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Crescent Dunes nació con promesa billonaria de transformar energía renovable en Estados Unidos, pero enfrentó fallas técnicas, costos altos y perdió espacio frente a la fotovoltaica
Hace 10 años, Crescent Dunes surgió como promesa para transformar el panorama de energía renovable en Estados Unidos. Ubicada en el desierto de Nevada, la planta llamaba la atención por su estructura audaz: 10.347 espejos reflejando luz hacia una torre central de 200 metros de altura. Con esto, pretendía proporcionar energía limpia a más de 100.000 personas, convirtiéndose en un referente mundial.
No se trataba de un proyecto común. Crescent Dunes fue la segunda planta del mundo en usar almacenamiento en sales fundidas, siguiendo el modelo español de Gemasolar.
La inversión total alcanzó cerca de 1 mil millones de dólares, valor que reforzaba las altas expectativas depositadas en la iniciativa.
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Una inversión millonaria
El proyecto fue conducido por la californiana SolarReserve, que logró atraer grandes inversionistas. Entre ellos estaban Warren Buffet y Citigroup. Además, la planta contó con préstamos garantizados por el gobierno norteamericano.
Para consolidar su operación, SolarReserve cerró un contrato con NV Energy. La meta era entregar 500.000 MWh anuales durante 25 años.
Por lo tanto, había expectativa de un suministro estable y a largo plazo, algo crucial para consolidar el sector de energía renovable.
No obstante, los números quedaron solo en el papel. Costos elevados de mantenimiento y altos salarios impidieron que la operación alcanzara viabilidad económica.
Además, la energía generada no era barata, lo que redujo la competitividad frente a otras fuentes.
Disputas y quiebra
En 2019, NV Energy demandó a SolarReserve por incumplimiento contractual. Los inversionistas, también insatisfechos, demandaron a la empresa por mala gestión.
El escenario empeoró rápidamente. Al año siguiente, Crescent Dunes fue declarada en quiebra y terminó expropiada por el gobierno.
Entre las acusaciones, Bill Gould, cofundador de SolarReserve, responsabilizó a la española ACS Cobra. Según él, la empresa habría diseñado un tanque de almacenamiento defectuoso, comprometiendo la eficiencia de la planta.
Además, la tecnología en sí ya enfrentaba limitaciones evidentes.
La obsolescencia de la CSP
Cuando Crescent Dunes fue inaugurada, en 2015, la energía termosolar ya estaba en declive de relevancia.
A diferencia de la fotovoltaica, que convierte luz directamente en electricidad, la CSP usa espejos para concentrar calor en sales fundidas.
En la práctica, esta solución presentaba costos muy altos. Para tener una idea, cada MWh de CSP costaba alrededor de 135 dólares. Ya la energía fotovoltaica, cada vez más accesible, podía obtenerse por menos de 30 dólares por MWh.
Por lo tanto, el modelo de Crescent Dunes se volvió poco atractivo. Aunque ofrecía flexibilidad en el almacenamiento térmico, no lograba competir en precios.
Un futuro incierto
En 2021, ACS asumió la gestión y reabrió la planta. También se firmó un nuevo contrato con NV Energy.
A pesar de ello, los resultados siguen siendo modestos. En 2022, la producción fue de apenas 80.236 MWh, muy lejos de la meta inicial de medio millón de MWh anuales.
Hoy, Crescent Dunes es vista más como una advertencia. La historia de la planta muestra cómo promesas billonarias pueden transformarse en fracasos estrepitosos cuando la tecnología no acompaña la evolución del sector.
Con información de Xataka.
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