La tecnología CSP con almacenamiento recibe el apoyo de los reguladores para complementar al suministro fotovoltaico

La creciente implantación de la energía fotovoltaica abre la puerta para que las centrales termosolares se erijan a su vez como alternativa para resolver los desafíos del abastecimiento nocturno, gracias a los últimos avances experimentados en el campo del almacenamiento.

Los beneficios que ofrecen los sistemas de almacenamiento vinculados al sector de la energía termosolar han provocado que cada vez más organismos reguladores y proveedores de servicios públicos se decanten por este tipo de tecnología renovable para emprender la transición hacia un modelo energético más sostenible.
 
Así lo ha expresado Scott Frier, director de operaciones renovables de la desarrolladora saudí ACWA Power, antes de recordar que la compañía eléctrica Arizona Public Service (APS) decidió hacerse con el 100% de la electricidad producida por la central termosolar ‘Solana’ -instalación con una capacidad total de 280 MW y desarrollada por la empresa española Abengoa- debido, entre otras razones, a la capacidad de almacenamiento energético de la que dispone la planta.
 
Los más de 1.680 MWh que el proyecto ‘Solana’ puede albergar al día, un volumen que le convierte en la central más importante de Estados Unidos en términos de almacenamiento no basado en tecnología hidroeléctrica, explican que la operadora del estado de Arizona valorara positivamente las ventajas que, en este sentido, ofrecen las plantas termosolares para cubrir las carencias que presenta el irregular suministro eléctrico procedente de la tecnología solar fotovoltaica -cada vez más extendida en el sur de Estados Unidos-, especialmente visibles durante la noche y las primeras horas de la mañana.
 
“La energía fotovoltaica tiene una serie de efectos que son más perceptibles a medida que aumenta la penetración de estos sistemas en nuestras redes, por ello tenemos que estar pendientes de lo que ocurrirá cuando nuestros clientes apuesten con mayor fuerza por la instalación de paneles solares en sus casas y locales”, explica Brad Albert, principal responsable de APS en lo que respecta a la adquisición de recursos energéticos y el directivo encargado de negociar con Scott Frier -entonces director de operaciones de Abengoa Solar en Estados Unidos- los términos de la compra de electricidad a ‘Solana’.
 
La fuerte entrada que ha protagonizado la tecnología fotovoltaica en la red eléctrica de APS ha tenido un impacto significativo en la oferta energética de la zona y, como consecuencia, ha alterado notablemente el mercado mayorista de la energía eléctrica. “Los precios de la luz ya no se reducen durante los períodos nocturnos, sino que ahora lo hacen durante las horas del día”, añade Albert para ejemplificar los resultados de estos cambios.
 
Una relación desequilibrada entre oferta y demanda
 
El hecho de que la tecnología fotovoltaica haya aumentado sustancialmente su participación en la red eléctrica, en lo que concierne al suministro diurno, ha provocado simultáneamente que el valor de la generación energética por concentración solar haya crecido exponencialmente gracias a su capacidad para operar durante el tramo nocturno, una franja horaria que todavía supone un quebradero de cabeza para los proveedores al verse disparada la demanda eléctrica cuando la gente regresa a sus casas después de la jornada laboral.
 
Teniendo en cuenta que el despliegue de paneles solares en Arizona se ha incrementado a un ritmo espectacular durante los últimos años -pasando de 900 instalaciones en 2010 a las 18.000 registrados en 2013-, y que en el estado de California el 7,4% de la demanda eléctrica en las horas del día se ve cubierto por medio de plantas fotovoltaicas de grandes dimensiones y de pequeños sistemas domésticos, no resulta sorprendente que la relación entre suministro y demanda durante la franja diurna sea mucho más sostenible que la referente al período nocturno, cuando el suministro de electricidad fotovoltaica se debilita considerablemente mientras crece la demanda.
 
De la misma forma, en aquellos entornos desérticos cuyos inviernos suelen caracterizarse por una bajada drástica de las temperaturas durante la noche, la horas previas a la salida del sol son las que presentan una mayor demanda de electricidad. Ese es al menos el caso de Arizona y, por tanto, el gran reto de una proveedora como APS, que debe proporcionar energía a una cantidad ingente de edificios que dependen de la electricidad para el funcionamiento de sus calefacciones. No obstante, la compañía parece haber encontrado en los sistemas de almacenamiento vinculados a la tecnología termosolar una vía de gran utilidad para poder resolver el desafío que constituyen las gélidas noches de Arizona.
 
“Los momentos del día más críticos para nosotros son la llegada de la noche y, en invierno, las horas inmediatamente anteriores al amanecer. A diferencia de otros territorios como California, donde normalmente se utiliza gas para alimentar las calefacciones, en Arizona seguimos dependiendo todavía de la electricidad para estas necesidades”, indica Brad Albert en conversación con CSP Today.
 
La capacidad de almacenamiento, una cuestión fundamental
 
Durante los primeros años de desarrollo de la tecnología termosolar en España y Estados Unidos, los reguladores del sector eléctrico no requerían que las instalaciones a construir contaran con sistemas de almacenamiento, una situación que nada tiene que ver con la etapa actual en la que cada vez más proveedores de servicios públicos se decantan por las centrales termosolares con almacenamiento como alternativa nocturna al suministro procedente de las plantas fotovoltaicas.
 
