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Ingenieros Industriales piden al Gobierno un calendario en el PNIEC que garantice la estabilidad de precios en el suministro eléctrico

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Europa Press.- El Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Madrid (COIIM) pide al Gobierno que añada al borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) un calendario «planificado y consensuado con todos los sectores» que garantice la continuidad del suministro eléctrico y unos precios estables.

En este contexto, se ofrece al Ejecutivo para plantear alternativas que presenten mejores perspectivas de ser ejecutadas en los plazos previstos, iguales o mejores resultados en cuanto a costes y reducción de emisiones y menores riesgos de suministro. Para el colegio profesional los plazos del PNIEC son «muy ambiciosos» ya que el ritmo anual de implantación de generación eólica y solar que sería necesario «multiplica por cuatro» el del periodo de mayor crecimiento del sector.

El borrador del plan aprobado por el Gobierno el 22 de febrero y remitido a la Unión Europea contempla una «ambiciosa» transformación del sistema energético a través de la reducción de emisiones, la eficiencia energética y potenciar las energías renovables con una inversión de 236.000 millones de euros hasta 2030, lo que supone unos 23.600 millones de euros anuales, de los que el 80% será asumida por el sector privado.

El plan incluye también la disminución en un 25% de la cogeneración con gas natural, prevé el cierre de 9 centrales de carbón en 2020 y otras 5 antes de 2030 y el cierre de 4 centrales nucleares entre 2025 y 2030 y otras 3 entre 2030 y 2035. Otros aspectos del plan incluyen un importante cambio en la movilidad que plantea pasar de los 58.000 vehículos eléctricos actuales a los 5 millones en 2030.

Se necesitan renovables y almacenamiento

A este respecto, el COIIM pide este calendario “planificado y consensuado con todos los sectores» porque en función del ritmo real de cierre sería necesario sustituir entre 2020 y 2030 los 80.081 gigawatios hora al año, que dejarán de generar las centrales de carbón y las nucleares. Las nucleares proporcionan en torno al 21% de la electricidad sin emisiones de CO2. De este modo, advierten al Gobierno de que ese plan de cierre «solo sería viable» si se añaden 65.456 megawatios de generación eólica y solar, incluida la fotovoltaica y la termosolar hasta 2030 en los plazos previstos, «con suficiente capacidad» de sistemas de almacenamiento y respaldo, tanto de corta duración como de carácter estacional.

De acuerdo con los cálculos realizados por los ingenieros, el ritmo anual de instalación debería ser de 5.950 megawatios al año, lo que equivale a casi cuadriplicar la instalación en los años de mayor crecimiento (periodo entre 1998 y 2011), cuando el ritmo era de 1.600 MW/año. En cuanto a las cifras de inversión, el colegio profesional asegura que en la actualidad la inversión total al año del sector industrial en España es de 23.000 millones de euros, lo que supone el 1,9% del PIB. El nivel de inversión del sector de producción eléctrica representa el 0,3% del PIB, 3.630 millones de euros al año.

Sin embargo, la inversión anual total propuesta en el PNIEC es de 23.600 millones de euros, una cifra que en el plan para renovables, redes y electrificación es de 14.348 millones, lo que también multiplica por 4 la inversión anual del sector eléctrico. En este contexto, advierte de que el hecho de no abordar estas inversiones podría incrementar el riesgo de incumplimiento y multa por parte de la Unión Europea.

Por otro lado, además de las medidas indicadas, el Colegio ve «interesantes» otras acciones como actualizar tecnológicamente las plantas renovables existentes, aumentar las interconexiones con el resto de Europa y África, instalar nuevos bombeos en centrales hidroeléctricas existentes o repotenciarlas, aumentar la eficiencia energética de los procesos en la industria, transporte y edificación, con mejoras del aislamiento y los sistemas de climatización o la producción distribuida para favorecer la autogeneración.

NextEra reclama 291 millones a España tras fallar a su favor el Ciadi por el recorte a las energías renovables

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Europa Press.- España sufrió un nuevo revés ante la Corte Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi), dependiente del Banco Mundial, por los recortes a las renovables, con un fallo a favor de la estadounidense NextEra Energy. El fallo concluye que España «incumplió con su obligación en virtud del Tratado de la Carta de la Energía de 1994 de brindar un trato justo y equitativo al no proteger las expectativas legítimas de la compañía sobre las cuales decidieron sus inversiones».

