El rol y los desafíos de la CSP (centrales termosolares) para contribuir a la transición del sistema energético

 

Note for English readers: In this link , the conceptual content of the presentation I gave in CSP-Today South Africa (Pretoria 2/2013) ‘CSP as a cornerstone for renewable energy systems: A development opportunity window with expiration date’, dealing with the same subject from this post about the role of CSP in the development of renewable energy systems, can be downloaded. The file to download from the link above is ‘CSP_today_SF_2013_XGC_5.pdf’, which may be found at the bottom of the web site.

La CSP, por sus características únicas respecto a otras tecnologías renovables, puede desempeñar un papel muy relevante en la transición del sistema energético hacia la sostenibilidad, especialmente en países con DNI (irradiación normal directa) suficientemente elevada como es España (con el desarrollo de superredes países sin recurso elevado de DNI también podrían beneficiarse de esta tecnología para su transición). Sin embargo, no hay ninguna garantía de que este ‘puede’ llegue a cristalizarse, existiendo múltiples opciones de la trayectoria a seguir en este proceso de transición. De hecho, la CSP cuenta con una ventana de oportunidad con fecha de caducidad para cristalizar su potencial contribución a la transición y al mix energético del futuro, y de no aprovecharla, su nicho de mercado (o participación potencial en mix generación futuro) y su contribución a la transición energética pueden verse fuertemente limitados. Si esto sucediese, las repercusiones para el conjunto de la sociedad podrían tener un impacto significativo: retraso de la transición y mix energético final alejado del óptimo técnico-económico para las condiciones de tecnologías maduras (zona asintótica de curva de aprendizaje), lo cual implica un mayor coste de la energía.

En efecto, en el contexto de un sistema energético basado en renovables, las distintas tecnologías pueden ocupar diversos nichos y porciones de mercado, dependiendo de distintos factores:

·         Sus características tecnológicas

·         Sus estructuras de costes y la evolución de los mismos durante la transición

·         La evolución del sistema energético, y especialmente de la integración y despliegue de inteligencia

·         La evolución de las otras tecnologías que pueden contribuir a configurar el mix de transición y final

Dado que cada uno de estos factores está sujeto a diversas condiciones de contorno que pueden llevar a evoluciones muy distintas, ninguna tecnología tiene garantizada una contribución fija en mix del futuro ni en el proceso de transición.

En este contexto, el desarrollo de escenarios sirve para ver posibles formas en que se puede desplegar el futuro según distintas hipótesis de evolución de estas condiciones de contorno.

En los estudios Renovables100%  y Energía 3.0 , partiendo de una serie de hipótesis entre las que figuraba que todas las tecnologías renovables avanzaran homogéneamente por su curva de aprendizaje, se desarrollaron, optimizaron y analizaron diversos mix de generación para la cobertura de la demanda (demanda eléctrica en Renovables100% y demanda final total en Energía 3.0) con sistemas basados al 100% en energías renovables, así como para los procesos de transición. En todos estos casos, la contribución de la CSP en estos mix era muy relevante, tal y como se puede apreciar en la Figura-1, tanto para el caso de considerar la cobertura de la demanda eléctrica de un sistema energético tendencial (parte superior de la figura, correspondiente al estudio Renovables 100%), como para el caso de considerar la cobertura de la demanda total de energía en un sistema energético integrado con despliegue de eficiencia e inteligencia (parte inferior de la figura, correspondiente al estudio Energía 3.0).

 

Figura-1: Gran relevancia de la CSP en los mix 100% renovables para la cobertura de la demanda eléctrica tendencial (parte superior de la figura correspondiente al informe Renovables 100%) y la cobertura de la demanda total de energía final en un sistema energético con despliegue de eficiencia e inteligencia (parte inferior de la figura correspondiente al informe Energía 3.0). Debido al elevado factor de capacidad de las centrales termosolares consideradas en estos estudios (múltiplo solar de 3 y 15 h de capacidad de almacenamiento), la contribución de la CSP a la cobertura de la demanda en términos energéticos es considerablemente superior a su contribución en términos de potencia instalada (tal y como se puede apreciar en la parte inferior de la figura).

Sin embargo, no debe perderse de vista que esto constituye tan solo una de las posibilidades en que puede llegar a desplegarse la realidad en base a las hipótesis supuestas. Modificaciones de las condiciones de contorno, y especialmente de la estructura de costes en la etapa inicial de transición, dónde en ausencia de planificación adecuada las bajas penetraciones no requieren de estas características diferenciales de la CSP, pueden conducir a otros estados finales.

Y en efecto, la realidad para la CSP no se está desplegando por esta trayectoria, siendo su contribución mucho más marginal, tanto en términos de la potencia actualmente instalada, como en términos de la planificación (que impacta directamente sobre la potencia instalada en el futuro). En este contexto resulta conveniente hacer un análisis de perspectiva y prospectiva para entender qué es lo que está pasando y qué posibilidades de evolución futura quedan todavía abiertas.

Un factor importante para determinar el lugar que finalmente acabará ocupando una tecnología dada, tanto en el proceso de transición como en el mix final, es el cómo evolucione a lo largo de su curva de aprendizaje. Pero esta evolución depende de muchos factores:

·         Acierto del apoyo político y regulatorio

·         Resultante de la combinación de presiones de los distintos lobbies

·         Confianza que consiguen transmitir las primeras instalaciones a los distintos actores involucrados (inversores, prestamistas, políticos, sociedad,…)

·         Contexto y planificación del sistema energético (en particular la evolución  de la penetración de las tecnologías renovables en la cobertura de la demanda)

En el post de este blog ‘Costes de las tecnologíassolares para generación de electricidad: Termosolar (CSP) versus fotovoltaica(PV)’ se analiza con detalle la evolución de las tecnologías PV (fotovoltaica) y CSP por sus respectivas curvas de aprendizaje en el periodo que va desde cuando se desarrollaron los escenarios en los que se basan los estudios Renovables100% y Energía 3.0 hasta la actualidad, mostrando cómo la PV se ha acercado mucho a estos escenarios en su avance por la curva de aprendizaje, mientras que la CSP no ha sido capaz de seguir esta evolución, experimentando de hecho un retroceso (por lo que a costes se refiere) respecto al punto de partida, que en la práctica se puede interpretar como una traslación de la curva de aprendizaje. De esta forma, en el momento actual se han invertido las tornas entre la PV y la CSP por lo que a costes se refiere respecto a la situación existente en 2003 cuando se prepararon los escenarios en los que se basaron los estudios Renovables100% y Energía 3.0. Esto no implica que las otras ventajas de CSP hayan desaparecido (gestionabilidad, flexibilidad, capacidad de regulación sistema gran penetración renovable…), pero sí que conlleva una modificación significativa de la condición de contorno de costes que impacta significativamente el despliegue de las tecnologías en las primeras fases del proceso de transición, cuando las penetraciones son bajas y con ello la necesidad de esos servicios adicionales que proporciona la CSP pasa fácilmente desapercibida.