Tanto es así, que incluso en algunos países la ley obliga ya a que los nuevos proyectos termosolares cuenten con una capacidad determinada de almacenamiento energético que sirva para cubrir ciertos períodos de alta demanda. Sudáfrica, Marruecos, Chile y Arabia Saudí son algunos de los estados en los que sus organismos reguladores establecen tarifas más altas para la generación eléctrica nocturna o un número mínimo de horas de almacenamiento en las centrales que garantice la provisión de electricidad tras la caída del sol. Mientras que en Marruecos la Agencia Nacional de la Energía Solar ofrece una tarifa un 15% más alta para el suministro que se produce durante el tramo de la noche, el regulador público sudafricano ha ido un paso más allá al fijar una tarifa nocturna un 270% más alta que la establecida para la franja diurna.
 
Los impresionantes avances que ha vivido Sudáfrica en lo que respecta al ámbito del almacenamiento energético en plantas termosolares están íntimamente ligados al hecho de que -más allá de los estímulos económicos- los únicos proyectos de este tipo que han sido licitados en los últimos tiempos debían tener necesariamente la capacidad de conservar parte de su producción. En este sentido, parece claro que las medidas tomadas por el sector público han logrado favorecer un rápido progreso tecnológico en este campo: mientras que en 2011 la planta Khi Solar sólo contaba con dos horas de almacenamiento energético por medio de su sistema de vapor, la central Redstone puede presumir en el año 2015 de una capacidad de 12 horas gracias a la innovadora solución que representan las torres de sal fundida.
 
En general, los importantes incentivos ofrecidos desde la administración pública han contribuido a acelerar el grado de implantación de la energía termosolar en Sudáfrica. Teniendo en cuenta que, en lo que respecta a esta tecnología, el país se ha marcado una meta de 1.2 GW que deberán estar instalados para el año 2030, resulta llamativo que sólo durante los cuatro primeros años de funcionamiento del programa de estímulos públicos se hayan tramitado ya solicitudes para instalar 600 MW, lo que básicamente constituye la mitad de la potencia establecida para cumplir con tan ambicioso objetivo. Asimismo, una vez entren en funcionamiento todos los proyectos licitados, el país contará con un nivel de almacenamiento energético que le permitirá suministrar 2.500 MWh/día en aquellas franjas de mayor demanda, en las horas inmediatamente anteriores al amanecer y en las que preceden a la caída del sol.
 
Figure 6: Evolución de la demanda eléctrica diurna y nocturna en Sudáfrica (verano e invierno)
Blue dot: Día normal de invierno // Red dot: día normal de verano
(Invierno: el pico de demanda es muy alto pero durante un corto período de tiempo. La previsión para este invierno es un máximo de 36.5 GW.
Verano: la demanda es más baja y constante a lo largo del día, con picos de 32-33 GW. El sistema se encuentra limitado durante toda la jornada.)
 
En otros estados de la región como Namibia, la dinámica que experimenta a diario la demanda energética y la postura que al respecto ha adoptado su principal proveedor energético, NamPower, son muy similares a las de Sudáfrica. Por ello, la empresa estatal ya ha dejado claro que todos las centrales termosolares que pretendan asentarse en el país deberán ofrecer entre seis y ocho horas de almacenamiento para poder cubrir los picos de consumo que tienen lugar durante el período nocturno. 
 
Igualmente, Arabia Saudí ya ha confirmado que en la ronda inicial de adjudicaciones para la construcción de esta clase de plantas impondrá una capacidad de almacenamiento de cuatro horas como requisito fundamental, una cifra que aumentará gradualmente a medida que surjan nuevos procesos concurrentes para la licitación de nuevos proyectos. Esta decisión va en consonancia con la preferencia que este país ha exhibido últimamente por la energía termosolar en detrimento de la fotovoltaica, como demuestran los dispares objetivos de capacidad instalada fijados para el año 2040: 25 GW de potencia termosolar y 16 GW de electricidad generada a partir de sistemas fotovoltaicos.
 
Sin embargo, el país que a día de hoy se encuentra a la cabeza en la instalación de energía solar por concentración es Chile, donde las centrales Atacama 1 y 2 -desarrolladas por Abengoa- llegarán a producir 3.575 MWh/día tan pronto como estén operativas. Por otra parte, si todo va según lo previsto, la planta Copiapó de SolarReserve añadirá unos 3.640 MWh/día a la red eléctrica del país una vez haya recibido los permisos de generación necesarios y empiece a funcionar. Ambos proyectos se ven sujetos a una normativa chilena que exige un mínimo de tres horas de almacenamiento con un 85% de carga y que, además, limita el uso de combustibles de apoyo para prevenir que los fluidos térmicos se congelen bajo condiciones meteorológicas extremas. Estos dos factores sin duda han forzado a los desarrolladores a trabajar muy duro a la hora de mejorar las posibilidades de almacenamiento de sus instalaciones.
 
Regresando al norte del continente americano, el estado de California -al igual que Arizona- no prevé en la regulación específica de la industria termosolar un volumen concreto de almacenamiento energético, aunque tanto los organismos reguladores como la entidad que administra la red eléctrica, CAL-ISO, también han expresado públicamente su predilección por proyectos de concentración solar capaces de conservar parte de su producción. De hecho, es probable que la asamblea legislativa californiana introduzca próximamente nuevas disposiciones que apunten a esta dirección, partiendo de la base de que el estado -en palabras del gobernador Jerry Brown- se ha comprometido a que el 50% de su producción energética para el año 2030 provenga de fuentes renovables.
 
“En el momento en que disponer de cierta capacidad de almacenamiento constituya una obligación ineludible para poder operar en Estados Unidos, nos convertiremos automáticamente en una industria energética competitiva”, vaticina Kevin Smith, director gerente de la promotora de proyectos solares SolarReserve, al hablar del potencial que presentan los sistemas de almacenamiento ligados al sector de la energía termosolar.
 
Por Susan Kraemer
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