CSP Today Sevilla 2014

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¿Podrá CSP competir con fuentes
energéticas tradicionales en 2020?
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En colaboración con:
CSP Today Sevilla 2014
8ª Cumbre Internacional de Concentración Solar Termoeléctrica
12-13 Noviembre, Sevilla, España
CSP Today ha publicado este estudio como parte de CSP Today Sevilla 2014,
que tendrá lugar los días 12 y 13 de noviembre. El mismo analiza cómo la
termosolar podrá ser competitiva en costes con el gas natural para el 2020
Para más información visita: www.csptoday.com/csp/es
¿Podrá CSP competir con fuentes
energéticas tradicionales en 2020?
BUSINES S
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¿Podrá CSP competir con fuentes
energéticas tradicionales en 2020?
Una de las mayores ventajas competitivas de la
termosolar (CSP) es su gestionabilidad, como
consecuencia de su capacidad de almacenamiento.
Sin embargo, ¿es posible que CSP pueda resultar
rentable en comparación con otras fuentes de energía
tradicionales, en los próximos seis años? CSP Today
habló con José Alfonso Nebrera, Director General de
ACS Cobra, y con Elisa Prieto, Directora de Estrategia de
Abengoa, para saber si esta meta es realista.
“En toda la zona de Filadelfia se está empezando a
regular y en algunas localidades de Nueva York se ha
prohibido la explotación del gas de shale porque afecta
los acuíferos. Cuando estas empresas tengan una
ley que los obligue, primero, a declarar cuáles son los
componentes químicos que vierten en el agua durante
el proceso de extracción y, segundo, a limpiar lo que
dejan detrás; en ese momento subirá el precio del gas
natural", indica Prieto.
Ambas compañías dirigen sus esfuerzos a lograr la
paridad de red en 2020 y se mantienen optimistas
sobre la factibilidad de conseguir el objetivo. En sus
consideraciones, Nebrera y Prieto incluyen temas como
la localización geográfica de las plantas, el precio del
gas natural en diferentes mercados y los nuevos límites
de emisión de dióxido de carbono (CO2), que se fijarán
durante la próxima Cumbre del Cambio Climático de las
Naciones Unidas 2015.
De hecho, la EIA predice un incremento2 en los precios
como consecuencia del "acelerado retiro de las plantas
nucleares y de carbón". Además, indica que el aumento
del uso del gas natural en el sector eléctrico generará un
incremento en los precios, tanto del gas natural como
de la electricidad, en los próximos años.
Incremento de los precios del gas
“Seremos capaces de competir con el gas natural en 2020
si hablamos de un sitio con buena irradiación, donde el
precio del gas esté alrededor de los USD$10 por millón de
BTUs, donde la utilización de las plantas no sea de más de
un 70% y con un coste por tonelada de CO2 expulsada a la
atmósfera entre USD$20 y USD$30", indica Nebrera.
Aunque las perspectivas no son muy prometedoras
tomando en cuenta los desarrollos actuales del gas
de shale en los EE.UU, Nebrera indica que resulta
muy difícil concluir que los precios del gas natural
se mantendrán en un nivel tan competitivo como
hasta ahora. De acuerdo con datos publicados por el
departamento de Administración de Información
sobre Energía1 (EIA, por sus siglas en inglés), los
precios del gas registrados durante los dos últimos años
han permanecido en niveles históricamente bajos.
Prieto está de acuerdo e indica que los precios
registrados en 2012, con una media de USD$3 por
millón de BTUs, no eran realistas, razón por la cual
muchas de las grandes compañías de gas decidieron
parar sus extracciones, a la espera de la recuperación
en el precio. "¿Por qué sucedió esto? Porque hubo una
especie de fiebre del gas de esquisto, de la misma
forma que hubo una fiebre del oro en su momento",
indica y subraya la gran cantidad de accidentes y
problemas técnicos que han ocurrido en el proceso de
extracción de este tipo de gas.
Sin ir más lejos, esta misma organización reporta un
incremento gradual de los precios durante los últimos
dos años. Mientras el marcador Henry Hub registraba
un precio de USD$3,13 por millón de BTUs en enero
de 2013, un año después, en enero de 2014, el precio
fue de US$4,71 por millón de BTUs, es decir, hubo un
aumento de US$1.58 por millón de BTUs en solo un año.
