19 julio 2011

Revisamos el poder de la tecnología termosolar desarrollada en España


España se ha convertido en pocos años en uno de los líderes mundiales del desarrollo de energías renovables y entre todas ellas donde más brilla la tecnología española es sin duda en la generación termosolar. Hay que resaltar al respecto que esta capacidad competitiva se debe a la apuesta arriesgada que en la pasada década se realizó por esta tecnología en un momento en el que no existían más que plantas experimentales.
La energía solar de concentración (CSP) usa espejos para concentrar la luz del sol y generar calor que típicamente se usa para generar electricidad vía un ciclo de vapor convencional.

Al contrario de lo que ocurre con la energía fotovoltaica o eólica – que han crecido hasta ser la tercera fuente de energía en España – las plantas CSP pueden la almacenar energía que no puede ser utilizada en el momento de producirse. En España, donde hay un pico de demanda energética al atardecer, esto es importante. La mayoría de los nuevos proyectos CSP incorporan almacenamiento de forma que pueden mantener la generación de energía varias horas después de que el sol se haya puesto.

Estas ventajas son importantes en la tecnología CSP, pero su coste actualmente también es mayor. Es por ello que todos los esfuerzos llevados a cabo en España están enfocados a la reducción de costes, tanto por economía de escala como por mejora de esta tecnología.

Todas las tecnologías CSP son caras y mucha investigación busca reducir el coste de los componentes y optimizar la producción e instalación. En la Plataforma Solar de Almería, entidad que lidera la investigación solar en España, se investigan cuatro tipos de tecnologías CSP. La tecnología CSP más madura es el diseño de colectores parabólicos, que suponen el 93 % de los 2500 MW de nueva capacidad CSP que se han autorizado en España hasta 2013. Las otras tres tecnologías, solar tower, Fresnel collector y Stirling dish –  tienen potencial comercial pero los inversores han optado por reducir sus riesgos usando una tecnología más probada como los colectores parabólicos.

Con el sistema de torre, por ejemplo, es difícil conseguir financiación porque nadie sabe cuánto dura el receptor.

Los subsidios públicos a esta energía son generosos en España  y actualmente ascienden a 0,28 €/kWh durante 25 años. Las plantas no pueden superar los 50 Mw. Este límite de tamaño es menor al óptimo, dado el actual estado de madurez de la tecnología de colectores parabólicos, y esto limita los beneficios potenciales de la economía de escala. Varios costes en un proyecto CSP no son proporcionales a su tamaño. Por ejemplo, los costes de una turbina de 200 MW son menos de cuatro veces los de una turbina de 50 MW. Las estimaciones indican que una planta de 200 MW costará aproximadamente un 25 % más barata por megavatio que una planta de 50 MW.

Una de las plantas termosolares de España es la CSP de colectores parabólicos de 50 MW situada en la ciudad andaluza de Guadix. El campo solar Andasol 3 consiste en 7296 colectores solares dispuestos en ocho bancos de 304 filas en paralelo alineadas de norte a sur. Cada colector solar comprende un espejo parabólico con un tubo receptor de Dewar colocado horizontalmente a lo largo de la línea focal. Una transmisión hidráulica mueve las filas del colector en un arco para rastrear el sol de este a oeste durante el día.

Aceite sintético es bombeado a través de los tubos del receptor para absorber el calor del sol, alcanzando un máximo de 393 ºC cuando sale al intercambiador de calor. Ahí, el calor forma vapor que impulsa una turbina que genera electricidad usando un ciclo de vapor convencional.

Al contrario que las primeras generaciones de las plantas solares con captadores parabólicos, Andasol 3 también incorpora almacenamiento de calor en sal fundida. Cuando la planta genera más calor que el necesario para producir electricidad, parte del calor se desvía a un circuito de almacenamiento, en el que un segundo intercambiador se usa para calentar una mezcla de sales de nitrato que se bombean de un tanque frío a un tanque caliente. Para producir electricidad una vez se ha puesto el sol, el flujo se invierte y la energía se transfiere de la sal caliente al aceite.

El calor almacenado en 28.500 toneladas de sal puede proporcionar siete horas de energía a plena carga en verano y tres horas extra en invierno. Si reducimos la capacidad podemos hacer funcionar el generador durante 24 horas pero solamente produciríamos 30 MW durante la noche.

El precio del almacenamiento ha sido tradicionalmente alto y esto complica el diseño de la planta, pero permite operar 4000 horas al año en vez de sólo las 1000 horas disponibles sin el almacenamiento.

Una desventaja de las plantas con colectores parabólicos que usan fluido sintético como líquido de transferencia es una temperatura de trabajo relativamente baja de 393 ºC, ya que el fluido se degrada por encima de 400 ºC. Además, esta temperatura baja limita la eficiencia del ciclo de vapor total a alrededor de 38 %.

Los investigadores de la Planta Solar de Almería están también investigando el uso de gas comprimido usando un gas comprimido tal como dióxido de carbono o nitrógeno como fluido de trabajo. Pero los diseños de la planta deben ser rediseñados para trabajar con gas en vez de líquido.

Los tubos de espejo o receptores son componentes críticos en una planta de colectores parabólicos y están sometidos a innovación continua. Los espejos parabólicos de vidrio espeso actual ofrecen una reflexividad del 93,5 %. Pero se espera que en 2015 la nueva tecnología de espejos pueda impulsar esa cifra a un 95 %, lo cual puede suponer un incremento de la eficiencia total de la planta del 3,5 %. Los investigadores han encontrado también que una flexión más precisa de espejos puede suponer un 2 % más de ganancia en la eficiencia de la planta para una nueva generación de instalaciones CSP.

Pero solamente unos pocos fabricantes producen espejos y tubos receptores, así que la competencia en el suministro de componentes clave es actualmente limitada. Aquí es donde la tecnología CSP de Fresnel ofrece ventajas clave. Las plantas Fresnel Lineales son mucho más simples y por lo tanto el diseño del campo solar es más barato que las instalaciones de colectores parabólicos.

En esta tecnología largas tiras de espejos planos enfocan la luz del sol reflejado en el tubo del receptor solar, a través del cual circula vapor saturado hasta 250 º C y 70 bares. Cuando el sol se mueve, los espejos rotan pero el tubo del receptor queda fijo. Cuando el sol se mueve, los espejos rotan pero el tubo del receptor queda fijo.

La desventaja de una planta Fresnel es que sólo captura un 65 % de la luz del sol que una planta parabólica puede cosechar. Una planta Fresnel cuesta un 20 % menos pero produce un 35 % menos de electricidad que una planta de colectores parabólicos, por lo que aún no es competitiva.

Novatec Solar, una compañía alemana, ha estado operando una planta Fresnel de 1,4 MW – Puerto Errado 1 – en la región de Murcia desde 2009. En 2012 entrará en funcionamiento Puerto Errado 2, con una capacidad de 30 MW.

Si bien la tecnología Fresnel es menos madura, tiene un potencial significativo para reducir costes ya que sus componentes se fabrican en masa. Debido a que opera a temperaturas más bajas, el tubo del receptor es mucho más simple que la tecnología de tubo Dewar, usado en los receptores de colectores parabólicos. Similarmente, la fabricación e instalación de espejos planos puede automatizarse más fácilmente.

La tercera tecnología CSP comercialmente significativa en España es la Solar Tower, que usa una disposición circular de heliostatos que enfocan la luz del sol a un receptor montado en una torre.

Bibliografía: Targeting solar CSP. Renewable Energy World Magazine. May-June 2011

Palabras clave: Parabolic through, Fresnel CSP technology, Dewar tube technology, solar tower
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