NextEra estima que, según las reglas para fijar los daños por los que debe ser compensada, debe ser indemnizada con 291 millones de euros, más intereses antes y después del juicio, basados en la rentabilidad del bono español a 5 años. NextEra inició en 2014 el arbitraje contra España. NextEra invirtió en dos plantas termosolares en Extremadura con una capacidad de 49,9 megavatios (MW). NextEra subraya que existen motivos por los cuales España puede tratar de anular la decisión, por lo que deberá buscar «la ejecución de la decisión a través de procedimientos legales adicionales».

En total, España suma 33 demandas de arbitraje de inversiones ante el Ciadi relacionadas con las reformas energéticas de las renovables. La última de ellas fue presentada a finales de febrero por el grupo Canepa Green Energy. El Ciadi ya ha fallado hasta en 3 ocasiones anteriores a favor del demandante. En concreto, en los casos de Masdar, perteneciente al fondo soberano de Abu Dhabi Mubadala, reconociéndole una indemnización de 64 millones de euros; Eiser Infraestructure, condenando a España a pagar 128 millones de euros más intereses; y el fondo Antin, con el pago de una indemnización de 112 millones.

No obstante, en los tres casos la ejecución de los laudos no se ha llevado a cabo, ya que se encuentran recurridos por el Gobierno español en procedimiento de anulación, en el caso de Eiser, o en periodo de solicitud de rectificación, en las demandas de Masdar y Antin. Además, el Estado español ha sufrido 2 reveses más: la danesa Athena Investments comunicó que había ganado un laudo contra España ante el Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo (SCC), que le favorecía con una indemnización de 11 millones; Asimismo, el tribunal sueco también reconoció el pago de 53 millones a la firma NovEnergia por los recortes a las renovables, aunque posteriormente suspendió la ejecución del laudo.

La resolución de estos procesos en contra del Estado está en el aire ya que la Comisión Europea respaldó a España en este frente abierto por los arbitrajes de las renovables, al considerar que al haberse iniciado por inversores de otros Estados de la Unión Europea era una situación contraria al Derecho de la Unión. Asimismo, el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TUE) falló que la cláusula de arbitraje incluida en el acuerdo entre Eslovaquia y Países Bajos sobre la protección de inversiones no era compatible con el Derecho de la Unión Europea.

Este fallo abría una vía favorable para España en el conflicto con los fondos de inversión extranjeros por las renovables, aunque no definitiva, ya que muchos de los arbitrajes de inversión se han iniciado al amparo de la Carta Europea de la Energía. Anteriormente, España había ganado una demanda presentada por Isolux, mientras que también decayó la demanda de 6 millones de Solarpark Management, que había denunciado ante el SCC.

Las reclamaciones de los inversores extranjeros en tribunales internacionales de arbitraje por estos recortes a las renovables ascienden a más de 8.000 millones de euros. Entre todas estas demandas presentadas, destaca la interpuesta por el conglomerado The PV Investors ante la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (Uncitral), que asciende a 1.900 millones de euros, casi una cuarta parte de toda la cantidad demandada a España.

La demanda de energía eléctrica desciende un 5,2% en febrero y la energía nuclear es la principal fuente de generación

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Europa Press.– La demanda peninsular de energía eléctrica en febrero fue de 20.174 gigavatios por hora (GWh), lo que supone un descenso del 5,2% en relación al pasado año, una caída que se reduce al 2% si se tienen en cuenta los efectos de calendario y temperaturas. Según datos de Red Eléctrica de España, entre enero y febrero la demanda eléctrica ha sido de 43.426 GWh, un 1% por debajo del mismo periodo del año pasado, un 0,7% con los datos corregidos.

En su conjunto, las tecnologías de energía eléctrica que no emiten dióxido de carbono (CO2) generaron cerca del 63% del total en la península en el mes de febrero. En cuanto a las fuentes de energía renovable, estas representaron el 38% de la producción. Además, la producción de origen eólico en febrero alcanzó los 3.619 GWh, lo que supone una caída de casi el 22% en relación al pasado año.

