¿Es rentable la energía solar?
La mayoría de las veces la respuesta que obtenemos a esta pregunta es un rotundo No ¿Y bien, cree que es necesaria? Si, lo es. ¿Y entonces, por qué no apostamos decididamente por ella? ¿Quizá porque no es rentable? Y se le dijera que bajo las condiciones más favorables de insolación y con un apoyo institucional que asegure la instalación de nuevos sistemas que permitan avanzar en la curva de aprendizaje, las tecnologías de producción de electricidad a partir del sol alcanzarán la paridad con la red durante las dos próximas décadas. Veamos cómo será eso.
En primer lugar vamos a distinguir entre las dos principales formas de producir electricidad a partir del sol.
Por un lado tenemos la fotovoltaica (PV en sus siglas en inglés). Comúnmente denominadas placas solares, producen electricidad convirtiendo directamente, sin mediación de turbinas, la radiación del sol en energía eléctrica gracias a las propiedades del material que las forma, generalmente Silicio. Esta tecnología ha experimentado un espectacular ritmo de crecimiento del 40% anual de media durante la última década.
Por otro lado tenemos es la tecnología solar termoeléctrica (Concentrating Solar Power, CSP, en sus siglas en ingles) que produce electricidad concentrando la radiación solar mediante espejos a fin de calentar un fluido para producir vapor a alta presión y producir electricidad de un modo convencional mediante una turbina. Esta tecnología no ha experimentado un crecimiento tan continuo como la fotovoltaica. Despegó en los años 80 en USA, pero hasta 2005 no volvió con fuerzas gracias a los distintos planes de apoyo de los gobiernos de España y USA principalmente. De este modo su potencia instalada se ha triplicado en los últimos 5 años.
A pesar de estos datos que nos muestran unos porcentajes de crecimiento tan espectaculares la realidad es que la energía solar actualmente solo representan el 0.1% (el 4% en España) de la producción mundial de electricidad y el 3.6% de toda la energía renovable producida en mundo, excluyendo la hidroeléctrica. Esto se explica debido a que, hasta ahora, el factor principal que ha frenado el desarrollo de las tecnologías solares ha sido su coste, aproximadamente entre
el doble y el triple del coste de las tecnologías convencionales de producción de electricidad. Aunque esto es una gran diferencia, las expectativas son que, gracias a la producción en masa y al aprendizaje, los costes futuros se reduzcan drásticamente y que en apenas dos décadas alcancen la paridad. Veamos qué
condiciones son necesarias para que este objetivo tan saludable se cumpla. Hemos tenido la suerte de tener acceso a los trabajos de investigación que está realizando el Licenciado en Física, Máster en Energías Renovables e investigador del CSIC, Jorge Hernández Moro. Para Jorge los factores de los que depende la evolución positiva de la rentabilidad de las energías solares son principalmente tres:
- Inversión inicial y el coste financiación
Es decir la devolución del préstamo con un interés basado principalmente en el riesgo tecnológico y riesgo de impago. Las instituciones deberían apoyar, tanto mediante deducciones fiscales como abalando ante las entidades bancarías la viabilidad de las instalaciones, de forma que se rebaje considerablemente el precio de financiación. Un procedimiento que no supone la ruptura de ningún paradigma, ya que efectúa con multitud de empresas y sectores.
- Las curvas de aprendizaje
Al favorecer las condiciones económicas hacemos que cada vez seamos más rentables, pues gracias al crecimiento del número de instalaciones, a la producción en masa y al aprendizaje los costes se reducen drásticamente. O como lo explica Jorge: “Se ha desarrollado un modelo para calcular la evolución futura, entre 2010 y 2050 del coste de la electricidad solar, que está basado en todos los factores que determinan dicho coste y cuyo variación temporal se basa en las denominadas curvas de aprendizajes. Dichas curvas demuestran que cada vez que se dobla la capacidad instalada acumulada de una determinada tecnología su coste disminuye un porcentaje que se mantiene constante, al menos hasta que se alcance la madurez tecnológica. Esto tiene un límite pues a medida que la participación de la energía solar en el mix eléctrico vaya incrementándose cada vez será más complicado doblar dicha participación”. Veamos unos gráficos muy relevadores sobre la importancia de las curvas de aprendizaje.
Evolución pasada, desde 1980 a 2005, del coste de la electricidad producida a partir de sistemas solares fotovoltaicos (PV) y solares termoeléctricos (CSP) en los Estados Unidos expresado en centavos de $ constantes de 2005.
