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El vuelo de Ícaro
En la mitología griega, Ícaro quiso volar con alas de cera y plumas para acercarse al Sol. Ignoró las advertencias de su padre Dédalo: cuanto más alto subiera, más riesgo corría. Embriagado por la cercanía de la luz, terminó cayendo al mar cuando el calor derritió la cera que sujetaba sus alas.
El mito, transmitido por siglos, simboliza la tentación de proyectos grandiosos que parecen conquistar al Sol, pero que enfrentan límites duros en la realidad. En el sector energético, esa parábola conserva plena vigencia. La termosolar de torre con sales fundidas, con sus torres monumentales y campos de espejos, es uno de esos vuelos donde conviene preguntarse si hablamos de ambición sostenible o de un riesgo que puede terminar en caída.
El principio detrás de la termosolar de torre con sales fundidas (CSP, por sus siglas en inglés, Concentrated Solar Power)
En una central termosolar de torre, miles de helióstatos concentran la radiación solar sobre un receptor ubicado en lo alto de una torre de más de 100 metros. Allí circulan sales fundidas (nitrato de sodio y de potasio), que se calientan hasta 500–600 °C y se almacenan en tanques aislados.
Cuando se requiere electricidad, las sales calientes transfieren su energía a un generador de vapor que mueve una turbina, igual que en una central de gas, carbón o nuclear. En esencia, funciona como almacenamiento térmico a gran escala, capaz de prolongar la generación varias horas después del atardecer. Sin embargo, el proceso implica una cadena de transformaciones energéticas (de radiación solar a calor, de calor a vapor, de vapor a energía mecánica y finalmente a electricidad), lo que introduce pérdidas de eficiencia, costos elevados y una complejidad técnica significativa.
El espejo internacional
La termosolar de torre con sales no es nueva. España, Chile, Sudáfrica y Estados Unidos la impulsaron en la última década como alternativa de “energía día y noche”, pero los resultados fueron dispares:
- Cerro Dominador (Chile, 2021): 210 MW y una inversión de 1,400 millones de dólares. Logró operar de noche, aunque con costos muy superiores a la fotovoltaica con baterías (IRENA, 2022).
- España (2010–2015): más de 50 plantas termosolares construidas con subsidios. Hoy, todo el crecimiento en energías renovables en ese país proviene de la fotovoltaica y la eólica.
- Ivanpah (California, 2014): 392 MW y 2,200 millones de dólares de inversión. Nunca alcanzó su capacidad prometida y depende de subsidios.
- Sudáfrica (Kathu y Redstone): proyectos con sobrecostos y retrasos, mantenidos como pilotos sin réplica masiva.
El mercado internacional muestra contrastes
Países que impulsan nuevas plantas: India, Emiratos Árabes Unidos, Sudáfrica, Botswana, Kuwait.
Presencia consolidada: España, Estados Unidos, China y Chile mantienen plantas en operación.
Casos de cierre: en Estados Unidos, Ivanpah ha enfrentado problemas de desempeño y sobrevive gracias a subsidios.
El sector CSP facturó a nivel mundial 53 mil millones de dólares en 2023 y podría crecer hacia 2032, aunque sigue siendo marginal frente a la fotovoltaica con baterías.
México
En 2025, la Secretaría de Energía anunció la construcción de dos plantas termosolares en Baja California Sur, dos unidades de 50 MW cada una en su primera etapa, con una inversión de 800 millones de dólares y un plazo de entre 3 y 4 años (Milenio, 2025).
Comparativo tecnológico
Tres diferencias son concluyentes: mayor costo, mayor tiempo de construcción y un consumo de agua incomparablemente superior.
Además, el proyecto mexicano revela un dato contundente: cada megawatt de termosolar costará alrededor de 8 millones de dólares, mientras que la fotovoltaica con baterías se ubica entre 800 mil y 1 millón de dólares por megawatt. En otras palabras, diez veces más caro por unidad instalada.
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Es por ello que, evidentemente, la Agencia Internacional de Energía (IEA, 2023) advierte que, a nivel global, la termosolar sigue siendo mucho más costosa que la fotovoltaica con baterías, que cada año reduce sus costos y amplía su capacidad de almacenamiento.
El tamaño de la apuesta
La termosolar de torre requiere obras de gran escala
- Altura de torre: entre 100 y 150 metros, equivalente a un edificio de gran altura.
