Datos de plantas de CSP en 2015 para destacar los costes de la producción frente al riesgo tecnológico

Los nuevos datos del funcionamiento de las torres solares ofrecerán a las empresas un LCOE más claro para realizar comparaciones con los riesgos de una tecnología relativamente nueva

Susan Kraemer

 

Los nuevos datos del funcionamiento de las torres solares a escala de servicio público ofrecerán a las empresas un LCOE más claro para realizar comparaciones con los riesgos de una tecnología relativamente nueva.
 
A finales de 2015, los datos de la torre Crescent Dunes, de 110 MW, propiedad de SolarReserve y ubicada en Nevada, revelarán más información sobre si un LCOE más atractivo compensará los mayores riesgos que conlleva la innovación.
 
La cilindroparabólica es la tecnología de energía de concentración solar más conocida. Se ha utilizado durante más de 20 años, se ha adoptado de manera generalizada y es más fácil de financiar, con el riesgo bajo que supone la tecnología probada.
 
Sin embargo, los precios de los acuerdos para la compra de energía disponibles públicamente y las tarifas pagadas por la cilindroparabólica (con y sin almacenamiento), en comparación con la torre con almacenamiento, indican que las torres ofrecen costes inferiores.
 
Los acuerdos para la compra de energía firmados desde 2010 para torres con almacenamiento en sales fundidas giran en torno a los 0,11-0,13 USD/kWh; mientras que los de los proyectos cilindroparabólicos actuales son de 0,20-0,21 USD/kWh.
 
Junto a la CSP con almacenamiento integrado en sales fundidas, se trata de la tecnología con más probabilidades de competir con la fotovoltaica en el campo de la solar con almacenamiento. Una opción que mitiga la intermitencia y responde a la demanda máxima de por las tardes.
 
Actualmente, la incorporación de almacenamiento energético a la energía de concentración solar cuesta en torno a 30 USD/kWh. Esto contribuye entre un 15 % y un 20 % al coste del proyecto pero la torre de CSP con almacenamiento integrado en sales fundidas es todavía muy inferior al de la fotovoltaica con baterías a escala de servicio público.
 
"Actualmente, el almacenamiento en baterías cuesta varios cientos de dólares por kilovatio/hora, hasta llegar a los miles", indicó el dr. Ranga Pitchumani, científico responsable de la iniciativa SunShot en el Departamento de Energía de EE. UU. "Este es el principal motivo por el que el almacenamiento de energía térmica es una opción atractiva".
 
En una torre con almacenamiento en sales fundidas, se implementan heliostatos para calentar sales a 1050 ºF en el receptor situado sobre una torre central. La sal fluye en un depósito caliente en el que hay energía térmica disponible para recalentar el vapor según sea necesario para activar una turbina de vapor.
 
Una vez caliente, podría almacenarse la sal fundida hasta dos meses sin perder un calor apreciable. No obstante, normalmente, podría extraerse el calor para utilizarlo todas las noches. Las sales que ahora están "frías" (550 ºF) se reciclan de nuevo en la parte superior de la torre para volver a calentarse en repetidas ocasiones, no solo cuando haya sol sino también en condiciones de cielo seminublado.
 
Sin embargo, mantener las sales fundidas lo suficientemente calientes para activar una turbina de vapor tras 12 horas de oscuridad no es tan sencillo como quemar carbón durante la noche. Además, el hecho de centrar los espejos para reflejar la luz solar y así calentar un líquido almacenado en una torre a varios miles de metros de distancia requiere tecnología del siglo XXI. La luz solar reflejada por los espejos está totalmente libre de emisiones según un principio científico conocido durante siglos pero lograr que las turbinas funcionen así a escala de servicio público es algo complejo.
 
El poder de los datos
 
El control remoto de decenas de miles de heliostatos con software electrónico no hubiera sido posible antes de la conectividad del Internet de las cosas. SolarReserve, con sede en California, cuenta con más de 100 patentes en su tecnología adquirida al
 
contratista de la NASA, Aerojet RocketDyne, y, al igual que ACWA Power, posee dos torres de CSP.
 
"Nuestra plataforma de software y hardware del sistema de control de heliostatos deriva de la tecnología utilizada para desarrollar controles del sistema energético implementados en la Estación Espacial Internacional. Como gira en torno a la Tierra 17 veces al día, debe articular continuamente sus paneles solares para captar la energía del sol y mantener sus sistemas energéticos en funcionamiento", indicó Tim Connor, vicepresidente de ingeniería y tecnología en SolarReserve.
 
"La mayoría de los involucrados en CSP ahora mismo en el mercado (Abengoa, SolarReserve y BrightSource) está desarrollando y explotando sus propias plataformas para modelar el rendimiento, controlarlo y supervisar sus operaciones", indicó Gwendalyn Bender, responsable de productos y servicios de evaluación en Vaisala 3TIER.
 
En la planta de torre energética con sales fundidas Crescent Dunes, propiedad de SolarReserve y ubicada en Nevada, que se encuentra actualmente en las pruebas finales, el software patentado utilizado en varios servidores dedicados de gama alta controla y supervisa la posición de los 10 347 heliostatos a lo largo del día.
 
Además, el software también calcula los puntos de enfoque y las coordinadas de posicionamiento cada 10 segundos usando las últimas capacidades informáticas.
 
"Cada uno de los 10 347 heliostatos cuenta con equipos que resuelven el acimut y los comandos de la posición de elevación y utilizan algoritmos de circuitos cerrados para mantener la precisión del enfoque en un margen de 0,5 milirradianes", declaró Coonor.
 
"En un día determinado, se analizan millones de piezas individuales de datos para garantizar un rendimiento óptimo. Además, los equipos sin conexión y los programas informáticos muy sofisticados procesan imágenes de heliostatos y datos de posicionamiento recopilados a lo largo del día para todos los días del año. Las rutinas de optimización generan compensaciones en los puntos de enfoque de los heliostatos alimentados con regularidad desde los equipos sin conexión para el sistema de control de heliostatos".
 
Gemasolar, la primera instalación en operar a nivel comercial (aunque de solo 20 MW) empezó a producir en 2011. Las instalaciones piloto previas a la comercialización, como la planta de 10 MW Solar Two del Departamento de Energía, funcionaron solo como vehículos de I+D y han sido seguidos por algunos proyectos de menos de 5 MW.
 
Pero ahora, hay en marcha cuatro torres energéticas con almacenamiento en sales fundidas de más de 100 MW. Son las siguientes: Atacama 1 en Chile (de Abengoa), Noor III de 150 MW en Marruecos (de ACWA Power), Redstone de 100 MW en Sudáfrica (de SolarReserve/ACWA Power) y Crescent Dunes en EE. UU.

 

 
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