Energía solar concentrada

Uso de conjuntos de espejos o lentes para calentar un fluido de trabajo para la generación de electricidad.

Una torre de energía solar en el Proyecto de Energía Solar Crescent Dunes que concentra la luz a través de 10.000 helióstatos espejados que abarcan trece millones de pies cuadrados (1,21 km2 ⁾ .

Las tres torres de la planta de energía solar de Ivanpah

Parte del complejo solar SEGS de 354 MW en el norte del condado de San Bernardino, California

Vista aérea de Khi Solar One , Sudáfrica

Los sistemas de energía solar concentrada ( CSP , también conocidos como energía solar de concentración , energía solar térmica concentrada ) generan energía solar mediante el uso de espejos o lentes para concentrar una gran área de luz solar en un receptor. ^[1] La electricidad se genera cuando la luz concentrada se convierte en calor ( energía solar térmica ), que impulsa un motor térmico (generalmente una turbina de vapor ) conectado a un generador de energía eléctrica ^{[2] [3] [4]} o alimenta una reacción termoquímica . ^{[5] [6] [7]}

En 2021, la capacidad instalada mundial de energía solar concentrada ascendía a 6,8 GW. ^[8] En 2023, el total era de 8,1 GW, con la inclusión de tres nuevos proyectos de CSP en construcción en China ^[9] y en Dubái, en los Emiratos Árabes Unidos. ^[9] El Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL), con sede en Estados Unidos, que mantiene una base de datos mundial de plantas de CSP, contabiliza 6,6 GW de capacidad operativa y otros 1,5 GW en construcción. ^[10]

Comparación entre CSP y otras fuentes de electricidad

Como central eléctrica generadora de energía térmica, la CSP tiene más en común con las centrales térmicas como las de carbón, gas o geotermia. Una planta CSP puede incorporar almacenamiento de energía térmica , que almacena energía ya sea en forma de calor sensible o como calor latente (por ejemplo, utilizando sal fundida ), lo que permite a estas plantas seguir suministrando electricidad siempre que sea necesaria, de día o de noche. ^[11] Esto hace que la CSP sea una forma despachable de energía solar. La energía renovable despachable es particularmente valiosa en lugares donde ya hay una alta penetración de la energía fotovoltaica (PV), como California , ^[12] porque la demanda de energía eléctrica alcanza su pico cerca del atardecer justo cuando la capacidad fotovoltaica disminuye (un fenómeno conocido como curva de pato ). ^[13]

La CSP se compara a menudo con la energía solar fotovoltaica (PV), ya que ambas utilizan energía solar. Si bien la energía solar fotovoltaica experimentó un enorme crecimiento durante la década de 2010 debido a la caída de los precios, ^{[14] [15]} el crecimiento de la CSP solar ha sido lento debido a dificultades técnicas y precios elevados. En 2017, la CSP representó menos del 2% de la capacidad instalada mundial de plantas de electricidad solar. ^[16] Sin embargo, la CSP puede almacenar energía más fácilmente durante la noche, lo que la hace más competitiva con los generadores despachables y las plantas de carga base. ^{[17] [18] [19] [20]}

El proyecto DEWA en Dubái, en construcción en 2019, ostentó el récord mundial de precio de CSP más bajo en 2017, con 73 dólares por MWh ^[21] para su proyecto combinado de 700 MW de colectores y torres: 600 MW de colectores, 100 MW de torres con 15 horas diarias de almacenamiento de energía térmica. La tarifa de CSP de carga base en la región extremadamente seca de Atacama en Chile llegó a menos de 50 dólares por MWh en las subastas de 2017. ^{[22] [23]}

Historia

Máquina de vapor solar para bombeo de agua, cerca de Los Ángeles, alrededor de 1901

Según una leyenda, Arquímedes utilizó un "vidrio ardiente" para concentrar la luz del sol sobre la flota romana invasora y repelerlos de Siracusa . En 1973, un científico griego, el Dr. Ioannis Sakkas, curioso sobre si Arquímedes realmente podría haber destruido la flota romana en el 212 a. C., alineó a casi 60 marineros griegos, cada uno sosteniendo un espejo oblongo inclinado para captar los rayos del sol y dirigirlos hacia una silueta de madera contrachapada cubierta de alquitrán a 49 m (160 pies) de distancia. El barco se incendió después de unos minutos; sin embargo, los historiadores continúan dudando de la historia de Arquímedes. ^[24]

En 1866, Auguste Mouchout utilizó un canal parabólico para producir vapor para el primer motor de vapor solar. La primera patente para un colector solar fue obtenida por el italiano Alessandro Battaglia en Génova, Italia, en 1886. Durante los años siguientes, inventores como John Ericsson y Frank Shuman desarrollaron dispositivos de concentración de energía solar para riego, refrigeración y locomoción. En 1913, Shuman terminó una estación de energía solar térmica parabólica de 55 caballos de fuerza (41 kW) en Maadi, Egipto, para riego. ^{[25] [26] [27] [28]} El primer sistema de energía solar que utiliza un plato de espejo fue construido por el Dr. RH Goddard , quien ya era bien conocido por su investigación sobre cohetes de combustible líquido y escribió un artículo en 1929 en el que afirmaba que se habían abordado todos los obstáculos anteriores. ^[29]

El profesor Giovanni Francia (1911-1980) diseñó y construyó la primera planta solar concentrada, que entró en funcionamiento en Sant'Ilario, cerca de Génova, Italia, en 1968. Esta planta tenía la arquitectura de las plantas de torre de energía actuales, con un receptor solar en el centro de un campo de colectores solares. La planta podía producir 1 MW con vapor sobrecalentado a 100 bar y 500 °C. ^[30] La torre de energía Solar One de 10 MW se desarrolló en el sur de California en 1981. Solar One se convirtió en Solar Two en 1995, implementando un nuevo diseño con una mezcla de sales fundidas (60% nitrato de sodio, 40% nitrato de potasio) como fluido de trabajo del receptor y como medio de almacenamiento. El método de sales fundidas resultó eficaz y Solar Two funcionó con éxito hasta que fue desmantelado en 1999. ^[31] La tecnología de colectores parabólicos de los sistemas de generación de energía solar (SEGS) cercanos, que se iniciaron en 1984, era más viable. El SEGS de 354 MW fue la planta de energía solar más grande del mundo hasta 2014.

