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La energía renovable es la forma más competitiva de generación de energía en los países del Consejo de Cooperación del Golfo (GCC), según un nuevo informe publicado por la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA). Los abundantes recursos, junto con los sólidos marcos habilitadores, han llevado a precios de la energía solar fotovoltaica de menos de 3 cent$/ kWh y de la energía termosolar de 7,3 cent$/kWh, que es inferior a lo que algunas compañías energéticas de la región pagan por el gas natural.

El nuevo informe “Renewable Energy Market Analysis: GCC 2019” de IRENA, dice que alcanzar los objetivos establecidos para 2030 puede traer importantes beneficios económicos a la región, incluyendo la creación de más de 220.000 nuevos empleos y un ahorro de más de 354 mbep (millones de barriles equivalentes de petróleo) en los sectores energéticos regionales. Los objetivos podrían reducir las emisiones de CO2 del sector eléctrico en 136 millones de toneladas (reducción del 22%), mientras que se reducirían el consumo de agua del sector energético en 11.5 billones de litros (reducción del 17%) en 2020.

Los hallazgos surgen a medida que las economías del CCG buscan diversificar sus economías en un contexto de rápido crecimiento de la demanda interna de energía y el deseo de salvaguardar los ingresos de exportación de hidrocarburos para el futuro.

“El GCC se encuentra entre las regiones más atractivas del mundo para desarrollar proyectos de energía solar y eólica a gran escala como resultado de la abundancia de recursos y un entorno de políticas favorable, un hecho que está respaldado por precios bajos“, dijo el Director General de IRENA, Adnan Z. Amin. “Como región exportadora de combustibles fósiles, el paso decisivo del GCC hacia un futuro de energía renovable es una señal para los inversores mundiales y para la comunidad energética de que estamos experimentando un cambio radical en la dinámica energética global y una verdadera transformación energética“.

“El compromiso de los Emiratos Árabes Unidos de diversificar su mix energéticos es fundamental para nuestros objetivos de crecimiento sostenible y desarrollo sostenible a largo plazo“, dijo H.E. Suhail Al Mazrouei, Ministro de Energía de los EAU. “El análisis de GCC de IRENA proporciona evidencia adicional del sólido caso socioeconómico para el despliegue de la energía renovable, desde la creación de empleo hasta la reducción de emisiones. A medida que buscamos agregar capacidad de generación para servir a poblaciones en crecimiento y economías en expansión, las energías renovables servirán cada vez más como pilar central del desarrollo bajo en carbono”.

A finales de 2017, la región tenía unos 146 GW de potencia instalada, de los cuales las energías renovables representaban 867 MW. Alrededor del 68% de esta potencia estaba en los Emiratos Árabes Unidos. Esto representa un aumento de cuatro veces la potencia de 2014. Después de los EAU están Arabia Saudí con un 16% y Kuwait con un 9% de la capacidad regional.

Con los objetivos de energía renovable ya implementados en toda la región, el CCG está preparado para una aceleración significativa del despliegue de energías renovables a medida que los países persiguen objetivos nacionales. Según los planes actuales, la región instalará un total de casi 7 GW de nueva capacidad de generación de energía a partir de fuentes renovables para principios de 2020.

La energía solar fotovoltaica domina el panorama de las energías renovables de la región, representando tres cuartas partes de la cartera de proyectos regionales, termosolar y eólica representan el 10% y el 9%, respectivamente. También se espera que la recuperación de petróleo mejorada asistida por energía solar en Omán contribuya con aproximadamente 1 GWth en 2019.

Las políticas proactivas son fundamentales para acelerar el despliegue de energía renovable, según el informe, lo que sugiere que se pueden extraer lecciones de los países del CCG donde se han logrado avances sustanciales gracias a los compromisos firmes del gobierno y objetivos creíbles y con plazos específicos, con un claro enfoque en un entorno de apoyo a las inversiones.

