ENTREVISTAS

Santos Lozano Palomeque (Asociación EADRA): “Extremadura puede aportar su experiencia en generación de energía renovable para el sector agrario y rural de países en desarrollo”

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Entrevista con
Santos Lozano Palomeque
Presidente de la Asociación EADRA

Más de 40 empresas han creado la Asociación EADRA, un proyecto colaborativo de la agrotecnología extremeña, donde el componente energético renovable para el sector agrario y rural es clave. Santos Lozano, de la firma Tecnoce y Todoproductividad, es su presidente.

¿Con qué objetivos se constituyó EADRA?

El proyecto asociativo EADRA es una iniciativa extremeña concebida con el objetivo principal de impulsar desde Europa la transferencia tecnológica Norte-Sur en agrotecnología, una disciplina vital para incrementar la producción agrícola que requieren los países en desarrollo. El segundo de los objetivos es trabajar con proyectos basados en la generación de energía distribuida renovable y el tercero fomentar las acciones dirigidas mejorar la biodiversidad de los recursos alimenticios globales.

¿Qué problemas son los que intenta solucionar?

Las grandes crisis migratorias que se están produciendo en Oriente Medio y África Central se deben fundamentalmente a un deterioro progresivo de la producción agrícola. La influencia del cambio climático en los recursos hídricos, crecimientos demográficos del 3 %, inflación anual de dos dígitos en los productos básicos, bajas densidades de población en el medio rural que hacen inviables las infraestructuras centralizadas, las comunicaciones globales y la falta de técnicas modernas son los principales responsables de este gran problema.

¿En qué proyectos y áreas geográficas quiere trabajar EADRA?

Impulsamos la creación de proyectos agrotecnológicos colaborativos enfocados al lanzamiento de nuevos productos o servicios específicamente pensados para producción de alimentos en países o regiones que carecen de infraestructuras básicas. Se trata de tecnología desarrollada en Extremadura para fomentar la exportación del modelo de producción rural de nuestra región a países donde no se dispone de infraestructuras para la producción y transformación de alimentos. El objetivo es crear en Extremadura una organización compleja lo suficientemente sólida como para que pueda participar en los proyectos multilaterales que actualmente se están convocando por los organismos internacionales para estimular la producción agrícola de los países en desarrollo. El ámbito principal de actuación de EADRA es África Subsahariana y el Magreb, aunque también se están llevando a cabo acciones iniciales en Asia Central y América Latina.

¿Qué sectores son claves en el proyecto?

EADRA se creó para unificar los esfuerzos de tres sectores claves en Extremadura, las aplicaciones de energía renovable distribuida, la producción de técnicas y equipos agroindustriales y la gestión del agua. En el modelo EADRA cada empresa participante aporta acciones a un proyecto complejo de mayor dimensión, bajo un enfoque de impulso de nuevos modelos tecnológicos de cooperación empresarial colaborativa, y a lo largo de toda la cadena de valor de producción-transformación-comercialización.

Se trata de una iniciativa pionera en España en la que el conocimiento agrotecnológico extremeño se agrupa para cooperar con países que necesitan un know-how en el que nuestra región es fuerte. EADRA trata también de apoyar al talento que sale de la Universidad. En nuestro proyecto participan ya más de cincuenta empresas y asociaciones y cuenta con el respaldo de los organismos públicos, agentes económicos y sociales de Extremadura: Extremadura Avante, Fundecyt-PCTEX, Cámaras de Comercio de Badajoz y Cáceres, los principales centros de investigación, CREEX, etc.

Buscamos acuerdos de asociación con organizaciones de la sociedad civil que promueven proyectos de desarrollo agrícola en los países del sur. Estos acuerdos se han conseguido ya en la República Democrática del Congo, Camerún, Angola y Santo Tomé y Príncipe. El objetivo es conseguir que las empresas extremeñas puedan tener una participación más activa en el mercado multilateral.

Las condiciones de Extremadura hacen que nuestra región sea el lugar idóneo para el desarrollo de tecnologías dirigidas al desarrollo rural en países del sur. EADRA es una iniciativa novedosa en la que exploramos nuevas estrategias de desarrollo de la ingeniería, en los próximos meses iremos avanzando en las propuestas que se están planteando.

