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Extremadura quiere que las nuevas subastas anunciadas por el Ministerio para este año tengan en cuenta también a la termosolar y la biomasa

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El anuncio realizado hace unos días por la ministra para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, Teresa Ribera, a las comunidades autónomas sobre el interés en que este año 2021 haya nuevas subastas de proyectos renovables ha sido acogido con satisfacción por el sector energético en Extremadura.

La región fue una de las que más proyectos y megawatios de potencia logró en las últimas subastas renovables ante el interés de grandes grupos promotores por su territorio en el caso de las plantas fotovoltaicas. De hecho, ya han comenzado a operar o están en avanzada fase de construcción algunos de los parques fotovoltaicos más grandes de España. Contar con grandes extensiones de terreno llano y con subestaciones de evacuación de la que ya disponen los proyectos en marcha o en construcción facilitaría mucho los trámites para la puesta en marcha de nuevos proyectos.

Desde la Junta de Extremadura, se espera que las nuevas subastas también tengan en cuenta otro tipo de tecnologías renovables que en las últimas subastas, por el modelo elegido que priorizaba la fotovoltaica y la eólica, quedaron relegadas. Según la consejera extremeña de Transición Ecológica, Olga García,”  “las subastas deben tener en cuenta las distintas tecnologías, incluyendo la termosolar y la biomasa, y la hibridación de ambas, por su capacidad de generación de empleo y actividad económica, especialmente en los entornos rurales, en relación con las que Extremadura alberga un importante potencial de desarrollo”.

El pasado año 2019, en toda España, se conectaron a la Red eléctrica un total de 6.456 Mw de potencia de nueva generación renovable, fundamentalmente fotovoltaica y eólica. De esta cantidad, un total de 5.689 Mw provenían de las subastas celebradas por el Ministerio de Industria de entonces en el año 2017. En total, la eólica ha logrado sacar adelante 2.319 Mw y la fotovoltaica un total de 3.975 Mw.

Las subastas del Ministerio permiten acelerar en la carrera hacia la consecución de los objetivos del  Plan Nacional de Eficiencia Energética y Clima, que en el año 2030, en menos de una década, espera que las energías renovables supongan el 42% del total del consumo energético y el 74% de la producción eléctrica.

Las centrales termosolares extremeñas mantienen su actividad desde el estado de alarma con medidas laborales extraordinarias

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Las cincuenta centrales termosolares de España, casi un 30% de ellas ubicadas en Extremadura, continúan desde el inicio del estado de alarma, produciendo energía renovable gracias a las medidas de protección tomadas, que garantizan una total seguridad para sus trabajadores durante la pandemia causada por el Covid-19, según la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar (Protermosolar).

Estas medidas extraordinarias fueron tomadas de forma inmediata tras la entrada en vigor del estado de alarma, lo que ha permitido que la actividad continúe al mismo ritmo de producción habitual a excepción de las labores de mantenimiento no crítico, que se han pospuesto momentáneamente. El carácter de actividad esencial de las centrales termosolares ha permitido que, a pesar de la situación actual, toda la cadena de valor, incluidos proveedores y contratistas, haya continuado con un funcionamiento normal y correcto.

En el plano organizativo, Protermosolar explica que se ha transformado toda la actividad laboral para reducir al mínimo los contactos. En este sentido, se han modificado las jornadas laborales, se han desdoblado algunos equipos en turnos para evitar que coincidan muchos trabajadores a la vez y se han eliminado los solapamientos en los cambios de turno. Los tiempos de descansos y almuerzos también han sufrido cambios para limitar el aforo en las zonas comunes. Adicionalmente, los empleados deben entregar un formulario de acceso a planta que garantice que las personas que entran no forman parte de la población de riesgo.

Siguiendo las recomendaciones oficiales, también se han incrementado de forma notable las medidas higiénicas para la prevención, como el lavado de manos, el uso de guantes o el control diario de temperatura en los accesos a las plantas. Además de las medidas aconsejadas por las autoridades sanitarias, se han adoptado otras específicas para todos aquellos elementos que implican un contacto directo del operador y se ha proporcionado a cada planta un stock suficiente de los elementos de protección. Incluso, en algunas plantas han sido desinfectados por vía húmeda o con ozono todos los materiales que entran.

 

Las termosolares de Extremadura y Andalucía, claves en el récord de generación de 4.269 Mwh hasta septiembre

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La energía termosolar ha marcado récord histórico de generación eléctrica al sumar 4.269 GWh en los primeros ocho meses de 2019, lo que supone un volumen de generación un 4,1 % superior al anterior récord de 2015 (4.102 GWh), según los datos de REE (Fuente: ESIOS) recogidos por Protermosolar, la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar, que indica que esta generación representa un 2,67 % del total generado en España en este periodo y supone la aportación al sistema históricamente más alta.