Este hecho conduce a que en estudios basados en escenarios más recientes (‘SunShot vision study (2/2012)’ de US DOE , o el ‘RenewableElectricity futures study’ (12/2012) del NREL, claramente se concluya que la CSP sin TES (capacidad de acumulación) no tiene contribución relevante en el desarrollo de sistemas renovables, y la CSP con TES tan solo empieza a entrar en los mix optimizados cuando la penetración renovable crece lo suficiente como para que sus servicios adicionales sean relevantes y aporten un valor significativo al sistema.

En el estudio ‘An Analysis of Concentrating SolarPower with Thermal Energy Storage in a California 33% Renewable Scenario’ (NREL, 3/2013), con una penetración de las renovables (33% en el sistema eléctrico) todavía limitada pero que ya empieza a ser relevante, se concluye que en estas condiciones la CSP ya aporta más valor operando en modo de suministrar servicios complementarios al sistema, que en modo de maximizar los ingresos por generación (modo actual de operación de las centrales CSP en todo el mundo), poniendo así de relieve las características especiales de la CSP y su mayor valor para el sistema eléctrico. La cuantificación del valor para el sistema eléctrico que hace esta referencia va de los 9.53 c$/kWh para la PV hasta 13.53 c$/kWh para la CSP con TES (el valor considerado en este estudio incluye combustible, O&M, emisiones y capacidad, en el contexto de un sistema energético no integrado).

Análisis como el anterior, incluso con una internalización parcial del valor de la contribución renovable (para una discusión detallada del valor de las renovables ver posts de este blog ‘El valor de las renovables’  y ‘Valor y coste de las energías renovables: Trascendiendo los números para vislumbrar el resto de la foto’ ), cuantifican las ventajas diferenciales de la CSP en la actualidad. Pero la CSP no puede dormirse en poner en valor estas ventajas diferenciales para materializar su avance por la curva de aprendizaje, pues estas ventajas no van a permanecer indefinidamente, y tendencias ya en marcha, como el desarrollo de capacidad de almacenamiento a precios razonables para otras tecnologías (como la PV o la eólica), o la integración del sistema energético y despliegue de inteligencia por el mismo que permita al sistema eléctrico aprovechar la capacidad de acumulación disponible en otros subsectores energéticos (transporte, edificación,…), claramente van a compensar y anular las ventajas diferenciales de la CSP si ésta no ha sido capaz de avanzar por su curva de aprendizaje suficientemente como para que sus ventajas diferenciales sigan proporcionando un valor neto frente a las otras opciones tecnológicas.

Otro factor relevante para entender la evolución de la CSP hasta la fecha es su elevada diversidad, tanto en cuanto a tecnologías como en cuanto a opciones de diseño.

Por lo que respecta a las tecnologías, la tecnología CSP cuenta con muy diversas opciones tecnológicas: cilindroparabólicos, receptor central de torre, concentradores Fresnel lineales, discos parabólicos... Es más, dentro de cada una de estas categorías principales  nos encontramos a su vez con un amplio abanico de opciones tecnológicas: receptores exteriores de sales fundidas, receptores con generación directa de vapor (exteriores o de cavidad), receptores volumétricos de aire (abiertos o cerrados), receptores de partículas, sistemas multitorre, centrales con ciclo de turbina de vapor, centrales con ciclo de turbina de gas o con ciclo combinado,… para el caso de la tecnología de receptor central de torre: Una auténtica pesadilla para los promotores independientes que quieran promocionar una planta CSP. De hecho, el parque CSP actual está dominado por plantas promovidas por fabricantes de componentes tecnológicos y suministradores de sistemas, que básicamente buscan con la promoción de estas plantas el colocar su tecnología en el mercado.

Pero incluso más allí de la gran diversidad de tecnologías, dentro de una tecnología CSP dada, existe a su vez una gran diversidad de diseños, lo cual proporciona margen para la optimización (o para el error…) al optimizar el diseño de una central CSP para unas condiciones de contorno dadas. La Figura-2 nos presenta este hecho, mostrando para dos tecnologías CSP distintas los mapas de prestaciones nominales de sus distintos diseños en términos del coste normalizado de la electricidad generada bajo una determinada estrategia de operación. Como podemos ver, para cada una de las dos tecnologías, existen infinitos diseños (caracterizados en este caso en función de su múltiplo solar SM y su capacidad de acumulación TES), cada uno proporcionado distinto LEC, pero permitiendo acomodar distintas condiciones de contorno u optimizar otras funciones objetivo, y los mapas de prestaciones difieren entre ambas tecnologías. Es más, los mapas de prestaciones mostrados en la Figura-2 corresponden a una determinada estrategia de operación, pero también en esto, en virtud de su flexibilidad, las centrales CSP añaden una dimensión adicional de diversidad al poder implementar distintas estrategias de operación, cada una de ellas con un mapa de prestaciones nominales distinto…

 

Figura-2: Diversidad tecnológica y de diseño de las centrales CSP. La figura muestra los mapas de prestaciones de dos tecnologías distintas emplazadas en Sudáfrica.

Esta gran diversidad de las centrales termosolares sin duda tiene sus ventajas, pero también sus inconvenientes…

·         Ventajas:

o    Capacidad de optimizar los diseños para distintas aplicaciones o nichos de mercado

o    Mayor potencial de localización

o    Mayor potencial de alcanzar un valor más bajo de los costes asintóticos al recorrer la curva de aprendizaje

o    Opciones de gestionabilidad y flexibilidad de operación

·         Desventajas:

o    Una evolución más lenta a lo largo de la curva de aprendizaje

o    Generación de incertidumbre y confusión en algunos de los actores involucrados en el desarrollo de la tecnología

o    Mayor complejidad en el diseño y elección tecnológica, haciendo que la opción más adecuada dependa del contexto e instante de tiempo

En el largo plazo, si la tecnología tiene opción de avanzar por la curva de aprendizaje, la gran diversidad de la CSP sin duda será un valor añadido de esta tecnología, pues existirá un diseño/tecnología óptimo para cada nicho de mercado. Pero en el corto plazo, esta elevada diversidad está siendo un inconveniente que ha contribuido a que la CSP resulte hoy por hoy poco competitiva respecto a otras tecnologías renovables.

De hecho, en la actualidad, como consecuencia de esta gran diversidad tecnológica y de opciones de diseño, junto con la gran cantidad de actores involucrados en el desarrollo de una central CSP, hay un elevado requerimiento de integración y asesoría independiente que no siempre se incorpora adecuadamente en el desarrollo de los proyectos, proporcionando un amplio margen para desviaciones importantes de las condiciones óptimas para cada aplicación CSP, lo cual a su vez añade adicionales retrasos al avance de la tecnología por su curva de aprendizaje (Figura-3).
 

Figura-3: Requerimientos de integración y asesoría independiente para la definición de la tecnología y configuración óptimas para cada aplicación CSP.

Una de las principales características diferenciales de la CSP frente a otras tecnologías renovables (al menos en la actualidad) es su disponibilidad de mecanismos de flexibilidad, que fundamentalmente se materializan en su gestionabilidad, y que permiten a la CSP ofrecer valor al sistema energético tanto en términos de energía y de capacidad como al proporcionar al sistema servicios de regulación (entre los que se incluye su capacidad de dar soporte a la integración de otras tecnologías renovables). Las principales estrategias de diseño que proporcionan a la CSP esta flexibilidad y gestionabilidad son:

·         Almacenamiento térmico (TES) a costes relativamente bajos (con diseños de elevado múltiplo solar) para proporcionar plantas CSP con elevado factor de capacidad y flexibilidad de operación. La Figura-4 muestra cómo, empleando la tecnología CSP adecuada, los diseños óptimos en términos de minimizar el LEC proporcionan a su vez una elevada flexibilidad gracias a su elevado factor de capacidad.