- Número de heliostatos: entre 10,000 y 20,000 espejos con seguimiento en dos ejes.
- Campo solar: entre 1 y 3 kilómetros cuadrados de superficie.
- Tanques de sales: miles de toneladas de material corrosivo, entre 500 y 600 °C.
En comparación, una fotovoltaica con baterías de 100 MW ocupa entre 1 y 2 kilómetros cuadrados con montaje modular y contenedores de almacenamiento.
Impactos ambientales y sociales
- Agua: el punto más crítico. Una planta de 100 MW con enfriamiento húmedo puede consumir más de mil millones de litros al año, volúmenes comparables al consumo anual de decenas de miles de personas o al riego de cientos de hectáreas. En modo seco baja a unos 100 millones de litros, todavía relevantes en un estado árido. Con sistemas híbridos, el gasto puede alcanzar varios cientos de millones de litros, equivalente al consumo anual de una ciudad pequeña.
- Suelo y paisaje: los campos de espejos cubren kilómetros cuadrados y transforman el entorno visual y territorial.
- Fauna: experiencias como Ivanpah, en California, documentaron daños a aves y especies desérticas expuestas a las altas temperaturas.
- Comunidades: en Baja California Sur, el agua compite con la agricultura, el turismo y la población. Destinarla a plantas termosolares puede generar tensiones sociales.
México y la apuesta termosolar
En Baja California Sur, el proyecto se presenta como pionero en termosolar, lo que le otorga un carácter simbólico e innovador. Sin embargo, cuando se analizan los números, surge una realidad menos alentadora: 800 millones de dólares para apenas 100 MW, con un costo de alrededor de 8 millones de dólares por megawatt, un plazo de construcción de entre 3 y 4 años y un consumo de agua que compite con las necesidades de la población.
Con ese mismo presupuesto podrían instalarse entre 800 y 1,000 MW en fotovoltaica con baterías en solo 12 a 18 meses, con mayor flexibilidad, escalabilidad y mínimo consumo de agua.
Además, en la fotovoltaica y los sistemas con baterías, hay una red de integradores e instaladores mexicanos que participan activamente en cada proyecto. En la termosolar de torre, en cambio, no hay industria ni experiencia nacional: los equipos, el diseño y hasta la construcción especializada dependen por completo de compañías extranjeras.
Conclusión
Como en nuestra historia, Francisco Sarabia, el Conquistador del Cielo, terminó en el agua del Río Potomac y perdió la vida tras un vuelo récord; tal como Ícaro, que voló tan alto que sus alas se derritieron. Apostar por termosolares como símbolos de modernidad renovable, con inversión desproporcionada y agua escasa, corre el mismo destino: un vuelo condenado, si no al desplome, al menos a un aterrizaje forzoso en la realidad económica.
Referencias:
- IEA (2023). World Energy Outlook 2023. International Energy Agency, París.
- IRENA (2022). Renewable Power Generation Costs in 2021. International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.
- BloombergNEF (2022). Battery Price Survey. Bloomberg New Energy Finance, Londres.
- NREL (2020). Annual Technology Baseline. National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado.
- Cerro Dominador (2021). Central termosolar Cerro Dominador, 210 MW. Informe corporativo. Atacama, Chile.
- IRENA (2021). Cerro Dominador CSP plant inaugurated in Chile. International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.
- SolarPACES (2020). CSP in Spain. SolarPACES/IEA, Madrid.
- NRG Energy (2014). Ivanpah Solar Electric Generating System. Ficha técnica corporativa. California, Estados Unidos.
- ACWA Power (2024). Redstone Concentrated Solar Power Plant, 100 MW. Perfil de proyecto. Johannesburgo, Sudáfrica.
- DEWA (2023). Noor Energy 1 – Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park (Fase IV). Dubái, Emiratos Árabes Unidos.
- Milenio (2025). Termosolares: la nueva tecnología energética de México. Ciudad de México.
*/ Dr. Jesús Pámanes es ingeniero especializado en operación de sistemas eléctricos. Dirigió y fue el creador del sistema de capacitación virtual del CENACE, tanto en su etapa como Campus Virtual en la CFE como en la posterior Universidad Corporativa del propio organismo. Actualmente lidera Pámanes Consulting, firma dedicada a soluciones estratégicas para redes con alta penetración renovable. Es autor de libros sobre liderazgo y educación técnica, y promotor de la innovación en el sector energético.
LinkedIn: Jesús Pámanes Sieres
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