Desde 1990, cuando se completó el SEGS, hasta 2006, cuando se construyó el sistema de reflectores lineales compactos de Fresnel en la central eléctrica de Liddell, en Australia, no se construyó ninguna central solar concentrada comercial. Se construyeron pocas plantas más con este diseño, aunque la planta de energía solar térmica Kimberlina de 5 MW se inauguró en 2009.

En 2007 se construyó Nevada Solar One, de 75 MW, un sistema cilindroparabólico que fue la primera gran planta desde SEGS. Entre 2010 y 2013, España construyó más de 40 sistemas cilindroparabólicos, estandarizados en bloques de 50 MW.

Debido al éxito de Solar Two, en 2011 se construyó en España una planta de energía comercial, llamada Solar Tres Power Tower , que más tarde se rebautizó como Planta Termosolar Gemasolar. Los resultados de Gemasolar allanaron el camino para otras plantas de este tipo. La planta de energía solar Ivanpah se construyó al mismo tiempo, pero sin almacenamiento térmico, utilizando gas natural para precalentar el agua cada mañana.

La mayoría de las plantas de energía solar concentrada utilizan el diseño de colectores parabólicos, en lugar de los sistemas de torre de energía o Fresnel. También ha habido variaciones de los sistemas de colectores parabólicos, como el ciclo combinado solar integrado (ISCC), que combina colectores y sistemas de calor convencionales de combustibles fósiles.

En un principio, la CSP se consideró un competidor de la fotovoltaica, y Ivanpah se construyó sin almacenamiento de energía, aunque Solar Two incluía varias horas de almacenamiento térmico. En 2015, los precios de las plantas fotovoltaicas habían caído y la energía fotovoltaica comercial se vendía por un tercio del precio de los contratos de CSP actuales. ^{[32] [33]} Sin embargo, cada vez más, la CSP se ofrecía con entre 3 y 12 horas de almacenamiento de energía térmica, lo que la convertía en una forma despachable de energía solar. ^[34] Por ello, cada vez se la considera más como una competencia con el gas natural y la energía fotovoltaica con baterías para obtener energía flexible y despachable.

Tecnología actual

La CSP se utiliza para producir electricidad (a veces llamada termoelectricidad solar, generalmente generada a través de vapor ). Los sistemas de tecnología solar concentrada utilizan espejos o lentes con sistemas de seguimiento para concentrar una gran área de luz solar en un área pequeña. La luz concentrada se utiliza luego como calor o como fuente de calor para una planta de energía convencional (termoelectricidad solar). Los concentradores solares utilizados en los sistemas CSP a menudo también se pueden utilizar para proporcionar calefacción o refrigeración de procesos industriales, como en el aire acondicionado solar .

Las tecnologías de concentración existen en cuatro tipos ópticos, a saber, canal parabólico , disco , reflector de concentración lineal de Fresnel y torre de energía solar . ^[35] Los reflectores de concentración lineal de Fresnel y canal parabólico se clasifican como tipos de colectores de enfoque lineal, mientras que el disco y la torre solar son tipos de enfoque puntual. Los colectores de enfoque lineal logran factores de concentración medios (50 soles y más), y los colectores de enfoque puntual logran factores de concentración altos (más de 500 soles). Aunque simples, estos concentradores solares están bastante lejos de la concentración máxima teórica. ^{[36] [37]} Por ejemplo, la concentración de canal parabólico da aproximadamente 1 ⁄ 3 del máximo teórico para el ángulo de aceptación de diseño , es decir, para las mismas tolerancias generales para el sistema. Se puede lograr una aproximación al máximo teórico utilizando concentradores más elaborados basados ​​en ópticas sin formación de imágenes . ^{[36] [37] [38]}

Los distintos tipos de concentradores producen distintas temperaturas pico y, en consecuencia, distintas eficiencias termodinámicas debido a las diferencias en la forma en que siguen al sol y enfocan la luz. Las nuevas innovaciones en la tecnología CSP están haciendo que los sistemas sean cada vez más rentables. ^{[39] [40]}

En 2023, la agencia científica nacional de Australia, CSIRO, probó un sistema CSP en el que pequeñas partículas de cerámica caen a través del haz de energía solar concentrada; las partículas de cerámica son capaces de almacenar una mayor cantidad de calor que la sal fundida, sin necesidad de un contenedor que disminuya la transferencia de calor. ^[41]

Cilindro parabólico

Cilindro parabólico en una planta cerca de Harper Lake, California

Diagrama de un reflector parabólico lineal que concentra los rayos solares para calentar el fluido de trabajo

Un canal parabólico consiste en un reflector parabólico lineal que concentra la luz en un receptor ubicado a lo largo de la línea focal del reflector. El receptor es un tubo ubicado en la línea focal longitudinal del espejo parabólico y lleno de un fluido de trabajo. El reflector sigue al sol durante las horas del día siguiendo un solo eje. Un fluido de trabajo (por ejemplo, sal fundida ^[42] ) se calienta a 150–350 °C (302–662 °F) a medida que fluye a través del receptor y luego se usa como fuente de calor para un sistema de generación de energía. ^[43] Los sistemas de canal parabólico son la tecnología CSP más desarrollada. Las plantas de sistemas de generación de energía solar (SEGS) en California, algunas de las más antiguas del mundo hasta su cierre en 2021, ^[44] Nevada Solar One de Acciona cerca de Boulder City, Nevada , ^[44] y Andasol , la primera planta comercial de colectores canal parabólicos de Europa, son representativas, ^[45] junto con las instalaciones de prueba SSPS-DCS de la Plataforma Solar de Almería en España . ^[46]

