Por primera vez, la energía solar de concentración (CSP) aparece mencionada de forma explícita en el Plan Quinquenal general de China —el documento que traza la hoja de ruta económica y social del país—. No es un detalle menor: la última tecnología energética en recibir ese reconocimiento fue la nuclear, y su inclusión allanó el camino para la aprobación de unos diez gigavatios de proyectos.
Que una tecnología con un peso todavía modesto en el sistema energético chino haya logrado ese lugar plantea una pregunta evidente: ¿por qué el CSP, y por qué ahora?
Una tecnología que nadie esperaba en el plan más importante de China
La sorpresa no fue menor. El 14.º Plan Quinquenal ni siquiera mencionaba el CSP; de repente el 15.º lo incluye en su capítulo sobre infraestructuras modernas con el mandato de «promoverlo activamente». Para los analistas del sector, ese salto resulta difícil de ignorar.
El plan general abarca toda la actividad económica y social del gobierno chino. Que una tecnología energética concreta figure en ese documento —y no en un plan sectorial— es inusual y tiene un peso específico. El precedente más reciente es la energía nuclear: su mención en un plan anterior abrió la puerta a unos diez gigavatios de proyectos aprobados. La lógica apunta a que el CSP podría seguir un recorrido similar.
La NEA ya ha fijado un objetivo de 15 GW de CSP, lo que supondría triplicar la capacidad actual y construir alrededor de 150 plantas de torre de 100 MW. Para la industria, es una cifra considerable. Para el sistema eléctrico chino en su conjunto, sigue siendo pequeña —lo que hace su inclusión en el plan aún más llamativa.
El problema que el CSP está llamado a resolver: el excedente de solar fotovoltaica
China construye cada vez más parques solares de 1 GW que combinan fotovoltaica —unos 900 MW— con CSP —unos 100 MW—. Lo relevante es que ahora permiten que la fotovoltaica cargue eléctricamente el almacenamiento térmico: la energía solar barata y abundante se convierte, así, en calor almacenable.
El motivo es directo. La fotovoltaica crece con rapidez gracias a su bajo coste, pero se vierte cuando la capacidad de transmisión no permite evacuar toda la energía en el momento en que se genera. Ese excedente, en lugar de perderse, puede almacenarse en forma de calor.
Desde sus inicios, China exige que todo proyecto CSP incluya más de ocho horas de almacenamiento. Eso lo convierte en un recurso de larga duración que complementa a las baterías, las cuales responden de forma instantánea pero tienen una capacidad más limitada en el tiempo. El país incorporó más de 60 GW de baterías solo en el último año, y aun así el sistema no opera con la flexibilidad suficiente para absorber toda la generación renovable. El problema no es la falta de infraestructura, sino la capacidad de gestionarla hora a hora.
Por qué el carbón sigue siendo un obstáculo estructural
Las centrales de carbón en China no operan en el mercado al contado. Funcionan con contratos a medio o largo plazo que garantizan un precio fijo por su generación, de modo que cuando hay excedente renovable en la red, estas plantas no perciben precios bajos ni negativos y pueden seguir generando de forma rentable.
Los operadores de red no aplican el orden de mérito cuando hacerlo implicaría reducciones bruscas en las plantas de carbón. Hay demasiados contratos comprometidos, y los compradores enfrentan penalizaciones si no consumen la energía contratada. En ese contexto, cuando hay abundancia de viento o sol, lo que se recorta no es el carbón sino la generación renovable —y a veces incluso la nuclear o la hidráulica—. Una paradoja estructural que persiste desde hace años.
El CSP, con turbinas que arrancan en minutos desde el almacenamiento térmico, se presenta como una respuesta técnica ante esas rigideces institucionales. Según Myllyvirta, es más probable que el sistema avance mediante soluciones de ingeniería que mediante una reforma perfecta del mercado.
La paradoja del carbón: más controles de contaminación, más capacidad instalada
China logró reducciones históricas de contaminación atmosférica entre 2015 y 2017 mediante controles de emisiones en centrales de carbón, siderurgia y cemento. Un sistema de tarifas en dos niveles incentivó la instalación de filtros ultrareductores: las plantas que cumplían el estándar nacional recibían un complemento tarifario, y las que alcanzaban el estándar «ultralow» recibían uno mayor. El modelo funcionó. Las plantas instalaron los controles —algo que las centrales de carbón en Estados Unidos rechazaron por el coste— gracias al incentivo económico directo.
Myllyvirta reconoce que no es el mecanismo ideal, ya que supone en la práctica un subsidio al carbón. La paradoja llegó después: tras los cortes de suministro de 2020 y 2021, China aprobó unos 200 GW de nuevas centrales de carbón. El nuevo plan, sin embargo, habla de «controlar razonablemente» esa capacidad, un giro claro respecto a la promoción agresiva de los últimos cinco años.
¿Alcanzará China su pico de emisiones antes de 2030?
Myllyvirta confía en que las emisiones de CO₂ de China desciendan en línea con los objetivos oficiales: pico antes de 2030 y reducción posterior. La mayor parte de los recortes vendrá de reducir el uso de petróleo, gas y carbón fuera del sector eléctrico. Si China electrifica más usos industriales que hoy consumen carbón directamente, liberará margen dentro de su presupuesto de emisiones para la generación eléctrica —un espacio en el que el carbón en la red puede convivir temporalmente con la transición más amplia.
El escenario más optimista es que las emisiones ya estén descendiendo desde ahora, sin esperar al pico oficial. La inclusión del CSP en el Plan Quinquenal, junto con los objetivos de almacenamiento y la moderación en la aprobación de nueva capacidad de carbón, son señales que conviene seguir de cerca en los próximos años.