Teresa Rasero (AEGE): “Nuestros socios pagaron el año pasado 450 millones de euros más que sus competidores alemanes por el mismo consumo eléctrico”

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Entrevista con
Teresa Rasero
Presidenta de AEGE (Asociación de Empresas de Gran Consumo de Energía)

¿Cuáles han sido las necesidades que tienen las empresas de gran consumo energético que representa AEGE que se plantearon el año pasado al Presidente de la Junta de Extremadura?

En el encuentro con el Presidente de Extremadura se analizaron las propuestas de la industria electro-intensiva para lograr un precio eléctrico competitivo, estable y predecible. Tratamos temas de impacto para el sector industrial, como el precio final de la energía eléctrica y su comparación a nivel europeo e internacional, así como las medidas adoptadas por otros países a favor de la industria electro-intensiva. En la formación de precio final de la electricidad intervienen muchos factores como el comportamiento del mercado mayorista, los costes regulados, la interrumpibilidad y la fiscalidad, entre otros.

Para nuestras industrias el consumo de electricidad llega a suponer el 50% del total de los costes de producción, eso nos hace extremadamente sensibles al coste eléctrico.  Operamos en mercados globales frente a competidores europeos que tiene precios eléctricos mucho más bajos, lo que supone una enorme desventaja y merma nuestra competitividad. Necesitamos una política energética que nos permita contar con un suministro eléctrico armonizado con el de nuestros competidores internacionales.

Las industrias electro-intensivas son empresas clave para la economía nacional por su carácter generador de actividad, de empleo estable y de calidad -las empresas asociadas dan empleo a 186.000 personas-, con fuerte tirón inversor y carácter exportador. El objetivo de AEGE es lograr que el coste del suministro eléctrico esté armonizado con el del resto de países europeos con los que competimos. En el actual panorama nuestras empresas afrontan sobrecostes eléctricos que, por ejemplo, con respecto a Alemania pueden llegar al 30%. La industria básica instalada en Extremadura tiene un elevado componente exportador y observa con preocupación cómo se incrementa el riesgo de su actividad por el coste del suministro eléctrico.

El Grupo Gallardo, el único socio extremeño de AEGE, ha asegurado que la última subasta de interrumpibilidad celebrada daña seriamente su competitividad ¿habría sistemas alternativos?

Los resultados de las últimas subastas de asignación del servicio de interrumpibilidad han supuesto un drástico recorte en la retribución por el servicio, afectando de forma preocupante a la competitividad de la industria electro-intensiva. Estas últimas subastas se han desarrollado bajo nuevas normas y condiciones, lo que ha provocado enorme incertidumbre y volatilidad, con la consecuencia de unos precios muy inferiores, a pesar de la mayor utilización que se hace del servicio. Los resultados suponen una pérdida de retribución de un 40% respecto a la de 2017.  Los ingresos por este servicio mitigan, en parte, el elevado precio eléctrico español, uno de los más caros de Europa. El servicio de interrumpibilidad es un seguro para el sistema eléctrico, activo las 24 horas, los 365 días del año, que los grandes consumidores de electricidad prestan al operador del sistema para garantizar la seguridad de suministro.

¿El creciente peso de las energías renovables frente a las más tradicionales como carbón, petróleo o nuclear hasta qué punto puede afectar en el futuro al sistema de interrumpibilidad?

La industria electro-intensiva está seriamente comprometida con la descarbonización de la economía y la garantía del suministro eléctrico. Su patrón de consumo es vital para aplanar la curva de la demanda eléctrica y reducir la punta de consumo, lo que la convierte en una alidada de las energías renovables. El ratio punta-valle del sistema eléctrico español es de 2, y el de las de las industrias asociadas en AEGE solo de 0,67 debido a su excelente patrón de consumo.

En relación a otros países europeos de nuestro entorno como Francia, Italia o Alemania, ¿en qué situación se encuentran las industrias de gran consumo energético?