Comedero cerrado

El diseño encapsula el sistema solar térmico dentro de un invernadero de vidrio. El invernadero crea un entorno protegido para soportar los elementos que pueden afectar negativamente la confiabilidad y la eficiencia del sistema solar térmico. ^[47] Los espejos ligeros y curvos que reflejan la luz solar están suspendidos del techo del invernadero mediante cables. Un sistema de seguimiento de un solo eje coloca los espejos para recuperar la cantidad óptima de luz solar. Los espejos concentran la luz solar y la enfocan en una red de tubos de acero estacionarios, también suspendidos de la estructura del invernadero. ^[48] El agua se transporta a lo largo de la tubería, que se hierve para generar vapor cuando se aplica una radiación solar intensa. Proteger los espejos del viento les permite alcanzar tasas de temperatura más altas y evita que se acumule polvo en los espejos. ^[47]

GlassPoint Solar , la empresa que creó el diseño del canal cerrado, afirma que su tecnología puede producir calor para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) por aproximadamente 5 dólares por 290 kWh (1.000.000 BTU) en regiones soleadas, en comparación con entre 10 y 12 dólares para otras tecnologías solares térmicas convencionales. ^[49]

Torre de energía solar

La central eléctrica de Ashalim , en Israel, acaba de ser terminada: la torre solar más alta del mundo. Concentra la luz de más de 50.000 helióstatos.

La planta de energía solar PS10 en Andalucía , España, concentra la luz solar de un campo de helióstatos en una torre de energía solar central.

Una torre de energía solar consiste en una serie de reflectores de seguimiento de doble eje ( helióstatos ) que concentran la luz solar en un receptor central en la parte superior de una torre; el receptor contiene un fluido de transferencia de calor, que puede consistir en vapor de agua o sal fundida . Ópticamente, una torre de energía solar es lo mismo que un reflector Fresnel circular. El fluido de trabajo en el receptor se calienta a 500–1000 °C (773–1273 K o 932–1832 °F) y luego se usa como fuente de calor para un sistema de generación de energía o almacenamiento de energía. ^[43] Una ventaja de la torre solar es que los reflectores se pueden ajustar en lugar de toda la torre. El desarrollo de la torre de energía es menos avanzado que los sistemas de canaletas, pero ofrecen una mayor eficiencia y una mejor capacidad de almacenamiento de energía. La aplicación de torres de viga abajo también es factible con heliostatos para calentar el fluido de trabajo. ^[50] La CSP con torres duales también se utiliza para mejorar la eficiencia de conversión en casi un 24%. ^[51]

Las plantas de demostración más representativas son la Solar Two en Daggett , California y la CESA-1 en la Plataforma Solar de Almería, Almería, España. La Planta Solar 10 (PS10) en Sanlúcar la Mayor , España, es la primera torre de energía solar a escala comercial del mundo. La instalación de energía solar Ivanpah de 377 MW , ubicada en el desierto de Mojave , fue la instalación de CSP más grande del mundo y utiliza tres torres de energía. ^[52] Ivanpah generó solo 0,652 TWh (63%) de su energía a partir de medios solares, y los otros 0,388 TWh (37%) se generaron quemando gas natural . ^{[53] [54] [55]}

El dióxido de carbono supercrítico se puede utilizar en lugar de vapor como fluido de transferencia de calor para aumentar la eficiencia de la producción de electricidad . Sin embargo, debido a las altas temperaturas en las zonas áridas donde normalmente se ubica la energía solar, es imposible enfriar el dióxido de carbono por debajo de su temperatura crítica en la entrada del compresor . Por lo tanto, actualmente se están desarrollando mezclas de dióxido de carbono supercrítico con una temperatura crítica más alta.

Reflectores Fresnel

Los reflectores Fresnel están hechos de muchas tiras de espejos delgadas y planas para concentrar la luz solar en tubos a través de los cuales se bombea el fluido de trabajo. Los espejos planos permiten una mayor superficie reflectante en la misma cantidad de espacio que un reflector parabólico, capturando así más luz solar disponible, y son mucho más económicos que los reflectores parabólicos. ^[56] Los reflectores Fresnel se pueden utilizar en CSP de varios tamaños. ^{[57] [58]}

En ocasiones, se considera que los reflectores Fresnel son una tecnología con un rendimiento inferior al de otros métodos. La relación coste-eficacia de este modelo es lo que hace que algunos lo utilicen en lugar de otros con valores de rendimiento superiores. Se han empezado a probar algunos modelos nuevos de reflectores Fresnel con capacidad de trazado de rayos y, en un principio, se ha demostrado que ofrecen un rendimiento superior al de la versión estándar. ^[59]

Plato Stirling

Un plato Stirling

Un sistema de disco Stirling o motor de disco consiste en un reflector parabólico independiente que concentra la luz en un receptor ubicado en el punto focal del reflector. El reflector sigue al Sol a lo largo de dos ejes. El fluido de trabajo en el receptor se calienta a 250–700 °C (482–1,292 °F) y luego es utilizado por un motor Stirling para generar energía. ^[43] Los sistemas de disco parabólico proporcionan una alta eficiencia de conversión de energía solar a eléctrica (entre el 31% y el 32%), y su naturaleza modular proporciona escalabilidad. Los discos Stirling Energy Systems (SES), United Sun Systems (USS) y Science Applications International Corporation (SAIC) en la UNLV , y el Big Dish de la Universidad Nacional Australiana en Canberra , Australia son representativos de esta tecnología. Un récord mundial de eficiencia de conversión de energía solar a eléctrica fue establecido en 31,25% por los discos SES en la Instalación Nacional de Pruebas Térmicas Solares (NSTTF) en Nuevo México el 31 de enero de 2008, un día frío y brillante. ^[60] Según su desarrollador, Ripasso Energy, una empresa sueca, en 2015 su sistema Dish Sterling que se estaba probando en el desierto de Kalahari en Sudáfrica mostró una eficiencia del 34%. ^[61] La instalación de SES en Maricopa, Phoenix, fue la instalación de energía Stirling Dish más grande del mundo hasta que se vendió a United Sun Systems . Posteriormente, partes más grandes de la instalación se han trasladado a China como parte de la enorme demanda de energía.

