Energía y Sostenibilidad

No solo azúcar y bioetanol, ahora también se puede utilizar esta materia prima para la producción de biodiesel mediante la utilización de microorganismos modificados genéticamente.

Autor: [José Miguel Oliva-Unidad de Biocarburantes-Ciemat]

Una característica de la caña de azúcar como fuente de biocombustibles es su capacidad para generar un sinfín de productos. De hecho, mientras que en España se cultiva para producir azúcar y etanol, países líderes en su producción, como Brasil o India, obtienen también electricidad (con la combustión del bagazo), vinaza y compuestos químicos como furfural y amoniaco.

Sin embargo, ahora también se produce  biodiesel a partir de los azúcares de la caña. Así, según informa Al Costa, director general de Alcohol, consultora española especializada en etanol y caña de azúcar, en Brasil ya funcionan cientos de autobuses con biodiésel a partir de caña de azúcar, obtenido gracias a la modificación genética de la levadura de la cerveza. Esa novedad corre por cuenta de Amyris-Crystalsev Biofuels, joint venture entre Amyris, empresa estadounidense de biotecnología, y Crystalsev, una de las mayores comercializadoras de etanol y azúcar de Brasil. Con este fin, Amyris desarrolló modificaciones genéticas en variedades comerciales de la levadura Saccharomyces cerevisiae, responsable de transformar el jugo de caña en etanol durante el proceso de fermentación. La modificación consigue que el microorganismo secrete una molécula llamada farneseno, común en el diésel e incluso en muchas plantas (responsable del olor en algunas manzanas). A partir de aquí, puede utilizarse en cualquier motor diésel sin necesidad de ajustes.

La gran ventaja de esta tecnología es que se basa en la fermentación, un método conocido y usado en todas las plantas de etanol (hasta las de celulósico), por lo que la aparición de sorpresas indeseables en los procesos es nula. Esto permite el uso de cualquier planta de etanol también para la obtención del biodiésel, ya que, en lugar de usar las cepas normales de Saccharomyces (u otras) para fabricar el primero, se emplean cepas genéticamente modificadas para producir farneseno, separado vía destilación normal del etanol, y elaborar biodiésel. El efecto final es la producción de ambos biocarburantes en un único proceso, con los consiguientes beneficios económicos.

Ya en España, la multinacional americana y Antibióticos firmaron un acuerdo para la producción de este componente en sus instalaciones de León, aunque la propiedad y distribución estarán en manos de Amyris.

Por otro lado, la idea no es exclusiva de Amyris. Otra compañía norteamericana, LS9 (Life Sciences Sustaining Billions), posee una tecnología semejante, pero usando cepas genéticamente modificadas de la bacteria Escherichia coli, que se usan para obtener moléculas semejantes a las encontradas en el diésel normal mediante procesos de fermentación de los azúcares contenidos en la caña de azúcar.

Fuente: www.energias-renovables.com.

Diesel: the last step in sugarcane production. Alkol Bioenergy 2013

ACCIONA Windpower ha lanzado un nuevo rotor, de 125 metros de diámetro, para su aerogenerador eólico AW3000, de 3 megavatios (MW) de potencia, que mejora el rendimiento de la máquina en emplazamientos de vientos moderados y amplía con ello la oferta de modelos de la compañía en este segmento de mercado. La combinación de estas características con una torre de hormigón de 120 metros de altura hace del aerogenerador AW 125/3000 una solución óptima para vientos bajos (IEC clase III).

Autora: [Rocío Fernández Saavedra - CIEMAT]

La nueva evolución de la plataforma AW3000 se presenta estos días por primera vez en la Feria Internacional de la Energía Eólica EWEA 2013 que se inauguró el pasado 4 de febrero en Viena.

El rotor de 125 metros captura la energía con un área barrida de más de 12.300 metros cuadrados, proporcionando un nivel de producción energética capaz de hacer atractivos para inversores y desarrolladores emplazamientos con recurso eólico limitado en cuanto a velocidades de viento.

“El innovador nuevo rotor combinado con la demostrada fiabilidad de la plataforma AW 3000 redunda en una magnífica máquina para vientos bajos”, ha declarado Patxi Landa, director de Desarrollo de Negocio Global de ACCIONA Windpower.

“Con la incorporación del AW 125/3000, ACCIONA cuenta actualmente con opciones de rotor que permiten obtener la máxima producción al menor coste de la energía en prácticamente cualquier emplazamiento”.