La industria española se ve continuamente castigada por el elevado precio eléctrico, con un precio medio de cierre estimado para 2018 de 57 €/MWh -el más alto de los últimos 10 años-, un 35% mayor que el de Alemania. El pasado año, debido al diferencial del precio en el mercado eléctrico, las empresas asociadas en AEGE pagaron 450 millones de euros más que sus competidores alemanes por el mismo consumo eléctrico.

José Calama (Troil Vegas Altas): “La producción eléctrica representa el mayor porcentaje de ingresos de la planta de alperujo de Valdetorres”

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Vista aérea de las balsas de alperujo y de la planta de Troil en Valdetorres

Entrevista con
José Calama
Gerente de Troil Vegas Altas S.C.

Troil Vegas Altas comenzó a recoger alperujo en su planta de Valdetorres (Badajoz) en la campaña 2.001- 2.002, e inició su actividad en agosto de 2.002. Ha realizado dos  ampliaciones, una de potencia eléctrica y otra de la almazara. Entre sus cooperativas accionistas figuran por orden de participación, Cooperativa del Campo San Pedro de Guareña, CASAT de Don Benito, Acopaex, Viña Canchalosa de Zarza de Alange, San Agustín de Obando y Nuestra Señora de las Cruces de Don Benito. José Calama ha sido su gerente desde los inicios.

Desde el punto de vista del aprovechamiento energético de la planta de Valdetorres, ¿cuál es su principal actividad y productos y qué mercado tienen?

La principal actividad es el tratamiento de lodos de almazara mediante un proceso de cogeneración. Lo que hacemos es secar el alperujo. Producimos energía eléctrica (cuyo excedente exportamos), aceite de orujo de oliva crudo que se envía a refinerías, hueso que se vende como biomasa, orujo graso seco y pulpa que se venden a extractoras de aceite de orujo o como alimentación animal y alpechín concentrado y filtrado que se vende para la extracción de antioxidantes y como base de fertilizantes orgánicos.

¿La comercialización del hueso de aceituna producido cómo se realiza? ¿se vende también al por menor con marca propia o se puede hacer en el futuro? 

El hueso se comercializa tanto a granel como en Big-bags y en sacos de 20 Kg. Los clientes son desde empresas hasta pequeños consumidores residenciales. Se vende sin marca, pero podría hacerse en el futuro.

La planta cuenta con una capacidad de 4,3 Mw hora ¿qué parte de la electricidad producida se reutiliza y cuánta va a la red? 

Durante el proceso de secado la planta consume alrededor de 500 kWh, luego exportamos 3,8 MWh. Una vez que acabamos de secar todo el producto, el autoconsumo se reduce a los servicios auxiliares de la planta de cogeneración y exportamos unos 4,1 mWh. La producción eléctrica de la planta en Kwh en una campaña normal oscila entre los 28 y los 30 Gigas. La producción eléctrica representa el mayor porcentaje de ingresos de la planta.

El aumento previsto de la producción de aceituna con nuevas plantaciones de superintensivo ¿puede obligar a nuevas ampliaciones de la capacidad de Troil o ya tiene suficiente? 

En principio ya tenemos realizadas las inversiones para el aumento de la producción. Actualmente tenemos una capacidad de balsas para 85.000 Tm de alperujo. La campaña más grande fue de 51.000 Tm. Luego creo que tenemos cubiertas nuestras necesidades de capacidad para los próximos años.

Juan Antonio Cuesta (Magtel): “Serán nueve las plantas que evacuarán a la subestación de Carmonita que suman una potencia de más de 600 MW”

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Entrevista con
Juan Antonio Cuesta
Director División Desarrollo Negocio de Magtel

La empresa andaluza Magtel es una de las que más decididamente ha apostado por las inversiones en el sector renovable de Extremadura, con la tramitación y estudio de varios proyectos fotovoltaicos y eólicos.

Extremadura es actualmente la comunidad autónoma española que cuenta con más proyectos fotovoltaicos en tramitación. En el caso de Magtel, ¿en qué momento administrativo se encuentra el proyecto de las plantas de Carmonita cerca de Mérida y cuáles son sus características?