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2018 fue testigo del rápido crecimiento de la industria termosolar en China. De acuerdo con los datos de CSP Focus, se completaron y conectaron a red tres proyectos termosolares de demostración con una capacidad total de más de 200 MW, colocando a China con tres plantas termosolares comerciales a gran escala en funcionamiento en un año.

En 2018, China completó una potencia total de 215 MW de proyectos termosolares, casi siste veces que los 30 MW realizados antes de 2018. China se ha convertido en el quinto país por potencia termosolar instalada y en el mercado termosolar emergente más popular con Marruecos. Aportando el 23% de la nueva potencia en el mundo.

En lo que respecta al mercado termosolar mundial, se ha construido casi 1 GW de plantas termosolares, Marruecos contribuyó con 350 MW (200 MW de NOOR 2 y 150 de MW NOOR 3), China con 215 MW (tres primeros prouectos del primer lote de proyectos termosolares de demostración y una planta Fresnel de 15 MW), Sudáfrica instaló 200 MW (100 MW, Ilanga CSP1 y 100 MW, Kathu Solar One), Israel contribuyó con el proyecto termosolar de torre Ashalim, de 121 MW, y Arabia Saudí con la planta híbrida ISCC Waad Al-Shamal de 50 MW.

Mirando a 2019 para China, y observando los 17 proyectos de demostración: seis proyectos con una potencia total de 350 MW están en construcción y se espera que se completen para finales de este año. Un proyecto, Shenzhen Jinfan Akesai PT Project de 50 MW y sales fundidad, se detuvo debido a algún problema financiero y los otros 10 proyectos, que totalizan 749 MW, todavía están en desarrollo, pendientes de progreso, principalmente debido a obstáculos financieros o políticos internos.

Otras plantas termosolares comerciales, como el proyecto de torre Luneng de 50 MW, también están en desarrollo. Algunas fuentes de la industria predicen que este año se completarán alrededor de 600 MW de plantas termosolares. Sin duda, se espera que China lidere el nuevo mercado termosolar.

Según lo anunciado y estipulado por la Administración Nacional de Energía de China hace dos años, en 2016, solo aquellos proyectos piloto que pudieran completarse a finales de 2018 podrían disfrutar de la tarifa de 1,5 RMB/kWh. La nueva política de precios para los demás no se ha publicado oficialmente hasta ahora, sin embargo, como CSP Focus informó anteriormente, los últimos proyectos se completarán y se adjudicará a un precio más bajo.

Al mismo tiempo, el segundo lote de proyectos piloto está bajo una gran expectativa. El funcionamiento práctico de los tres proyectos de demostración completados es uno de los factores clave para que el gobierno decida el segundo lote de demostración, es una misión y responsabilidad crucial para los promotores de proyectos y las empresas de O&M para optimizar continuamente la operación.

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FuturENERGY Dic.18 - Ene. 2019

Central Ilanga -1 de 100 MW con 5 horas de almacenamiento en Upington, Sudáfrica. Cortesía de Emvelo y Cobra | 100 MW Ilanga I CSP plant with 5 hours of storage in Upington, South Africa. Courtesy of Emvelo and Cobra

Este 2018 ha sido un año particularmente relevante para el sector termosolar por varias importantes razones. En primer lugar, es el año en el que se va a poner en marcha la mayor nueva potencia anual en toda la historia del sector, 1.100 MW nuevos (ver gráfico) y la mejor noticia es que esa nueva capacidad no se ha instalado en uno o dos países, como había ocurrido en el pasado, sino en países de África, Región MENA y Asia con elevado potencial termosolar…Por Luis Crespo, Presidente de Protermosolar y de ESTELA.

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El consorcio formado por la empresa de ingeniería tecnología SENER y SEPCO III ha completado la prueba de fiabilidad de la central solar termoeléctrica Noor Ouarzazate III, de 150 MW. Se trata de un paso más en la puesta en marcha de la instalación, que está próxima a su operación comercial y su entrega final al cliente.