·         Hibridación, bien con biomasa (renovable) o con combustibles fósiles (no renovable), para optimizar a nivel de planta la integración del sistema eléctrico (notar que una central sólo solar conectada a un sistema eléctrico con plantas fósiles, ya conduce a un sistema eléctrico híbrido), permitiendo usar un mismo bloque de potencia para distintas fuentes de energía primaria.

La hibridación, presenta sin embargo limitaciones en términos de energía (si bien no en términos de potencia, que son los más relevantes para la regulación de un sistema con elevada penetración renovable). En efecto:

·         Para el caso de la biomasa, la limitación en términos energéticos está principalmente asociada a la escasez de la biomasa en emplazamientos con elevado potencial para la CSP (si bien existen emplazamientos límite en las fronteras de las regiones con buen emplazamiento solar y de biomasa), así como en los muchos usos y elevada demanda potencial de la biomasa en un contexto de un sistema energético basado en energías renovables. Sin embargo, esta limitación en términos energéticos no excluye la posibilidad de emplear la hibridación con biomasa en términos de potencia, para proporcionar una elevada capacidad de regulación con un bajo consumo de biomasa. O incluso de apoyarse en esta hibridación para acompañar el proceso de transición, con un periodo limitado en el que se haga uso de ese recurso de biomasa para alimentar el sistema eléctrico (ver como ejemplo la Figura-5 desarrollada para un escenario de transición en el sistema eléctrico Español).

·         Para el caso de los combustibles fósiles, las limitaciones en términos de energía están asociadas a los siguientes factores:

o    Sostenibilidad: Uno de los objetivos de la transición del sistema energético es dejar de quemar combustibles fósiles.

o    Rendimiento de conversión: Tiene poca justificación quemar combustibles fósiles en una central termosolar a un rendimiento inferior al que puede proporcionar una central térmica optimizada para ese combustible fósil, pues ello conduciría a aumentar las emisiones por unidad de energía eléctrica producida, y como indicábamos antes, una central sólo solar vertiendo su electricidad a un sistema con centrales solares constituye ya de por sí un componente de un sistema eléctrico híbrido, siendo preciso acometer la optimización del conjunto y no de cada una de sus partes por separado.

o    La ‘solarización’ del parque de centrales de combustible fósil puede constituir una estrategia adecuada en algunas situaciones, pero su carácter es estrictamente transitorio siempre y cuando permita acelerar la transición del conjunto del sistema energético.

Figura-4: Mecanismos de flexibilidad disponibles dentro de los grados de diseño de las centrales CSP.

 

Figura-5: Hibridación temporal de centrales CSP con biomasa para acelerar la transición a un sistema eléctrico 100% renovable en España. Escenario desarrollado para el estudio ‘Un nuevo modelo energético para España publicado por la Fundación Ideas el 5/2009.

 

Pero no hay que perder de vista que nos hallamos inmersos en un proceso dinámico de cambio, en el cual el sistema energético evolucionará de su situación actual (no integrado y gobernado por la oferta), hacia la integración y la incorporación de inteligencia, llegando eventualmente a ser un sistema fundamentalmente gobernado por la demanda. Y en este contexto futuro, la característica diferencial de la CSP por lo que respecta a la flexibilidad pierde relevancia, pues la demanda es una gran fuente de flexibilidad. En las Figuras 5 y 6 se presenta la estructura de los mecanismos de flexibilidad para el sistema energético Español, integrado y 100% renovable (del estudio Energía 3.0), para los casos de que el sistema esté gobernado por la oferta (Figura-6) o gobernado por la demanda (Figura-7). Como podemos apreciar, tanto la integración del sistema energético como la incorporación de la participación activa de la demanda en su operación, desplazan los mecanismos de flexibilidad que en el caso de sistemas energéticos no integrados y gobernados por la oferta constituyen el mayor valor diferencial de la CSP frente a otras tecnologías renovables. Para una discusión más detallada de la transición del sistema energético, ver en este blog el post ‘Ya toca 'darle la vuelta' a los sistemas energético, económico y político’

Figura-6: Elementos de flexibilidad en un sistema energético 100% renovable para España, gobernado por la oferta (estudio Energía3.0).

Figura-7: Elementos de flexibilidad en un sistema energético 100% renovable para España, gobernado por la demanda (estudio Energía 3.0).

Por tanto, la CSP cuenta con una ventana de oportunidad con fecha de caducidad: O bien consigue avanzar por su curva aprendizaje al poner en valor sus características diferenciales en los sistemas gobernados por la oferta, recuperando unos costes de la energía que estén más cercanos a los de otras tecnologías renovables, o de lo contrario su nicho de mercado (o participación potencial en mix generación futuro), así como su contribución a la transición energética se pueden ver fuertemente limitadas.

La gestionabilidad que ofrece la CSP con TES siempre será una característica importante para la operación del sistema al alcanzar elevadas penetraciones renovables. Pero dada la situación actualmente desfavorable de la CSP respecto a otras tecnologías renovables por lo que respecta a costes de la energía, su materialización requiere de una planificación adecuada que ponga en valor esta característica durante las primeras fases de despliegue de los sistemas renovables (en las cuales la penetración renovables es baja y esta característica diferencial pasa desapercibida). Es más, esta ventaja diferencial de la CSP va a quedar diluida a medida que pase el tiempo y se vayan desplegando la integración, la inteligencia y la participación de la demanda, o incluso a medida que otras tecnologías renovables vayan desarrollando capacidad de acumulación a menores costes.

Otro aspecto en el que la CSP lleva retraso frente a otras tecnologías renovables (especialmente frente a la PV) es el poder desarrollar aproximaciones distribuidas para su despliegue, lo cual, en gran medida está directamente relacionado a la sensación de ‘cercanía’ que la sociedad tiene con la tecnología. Si bien hay otras tecnologías renovables intrínsecamente más modulares tecnológicamente que la CSP (aunque en la actualidad no faltan propuestas de modularidad tecnológica para la CSP) y que han alcanzado un arraigo mucho más fuerte en la sociedad, realmente lo que tiene que estar distribuido es la gobernabilidad e incluso la propiedad, más que físicamente los equipos, pues físicamente puede haber elementos de eficiencia asociados a la centralización, que en la PV ya se notan, pero en la CSP mucho más. El desafío en esta dimensión es por tanto el buscar mecanismos de agregación que permitan descentralizar la propiedad de las centrales CSP y acercarlas a la sociedad, aspecto en el cual la CSP ha avanzado muy poco.

Entonces, como sociedad, ¿no perdemos nada si la CSP no es capaz de aprovechar su ventana de oportunidad y se queda finalmente desplazada a una contribución marginal tanto en el proceso de transición como en el mix energético del futuro?

Para el proceso de transición, mientras seguimos inmersos en sistemas energéticos no integrados y gobernados por la oferta, la CSP puede marcar una clara diferencia entre viabilizar desde ya los sistemas basados en renovables, actuando por tanto como una facilitadora (más que competidora) de otras tecnologías renovables.