Magtel cuenta en este momento con varios proyectos de energía solar fotovoltaica con la tramitación ya iniciada y en distintas fases de la misma. Además, estamos trabajando para incorporar nuevas iniciativas a lo largo del presente año que seguirán reforzando nuestra apuesta inversora en Extremadura. En su conjunto, serán nueve las plantas que evacuarán a la subestación de Carmonita y suman una potencia que supera los 600 MW.

Aparte del proyecto de Mérida, ¿estudia actualmente otros proyectos fotovoltaicos en Extremadura?

Mantenemos un firme compromiso con el binomio Extremadura-Energía solar fotovoltaica, ya que consideramos que esta comunidad autónoma ofrece las condiciones ideales para la instalación de este tipo de plantas de generación de energía. Su geografía, su índice de radiación solar y la voluntad de sus administraciones son elementos que consideramos clave para emprender nuevos proyectos a medio y largo plazo. Queremos contribuir a la sostenibilidad del territorio a través de las energías limpias, reduciendo la dependencia de los combustibles fósiles y generando oportunidades de empleo en Extremadura.

Magtel también tiene avanzada la tramitación del Parque Eólico El Peral en Navas del Madroño (Cáceres), ¿en qué momento se encuentra dicho proyecto? ¿Está previsto acometer el inicio de su construcción en los próximos meses?

Efectivamente, estamos trabajando en el diseño, planificación y promoción de este proyecto. Ahora mismo estamos completando las mediciones de recurso eólico y los estudios necesarios para avalar su viabilidad.

La bajada del precio de los principales componentes fotovoltaicos ha permitido encarar nuevos proyectos con costes más reducidos. Por la experiencia de Magtel en este campo y con los precios actuales del pool, ¿es viable y rentable acometerlos sin primas?

Estamos plenamente convencidos de que la energía solar fotovoltaica es la energía del futuro a nivel mundial. Esto convertirá a España, y concretamente a la zona sur del país, por su elevado índice de radiación, en importantes productores si logramos hacer las cosas bien en los próximos años. Las plantas fotovoltaicas van a ser viables y rentables por sí mismas sin necesidad de ser primadas, pero es que además permitirán abaratar la factura del consumidor final que tan penalizado está. Todo ello sumado a los beneficios que para nuestro medio ambiente tiene la producción a partir de una energía limpia, sostenible e inagotable.

David Lázaro (ASEMIET Cáceres): “El parque de viviendas de la provincia de Cáceres tiene unas instalaciones eléctricas muy deficientes”

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Entrevista con
David Lázaro
Presidente de ASEMIET Cáceres

David Lázaro asumió la presidencia de la Asociación Empresarial e Instaladores Electricistas y de Telecomunicaciones de Cáceres desde finales de enero del 2018.

¿Cuáles son los principales retos que tiene pendientes el sector de profesionales y empresas al que representa Asemiet en esta nueva etapa?

En los últimos años el sector eléctrico ha cambiado de forma drástica, y de igual manera las actividades que desarrollamos. Por ello, las empresas que conformamos Asemiet debemos ser los principales actores intervinientes en el autoconsumo, el vehículo eléctrico y la digitalización del mundo eléctrico. Nuestras empresas están más que preparadas para liderar este cambio de modelo energético que ya está en marcha y que seguirá en los próximos años.

El parque de viviendas de la provincia de Cáceres ¿en qué condiciones se encuentra por lo general en cuanto a instalaciones eléctricas?

Se podría resumir en muy deficientes. Tenemos unas instalaciones eléctricas en viviendas con más de 30 años de antigüedad, que fueron diseñadas con otra reglamentación, en una época en la que el nivel de electrificación de las viviendas no tenía nada que ver con la actualidad (climatización, cocina eléctrica, …). Por ello, es necesario una reforma de las mismas que garantice su seguridad y la de las personas que las utilizan.

¿El problema del intrusismo es complejo de solucionar o depende sobre todo de la labor de la administración?

