Un informe de CSP muestra los fallos de Crescent Dunes
Un nuevo informe sobre la CSP en el mundo ayudará a los promotores a entender los principales fallos de Crescent Dunes y otras centrales pioneras y a aumentar la confianza de los inversores en proyectos futuros, según dijo el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) de los EE. UU. a New Energy Update.
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Mientras en los tribunales de los Estados Unidos resuena un litigio por los fallos de la central de torre Crescent Dunes de Nevada, los nuevos descubrimientos sobre el rendimiento de la CSP a escala internacional podrían ayudar a mejorar la confianza de los inversores en el sector.
El Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL, por sus siglas en inglés) de los Estados Unidos ha analizado 90 proyectos de CSP, entre los cuales se encuentra Crescent Dunes, y tiene intención de publicar los resultados en las próximas semanas.
Desarrollada por SolarReserve, la central Crescent Dunes, de 110 MW, fue la primera torre solar con almacenamiento en sales fundidas.
El pasado octubre, el operador eléctrico de Nevada, NV Energy, rescindió su contrato de suministro en Crescent Dunes visto que la central no cumplía con las expectativas de producción. La empresa del proyecto Tonopah Solar Energy incumplió su obligación de rembolso de una garantía de préstamo federal de 737 millones de dólares estadounidenses. Desde entonces, SolarReserve ha cesado sus actividades y ha impugnado las prácticas de la junta de Tonopah y las estructuras vehiculares del proyecto mediante demandas judiciales.
Desde Crescent Dunes, el sector de la CSP se ha visto obligado a restablecer la confianza de los inversores en la tecnología de torre CSP con almacenamiento. A pesar de los avances, los proyectos de CSP siguen teniendo un coste de financiación superior al de la energía fotovoltaica y eólica.
Los propietarios de Crescent Dunes no han compartido demasiados detalles sobre sus fallos, pero del estudio integral del NREL se desprende que el sector podrá evitar otros fallos similares en el futuro.
"Los problemas observados en el proyecto se pueden evitar... no son endémicos de todas las centrales", dijo Mark Mehos, director del programa CSP del NREL e investigador participante del informe, a New Energy Update.
A fin de aumentar la confianza, los diseñadores y operadores de CSP deben entender al detalle las repercusiones de las diversas condiciones de funcionamiento repentinas o de corta duración en todos los componentes, "incluidos los depósitos de almacenamiento de energía térmica", dijo Mehos.
Problemas con los depósitos
Crescent Dunes se puso en funcionamiento en octubre de 2015, con un año de retraso. En las declaraciones ante el tribunal, SolarReserve culpó al grupo español de ingeniería, adquisición y construcción ACS Cobra por los retrasos en la construcción y por el "trabajo sumamente deficiente" durante el período de construcción.
La producción fue inferior a la prevista durante el primer año de funcionamiento. Un año después de la puesta en marcha, la central hubo de cerrar durante ocho meses debido a una fuga en el sistema de almacenamiento de sales fundidas. En 2018, el factor de planta medio de Crescent Dunes fue del 20,3 %, muy inferior al previsto del 51,9 %, según datos de la EIA.
SolarReserve culpó a ACS Cobra, diseñador de los depósitos de almacenamiento de sales, por la fuga, pero no parece haber emprendido acciones legales contra la empresa. ACS Cobra se negó a comentar el asunto.
En el último análisis del NREL se muestra que los diseños de los depósitos de sales pueden mejorarse, dijo Mehos.
Los nuevos diseños estudiados pretenden reubicar las bombas de sal caliente y fría para evitar la necesidad de utilizar ejes de bombeo largos, reducir los costes de infraestructuras finales y emplear otras prácticas de soldadura alternativas.
Costes globales de la energía solar y eólica entre 2010 y 2022
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Fuente: Informe de la Agencia Internacional de Energías Renovables “Costes de generación de energías renovables en 2018” (mayo de 2019).
El despliegue precoz de una tecnología nueva suele presentar desafíos de primer orden, por lo que la continuidad del despliegue a un nivel mayor contribuirá a paliar los riesgos, dijo Mehos.
El mayor índice de despliegue temprano del sistema cilíndrico-parabólico redujo el coste de financiación respecto de las centrales de torre. La inclusión un sistema cilíndrico-parabólico en la central CSP-PV de 950 MW Noor Energy 1 de ACWA Power en Dubái mejoró el perfil de riesgo del proyecto, según señaló Rajit Nanda, director de inversiones de ACWA Power, en 2018.
"Las centrales de torre tienen sus problemas, principalmente porque no ha habido suficiente volumen", dijo Mehos.
Experiencia de campo
Desde Crescent Dunes, los promotores de torres CSP han aumentado su confianza, pero las preocupaciones no han desaparecido.
La torre de CSP con almacenamiento de 150 MW Noor III, propiedad de ACWA Power y ubicada en Marruecos, que entró en funcionamiento en diciembre de 2018, está desconectada debido a un problema que no se ha hecho público.
En los primeros meses de funcionamiento, la central superó los objetivos de rendimiento en términos de producción e integración del almacenamiento. La española Sener es la principal proveedora de tecnología y contratista de ingeniería, adquisición y construcción del proyecto.
Un área clave de atención permanente para Empresarios Agrupados (EA), ingeniería del propietario contratada para Noor III, fue la integración de la isla solar con el resto de la central, según informó Xavier Lara, consultor de alto nivel de EA, a New Energy Update en mayo de 2019.
Los socios del proyecto también supervisarán de cerca la capacidad de la turbina de vapor para soportar "tensiones térmicas asociadas a los gradientes de temperatura durante las frecuentes aceleraciones y enfriamientos", destacó Lara.
Más recientemente, la empresa china Supcon Solar superó los objetivos de producción durante los primeros seis meses en su central de torre con almacenamiento de 50 MW Delingha CSP, ubicada en la provincia de Qinghai.
Construida en solo 18 meses a una altitud de 3017 m, la central integra siete horas de almacenamiento con sales fundidas. Supcon Solar pretende alcanzar un porcentaje de consecución medio superior al 100 % durante el primer año, muy superior a los porcentajes habituales de entre el 70 y el 80 % establecidos en los contratos de ingeniería, adquisición y construcción a escala internacional.
Los promotores de CSP esperan que proyectos como Delingha puedan infundir más confianza en la tecnología de torre y almacenamiento y reducir el coste de financiación. Todo ello, combinado con un gasto de capital menor, contribuiría a atraer nuevos clientes.
Cobertura de Kerry Chamberlain
Editado por Robin Sayles
Traducido por Vicente Abella