De esta forma, tras la nuclear, que es la fuente que mayor cuota de mercado presentó en febrero, un 24,3%, se sitúan la eólica (18,5%); la hidráulica (12,9%); la de ciclo combinado (12,7%); la de cogeneración (12,2%); y la del carbón (11,5%). Le siguen la solar fotovoltaica, con el 3% de toda la generación; la solar térmica (1,4%); los residuos no renovables (0,9%); los bombeos (0,8%); y los residuos renovables (0,3%). El conjunto de otras tecnologías renovables alcanza el 1,5%.

Cesce deberá asumir indemnizaciones por cerca de 100 millones de euros por seguros con Abengoa

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Europa Press.- La Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación (Cesce) deberá asumir alrededor de 97,4 millones de euros por 24 pólizas relacionadas con el Grupo Abengoa. Así figura en su Informe de fiscalización del Fondo de Reserva de los riesgos de la internacionalización, ejercicio 2017 realizado por el Tribunal de Cuentas y que recoge que, en enero de 2016, esta entidad tenía riesgo vivo con Abengoa por importe total de 116 millones de euros y 99,5 millones de dólares.

De estas pólizas, el importe que Cesce deberá indemnizar asciende, al menos, a 75,5 millones de euros y 25 millones de dólares, entre riesgo procedente de crédito comprador, de seguro a fiadores por riesgo de ejecución de avales y de seguro a fiadores por riesgo de garantías bancarias. Respecto el crédito comprador, Cesce había asegurado a 3 entidades financieras con 8 pólizas concedidas a distintas empresas del Grupo Abengoa (deudores y garante, respectivamente frente a Cesce), de las que deberá indemnizar 25 millones de dólares y 54,6 millones de euros, el importe vivo en 2016.

De todas estas cantidades, Cesce aún no abonó las indemnizaciones por 4 pólizas con una de las tres entidades financieras, que deberá pagar paulatinamente hasta 2020, a medida que venzan las cuotas del crédito, hasta un total de 35,8 millones de euros. Para estas 4 pólizas, señala el Tribunal de Cuentas, Cesce instruyó al asegurado para que bloquease las disposiciones de los créditos, por lo que no tuvo que indemnizar 9,2 millones de euros ni se dispuso de la totalidad del crédito denominado en dólares.

Respecto a las pólizas de seguro a fiadores por riesgo de ejecución de avales, 15 en total suscritas entre junio de 2012 y abril de 2015, el riesgo vivo fue disminuyendo hasta situarse en enero de 2016 en 56,5 millones de euros y en 74,5 millones de dólares. Sin embargo, Cesce había llegado a asumir inicialmente un riesgo máximo de 77 millones de euros y 157 millones de dólares, con una cobertura de entre el 95% y el 34,7%, cuando el porcentaje más habitual, según el Tribunal, es del 50%.

Según la fiscalización realizada, estos seguros tuvieron que prorrogarse en numerosas ocasiones, autorizándose por la Comisión de Riesgos por Cuenta del Estado (CRE) la suscripción de los correspondientes suplementos a las pólizas con el consiguiente pago de la prima. Este riesgo fue disminuyendo a medida que avanzaban los proyectos, y hasta mayo se habían ejecutado avales de 2 pólizas, en 2016 y 2018, por un importe total de 16,2 millones de euros. Sin embargo, 9 pólizas aún tenían riesgo vivo por 25,1 millones de euros y 33 millones de dólares.

Otras cuatro pólizas, suscritas en el 2015, tenían un riesgo vivo en enero de 2016 de 3,8 millones de euros y 23,4 millones de dólares, cancelándose estas fianzas ese año antes de su vencimiento pues, según ha manifestado Cesce al Tribunal de Cuentas, el proyecto, la construcción de una planta termosolar en Israel, se vendió, tal y como preveía el plan de viabilidad de Abengoa.

Por último, la única póliza procedente de un seguro a fiadores por riesgo de garantías bancarias se cerró con una indemnización total de 4,7 millones de euros entre 2016 y 2017. Cesce es una sociedad mercantil participada mayoritariamente por el Estado, con una representación del 50,25% en su capital social. El resto de accionistas son Grupo Banco Santander, con una participación del 23,88%, BBVA, con el 16,30%, otros bancos, con el 5,67%, y otras compañías de seguros, con el 3,90%.

