En los principales medios han circulado titulares sobre el inminente cierre de la planta solar Ivanpah, un proyecto de 2.200 millones de dólares cuya construcción comenzó en 2010 y que suministra electricidad desde 2014, calificando el proyecto como un “fracaso” y un “despilfarro”.
A primera vista, el cierre de la planta Ivanpah puede parecer una señal preocupante sobre la eficacia de costos de las tecnologías solares. La empresa de servicios públicos Pacific Gas & Electric, principal compradora de la energía de la planta, anunció a principios de este año que pondría fin a su acuerdo de compra con la central. Inicialmente, PG&E tenía previsto comprar energía de Ivanpah hasta 2039, pero se retiró por falta de eficacia de costos.
“Ivanpah es otro despilfarro fallido de energía verde, igual que Solyndra”, declaró Jason Isaac, director ejecutivo del American Energy Institute, un grupo de defensa de la energía estadounidense, a Fox News.
El proyecto se construyó con 1.600 millones de dólares de su costo cubiertos por garantías de préstamos del Departamento de Energía de EE. UU. Ahora, al cerrar operaciones más de una década antes de lo previsto, el proyecto es, sin duda, un fracaso financiero.
Pero las dificultades de Ivanpah no indican falta de viabilidad de la energía solar, sino más bien atestiguan la rapidez con la que avanzan y se abaratan las tecnologías limpias.
La distinción clave aquí, que puede pasarse por alto en los titulares, es que la planta Ivanpah no es fotovoltaica, sino una planta de energía solar concentrada (CSP, por sus iniciales en inglés), una tecnología totalmente diferente con otros costos de construcción, operación y mantenimiento.
La planta Ivanpah está compuesta por 173.500 espejos controlados por software, llamados heliostatos, que dirigen los rayos solares hacia las tres torres colectoras de la instalación. Las torres, de más de 120 metros cada una, contienen un líquido que se calienta y se convierte en vapor, acciona una turbina y genera electricidad.
Imagen: Wikimedia Commons
Según el análisis de PG&E, la planta CSP afrontó altos costos operativos y una producción inferior a la prevista, lo que llevó a la empresa a retirarse del acuerdo. La planta también dependía del gas natural para funcionar, lo que iba en contra de su progreso hacia la descarbonización de la red.
Según SolarPACES, aproximadamente un 0,06% de las centrales solares globales son CSP. El resto son fotovoltaicas (PV), el nombre de nuestra publicación. A diferencia de la CSP, una planta fotovoltaica convierte directamente la luz solar en electricidad al excitar electrones en un material fotovoltaico, generalmente silicio, y recogerlos en una unión conductora.
Desde la instalación de Ivanpah en 2014, el costo de la energía fotovoltaica ha caído más de un 90%. La rápida caída de los costos, los ciclos acelerados de despliegue, la energía sin emisiones y la posibilidad de distribuir la solar en entornos construidos han respaldado el extraordinario crecimiento de la PV.
En 2014, cuando Ivanpah empezó a funcionar, la solar PV representaba menos del 1% de la matriz energética de EE. UU. Ahora lidera todas las tecnologías en cuanto a nueva capacidad instalada agregada cada año y ha crecido hasta superar el 12% del total energético. Se prevé que, según la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC), supere a la eólica como principal fuente renovable en 2025 y después al carbón como la segunda mayor contribuidora en capacidad en la red eléctrica estadounidense.
Eficacia de costos
Aunque Ivanpah supone un fracaso en eficacia de costos, la solar PV está entre las tecnologías más costo-eficientes disponibles hoy. Un análisis de Lazard halló que los proyectos solares y eólicos tienen un costo nivelado de electricidad (LCOE) menor que casi todos los proyectos fósiles, incluso sin subsidios (incluyendo el Crédito Fiscal a la Inversión federal).
El LCOE es una medida de la eficiencia de costos a través de tipos de tecnología de generación. Se basa en los costos de toda la vida divididos por la producción energética y calcula el valor presente del costo total de construir y operar una central eléctrica durante una vida útil asumida.
El análisis de Lazard encontró que la solar a gran escala no subsidiada, sin créditos fiscales, oscila entre 0,038 dólares/kWh y 0,078 dólares/kWh. La solar a gran escala con almacenamiento co-ubicado va de 0,05 dólares/kWh a 0,131 dólares/kWh, mientras que las plantas de gas natural “peaker” son mucho más caras, entre 0,138 dólares/kWh y 0,262 dólares/kWh.
El análisis de Lazard halló que la solar a gran escala es más barata que el costo marginal más bajo de los fósiles, lo que significa que incluso las plantas de ciclo combinado de gas natural más costo-eficientes que ya están operativas generan electricidad más cara que las nuevas instalaciones solares y eólicas.
Además, Lazard halló que los proyectos de gas, carbón y nuclear son más sensibles al costo del capital, lo que sugiere que un entorno de tasas altas favorece aún más la inversión en renovables.
“Sobre una base de dólares por megavatio-hora sin subsidios, la energía renovable sigue siendo la forma de generación más competitiva en costos. Por eso, la energía renovable seguirá desempeñando un papel clave en la expansión de nueva generación eléctrica en EE. UU.”, indica el informe. “Esto es especialmente cierto en el actual entorno de alta demanda eléctrica, donde las renovables destacan tanto por ser el recurso más económico como por su rápida implementación”.
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