El AW 125/3000 representa una nueva evolución de la línea de producto de ACCIONA Windpower, basada en el uso de diseños de demostrada capacidad para asegurar su fiabilidad a largo plazo. ACCIONA Windpower concluirá en 2013 el proceso de certificación para el nuevo rotor, con las primeras palas instaladas para finales del año. El nuevo modelo estará disponible para su distribución en 2014, tanto para los mercados a 50 Hz como para los de 60 Hz.

Torres de acero y de hormigón

El lanzamiento del rotor de 125 metros se produce tras el éxito de la versión de 116 metros para la clase IEC II, presentada en 2011. La compañía ha materializado o construye instalaciones con la máquina de 3 MW en España, Polonia y Estados Unidos, y ha comprometido proyectos en Brasil, Canadá y Sudáfrica para 2013 y 2014.

Fuente: http://www.acciona.es

El pasado mes de noviembre se cumplió un año de la puesta en marcha del ambicioso proyecto TCS Power, que partió con el objetivo de desarrollar un nuevo sistema de almacenamiento termoquímico de energía para plantas de energía solar concentrada, que tenga la capacidad de contribuir significativamente a la reducción de los costes de producción de electricidad¹.

Autor: [Alfonso J. Carrillo del Teso – Instituto IMDEA Energía]

El proyecto, financiado por la Comisión Europea dentro del 7º Programa Marco, está coordinado por el prestigioso centro de investigación alemán DLR (Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V.) y cuenta con la participación inicial de otros seis socios: la compañía israelí Siemens CSP; la empresa suiza Bühler AG; la compañía con sede en Bélgica Eramet et Comilog Chemicals, S.A.; el centro de investigación Paul Scherrer Institute ; la Universidad de Siegen (Alemania); y el Instituto IMDEA Energía, localizado en el municipio madrileño de Móstoles.

Este consorcio de empresas de primer nivel y centros de investigación de alto rendimiento, pretende con este proyecto desarrollar y evaluar sistemas de almacenamiento termoquímico de energía, que permitan que, partiendo de una fuente intermitente de energía renovable como es el sol, se pueda generar electricidad las 24 horas del día.

El almacenamiento termoquímico de energía presenta como principales ventajas su alta densidad de almacenamiento, por encima del almacenamiento en forma de calor sensible o latente, y su posibilidad de trabajar a altas temperaturas, fuera del rango de estabilidad de las sales fundidas, que a día de hoy es el único sistema de almacenamiento térmico implantado comercialmente. Esto último facilitará su acoplamiento a plantas futuras, que están diseñadas para trabajar en un rango mayor de temperaturas, con el consiguiente incremento de la eficiencia global del proceso.

El funcionamiento de estos sistemas está basado en la reversibilidad que presentan algunas reacciones gas-sólido:

 Durante las horas de sol, parte de la energía captada se emplearía en llevar a cabo una reacción endotérmica (carga). Los productos de esta reacción son almacenados de forma separada, para luego durante la noche o cuando el recurso solar sea escaso, recombinarlos teniendo lugar una reacción exotérmica (descarga), que liberaría la energía almacenada previamente y que sería empleada en el bloque de potencia para producir electricidad. En la siguiente figura se puede visualizar el funcionamiento de esta tecnología de forma esquemática².

En concreto, el proyecto TCS Power, se centra en el desarrollo de dos sistemas:

El primero, basado en la deshidratación del hidróxido cálcico y re-hidratación del óxido cálcico, está diseñado para su acoplamiento a centrales con captadores solares de tipo cilindro-parabólico; mientras que el segundo, basado en el par redox Mn₂O₃-Mn₃O₄, está pensado para su incorporación a centrales solares tipo torre, con receptor volumétrico de aire.

Inicialmente se estudiarán los materiales de partida, prestando especial atención a la cinética de las dos reacciones (endo y exotérmica), a la estabilidad de los ciclos de carga y descarga, y a las posibles modificaciones que puedan mejorar ambos aspectos; con la finalidad de obtener un material que pueda ser utilizado en el reactor, que paralelamente ha sido diseñado y construido para la prueba de concepto a escala de laboratorio, y posteriormente a escala de planta piloto, que permitirá, de una forma más precisa, evaluar su posterior integración en plantas comerciales.

Todo este esfuerzo servirá para demostrar la fiabilidad y eficiencia del almacenamiento termoquímico que, en un futuro, posibilitará una producción continúa de electricidad de forma más económica, a partir de una fuente intermitente de energía renovable.

1.        TCS Power <http://www.tcs-power.eu/ >

2.        Wörner, A., Binyamini, S., Giger, F.,Soupart, J.B., Gonzalez-Aguilar, J., Steinfeld, A., Trettin, R., The TCSPower Project Thermochemical Energy Storage for Concentrated Solar Power Plants, In: 18th SolarPACES International Symposium, Marrakesch, Maroc.