El intrusismo es una de las peores lacras que sufre nuestra profesión. Es más complejo de lo que debiera debido principalmente a la administración, puesto que tendría que ser mucho más vigilante y colaboradora con las asociaciones en este tema. Desde la nuestra, se seguirá intentando colaborar con la administración para la detección y denuncia de la piratería dentro del sector, que tan graves consecuencias conlleva para todos.

El usuario es el principal afectado por el intrusismo al no poder contar con la certeza de que su instalación cumple con todos los requisitos necesarios.

Asimismo, y dado que afecta más allá de las empresas instaladoras, se debe poder contar con la colaboración de otros agentes intervinientes en las instalaciones eléctricas como las distribuidoras y almacenes de material eléctrico.

¿Cada vez existe más preocupación en el ciudadano de a pie y en el pequeño empresario por el ahorro y la eficiencia energética para bajar su factura de la luz?

Cualquier persona intenta reducir sus gastos mensuales, y la factura eléctrica es uno de ellos que, en muchos casos, es muy importante. Por ello, y más acusadamente con la subida de los precios de la electricidad en los últimos años, se observa una mayor preocupación que lleva a las personas a pensar en tomar medidas de eficiencia energética para mejorar su factura eléctrica. Igualmente, se observa una tendencia de una mayor concienciación por la preservación del medio ambiente, para lo que estas medidas son fundamentales.

¿Preguntan cada vez más clientes por el tema de autoconsumo? ¿Qué le pide el sector de los instaladores al nuevo Gobierno para impulsar su desarrollo?

Creo que el autoconsumo es fundamental si queremos cumplir con los compromisos adoptados en reducción de gases de efecto invernadero, así como en producción con energías renovables para la transición energética en la que estamos inmersos. La gente cada vez está más concienciada con estos temas, ya que debemos cuidar el planeta en el que vivimos. Y por ello, también cada vez más se interesan por el autoconsumo, ya que ven que se trata de instalaciones perfectamente legales, amortizables y que les reducen su factura eléctrica.

Al gobierno ni siquiera le pedimos que lo impulse, sino que quite todas las trabas existentes para su desarrollo, partiendo desde el mal nombre que algunos agentes intervinientes del mercado eléctrico se han propuesto darle, hasta la cantidad de trámites administrativos impuestos hasta la fecha, todos ellos con el único fin de ralentizar un tipo de instalaciones para el que España tiene más potencial que cualquier otro país europeo.

Pedro Fresco, especialista en el mercado eléctrico: “La combinación de autoconsumo y almacenamiento va a alterar la relación entre la red eléctrica y el consumidor”

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Pedro Fresco

Entrevista con
Pedro Fresco
Autor de “El futuro de la energía en 100 preguntas

Pedro Fresco, especialista en el mercado eléctrico y gasista y experto de la Universidad Internacional de Valencia, ha presentado recientemente su libro “El futuro de la energía en 100 preguntas”.

¿Hacia dónde va a cambiar el mundo energético en los próximos años según tu libro “El futuro de la energía en 100 preguntas“?

En el libro sostengo que hay tres idea clave que van a marcar el futuro de la energía. La primera es que la energía del futuro será renovable, pasando de un modelo de energías con base fósil a un modelo basado en las energías alternativas. La segunda idea es que el futuro es eléctrico, es decir, iremos hacia una sustitución de combustibles por electricidad, electrificando el transporte, la climatización, etc. Y, finalmente, la tercera idea clave es que el futuro de la energía será descentralizado, yendo a un modelo en el que no serán sólo las grandes centrales las que generarán la energía sino que también lo haremos nosotros mismos, convirtiéndonos en prosumidores.

Hasta no hace mucho las empresas eléctricas eran las grandes protagonistas del sector. ¿Ahora también lo son los propios clientes que puede convertirse en sus propios productores?

Efectivamente, esa es una de las claves del futuro. No es que las grandes centrales o los grandes generadores vayan a desaparecer, van a seguir existiendo porque el sistema eléctrico y ciertas actividades los necesitan, pero progresivamente iremos sustituyendo parte de esa generación centralizada por una descentralizada, propia. Y esto es algo que va a suceder en el consumidor doméstico pero también en el sector servicios o las empresas industriales.

