La primera central ISCC de Arabia Saudí establecerá récord de costes bajos en CSP

Imagen por cortesía de: Prognone

Ya han comenzado las operaciones sobre las instalaciones de la estación de ciclo combinado solar integrado Duba 1, la cual albergará la mayor potencia eléctrica de CSP integrada de la región del Golfo Arábigo.

La central eléctrica de 605 MW integrará una estación de sistema cilindro-parabólico de 43 MW, alrededor del doble que la mayor potencia eléctrica solar proveniente de un ciclo combinado solar integrado (ISCC, por sus siglas en inglés) en el Oriente Próximo y África Septentrional hasta la fecha.
 
La central de Argelia Hassi-R’mel alberga un campo solar de 25 MW, mientras que las centrales de ciclo combinado solar integrado Kuraymat, de Egipto, y Ain-Beni-Mathar, de Marruecos, contienen cada una 20 MW de CSP.

“La potencia de CSP de Duba no supone un salto tan grande respecto a las centrales de ciclo combinado solar integrado ya existentes. Una vez resueltas las complejidades para 25 MW, puede salvarse cualquier escollo en la generación de una potencia eléctrica mayor”, explicó Khaled Alrashed, presidente y director ejecutivo de desarrollo de proyectos en Saudi Electricity Company (SEC), a CSP Today.

“La única restricción inicial fue el suelo. Necesitábamos un área grande, de alrededor de un kilómetro cuadrado”, agregó.

Economías de escala

Se proyecta que los costes de inversión de la central termosolar sean inferiores a la mitad de los costes en CSP logrados hasta la fecha, merced a las economías de escala asociadas con el proyecto de la central a gran escala.

“Hemos logrado los costes más bajos de CSP por kilovatio instalado en Duba 1 y Waad Al Shamal, con menos de 1600 USD/kW”, explicó Alrashed. Se proyecta que la central de 1390 MW Waad Al Shamal siga a Duba 1 y proporcione 50 MW de potencia eléctrica solar.

El coste de inversión de las centrales independientes de sistema cilíndrico-parabólico sin almacenamiento en la actualidad oscila entre 3500 USD/kW y 8000 USD/kW, según especifica el informe Costes de Generación de Energía Renovable 2014 de IRENA.

SEC, propietario y tomador de la central Duba 1, concedió a la española Initec Energia un contrato EPC de 663 millones de dólares americanos para el proyecto en noviembre de 2015. El socio local Saudi Services for Electro-Mechanic Works también se ha subido a bordo.

GE suministrará la isla de potencia, incluyendo dos turbinas de gas, dos generadores de vapor de recuperación de calor, una turbina de vapor y todos los dispositivos auxiliares. Initec Enegia se encargará de la construcción de la totalidad de la planta e instalará el sistema solar.

Disponibilidad de combustible

Cuando entre en funcionamiento, en 2017, Duba 1 será la primera central de ciclo combinado solar integrado que emplee condensado como combustible para la turbina de gas. El condensado, que tiene propiedades similares a la nafta, ya está utilizándose en algunas de las otras centrales eléctricas con turbina de gas de Arabia Saudí.

“Cuando comenzamos a planificar un proyecto, el combustible de que disponemos por lo general dicta el modo en que este se desarrolla. En el norte, los combustibles disponibles eran gas y condensado, así que diseñamos una central que pudiera generar la máxima potencia de salida combinada con la máxima eficiencia posible en función de los combustibles seleccionados”, explicó Alrashed.

La central eléctrica se está construyendo en el norte de la ciudad de Duba, a unos 140 kilómetros de la provincia de Tabuk, en la costa del mar Rojo, al noroeste del país.

Según Ziyad Alshiha, presidente y director general de SEC, esta región de Arabia Saudí está en vías de desarrollo y posee una interconexión de redes eléctricas limitada, así que la potencia adicional que genere Duba 1 será muy importante para contribuir al crecimiento económico.