Con una duración de 10 días consecutivos, con esta prueba de fiabilidad Noor Ouarzazate III ha demostrado su capacidad para exportar a la red su potencia nominal con condiciones meteorológicas cambiantes, e incluso después de la puesta de sol, gracias a su sistema de almacenamiento en sales fundidas, con capacidad para continuar produciendo electricidad en ausencia de insolación durante 7,5 horas. Durante estos 10 días la planta ha exportado a la red más de 13,2 GWh. Una vez operativa, la central será capaz de generar la energía necesaria para alimentar 120.000 hogares, con 0 emisiones de CO2 a la atmosfera.

En Noor Ouarzazate III, SENER es responsable de la ingeniería conceptual y básica de la planta, la ingeniería de detalle y el suministro de los equipos del sistema de almacenamiento térmico, así como de la ingeniería y la construcción del campo solar y del receptor de sales fundidas, y de la puesta en marcha integrada de toda la planta. Se trata, además, de la segunda central con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas que diseña y construye SENER, además de aportar su propia tecnología – los 7.400 heliostatos HE54 que conforman el campo solar, el sistema de seguimiento ‘solar tracker’, el receptor de alta potencia de más de 600 MW térmicos, y el sistema de control integrado de receptor y campo solar – y una de las primeras del mundo en aplicar a escala comercial esta configuración.

Noor Ouarzazate III forma parte del complejo solar Noor, el mayor del planeta, ubicado en Uarzazat (Marruecos) y dirigido por MASEN. En dicho megaproyecto, SENER forma parte del consorcio constructor llave en mano de las centrales Noor Ourzazate I y Noor Ouarzazate II, ambas con tecnología de captadores cilindroparabólicos SENERtrough®, y Noor Ourzazate III, con innovaciones evolucionadas con respecto a las aplicadas en Gemasolar, una planta diseñada y construida por SENER, que fue la primera del mundo en operación comercial con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas.

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El presidente de Protermosolar, Luis Crespo, ha presentado en la sesión plenaria del congreso SolarPACES, la ponencia CSP: Supporting Mitigation of Climate Change, en el que se detalla como la energía termosolar permite reducir las necesidades de respaldo de combustibles fósiles y, por tanto, mitigar y frenar el cambio climático.

Para Protermosolar es obvio que toda la nueva capacidad que se instale en España como respuesta tanto al incremento de la demanda como al progresivo cierre de las centrales convencionales (carbón a corto plazo y nucleares a medio) será renovable, por lo que se hace necesario contar con la termosolar para generar electricidad cuando la fotovoltaica deja de hacerlo (desde la caída del sol hasta el amanecer).

Las centrales termosolares pueden comenzar a despachar la energía recogida durante el día en toda la franja horaria que no puede la fotovoltaica, su generación es síncrona y tiene un programa firme y sin desvíos hasta vaciar su tanque caliente de almacenamiento, con pérdidas de energía despreciables durante las horas de espera.

Protermosolar también ha participado en una de las sesiones paralelas, denominada Policy & Marketing, en la que ha expuesto la presentación de la metodología y resultados del Informe Transición del Sector Eléctrico. Horizonte 2030, en el que se proyecta un escenario para ese año sin centrales de carbón ni nucleares y con un menor respaldo de los ciclos combinados. El estudio es una proyección realizada a partir de los datos horarios de generación reales de los últimos cuatro años.

Tras la celebración del congreso tuvo lugar una visita al complejo termosolar más grande mundo, ubicado en Ouarzazate (Marruecos). Este complejo está formado por más de 550 MW de potencia instalada con dos tecnologías, termosolar (510MW) y fotovoltaica (70MW), con alta participación de empresas españolas en el EPC. Son tres las centrales termosolares, teniendo todas ellas en común maximizar la generación de electricidad en horas pico de demanda. Estas horas pico tienen lugar tras la puesta de sol, motivo por el cual, el almacenamiento de estas centrales tiene un papel esencial en su estrategia de operación.

