El híbrido CSP-PV posibilita el suministro de energía solar ininterrumpido
La actividad de los proyectos híbridos CSP-PV aumenta a medida que los promotores integran nuevos diseños más eficientes y sinergias operativas a fin de ofrecer una potencia de carga base de menor coste, según han dicho varios expertos de CSP a New Energy Update.
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Las empresas españolas Acciona y Abengoa reanudaron el mes pasado la construcción de la central termosolar de Cerro Dominador, de 110 MW de potencia, tras recibir un aviso de proceder (NTP, por sus siglas en inglés) de los propietarios del proyecto.
La central de Cerro Dominador tiene diseño de torre con una capacidad de almacenamiento térmico en sales fundidas de 17,5 horas. Abengoa participa en calidad de socio tecnológico del proyecto de ingeniería y construcción. Esta central se unirá a otra fotovoltaica de 100 MW ya en funcionamiento con objeto de formar un complejo solar híbrido de 210 MW.
El interés en el suministro híbrido CSP-PV aumenta a medida que los operadores buscan energía a menor coste para períodos de distribución más prolongados. Si bien las centrales fotovoltaicas ofrecen costes más bajos para la energía diurna, los costes de las baterías siguen siendo demasiado altos para permitir la distribución nocturna de energía fotovoltaica.
Las centrales combinadas de CSP-PV pueden suministrar energía de carga base las 24 horas del día a un coste por MWh menor que las centrales de CSP independientes o las centrales de CSP y PV separadas, según han explicado varios expertos del mercado a New Energy Update. Los requisitos adicionales de gastos de capital para las centrales híbridas se compensan con creces por los beneficios de producción derivados de la optimización de recursos solares, según aseguraron los expertos.
Los diseños híbridos de CSP-PV podrían reducir el coste medio teórico de generación de energía (LCOE, por sus siglas en inglés) a entre 40 y 80 euros/MWh (45,5 y 91,1 dólares/MWh), en función del emplazamiento y de las condiciones del mercado local, aseguró Oliver Baudson, director gerente de TSK-Flagsol.
"En términos de coste medio teórico de generación de energía, podemos suponer mejoras en el híbrido CSP-PV de hasta un 50 % respecto de la CSP independiente", dijo Baudson.
Beneficios a largo plazo
La integración de las tecnologías CSP y PV contribuye a reducir los costes de construcción y operación por MWh.
En una central CSP-PV totalmente integrada, en la que la producción de CSP se almacena para ser distribuida durante la noche, se pueden ahorrar gastos de capital gracias a que los requisitos de campo solar por MWh son menores, según dijo Johana Trujillo, directora de programas solares de Mott McDonald, a New Energy Update.
"En los proyectos de torre también existe la posibilidad de ahorrar con el receptor, ya que este puede ser más pequeño", dijo.
Para los proyectos futuros, la eficiencia híbrida podría optimizarse dimensionando la capacidad de almacenamiento de CSP de modo que se minimice la superposición de generación de PV y CSP mediante el uso de recursos diurnos para calentar el medio de almacenamiento de CSP, explicó Fernando González, director general de la empresa del proyecto Cerro Dominador.
Los proyectos híbridos también mejoran la eficiencia en términos de costes logísticos y de mano de obra, tanto en la fase de construcción como en la de operación.
Los gastos de funcionamiento se pueden optimizar mediante la integración de las actividades de operación y mantenimiento (O&M, por sus siglas en inglés) en las centrales de CSP y PV, destacó Trujillo.
"La mano de obra puede compartirse, además de que se necesitaría un único almacén, un taller y un edificio de administración", dijo.
El coste de las centrales de CSP independientes e híbridas seguirá disminuyendo a medida que la creciente experiencia en el desarrollo permita reducir los riesgos en el período de construcción, aseguró González.
“Además, conforme se construyan más centrales, habrá una mayor disponibilidad de opciones de financiación, lo que reducirá el coste total de capital y permitirá que los proyectos sean más competitivos", explicó.
Coste medio teórico de generación de CSP y tendencias de los precios de las subastas
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Fuente: Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), enero de 2018.
Mercados emergentes
Los países en desarrollo con fuertes recursos solares siguen siendo los principales mercados de crecimiento para los proyectos de CSP y los híbridos CSP-PV.
"La demanda de electricidad está aumentando en los países en vías de desarrollo, por lo que hay un mayor interés en la generación de energía de carga base como la CSP", dijo Bruce Anderson, director general de 24-7 Solar.
Tras varios proyectos innovadores de CSP independiente, ahora Marruecos va a contribuir al desarrollo pionero de la energía híbrida PV-CSP con su proyecto Noor Midelt.
Marruecos se ha establecido el objetivo de que el 52 % de su capacidad instalada provenga de fuentes renovables de aquí a 2030 y ha anunciado una solicitud de propuestas para la construcción de dos centrales solares híbridas en Noor Midelt. Las dos centrales contarán con una capacidad bruta de CSP de entre 150 MW y 190 MW, e incluirá capacidad de almacenamiento. Las centrales las construirán diversos promotores y la tecnología podrá ser cilíndrico-parabólica o de torre, siempre que la capacidad exacta de fotovoltaica la defina el licitador.
Los cinco consorcios de CSP preseleccionados para el proyecto están liderados por la saudí ACWA Power, la francesa EDF EN, Engie (antiguamente GDF Suez), la alemana Innogy y la japonesa JGC.
Según Trujillo, los mercados más adecuados para la energía híbrida CSP-PV son los que tienen picos de demanda tras la puesta del sol y suficiente demanda diurna para asumir la generación fotovoltaica.
Este aspecto lo destacó Meryem Lakhssassi, responsable de desarrollo sostenible de la Agencia Marroquí para la Energía Sostenible (Masen), cuando ofreció información actualizada sobre el proyecto Noor Midelt en abril.
“El principal objetivo de la estrategia energética marroquí es lograr que un 52 % de la capacidad instalada provenga de renovables... Habida cuenta de que las horas pico en Marruecos son después del anochecer, el almacenamiento energético era inevitable”, explicó Lakhssassi.
Modelos estandarizados
Los proyectos híbridos de mayor volumen podrían beneficiarse de las economías de escala y la proliferación de centrales híbridas debería propiciar un aumento de la eficiencia por medio del diseño.
"Con el tiempo, se establecerán métodos estandarizados... Se puede esperar un cierto grado de ahorro por medio de la eficiencia en la fase de diseño, así como más adelante en las fases de prueba y operación", aseguró Trujillo.
Las innovaciones en el diseño y un marco de desarrollo favorable podrían propiciar que Marruecos logre sus precios más bajos para la central híbrida PV-CSP Noor Midelt, según dijo Lakhssassi en abril.
Los precios tarifarios de la CSP en Marruecos ya han caído notablemente, desde 1,62 dírhams por kWh (189 $/MWh), en el proyecto Noor I, en activo desde 2015, hasta 1,36 dírhams/kWh (140 $/MWh) para Noor II, que se espera que entre en funcionamiento a finales de este año.
Marruecos ha mantenido un marco regulador para la CSP en el que la Masen asume muchos riesgos financieros y de desarrollo. Este marco permite a los promotores centrarse en optimizar los gastos del proyecto, lo que debería derivar en una tarifa para Noor Midelt más baja que la de los otros proyectos independientes de CSP, según explicó Lakhssassi.
“Esperamos que [la tarifa] siga disminuyendo, ese es el objetivo”, aseguró.
Por Beatrice Bedeschi
Traducido por Vicente Abella