Los sistemas de Disco Stirling son especialmente adecuados como sistemas de generación distribuida, o para alimentación de cargas aisladas en emplazamientos remotos. El factor decisivo que ha impedido su introducción masiva en el mercado es su elevado coste. La introducción de un sistema de almacenamiento en las plantas de Disco-Stirling podría suponer un avance significativo en términos de gestionabilidad; aumentaría el factor de capacidad y mejoraría la eficiencia global de la planta.

[Autora: Pilar Orihuela-INTA]

Los sistemas de Disco Stirling son sistemas de generación de potencia cuyas características los hacen especialmente adecuados en ciertas aplicaciones. Son modulares y fáciles de instalar. No consumen agua ni ningún otro recurso para su funcionamiento. Son sencillos y fácilmente automatizables. Son, gracias a estos motivos, muy apropiados como sistemas de generación distribuida, o para alimentación de cargas aisladas en emplazamientos remotos. Pero sobre todo, los Discos-Stirling han demostrado tener las más altas eficiencias de conversión solar-eléctrica de entre todas las plantas solares termoeléctricas existentes (25-30%).

Sin embargo, y a pesar de sus innegables ventajas, el interés por la tecnología de Disco-Stirling se ha ido reduciendo bastante en los últimos dos años. Esto se ha debido fundamentalmente al abaratamiento de la tecnología fotovoltaica. Algunas empresas como Infinia [1] o Cleanergy [2], no cesan en su empeño de hacer de los sistemas de Disco-Stirling una tecnología comercial; sin embargo, son casos aislados.

Imagen: PowerDish IV de Infinia [1]

 El principal problema de los Sistemas de Disco-Striling es su coste; y éste es sin duda el factor decisivo que ha impedido su introducción masiva en el mercado.

Hasta ahora la producción de las plantas de Disco-Stirling ha estado supeditada a la aleatoriedad del recurso solar. La idea de introducir algún sistema de almacenamiento térmico podría suponer un avance significativo en términos de gestionabilidad; podría absorber los transitorios debidos a la presencia puntual de nubes, y permitiría producir en momentos de baja insolación, desplazando la producción a una franja horaria de mayor demanda. En general, la introducción de un sistema de almacenamiento térmico aumentaría el factor de capacidad y mejoraría la eficiencia global media anual de la planta.

Para introducir un sistema de almacenamiento es necesario tener en cuenta algunos aspectos.

Por ejemplo, en el caso de tener almacenamiento, la planta tendría que ser diseñada para captar más potencia solar manteniendo la misma potencia eléctrica nominal. Es decir, habría que sobredimensionar un poco el sistema de captación óptico y generar en el receptor un determinado excedente. Este excedente energético es el que iría al sistema de almacenamiento. Es de esperar que el incremento en los costes de inversión asociado al sobredimensionamiento de los discos quede compensado en un plazo lo suficientemente corto con el ingreso adicional que supone la venta de la energía extra que puede proporcionar el sistema.

El motor Stirling es una máquina térmica de combustión externa. Gracias a la estanqueidad del fluido de trabajo, los motores Stirling admiten cualquier tipo de fuente térmica o foco caliente. En este caso, el sistema de almacenamiento térmico actuaría como foco caliente. Por otra parte, la sustancia empleada como fluido caloportador debería ser capaz de aprovechar las altas temperaturas disponibles en el foco.

Por lo general, un disco Stirling debería tener un sistema de almacenamiento sencillo que no perjudicase la simplicidad y la modularidad del sistema original. No sería recomendable, por ejemplo, el uso de sales fundidas, ya que su alto punto de congelación o su difícil bombeo complicarían desproporcionadamente el sistema.

Ya se han propuesto algunas posibilidades para el almacenamiento térmico de centrales de disco (no Stirling). Se baraja, por ejemplo, la posibilidad de emplear un sistema de almacenamiento basado en amoniaco [3]; o también el almacenamiento en hidrógeno produciéndolo mediante ciclos termoquímicos [4].

[1] http://www.infiniacorp.com/

[2] http://www.cleanergy.com/solar/

[3] Lovegrove K., Luzzi A., Soldiani I., Kreetz H. Developing ammonia based thermochemical energy storage for dish power plants. Solar Energy 2004; 76:331–7

[4] Kolb G. J., Diver R. B. Screening Analysis of Solar Thermochemical Hydrogen Concepts. SANDIA Report. Marzo 2008.

