) y la segunda oportunidad
de implementación comercial en España (del 2007 al 2012), y ha alcanzado
reducciones de costes significativas, si bien todavía le queda un importante
camino que recorrer como consecuencia de su elevada diversidad tecnológica, que
en efecto puede estar introduciendo un retraso temporal aunque a la larga
permita alcanzar un mayor potencial de reducción de costes.
Pero hasta la fecha, esta reducción en costes de los
componentes no se ha trasladado de forma efectiva sobre el coste final total de
las centrales, y en esto probablemente ha tenido bastante que ver por un lado
las limitaciones de la regulación establecida para potenciar la tecnología (en
este caso en España), los modelos de negocio de las empresas involucradas en el
despliegue comercial de la tecnología, y la inestabilidad regulatoria que ha
aportado grandes incertidumbres sobre los modelos de negocio de las empresas
involucradas, y por tanto una tendencia a ‘protegerse’ por lo que pueda venir.
Por lo que respecta al mecanismo de apoyo en España, las
Figuras-6 y 7 recogen el valor de las tarifas reguladas del régimen especial y
las primas equivalentes, en términos específicos (por kWh producido) y
absolutos de las distintas tecnologías renovables a lo largo de los últimos
años. En relación a estas figuras podemos extraer las siguientes conclusiones:
·
El inicio del
apoyo a la fotovoltaica llegó en España muchos años antes que el apoyo a la
termosolar.
·
La prima
equivalente específica que incluso ahora (y durante los próximos 25 años)
recibe la fotovoltaica es considerablemente más elevada que la que recibe la
termosolar.
·
En términos
de prima equivalente absoluta acumulada, la fotovoltaica ha recibido y recibirá
cantidades muy superiores a las de la termosolar, con la estabilidad que esto
proporciona de cara al establecimiento de los modelos de negocio y al acceso a
economías de escala.
Figura-6: Tarifas del Régimen Especial, y primas
equivalentes asociadas, en términos específicos, para las distintas tecnologías
renovables en España.
Figura-7: Tarifas del Régimen Especial, y primas
equivalentes asociadas, en términos absolutos, para las distintas tecnologías
renovables en España.
En base a estas observaciones, podemos concluir que el
mecanismo de apoyo al desarrollo comercial (avance por la curva de aprendizaje)
de la fotovoltaica en España ha sido mucho más efectivo que el de apoyo a la
termosolar, si bien no podemos obviar el hecho de que esta mayor efectividad en
impulsar la tecnología por la curva de aprendizaje se ha hecho en base a una
significativa ineficiencia económica en el uso de los recursos, más si cabe por
el hecho de que el impulso al avance de la fotovoltaica al recorrer la curva de
aprendizaje ya se estaba y se sigue haciendo simultáneamente en otros países,
mientras el de la termosolar dependía totalmente de España hasta hace bien
poco. De hecho, no deja de resultar anecdótico el que encontrándose en la
actualidad la fotovoltaica en una situación de costes más favorable que la
termosolar (por el desplazamiento en el tiempo de la curva de aprendizaje de la
termosolar), durante los siguientes 25 años vayamos a pagar por cada kWh
fotovoltaico inyectado en la red una cantidad significativamente superior a lo
que vamos a pagar por cada kWh termosolar. En definitiva, la planificación del
marco regulatorio de apoyo al avance de las renovables por su curva de
aprendizaje en España probablemente no ha sido el más adecuado.
Digamos que la termosolar (cuyo recurso energético es la
radiación normal directa que en Europa tan sólo se encuentra en cantidad
suficiente en los países del sur), ha tenido la mala suerte de depender de
España (por la inestabilidad y eficacia del entorno regulatorio) para su avance por la curva de aprendizaje,
mientras que la fotovoltaica (cuyo recurso energético es la radiación total,
disponible también en los países del norte de Europa) además de las ventajas
comparativas con las que ha contado en el marco regulatorio Español, ha podido
acceder a muchos otros entornos regulatorios de apoyo al avance por la curva de
aprendizaje, que además han demostrado ser más estables que el Español, y se ha
visto por otro lado beneficiada por su mayor capacidad de acceder a la
modularidad (que la picaresca Española ha utilizado para ‘colar’ grandes
instalaciones con la tarifa más elevada de pequeñas instalaciones). La
termosolar también podría acceder a la modularidad (especialmente a nivel de
inversión distribuida, si bien también dispone de opciones tecnológicas de
pequeño tamaño), pero hasta la fecha, a diferencia de la fotovoltaica, no ha
desarrollado esta capacidad de forma significativa.
Actualmente existen en el planeta varios focos activos de
potencial desarrollo de la termosolar, con mecanismos de apoyo distintos al
empleado en España, y dónde por ejemplo en el caso de las ofertas competitivas
dónde se puede poner en valor la capacidad de ajustar costes en el diseño y
construcción de las centrales, ya estamos asistiendo a ofertas que van
significativamente por debajo de la tónica imperante hasta la fecha,
proporcionado indicios de materializar el avance por la curva de aprendizaje.
Pero la incertidumbre regulatoria en la mayoría de estos mercados todavía
persiste, por lo que no está claro que consigan acompañar a la termosolar por
su curva de aprendizaje proporcionando la estabilidad necesaria para que
lleguemos a beneficiarnos de su potencial estructura de costes asintóticos.
Y no nos engañemos, aunque a menudo planteemos la
complementariedad entre las distintas tecnologías renovables (y en concreto
entre CSP y PV) para configurar un mix energético basado en renovables, este
aspecto, aun siendo cierto, no puede compensar el impacto de importantes
desequilibrios en el apoyo al avance por las curvas de aprendizaje de las
distintas tecnologías, por lo que la capacidad de acceder a los beneficios de
alcanzar el coste potencial asintótico en todas ellas (y por tanto en el
conjunto del sistema energético) puede verse seriamente comprometido, más
cuando el contexto general del conjunto del sistema energético puede sufrir
importantes modificaciones en el futuro cercano, con el riesgo de que algunas
tecnologías se queden permanentemente a medio camino en el recorrido por su
curva de aprendizaje.
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