Sobre el mismo tema, un reporte de Reuters3 señala
que la capacidad de exportación de gas natural en Egipto
está severamente comprometida. El acelerado aumento
del consumo interno durante la última década, junto con
"uno de los programas de subsidio al gas natural más
generosos de la región", ha agotado las reservas.
Tabla 1: precios del gas natural durante los últimos
cuatro años en los EE.UU
Semana del
3 al 7 enero 2011
Lunes
4.65
Martes Miércoles Jueves
Viernes
4.669
4.473
4.434
4.422
4 al 8 julio 2011
4.363
4.217
4.133
4.205
2 al 6 enero 2012
2.993
3.096
2.98
3.062
2.945
2.776
3.193
3.327
2 al 6 julio 2012
2.824
2.899
7 al 11 enero 2013
3.266
3.218
3.113
1 al 5 julio 2013
3.577
3.654
3.69
6 al 10 enero 2014
4.306
4.299
4.216
4.005
4.053
7 al 11 julio 2014
4.225
4.204
4.17
4.12
4.146
3.617
Fuente: U.S. Energy Information Administration, Agosto 2014.
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¿Cómo se calcula el coste de cada tecnología?
Los objetivos de reducción de emisiones CO2
Prieto enfatiza la importancia de la fórmula usada
para calcular los costes de CSP. "Cuando hablamos de
competitividad nosotros nos referimos a coste nivelado
de energía (LCOE). ¿Por qué usamos esta medida y no
la de gastos de capital (CAPEX), por ejemplo? Porque el
CAPEX no refleja los verdaderos costes de generación
de energía."
Se espera alcanzar un acuerdo en relación con los
objetivos de reducción de las emisiones de CO2 a la
atmósfera, durante la próxima Cumbre del Cambio
Climático de las Naciones Unidas, que se celebrará
en Paris el próximo año. "Si se alcanza un precio por
tonelada de CO2 en torno a los USD$50 para los países
en desarrollo y sobre los USD$20 para los que están
en vías de desarrollo, eso jugaría a favor de las energías
renovables, especialmente la termosolar", indica
Nebrera.
Prieto subraya que los costes disminuyen
considerablemente a lo largo de la vida útil de la planta,
puesto que la fuente de energía es gratuita. "En el caso
de las convencionales, si bien el CAPEX es más bajo,
después tienen unos costos muy altos por los elevados
precios de la fuente que utilizan, bien sea carbón, gas
natural o combustible nuclear," señala Prieto.
La importancia del almacenamiento y la
gestionabilidad
Ambos expertos destacan la importancia que tiene la
capacidad de almacenamiento de CSP en comparación
con la fotovoltaica, los costes añadidos de construir
plantas que sirvan de apoyo cuando el sol se pone y la
inversión en redes para extraer la energía de múltiples
plantas.
En cuanto al coste específico de la gestionabilidad,
Prieto señala que el Laboratorio Nacional de Energía
Renovable de los Estados Unidos (NREL), a través
su iniciativa SunShot, ha concluido que entre
USD$0.5 y USD$0.6 por KWh se pueden atribuir a la
gestionabilidad. "Ese es un coste importante que debe
ser restado al momento de comparar el LCOE de CSP
versus otras tecnologías intermitentes", indica Prieto.
Para Prieto, el alcance de un acuerdo se dejará sentir de
forma más acentuada en la industria del gas natural, ya
que esta tendrá que pagar dos costes: por un lado, los
de extracción y por el otro, el de las emisiones de CO2
por cada KWh.
La utilización de la planta
Otro factor que afecta los precios del gas natural es la
utilización de la planta, ya que una cantidad significativa
de este material se invierte en mantenerla operativa. A
mayor tiempo de utilización, menor coste. Por ejemplo:
el coste por KWh en una planta que funciona 8.000
hrs. al año es mucho menor al de una planta que está
operativa 2.000 hrs. al año.
"En países donde empieza a haber una cuota de
renovables significativa, los ciclos combinados (el tipo
de planta de gas natural más popular actualmente)
comienzan a tener un papel de respaldo de las
renovables y, en consecuencia, empiezan a tener menos
horas de funcionamiento. Por ende, el precio del KWh
es más alto", indica Nebrera.
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¿Podrá CSP competir con fuentes
energéticas tradicionales en 2020?