En la actualidad la mayor parte de la energía primaria proviene de los combustibles fósiles, cuya combustión genera cambios en el clima, medio ambiente y salud. Además, como las reservas probadas son limitadas, el re-emplazamiento progresivo de los combustibles fósiles por otros precursores de origen renovable (biomasa, eólica, solar, geotérmicas, olas, mareas) que se transforman en electricidad se hace imperativo.  Este hecho sugiere que nos desplazaremos hacia un sistema energético basado cada vez más en la electricidad.

 [Autor: Jose L.G. Fierro, Instituto de Catálisis y Petroleoquímica, CSIC]

La demanda de energía electricidad a nivel mundial ha venido creciendo a lo largo de los últimos años más que la de los combustibles de origen fósil en todos los sectores excepto en el transporte. Esta tendencia queda ilustrada si en el periodo comprendido entre 1990 y 2007 se compara el crecimiento de 1.9 % de la demanda eléctrica con el crecimiento de 1.3 % de energía global. Además, se estima que esta tendencia continúe en las próximas décadas. Estas estimaciones quizá resultan conservadoras teniendo en cuenta que la producción de energía eléctrica renovable (fotovoltaica y eólica) ha superado las estimaciones proyectadas inicialmente [1].

Dado que las reservas de combustibles fósiles son limitadas, se consideró que el incremento de demanda eléctrica sería proporcionado por la fisión  nuclear y las renovables. No obstante, teniendo en cuenta el rechazo social que ha experimentado la energía nuclear, y especialmente después del desastre de Fukushima, se espera que el incremento de consumo eléctrico quede paliado por la explotación de las energías renovables. Este cambio conduce necesariamente a una producción eléctrica más descentralizada, basada en redes inteligentes y opciones de almacenamiento en las que muchos consumidores serán también productores, con el consiguiente sentir de un uso más responsable de la energía. Obviamente este cambio en el concepto de producción va a tener consecuencias importantes en nuestra sociedad.

La opción realista de moverse hacia una economía eléctrica basada en energías renovables está fuertemente apoyada en el hecho de que las energías renovables son inagotables (en nuestra escala temporal) y relativamente bien distribuidas en todo el planeta. Con la excepción de las centrales hidroeléctricas grandes, las energías renovables son seguras, debido a su baja densidad energética. Esta particularidad resulta un inconveniente para algunas aplicaciones pero puede remediarse mediante almacenamiento el cual resuelve también la propia intermitencia de la fuente renovable. La cuestión inmediata que podemos plantearnos es si las fuentes renovables disponibles, tales como solar, eólica, geotérmica e hidráulica serán suficientes para cubrir la demanda eléctrica en 2050 de una población estimada de 9.000 millones de habitantes. Aunque no resulta fácil estimar la cantidad de energía renovable técnicamente explotable, la respuesta es afirmativa. Así, por ejemplo, un estudio reciente ha puesto de relieve que sería técnicamente posible proporcionar 100 % de la energía mundial requerida en 2030 solamente explotando las energías eólica, solar e hidráulica [2]. El plan gigantesco que aportaría esta energía requeriría el despliegue de 3.8 millones de turbinas eólicas de 5 MW, 1.700 millones de paneles fotovoltaicos de 3 kW, 40.000 plantas fotovoltaicas de 300 MW, 49.000 plantas de energía solar térmica concentrada de 300 MW, 5.350 plantas geotérmicas de 100 MW, 900 plantas hidroeléctricas de 1.300 MW, así como cientos de miles de turbinas que puedan aprovechar la energía de los olas y las mareas.

No cabe duda que estas colosales infraestructuras no resultarían ni practicas ni económicas por lo que resulta imposible reemplazar completamente los sistemas convencionales de generación de energía en un tiempo tan corto como dos décadas. Por lo tanto, es más razonable concebir un re-emplazamiento progresivo de los combustibles de rigen fósil así como la energía nuclear hasta 2030 y a partir de entonces completar el re-emplazamiento con energías renovables.

[1]   USEnergy Information Administration, Inter. Energy Outlook 2010, http://www.eia.doe.gov/.

[2]  M. Z. Jacobson y M. A. Delucchi,  Energy Policy 2011, 39, 1154-1159.

[Autor: Antonio L. Avila Marin- CIEMAT-SSC]

Dado el éxito de la primera generación de plantas termosolares de Receptor Central (RC) construidas en España (PS10 -11 MWe-, PS20 -20 MWe-, Gemasolar -19.9 MWe-), las tendencias de diseño a corto y medio plazo están dirigidas a incrementar el tamaño de la planta, con mayores campos solares, receptores y bloques de potencia, de manera que se maximice la generación eléctrica y se minimicen los costes específicos de instalación, así como el coste ponderado de la electricidad.