La opción de prescindir de los aspectos diferenciales de la CSP, traería como consecuencia el retrasar la evolución hacia sistemas de gran penetración renovable hasta que ya estuviera desplegada la inteligencia y desarrollado el potencial de participación de la demanda, y nos conduciría a una situación final de mayor coste total de la energía al haber desaprovechado una tecnología con potencial de bajo coste asintótico en la curva de aprendizaje, y al vernos forzados a resolver por medios menos eficientes los requerimientos de flexibilidad una vez que la penetración renovable creciera sin disponer de las aportaciones de la CSP.

Y es preciso tener presente el hecho de que no tan solo es relevante el completar la transición, sino que la trayectoria seguida para llevar a cabo la transición del sistema energético tiene un gran impacto sobre las repercusiones finales, tanto en términos de los costes asociados a este proceso de transición, como en términos de los impactos correspondientes. En el post de este blog titulado ‘Trayectorias de transición del sistema energético hacia la sostenibilidad: Sus implicaciones y por dónde vamos’  ya discutimos estos aspectos relacionados con la relevancia de la trayectoria del sistema energético hacia la sostenibilidad, apoyándonos en tres trayectorias de transición analizadas en el informe Energía 3.0 para completar la transición en el año 2050 en la España peninsular: Transición responsable, transición lineal, y transición retardada. En el caso de no contar con la CSP para desarrollar este proceso de transición, a los impactos asociados a una transición retardada como la ilustrada por ese escenario del informe Energía 3.0, habría que añadirle los correspondientes a tardar más tiempo en completar la transición (pues esta no se podría completar en el año 2050).

En las Figuras 8, 9, 10 y 11 recordamos y ampliamos las implicaciones de estas trayectorias de transición del informe Energía 3.0, en términos de porcentaje de renovables en el sistema eléctrico, porcentaje de renovables en el sistema energético total, emisiones de CO₂ y costes de la energía.

Figura-8: Porcentaje de electricidad de origen renovable en el sistema eléctrico para los tres escenarios de transición analizados en el informe Energía 3.0 (los tres escenarios de transición completan el proceso en el año 2050)

Figura-9: Porcentaje de electricidad de origen renovable en el sistema energético total para los tres escenarios de transición analizados en el informe Energía 3.0 (los tres escenarios de transición completan el proceso en el año 2050)

Figura-10: Emisiones de CO₂ del sistema energético para los tres escenarios de transición analizados en el informe Energía 3.0 (los tres escenarios de transición completan el proceso en el año 2050)

Figura-11: Coste de la energía para los tres escenarios de transición analizados en el informe Energía 3.0 (los tres escenarios de transición completan el proceso en el año 2050)

Los gestores políticos Epañoles como lacra a la transición hacia la sostenibilidad

Artículo de hoy en El País: 'Industria siembra “incertidumbre” en la producción de energía verde'

Y parece que nunca llega la gota que colma el vaso... ¿hasta cuando va a tolerar desde la sociedad esta incompetencia extrema en los gestores políticos de este país?, ¿necesitamos todavía una intensificación de la crisis estructural más allí de la actual para despertar como sociedad y tomar las riendas de la gestión del país y del planeta? Porque si este es el caso, si necesitamos caer más hondo para empezar a despertar y articular inteligencia en el sistema social, no debemos descartar la opción del colapso total (que es lo que habitualmente sucede cuando se cae demasiado hondo), y la incertidumbre de que lo que se reconstruya a posteriori sea mejor, pues evidentemente no se mostraron señales de haber aprendido la lección antes de colapsar.

Es cierto que el sistema de primas a las renovables, y especialmente para algunas tecnologías como la FV, tenía importantes errores. No tanto por el valor inicial de las primas (porque por aquel entonces el coste de una instalación podía rondar los 7 €/Wp (más del doble de lo actual), sino por el desacoplamiento del sistema de incentivos con la evolución de la tecnología por su curva de aprendizaje y reducción de costes, que además en la fotovoltaica se ha visto alterada por discontinuidades causadas por prácticas ilícitas de mercado (como las del gobierno Chino encaminadas a romper el mercado para absorberlo).

Pero estos problemas del sistema de apoyo a las renovables tienen su origen en los que lo planificaron incorrectamente (los gestores políticos), y no en aquellos pequeños inversores que asumieron el riesgo para acelerar la transición del sistema energético, en lo que constituía un paso histórico en la implicación de la sociedad con el proceso de transición energética.

Y sí, el riesgo lo absorbieron esos pequeños inversores que asumieron la inversión de esas instalaciones fotovoltaicas a preciso mucho más elevados de los actuales, contribuyendo así a que la tecnología avanzara por la curva de aprendizaje y a que hoy podamos disponer de una tecnología fotovoltaica mucho más barata. Y ese riesgo consiste en que para recuperar la inversión que hicieron, con una rentabilidad que justificara que invirtieran en ese momento, necesitaban estar cobrando las primas durante 25 años, algo que como se ha visto, en España es un riesgo inasumible por la existencia de una clase política inepta con incapacidad de mantener compromisos tan serios
como estos que condicionan una inversión, no ya de grandes grupos inversores, sino de ciudadan@s de a pié.

Es cierto que por aquel entonces, cuando la inversión en las instalaciones fotovoltaicas estaba entre 7-6 €/Wp, había muchos espabilados sueltos por ahí, manifestación directa de una regulación de apoyo a las renovables mal planificada. Todavía recuerdo cómo por aquellos tiempos, allí por el año 2007, me crucé con algunos instaladores que por realizar las conexiones de una instalación doméstica ya montada y cableada (toda la inversión ya realizada), tirar la línea de evacuación por un
tubo enterrado ya disponible y emitir el boletín del instalador pretendían cobrar 2 €/Wp, prácticamente lo que cuesta hoy una instalación fotovoltaica completa (incluyendo toda la inversión)!
Pero todos estos son problemas originados por los que hicieron mal su trabajo al establecer y gestionar la regulación (es decir, los gestores políticos), y no la de esos pioneros que asumieron con sus recursos económicos personales, un papel activo en la transición del sistema energético.

Es decir, evidentemente existió especulación relacionada con el despliegue de las renovables en nuestro país (aunque hay que ser muy cauto en no extrapolar esta conclusión al conjunto de tecnologías renovables, pues algunas de ellas dispusieron de un contexto propicio a la especulación mucho más potente y dilatado en el tiempo que otras). Pero a los que se les está haciendo pagar ese proceso especulativo no son ni los especuladores ni los que propiciaron el contexto especulativo.
Si se quiere afrontar retroactivamente el impacto de ese contexto especulativo, lo primero y fundamental es realizar un diagnóstico correcto para identificar los responsables contra los que hay que actuar. Y estos responsables ciertamente no son ni mucho menos contra los que están actuando los gestores políticos de nuestro país, es decir, los inversores que apostaron por estas tecnologías.