La primera de las centrales, ya en operación, es NOORo I, de 150MW, tecnología cilindro parabólica y tres horas de almacenamiento; la segunda central es NOORo II, de 200MW, tecnología cilindro parabólica y siete horas de almacenamiento, y la última es NOORo III, de 150MW, tecnología de torre y 7 siete horas de almacenamiento.

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Sener está a punto de comenzar las pruebas finales de la central solar termoeléctrica Noor Ouarzazate III, de 150 MW, tras completar, en agosto, la primera sincronización a la red marroquí. Con estos hitos, Sener arranca la última fase que precede a la operación comercial de la central y su entrega final al cliente.

Noor Ouarzazat III es la segunda central con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas que diseña y construye Sener, además de aportar su propia tecnología, y una de las primeras del mundo en aplicar a escala comercial esta configuración. La alta capacidad de producción de esta tecnología – las sales fundidas alcanzan mayor temperatura que en otras configuraciones de termosolar, lo que maximiza la eficiencia termodinámica – permite gestionar la energía solar en ausencia de radiación directa y responder a los picos de demanda. Se trata de una característica única de la energía solar termoeléctrica, que modifica sustancialmente el papel de las energías renovables en el suministro global de energía.

En Noor Ouarzazate III, Sener es responsable de la ingeniería conceptual y básica de la planta, la ingeniería de detalle y el suministro de los equipos del sistema de almacenamiento térmico, así como de la ingeniería y la construcción del campo solar y del receptor de sales fundidas, y de la puesta en marcha integrada de toda la planta, cuya entrega al cliente está prevista para finales de 2018.

Noor Ouarzazate III se compone de un campo solar de 7.400 heliostatos HE54 (diseñados y patentados por Sener), que dirigen la radiación solar hacia un receptor ubicado en lo alto de una torre, a una altura de 250 m, gracias al sistema de seguimiento muy preciso, también patentado por la empresa. Sener ha sido igualmente responsable del diseño y construcción del receptor de alta potencia de más de 600 MW térmicos, desarrollado en colaboración con empresas marroquíes. Noor Ouarzazate III está también equipada con un sistema de almacenamiento en sales fundidas que permite a la planta continuar produciendo electricidad durante 7,5 horas en ausencia de radiación solar y que garantiza la capacidad de gestión o ‘dispachabilidad’ de la energía. Además de estos elementos clave, Sener ha suministrado el sistema de control integrado de receptor y campo solar.

El director regional de Sener en Marruecos, Anas Raisuni, declaraba: “La sincronización de Noor Ouarzazate III es el último hito antes de la entrega de la planta a ACWA y MASEN. Con su inversión visionaria en energía solar, MASEN ha asegurado el suministro de una electricidad limpia, sostenible y segura para Marruecos, desarrollando al mismo tiempo la industria nacional en un sector tan puntero como es la energía solar termoeléctrica. Nos sentimos muy orgullosos de haber colaborado con estas dos entidades (ACWA y MASEN), mediante el diseño y la construcción de una de las centrales CSP más avanzadas del planeta. Una vez en operación comercial, Noor Ouarzazate III marcará un punto de inflexión en el panorama mundial de la energía solar termoeléctrica y consolidará la posición de Sener como empresa de ingeniería líder en este sector, y una de las más innovadoras como proveedor de tecnología”.

Noor Ouarzazate III forma parte del complejo solar Noor, el mayor del planeta, ubicado en Uarzazat (Marruecos) y dirigido por MASEN. En dicho megaproyecto, Sener forma parte del consorcio constructor llave en mano de las centrales Noor Ourzazate I y Noor Ouarzazate II, ambas con tecnología de captadores cilindro-parabólicos SENERtrough®, y Noor Ourzazate III, con innovaciones evolucionadas con respecto a las aplicadas en Gemasolar, una planta diseñada y construida por Sener, que fue la primera del mundo en operación comercial con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas.