La patronal Protermosolar cree que las centrales termosolares son «la pieza que les falta a las energías renovables» como respaldo

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Europa Press.- El presidente de Protermosolar, Luis Crespo, impartió la conferencia inicial en la XII Cumbre Internacional de Concentración Solar Termoeléctrica en España, donde indicó que las centrales termosolares «son la pieza que les falta a las energías renovables, la eólica y la fotovoltaica, para complementar su producción y eliminar la dependencia respecto a los ciclos combinados».

En el informe Transición Energética del Sector Eléctrico, Protermosolar demuestra que no harían falta las centrales nucleares ni la totalidad de ciclos combinados para disponer de una generación mayoritariamente renovable cumpliendo todos los requisitos y a un precio final inferior a 0,05 euros por kilovatio. «No se entendería que países como España no aprovechasen las excelentes condiciones para el despliegue de centrales termosolares», ha indicado Crespo, que añade que estas permitirían avanzar hacia una generación eléctrica mayoritariamente renovable, retirando las centrales de carbón y las nucleares sin sufrir un encarecimiento.

Además, el presidente de Protermosolar asegura que es posible limitar a 2030 el respaldo del gas a niveles inferiores al 5% con el despliegue de una nueva potencia termosolar, junto con las tecnologías, eólica, fotovoltaica y biomasa, y junto con una contribución de la hidráulica. En la Cumbre participaron más de 27 países y se expusieron los casos de Emiratos Árabes, Marruecos, China, Sudáfrica y Chile, en los que las centrales termosolares están planificándose para el sistema con una combinación del resto de energías renovables.

La demanda eléctrica crece un 1,1% en octubre con la energía nuclear y la eólica como principales fuentes de generación

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Europa Press.- La demanda peninsular de energía eléctrica en octubre alcanzó los 20.391 gigavatios hora (GWh), lo que supone un incremento del 1,1% con respecto a la registrada en el mismo mes del año anterior, según datos de Red Eléctrica de España (REE). Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda eléctrica aumentó un 0,3% con respecto a octubre de 2017.

La producción de origen eólico alcanzó los 4.322 GWh en el mes, un 35,6% superior a la del mismo periodo del año pasado, y supuso el 20,6% de la producción total. Por su parte, la nuclear fue la fuente que más aportó al sistema en el mes, con el 24,5% de la generación. El carbón representó el 16,2% de la generación, los ciclos combinados el 12,2%, la cogeneración el 11,9%, la hidráulica el 7,1%, la solar fotovoltaica el 2,6% y la solar térmica el 1,4%.

En los 10 primeros meses del año, la demanda peninsular de energía eléctrica se situó en los 221.487 GWh, un 1% más que en el 2017. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda se mantiene un 1% superior. En lo que va de 2018, la nuclear es la principal fuente de generación, con el 22% del total, seguida de la eólica (19,5%), hidráulica (14,4%), carbón (13,8%), cogeneración (11,6%), ciclos combinados (10%) y solar fotovoltaica (3,2%).

La patronal Protermosolar defiende el «necesario papel» de la termosolar para frenar el cambio climático

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Europa Press.– El presidente de Protermosolar, Luis Crespo, ha destacado el «necesario papel» de la termosolar, como tecnología que permite reducir las necesidades de respaldo de combustibles fósiles, para frenar el cambio climático. Crespo ha participado en el Congreso SolarPaces 2018, el evento científico más importante del mundo de energía solar de concentración, que se ha celebrado en Casablanca (Marruecos) con la asistencia de más de 500 participantes de 41 países distintos.

Para Protermosolar «es obvio» que será renovable toda la nueva capacidad que se instale en España como respuesta tanto al incremento de la demanda como al progresivo cierre de las centrales convencionales, de carbón a corto plazo y nucleares a medio, por lo que considera «necesario» contar con la termosolar para generar electricidad cuando la fotovoltaica deja de hacerlo. Asimismo, la asociación también presentó el informe Transición del Sector Eléctrico. Horizonte 2030, en el que se proyecta un escenario para ese año sin térmicas ni nucleares y con un menor respaldo de los ciclos combinados.

En concreto, el estudio es una proyección realizada a partir de los datos horarios de generación reales de los últimos 4 años. Tras el congreso tuvo lugar una visita al complejo termosolar más grande del mundo, ubicado en Ouarzazate (Marruecos) y que está formado por más de 550 megavatios (MW) de potencia instalada con termosolar (510 MW) y fotovoltaica (70 MW), con alta participación de empresas españolas en el EPC.