¿Hasta qué punto el autoconsumo y la posibilidad del almacenamiento de energía con baterías va a cambiar el mundo energético?

Va a cambiarlo radicalmente. El almacenamiento, a nivel de grandes centrales o de sistema eléctrico, es lo que nos va a permitir prescindir progresivamente de las centrales térmicas e ir hacia un sistema eléctrico 100% renovable. Pero, además, la combinación de autoconsumo y almacenamiento a nivel de consumidor final va a alterar la naturaleza de la relación entre la red eléctrica y el consumidor.

Con sistemas de autoconsumo y almacenamiento económicamente competitivos, la mayoría de consumidores finales van a poder ser casi autosuficientes o, incluso, muchos podrán plantearse desconectarse de la red eléctrica, sobre todo una vez tengamos “baterías móviles” que serán nuestros vehículos eléctricos. La red ofrecerá ventajas, como vender o compartir la energía producida, pero habrá quién no las necesite. Cómo se ajustará todo es aún incierto, pero lo que es seguro es que en un par de décadas será muy distinto.

¿La movilidad eléctrica total, con el fin de los combustibles fósiles en la automoción en algunas décadas, qué necesita para ser viable?

Viable técnicamente ya es a nivel de vehículo particular, transporte de mercancías ligeras o transporte público urbano. En otros ámbitos, como la aviación, el transporte marítimo o el transporte internacional por carretera, todavía no lo es. El campo que me parece más complicado es la aviación, donde probablemente habrá que optar por alternativas como el hidrógeno, que en cualquier caso también sería renovable.

En todo caso, el campo de la movilidad eléctrica está evolucionando muy rápidamente. Cada año los nuevos modelos tienen más autonomía y las baterías son más baratas, y esa tendencia continuará en el futuro. En muy pocos años, los utilitarios eléctricos serán más competitivos que los vehículos de combustión gracias a sus menores costes variables y de mantenimiento. En cuanto eliminemos la frontera psicológica de la autonomía, que superaremos con una infraestructura de recargas rápidas adecuada, la revolución del vehículo eléctrico será imparable.

El coste energético es clave para muchos pequeños negocios (pymes, cooperativas, comercios, hostelería…). ¿Puede bajar sensiblemente en los próximos años el precio de la energía? ¿De qué dependerá más?

Hoy en día las energías renovables más maduras, la eólica y la solar fotovoltaica, son las energías que pueden generar electricidad a precio más bajo, así que su progresiva implantación debería hacer bajar el precio de la electricidad. Sin embargo, estas energías tienen un hándicap, que son intermitentes, y por tanto a partir de cierto grado de implantación será necesario complementarlas con almacenamiento u otras renovables no intermitentes que pueden ser más caras. Como aún no hemos llegado a ese punto no sabemos si en ese momento el precio de esas renovables y de ese almacenamiento encarecerá el recibo. Yo soy optimista y creo que en menos de una década tendremos sistemas de almacenamiento combinados con energías intermitentes que serán más baratos que cualquier alternativa fósil.

Eso es para la electricidad, sin embargo para el resto de energías (gas natural, gasóleo, gasolina, etc.) la tendencia será al encarecimiento. La lucha contra el cambio climático va a obligar a desincentivar su uso, algo que probablemente vendrá mediante su incremento de precio vía impuestos. Ya hay algunas propuestas en ese sentido, que pretenden aumentar la imposición sobre los combustibles y bajarla sobre la electricidad, para facilitar esa electrificación.

En todo caso quiero dejar un mensaje optimista. La posibilidad de autogenerar nuestra propia energía a precios cada vez más baratos nos va a permitir reducir nuestros costes energéticos. Una gestión cada vez más inteligente de la energía, las mejoras en la eficiencia energética y la nueva realidad a la que nos llevará ser prosumidores también operarán en nuestro interés. Si nos movemos con los tiempos, este nuevo paradigma será positivo para las empresas y abrirá muchas oportunidades de negocio que hoy ni siquiera somos capaces de vislumbrar.

