Organizada por: BUSINESS INTELLIG E N C E ¿Podrá CSP competir con fuentes energéticas tradicionales en 2020? www.csptoday.com/csp/es 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 I N T E L L I G E N C E ¿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. CSPToday | ¿Podrá CSP competir con fuentes energéticas tradicionales en 2020? | www.csptoday.com/csp/es • 2 ¿Podrá CSP competir con fuentes energéticas tradicionales en 2020? BUSINES S I N T E L L I G E N C E ¿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. CSPToday | ¿Podrá CSP competir con fuentes energéticas tradicionales en 2020? | www.csptoday.com/csp/es • 3 ¿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." BUSINES S I N T E L L I G E N C E 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: www.csptoday.com/csp/es CSPToday | ¿Podrá CSP competir con fuentes energéticas tradicionales en 2020? | www.csptoday.com/csp/es • 4