Andalucía y Extremadura son las dos regiones españolas que concentran el mayor número de plantas termosolares y la mayor potencia instalada en megawatios.

Protermosolar también señala que durante el pasado mes de agosto, la energía termosolar aportó al sistema 745 GWh (Fuente: ESIOS), cifra por encima de la media histórica, con puntas de aportación horaria que supusieron el 8,72 % del total generado y con numerosas franjas horarias por encima del 7 %.

Protermosolar destaca que, por la noche, entre las 21.00 h y las 6.00 h, la energía procedente de las plantas termosolares ha tenido puntas superiores al 2 % de la aportación horaria total al sistema eléctrico español en el mes de agosto, lo que demuestra claramente como esta tecnología puede abastecer la demanda en horas nocturnas y su complementariedad horaria y estacional con otras tecnologías, especialmente la fotovoltaica.

Protermosolar destaca que estas cifras se logran con la misma potencia instalada que en el año 2013, demostrando la fiabilidad de la tecnología y el mantenimiento de la eficiencia a pesar de que varias centrales han superado ya los 10 años de operación. El parque termosolar español está formado en 1/3 parte por centrales con almacenamiento, que cargan y descargan sus tanques más de 250 días al año, manteniendo su capacidad de operación sin degradación y permitiendo generar electricidad tras la puesta de sol.

Para Protermosolar, estos datos ponen de manifiesto la confianza que debe tenerse en esta tecnología y lo acertado de plantear un mayor despliegue, como el previsto en el PNIEC, en esta próxima década para alcanzar los objetivos a 2030. En este sentido, implantar sistemas de almacenamiento en aquellas centrales que actualmente no disponen de él o hibridar algunas centrales con biomasa, reforzarían su valor para el sistema. Asimismo, abastecer los consumos propios con instalaciones fotovoltaicas anejas incrementaría la generación termosolar de las centrales actuales. Respecto a la flota futura, su despacho complementario a la fotovoltaica contribuiría a la integración de energía renovable en el sistema, optimizando las infraestructuras de transmisión, existentes y futuras, y contribuyendo a la estabilidad de la red.

Las nuevas centrales termosolares, provistas de grandes sistemas de almacenamiento y despachando la electricidad a partir del atardecer, aliviarían las rampas que provocarían diariamente la caída de producción de la fotovoltaica por la tarde y evitarían, en gran medida, las emisiones que, de otra forma, irían asociadas a la combustión de gas en los ciclos combinados. Pero además, los tanques de almacenamiento de las centrales termosolares podrían utilizarse para captar los vertidos de las tecnologías eólica y fotovoltaica, evitando inversiones superiores a los 20.000 millones de euros en sistemas de baterías o nuevas instalaciones de bombeo. Las centrales termosolares podrían actuar incluso de reserva estratégica a disposición del operador del sistema para los momentos de máxima demanda al poder mantener una parte importante de su capacidad durante días, semanas o meses, para cuando fuese requerido con disponibilidad absoluta.

Las termosolares extremeñas notifican emisiones para ser excluidas del comercio de gases de efecto invernadero

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La Junta de Extremadura ha sometido a información pública las instalaciones sujetas a ser excluidas del comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero para el período 2021-2025.  El órgano autonómico competente podrá acordar la exclusión de las instalaciones que tengan la consideración de pequeños emisores o sean hospitales, cuando los respectivos titulares de las instalaciones lo hayan solicitado y hayan acreditado el cumplimiento de los requisitos que se establecen en la misma.

Las instalaciones ubicadas en la Comunidad Autónoma de Extremadura que han notificado emisiones < 2.500 t CO 2 cada uno de los años del periodo 2016-2018, son: Renovables Samca SA (La Florida), Renovables Samca, SA (La Dehesa), Extresol 1, SL, Extresol 2, SL, Extresol 3, SL, Ibereólica Solar Olivenza, SL, Planta Termosolar de Extremadura, SL, Planta Termosolar de Extremadura 2, SL, Solaben Electricidad 1, SAU, Solaben Electricidad 2, SAU, Solaben Electricidad 3, SAU, Solaben Electricidad 6, SAU, Rústicas Vegas Altas, SLU, Dioxipe Sola,r SL y Serrezuela Solar, 2 SL.

Las instalaciones ubicadas en la Comunidad Autónoma de Extremadura que han solicitado la exclusión del comercio de derechos de emisión habiendo notificado emisiones < 25.000 t CO 2 cada uno de los años del periodo 2016-2018 y > 2.500 t CO 2 al menos un año del periodo 2016-2018 y que cuando realice actividades de combustión, tenga una potencia térmica nominal < 35 MW, o es un hospital son: Tabicesa, SAU, Eurocerámica Sánchez Palomero, SA y Carnes y Conservas Vegetales, SL.