En efecto, para estos inversores las condiciones eran meridianamente claras: un coste en
el mercado de las tecnologías y una retribución por la generación fijada por los gestores políticos para los siguientes 25 años, y entre medias unos riesgos a asumir por ellos (insisto una vez más que los riesgos se los tragan por completo los inversores, y eso tiene su coste que hay que retribuir) de lo que pudiera pasar durante esos 25 años: modificaciones climáticas, catástrofes naturales o artificiales, degradación de la tecnología...y uno con el que nadie contó porque era inverosímil antes de que España sentase el precedente: Unos gestores políticos impresentables que retroactivamente podían cambiar las reglas de juego a medio camino.

Con estas condiciones de contorno tan claras, no hay margen alguno para la especulación por parte del inversor. El inversor simplemente echaba sus números (que el gestor político también podía echar si tuviera una mínima capacitación para desempeñar su cargo), y decidía si asumía los riesgos con la rentabilidad obtenida. A esto se le añadía en su momento una componente de buen quehacer por estar echando una mano a la transición del sistema energético hacia la sostenibilidad.

Por tanto si algo fue mal, el inversor, y especialmente los pequeños inversores, no son a los que hay que pedir responsabilidades y castigar, como están haciendo los gestores políticos de nuestro país. Si van contra ellos, es simplemente porque dada la incompetencia extrema de estos gestores políticos, el inversor es simplemente la presa más fácil que pueden encontrar.

Pero entonces, si se quiere cargar contra alguien para enmendar las consecuencias de ese proceso especulativo, ¿contra quien habría que ir?

Pues evidentemente, los primeros responsables son los gestores políticos que establecieron un contexto regulatorio que favorecía la especulación y que luego fueron incapaces de redirigir el contexto regulatorio en tiempo real para minimizar el impacto de la especulación sin perjudicar a los actores que no estaban involucrados en esos procesos especulativos. Pero lamentablemente, un signo más de la inmadurez de nuestro sistema político es la ausencia absoluta de exigencias de responsabilidades retroactiva a esos responsables políticos y a sus correspondientes partidos.

Y en segunda instancia, están los actores directos que especularon aprovechándose de la existencia de un contexto regulatorio deficitario: fabricantes de equipos, vendedores de equipos, proveedores de servicios,... Pero no en 'genérico' sino que habría que evaluar quienes de ellos estuvieron incrementando artificialmente los precios de los productos o servicios que ofrecían para especular en base al contexto regulatorio deficitario. Sin embargo, medir este grado de responsabilidad especulativa es complejo, e intentar de forma retroactiva pedir responsabilidades por eso también.
Y en última instancia, en un mercado libre es difícil exigir responsabilidades incluso a estos colectivos (fabricantes, vendedores, proveedores de servicios) que básicamente estructuraron su negocio totalmente dentro de la legalidad y en base a las condiciones de contorno existentes (entre otras esa regulación defectuosa de la que no son responsables).

Así que los gestores políticos, en un acto de cobardía extrema, se vuelven hacia la presa fácil.

Y la verdad es que es alucinante la escasa memoria histórica que tenemos, lo cual probablemente explica también que sigamos tolerando esta incompetencia política después de tanto tiempo. Hoy, con los precios de la fotovoltaica en el orden de menos de la mitad de lo que eran en el 2006, miramos (en parte por influencia de la desinformación a la que intenta someternos la clase política, pero también en parte por mérito propio de la sociedad) a los que hicieron la inversión en fotovoltaica en el pasado como unos aprovechados porque están recibiendo unas primas muy altas en comparación a las que hacen falta hoy (esto es con los precios de la fotovoltaica hoy) para tener una rentabilidad razonable, obviando el hecho contundente de que los primeros inversores en fotovoltaica en nuestro país no pagaron el precio actual de la fotovoltaica, sino bastante más del doble, por lo cual es de cajón que las primas que deben recibir sean considerablemente mayores que las que hoy en día tienen sentido.

Pánico me da que sea esta clase de gestores políticos absolutamente incompetentes la que pretenda evaluar lo que es una 'rentabilidad razonable'. Sinceramente, no los considero ni mínimamente capacitados para hacer la evaluación técnico-económica correspondiente, pero más allí de esto, el concepto de 'rentabilidad razonable' es absolutamente erróneo, pues lo que la 'razón' de los inversores consideraba que era una rentabilidad que cubría el riesgo que asumían en el momento de hacer la inversión es la rentabilidad que tenían entonces, y eso es algo que es totalmente imposible de modificar retroactivamente. En lugar de 'rentabilidad razonable' para el inversor, deberían hablar de
'robo razonable' del estado a los inversores para cubrir las incompetencias de los gestores políticos.

Y realmente, es posible que dada su incompetencia e incapacidad absolutas, los gestores políticos de nuestro país no se den cuenta del daño que están causando, bien por falta de capacidad de percepción, o bien por preferir mirar a otro lado, ambas causas más que suficientes para inhabilitarlos como gestores políticos.

Yendo más allí de esa modificación retroactiva de la rentabilidad de unos inversores que en muchos casos son ciudadanos de a pié, lo que ya han hecho estos gestores de forma irreversible, es destruir algo tan importante como el impulso e iniciativa del sistema social para ser copartícipe del proceso de transición hacia la sostenibilidad, con un creciente orgullo por asumir activamente esta responsabilidad. Este era un gran avance que estábamos logrando en España, aunque todavía quedaba un largo camino por recorrer, pero ya se había logrado vencer la tremenda inercia inicial para echar a andar por el camino adecuado. Con un poco de inteligencia política, la evolución natural hubiera sido hacia la incorporación de otras estrategias reguladoras como el autoconsumo y a recoger los frutos de ese empujón que estábamos dando (el conjunto de la sociedad pagando las primas, y los inversores pioneros asumiendo los riesgos) al avance por la curva de aprendizaje de las tecnologías renovables que podían formar la base de un modelo de desarrollo sostenible. Lo que parece realmente estúpido por parte de los gestores políticos es crear un contexto en el que no vamos a recoger prácticamente ninguno de los frutos de ese esfuerzo inicial.

Después de este 'episodio negro', mucho me temo que el esfuerzo para volver a asomar fuera de las tinieblas será exponencialmente más elevado, y mucho me temo que prácticamente será imposible durnte mucho tiempo volver a conseguir hacer creer al ciudadano de a pié que puede ser co-partícipe en el proceso de transición hacia la sostenibilidad, pues en la memoria estará muy fresco el recuerdo de que los gestores políticos que hoy le dicen esto, mañana con mucha probabilidad lo dejarán en
la estacada.

Ausencia total de credibilidad de la sociedad en el sistema político y en los gestores políticos de turno: Este es el impacto de gran calado de la penosa gestión de nuestros representantes políticos actuales.

Otro daño que dejará la estela de esta penosa actuación de los gestores políticos es la percepción de riesgo en los mercados financieros, conduciendo a mayores intereses y por tanto a encarecer las tecnologías mediante la creación de una nueva categoría de riesgo que lleva la 'marca España': Gobiernos impresentables. Es decir, cuando en el futuro un ciudadano de a pié se acerque a un banco para pedir un préstamo para una instalación de energías renovables porque ha decidido ser copartícipe del proceso de transición asumiendo parte de los riesgos del cambio de modelo, si esa tecnología renovable requiere de un mecanismo de apoyo (tipo primas o cualquier otro) gestionado por el gobierno, simplemente el préstamo tundra un interés mucho más elevado, quizás hasta el punto de desincentivar al ciudadano a hacer esa inversión, para cubrir el riesgo de 'gobierno impresentable'.

