Imagen cortesía de: SolarReserve

El operador eléctrico estatal de Dubái tiene intención de convocar una solicitud de propuestas (RfP, por sus siglas en inglés) para una central de torre de 200 MW antes de finalice el 2016, tras haber seleccionado a un consorcio liderado por KPMG Lower Gulf para asesorar la licitación.

La central de CSP ofrecerá entre 8 y 12 horas de almacenamiento térmico y se construirá antes de 2021 en el seno del parque solar Mohammed bin Rashid al-Maktoum.

El precio que persigue la Autoridad de Electricidad y Agua de Dubái (DEWA, por sus siglas en inglés) de en torno a 80 $/MWh es alrededor de la mitad de lo firmado para la central Noor II de ACWA Power en Marruecos, que se estableció en 163 $/MWh en 2015.

“El objetivo de 80 $/MWh en Dubái es bastante ambicioso, pero es perfectamente concebible que se aproxime”, dijo Jonathan Walters, economista independiente experto en energía y antiguo director regional del Banco Mundial en la región MENA, a CSP Today.

Dubái ya ha demostrado que goza de la confianza de los inversores en el ámbito de las renovables, pues pudo fijar el precio históricamente bajo en fotovoltaica de 2,99 cts./kWh a principios de este año para la central DEWA III de 800 MW en el parque solar Mohammed bin Rashid al-Maktoum. Un consorcio liderado por Masdar presentó la oferta ganadora.

La economía política y financieramente estable de Dubái ha establecido un modelo solvente de productor independiente de energía (IPP, por sus siglas en inglés), y las expectativas de que se produzca un plan de pactos regionales están fomentando la competencia y depositando presión sobre los precios, según dijo Marc Norman, abogado de Chadbourne & Park radicado en Dubái, a CSP Today.

“Esto ha propiciado guerras de precios en el frente fotovoltaico, y probablemente la CSP no permanezca inmune... No me sorprendería en exceso que la tarifa ganadora para el proyecto de Dubái cayera por debajo de los 80 $/MWh”, dijo Norman, cuyo equipo se dedica a financiación de proyectos y adquisiciones en el sector energético.

Reducción de costes

“Cuanto mayor sea la penetración de la CSP con almacenamiento en el mercado, más seguirán cayendo los precios”, aseguró Philip Hale, director de desarrollo en la región MENA de SolarReserve, a CSP Today.

SolarReserve ha ofertado recientemente un proyecto de 240 MW en Copiapo, Chile, al precio históricamente bajo de 63 $/MWh, sobre la base de sus avances tecnológicos y una optimización de la cadena de suministro local.

                   Proyectos de torre CSP con almacenamiento

Fuente: CSP Today Global Tracker

La central CSP de Dubái espera beneficiarse de las mejoras en la eficiencia global de la fabricación, la cual se ha visto espoleada por un reciente respaldo del gobierno a los nuevos proyectos, según afirmó Walters.

La creciente confianza en los planes de tarifas de alimentación de China ha contribuido a la oleada de propuestas de nuevos proyectos por parte de empresas internacionales que persiguen optimizar sus oportunidades en la cadena de suministro.

“China ha anunciado recientemente que dispondrá de 1000 MW de aquí a finales de 2018, y que se están produciendo grandes inversiones en Marruecos, Sudáfrica e Israel”, explicó Walters.

Un informe reciente de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés) ha previsto una caída del coste medio teórico de generación de electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés) en las centrales de torre de un 43 % hasta 70 $/MWh de aquí a 2025. Se prevé que los costes globales de instalación para las torres con almacenamiento caerán en un 37 % hasta 3600 $/kW de aquí a 2025, aseguró.

Las reducciones en los costes se verán favorecidas por mejoras en la reflectividad del helióstato y en la eficiencia del receptor, todo lo cual dará como resultado un aumento de las temperaturas de operación de 565 a 600 grados Celsius, según explicó la IRENA.

Líderes de mercado

El resultado de la licitación de Dubái podría también afectar a los precios de las ofertas de las centrales planificadas en la región, tales como la marroquí Noor Midelt, que constará de dos centrales eléctricas híbridas CSP-fotovoltaica.

Los EAU y Marruecos son los únicos países del Oriente Próximo que están desarrollando en la actualidad centrales únicamente de CSP. Ambos países han adoptado modelos de IPP para sus centrales solares, pese a que las diferencias en la propiedad estatal han ejercido un impacto directo en el riesgo y en el precio de los proyectos.

En Dubái, los inversores privados han tenido acceso a menores participaciones en los proyectos, pues la DEWA normalmente adquiere entre un 51 % y un 60 %, mientras que la Agencia Marroquí para la Energía Solar adquiere un 25 % de participaciones en los proyectos marroquís, según explicó Norman.

La DEWA ha establecido un rendimiento del capital invertido (ROI, por sus siglas en inglés) mínimo del 10 % de sus participaciones, limitando así el inconveniente de los costes de inversión, destacó.

Por otro lado, Marruecos posee unos requisitos relativos al contenido bastante estrictos, “mientras que los de Dubái son más laxos y reflejan mejor las realidades del mercado”, dijo Norman.

Los promotores también deberán comprar deuda en reservas bancarias más estrictas, teniendo en cuenta el desplome de los precios globales del crudo.

Los depósitos del Banco Central de los EAU cayeron de 109.700 millones de dólares a finales de septiembre de 2014 a 94 100 millones de dólares a finales de noviembre de 2015, además de que el Banco Central incrementó los tipos de interés sobre sus certificados de depósito en 25 puntos básicos el pasado diciembre.

Precio de referencia

El precio históricamente bajo para la central fotovoltaica DEWA III fue un 49 % menor que el de la oferta ganadora de la central fotovoltaica DEWA II de 200 MW en 2014, caída que principalmente se debió a una bajada en los precios de los contratos de ingeniería, adquisición y construcción y de operación y mantenimiento, más que a cualquier cambio significativo en los precios de la deuda.

Los precios de las ofertas para la central de CSP dubaití de 200 MW deberían servir de punto de referencia para el mercado más amplio de la región MENA, de modo que puedan ejercer influencia en las opciones tecnológicas de los futuros proyectos.

Los promotores que han presentado sus ofertas para la central de CSP marroquí Noor Midelt, por ejemplo, tienen permitido presentar bien un diseño de central con sistema cilíndrico-parabólico de aceite sintético y almacenamiento o bien uno de torre con almacenamiento y sales fundidas.

El proceso de contratación pública de Dubái también ofrece un modelo para los mercados emergentes de la región del Oriente Próximo y África Septentrional (MENA, por sus siglas en inglés).

“El desarrollo de modelos de países inevitablemente beneficia a los demás países y regiones en conjunto. Si Dubái adquiere este proyecto con éxito y logra una tarificación competitiva, esperamos que mercados como Arabia Saudí y otros similares lo sigan”, concluyó Norman.

Por Heba Hashem

Traducido por Vicente Abella