La primera fase de instalación de proyectos solares en la India, que va hasta mayo de 2013 tiene todas las probabilidades de no cumplirse debido a problemas técnicos y de error en la información sobre mediciones de radiación solar. Estas son las primeras conclusiones que se obtienen tras el informe de CSP Today sobre el tema. Según parece, mientras ya se han puesto en marcha la mayoría de los 150 MW fotovoltaicos concedidos para la primera etapa, ninguno de los 500 MW de los proyectos de CSP de la JNNSM se han completado ni se han conectado a la red.
La Jawaharlal Nehru National Solar Mission (JNNSM) se las prometía muy felices cuando se anunció en 2008, pero problemas como el hecho de contar con datos de radiación directa normal que no eran lo suficientemente precisos, el futuro poco claro de las ayudas del gobierno, los retos surgidos a la hora de financiar proyectos y la necesidad de una base de fabricación local podrían disuadir el progreso de la CSP en la India.
Hasta el momento, solamente una planta de CSP de 2,5 MW está en funcionamiento, la torre energética redimensionable ACME Telepower en Rajastán, y los promotores tienen hasta mayo de 2013 para poner en marcha el resto de los proyectos de CSP del primer lote. Como la fecha está cercana, algunos de ellos han pedido una ampliación del plazo principalmente por el retraso en la disponibilidad de fluido de transferencia térmica», afirma a CSP Today Tarun Kapoor, secretario adjunto del Ministerio indio de Energías Nuevas y Renovables.
Algunos desarrolladores locales también reclaman que los datos de radiación directa normal y rendimientos que proporcionaron fuentes públicas eran erróneos en la Fase 1, en parte debido a los inadecuados recursos de datos validados para varios lugares en la India, con algunos participantes que afirman tener información precisa. Esto ha producido dificultades a la hora de ejecutar los proyectos y ha llevado al ministerio a realizar una supervisión solar sobre el terreno en varias zonas. Hari Chereddi, director gerente de Sujana Energy, con sede en Hyderabad, afirmó a CSP Today que “Medidas como las del ministerio para establecer estaciones de medición de radiación solar en varias regiones están aumentando la confianza de los inversores a la hora de financiar proyectos en la India”.
Aunque la JNNSM está tratando de impulsar el desarrollo de las tecnologías fotovoltaica y termosolar al darles el mismo peso, Chereddi señala que «al asignar cuotas concretas para cada tecnología, la JNNSM está imponiendo el ratio de tecnología que se puede construir en vez de permitir que el mercado seleccione la tecnología más rentable y eficiente para la India».
Dilemas de financiación y tecnología
Otro gran problema ha sido que el sector solar es relativamente nuevo para las instituciones financieras del país, ya que solamente unas pocas han visto el ciclo completo de proyectos de energía solar y cómo se comportan. Por este motivo, la mayor parte de estas instituciones están analizando los proyectos de energía solar con mucha cautela.
«Algunas instituciones han mostrado sus temores en cuanto a la ampliación de financiación por si existe la posibilidad de que la tecnología no actúe como se espera y los desarrolladores no cobren a tiempo», indica Chereddi. Además, los precios de la fotovoltaica han disminuido rápidamente en los últimos dos años y no ha habido un consenso respecto a qué precio haría que una planta de CSP fuera rentable.
La escasez de agua en algunas zonas con índices elevados de radiación directa normal también plantea otro reto. Por ejemplo, se ha descartado una zona de cerca de 35.000 km2 del desierto de Thar para proyectos de energía solar. Se trata de un lugar que recibe 2.000 kW.h de radiación de luz solar por metro cuadrado al día. Aunque esta región podría generar potencialmente entre 700 GW y 2.100 GW de energía, no cuenta con el agua suficiente.
La mayoría de las tecnologías de CSP que se emplean en la actualidad necesitan agua y, a pesar de que existen algunos sistemas de CSP que no requieren agua, todavía no son competitivos en cuanto a costes. Además, existe el reto de la conexión a las principales redes, ya que la mayor parte de los terrenos con CSP instalada en la región no cuentan con líneas de transmisión.
Si se tienen en cuenta los elevados costes capitales asociados a las plantas de CSP, que van desde los 3,85 a los 5 millones de euros por MW, junto con los importantes requisitos de terreno y agua, tienen que identificarse las soluciones rápidamente. La tecnología lineal Fresnel es la que menos espacio requiere, pero también es la menos eficiente en condiciones de mucho polvo y necesita mucha agua.
Por otro lado, las tecnologías de torre y cilindro-parabólica presentan mejores antecedentes a la hora de soportar condiciones climáticas extremas como las de la India. Además, la cilindro-parabólica ha entrado en una fase de optimización constante, con unos costes de funcionamiento que disminuyen hasta solo 3 céntimos/kWh. En todos estos casos, una vez que se paguen los costes capitales iniciales, la electricidad generada mediante CSP sería más económica que la de sus competidores.
La segunda fase
Cuando la Fase 1 de la JNNSM alcance la fecha límite del 31 de marzo de 2013, se deberían haber completado 1.100 MW de proyectos conectados a la red. «Esto incluye proyectos que se establecen en el marco de los programas centrales así como proyectos de los gobiernos de los estados. Por tanto, en cualquier caso se lograría el objetivo de la JNNSM y los proyectos que queden se dejarán para la segunda parte de la Misión», señala Kapoor.
Al avanzar a la segunda fase, que se extenderá cuatro años (2013-2017), se espera que la capacidad aumente drásticamente. Se asignarían 15 millones de metros cuadrados a colectores solares, con un objetivo de 1.000 MW de aplicaciones solares fuera de la red y 4.000-10.000 MW de energía de la red de servicios públicos, según el informe oficial de la JNNSM (http://india.gov.in/allimpfrms/alldocs/15657.pdf, en inglés).
Entonces, ¿qué oportunidades presentará la segunda fase para los desarrolladores y fabricantes de CSP? Si se presupone que el gobierno ofrece más apoyo, los fabricantes, suministradores y desarrolladores contarán con incentivos para comenzar industrias autóctonas y se centrarán en tecnologías adecuadas para las condiciones climáticas de la India. «Para los suministradores y fabricantes (locales), la necesidad de producción autóctona de componentes como los tubos de vacío y el equipamiento de control debería ofrecer un mercado atractivo para aprovecharlo y aumentar las expectativas de los desarrolladores de proyectos y ofrecer productos de calidad», destaca Chereddi.
Según su opinión, los desarrolladores de proyectos están buscando una financiación más económica para conseguir poner en marcha más proyectos. Sobre el terreno, la experiencia de la Fase 1 y la corrección de las mediciones garantizará una mejor planificación e implementación por parte de los promotores de proyectos al mismo tiempo que se consigue una mejora en la gestión de la cadena de suministro y reducciones de costes. Según la visión de la JNNSM, India debería generar 20 GW de energía solar instalada en 2022, lo que le llevaría a producir casi tres cuartos de la producción de energía solar total del mundo, que la Agencia Internacional de Energía prevé que se acerque a los 27 GW para 2020.