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La energía termosolar es la renovable, comparada con la eólica y la fotovoltaica, que más electricidad genera por MW instalado desde el pasado mayo, gracias a sus sistemas de almacenamiento de 7,5h (una de cada tres centrales en España). De hecho, la termosolar, con 2,3 GW instalados, ha generado durante agosto 689 GWh, lo que supone un 3,4% del total de generación de agosto (20.283 GWh), según los datos ESIOS recogidos por Protermosolar, la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar.

Para Protermosolar, un buen ejemplo del buen funcionamiento de la tecnología termosolar es que las centrales han vuelto a superar el récord histórico de generación continua por encima de 100 MW, alcanzando 17 días consecutivos (desde el 16 de julio hasta el 2 de agosto), a pesar de que originariamente las centrales termosolares no estuvieron diseñadas para su funcionamiento continuo.
Protermosolar recalca que un incremento de la potencia termosolar con almacenamiento en el futuro contribuiría no solo a la reducción de las emisiones de las centrales de combustible fósil de respaldo sino a la reducción del coste de la electricidad en el mercado mayorista.

Aunque los datos que facilita REE, bien a través de su web como de la de ESIOS, no se consideran definitivos hasta pasados unos meses y las cifras de generación absoluta pudieran tener ligeras variaciones, estos datos ponen de manifiesto la fiabilidad de la generación termosolar y permiten proyectar expectativas ciertas en el caso de un mayor despliegue, afirma Protermosolar.

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La energía termosolar ha marcado récord histórico de generación eléctrica mensual al alcanzar los 899 GWh en julio, según los datos de REE recogidos por Protermosolar, la Asociación Española para la Promoción de la Industria Termosolar, que indica que esta generación supone un 4,1% del total de la generación de julio en España.

Además, la termosolar ha generado electricidad durante 24 horas al día los 31 días del mes de julio, por lo que también logra un nuevo récord de generación por encima de 100 MW a lo largo de 723 horas, equivalente a 30 días, según los datos de ESIOS recogidos por la patronal termosolar española. El tercer récord que ha superado la termosolar el pasado julio es el haber alcanzado una generación continua por encima de 100 MW durante 16 días consecutivos.

Respecto a la generación mensual de julio, los 899 GWh de generación termosolar suponen un factor de carga del 53%, teniendo en cuenta que la potencia instalada en España es de 2.300 MW, lo que representa aproximadamente un 2% de la potencia total instalada del sistema eléctrico español. El anterior récord lo ostentaba el mes de julio de 2015, con 889 GWh, si bien, cabe recordar que el parque termosolar está formado en sus 2/3 partes por centrales sin almacenamiento y 1/3 por centrales con almacenamiento, debido a las circunstancias de la década en la que se diseñaron las centrales. En el futuro todas las centrales termosolares irán provistas de almacenamiento.

Este récord de generación mensual viene precedido de un año en el que la generación termosolar está siendo menor que la del año anterior. De hecho, 2017 fue un año con una radiación solar excelente, pero con hidraulicidad realmente baja. Sin embargo, este año, ha tenido más lluvias y esta abundancia de borrascas tiene asociada una mayor generación hidráulica y eólica.

La principal conclusión es que la complementariedad de recursos renovables es una realidad en España y si se dimensiona el parque de generación de manera correcta, España puede alcanzar elevados niveles de descarbonización del sistema eléctrico, tal y como Protermosolar argumenta en su Informe de transición del sector eléctrico. Horizonte 2030.

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Acciona y Abengoa, a través de un consorcio constituido al efecto, han firmado el contrato para completar la construcción de la planta termosolar de Cerro Dominador en Chile. El consorcio, liderado por Acciona Industrial con una participación del 51%, se encargará de construir la planta termosolar de 110 MW con tecnología de Abengoa, qué será la primera de su tipo en Latinoamérica.

