Planta Mojave en California. Imagen: Abengoa.

El Departamento de Energía estadounidense había posibilitado el proyecto mediante su programa de garantía de crédito, al otorgar 1200 millones de USD de la inversión de 1600 millones de USD.

Por Susan Kraemer

Mojave es ahora el cuarto proyecto de CSP con más de 250 MW que se ha puesto en marcha en los EE. UU. y el tercero de CSP con tecnología cilindroparabólica. De los seis proyectos de CSP financiados con la Ley de Recuperación que han superado la fase de obtención de permisos, tres son de Abengoa: Solana, Mojave y (en aquel momento con BrightSource Energy), Palen. Pero de los tres, solo Solana, y ahora Mojave, están en funcionamiento.

Como desarrollador de CSP, normalmente Abengoa ha adoptado el tipo de enfoque vertical para el emplazamiento local, las relaciones públicas, la obtención de permisos y el desarrollo. Algo bastante habitual en este tipo de empresas grandes.

Pero con una excepción, la empresa le dio amplia libertad al director de operaciones de Abengoa Solar, Scott Frier, que se encuentra en Barstow, para que desarrollara los proyectos Solana y Mojave a su manera.

Frier, como veterano en todos los pasos del desarrollo de CSP en EE. UU., incluido el proyecto original SEGS en Kramer Junction, se asemejó modestamente a Forest Gump: se siente simplemente afortunado por haberse situado cerca de cada paso importante que se ha dado en la historia de la energía termosolar.

Guió con calma los dos proyectos a través de las fases de emplazamiento, obtención de permisos y construcción para poner en marcha Solana en 2013 y Mojave este mes.

Una conversación tras una larga ausencia

Una característica desafortunada de la cultura corporativa puede ser, a veces, la falta de acceso de los medios a las ideas que hay detrás del desarrollo de un proyecto. Pero como Mojave ya ha comenzado a funcionar satisfactoriamente, Frier ya no está en Abengoa Solar. Así que, con más libertad para hablar, CSP Today pudo localizarle de nuevo por teléfono mientras se recuperaba de una operación.

Como residente durante mucho tiempo en una zona desértica local, la visión local de Frier era muy diferente al enfoque más vertical de los representantes corporativos más distantes que envío Abengoa en nombre de Palen, de vuelta a sus inicios tras cinco años de intentos de obtención de permisos en varias configuraciones.

"Tuve un gran cuidado en la selección inicial del emplazamiento y, más concretamente, con Mojave, no contraté a ninguna agencia de relaciones públicas externa sino que opté por un esfuerzo totalmente de base en la educación pública y la divulgación", señala. "Me reuní personalmente con cualquier parte imaginable, con todos los argumentos de ventas. Estreché todas las manos y respondí a todas las preguntas".

Como el director ejecutivo de SolarReserve, Kevin Smith, con el proyecto de torre energética con almacenamiento Crescent Dunes de 110 MW ubicado en Nevada, Frier también tuvo cuidado al ubicarlo en terreno privado que se había alterado previamente para evitar las preocupaciones medioambientales y las represalias.

"Pero también fui muy proactivo a la hora de ponerme en contacto con todas las partes interesadas y los grupos ecologistas antes de que empezaran las actividades de obtención de permisos para conocer todas sus inquietudes antes incluso de redactar los planes de la configuración de la planta y todos los planes individuales y las propuestas de mitigación", explica.

Como resultado, el proyecto Mojave terminó recibiendo cartas de apoyo de casi todos los grupos ecologistas y Frier describió que "se sentaron en nuestro lado de la mesa" durante las audiencias públicas.

PG&E no necesitaba almacenamiento

Aunque la opción de incluir almacenamiento estaba disponible para ambos, solo la Empresa de Servicios Públicos de Arizona, el comprador de la energía de Solana, se interesó por incluirlo en ese momento.

"Cualquiera de los dos podría haber tenido almacenamiento ‑indica Frier‑. En el caso del proyecto solar Mojave, el cliente, PG&E realmente no encontró valor en el almacenamiento ya que solo con la tasación del contrato, lo que se paga por kilovatio hora, no había una carga económica por la que preocuparse sobre cómo equilibrar la energía. Entonces, simplemente, a PG&E no le interesaba".

