Comenzó el mes de junio y el sector de la industria termosolar se mantiene expectante al lanzamiento de la tercera licitación de renovables. La operación incluye 500 MW, de los cuales 200 serán producidos a partir de energía termosolar, 140 MW de fotovoltaica distribuida, otros 140 de biomasa y 20 más de “otras tecnologías”.

El calendario del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) la anunciaba para el 6 de abril, pero diferentes factores postergaron su publicación: propuestas realizadas por el sector privado para modificar el borrador, nuevos parámetros de la biomasa renovable fijados por la Unión Europea y la invasión de Ucrania que elevó aún más los precios y cambió la prioridad de los Gobiernos.

Gonzalo Martín, Secretario General de Protermosolar, en diálogo con Energía Estratégica, indica que, según las reuniones con el MITECO, este es el mes en que debería publicarse la licitación para que en septiembre se presenten las ofertas. 

Según sugiere el directivo, si se retrasa el lanzamiento nuevamente, se deberían conceder por lo menos tres meses para que los promotores puedan preparar sus ofertas y la convocatoria se prolongaría tanto que no se cumplirían con los objetivos mínimos del Gobierno de los 200 MW anuales.

El PNIEC establece 2.500 MW adicionales de potencia instalada hacia 2025 y otros 2.500 MW hacia 2030, hasta sumar un total de 7.300 MW en España. Una planta termosolar tarda entre tres y cinco años en ponerse en marcha, tiempo que afectará  los plazos de esos objetivos, si se vuelve a postergar la fecha de lanzamiento. 

Buena convocatoria

Para Martín la licitación será exitosa. “Esperamos que los oferentes superen ampliamente la potencia subastada. Estuvimos reunidos con varias empresas muy interesadas que están atentas a las condiciones que el gobierno proponga”, comenta a este medio. 

Hasta el momento solo la compañía Sener, que inició en agosto del 2021 la planta solar híbrida de 150 MW en Andalucía, ya aseguró formar parte de la subasta. 

No obstante, para el Secretario de Protermosolar existen retos e incertidumbres que la subasta para la tecnología termosolar deberá despejar en su Pliego. Una de ellas es cómo se resolvieron las alegaciones del borrador sobre la hibridación. 

Al inicio se dio lugar a que se presenten proyectos de hasta 50 por ciento con fotovoltaica. Pero quedaron «muchas dudas legales de cómo hacerlo», plantea Martín y agrega que existe la posibilidad que ese porcentaje se reduzca.

El dirigente explica que la hibridación generará una caída en los precios de las ofertas que se presenten. Pero lo que quedará por verse son los precios máximos que fije el Gobierno.

«Si las medidas son agresivas y el precio máximo es muy bajo, podría dejar afuera a muchos o incluso a todos los proyectos y calificar a esta tecnología como una alternativa muy costosa e inviable», advierte Martín.

Y agrega que, de darse un escenario y frustrarse la convocatoria, podrían verse resentidas las futuras subastas de energía termosolar que se den en España.  Caso contrario, si este proceso es exitoso, el futuro de las licitaciones también lo será, observa el dirigente.

Cree que de sostenerse un espiral virtuoso las próximas subastas superarán el cupo de   200 MW fijados para este año,  lo que, por escala, permitirá la participación de ofertas más competitivas.  

«El diseño del pliego le proporcionará un pipeline a las empresas. La clave de la inversión no estará solo en los números de capacidad a instalar, sino en el compromiso del Gobierno en dar certeza de continuidad de las subastas», resume el secretario de Protermosolar.

Una referencia tomada en cuenta por los mercados del mundo es la del parque termosolar, a 50 kilómetros de Dubai. Se trata de la planta más grande del planeta, con el menor precio de venta: 74 dólares MWh. 

Incluye una torre térmica de 260 metros de altura, utiliza tres tecnologías para producir 950 MW de energía limpia. Está apoyada por una amplia superficie de paneles fotovoltaicos compuesta por 70.000 espejos con el objetivo de aumentar la temperatura a más de 500 ºC.

Esta tiene un presupuesto que rebasa al cambio en más de 11.500 millones de euros hasta 2030, está en su cuarta fase y firmó un contrato de venta de 35 años. Su coste capital es mucho más bajo del que se pide en otros países.

«Precios que se ven en esta planta solo se podrán alcanzar si se repitieran sus condiciones», explica Martín, tomando en cuenta la producción a gran escala y las características contractuales que se diferencian de lo  propuesto por el gobierno español donde, por ejemplo, el plazo máximo de los contratos será de 20 años y las plantas no podrán superar los 100 MW.