Las fotos de los 10.000 espejos dispuestos alrededor de la planta Crescent Dunes Solar Energy son impactantes y parecen sugerir que el concepto futurista está en el camino de las energías renovables eficientes, fiables y rentables.
Pero, tras años de acusaciones de mala gestión y falta de fiabilidad en el suministro de energía, el operador de la planta, Tonopah Solar Energy, tiró la toalla el 30 de julio y se acogió a la protección por quiebra del Capítulo 11, registrando unos 430 millones de dólares de deuda garantizada con el Departamento de Energía de EE.UU. (DOE). Busca un acuerdo según el cual el DOE recuperará menos de la mitad del préstamo original, unos 200 millones de dólares, según los documentos presentados en el Tribunal de Quiebras del Distrito de Delaware.
Las señales de los problemas se hicieron evidentes el pasado mes de octubre, cuando el promotor del proyecto, SolarReserve, presentó una demanda contra el DOE y Tonopah Solar Energy, alegando que el DOE interfirió en su «derecho a participar en la gestión» de Tonopah Solar Energy. Apenas dos días después, Nevada Energy, la mayor empresa eléctrica del estado, notificó la rescisión de su acuerdo de compra de energía renovable (PPA) de 25 años con Tonopah, que originalmente debía finalizar el 31 de diciembre de 2040, debido a los «frecuentes y prolongados apagones».
¿Qué fue lo que falló?
En 2008, una filial de SolarReserve constituyó Tonopah Solar Energy LLC para desarrollar, poseer y operar la planta. En 2011, el Departamento de Energía emitió una garantía de préstamo de 737 millones de dólares para ayudar a financiar la planta de energía solar de concentración de 110 MW cerca de Tonopah, Nevada, por valor de 1.000 millones de dólares. Se describió como el primer despliegue de tecnología de torre de energía solar en Estados Unidos que utiliza sal fundida como fluido principal de transferencia de calor.
Cómo funciona una central termosolar
- La tecnología termosolar utiliza espejos heliostáticos que reflejan la radiación solar para calentar las sales fundidas que pasan por una serie de tubos instalados en una torre receptora central. La sal fundida se transfiere entonces a un gran tanque aislado para su almacenamiento.
- La sal fundida caliente del tanque aislado pasa por una serie de intercambiadores de calor para producir vapor sobrecalentado a alta presión. El vapor se utiliza para hacer funcionar una turbina convencional para generar electricidad.
- La energía térmica sobrante se almacena en la sal fundida y puede utilizarse para producir energía adicional durante un máximo de 10 horas.
Más de 10.000 heliostatos con espejos concentran la luz solar en una torre central de 640 pies de altura y calientan la sal fundida del interior a más de 1.000 °F. La mezcla sobrecalentada se utiliza entonces para hervir el agua y generar vapor y accionar los generadores de vapor para producir energía. El almacenamiento de sales fundidas permite al proyecto generar energía a plena carga durante hasta 10 horas sin luz solar.
SolarReserve dijo que el sistema de almacenamiento patentado puede suministrar electricidad bajo demanda como una central eléctrica tradicional de carbón o gas natural, pero sin emisiones, con poco uso de agua y sin residuos peligrosos.
La planta fue aprobada por la Comisión de Servicios Públicos de Nevada en 2010, pero no empezó a funcionar comercialmente hasta 2015.
Menos de un año después, en octubre de 2016, las reparaciones para arreglar una fuga en un tanque de sal fundida dejaron la planta fuera de servicio durante 8 meses. NV Energy, el único cliente de la planta, dijo en un informe de junio de 2019 que las frecuentes y prolongadas interrupciones en la planta redujeron la cantidad esperada de energía y créditos en un 50% en 2019 y en un 25% en 2020 y más allá.
NV Energy dijo: «Dado el tamaño del proyecto, Nevada Power simplemente no tiene suficientes reservas de crédito ni suficiente capacidad renovable nueva en la tubería para superar los déficits de crédito duraderos y de varios años».»
Se necesitaron piezas personalizadas y docenas de personal para las operaciones diarias y para realizar el mantenimiento regularmente en los generadores de vapor y los intercambiadores de calor. Cuando la planta se inauguró finalmente en 2015, los paneles solares habían dejado atrás a la tecnología CSP en términos de eficiencia y coste.
La alta tecnología quedó obsoleta antes de estar en funcionamiento.
Crescent Dunes vendía su energía a unos 135 $/MWh, mientras que Techren Solar II, en el valle de Eldorado, en Nevada, fijaba el precio de su energía en unos 30 $/MWh.
La sentencia de muerte sonó el verano pasado con un fallo catastrófico de los tanques de almacenamiento de sal fundida que provocó la contaminación del suelo y obligó a retirar la torre solar. El DOE envió una notificación formal de incumplimiento en septiembre, seguida de la rescisión del PPA por parte de NV Energy.
SolarReserve alegó en su demanda que el acuerdo de la LLC le daba derecho a nombrar a uno de los gestores de Tonopah. Pero, según la demanda, el DOE envió una carta de «notificación de incumplimiento» sólo unos días después de que SolarReserve hubiera nombrado a un nuevo gestor. La demanda decía que el DOE quería nombrar a dos nuevos miembros del consejo de administración de Tonopah, «lo que da la impresión de que (el Departamento de Energía) tiene el control total de Tonopah a través de sus directores ‘independientes’ elegidos a dedo, que constituyen la totalidad del consejo de administración de Tonopah».
Esto impedía cualquier representación de SolarReserve en el consejo, lo que significaba que las decisiones importantes que requerían un voto unánime, como los procedimientos de quiebra, ahogaban las aportaciones del promotor, alegaba la demanda.
El juego de las culpas ha estado en pleno apogeo, señalando con el dedo al promotor, a SolarReserve, al contratista general, la empresa española ACS Cobra, y al propietario Tonopah Solar. Se culpa a Cobra del retraso en la construcción de la planta y del diseño supuestamente defectuoso del tanque de sal fundida.
Según los documentos de la quiebra, Tonopah es propiedad de SolarReserve, la startup que desarrolló la planta; Cobra Energy Investments LLC, una división de la empresa española de infraestructuras ACS; y el Banco Santander SA.
Pasando a la tecnología superior
NV Energy siguió adelante y firmó un PPA de 22 años con EDF Renewables North America el 29 de julio. La energía será generada por el proyecto Chuckwalla Solar+Storage de 200 MW que construirá EDF. Situado en la Reserva de la Banda de Indios Paiute de Moapa, a 35 millas al noreste de Las Vegas (Nevada), el proyecto incluirá baterías que pueden almacenar 180 MW de energía durante 4 horas. Se espera que el proyecto Chuckwalla Solar+Storage entre en funcionamiento a finales de 2023.
«EDF Renewables se complace en fortalecer nuestra relación con NV Energy, aprovechando nuestro acuerdo de 2019 para desarrollar y construir el proyecto Arrow Canyon Solar+Storage», dijo Ian Black, vicepresidente de desarrollo de la región oeste de EDF Renewables North America.
Arrow Canyon también se está construyendo en la reserva. Será un proyecto solar de 200 MW que incluye un proyecto de almacenamiento en batería de 75 MW/5 horas y se espera que esté en funcionamiento en diciembre de 2022.
«La batería y el sistema solar trabajan juntos para proporcionar más energía durante las horas punta de la tarde de verano, cuando las necesidades del sistema son mayores», dijo Ian Black, un vicepresidente de EDF Renewables North America, en un comunicado. «NV Energy puede utilizar la batería a su discreción en todos los meses del año, lo que permite mitigar los picos de demanda».