¿Dónde están las oportunidades de reducción de coste en las centrales de torre?

[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.

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