CSP con almacenamiento de energía térmica

En una planta de CSP que incluye almacenamiento, la energía solar se utiliza primero para calentar la sal fundida o el aceite sintético que se almacena proporcionando energía térmica/calórica a alta temperatura en tanques aislados. ^{[62] [63]} Posteriormente, la sal fundida caliente (o el aceite) se utiliza en un generador de vapor para producir vapor para generar electricidad mediante un turbogenerador de vapor según los requisitos. ^[64] Por lo tanto, la energía solar que solo está disponible durante el día se utiliza para generar electricidad las 24 horas del día según la demanda como una planta de energía que sigue la carga o una planta solar de pico. ^{[65] [66]} La capacidad de almacenamiento térmico se indica en horas de generación de energía a la capacidad nominal . A diferencia de la energía solar fotovoltaica o la CSP sin almacenamiento, la generación de energía de las plantas de almacenamiento térmico solar es despachable y autosostenible similar a las plantas de energía a carbón/gas , pero sin la contaminación. ^[67] La ​​CSP con plantas de almacenamiento de energía térmica también se puede utilizar como plantas de cogeneración para suministrar electricidad y vapor de proceso las 24 horas del día. A diciembre de 2018, el coste de generación de las plantas de CSP con almacenamiento de energía térmica oscilaba entre 5 c €/kWh y 7 c €/kWh, dependiendo de la radiación solar buena o media recibida en una ubicación. ^[68] A diferencia de las plantas solares fotovoltaicas, las plantas de CSP con almacenamiento de energía térmica también se pueden utilizar de forma económica las 24 horas del día para producir solo vapor de proceso en sustitución de los combustibles fósiles que emiten contaminación . La planta de CSP también se puede integrar con la energía solar fotovoltaica para lograr una mejor sinergia. ^{[69] [70] [71]}

También se encuentran disponibles sistemas de CSP con almacenamiento térmico que utilizan el ciclo Brayton con aire en lugar de vapor para generar electricidad y/o vapor las 24 horas del día. Estas plantas de CSP están equipadas con turbinas de gas para generar electricidad. ^[72] También tienen una capacidad pequeña (<0,4 MW) con flexibilidad para instalarse en áreas de pocos acres. ^[72] El calor residual de la planta de energía también se puede utilizar para la generación de vapor de proceso y las necesidades de HVAC . ^[73] En caso de que la disponibilidad de terreno no sea una limitación, se puede instalar cualquier número de estos módulos hasta 1000 MW con RAMS y ventaja de costo ya que el costo por MW de estas unidades es más barato que las estaciones solares térmicas de mayor tamaño. ^[74]

La calefacción centralizada las 24 horas del día también es posible con plantas de almacenamiento solar térmico concentrado . ^[75]

Despliegue en todo el mundo

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1984

1990

1995

2000

2005

2010

2015

Capacidad mundial de CSP desde 1984 en MW/ _h

Una de las primeras plantas funcionó en Sicilia, en Adrano . El despliegue de plantas de CSP en Estados Unidos comenzó en 1984 con las plantas SEGS . La última planta SEGS se completó en 1990. De 1991 a 2005, no se construyeron plantas de CSP en ningún lugar del mundo. La capacidad de CSP instalada a nivel mundial aumentó casi diez veces entre 2004 y 2013 y creció a un promedio del 50 por ciento anual durante los últimos cinco de esos años, a medida que crecía el número de países con CSP instalada ^{[80] : 51} En 2013, la capacidad instalada a nivel mundial aumentó un 36% o casi 0,9 gigavatios (GW) a más de 3,4 GW. El récord de capacidad instalada se alcanzó en 2014, correspondiente a 925 MW, sin embargo, fue seguido por un descenso causado por cambios de política, la crisis financiera mundial y la rápida disminución del precio de las células fotovoltaicas. Sin embargo, la capacidad total alcanzó los 6.800 MW en 2021. ^[8]

España representó casi un tercio de la capacidad mundial, con 2.300 MW, a pesar de que no ha entrado en operación comercial ninguna nueva capacidad en el país desde 2013. ^[79] Le sigue Estados Unidos con 1.740 MW. También es notable el interés en el norte de África y Oriente Medio, así como en China y la India. Hay una tendencia notable hacia los países en desarrollo y las regiones con alta radiación solar, con varias plantas grandes en construcción en 2017.

El mercado mundial estuvo inicialmente dominado por plantas de canal parabólico, que en un momento dado representaron el 90% de las plantas de CSP. ^[84]

Desde aproximadamente 2010, la CSP de torre central ha sido la preferida en las nuevas plantas debido a su operación a mayor temperatura (hasta 565 °C (1.049 °F) frente al máximo de 400 °C (752 °F) de la central), lo que promete una mayor eficiencia.

Entre los proyectos de CSP de mayor tamaño se encuentran la instalación de energía solar Ivanpah (392 MW) en Estados Unidos, que utiliza tecnología de torre de energía solar sin almacenamiento de energía térmica, y la central solar de Ouarzazate en Marruecos, ^[85] que combina tecnologías de canal y de torre para un total de 510 MW con varias horas de almacenamiento de energía.