En última instancia, no debemos olvidar que las primas a las renovables (o cualquier otro mecanismo de apoyo implementado para apoyar unas tecnologías que aportan valor al conjunto de la sociedad), las paga la sociedad. Un tema que me parece fundamental es la sostenibilidad de estos mecanismos de apoyo, para lo cual es condición imprescindible que haya una transparencia absoluta en su gestión y una información completa de la sociedad, que en base a estos elementos es en última instancia la que debe pronunciarse sobre cómo gestionar estos recursos. La responsabilidad de los gestores políticos es el proporcionar esa información y transparencia, claramente informando de los valores que aportan esas tecnologías para las cuales se solicita el apoyo de la sociedad (algo que difícilmente pueden hacer nuestros gestores políticos actuales por su absoluta ignorancia de estos valores). Pero no entra dentro de las atribuciones de los gestores políticos el decidir por la sociedad como gestionar estos mecanismos de apoyo, pues al hacerlo están condicionando fuertes impactos para la sociedad del futuro (haber truncado la transición del sistema energético hacia la sostenibilidad) sin asumir responsabilidad alguna por ello (ya hemos visto que los gestores políticos no asumen responsabilidad retroactiva alguna).

En definitiva, que cada vez se va conformando más que el actual sistema político español actúa como una lacra para la maduración y evolución de nuestra sociedad. La total ausencia de inteligencia que exhibe le convierte sin duda en el eslabón débil del avance hacia la sostenibilidad. Pero lo peor es que tampoco se vislumbran alternativas de maduración sistema político en España más allí de los gestores políticos que actualmente tenemos. Probablemente habrá que asumir que es cierto eso de que tenemos los políticos que nos merecemos: una mayoría les votó, y la mayoría les consiente mantener su sitio después a pesar de las barbaridades que puedan hacer, y nadie les exigirá responsabilidades después. Quizás, como consecuencia de este eslabón débil estemos condenados a ir a remolque del resto del mundo. Por tanto, la esperanza se queda en que haya otras regiones del mundo que avancen en la dirección adecuada, y España que se resigne a lo que su clase política la condena: Ir a remolque tarde y mal.

Valor y coste de las energías renovables: Trascendiendo los números para vislumbrar el resto de la foto

En este post, para discutir este aspecto, me voy a centrar principalmente en la termosolar (CSP), por ser esta una tecnología renovable con peculiaridades que la hacen más compleja desde el punto de vista de acompañar su avance por la curva de aprendizaje, y por tanto conseguir materializar sus potenciales beneficios para la sociedad.  En un post anterior ya discutí algunas de estas peculiaridades.

Para ilustrar esta discusión, recojo en la Figura-1 los objetivos de reducción del coste normalizado de la electricidad (LCOE) de la CSP para el año 2020  de la iniciativa SunShot del Departamento de Energía de los EEUU (DOE), lanzada en el año 2012.

 

Figura-1: Objetivos de reducción del LCOE de la CSP para el año 2020 según la iniciativa SunShot

Como podemos ver, el objetivo de esta iniciativa del DOE es materializar una reducción del LCOE de la CSP desde valores del orden de 20 c$/kWh en el 2010 hasta 6 c$/kWh en el 2020.

Lo primero que podemos comentar de los objetivos del SunShot, por lo que se refiere a los valores del LCOE, es que realmente no son nada demasiado nuevo, ya que a lo largo de los últimos 20 años hemos podido ver desarrollos de escenarios anticipando valores potenciales del LEC de la CSP de este orden (e incluso inferiores) al avanzar por la curva de aprendizaje (a modo de ejemplo en el estudio Renovables100% se proporcionan escenarios del LCOE para las distintas tecnologías renovables y con un nivel de resolución provincial en España). Pero hay que reconocer la habilidad comercial de EEUU para colocar iniciativas de este tipo directamente en primera página de la agenda internacional: También en esta dimensión tenemos bastante que aprender en España.

Lo que sí que resulta más sorprendente son los plazos de tiempo asociados a la materialización de los objetivos del SunShot (8 años desde su publicación en 2012 hasta el 2020), y hacen pensar que probablemente estemos aprendiendo poco de lo que nos ha sucedido en el pasado…

La realidad es que a menudo nos quedamos estancados en las proyecciones de costes como las presentadas en la Figura-1, sin trascender el análisis y el diagnóstico a la relación entre el coste de las renovables y el valor que aportan. En efecto, es en la diferencia entre valor aportado y coste incurrido dónde realmente podemos sacar conclusiones sobre el beneficio absoluto y comparativo a otras tecnologías energéticas, y por tanto, el estancarse en la dimensión del coste no es suficiente para captar el conjunto de la foto y poder así tomar las decisiones adecuadas. Estas consideraciones de la comparativa entre coste y valor aplican tanto a la comparativa con otras tecnologías, como a la comparativa de una tecnología con ella misma a lo largo del tiempo.

Respecto a la comparativa con otras tecnologías, y especialmente con esas (actualmente denominadas ‘convencionales’) que externalizan una buena parte de sus costes reales, la comparativa tan solo en la dimensión de costes es totalmente engañosa y camufla totalmente las implicaciones de las decisiones adoptadas. En un post anterior ya desarrollé un análisis de la comparación entre costes y valor aportado por las tecnologías renovables, presentando cuantificaciones de los mismos, de tal forma que se contextualiza la comparativa con las tecnologías 'convencionales' que si bien en la actualidad pueden tener un coste menor (en gran parte por la ausencia de internalización del conjunto de sus costes), pero también aportan un valor MUY inferior. El considerablemente mayor beneficio neto (valor menos coste) de las renovables es lo que justifica el que reciban un apoyo de la sociedad para recorrer su curva de aprendizaje y materializar su potencial beneficio para la sociedad.

En este post quería centrarme en el segundo caso, esto es, la comparativa de una tecnología con ella misma a lo largo del tiempo. En efecto, retomando el caso del escenario SunShot recogido en la Figura-1, el valor de esta tecnología HOY a un coste de 20 c$/kWh puede ser considerablemente superior que el valor de esta misma tecnología en un FUTURO a un coste de 6 c$/kWh, de tal forma que el beneficio (valor menos coste) puede ser considerablemente superior HOY que en un FUTURO, lo cual modifica totalmente las conclusiones que uno puede sacar al observar escenarios de evolución de costes como el de la Figura-1. En efecto:

·         HOY es realidad, FUTURO es especulación, lo cual le confiere a cada uno de ellos un valor significativamente diferente.

·         El invertir HOY en la realidad de 20 c$/kWh conduce a convertir en realidad la especulación del FUTURO, lo cual le da un valor añadido a la realidad de HOY.

·         Invertir HOY a 20 c$/kWh activa dimensiones económicas que no se activan si esperamos a que en el FUTURO, otro país nos proporcione esa tecnología a 6 c$/kWh. Una vez más, esto proporciona un valor añadido al HOY.