La planta termosolar de torre se sumará a la planta fotovoltaica de 100 MW ya en operación, construida por Abengoa y que presta operación comercial desde febrero de 2018, para formar un complejo de energías renovables con una capacidad total de 210 MW y el primero que combina ambas tecnologías en todo el continente.

Este proyecto permitirá generar energía limpia de forma gestionable durante 24 horas y contará con una capacidad de almacenamiento térmico en sales fundidas de 17,5 horas. El campo solar, de 146 ha, cuenta con 10.600 heliostatos que dirigirán la radiación solar a un receptor ubicado a 252 m de altura.

Está previsto que las obras se retomen durante este mes, una vez que Cerro Dominador, empresa de propiedad de fondos administrados por EIG Global Energy Partners, cerrara la financiación del proyecto el pasado mes de mayo con un consorcio de bancos nacionales e internacionales y una vez obtenido el permiso para proceder por parte del consorcio formado por Acciona y Abengoa.

El complejo Cerro Dominador está situado en la localidad de María Elena, en el desierto de Atacama, en la Región de Antofagasta, un área con uno de los índices de radicación solar más elevados del mundo. La planta termosolar que construirán Abengoa y Acciona producirá energía limpia que evitará la emisión a la atmósfera de 640.000 toneladas de CO2 al año. En total, el complejo evitará 870.000 toneladas anuales de emisiones de dióxido de carbono y suministrará energía limpia a través de acuerdos de compra de energía con empresas distribuidoras a 15 años, firmados en 2014.

La construcción de la planta termosolar de Cerro Dominador tendrá una importante contribución al desarrollo local, con la creación de más de 1.000 empleos en la zona en su peak de construcción para los que tendrán acceso prioritario los vecinos de las comunas de la Región.

Cerro Dominador ha seleccionado al consorcio formado por Acciona Industrial y Abengoa por su acreditada experiencia en el desarrollo y ejecución de proyectos termosolares en todo el mundo.

Acciona ha construido 10 plantas termosolares a nivel global con un total de 624 MW de capacidad y tiene actualmente en construcción la planta de Kathu, en Sudáfrica, de 100 MW. Cerro Dominador es la quinta planta termosolar que la empresa construye fuera de España.

Abengoa actuará como socio tecnológico del proyecto de ingeniería y construcción aportando todo su know-how en construcción de plantas termosolares, con una experiencia de más de 30 años habiendo desarrollado y construido plantas con una potencia instalada de 2,6 GW en todo el mundo, lo que representa actualmente el 38% de la capacidad instalada a nivel mundial. Actualmente, es socio tecnológico y participa en la construcción de la fase IV del mayor complejo solar del mundo en Dubai, el Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park, propiedad de Dubai Electricity and Water Authority (DEWA).

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Protermosolar ha realizado el informe Transición del Sector Eléctrico: Horizonte 2030 en el que proyecta un escenario para ese año sin centrales de carbón ni nucleares, con un 85,6% de generación renovable frente al 62,1% de la Comisión de Expertos (CdE), con una reducción del 82% de vertidos y del 60% de emisiones respecto al informe de la CdE y a menos de 5 c€/kWh. Además, el estudio contempla un menor respaldo de los ciclos combinados que el informe de la CdE, por lo que las energías renovables alcanzarían una penetración en la demanda final de energía del 34%, cumpliendo los objetivos de la UE.

La clave está en repartir la potencia solar contemplada por la CdE entre fotovoltaica y termosolar y despachar las nuevas centrales termosolares con almacenamiento a partir de la puesta de sol.
Los planificadores y responsables energéticos deben entender las diferencias entre las energías renovables para conseguir satisfacer la demanda de forma segura, barata y sin emisiones, cosa que los mercados, comparando exclusivamente costes de generación, no realizan.