La energía termosolar aportó el 3,4% de la generación eléctrica en agosto

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EFE / Europa Press.– La energía termosolar, con 2,3 GW instalados, generó en agosto 689 GWh, el 3,4% de la generación del mes, que alcanzó los 20.283 GWh, según los datos recogidos por Protermosolar, que indica que esta tecnología fue la renovable, comparada con la eólica y la fotovoltaica, que más electricidad genera por megavatio instalado desde mayo, gracias a sus sistemas de almacenamiento de 7,5 horas.

Según subrayó la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar, las centrales han vuelto a superar el récord histórico de generación continua por encima de 100 MW, alcanzando 17 días consecutivos (desde el 16 de julio hasta el 2 de agosto). Todo ello, añade, pese a que originariamente las centrales termosolares no estuvieron diseñadas para su funcionamiento continuo.

Protermosolar recalca que un incremento de la potencia termosolar con almacenamiento en el futuro contribuiría no solo a la reducción de las emisiones de las centrales de combustible fósil de respaldo, sino a la reducción del coste de la electricidad en el mercado mayorista. A pesar de que estos datos no son definitivos, según Protermosolar ponen de manifiesto la «fiabilidad» de la generación termosolar y permiten proyectar expectativas «ciertas» en el caso de un mayor despliegue. Protermosolar, asociación que representa al sector de la industria solar termoeléctrica, está integrada por 48 miembros. La potencia instalada en España es de 2.300 MW y la contribución de las empresas españolas en los mercados internacionales asciende al 75%.

España pierde su cuarto arbitraje internacional por los recortes a las renovables y debe pagar 112 millones al fondo Antin

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EFE / Europa Press.- El Centro Internacional para el Arreglo de Diferencias sobre Inversiones (Ciadi), dependiente del Banco Mundial, ha dictado un laudo arbitral que obliga a España a pagar 112 millones de euros al fondo Antin por el recorte retributivo a las energías renovables en el que es el cuarto revés contra España. En su fallo, el tribunal de arbitraje también estima la reclamación de Antin, que fue asesorada por el despacho Allen Overy, respecto al impuesto del 7% a la producción eléctrica.

Según fuentes del sector, los fondos Antin Infrastructure Luxembourg y Antin Energía Termosolar, que en 2011 compraron a ACS dos plantas termosolares en Granada, Andasol 1 y 2, y las vendió en 2017 al fondo Cubico,  reclamaban en total 218 millones de euros, de los que el Ciadi sólo les ha reconocido 112 millones. La reclamación de Antin comprendía los daños históricos sufridos antes de junio de 2014, que es cuando se hizo la valoración de daños, los flujos de caja que perdieron sus plantas termosolares, así como los intereses que se devengan desde la fecha de la valoración a la de emisión del laudo, junto al importe necesario para compensar los activos y pasivos por impuestos tras el laudo.

El tribunal del Ciadi que ha elaborado el laudo, en línea con lo que ya se dictaminó en los casos del fondo Eiser, de Masdar y de Novenergia, aunque en este último caso el laudo del Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo fue suspendido por la justicia, entiende que la reforma que operó el Gobierno en 2012 constituye un cambio regulatorio tan abrupto que vulneraba el artículo 10 de la Carta de la Energía, tratado internacional que garantiza las inversiones internacionales en esta materia, según las mismas fuentes. En este sentido, considera que se vulneraron las legítimas expectativas de los inversores que invirtieron en renovables en España entre 2007 y 2011.

Sin embargo, el tribunal del Ciadi ha descartado la reclamación de daños históricos hasta junio de 2014, por lo que se descuentan 11 millones de euros de la cantidad reclamada por Antin, y también se adhiere a la tesis del Estado español en la valoración de la vida útil de las plantas termosolares, que los reclamantes estimaban en 40 años y España en 25. La incidencia de esta diferente valoración de la vida útil de las plantas es sustancial y resta a la reclamación de Antin otros 36 millones de euros. Así, el laudo sólo estima finalmente en 112 millones de euros las pérdidas en los flujos de caja futuros, aunque reconoce un interés del 2,07 % con capitalización compuesta.

