La torre solar Crescent Dunes de SolarReserve, de 1000 millones de dólares, apenas funcionó: los contribuyentes perdieron más de 225 millones

Crescent Dunes, cerca de Tonopah, Nevada, debía demostrar que la energía solar de concentración podía mantener las luces encendidas después del anochecer: 110 MW de más de 10.000 espejos que concentraban la luz solar en una torre de 640 pies, calentando sales fundidas a más de 1.000 grados para que la planta pudiera funcionar diez horas con el calor almacenado. El Departamento de Energía respaldó a Tonopah Solar Energy con una garantía de préstamo de 737 millones de dólares en 2011, y la empresa de servicios públicos NV Energy se sumó como único cliente mediante un contrato de compraventa de energía (PPA) a 25 años con vigencia hasta 2040.

La planta entró en operación comercial en noviembre de 2015. En menos de un año se abrió una fuga en el tanque de sales calientes —el componente que hacía funcionar todo el concepto— y la planta quedó fuera de servicio durante ocho meses. Volvió en julio de 2017, pero nunca funcionó de forma fiable: NV Energy emitió un aviso de incumplimiento el 1 de enero de 2019 y la planta dejó de producir en abril. En junio, la empresa de servicios públicos inició los trámites para rescindir el PPA porque la planta había «incumplido la producción de los niveles de energía requeridos». Su electricidad se vendía a unos 139 dólares por MWh, mientras que las nuevas granjas fotovoltaicas de Nevada firmaban por debajo de 30.

Con su único cliente marchándose y el DOE emitiendo sus propios avisos de incumplimiento, Tonopah Solar Energy se acogió al Capítulo 11 en Delaware el 30 de julio de 2020, aún debiendo 425 millones de dólares del préstamo federal. Un acuerdo de conciliación recuperó solo 200 millones de dólares para los contribuyentes: un déficit de al menos 225 millones en una planta que costó aproximadamente 1000 millones de dólares construir.

Proyecto de 1000 millones de dólares; el propietario, Tonopah Solar Energy, quebró debiendo 425 millones del préstamo del DOE; un acuerdo de 200 millones dejó a los contribuyentes con un déficit de al menos 225 millones; SolarReserve colapsó.

SolarReserve llevó un diseño no probado directamente a la mayor escala del mundo: los modos de fallo de una torre de sales fundidas a escala comercial eran desconocidos cuando se financió el proyecto.

Toda la estructura de capital se basó en deuda —una garantía de préstamo federal de 737 millones más coinversores— sin un balance de patrocinador sólido que absorbiera los costes de reparación o la pérdida de ingresos durante las paradas.

El PPA a precio fijo por 25 años a ~139 dólares/MWh asumía que la tecnología funcionaría desde el primer día; cada parada hundía más la planta a medida que los costes de la fotovoltaica caían por debajo de 30 dólares/MWh durante la construcción.

Un contrato con un único cliente no daba a la planta una segunda oportunidad: cuando el rendimiento bajó, NV Energy pudo —y lo hizo— marcharse, que es lo que convirtió un problema de reparación en una quiebra.

Una tecnología pionera, un contrato de compraventa a precio fijo por 25 años y deuda de todo el proyecto no dejan margen alguno para sorpresas en la puesta en marcha; conviene hacer pilotos a menor escala y hacer que el comprador comparta el riesgo tecnológico.

Un tribunal de Delaware aprobó la reorganización en diciembre de 2020, con la unidad Cobra de la contratista española ACS asumiendo el control operativo y la planta volviendo finalmente al servicio para NV Energy. El respiro no duró: en enero de 2026, Tonopah Solar Energy se acogió al Capítulo 11 por segunda vez, alegando que debía unos 173 millones de dólares al prestamista Crescent Dunes Finance y que planeaba vender el propio proyecto. SolarReserve, la empresa emergente que desarrolló la planta, ya no existe. La industria estadounidense de torres solares de concentración murió efectivamente con ella, mientras que la fotovoltaica más baterías se quedaron con el mercado para el que fue construida.