CSP en la India, cortesía de Gopal Lal Somani

¿Qué les llevó a tomar esta decisión y cómo afectará a los futuros proyectos?

Heba Hashem

Liberarse de millones en multas

Los inversores y las comunidades solares de todo el mundo han recibido de buen grado un tolerante movimiento que ha realizado el Ministerio de Energías Nuevas y Renovables (MNRE, por sus siglas en inglés) de la India para ampliar el plazo de finalización de siete proyectos de CSP retrasados en el marco de la primera fase de la Misión Solar Nacional (NSM, por sus siglas en inglés) y la condonación de millones de dólares en multas.

Las nuevas fechas límite para estos proyectos, 470 MW en total, se han pospuesto ahora del 10 de mayo de 2013 al 10 de marzo de 2014. De esta manera, ofrecen a los desarrolladores 10 meses más.

"Las autoridades clave del MNRE y el comité de expertos, después de una meticulosa revisión y las visitas a los emplazamientos se dieron cuenta de que los desarrolladores eran serios y estaban comprometidos con la ejecución. También fueron testigos del notable progreso que se ha realizado gracias a unas tareas extremadamente difíciles en las instalaciones con esta compleja tecnología que se desarrolla por primera vez en la India", afirmó a CSP Today Gopal Lal Somani, experto en CSP y exdirector técnico en la Corporación de Energía Renovable de Rajastán (RRECL, por sus siglas en inglés) en Jaipur.

Entre los desarrolladores que se beneficiarán de esta ampliación están Lanco Infratech Ltd, Godawari Green Energy Ltd, Rajsun Technies Pvt Ltd, Corporate Ispat Alloys Ltd y Reliance Power Ltd. Todos los proyectos de CSP de la primera fase ahora han ganado impulso y los desarrolladores están mostrando su seriedad y compromiso con la ejecución.

"La CSP tiene un futuro muy bueno en la India, solo con que triunfe la puesta en marcha de una proyecto de CSP será suficiente para impulsar la confianza de los inversores. El proyecto de 50 MW de Godawari Green, que posiblemente se pondrá en marcha muy pronto, será la primera planta de CSP de gran tamaño en la India", afirma Jeevan Jethani, responsable científico principal en el MNRE.

Los 50 MW de tecnología cilindroparabólica de Godawari

Manoj Divakaran, presidente y director ejecutivo de Empereal Energy Incorporated, afirmó que era una muestra de apoyo por parte del gobierno muy necesaria para un nuevo sector que depende de muchos factores externos para su éxito.

"Los proyectos de CSP de la primera fase se han retrasado debido a que no había infraestructura disponible para las instalaciones y de archivos concretos de los emplazamientos con datos de radiación directa normal fiable. Asimismo, la confianza de los prestamistas en la tecnología CSP por la financiación y los retrasos del equipamiento procedente de suministradores globales han provocado retrasos. El sector de la CSP de India necesita el apoyo del MNRE para poner en marcha estas plantas y ganar experiencia explotándolas", señala Somani.

El buen funcionamiento impulsará un interés renovado en el uso de CSP para producción de energía de carga base cuando se combina con almacenamiento térmico, en modo híbrido o en modo de cogeneración en la India, afirma Divakaran.

"Creo que esto fue un paso positivo que dio el gobierno. Sin embargo, debería haber una supervisión y una implicación estrictas para garantizar que los desarrolladores no abusan de esta ampliación", añade.

El esquema de migración no está cubierto

Según Geetanjali Choori, director ejecutivo de Energy Guru y Sharper Sun, el motivo que hay detrás del aplazamiento de 470 MW, y no del total de 500 MW de proyectos de CSP, fue que los 30 MW de proyectos de CSP enmarcados en el programa de migración, que ya habían firmado acuerdos para la compra de energía con diferentes políticas, se trasladaron a la NSM.

"Se ha tomado esta decisión para impulsar y materializar los proyectos de la primera fase de CSP que se otorgaron mediante un proceso de subasta a la baja; los 30 MW de capacidad autorizados en el programa de migración no estaban cubiertos", destaca Somani. Había proyectos de 10 MW para demostrar la viabilidad de la tecnología, contaban con la tarifa más elevada que ofrecía la NSM y tenían un plazo de 28 meses para completarse.

Por su parte, en el primer lote de la primera fase de la NSM, se firmaron proyectos con un total de 470 MW en 2011, que eran de un tamaño mucho mayor (de entre 20 MW y 100 MW), y también contaban con un plazo de 28 meses para su finalización.  "Si se tiene en cuenta el tamaño de los proyectos y los exigentes plazos, la mayoría de los proyectos han sufrido varios retrasos en el cumplimiento de los plazos. Por tanto, el MNRE decidió aplazar únicamente estos proyectos", destaca Choori.

Factores externos

Al mirar hacia atrás para ver qué provocó estos retrasos, el sector local ha citado de manera unánime varios factores "externos". En primer lugar, tras el anuncio de los proyectos de la primera fase, tanto del primer como del segundo lote, los precios de la fotovoltaica empezaron a bajar bruscamente y los costes de la CSP no lo hicieron de igual modo. Esto, posiblemente, provocó que algunos desarrolladores retrasaran un poco sus decisiones de compra.

Además, los suministradores no podían ofrecer un suministro garantizado a tiempo debido a la falta de claridad en el tamaño del mercado así como el riesgo en el aumento de la producción. Esto aparte de los retrasos en la colocación de un conducto de agua en Rajastán, que mantenía a la espera el proyecto de 100 MW de Reliance Power, y la enorme diferencia que existía entre la radiación directa normal prevista anual (de entre 2000 y 2100 kWh/m²) y la radiación real medida en 2011 (de entre 1750 y 1900 kWh/m²).