Otra novedad de este laudo es que, a diferencia de los anteriores, condena al Estado español a pagar el 60% de las costas del demandante, que en anteriores casos determinó que se pagaran a partes iguales. En mayo de 2017, el Ciadi dictó un laudo que obligó a España a pagar 128 millones al fondo británico Eiser Infrastructure, que reclamaba 298 millones, y el pasado mayo ordenó compensar a Masdar, filial de energías renovables del fondo soberano de Abu Dabi Mubadala, con 64,5 millones también por el recorte de las primas, cuestión por la que reclamaba 165 millones de euros.

Además, en febrero pasado el Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo obligó a España a pagar 53,3 millones de euros a Novenergia, con sede en Luxemburgo, por el recorte de primas a sus plantas fotovoltaicas en España, aunque posteriormente la Justicia sueca suspendió esa decisión de forma indefinida. Los inversores extranjeros reclaman a España aproximadamente 7.600 millones de euros en distintas instancias internacionales de arbitraje por los perjuicios que supuestamente les causaron los recortes en las primas a las energías renovables. Entre todas estas demandas presentadas, destaca la interpuesta por el conglomerado The PV Investors ante la Comisión Uncitral, que asciende a 1.900 millones de euros.

No obstante, la resolución de estos procesos en contra del Estado está en el aire, ya que en noviembre la Comisión Europea respaldó al Gobierno de España en este frente abierto por los arbitrajes de las renovables, al considerar que al haberse iniciado por inversores de otros Estados de la Unión Europea era una situación contraria al Derecho de la Unión. Asimismo, el Tribunal de Justicia de la Unión Europea falló el pasado mes de marzo que la cláusula de arbitraje incluida en el acuerdo entre Eslovaquia y Países Bajos sobre la protección de inversiones no era compatible con el Derecho de la Unión Europea.

Este fallo abría una vía favorable para España en el conflicto con los fondos de inversión extranjeros por las renovables, aunque no definitiva, ya que muchos de los arbitrajes de inversión se han iniciado al amparo de la Carta Europea de la Energía. Anteriormente, España había ganado una demanda presentada por Isolux, mientras que también decayó la demanda de 6 millones de Solarpark Management, que había denunciado ante el Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo (SCC).

La patronal Protermosolar pide una subasta específica para hacer plantas termosolares y acabar con las nucleares y las térmicas

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Europa Press / EFE.- La patronal de la industria termosolar Protermosolar reclama la convocatoria de subastas de 1.000 megavatios (MW) para relanzar la instalación de nuevas centrales termosolares, ya que permitirían prescindir de las nucleares y el carbón y a un precio menor que los barajados en varios estudios. En este sentido, proyecta un escenario de sistema eléctrico para 2030 con un 85,6% de generación renovable y a un coste de menos de 5 céntimos de euro por kilovatio/hora (kWh).

El presidente de Protermosolar, Luis Crespo, presentó el informe Transición del Sector Eléctrico Horizonte 2030, en el que han reflejado el efecto que tendría para cumplir los objetivos medioambientales de 2030 la introducción de más energía termosolar, una fuente que considera que ha sido olvidada en otros informes que se hacen sobre transición energética, incluido el del Comité de Expertos para la Ley de Transición Energética y Cambio Climático (CdE). De hecho, el porcentaje de generación renovable proyectado por la asociación supera ampliamente el 62,1% sugerido por la CdE, con una reducción del 82% de vertidos (hasta los 830 GWh) y del 60% de emisiones de CO2 (hasta los 4,99 millones de toneladas) respecto a lo propuesto por dicha comisión.

Crespo ha explicado que las instalaciones termosolares tiene la ventaja de que pueden recoger la energía del sol, almacenarla y entregarla cuando se necesite, y que las centrales termosolares del futuro se podrían hacer más grandes para que tuvieran 9 horas de almacenamiento y que el despacho de la energía se hiciera a partir del que el sol se pone.

Según Crespo, habría que hacer otro tipo de subastas, pues las subastas neutras comparando exclusivamente costes de generación no entienden de ese tipo de diferencias, por lo que Promotermosolar pide que se haga una subasta de 1.000 MW con el perfil de despacho descrito y otra de 100 MW para demostrar el concepto de hibridación con turbinas de gas de ciclo abierto. En el informe de Protermosolar, los47 gigavatios (GW) de energía fotovoltaica que contempla el Comité de Expertos de Transición Energética para 2030 se reparten en un mix (diferentes fuentes de energía) en el que habría 25 GW de energía fotovoltaica y 20 GW de termosolar. Se contemplan 33 GW de eólica y 5 GW de otras renovables.

