Los promotores de CSP a altas temperaturas de EEUU prevén exportaciones en la década de 2020
Los promotores de CSP a altas temperaturas financiados por EE. UU. prevén que las exportaciones comerciales precederán al despliegue nacional, si bien la demanda dependerá de su demostración a gran escala, según han dicho varios jefes de proyecto a New Energy Update.
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El programa Gen3 del Departamento de Energía (DE), lanzado en mayo, propiciará que Brayton Energy, el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL, por sus siglas en inglés) y Sandia Laboratories compitan por una subvención de 25 millones de dólares para la construcción de un sistema demostrador integrado a altas temperaturas.
Las tres empresas desarrollarán y probarán sus rentables diseños de CSP con almacenamiento que contendrán fluidos de transferencia de calor (HTF, por sus siglas en inglés) a hasta 700 grados Celsius (C). Cada uno de ellos elaborará un diseño en detalle para aplicar a un complejo termosolar de demostración y podrá incorporar, según proceda, los conocimientos adquiridos en la investigación paralela a nivel de componentes.
La central de demostración es un paso clave hacia el desarrollo comercial de una tecnología de CSP innovadora que podría brindar nuevas oportunidades para el desarrollo de la energía termosolar de concentración. La puesta en marcha del demostrador está prevista para mediados de 2020 y su funcionamiento se prolongará hasta alrededor de 2023.
Los proyectos de investigación están en condiciones de lograr el objetivo establecido por el DOE para configuraciones de carga base de 50 $/MWh antes 2030, según han revelado los jefes del equipo a New Energy Update.
Es probable que el desarrollo comercial de la tecnología comience con las exportaciones entre 2025 y 2030, tras las cuales podría repuntar la demanda en EE. UU., según han señalado los investigadores.
La escala necesaria
Los diseños para CSP siguen evolucionando y los proyectos del Gen3 varían mucho en términos de tipo de tecnología y requisitos de los materiales. El proceso de selección del programa Gen3 podría destilar las próximas tendencias en sistemas de CSP, ya que los promotores tratarán de ajustarse a las innovaciones en almacenamiento y HTF.
El proyecto del NREL estudiará la tecnología termosolar en fase líquida de última generación de modo que fuerce los límites de los sistemas actuales con sales fundidas.
Después de la fase de demostración, se requerirá un escalado de la tecnología antes de que pueda iniciarse el desarrollo comercial, según afirmó Craig Turchi, ingeniero sénior del NREL.
“Será necesario construir un sistema que tenga su base en nuestro ensayo de 2 MW para integrar los sistemas térmico y eléctrico y demostrar la viabilidad del receptor a una escala mayor”, explicó Turchi.
"El año 2025 será lo más pronto que se pueda poner en marcha un sistema de estas características. Dicho sistema podría ser el precursor de los verdaderos diseños comerciales", afirmó.
Brayton Energy desarrollará y ensayará con un sistema de CSP que funciona con CO2 en fase gaseosa, el cual absorberá energía de un campo de helióstatos y lo transferirá a un sistema de almacenamiento térmico.
La central de demostración de Brayton integrará elementos de diseño a gran escala y, después de 2023, el promotor se centrará en sumar horas operativas, según dijo Shaun Sullivan, ingeniero principal y director de I+D en Brayton Energy.
Este sería un “requisito fundamental para demostrar la viabilidad de la tecnología de cara a los operadores eléctricos, los posibles inversores y los proveedores de préstamos”, aseguró Sullivan.
Los gastos de capital (capex), relativamente altos, de las centrales de CSP y las limitaciones en la capacidad instalada generan unos costes de financiación superiores a los de otros tipos de energía renovable. La experiencia demostrada en el desarrollo y la fiabilidad de los datos operativos son dos elementos esenciales para reducir los riesgos que deberán asumir los inversores.
Coste medio teórico de las centrales con sistema cilíndrico-parabólico
(Haga clic en la imagen para ampliar)
Fuente: Informe Power to Change [energía para cambiar] de la Agencia Internacional de Energías Renovables, 2016.
Primero las exportaciones
Los investigadores del Gen3 están preparando su tecnología para las posibles exportaciones antes de comenzar con el desarrollo a escala nacional.
Los EE. UU. albergan en la actualidad 1,8 GW de capacidad operativa de CSP, pero el desarrollo de nuevos proyectos ha disminuido en los últimos años debido a que los costes de la fotovoltaica se han desplomado, admás de que algunos proyectos de CSP han sido objeto de una fuerte oposición a raíz de las preocupaciones en torno a la fauna o la escasez de agua.