Los sistemas comerciales de generación de electricidad con tecnología de Receptor Central que se encuentran en construcción en la actualidad incluyen:

-          Ivanpah Solar con 377 MWe y 3 torres, en el estado de California (EEUU),

-          Crescent Dunes con 110 MWe y 11 horas de almacenamiento, en el Estado de Nevada (EEUU),

-          Khi Solar One con 50 MWe y 2 horas de almacenamiento, en Upington (Sudáfrica),

Este escenario confirma la situación actual, con una tendencia a la construcción de plantas de mayor tamaño. Además, la tecnología de receptor central usando sales fundidas de nitrato como fluido caloportador tiende a usar grandes almacenamientos que conllevan un menor coste ponderado de la electricidad. Se prevé que en el futuro cercano, las plantas con generación directa de vapor también incluyan algunas horas de almacenamiento para incrementar el valor de la electricidad producida así como el factor de capacidad de la planta y la gestionabilidad. Este es el caso de la planta Khi Solar One que genera vapor sobrecalentado y dispone de 2 horas de almacenamiento.

Los costes de las plantas de receptor central pueden reducirse;

-          Reduciendo el coste de los equipos por medio de una reducción de la necesidad de materiales, el uso de materiales con un menor coste, diseños más eficientes, o menores costes de fabricación y/o transporte,

-          Reduciendo el montaje del campo y los costes de instalación del campo mediante el uso de diseños más sencillos,

-          Disminuyendo los costes de operación y mantenimiento mediante una mejora de la automatización, reduciendo las necesidades de mantenimiento y mejorando las tecnicas de operación y mantenimiento,

-          Construyendo centrales de mayor tamaño que nos faciliten una economía de escala,

-          Desarrollando más sistemas que mejoren la curva de aprendizaje.

Los distintos marcos legislativos para las energías renovables (RD 2366/1994, RD 2818/1998, RD 841/2002, RD 436/2004, RD 661/2007, RD-LEY 6/2009) han propiciado un avanzado desarrollo de la energía eólica y, fotovoltaica. A pesar de estas leyes, la introducción de una prima que hiciera interesante la inversión en energía termosolar no se produjo hasta el año 2004. Esto originó un cierto desfase entre las distintas tecnologías renovables.

Por otro lado, la tendencia a inversiones más seguras, ha hecho que el 95% de la inversión en tecnologías termosolares, se haya producido en colectores cilindro parabolicos, al entenderse que es una tecnología de bajo riesgo tecnológico, a pesar de las mejores eficiencias globales de los sistemas de receptor central.

El conjunto de estas situaciones legislativas y de mercado, conlleva que para que el desarrollo de centrales de torre, no sea un mercado residual dentro de las opciones termosolares, se debe producir un importante avance tecnológico en un menor plazo de tiempo.

Por todo ello, y asumiendo los valores que se creen que son posibles debido a mejoras en los procesos de fabricación, a una mayor madurez de la industria, y a una economía de escala, los siguientes costes son asumidos como posibles y viables en las próximas generaciones de plantas termosolares de receptor central;

La Fig. 1 presenta el impacto que tiene sobre el coste ponderado de la electricidad (LEC), la reducción de costes para cada uno de los sub-sistemas analizados para la provincia de Sevilla:

Fig. 1. Reducción del coste de la electricidad   para los distintos sub-sistemas analizados en Sevilla para tecnología de   sales fundidas

Para Sevilla, el coste de la electricidad de un receptor de referencia de 270MWt es de 21.020 c€/kWh y de 20.372 c€/kWh para un receptor de 500 MWt. Estos costes pueden reducirse hasta 15.053 (270 MWt) – 14.567 (500 MWt) c€/kWh, lo que implica una reducción de entre un 28.39 y 28.52%.

La mayor reducción de costes es debida al campo solar, con un máximo de un 14%, mientras que la menor reducción se debería al sub-sistema almacenamiento con un valor máximo de 1.9%. Otras reducciones son: 4.4% debido al receptor, 5.6% debido al bloque de potencia y al generador de vapor y 3.6% debido a los costes de operación y mantenimiento.

Como medida comparativa, el coste actual de la electricidad producida para la planta Gemasolar, con las consideraciones presentadas, y una producción sólo solar de 95 GWh/año es de 23.767 c€/kWh. Aplicando los mismos costes futuros, para el mismo tamaño de planta, nos conduciría a un coste de 17.144 c€/kWh.