Costo

Hoy en día, la energía a granel de la CSP es mucho más cara que la solar fotovoltaica o la eólica, pero los desarrolladores esperan que la CSP de almacenamiento de energía pueda ser una alternativa más barata. Ya en 2011, la rápida disminución del precio de los sistemas fotovoltaicos llevó a proyecciones de que la CSP ya no sería económicamente viable. ^[86] A partir de 2020, las centrales solares concentradas a escala de servicios públicos menos costosas en los Estados Unidos y en todo el mundo son cinco veces más caras que las centrales fotovoltaicas a escala de servicios públicos , con un precio mínimo proyectado de 7 centavos por kilovatio-hora para las centrales CSP más avanzadas frente a mínimos históricos de 1,32 centavos por kWh ^[87] para la fotovoltaica a escala de servicios públicos. ^[88] Esta diferencia de precio de cinco veces se ha mantenido desde 2018. ^[89] Algunas plantas PV-CSP en China han buscado operar de manera rentable con la tarifa regional del carbón de 5 centavos de dólar estadounidense por kWh en 2021. ^[90]

Aunque el despliegue general de la CSP sigue siendo limitado a principios de la década de 2020, el costo nivelado de la energía de las plantas a escala comercial ha disminuido significativamente desde la década de 2010. Con una tasa de aprendizaje estimada en alrededor del 20% de reducción de costos por cada duplicación de la capacidad ^[91], el costo se acercaba al extremo superior del rango de costos de los combustibles fósiles a principios de la década de 2020 impulsado por los esquemas de apoyo en varios países, incluidos España, los EE. UU., Marruecos, Sudáfrica, China y los Emiratos Árabes Unidos:

LCOE de la energía solar de concentración de 2006 a 2019

La implementación de la CSP se ha desacelerado considerablemente debido a que la mayoría de los mercados mencionados anteriormente han cancelado su apoyo, ^[92] ya que la tecnología resultó ser más cara por kWh que la energía solar fotovoltaica y eólica. Algunos esperan que la CSP en combinación con el almacenamiento de energía térmica (TES) sea más barata que la fotovoltaica con baterías de litio para duraciones de almacenamiento superiores a 4 horas por día, ^[93] mientras que el NREL espera que para 2030 la fotovoltaica con baterías de litio de almacenamiento de 10 horas cueste lo mismo que la fotovoltaica con almacenamiento de 4 horas solía costar en 2020. ^[94]

Eficiencia

La eficiencia de un sistema de energía solar de concentración dependerá de la tecnología utilizada para convertir la energía solar en energía eléctrica, la temperatura de operación del receptor y el rechazo de calor, las pérdidas térmicas en el sistema y la presencia o ausencia de otras pérdidas del sistema; además de la eficiencia de conversión, el sistema óptico que concentra la luz solar también agregará pérdidas adicionales.

Los sistemas del mundo real afirman una eficiencia de conversión máxima del 23-35% para sistemas de tipo "torre de energía", que funcionan a temperaturas de 250 a 565 °C, siendo el valor de eficiencia más alto el que se obtiene al suponer una turbina de ciclo combinado. Los sistemas de disco Stirling, que funcionan a temperaturas de 550-750 °C, afirman una eficiencia de alrededor del 30%. ^[95] Debido a la variación en la incidencia del sol durante el día, la eficiencia de conversión promedio lograda no es igual a estas eficiencias máximas, y las eficiencias netas anuales de energía solar a electricidad son del 7-20% para los sistemas piloto de torre de energía, y del 12-25% para los sistemas de disco Stirling a escala de demostración. ^[95]

Teoría

La máxima eficiencia de conversión de cualquier sistema de energía térmica a eléctrica está dada por la eficiencia de Carnot , que representa un límite teórico a la eficiencia que puede alcanzar cualquier sistema, establecido por las leyes de la termodinámica . Los sistemas del mundo real no alcanzan la eficiencia de Carnot.

La eficiencia de conversión de la radiación solar incidente en trabajo mecánico depende de las propiedades de radiación térmica del receptor solar y del motor térmico ( por ejemplo , una turbina de vapor). La irradiación solar se convierte primero en calor por el receptor solar con la eficiencia y, posteriormente, el calor se convierte en energía mecánica por el motor térmico con la eficiencia , utilizando el principio de Carnot . ^{[96] [97]} Luego, la energía mecánica se convierte en energía eléctrica por un generador. Para un receptor solar con un convertidor mecánico ( por ejemplo , una turbina), la eficiencia de conversión general se puede definir de la siguiente manera: ${\displaystyle \eta }$ ${\displaystyle \eta _{Receiver}}$ ${\displaystyle \eta _{mechanical}}$

${\displaystyle \eta =\eta _{\mathrm {optics} }\cdot \eta _{\mathrm {receiver} }\cdot \eta _{\mathrm {mechanical} }\cdot \eta _{\mathrm {generator} }}$

donde representa la fracción de luz incidente concentrada en el receptor, la fracción de luz incidente en el receptor que se convierte en energía térmica, la eficiencia de conversión de energía térmica en energía mecánica y la eficiencia de conversión de energía mecánica en energía eléctrica. ${\displaystyle \eta _{\mathrm {optics} }}$ ${\displaystyle \eta _{\mathrm {receiver} }}$ ${\displaystyle \eta _{\mathrm {mechanical} }}$ ${\displaystyle \eta _{\mathrm {generator} }}$

${\displaystyle \eta _{\mathrm {receiver} }}$es:

${\displaystyle \eta _{\mathrm {receiver} }={\frac {Q_{\mathrm {absorbed} }-Q_{\mathrm {lost} }}{Q_{\mathrm {incident} }}}}$

con , , respectivamente el flujo solar entrante y los flujos absorbidos y perdidos por el receptor solar del sistema. ${\displaystyle Q_{\mathrm {incident} }}$ ${\displaystyle Q_{\mathrm {absorbed} }}$ ${\displaystyle Q_{\mathrm {lost} }}$

La eficiencia de conversión es como máximo la eficiencia de Carnot, que está determinada por la temperatura del receptor y la temperatura de rechazo de calor ("temperatura del disipador de calor") . ${\displaystyle \eta _{\mathrm {mechanical} }}$ ${\displaystyle T_{H}}$ ${\displaystyle T^{0}}$

${\displaystyle \eta _{\mathrm {Carnot} }=1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}}$

Las eficiencias reales de los motores típicos alcanzan entre el 50% y el 70% como máximo de la eficiencia de Carnot debido a pérdidas como la pérdida de calor y la resistencia al viento en las partes móviles.

