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Lección de Marruecos: pagará por la termosolar la mitad que en España

Rabat ultima la adjudicación de su primer proyecto de este tipo. En liza, Abengoa y ACS, aliada con la italiana Enel.

Lección de Marruecos: pagará por la termosolar la mitad que en España
Lección de Marruecos: pagará por la termosolar la mitad que en España

Marruecos parece haber tomado nota de los errores de planificación cometidos por España en el desarrollo de la energía termosolar. La Agencia Marroquí para la Energía Solar (Masen) ultima la adjudicación del primer proyecto de estas características en ese país y en el sector se da por hecho que el consorcio ganador recibirá por su producción entre 140 y 160 euros por megavatio hora (MWh). Las cifras están muy lejos de los 281euros/MWh de prima que cobrarán las termosolares que este año entran en operación en España.

El proyecto marroquí, ubicado en la provincia de Ouarzazate, es la primera fase (125 MW) de un plan que pretende tener operativos 500 MW solares (también fotovoltaicos) en 2015. Es el arranque del denominado Plan Solar Marroquí, que se presentó en 2009 y que contempla tener 2.000 MW de este tipo instalados en 2020, lo que supondrá una inversión estimada en 9.000 millones de dólares (unos 6.800 millones de euros).

Gane quien gane, hablará español. Tras una criba inicial entre 19 aspirantes, Masen dio a conocer a finales de 2010 los cuatro consorcios finalistas, de los que sólo quedan en liza tres: el encabezado por la andaluza Abengoa (aliada con la nipona Mitsui y la compañía nacional de Abu Dhabi); un consorcio en el que participan dos ingenierías españolas, Aries y TSK; y el formado por la constructora ACS en alianza con la italiana Enel. La prensa local da por descartada la oferta de Orascom, a la que algunos expertos daban por favorita. La egipcia se presentaba en alianza con la alemana Solar Millenium, que suspendió pagos en diciembre pasado.

Marruecos, que, como España, tiene un problema de dependencia energética (apenas produce gas ni petróleo), pagará primas inferiores por tres factores, según expertos del sector: el desarrollo tecnológico de la termosolar en los últimos años; la mayor irradiación solar en ese país (unas 3.000 horas al año, frente a las 2.500 horas de la mitad del sur de España, donde se ubica la mayoría de proyectos) y, especialmente, el mayor tamaño de la planta, que permite abaratar el coste de generación. En España, las termosolares no pueden tener más de 50 MW de potencia si quieren cobrar prima.

Esta tecnología está en el centro del debate, de cara a la reforma energética que prepara el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, para acabar de una vez con el denominado déficit de tarifa (diferencia entre ingresos y costes regulados del sistema eléctrico). La reforma podría incluir algún recorte a la retribución de la termosolar, que las eléctricas tradicionales consideran exagerada (su patronal, Unesa, ha pedido una moratoria total). La reciente suspensión de primas a las energías renovables (a cuya explosión en los últimos años se atribuye que el déficit se haya disparado) no ha afectado a las termosolares previstas hasta finales del año que viene. La moratoria sí cortó el grifo de subvenciones (con cargo a la tarifa eléctrica) para fotovoltaica y eólica.

La termosolar, que tiene en empresas como Abengoa, Acciona y ACS a sus principales exponentes, está, de algún modo, con las manos atadas: las plantas que entrarán en operación hasta 2013 tuvieron que comprometer en 2009 el 50% de la inversión prevista (a precios de 2009, mayores que ahora) para inscribirse en el prerregistro que puso en marcha el antecesor de Soria, Miguel Sebastián, y tener derecho a cobrar prima. Ese requisito ha impedido que los promotores (y los consumidores) se aprovechen de las mejoras tecnológicas de una fuente de generación todavía en fase de despegue.


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