Frier cree que las futuras necesidades de almacenamiento energético obligarán a los reguladores californianos a revisar la valoración de la fotovoltaica, aparentemente más barata, cuando sopesen las opciones de renovables para cumplir los futuros requisitos de renovables al acercarse a 2020 y a partir de entonces. Eso se debe a que los reguladores han llegado a reconsiderar el valor relativo de la solar con y sin almacenamiento.

Aprendiendo el valor de la historia de la energía

La Comisión de servicios públicos de California (CPUC, por sus siglas en inglés) cuenta con estrictas pautas que les indican lo que pueden y lo que no pueden considerar cuando aprueban un contrato que una empresa de servicios públicos firma en términos de si es un buen acuerdo económico en el interés público. Un coste oculto que no se tiene en cuenta en la toma de decisiones ha sido que una calificación que se asigna a cada tipo de tecnología aporta un coste oculto a fuentes intermitentes, lo que requiere que se complementen con capacidad de reserva.

"Por tanto, puede que se compre un megavatio de fotovoltaica relativamente barato pero también hay que comprar una parte de un megavatio de energía convencional que puede suministrarse inmediatamente al mismo tiempo", indica.

"Cuando se unen estos costes, más la agonía por la que pasa el CAISO para gestionar la red, se empieza a pensar en un diferente número compuesto para el coste real general de la fotovoltaica, en comparación con el coste general de la CSP con almacenamiento".

El Operador Independiente del Sistema de California (CAISO, por sus siglas en inglés) se encarga del equilibrio de la carga y de garantizar que la distribución energética se gestiona de manera adecuada con el control de la tensión, así como de importar electricidad o llamar a una unidad de reserva en línea cuando es necesario o exigir una restricción cuando hay demasiada carga en línea.

"Esas pobres criaturas ‑indica‑. Básicamente, se les dice 'ponedlo a trabajar', así que son los que se atascan con lo que que acuerdan las empresas de servicios públicos sin tener un verdadero poder para decidir algo. También son los que empiezan a hacer ruido porque están en el punto en el que la red se vuelve difícil de gestionar".

"Creo que tanto la Comisión de servicios públicos de California como las empresas de servicios públicos están llegando ahora a ese punto ‑concluye‑. Y también están descubriendo el valor de la energía potencial con capacidad de suministro y cómo el almacenamiento puede separar la sincronización de la recopilación de energía de la producción y, después, ayudar a guiar la producción hacia valores superiores de horas de uso. Así, están aproximándose lentamente a tratar de asignar un valor fijo a lo que la capacidad de suministro significa para ellos, en términos de su valor".

El futuro de la CSP en California

La finalización del crédito fiscal a la inversión (ITC, por sus siglas en inglés) del 30 % ya ha reducido el desarrollo de la Ley de Recuperación de CSP, con su ciclo de desarrollo de más de tres años. Algunos de los que están dentro del sector tienen miedo de que la CSP no logre crecer en EE. UU. más allá de estos primeros proyectos innovadores si no se produce una ampliación del ITC.

No obstante, Frier confía plenamente en que la CSP de California todavía pueda atraer financiación en el futuro debido a esta nueva idea muy visceral que existe entre las partes interesadas de que es necesario el almacenamiento energético.

"Es algo que está empezando a filtrarse en el grupo de cerebros energéticos ‑explica‑. Existen muchos organismos, empresas de servicios públicos, municipios, ISO y la Comisión de servicios públicos de California, solo ahora están comenzando a encontrarse en el mismo punto y ese mensaje realmente está empezando a resonar en todos ellos de la misma manera".

Entonces, si nos remontamos a antes de la sequía, Mojave se desarrolló sin almacenamiento, para un comprador de una empresa de servicios públicos con muchas reservas de almacenamiento hidroeléctrico, es probable que sea el último proyecto de CSP sin almacenamiento en California porque ahora todas las partes interesadas coinciden en cuál es su valor real.

"Entonces, creo que es muy posible que se dé otra gran ola de CSP ‑espera‑. Y se tratará, sin ninguna duda, de CSP con almacenamiento".