Caso ideal

Para un flujo solar (p. ej. ) concentrado en el tiempo con una eficiencia en el sistema receptor solar con un área de recolección y una absortividad : ${\displaystyle I}$ ${\displaystyle I=1000\,\mathrm {W/m^{2}} }$ ${\displaystyle C}$ ${\displaystyle \eta _{Optics}}$ ${\displaystyle A}$ ${\displaystyle \alpha }$

${\displaystyle Q_{\mathrm {solar} }=ICA}$,

${\displaystyle Q_{\mathrm {absorbed} }=\eta _{\mathrm {optics} }\alpha Q_{\mathrm {solar} }}$,

Para simplificar, se puede suponer que las pérdidas son solo radiativas (una suposición justa para altas temperaturas), por lo que para un área de re-radiación A y una emisividad al aplicar la ley de Stefan-Boltzmann se obtiene: ${\displaystyle \epsilon }$

${\displaystyle Q_{\mathrm {lost} }=A\epsilon \sigma T_{H}^{4}}$

Simplificando estas ecuaciones considerando una óptica perfecta ( = 1) y sin considerar el paso de conversión final en electricidad por un generador, áreas de recolección y reirradiación iguales y máximas absortividad y emisividad ( = 1, = 1) y luego sustituyendo en la primera ecuación se obtiene ${\displaystyle \eta _{\mathrm {Optics} }}$ ${\displaystyle \alpha }$ ${\displaystyle \epsilon }$

${\displaystyle \eta =\left(1-{\frac {\sigma T_{H}^{4}}{IC}}\right)\cdot \left(1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}\right)}$

El gráfico muestra que la eficiencia general no aumenta de manera constante con la temperatura del receptor. Aunque la eficiencia del motor térmico (Carnot) aumenta con la temperatura más alta, la eficiencia del receptor no lo hace. Por el contrario, la eficiencia del receptor disminuye a medida que la cantidad de energía que no puede absorber (Q _perdida ) crece por la cuarta potencia en función de la temperatura. Por lo tanto, hay una temperatura máxima alcanzable. Cuando la eficiencia del receptor es nula (curva azul en la figura siguiente), Tmax _es : ${\displaystyle T_{\mathrm {max} }=\left({\frac {IC}{\sigma }}\right)^{0.25}}$

Existe una temperatura T _opt para la cual la eficiencia es máxima, es decir , cuando la derivada de la eficiencia relativa a la temperatura del receptor es nula:

${\displaystyle {\frac {d\eta }{dT_{H}}}(T_{\mathrm {opt} })=0}$

Por consiguiente esto nos lleva a la siguiente ecuación:

${\displaystyle T_{opt}^{5}-(0.75T^{0})T_{\mathrm {opt} }^{4}-{\frac {T^{0}IC}{4\sigma }}=0}$

Resolviendo numéricamente esta ecuación podemos obtener la temperatura óptima del proceso en función del ratio de concentración solar (curva roja en la figura siguiente) ${\displaystyle C}$

Dejando de lado las eficiencias teóricas, la experiencia real de la CSP revela un déficit del 25% al ​​60% en la producción proyectada, buena parte del cual se debe a las pérdidas prácticas del ciclo de Carnot que no se incluyen en el análisis anterior.

Incentivos y mercados

España

Central solar Andasol en España

En 2008, España puso en marcha el primer mercado de CSP a escala comercial en Europa. Hasta 2012, la generación de electricidad solar térmica inicialmente era elegible para pagos de tarifas de alimentación (art. 2 RD 661/2007), lo que llevó a la creación de la mayor flota de CSP del mundo que, con 2,3 GW de capacidad instalada, aporta aproximadamente 5 TWh de energía a la red española cada año. ^[98] Los requisitos iniciales para las plantas en la FiT fueron:

• Sistemas inscritos en el registro de sistemas antes del 29 de septiembre de 2008: 50 MW para sistemas solares térmicos.
• Sistemas registrados después del 29 de septiembre de 2008 (sólo PV).

Los límites de capacidad para los diferentes tipos de sistemas se redefinieron durante la revisión de las condiciones de solicitud cada trimestre (art. 5 RD 1578/2008, Anexo III RD 1578/2008). Antes de que finalice un período de solicitud, los límites de mercado especificados para cada tipo de sistema se publican en el sitio web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (art. 5 RD 1578/2008). ^[99] Debido a preocupaciones de costos, España ha detenido la aceptación de nuevos proyectos para la tarifa de alimentación el 27 de enero de 2012 ^{[100] [101]} Los proyectos ya aceptados se vieron afectados por un "impuesto solar" del 6% sobre las tarifas de alimentación, lo que redujo efectivamente la tarifa de alimentación. ^[102]

En este contexto, el Gobierno español promulgó en 2013 el Real Decreto-ley 9/2013 ^[103] , destinado a la adopción de medidas urgentes para garantizar la estabilidad económica y financiera del sistema eléctrico, sentando las bases de la nueva Ley 24/2013 del sector eléctrico español. ^[104] Este nuevo marco jurídico-económico retroactivo aplicado a todos los sistemas de energías renovables fue desarrollado en 2014 por el RD 413/2014, ^[105] que derogó los antiguos marcos regulatorios establecidos por el RD 661/2007 y el RD 1578/2008 y definió un nuevo esquema retributivo para estos activos.

Tras una década perdida para la CSP en Europa, España anunció en su Plan Nacional de Energía y Clima su intención de añadir 5 GW de capacidad de CSP entre 2021 y 2030. ^[106] Para ello se esperan subastas bianuales de 200 MW de capacidad de CSP a partir de octubre de 2022, pero aún no se conocen los detalles. ^[107]

Australia

Se han instalado varias antenas CSP en asentamientos aborígenes remotos en el Territorio del Norte : Hermannsburg , Yuendumu y Lajamanu .