Recientemente, la actividad de la CSP se ha concentrado sobre todo en China, Oriente Próximo, Sudáfrica y América del Sur.
En los EE. UU., los promotores creen que las reducciones de costes permitirán a la CSP con almacenamiento complementar la capacidad cada vez mayor de energía fotovoltaica y eólica. No obstante, los modelos de expansión en EE. UU. “no prevén una gran demanda de CSP antes de 2030”, señaló Turchi.
Australia podría ser el primer país en implantar la novedosa tecnología de temperaturas altas mediante un desarrollo de centrales de menor capacidad, explicó Turchi.
El NREL está trabajando con la Iniciativa Australiana de Investigación Solar Térmica (ASTRI, por sus siglas en inglés) para iniciar el desarrollo en el país de la energía termosolar de concentración. Según Turchi, es más probable que el mercado australiano se interese por los sistemas de menor capacidad, puesto que requieren menos inversiones en la red, pueden instalarse en ubicaciones remotas y estar disponibles comercialmente antes que los sistemas a gran escala. La cartera operativa de Australia en la actualidad promedia unos 1,5 MW por proyecto, según muestran los datos del CSP Tracker.
Brayton considera que Oriente Próximo y China son los candidatos más probables para el desarrollo inicial de un sistema comercial, según explicó Sullivan.
"Estas regiones disponen de unas características solares excelentes y de políticas favorables que incluyen la adopción de energía con cero emisiones", dijo.
El diseño de Brayton integra el rechazo de calor con enfriamiento en seco, lo que brinda nuevas oportunidades en ubicaciones áridas que a menudo cuentan con muy buenos recursos solares. Hasta la fecha, el 77 % de las centrales de CSP en funcionamiento en todo el mundo utilizan sistemas de enfriamiento húmedo muy caros y exigentes en términos de logística, según muestran los datos del CSP Tracker.
Sandia está desarrollando un sistema de CSP con receptor de partículas en caída que puede utilizarse también con sistemas de enfriamiento en seco, según dijo Clifford Ho, ingeniero sénior y jefe de proyectos en Sandia Laboratories, a New Energy Update.
Mayor flexibilidad
De cara al futuro, la flexibilidad operativa incrementará el valor de las centrales de CSP. Las instalaciones que puedan proporcionar una amplia gama de perfiles de generación presentarán un valor superior, especialmente habida cuenta de la importancia cada vez mayor de la energía intermitente fotovoltaica y eólica. La CSP con almacenamiento podría sustituir a los combustibles fósiles y a la energía nuclear como fuente de carga base, mientras que las capacidades que permiten cubrir picos de demanda facilitarían la adaptación a las oscilaciones del suministro de energía fotovoltaica y eólica.
La iniciativa Sunshot del DE ha establecido un objetivo de coste antes de 2030 para las centrales de CSP que permiten cubrir picos de demanda de 100 $/MWh, frente a los 50 $/MWh de las centrales de carga base.
Objetivos de reducción de costes de CSP según el DE (Sunshot)
Fuente: Departamento de Energía (DE) de los EE. UU.
Todas las centrales de investigación del Gen3 se están diseñando con el objetivo de que presten funciones de carga base o de central prevista para cubrir picos de demanda. Por ejemplo, Sandia trabaja en la actualidad con diseños de intercambiadores de calor que permitirán los arranques rápidos y las velocidades de rampa del calentamiento necesarios para las centrales que permiten cubrir picos de demanda, explicó Ho.
El análisis de la red eléctrica del NREL indica que el desarrollo del mercado estadounidense exigirá flexibilidad en las operaciones y un alto factor de planta, “que contemplen aspectos tanto de picos de demanda (distribución flexible) como de carga base (alto factor de planta)", aseguró Turchi.
La regulación del mercado está evolucionando lentamente en favor de las centrales de energía renovable gestionable. El pasado octubre, California firmó el Proyecto de Ley 338 del Senado, que dicta que todos los operadores eléctricos locales deben empezar a contemplar opciones que no generen gases para satisfacer sus necesidades de máxima energía de carga neta y de fiabilidad.
“Los operadores eléctricos siguen informando de que los perfiles de misión de las centrales eléctricas evolucionan con rapidez y se da un valor muy alto a las instalaciones con capacidad para operar con distintas funciones según las necesidades de la red", dijo Sullivan.
Por Kerry Chamberlain
Traducido por Vicente Abella