En este blog fuimos muy críticos
con el componente especulativo de la expansión fotovoltaica en España a
mediados de la pasada década, pero lo cierto es que la ingeniería española
adquirió en esos años un know-how sin parangón en otros países del que ahora
nos beneficiamos. En muy pocos lugares se dispone de la capacidad en ingeniería
e industria auxiliar que sobre energías renovables disfrutamos en España.
Actualmente, las compañías
españolas que apostaron por aquella tecnología están consiguiendo proyectos
importantes en otros lugares del mundo, pero sobre todo disponen del medio
adecuado para avanzar más deprisa que otros países en la cuestión vital de la
tecnología CSP: ¿Cómo conseguir generar energía más barata y averiguarlo antes
que otros países competidores?
La tecnología solar de
concentración (CSP o concentrated solar power) usa espejos para concentrar la
luz del sol y generar calor y se usa típicamente para generar electricidad vía
un ciclo de vapor convencional.
Al contrario que la energía
fotovoltaica o eólica, la tecnología CSP tiene como particularidad que puede
además almacenar la energía, un hecho altamente relevante en el mundo de las
energías renovables. En España, cuando el segundo pico de demanda llega en la
noche, es por tanto muy importante almacenar la energía.
La tecnología CSP permite una
mejor distribución de la energía que otras fuentes renovables, pero también es
más cara y requiere mucho esfuerzo en investigación y desarrollo para reducir
los costes en los componentes y optimizar la producción e instalación. Para
ello, en la plataforma solar de Almería se investigan cuatro tipos de
tecnologías CSP. La tecnología más madura es el diseño de colectores
parabólicos, que suponen el 93 % de los 2500 MW de nueva capacidad CSP que
España ha aprobado hasta 2013. Si bien las otras tecnologías – torre solar,
colector de Fresnel y Sitrling dish – tienen todas potencial comercial, los
financiadores de los proyectos han optado por reducir riesgo usando la
tecnología de colectores parabólicos.
Con un sistema de torre, por
ejemplo, es difícil conseguir financiación para un proyecto porque nadie sabe
cuánto durará un receptor.
El sistema de tarifas CSP es
generoso en España – actualmente 0,28 €/kWh durante 25 años, pero las plantas
no pueden exceder de 50 MW. Este límite de tamaño se considera inferior al
óptimo, dada la actual madurez de la tecnología de colectores parabólicos, y
ello 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 menores te cuatro veces los costes de una turbina
de 50 MW. Se estima que una planta de 200 MW puede ser un 25 % más barata por megavatio
que una planta de 50 MW.
En las plantas españolas aceite
sintético según veo a través de los tubos del receptor para absorber el calor
del sol, alcanzando una temperatura máxima de 393 ºC cuando llega al
intercambiador de calor. De esta forma se generan electricidad usando un ciclo
de vapor convencional.
Energía
solar durante la noche
Cuando la electricidad producida
es superior a la que requiere el sistema en algunas plantas se está utilizando
sal fundida para almacenar la electricidad. Para ello se utiliza un segundo
intercambiador que calienta una mezcla de sales de nitrato que según bombean de
un tanque frío a un tanque caliente. Para producir electricidad una vez el sol
se ha puesto, el caudal se invierte y la energía se transfiere desde las sales
calientes al aceite.
De esta forma se consigue que las
plantas CSP puedan seguir funcionando siete horas más en verano y tres horas
más en invierno. La planta de Guadix en Granada puede inyectar así a la red
nada menos que 30 MW de energía solar durante la noche.
El almacenamiento nocturno de la
energía solar siempre ha sido costoso y un punto débil para esta tecnología,
pero el almacenamiento con sales permite a las plantas CSP trabajar durante
4000 horas al año en vez de 1000.
Uno de los puntos débiles del
actual al estado de la tecnología es que el fluido sintético de transferencia
de calor solamente puede trabajar hasta 393 ºC, pues se degrada a partir de los
400 ºC. Está temperatura limita la eficiencia del ciclo de vapor alrededor de
38 ºC.