Hasta el momento no se ha puesto en marcha ningún proyecto de CSP a escala comercial en Australia, pero se han sugerido varios proyectos. En 2017, el desarrollador estadounidense de CSP SolarReserve, ahora en quiebra, obtuvo un PPA para realizar el proyecto de energía solar térmica Aurora de 150 MW en el sur de Australia a una tasa mínima récord de solo 0,08 dólares australianos/kWh o cerca de 0,06 dólares estadounidenses/kWh. ^[108] Desafortunadamente, la empresa no logró obtener financiación y el proyecto se canceló. Otra aplicación prometedora para la CSP en Australia son las minas que necesitan electricidad las 24 horas del día, los 7 días de la semana, pero que a menudo no tienen conexión a la red. Vast Solar, una empresa emergente que tiene como objetivo comercializar un novedoso diseño modular de CSP de tercera generación ^{[109] [110],} busca comenzar la construcción de una instalación combinada de CSP y fotovoltaica de 50 MW en Mt. Isa , en el noroeste de Queensland, en 2021. ^[111]

A nivel federal, en virtud del Objetivo de Energía Renovable a Gran Escala (LRET), en vigor en virtud de la Ley de Electricidad con Energía Renovable de 2000, la generación de electricidad solar térmica a gran escala a partir de centrales eléctricas de RET acreditadas puede tener derecho a crear certificados de generación a gran escala (LGC). Estos certificados pueden luego venderse y transferirse a entidades responsables (normalmente, minoristas de electricidad) para cumplir con sus obligaciones en virtud de este plan de certificados negociables. Sin embargo, como esta legislación es neutral en cuanto a la tecnología en su funcionamiento, tiende a favorecer a las tecnologías de energías renovables más establecidas con un coste nivelado de generación más bajo, como la energía eólica terrestre a gran escala, en lugar de la energía solar térmica y la CSP. ^[112] A nivel estatal, las leyes de alimentación de energía renovable suelen estar limitadas por la capacidad máxima de generación en kWp, y están abiertas únicamente a la generación a escala micro o mediana y, en varios casos, solo están abiertas a la generación solar fotovoltaica (PV). Esto significa que los proyectos de CSP a mayor escala no serían elegibles para el pago de incentivos de alimentación en muchas de las jurisdicciones estatales y territoriales.

Porcelana

La torre de energía Hami de 50 MW de China Energy Engineering Corporation tiene 8 horas de almacenamiento de sal fundida

En 2024, China ofrecerá tecnología CSP de segunda generación para competir con otros métodos de generación de electricidad a demanda basados ​​en combustibles fósiles renovables o no renovables sin subsidios directos o indirectos. ^[11] En el actual 14.º plan quinquenal, se desarrollan proyectos de CSP en varias provincias junto con grandes proyectos solares fotovoltaicos y eólicos de tamaño GW. ^{[90] [8]}

En 2016, China anunció su intención de construir un lote de 20 proyectos de demostración de CSP tecnológicamente diversos en el contexto del 13.º plan quinquenal , con la intención de construir una industria de CSP competitiva a nivel internacional. ^[113] Dado que las primeras plantas se completaron en 2018, la electricidad generada por las plantas con almacenamiento térmico está respaldada por una FiT establecida administrativamente de 1,5 RMB por kWh. ^[114] A fines de 2020, China operaba un total de 545 MW en 12 plantas de CSP, ^{[115] [116]} siete plantas (320 MW) son torres de sales fundidas; otras dos plantas (150 MW) utilizan el probado diseño de canal parabólico Eurotrough 150, ^[117] tres plantas (75 MW) utilizan colectores Fresnel lineales. Los planes para construir un segundo lote de proyectos de demostración nunca se implementaron y se desconoce si habrá más apoyo tecnológico específico para la CSP en el próximo decimocuarto plan quinquenal . Los proyectos de apoyo federal del lote de demostración se agotaron a fines de 2021. ^[118]

India

En marzo de 2024, SECI anunció que se convocaría una licitación por 500 MW en el año 2024. ^[119]

Reactores solares térmicos

La CSP tiene otros usos además de la electricidad. Los investigadores están estudiando reactores solares térmicos para la producción de combustibles solares, haciendo de la energía solar una forma totalmente transportable en el futuro. Estos investigadores utilizan el calor solar de la CSP como catalizador de la termoquímica para descomponer las moléculas de H2O _, para crear hidrógeno (H2 ₎ a partir de energía solar sin emisiones de carbono. ^[120] Al descomponer tanto el H2O _como el CO2 _, otros hidrocarburos muy utilizados –por ejemplo, el combustible para aviones comerciales– también podrían crearse con energía solar en lugar de a partir de combustibles fósiles. ^[121]

El calor del sol se puede utilizar para generar vapor que permita que el petróleo pesado sea menos viscoso y más fácil de bombear. Este proceso se denomina recuperación mejorada de petróleo mediante energía solar térmica . Se pueden utilizar torres de energía solar y colectores parabólicos para generar vapor, que se utiliza directamente, por lo que no se necesitan generadores ni se produce electricidad. La recuperación mejorada de petróleo mediante energía solar térmica puede prolongar la vida útil de los yacimientos petrolíferos con petróleo muy espeso que, de otro modo, no sería económico bombear. ^[1]

La producción de combustible sintético neutro en carbono utilizando energía solar térmica concentrada a una temperatura de casi 1500 °C es técnicamente factible y será comercialmente viable en el futuro si los costos de las plantas de CSP disminuyen. ^[122] También se puede producir hidrógeno neutro en carbono con energía solar térmica (CSP) utilizando el ciclo de azufre-yodo , el ciclo híbrido del azufre , el ciclo del óxido de hierro , el ciclo de cobre-cloro , el ciclo de zinc-óxido de zinc , el ciclo de óxido de cerio (IV)-óxido de cerio (III) , etc.