Por otro lado, el nivel de especulación en escenarios como el SunShot puede ser relativamente elevado, lo cual reduce su valor. Es evidente que la I+D tiene que seguir potenciándose para empujar el avance de la tecnología por curva aprendizaje, y en esto el programa SunShot lo está haciendo muy bien. Pero lo que actualmente está retrasando el avance de la CSP por su curva de aprendizaje (o más bien de la materialización en términos de coste real de este avance) no es la I+D, pues ni tan solo se han cristalizado en el coste actual de esta tecnología la gran mayoría de los avances en I+D de los últimos 20-30 años.  La incapacidad de reconocer esta realidad nos condena a un estancamiento dónde difícilmente veremos materializarse escenarios como el SunShot.

Sin ir más lejos, en España no hemos visto la materialización de estos avances por la curva de aprendizaje en forma de una reducción del coste de la CSP, pudiendo identificar distintas causas para ello:

·         Pagar el precio de nuevos desarrolladores entrando en el mercado (cobertura altas incertidumbres y riesgos). En efecto, en el periodo del 2008 al 2012 en el que la CSP se ha desarrollado en España, hemos asistido a la entrada en el mundo de la CSP de actores sin una trayectoria previa significativa en esta tecnología. Sin embargo, este es un valor que hemos generado con nuestro sistema de apoyo a la CSP, pues ahora hay más actores para participar en las licitaciones de plantas CSP, mejorando su competitividad y reduciendo por tanto los costes, si bien es cierto que el beneficiario de este valor añadido es el resto del mundo y no tanto España, lo cual es una primera muestra de la ausencia de inteligencia en el mecanismo de apoyo a la CSP en España.

·         La ausencia de evolución inteligente de los mecanismos de apoyo en España: Una FIT (Feed In Tariff) sin una vinculación inteligente con la tecnología para promocionar la materialización de su avance por la curva de aprendizaje. De hecho varias de las medidas aplicadas últimamente (limitar horas de producción, recortes discontinuos y retroactivos de tarifas, cambio retroactivo del tratamiento de la hibridación,...) lo que ponen de manifiesto es una ausencia absoluta de inteligencia en la estrategia reguladora (además de ser un auténtico motivo de bochorno en los foros internacionales, aunque uno ya ha aprendido a desligarse totalmente de la inmadurez del sistema político Español…).

De hecho, la mayor causa de retraso en la cristalización de las reducciones del coste real de la CSP es, tanto en la actualidad como en los últimos 30 años, la ausencia de un marco estable para los desarrolladores y promotores de esta tecnología. En efecto, la CSP no es una tecnología modular, a diferencia de la FV o la eólica, por lo que la única forma de reducir los márgenes entre los costes reales y los de mercado, así como reducir el impacto de los sobrecostes de aprendizaje, es mediante un contexto estable que elimine las incertidumbres (y con ello la necesidad de su cobertura económica mediante un sobre coste), en el que no sea preciso recuperar toda la inversión y riesgo en las primeras plantas porque habrá otras más adelante. Y en este aspecto también, España lo ha hecho fatal, introduciendo incluso precedentes de elementos de retroactividad, reduciendo muy significativamente la contribución real del sistema de apoyo a la CSP en España al avance por la curva de aprendizaje de la CSP.

Teniendo en cuenta el tiempo necesario para el desarrollo de las centrales de CSP (3 - 4 años), así como el hecho de que los avances en I+D tardan un tiempo en realizarse y requieren de un periodo de tiempo adicional para trasladarse a los desarrollos comerciales acreditando (mediante demostración) la confianza suficiente como para poderse financiar a nivel comercial, realmente no parece demasiado realista pensar que avances en I+D actuales vayan a impactar significativamente el LEC de la CSP en el 2020 si no hay un marco estable para cristalizar dicho avance, reflejando en primer lugar el impacto de los avances en I+D del pasado. En efecto, ya hay encima de la mesa suficientes opciones tecnológicas de la CSP como para avanzar por curva de aprendizaje significativamente. Sin duda otras opciones tienen que entrar, pero de aquí al 2020, el asumir que se vaya a cristalizar el avance de esos nuevos desarrollos I+D en un avance por la curva de costes real, a la vista de la historia, básicamente es especulación.

A diferencia de la CSP, la FV y la eólica han tenido entornos estables para avanzar por su curva aprendizaje, y además su naturaleza modular y mayor universalidad de disponibilidad del recurso (especialmente en países más avanzados en la promoción de las renovables) les ha permitido cristalizar estos avances en periodos más cortos de tiempo, y repartiendo la carga de apoyo entre distintos países.

La CSP no ha tenido este entorno estable. Primero fue EEUU en los 80-90 quien fracasó en proporcionar el entorno estable requerido por esta tecnología, y posteriormente ha sido España en el 2008-2013 la que ha fracasado en proporcionar esta estabilidad. Es importante resaltar que es precisamente en CSP donde países como España podían haber hecho una contribución global al avance de la transición energética, pues en otras tecnologías (FV y eólica) España ha ido básicamente a remolque de los avances hechos en otros países por lo que se refiere a proporcionar un contexto regulatorio que facilite el avance de las tecnologías por la curva de aprendizaje.

Es cierto que la actuación en España para poner en valor la CSP ha sido bastante penosa, si bien ha tenido aspectos positivos que desafortunadamente a menudo no se reconocen. Lo peor, quizás, es el hecho de que frecuentemente, fuera de España, se escuchan interpretaciones sobre el papel que ha cumplido el sistema de apoyo Español para el desarrollo de la CSP que distan mucho de la realidad, indicando que las lecciones de lo que aquí ha pasado pueden no estar internalizándose en los mecanismos de apoyo de otros países.

En efecto, el mensaje que a menudo se escucha fuera de España, alimentado por las campañas de desinformación emitidas tanto por el propio gobierno (para intentar justificar sus injustificables políticas energéticas) como por los lobbies de apoyo a las tecnologías de generación eléctrica basadas en combustibles fósiles (para intentar recuperar el terreno perdido en unas inversiones injustificables en tecnologías inapropiadas que ahora ven que no pueden utilizar porque las renovables cubren la generación necesaria), es el de unas FIT 'generosas' para la CSP. Si bien es posible que en otras tecnologías renovables las FIT sí que hayan podido ser generosas, especialmente por el desacoplamiento temporal con el avance por la curva de aprendizaje, la realidad para la CSP en España ha sido bien distinta: 10 años de retraso en la activación de la CSP dentro del Régimen Especial, desde 1998 hasta que en el 2007 atinaron con una tarifa suficiente para activar el mercado, incluyendo episodios de ‘país de pandereta’ en los que el gobierno anunciaba unas FIT y tan pronto como se despertaba interés comercial en desarrollar las primeras plantas se echaban atrás y las retiraban.

La FIT del RD 661/2007 que consiguió finalmente destapar el interés por desarrollar comercialmente centrales CSP en España (27 c€/kWh), fue suficiente para 'desempolvar' los últimos 25 años sin actividad comercial de esta tecnología en todo el mundo, lo cual requería sobrepasar un umbral de rentabilidad para la activación del mercado, pero desde luego no andaba 'sobrada' teniendo en cuenta las estructuras de precio que teníamos por entonces y la ausencia de un marco estable para el desarrollo de la tecnología (no tan solo en España, sino en todo el mundo).

Este 'desempolvar' la tecnología y activarla a nivel comercial después de 25 años sin actividad, es una importante aportación positiva del sistema de apoyo a la CSP en España que a menudo no se reconoce a nivel internacional.