Luis Crespo (Protermosolar): “Si se comparan peras con peras y no con manzanas la termosolar es hoy en día más barata que la fotovoltaica”

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Entrevista con
Luis Crespo
Presidente de Protermosolar y de ESTELA

El sector renovable de fotovoltaica y eólica tras las subastas ministeriales parece que vuelve a coger impulso ¿para cuándo le tocará el turno a la termosolar?

Efectivamente, a la vista de las pocas expectativas de cumplimiento de las obligaciones de nuestro país en relación a los objetivos con la UE en el año 2020, el gobierno anterior, tras una primera subasta de dudosa materialización, sacó otra que, aunque se publicitaba como tecnológicamente neutra estaba claramente dirigida a favorecer a la energía eólica, como así finalmente resultó. Ante las críticas y recursos interpuestos y dado que dicha subasta no había requerido costes adicionales al sistema, sacó una nueva en la que la fotovoltaica tuvo todas las papeletas para resultar mayoritariamente adjudicataria.

El criterio para dichas subastas fue claramente el cumplir con los compromisos de Bruselas sin coste para el sistema eléctrico, con una gran improvisación, sin tener en cuenta ni criterios de distribución geográfica ni las dificultades, incluso logísticas, para su instalación. No se estudiaron que tipo de tecnologías se necesitaban realmente ante la progresiva retirada de las centrales convencionales. Tampoco parece que se analizara el impacto en la retribución de proyectos anteriores ni en todo el parque generador asociado a la deflación de precios que los casi 9000 MW iban a ocasionar. Además, dado que estas nuevas instalaciones se retribuirán a precio de pool cabe la gran duda de a cuanto caerá este cuando se incorporen nueva potencia con la misma tecnología a las horas en que estarán todas inflexiblemente operando, lo que introducirá muchas dudas en los planes de negocio y dificultará su financiación.

Las subastas en las que el coste de generación es el único criterio, dejan fuera a tecnologías gestionables como la termosolar y la biomasa. Sólo subastas competitivas, pero específicas por tecnologías o por perfil de despacho, pueden servir para incorporar al sistema las nuevas unidades de generación que se necesitarán cuando el respaldo de las actuales centrales, nucleares, de carbón, e incluso de gas, se vayan cerrando como consecuencia de decisiones políticas o de obsolescencia de las mismas.

En regiones como Extremadura hay varios proyectos de gran escala, en inversión y potencia en MW, fotovoltaicos fuera de prima ¿sería posible proyectos de este tipo con termosolar?

Las termosolares ofrecen un producto con mucho más valor para el sistema que otras tecnologías que solo generan cuando se dispone del recurso, es decir, cuando el viento sopla o el sol brilla. Por eso es una contracción en términos pensar que tecnologías diferentes, con mas inversiones y costes operativos que otras, podrán competir en un mercado que solo considera el coste de generación.

Sin embargo, las centrales termosolares si pueden hoy competir contra cualquier tecnología, renovable o convencional, si lo que se comparara fuera el suministro desde la puesta del sol hasta la salida al día siguiente, ya que estas centrales pueden desacoplar, sin pérdida de rendimiento, la recogida de la energía, almacenándola en los tanques térmicos, para producir electricidad, cuando el sistema lo demande. Esta estrategia de generación es la más racional en el futuro como lo demuestra el informe presentado por Protermosolar y resultará imprescindible a medida que se incremente la potencia instalada fotovoltaica. De otra forma, seguiría siendo suministrado por combustibles fósiles con grandes emisiones y a un coste mayor.

Aunque pueda parecer sorprendente para los lectores se puede afirmar rotundamente que la termosolar es hoy en día más barata que la fotovoltaica. Esto es así si se comparan peras con peras y no con manzanas. La termosolar ofrece en estos momentos costes de generación más económicos para sistemas con 9 horas de almacenamiento que la fotovoltaica con baterías e incluso que una nueva central de ciclo combinado.

Ese tipo de servicio no es objeto, en estos momentos, de una situación de libre competencia y debería ser sacado a concurso para nuevas instalaciones teniendo en cuenta la progresiva retirada de las centrales convencionales actuales.