Como podemos observar la evolución ha sido muy favorable en estos últimos años. Veamos ahora las expectativas con respecto a las décadas futuras. Para realizar el cálculo de la evolución futura de la potencia instalada acumulada se han tomado como referencia 2 escenarios propuestos por la Agencia Internacional de la Energía (IEA). En su escenario más conservador, el BLUE, predice en 2050 unas contribuciones del 6% y el 5% respecto del mix eléctrico mundial para las tecnologías PV y CSP en 2050. En el escenario más optimista, el Roadmap, dichas previsiones ascienden hasta el 10% para ambas tecnologías. A partir de dichos objetivos hemos propuesto una evolución concreta de dicha potencia instalada acumulada:
Objetivos (puntos) y curvas sugeridas (elaboración propia) para la evolución futura de la potencia instalada acumulada en los escenarios BLUE y Roadmap de la Agencia Internacional de la Energía (IEA) para las tecnologías de producción de electricidad solar fotovoltaica (PV) y solar termoeléctrica (CSP)
Se ha calculado la evolución futura, entre 2010 y 2050 de los costes de la electricidad producida a partir de sistemas fotovoltaicos (PV) y sistemas solares
termoeléctricos (CSP) para una evolución de la potencia instalada acumulada como la mostrada en la figura anterior. Además, para calcular el año en el que
se produzca la paridad con la red se ha calculado también la evolución futura del coste de la electricidad convencional, tomando esta como la producida en
las centrales de carbón, y se han añadido dos costes distintos de la emisiones de CO2.
Hay tener en cuenta que todos los costes vienen expresados en $ constantes de 2010, es decir que se ha descontado la inflación futura para poder hacer comparaciones realistas entre los costes actuales y los de dentro de 40 años. Esto se hace siempre que se comparan costes futuros si se quiere adivinar cuánto ha aumentado o disminuido el coste real (que no el nominal) pues en su defecto la inflación desvirtuaría cualquier comparación.
Coste de la electricidad producida a partir de sistemas fotovoltaicos (PV) y solar termoeléctricos (CSP) para las mejores condiciones posibles y en los scenarios BLUE y Roadmap de la IEA. El cálculo de las paridades con la red se han realizado comparando con la producción de electricidad en una planta de carbón e incluyendo unos costes de los derechos de emisión de CO2 de 0, 20 y 32 $/tonelada.
Está grafica prevé los costos de las emisiones de CO2 trazando tres escenarios posibles en referencia al costo de los derechos de emisión de C02. Este seria del tercer factor fundamental que nos anunciaba Jorge.
- El mercado de emisiones de CO2
En la actualidad ya se están estableciendo cupos de emisiones de CO2 a lasempresas. Esto significa que cada empresa tiene permiso para emitir una
determinada cantidad de CO2 y en el caso de sobrepasarla deberá pagar una multa o incluso puede llegar a perder su licencia de actividad. Por ello empresas que no “gastan” todo su cupo de emisión ponen sus derechos en el mercado.
En el caso de que las compañías eléctricas incorporasen sistemas de captura y secuestro de carbono (CCS) en sus sistemas de generación eléctrica convencionales, y bajo las condiciones más favorables (especialmente en relación al recurso solar y a un rápido crecimiento de la capacidad instalada acumulada de los sistemas fotovoltaicos y CSP), el coste de producción de la electricidad solar podría alcanzar la paridad con la red entre 2025 y 2032 para sistemas fotovoltaicos y entre 2013 y 2019 para sistemas solares termoeléctricos.
Si se obligara a las compañías eléctricas que no incorporasen un sistema de CCS a acudir al mercado del carbono para comprar los derechos de emisión de CO2 que les correspondieran, con unos costes de dichos derechos tan bajos como los actuales en el mercado del carbono de la Unión Europea, 20 $/tonCO2
aproximadamente, la paridad con la red se retrasaría, respecto a la incorporación de un sistema de CCS, una media de 2 años para ambos sistemas.
En el caso en que las compañías eléctricas no fueran penalizadas de ningún modo por el CO2 emitido, los años en alcanzar la paridad con la red se verían evidentemente retrasados en el tiempo. El retraso correspondería a una media de 6 años respecto al caso de la incorporación de un sistema de captura y secuestro de carbono en las plantas de carbón convencionales.
Respecto a la evolución temporal de los costes de producción del kWh, se observa en todos los casos que éstos disminuyen con el tiempo en todo el período analizado, pero que la velocidad de disminución, es decir, la pendiente de la gráfica, se va haciendo cada vez menor hasta prácticamente anularse en 2050.
Por tanto como hemos visto es rentable, o mejor dicho tiene un potencial adecuado para llegar a serlo. Lo único que necesita, y necesitamos todos nosotros, es no retrasar en el tiempo la inversión en este tipo de sistemas pues el modelo ha demostrado que alcanzando los razonables objetivos del escenario BLUE de la IEA, que suponen el 6% y el 5% de la producción eléctrica global en 2050 para sistemas fotovoltaicos y CSP respectivamente, y penalizando de un modo moderado las emisiones de CO2 se alcanzaría la paridad con la red en un periodo de tiempo relativamente corto.
Entonces, ¿ a qué estamos esperando?
Miguel Morales Moreno / Jorge Hernández Moro
Master en Gestión Integrada EEN / Máster en Energías Renovables e investigador del CSIC