Para mejorar la eficiencia de las
turbinas Siemens ha impulsado un proyecto de investigación en Évora (Portugal),
donde se ha construido una planta piloto en la que la sal fundida es el medio
de transferencia. Un bucle de 300 m será capaz de operar a temperaturas por
encima de 500 ºC y ensayará diferentes tipos de sales como medio de
transferencia.
La sal fundida tiene un gran
potencial para disminuir los costes de la electricidad y permite también
simplificar la planta ya que no es necesario el intercambiador de calor
aceite-a-sal. La eliminación del intercambiador de calor permite que las sales
en el tanque de almacenamiento alcancen temperaturas más altas que en una
planta basada en aceite. El tamaño del tanque puede reducirse ya que se
necesita menos sal para almacenar energía y en consecuencia se consigue un
ahorro de un 30 % en componentes del tanque.
La gran desventaja de la sal
fundida es que cambia de estado a unos 220 ºC y ello requiere mucho cuidado
para que no se alcance este límite en la red de tuberías durante la noche, algo
bastante complicado en un gran campo solar.
Otra de las líneas de
investigación actualmente en marcha es el desarrollo de nuevas sales con un
punto de congelación más bajo pero la ventaja de la mezcla actual – 60 % de
nitrato de sodio y 40 % de nitrato potásico – es que los ingredientes son
baratos.
Nuevos
espejos
Entre los componentes críticos de
una planta de captadores parabólicos están los espejos y los tubos del
receptor, componentes ambos en los que se está trabajando para obtener sistemas
mejorados. Los espejos parabólicos que actualmente se utilizan ofrecen una
reflexividad del 93,5 %, aunque nuevas tecnologías prometen alcanzar un 95 % en
muy poco tiempo. Esto supone un aumento de la eficiencia total de la planta en
un 3,5 %.
En Almería se están investigando
muchas alternativas dirigidas a disminuir los costes de esta tecnología y una
de las opciones es la generación directa de vapor, lo cual permitiría a las
plantas parabólicas operar a temperaturas aún superiores.
El uso del vapor tendría también
como ventaja que se simplifica el diseño de la planta eliminando el
intercambiador de calor principal. Se requieren tubos del receptor más caros
para resistir las altas temperaturas pero el cambio a vapor puede reducir los
costes totales de la planta en un 5 % e incrementar la eficiencia en un 7 %.
Otra de las investigaciones que
se llevan a cabo en Almería es el uso de un gas comprimido tal como el dióxido
de carbono o nitrógeno como fluido de trabajo. Pero toda la planta debe rediseñarse
para trabajar con gas en vez de líquido.
Tecnología
Fresnel
Respecto a la tecnología CSP
Fresnel lineal debemos destacar que tiene como ventaja clave que el diseño de
las plantas es mucho más simple y más barato que las instalaciones de colectores
parabólicos.
Si bien la tecnología Fresnel
está menos madura, tiene potencial significativo para reducir costes una vez
sus componentes sean fabricados en masa. Los tubos receptores son mucho más
simples que la tecnología de tubo Dewar usado en receptores de colectores
parabólicos. Similarmente, la fabricación e instalación de espejos planos puede
ser automatizada más fácilmente.
La desventaja de la tecnología
Fresnel es una eficiencia térmica relativamente baja – alrededor del 26 %. No
obstante, en España se está planificando la evolución de esta tecnología hacia
el vapor sobrecalentado que aumente la eficiencia del ciclo de la turbina. Las
actuales líneas de investigación trabajan en rediseñar tuberías y colectores
para manejar vapor sobrecalentado a 450 ºC
Tecnología
de torre solar
La tercera tecnología CSP con
alcance comercial en España es la torre solar, que usa una disposición circular
de heliostatos en el suelo que enfoca la luz del sol hacia un receptor montado
en una torre. En España se montó la primera planta experimental con esta
tecnología hace veinticinco años y la experiencia acumulada dio pie al
lanzamiento de la construcción de plantas a gran escala que comenzaron a operar
en 2007. La primera planta comercial del mundo se construyó cerca de Sevilla
con una capacidad de 11 MW y un almacenamiento limitado suficiente para 30
minutos de cobertura de nubes. Esta planta usa vapor saturado como medio de
transferencia.