¿Hay inversores actualmente interesados y con financiación que estarían dispuestos a abrir centrales termosolares en Extremadura y en otras regiones?

El interés de los inversores depende de lo atractivo que resulten los planes de negocio. Por ello, la venta de su producto, en este caso de la electricidad generada, tiene que tener un marco claro y estable. En el momento actual, dicha venta de la electricidad generada por las futuras centrales termosolares podría tener dos destinos diferenciados en marcos en los que sí podría cumplirse la premisa mencionada anteriormente.

En primer lugar, el mercado nacional, en donde una sensata planificación identificaría que la termosolar es la pieza que falta para complementar a la fotovoltaica fuera de las horas diurnas. Teniendo en cuenta la distribución estacional de recursos, se convertiría al sol, el viento y el agua, apoyados por la biomasa que dispone de total flexibilidad, como los pilares de la generación en nuestro país pudiendo alcanzar realistamente una participación por encima del 85% en 2030.

En segundo lugar, los países centroeuropeos, que tendrán una gran necesidad de energía renovable gestionable ya que los planes de potencia eólica y fotovoltaica anunciados en Francia, Alemania, etc., no podrán cubrir la demanda a cualquier hora del día. Por ello España es el país mejor posicionado y con mayores posibilidades de entre los países del sur para aportar dicha gestionabillidad con las centrales termosolares.

Desde ESTELA estamos promocionando ese concepto para que el despliegue de las centrales termosolares no esté exclusivamente limitado a los mercados internos de los distintos países. Este sería un gran avance a la racionalidad del sistema eléctrico europeo. Los inversores sólo necesitan que cualquiera de estas dos opciones se desarrolle, con reglas claras y garantías de estabilidad regulatoria para tomar sus decisiones y, en dicho contexto, la financiación de los proyectos estaría también asegurada.

En un escenario futuro donde el carbón tenderá a desaparecer, ¿qué papel debería jugar una energía propia con almacenamiento como la termosolar?

Hoy en día existe un consenso absolutamente generalizado, tanto por parte de las empresas eléctricas como del resto de agentes del sector, en el sentido de que el 100% de la nueva capacidad que se instale hasta 2030 (y yo creo que de por vida) será renovable en nuestro país. Por ello, el papel de carga base y respaldo que juegan hoy en día las centrales nucleares y fósiles, tendrá que ser asumido por las tecnologías renovables de generación.

Dadas las limitaciones que la gran hidráulica tiene para su expansión, más allá de instalar algún nuevo proyecto de bombeo, el papel del respaldo debe ser asumido por las únicas dos tecnologías que aportan gestionabilidad como son las centrales termosolares y las de biomasa, para cuyo despliegue Extremadura está en una posición privilegiada.

Las centrales termosolares, con un adecuado dimensionamiento entre la superficie de captación del campo solar y el volumen de los tanques de almacenamiento puede ofrecer cubrir gran parte de la demanda desde la puesta del sol hasta el amanecer del día siguiente, sin prácticamente pérdidas por la espera en el despacho, lo cual es una diferencia significativa respecto al almacenamiento en baterías que, por el momento, se encuentra en costes equivalentes diez veces superior al del almacenamiento termosolar y que tendría pérdidas del 25% en el ciclo completo de carga y descarga.

Incluso, las centrales termosolares podrían ofrecer el servicio de almacenamiento a la red, para que, en días muy ventosos, que por lo general suelen ser poco soleados, se pudiera evitar el vertido de la energía eólica, transformando dicha electricidad excedente en calor y almacenándolo en los tanques de sales de las centrales termosolares con una inversión muy reducida. Dicho calor se transformaría posteriormente en electricidad con las turbinas de la propia central termosolar con un rendimiento global comparable al de otras soluciones, como la hidrólisis del agua, pero de forma más simple y menos costosa.

Las centrales de biomasa son aún más flexibles en su perfil de despacho y podrían concentrar parcialmente su producción con una mayor generación en otoño-invierno aportando un valioso servicio al sistema eléctrico y siendo remuneradas adecuadamente al reconocérseles dicha flexibilidad.