Nebrera también enfatiza la reducción del coste de
producción que CSP ha experimentado en los últimos
años: “cuando comenzamos con Andasol, en 2008, nos
pagaban €280 MWh. Ahora, en Sudáfrica, nuestro precio
es casi la mitad de eso. Yo creo entonces que habrá una
reducción todavía más importante en los próximos seis
años y me atrevería a decir que será en torno al 30% del
precio actual."
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54.1 GW a través de energías renovables en 2032, de
las cuales 25 GW procederían de la termosolar (CSP
Today Global Tracker, Markets Report 2014).
2030 es una meta más realista para CSP
Todo depende del lugar
No todo el mundo es tan optimista en relación con las
ambiciosas metas de la industria CSP en 2020. Una
fuente -que pidió no ser identificada y que trabaja para
un importante promotor español- subraya el actual
CAPEX como un obstáculo importante.
Tanto Prieto como Nebrera hablan de competitividad
en términos relativos que tienen que ver con las
características propias del lugar del que se hable.
Factores como la localización de la planta, el clima del
emplazamiento, la altitud, la temperatura, así como la
existencia de aerosoles en el ambiente, juegan un papel
importante en los costes del proyecto.
“Mientras que con una planta CSP puedes obtener
entre 160MW y 200MW, invirtiendo aproximadamente
EUR500 millones; puedes literalmente duplicar la
cantidad de energía generada y alcanzar hasta 400MW
con una planta de ciclo combinado, invirtiendo entre
EUR300 y EUR400 millones.”
El coste de oportunidad de quemar petróleo
para generarlo
Cada mercado tiene unas características particulares. En
el caso de Arabia Saudita, por ejemplo, la competitividad
tiene que ver con el coste de oportunidad. Un reporte
de The Economist4 , fechado en 2012, pone de
relieve el enorme coste que significa para este país
quemar petróleo para generar energía, en parte como
consecuencia del incremento de la demanda interna
durante la última década.
El informe señala que Arabia Saudita era, para aquel
momento, el sexto mayor consumidor mundial de
petróleo y gastaba un cuarto de su producción diaria -10
millones de barriles- para cubrir la demanda interna. El
coste de oportunidad, considerando los precios actuales
-alrededor de los USD$100 por barril-, es gigante.
Consciente de esta realidad, Arabia Saudita se ha
propuesto la meta de cubrir casi la mitad de su demanda
energética interna con fuentes renovables en 2020.
Con ello conseguiría liberar una considerable cantidad
de petróleo y gas para ser exportado. En términos
prácticos, Arabia Saudita ha establecido un objetivo de
Sin embargo, considerando la gran cantidad de recursos
invertidos en la optimización de las plantas CSP, este
experto considera que CSP será competitiva con otras
fuentes tradicionales en el largo plazo y sugiere 2030
como un objetivo más realista.
Además, subraya que la bajada de precios dependerá
de las tendencias económicas y las necesidades de los
mercados. "No es factible construir una planta de ciclo
combinado donde no hay gas o donde su transportación
involucra una inversión muy alta, en cuyo caso, construir
una planta CSP tendría mucho más sentido", indica.
Referencias:
1 U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. (2014) Henry Hub Natural
Gas Spot Price. [Online] Available from: http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/
rngwhhdd.htm. [Accessed: 22nd August 2014].
2 U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION. (2014) AEO2014 Early
Release Overview. [Online] Available from: http://www.eia.gov/forecasts/aeo/
er/early_introduction.cfm [Accessed: 22nd August 2014].
3 VUKMANOVIC, O. (2014) No fix for Egypt’s LNG needs as search for terminal
widens. Reuters. [Online] 22nd August 2014. Available from: http://uk.reuters.
com/article/2014/07/10/egypt-lng-imports-idUKL6N0PK57A20140710
4 THE ECONOMIST. (2014) Keeping it to themselves. Gulf states not only pump
oil; they burn it, too. [Online] 22nd August 2014. Available from: http://www.
economist.com/node/21551484
CSP Today. (2014) Global Tracker. [Online] 22nd August 2014. Available from:
http://social.csptoday.com/tracker/projects
Esperamos que te haya resultado interesante este artículo. CSP Today Sevilla sigue
siendo la plataforma para que la industria termosolar comparta
información e ideas. Este año la conferencia tendrá representación
de líderes en la industria como Paddy Padmanathan (Presidente &
CEO de ACWA Power), Armando Zuluaga (CEO de Abengoa Solar)
y José Alfonso Nebrera (CEO de ACS Cobra). Para obtener más
información visita:
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