Además, Protermosolar reduce de 25 GW que fija el informe de los expertos a 16 GW la representación de los ciclos combinados a gas en el mix de 2030 y elimina totalmente la nuclear y el carbón para atender a la misma demanda prevista que contempla para esa fecha el comité de expertos, que es de 296 teravatios hora (TWh). Según Crespo, ese mix desmonta toda la necesidad de respaldo a las renovables que contempló la Comisión de Expertos en su informe, pues con el despacho de termosolar a partir de la puesta de sol se abastece la misma demanda. Asimismo, las energías renovables alcanzarían una penetración en la demanda energética del 34%, cumpliendo los objetivos de la Unión Europea.

Protermosolar también contempla importar algo de energía, un 4,5% del mix aproximadamente, porque eso es más barato que generar con ciclos combinados y su presidente ha recordado que en cuatro años sólo se han necesitado 16 gigavatios (GW) de potencia máxima de respaldo de ciclos combinados y en momentos muy puntuales. Además, ha recordado que se han pagado 10.000 millones de euros por contratos de interrumpibilidad que no se han utilizado y «eso es también déficit y no sólo las renovables». También ha explicado que el coste sería inferior, pues si se hicieran entre 17 y 18 gigavatios (GW) de termosolar en España el precio sería de 5,5 céntimos de euro el kilovatio hora (KWh).

Crespo ha pedido al nuevo Gobierno que estabilice la retribución de las instalaciones actuales en el 7,4% que perciben, frente a la «amenaza» del anterior Ejecutivo que quería revisarla para rebajarla al 4,2% «ya que no se puede construir el futuro sobre las cenizas del sector», señala. También calificó de «pesadilla» lo vivido con el Gobierno anterior, primero con la moratoria a las renovables y luego con la modificación de su retribución, que ha recordado que ha convertido al sector español en constructor de plantas en lugar de ser dueño.

El informe también especifica la estimación razonable de la media de costes a los que resultaría la generación eléctrica tras las sucesivas subastas por tecnologías durante la próxima década: eólica 4 céntimos de euro/kWh, fotovoltaica 3,5 centimos/kWh, termosolar 5,5 céntimos/kWh, biomasa 6 céntimos/kWh, turbinación por bombeo 2,5 céntimos/kWh, hidráulica 2 céntimos/kWh, residuos no renovables 8 céntimos/kWh, cogeneración 7 céntimos/kWh, ciclo combinado 7,4 céntimos/kWh, importaciones 6 céntimos/kWh y exportaciones 4 céntimos/kWh.

Por lo tanto, la media de costes de generación, de acuerdo a las producciones de cada tecnología, se situaría en el entorno de 4,9 céntimos/kWh y la generación a partir de viento y sol representaría el 65% de la generación total, mientras que el resto dependería de la cogeneración (11%), biomasa y biogás (9%), que elevarían ligeramente el precio del mix, e hidráulica (12%) que reduciría el precio al valor medio de sol y viento.

«El recorte retributivo nos cortó alas para ser promotores en el exterior», ha añadido el presidente de Protermosolar, cuyo informe señala que las inversiones termosolares contribuirían a un incremento de 62.000 millones de euros (3,5 millones de euros/MW para 17,7 GW) del PIB en la fase de construcción y de 5.000 millones de euros (0,25 millones euros/MW para 20 GW) en la de operación. Además, generarían 88.550 puestos de trabajo al año durante la construcción y 1.770 empleos directos adicionales al año en la fase de operación. A partir de 2030, el parque termosolar en operación tendría 20.000 empleos permanentes.

Este estudio es una propuesta alternativa al informe de la comisión de expertos y no se basa en modelos informáticos sino en la proyección realizada a partir de datos horarios de generación reales en años pasados del mix propuesto, «por lo que sus resultados se corresponden con una comprobación real de un mix de renovables optimizado identificando la potencia real de respaldo que le faltaría y llegando a la conclusión de que sobrarían el carbón, las nucleares y parte del parque actual de ciclos combinados».