Otra aportación positiva del sistema de apoyo Español a la CSP en el periodo 2007-2012 es el haber aumentado el número de actores en el mercado que pueden desarrollar plantas CSP. Antes del empuje Español, se contaban con una mano las empresas que podían abarcar el desarrollo de estas plantas, por lo que el nivel de competitividad en cualquier licitación era prácticamente nulo. La actividad en España sirvió de 'campo de aprendizaje' para que numerosas empresas Españolas se lanzaran a esta tecnología, con el efecto beneficioso, de que ahora hay bastantes más actores presentándose a las ofertas de estas plantas (basta con echar un ojo a las plantas en construcción o desarrollo en el resto del mundo para identificar prácticamente en todas ellas a empresas españolas). Este es un beneficio del proceso FIT en España por lo que respecta a la CSP del que se va a beneficiar el resto del mundo, pero no España, dada la brusca interrupción del proceso de apoyo a la CSP en nuestro país. Hay un beneficio a corto plazo, que es que los contratos actuales de las plantas de CSP se los están adjudicando empresas españolas o consorcios en los que participan empresas españolas, pero por un lado este es un beneficio que no repercute sobre el conjunto de la sociedad española, y por otro lado es una situación de privilegio con clara fecha de caducidad a medida que se vayan incorporando otras empresas internacionales a desarrollar este tipo de plantas (lo cual ya está notándose en algunas de las adjudicaciones más recientes como por ejemplo las de Marruecos). 

Por tanto, a diferencia del mensaje que a menudo se escucha fuera de España de que las FIT para CSP en España eran excesivamente ‘generosas’ y por eso colapsó el sistema de apoyo a esta tecnología, la realidad es que por un lado las FIT para esta tecnología no eran excesivamente ‘generosas’ y que el sistema de apoyo Español a la CSP ha aportado un valor significativo al desarrollo de esta tecnología, levantándola del letargo comercial de las últimas 3 décadas y aportando nuevos actores para mejorar los procesos competitivos de adjudicación de las próximas plantas. Pero el sistema de apoyo Español a la CSP ha fallado en el elemento fundamental, el dotar de estabilidad al desarrollo de la tecnología, lo cual está íntimamente relacionado con la sostenibilidad del mecanismo de apoyo planteado, y las consecuencias de ello son que por un lado gran mayoría de los beneficios del apoyo Español a la CSP se recolectarán fuera de España, y que no hemos visto materializado el impacto del avance por la curva de aprendizaje en costes reales de las centrales construidas en nuestro país.

Otro elemento en el que claramente ha fallado el sistema de apoyo Español a la CSP (y en general al conjunto de las renovables), es el contar con la transparencia necesaria, uno de los ingredientes fundamentales para dotar de sostenibilidad al mecanismo de apoyo. Ahora estamos en gran medida pagando las consecuencias de este hecho por la ausencia de entendimiento y reivindicación del conjunto de la sociedad Española en relación a la pésima gestión que se ha hecho y se está haciendo del proceso de transición energética. En efecto, virtualmente todas las centrales CSP construidas hasta la actualidad han contado con ayuda pública. En España también ha sido así, vía subvenciones las primeras centrales y vía  FIT la mayoría de las centrales CSP que se han construido en nuestro país. Está bien que este contexto de apoyo al desarrollo de la CSP haya servido de plataforma de aprendizaje para numerosas empresas españolas que se han posicionado en el mercado internacional de la CSP, pero lo que no está bien es el secretismo en relación a los resultados obtenidos con estas centrales desarrolladas con el apoyo del conjunto de la sociedad (que es quien paga las FIT en último término). Muchas de las centrales CSP desarrolladas dentro del marco de apoyo en España lo han sido como 'showcases' para atraer negocio futuro a las empresas que se embarcaron en su construcción y desarrollo. Pero al hacer esto con dinero público, los resultados correspondientes al desempeño real de cada una de las plantas construidas deberían ser información de dominio público también. Y este no es el caso en España, dónde la información pública disponible, relativa al desempeño real de cada una de las plantas que están cobrando una FIT pagada por la sociedad Española, es prácticamente nula. Y la realidad es que aunque hay centrales CSP operando mejor de lo previsto, pero también hay otras haciéndolo peor, y la transparencia en esta información es fundamental para empujar tecnología por curva aprendizaje y para dotar de sostenibilidad al mecanismo de apoyo.

Para ilustrar este punto, en la Figura-2 recogemos una comparativa del desempeño del conjunto del parque CSP Español entre los años 2007 y 2011. El indicador de desempeño empleado es el cociente entre el factor de capacidad del conjunto del parque CSP en operación respecto al factor de capacidad que debería haber tenido si las centrales hubieran producido la electricidad que afirmaron que producirían. La barra roja (performace (raw)) corresponde a la generación acumulada de la CSP sin ningún post-tratamiento, mientras que la barra verde (performance (corrected)) corresponde a introducir correcciones por desajustes entre fecha disponible de conexión a red e inicio de retribución bajo el RE. Por último, las barras violetas representan los umbrales característicos de aceptación de este tipo de centrales, para una central que entrara en operación en el año 2008, en los que se proporciona un cierto margen de aprendizaje en la operación de la central durante los tres primeros años. Como podemos observar, a juzgar por estos resultados, el conjunto del parque de centrales CSP Español durante estos años presentó un desempeño significativamente inferior al que debería haber proporcionado. Sin duda hay algunas de las centrales CSP construidas en nuestro país que están proporcionando un desempeño incluso mejor del inicialmente proyectado, pero el hecho de que el promedio del parque presente este nivel de sub-desempeño es indicativo de que algunas de las centrales deben estar comportándose muy por debajo de lo que eran sus prestaciones proyectadas. La significativa diferencia entre las prestaciones reales y las mínimas que deberían haber satisfecho las centrales CSP para que fueran finalmente aceptadas (diferencia entre barras violetas y verdes en la Figura-2), parece indicar que los procesos de aceptación de estas plantas tampoco fueron los rigurosos que deberían haber sido.

Como decíamos anteriormente, el nivel de información de acceso público relativo al desempeño de las centrales CSP es muy escaso, por lo que los resultados de la Figura-2 hay que tomarlos como provisionales, pero claramente indican la necesidad de una auditoría independiente del desempeño de las centrales CSP Españolas, y enfatizan la necesidad de dotar de transparencia a los resultados de la operación de estas centrales desarrolladas con apoyo público.

 

Figura-2: Comparativa del desempeño del conjunto del parque CSP Español entre los años 2007 y 2011

 

En definitiva, huyamos de la interpretación falsa y simplista de que las FIT Españolas para la CSP simplemente fueron un despilfarro de dinero, reconozcamos lo bueno que ha traído el proceso de apoyo a la CSP en España entre los años 2007 y 2012, y sobretodo afrontemos y compartamos las limitaciones y errores del mecanismo de apoyo FIT Español para que los mecanismos de apoyo que están despegando en la estela del colapso del sistema de apoyo Español aprendan de los errores y contribuyan a aportar la estabilidad, transparencia y sostenibilidad que la CSP necesita para desarrollar su potencial rol en la transición del sistema energético global.