Reducción de riesgos en la tecnología

Uno de los desafíos clave a los que inicialmente se enfrentó SEC fue decidir cuál era la tecnología CSP más adecuada para la central de ciclo combinado solar integrado. Así, se mantuvo la opción abierta para estimular la participación de distintos proveedores y fomentar la competencia, permitiendo con ello que SEC pudiera evaluar distintas tecnologías.

Diversos distribuidores de tecnología Fresnel, cilindro-parabólica y de torre, tales como las alemanas Novatec y Flagsol, las españolas TSK, Abengoa y Elecnor, y la francesa Solar Euromed expresaron su interés en proveer a la central CSP.

Dado que las propuestas fueron tan variadas, SEC se reunió con cada una de las empresas para determinar si la tecnología que le ofrecían cumplía sus requisitos en términos de fiabilidad y disponibilidad.

“Este es el primer proyecto de esta índole que SEC lleva a cabo, de modo que la selección de la tecnología siempre supondría un reto. Todos los proveedores aseguraban ‘ofrecer la mejor solución’, pero nosotros necesitábamos fijar las prioridades fundamentales para SEC: una central de confianza con intención de operar durante 25 años”, explicó Alrashed.

El promotor incorporó un acuerdo de servicio a largo plazo que implica al distribuidor del sistema de CSP a lo largo de todo el ciclo de vida de la central, garantizando con ello que los objetivos de fiabilidad y disponibilidad establecidos para la central se satisfagan ininterrumpidamente.

“Hemos reducido los riesgos en la tecnología mediante el establecimiento de condiciones que pensamos que satisfarán nuestros requisitos técnicos, e implicando al diseñador del sistema solar con un acuerdo de servicio a largo plazo para que tome parte en la explotación y mantenimiento”, arguyó Alrashed.

“Necesitábamos un proveedor que estuviera seguro de su tecnología y no viera en ella riesgo alguno. Buscábamos empresas que dedicaran el tiempo necesario al desarrollo y que poseyeran una solución madura y de eficacia probada, todo lo cual se traduce en factores comerciales”.
Además, SEC se comunicó con diversos operadores de ciclo combinado solar integrado y la empresa se decidió finalmente por la tecnología de sistema cilindro-parabólico sobre la base de que proporcionaría la máxima generación con el menor coste medio teórico de generación de electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés).

Ciclo combinado solar integrado en serie

Al tiempo que empieza la construcción de la central Duba 1, los trabajos en otras dos centrales de ciclo combinado solar integrado del país progresan de forma simultánea: la central de 1390 MW Waad Al Shamal, con 50 MW de CSP, y el complejo Taiba de 3600 MW, con una producción de 180 MW de CSP.

En diciembre, GE obtuvo un contrato de 980 millones de dólares americanos para Waad Al Shamal, en virtud del cual proveerá a la central eléctrica llave en mano, proporcionando cuatro turbinas de gas, una turbina de vapor y la tecnología solar necesaria. Se proyecta que la central entre en funcionamiento a principios de 2018.

El proyecto Taiba se encuentra en las primeras fases de licitación y SEC está en proceso de adquirir el equipamiento principal. La central se completará sobre la base de una suma fija llave en mano, en un plazo de 53 meses desde la fecha de entrada en vigor del contrato.

Claramente, la construcción de instalaciones de ciclo combinado solar integrado es la ruta preferida para SEC en lo concerniente a implantar CSP, lo que permite a la empresa adquirir experiencia en construcción y explotación sin asumir demasiados riesgos.

“Las centrales de ciclo combinado solar integrado no son más económicas que las de ciclo combinado, pero sí lo son más que las exclusivamente de CSP”, agregó Alrashed.

“Waad Al Shamal y Duba producirán la CSP más barata del mundo: este es el principal motor de SEC”.

Por Heba Hashem
 
Traducido por Vicente Abella
 
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