"La fotovoltaica parecía mucho más atractiva para financiar en comparación con la CSP debido a su condición reconocida; por tanto, obtener el cierre financiero con unas condiciones atractivas fue un problema. Si se tiene en cuenta el mayor tamaño de los proyectos de CSP, la cantidad de financiación necesaria era mucho mayor y, por tanto, había que implicar a varios prestamistas en la financiación de estos proyectos. Esto, a su vez, también retrasaba el proceso", explica Choori.

La falta de componentes esenciales, como el fluido de transferencia térmica, también provocó que los precios se incrementaran. "La tecnología es costosa y está monopolizada por unos pocos, y los prestamistas tienen dudas a la hora de apoyar proyectos con costes tan elevados ya que tienen miedo a perder lo que invierten", declara Hiro Chandwani, presidente y director gerente de Hiro Energy Technology Ltd.

El principal motivo, afirma, fue la incapacidad de los licitadores de cerrar acuerdos económicos. Era como un libro abierto que con las ofertas bajas, la tecnología con costes elevados y la ausencia de tecnología local más económica no podíamos ganar la confianza de los prestamistas y su duda a la hora de apoyar proyectos como estos está justificada".

Lanco Infratech, que está desarrollando 100 MW de CSP en el marco de la NSM en el norte de Rajastán y es el contratista de EPC para el proyecto de CSP de 100 MW de KVK Energy & Infrastructure, tuvo que reestructurar los dos proyectos para hacer concesiones por las diferencias en los niveles de radiación y los retrasos en la obtención del fluido de transferencia térmica procedente de suministradores estadounidenses.

De todas maneras, el mayor reto fue el desconocido territorio de CSP para los desarrolladores. "Si se tiene en cuenta el hecho de que la India esté implementando grandes proyectos de CSP por primera vez, había una curva de aprendizaje en todos los frentes, lo que afectaría a las fechas de puesta en marcha de los proyectos", señala Choori.

Confianza del prestamista en crecimiento

A pesar de las dificultades económicas que se produjeron al principio, la imagen está mejorando poco a poco. Satnam Singh, presidente de Power Finance Corp., el mayor prestamista estatal de la India para empresas de servicios públicos relacionadas con la electricidad, comentó en Renewable Energy World a principios de este año que el banco estaba reduciendo los tipos de interés de los préstamos para renovables porque podían ver mayor rentabilidad en un futuro próximo.

De los 432 millones de dólares que aprobó Power Finance para empresas de energía renovable en el año que terminó el 31 de marzo de 2013, unos 288 millones fueron para Lanco Solar, la filial de Lanco Infratech, afirmó Singh. Lanco Infratech, que se considera que es el segundo mayor generador de energía no estatal de la India, ahora está buscando inversores de capital privado para multiplicar por cinco su capacidad solar.

Reliance Power también logró el cierre financiero en octubre de 2012, con un préstamo de 302 millones de dólares para su planta Fresnel de 100 MW, que tiene un coste estimado de más de 400 millones.

Futuras consideraciones

Para mejorar las futuras perspectivas de la CSP en la India, Choori sugiere que el MNRE debería incentivar y apoyar la fabricación local de componentes como el vidrio, el fluido de transferencia térmica y las bombas, los proyectos híbridos, el enfriamiento en seco y la CSP con almacenamiento para obtener una reducción en el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés). Asimismo, los bancos deberían aprender sobre la CSP y facilitar la financiación para esta tecnología escalable. Él recomienda que el propio MNRE se implique mucho más en la fase de ejecución de proyectos para comprender los riesgos que supone la puesta en marcha cada trimestre o cada mes.

"El MNRE debería evitar que los desarrolladores de fotovoltaica compraran todas las ubicaciones con radiación directa normal elevada y mantenerlas para que se asignen a desarrolladores de CSP. Debería plantearse apoyar proyectos híbridos, con biomasa y carbón, a través de una tarifa preferencial". Además, después de los retrasos en estos proyectos, es posible que el MNRE y la Comisión Reguladora de Energía Central finalmente se vean obligados a revisar las tarifas.

Por su parte, Choori advierte de que los recursos humanos que se formaron durante la primera fase podrían verse como un fondo perdido si no se anunciaran más proyectos de CSP.

Sin embargo, no se pueden pasar por alto los logros que se han obtenido durante la primera fase. Según Somani, algunos ejemplos son las enormes reducciones económicas en el suministro de la instalación solar (de 4 USD/vatio a 2 USD/vatio), en la energía solar (de 0,28 USD a 0,19 USD) y en el fluido de transferencia térmica (aproximadamente inferior a los 3,4 USD/kg).

También se ha obtenido una localización de en torno a un 45 % en tecnología cilindroparabólica y un 65 % en tecnología CLFR de AREVA, ahora hay suministradores de EPC llave en mano disponibles y se pueden obtener a nivel local los elementos eléctricos y el balance del sistema. Este competitivo mercado está reduciendo los costes de la CSP.

Progreso del proyecto CLFR de 100 MW de Reliance Areva  

"La CSP tiene un potencial fantástico en la India, tanto en el sector energético como a la hora de suministrar diferentes aplicaciones de requisitos de vapor y calor industrial. Hay muchas oportunidades en soluciones de vapor de proceso industrial así como en desalinización de agua", indica Divakaran.

Para futuros proyectos de CSP, Somani sugiere que se debería permitir un plazo mínimo de 36 meses para su finalización y añade que el sector no debería esperar los resultados de la primera fase porque ya se conocen importantes datos sobre ella, los proyectos están avanzando y los desarrolladores están comprometidos.

Para responder a este artículo, escribe a la editora: Jennifer Muirhead