La nueva generación de la
tecnología de torres está representada por Gemasolar, una torre de 17 MW que
usa sal fundida como medio de transferencia y para almacenar energía hasta 15
horas. Si bien la capacidad nominal de esta planta es de 17 MW, produce tanta
energía como una planta de diseño con colectores parabólicos de 50 MW pues puede
operar durante más horas al día.
Usando sales fundidas, Gemasolar
trabaja a una temperatura nunca alcanzada en plantas comerciales, pues opera a
560 ºC y ello propicia un 24 % más de eficiencia que las plantas predecesoras
de vapor.
El desarrollo pionero de las
torres solares comerciales en España ha hecho aparecer una tecnología de
operación y mantenimiento más simple de lo conocido hasta ahora. En las plantas
de captadores parabólicos o en las plantas Fresnel el fluido de transferencia
debe desplazarse quizás por 80 km de tuberías de colector antes de alcanzar el
bloque de potencia. En una planta de torre, el fluido de transferencia está
confinado en un circuito mucho más pequeño que comprende la torre central y el
sistema de almacenamiento cercano.
Los investigadores están ya
mirando más allá y se están pensando nuevos diseños que puedan trabajara por
encima de 800 ºC usando aire como fluido de transferencia. Esto puede aumentar
la eficiencia de la planta tanto como un 13 %. Las temperaturas pueden ser incluso
más altas usando nuevos materiales.
Stirling
dish
La cuarta tecnología CSP es
Stirling dish, que también se ha desplegado comercialmente en España. Se usa un
reflector parabólico para enfocar la luz del sor en un motor Stirling.
Teóricamente esta tecnología puede ofrecer la mayor eficiencia de las cuatro
alternativas descritas.
Una diferencia de esta tecnología
es que se trata de una alternativa que trabaja a pequeña escala y los sistemas
comerciales típicamente generan alrededor de 2,5 kW. Esto hace que esta
tecnología sea apropiada para aplicaciones off-grid, aunque la conexión de
muchos sistemas entre sí puede también crear sistemas conectados a la red.
La tecnología Stirling también
ofrece quizás el mayor potencial en reducción de costes. Sin embargo, existen
dudas sobre la fiabilidad a largo plazo de los motores Stirling, ya que deben
resistir temperaturas de 700 ºC y presiones de 150 bares.
Otra ventaja de la tecnología
Stirling es que requiere muy poca agua por lo que es apropiada para regiones
áridas con poca nubosidad. Se trata de una ventaja importante pues las mejores
localizaciones para las plantas termosolares son las zonas áridas con pocas
nubes y su consumo de agua es elevado. Una planta termosolar española típica
puede consumir 500.000 m3 de agua al año, la mayoría para vapor
condensado pero también para la limpieza de los espejos.
En España se está descubriendo
que la tecnología termosolar supone una alternativa viable como fuente de
generación de energía con ventajas tan interesantes como el almacenamiento de
energía. Sus posibilidades para regiones áridas son inmejorables, pero su
implantación requiere un gran esfuerzo de desarrollo de tecnologías muy
diferentes entre sí que integradas nos dan la solución más competitivas. Para
2015 la ingeniería termosolar desarrollada en España espera conseguir una
reducción en costes del 30 % y esta evolución puede continuar hasta 2025 cuando
se espera haber disminuido los costes en un 50 %.
Bibliografía: Targeting solar CSP. Renewable
Energy World Magazine. May – June 2011
Palabras
clave: Molten salt technology
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