Los beneficios de la CSP con almacenamiento dependen del diseño específico para cada mercado

La central CSP de 110 MW Crescent Dunes de SolarReserve utiliza tecnología de almacenamiento térmico con sales fundidas. (Imagen cortesía de: SolarReserve)

Para obtener la máxima ventaja económica los promotores de CSP deberán utilizar tecnologías de almacenamiento energético que se adapten a las necesidades del mercado mediante una capacidad de distribución más prolongada y factores de capacidad mayores, según han contado los expertos a CSP Today.

Los sistemas de almacenamiento térmico (TES, por sus siglas en inglés) se están convirtiendo en un elemento habitual de las centrales de CSP, pues los promotores de esta energía persiguen potenciar sus ventajas económicas sobre otras fuentes renovables para periodos de distribución más prolongados.

Unos 15 de los 17 proyectos a escala comercial que se están construyendo actualmente en el mundo incluyen TES, según los datos del CSP Today Global Tracker.

En China, los 20 proyectos que se están construyendo en virtud del programa de demostración de CSP incorporan TES con sales fundidas, según datos de la Alianza de Energía Solar Térmica del país.

“La integración del TES puede disminuir el LCOE (coste medio teórico de generación de electricidad) significativamente cuando este se adapta de forma óptima al tamaño y diseño del campo solar, a la capacidad del bloque de potencia y a la estrategia de distribución”, explicó Rafael Guédez, investigador sénior del Real Instituto de Tecnología KTH de Suecia, a CSP Today.

Sumar una hora de almacenamiento a plena potencia puede incrementar los costes de inversión de la central entre alrededor de un 3 % y un 4 % —dependiendo de factores como la tecnología CSP empleada, el material de almacenamiento y la estrategia de operación—, pero las inversiones adicionales se difuminan gracias al incremento en el volumen de producción, según aclaró Katlyn Avery, experta en almacenamiento energético de Araner, empresa española de asesoría e ingeniería energética.

“Cuando aumenta la capacidad de almacenamiento de una central de CSP, el promotor puede rentabilizar su inversión con mayores horas de producción y, por consiguiente, lograr un LCOE menor”, explicó Avery.

Torres de sales fundidas

Según los expertos, las torres de CSP con almacenamiento de sales fundidas pueden operar a temperaturas altas, lo que las convierte en el sistema de almacenamiento térmico más eficiente y sencillo de instalar y operar.

La tecnología de torre con almacenamiento de sales fundidas se ha utilizado en distintas centrales como la española de 20 MW Gemasolar de Torresol Energy, la estadounidense de 110 MW Crescent Dunes de SolarReserve y se prevé para los próximos años configuraciones similares en la central chilena de 110 MW Atacama de Abengoa y la marroquí de 150 MW Noor III de ACWA Power. 

Las centrales de torre que utilizan sales fundidas como fluido de transferencia de calor (HTF, por sus siglas en inglés) pueden operar a hasta 565 grados Celsius. Por el contrario, las centrales con sistema cilíndrico-parabólico, que por lo general utilizan aceite térmico como HTF, están limitadas a temperaturas por debajo de 385 grados Celsius.

“Las temperaturas de trabajo elevadas permiten sistemas de TES menos costosos y con eficiencias mayores. Esto se traduce rápidamente en [beneficios]”, aseguró Avery.

Según Guédez, la integración del TES con sales fundidas en torres es una opción perfecta, pues al utilizar las sales fundidas como fluido de transferencia de calor y como medio de almacenamiento se necesita menos equipamiento y facilita el control de la central.

Avances en el colector

Los promotores de sistemas cilíndrico-parabólicos en la actualidad experimentan con el HTF de sales fundidas para incrementar las temperaturas de trabajo, así que los nuevos desarrollos podrían reducir la ventaja de los sistemas de almacenamiento de torre.

La transición al HTF de sales fundidas en las centrales con colector podría reducir a la mitad el coste de instalación del almacenamiento en centrales con sistema cilíndrico-parabólico y sales fundidas de aquí a 2025, según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

Se prevé que los costes de instalación del TES caerán a 16 $/kWh-térmicos de aquí a 2025, según la IRENA.

En la actualidad, un elevado número de empresas chinas investigan en centrales de sistema cilíndrico-parabólico con sales fundidas y dos de las siete centrales construidas con esta tecnología según el programa de demostración de China utilizarán sales fundidas como HTF.

El almacenamiento que proporcionan estas dos centrales es notablemente más prolongado que el de las otras cinco.

    Centrales de sistema cilíndrico-parabólico del programa de             demostración de China

Fuente: Alianza de Energía Solar Térmica de China

Tamaño óptimo

En las licitaciones competitivas, los promotores de las centrales normalmente ofertan proyectos con periodos de almacenamiento térmico que puedan ofrecer un precio de compra de electricidad competitivo, al tiempo que satisfacen los requisitos de la licitación.

“El tamaño óptimo del TES depende de las condiciones establecidas por el tomador o por el mercado, como puedan ser los planes o incentivos de compra de electricidad”, destacó Guedez.

Un estudio llevado a cabo en 2014 por el Real Instituto de Tecnología KTH reveló que existe una tendencia a utilizar unidades de TES y campos solares más pequeños cuando se adopta una estrategia de operación según máximos, mientras que por lo general se prefieren unidades de TES y campos solares mayores si lo que se persigue es una producción continua de electricidad de carga base.

El estudio concluyó que la configuración más rentable para una central de CSP de 100 MW en una localidad como Sevilla, al sur de España, sería una central que proporcionara electricidad de carga base durante 12 horas de almacenamiento y un múltiplo solar de 2,75.

Los regímenes de pago según la disponibilidad también podrían afectar a la capacidad óptima de almacenamiento si se aplican a proyectos renovables, subrayó Avery.

En la generación convencional, los pagos por capacidad disponible se llevan a cabo normalmente para la producción o disponibilidad de electricidad, lo cual efectivamente decanta la balanza a favor de la capacidad de distribución.

“Debería garantizarse a las centrales de CSP con capacidades de almacenamiento mayores una mejor retribución por parte del operador de red, puesto que estas permiten una mayor disponibilidad de electricidad fiable”, dijo Avery.

Por Heba Hashem

Traducido por Vicente Abella

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