Este estudio es una propuesta alternativa al informe de la Comisión de Expertos para la Ley de Transición Energética y Cambio Climático que ha realizado la patronal termosolar y no se basa en modelos de ordenador sino en la proyección realizada a partir de datos horarios de generación reales en años pasados del mix propuesto, por lo que sus resultados se corresponden con una comprobación real de la capacidad de un mix de renovables optimizado identificando la potencia real de respaldo que le faltaría y llegando a la conclusión de que sobrarían el carbón, las nucleares y parte del parque actual de ciclos combinados.

El escenario proyectado por Protermosolar satisface la misma demanda a 2030 que el de la CdE y con la misma cantidad de potencia renovable 106 GW, desglosada en: 33 GW eólica; 25 GW fotovoltaica; 20 GW termosolar y 5 GW de otras renovables. Con este mix, los vertidos se reducirían a 830 GWh, un 82% de los 4.600 GWh considerados por la CdE, y las emisiones a 4.991 kton CO2, un 60% de los 12.593 kton CO2 proyectados por la CdE.
La CdE en su informe mantenía las centrales nucleares y el parque de ciclos combinados y no llegaba a cumplir los objetivos de la UE al quedarse por debajo del 30% de contribución de las renovables, mientras que con el mix de Protermosolar se superaría el 34%.

La proyección que realiza Protermosolar plantea un saldo de interconexiones de un 4,5% de importación, ya que sería más económico importar electricidad que hacer trabajar a los ciclos combinados en determinados momentos, y una cobertura de la demanda por fuentes renovables del 83% (frente al 69% de la CdE).

El informe también especifica la estimación razonable de la media de costes a los que resultaría la generación de ese parque tras las sucesivas subastas por tecnologías durante la próxima década: Eólica, 4 c€/kWh; fotovoltaica, 3,5 c€/kWh; termosolar, 5,5 c€/kWh; biomasa, 6 c€/kWh; turbinación por bombeo, 2,5 c€/kWh; hidráulica, 2 c€/kWh; residuos no renovables, 8 c€/kWh; cogeneración 7 c€/kWh; ciclo combinado 7,4 c€/kWh; importaciones, 6 c€/kWh, y exportaciones, 4 c€/kWh.

Por lo tanto, la media de costes de generación, de acuerdo a las producciones de cada tecnología, se situaría en el entorno de 4,9 c€/kWh y la generación a partir de viento y sol representaría el 65% de la generación total, mientras que el resto dependería de la cogeneración (11%), biomasa y biogás (9%), que elevarían ligeramente el precio del mix, e hidráulica (12%) que reduciría el precio al valor medio de sol y viento.

El estudio de Protermosolar también muestra la contribución adicional a la economía española que representan las centrales termosolares, gracias a su elevado contenido local. Las inversiones en termosolares contribuirían a un incremento del PIB de 62.000 millones de euros (3,5 millones €/MW para 17,7 GW) en su fase de construcción y de 5.000 millones de euros (0,25 millones €/MW para 20 GW) en la fase de operación.

Respecto a la generación de empleo, en la fase de construcción de las centrales, se llegarían a crear 88.500 puestos de trabajo/año, mientras que en la fase de operación se generarían 1.770 empleos directos adicionales/año. A partir de 2030, el parque termosolar en operación tendría 20.000 empleos permanentes. Además, las termosolares contribuirían a la disminución de importaciones de combustibles (con lo que mejoraría la balanza comercial), a reducir los pagos por CO2 y se conseguiría consolidar el liderazgo mundial de las empresas españolas en la industria.

El informe concluye con una serie de actuaciones recomendadas, entre las que figura en primer lugar la estabilidad retributiva de las instalaciones existente, ya que no se puede construir el futuro sobre las cenizas del sector. Se recomienda planificar con perfiles de despacho diferenciados para sacar todo su valor a las tecnologías renovables apostando por su complementariedad estacional y horaria y se propone relanzar la instalación de nuevas centrales termosolares en España, con una primera convocatoria de subastas de 1.000 MW, así como otra de 100 MW para demostrar el concepto de hibridación con turbinas de gas de ciclo abierto, asegurando la firmeza total de las instalaciones.

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