Ahora se abre un periodo de información pública de tres meses a partir del día siguiente a la publicación del  anuncio en el Diario Oficial de la Comunidad Autónoma de Extremadura, que alcanza hasta primeros de Noviembre.

Si durante el periodo de información pública la empresa desiste de la solicitud de exclusión o se dictamina que la actividad desarrollada en sus instalaciones no está incluida dentro del régimen de comercio de emisiones de gases de efecto invernadero, se dará por finalizado dicho trámite para dicha instalación procediendo al archivo del expediente”.

AGENEX coordina un proyecto europeo para investigar sobre energía termosolar de concentración

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La Agencia Extremeña de la Energía (AGENEX) coordina el proyecto europeo CSP ERA.NET, que en los próximos 5 años agrupará aportaciones de de diferentes países, ayudas europeas e inversión privada para la financiación de la investigación en materia de energía termosolar de concentración (CSP).

Extremadura produce cerca del 40% de la energía termosolar de España y lidera junto a Andalucía este sector en España. Durante el año 2018, según datos de REE, Extremadura contaba con 849 Mw de potencia termosolar operatives y una generaciòn de 1.634 Gw/h, solo por detrás de Andalucía y por delante de Castilla-La Mancha.

CSP ERA.NET es un consorcio que busca lanzar convocatorias conjuntas a nivel europeo para fomentar el desarrollo de tecnologías que promuevan el lanzamiento de soluciones innovadoras de energía termosolar de concentración. Se trata de un proyecto H2020 coordinado por AGENEX, con un consorcio formado por socios de once estados miembros de la Unión Europea y países asociados para la inversión de más de 14 millones de euros.

El pasado 25 de junio en Bruselas, se celebró la reunión de lanzamiento, en la que se presentó el Acuerdo del Consorcio y se analizaron las tareas a desarrollar, aspectos financieros y demás cuestiones técnicas y de coordinación del proyecto. Además, estuvieron presentes Andrei Lintu, de la DG de Investigación e Innovación de la Comisión Europea; Marcel Bial, Secretario General de ESTELA; y Piero De Bonis, Programme Officer y Project Officer; para explicar en qué consiste el programa HORIZON -STE y cuáles son las expectativas de la Comisión con respecto al proyecto CSP ERA.NET.

Y es que esta innovadora tecnología consiste en concentrar calor procedente del sol en un punto. De esta manera, se genera vapor para impulsar la turbina. Se trata de una tecnología con gran potencial para el sector de las renovables, aún en desarrollo, para hacerla más competitiva con la mejora en el rendimiento y la reducción de costes.

Como valor añadido, cabe destacar que la producción de energía termosolar permite el funcionamiento de este tipo de plantas durante todo el año, debido al desarrollo de tecnologías de almacenamiento térmico; lo que la convierte en la tecnología renovable que más valor añadido ofrece para la gestión de redes eléctricas con participación de renovables.

En este se sentido, Extremadura se erige como un referente dentro del panorama internacional ya que la región aglutina cerca del 40% de la producción de toda España, siendo el territorio en el que se concentran el mayor número de proyectos de este tipo debido la posibilidad de explotación de este recurso. A esto hay que sumar la experiencia de las empresas extremeñas en este ámbito.

Con el proyecto CSP-ERA.NET se espera movilizar inversiones en este campo por valor de más de 29 millones de euros, que se traducirá en proyectos concretos y reales para el desarrollo de la tecnología de concentración.

Luis Crespo (Protermosolar): “Los 6,7 GWh de capacidad de almacenamiento de nuestras termosolares podrían recoger los excesos de producción de las centrales eólicas y fotovoltaicas cuando se superase la demanda”

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Por Luis Crespo, presidente de Protermosolar
Protermosolar es la asociación que incluye a la mayor parte del sector termosolar en el mercado español, analiza las posibilidades de crecimiento del sector gracias a sus ventajas en el almacenamiento de energía y critica también el olvido sobre esta potencialidad.

En España hay en operación 18 centrales termosolares con almacenamiento, 17 de las cuales son de 50 MW y disponen de una capacidad de almacenamiento de 7,5 horas a potencia nominal; otra, de 20 MW, tiene un almacenamiento de 15 horas. En total la capacidad de almacenamiento eléctrico equivalente es de 6.675 MWh con una potencia de entrega de 870 MW. Dichas instalaciones llevan entre 7 y 10 años cargando y descargando diariamente sus tanques con total fiabilidad y sin señales de degradación.

El almacenamiento térmico de las centrales termosolares es, tras las centrales hidroeléctricas convencionales, la tecnología con mayor capacidad instalada a nivel mundial para generación eléctrica. Dicho almacenamiento térmico representa, en estos momentos, más de 10 veces en términos eléctricos equivalentes, la capacidad instalada en baterías de ion litio en todo el mundo.

Sin embargo, en prácticamente ningún documento oficial ni en las presentaciones de los agentes del sector eléctrico se hace mención de esta tecnología madura, de gran capacidad en términos de volumen de energía, plazo y potencia de entrega, para la generación eléctrica.

Esos 6,7 GWh de capacidad de almacenamiento, que en estos momentos están exclusivamente ligados a la operación rutinaria de las centrales, junto con los 60 GWh adicionales asociados a los 5 GW de nueva potencia termosolar prevista en el PNIEC para 2030, podrían ofrecer servicios de extraordinario valor a nuestro sistema eléctrico a lo largo de la próxima década. Por ejemplo, podrían recoger los excesos de producción de las centrales eólicas y fotovoltaicas cuando se superase la demanda.

Las centrales termosolares tan solo necesitarían añadir un simple calentador eléctrico para pasar las sales fundidas del tanque frío al tanque caliente, mientras que esa misma capacidad de cerca de 70 GWh y 6 GW de potencia de entrega, contempladas en el PNIEC requerirían inversiones superiores a los 35.000 millones de euros en baterías y podría ser incluso superior en nuevas centrales de bombeo, en función de lo complicado que resultase el desarrollo de nuevos emplazamientos.

Con esos niveles de inversiones, los planes de negocio de instalaciones de baterías o nuevos bombeos para almacenar los vertidos que traerían como consecuencia los elevados niveles previstos de penetración de las renovables no gestionables, serían absolutamente inviables, tal como ya han puesto de manifiesto algunas consultoras especializadas. Tampoco podrían justificarse planes de negocio de inversiones en almacenamiento con las diferencias esperadas en el futuro entre los precios valle y pico de la electricidad.

-Reserva estratégica. Pero, además de esas posibles aplicaciones de despacho a corto plazo, los tanques de almacenamiento de las centrales termosolares pueden ofrecer su capacidad, no solo para periodos de horas o días, sino para semanas o meses, pudiendo actuar a modo de reserva estratégica firme, ya que tienen parcialmente disponible cierto volumen del tanque caliente que no utilizan durante una buena parte del año. Por ello serían, en este sentido, una alternativa técnica comparable al bombeo, en términos de capacidad y plazo, pero sin necesidad de nuevas inversiones.

Efectivamente, el volumen de los tanques de sales fundidas se dimensiona para no tener que abatir espejos del campo solar los días de mayor número de horas de sol, correspondientes a los meses de junio y julio. En esos meses la energía almacenada tendría que despacharse en un plazo de horas o de algún día, en función de la meteorología, pero, en el resto del año, la energía almacenada podría conservarse de forma indefinida, sin pérdidas y sin condicionar la operación diaria de la central, hasta que fuera más conveniente entregarla de nuevo a la red.

Con esta perspectiva, las centrales termosolares podrían contribuir a la firmeza del sistema ofreciendo un coeficiente de disponibilidad similar a las de las centrales convencionales. En los periodos en los que se prevea la punta de consumo, que suelen coincidir en la última parte del año, las centrales termosolares podrían estar preparadas para suministrar su energía a la red si fuese requerido y, por tanto, su factor de disponibilidad podría asimilarse al 100 %. Su capacidad es tan grande que la reserva no se agotaría en los momentos puntuales en los que tuvieran que descargar y podría reponerse de forma inmediata en el siguiente día soleado.

-Transición energética. El almacenamiento es la muletilla que se usa para salir del paso cuando se ponen sobre la mesa los problemas que tendría la Transición Energética ante escenarios de generación mayoritariamente no gestionable. Solucionarlos con sistemas de baterías o bombeos sería altamente costoso e inviable en régimen de libre mercado.

Por ello, una flota de generación en 2030 con una participación significativa de tecnologías renovables gestionables reduciría notablemente las disfuncionalidades a las que nos abocarían subastas basadas exclusivamente en precios y cuyos problemas son fácilmente previsibles. Una flota equilibrada con renovables gestionables también reduciría significativamente el nivel de vertidos. Si, además esas renovables gestionables, complementariamente a su funcionamiento, son capaces de ofrecer servicios de almacenamiento al sistema, para asegurar la garantía de suministro, como sería el caso de las centrales termosolares con el planteamiento anteriormente indicado, podríamos avanzar más rápidamente hacia la completa descarbonización del sector eléctrico.

Y todo ello con menores costes, al no necesitar elevadas inversiones para solucionar problemas sobrevenidos, inherentes a algunos de los escenarios que se manejan y cuyos problemas deberíamos, en cualquier caso, tratar de limitar.

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.