Plantas de energía solar a escala de gigavatios

A principios del milenio y hasta aproximadamente 2010, hubo varias propuestas para plantas de energía solar de gran escala y tamaño de gigavatios que utilizaran CSP. ^{[123] Entre ellas se incluyen la propuesta} Desertec euromediterránea y el Proyecto Helios en Grecia (10 GW), ambos cancelados. Un estudio de 2003 concluyó que el mundo podría generar 2.357.840 TWh cada año a partir de plantas de energía solar de gran escala utilizando el 1% de cada uno de los desiertos del mundo. El consumo total mundial fue de 15.223 TWh/año ^[124] (en 2003). Los proyectos de tamaño de gigavatio habrían sido conjuntos de plantas individuales de tamaño estándar. En 2012, la BLM puso a disposición 97.921.069 acres (39.627.251 hectáreas) de tierra en el suroeste de los Estados Unidos para proyectos solares, suficiente para entre 10.000 y 20.000 GW. ^[125] La planta solar más grande en funcionamiento es la central solar Noor de 510 MW . En 2022, la cuarta fase de CSP de 700 MW del parque solar Mohammed bin Rashid Al Maktoum de 5 GW en Dubái se convertirá en el complejo solar más grande con CSP.

Sitios adecuados

Los lugares con mayor irradiación directa son los secos, a gran altitud y ubicados en los trópicos . Estos lugares tienen un mayor potencial de energía solar concentrada que las áreas con menos sol.

Las minas a cielo abierto abandonadas , las pendientes moderadas y las depresiones de cráteres pueden ser ventajosas en el caso de la energía solar concentrada con torres de energía, ya que estas pueden ubicarse en el suelo, integradas con el tanque de almacenamiento de sal fundida. ^{[126] [127]}

Efectos ambientales

La energía solar concentrada tiene una serie de efectos ambientales, en particular en el uso del agua, el uso de la tierra y el uso de materiales peligrosos. ^[128] El agua se utiliza generalmente para enfriar y limpiar espejos. Algunos proyectos están estudiando diversos enfoques para reducir el agua y los agentes de limpieza utilizados, incluido el uso de barreras, revestimientos antiadherentes en los espejos, sistemas de nebulización de agua y otros. ^[129]

Uso del agua

Las plantas de energía solar de concentración con sistemas de enfriamiento húmedo tienen las intensidades de consumo de agua más altas de cualquier tipo convencional de planta de energía eléctrica; solo las plantas de combustibles fósiles con captura y almacenamiento de carbono pueden tener intensidades de agua más altas. ^[130] Un estudio de 2013 que comparó varias fuentes de electricidad encontró que el consumo medio de agua durante las operaciones de plantas de energía solar de concentración con enfriamiento húmedo fue de 3,1 metros cúbicos por megavatio-hora (810 galones estadounidenses/MWh) para plantas de torres de energía y 3,4 m ³ /MWh (890 galones estadounidenses/MWh) para plantas de canal. Esto fue más alto que el consumo de agua operacional (con torres de enfriamiento) para la energía nuclear a 2,7 m ³ /MWh (720 galones estadounidenses/MWh), carbón a 2,0 m ³ /MWh (530 galones estadounidenses/MWh) o gas natural a 0,79 m ³ /MWh (210 galones estadounidenses/MWh). ^[131] Un estudio de 2011 del Laboratorio Nacional de Energías Renovables llegó a conclusiones similares: para las plantas de energía con torres de enfriamiento, el consumo de agua durante las operaciones fue de 3,27 m ³ /MWh (865 galones estadounidenses/MWh) para las de CSP de canal, 2,98 m ³ /MWh (786 galones estadounidenses/MWh) para las de torre, 2,60 m ³ /MWh (687 galones estadounidenses/MWh) para las de carbón, 2,54 m ³ /MWh (672 galones estadounidenses/MWh) para las nucleares y 0,75 m ³ /MWh (198 galones estadounidenses/MWh) para las de gas natural. ^[132] La Asociación de Industrias de Energía Solar señaló que la planta de CSP de canal Nevada Solar One consume 3,2 m ³ /MWh (850 galones estadounidenses/MWh). ^[133] El problema del consumo de agua se acentúa porque las plantas de CSP a menudo se ubican en entornos áridos donde el agua es escasa.

En 2007, el Congreso de los EE. UU. ordenó al Departamento de Energía que informara sobre las formas de reducir el consumo de agua por CSP. El informe posterior señaló que existía tecnología de enfriamiento en seco que, aunque era más costosa de construir y operar, podía reducir el consumo de agua por CSP entre un 91 y un 95 por ciento. Un sistema híbrido de enfriamiento húmedo/seco podría reducir el consumo de agua entre un 32 y un 58 por ciento. ^[134] Un informe de 2015 de NREL señaló que de las 24 plantas de energía CSP operativas en los EE. UU., 4 usaban sistemas de enfriamiento en seco. Los cuatro sistemas enfriados en seco eran las tres plantas de energía en la Instalación de Energía Solar Ivanpah cerca de Barstow, California , y el Proyecto de Energía Solar Genesis en el Condado de Riverside, California . De los 15 proyectos de CSP en construcción o desarrollo en los EE. UU. a marzo de 2015, 6 eran sistemas húmedos, 7 eran sistemas secos, 1 híbrido y 1 no especificado.

Aunque muchas centrales termoeléctricas antiguas con refrigeración de paso único o estanques de refrigeración utilizan más agua que las centrales CSP, lo que significa que pasa más agua por sus sistemas, la mayor parte del agua de refrigeración vuelve al cuerpo de agua disponible para otros usos, y consumen menos agua por evaporación. Por ejemplo, la central eléctrica de carbón media de los EE. UU. con refrigeración de paso único utiliza 138 m3 ^/ MWh (36 350 galones estadounidenses/MWh), pero solo se pierden 0,95 m3/MWh (250 galones estadounidenses/MWh) (menos del uno por ciento) por evaporación. ^{[ 135]} Desde la década de 1970, la mayoría de las centrales eléctricas de los EE. UU. han utilizado sistemas de recirculación, como torres de refrigeración, en lugar de sistemas de paso único. ^[136]

Efectos sobre la vida silvestre

Curruca muerta quemada en pleno vuelo por planta termosolar

Los insectos pueden sentirse atraídos por la luz brillante que produce la tecnología solar concentrada y, como resultado, las aves que los cazan pueden morir quemadas si vuelan cerca del punto donde se concentra la luz. Esto también puede afectar a las aves rapaces que cazan a las aves. ^{[137] [138] [139] [140]} Los opositores citaron a funcionarios federales de vida silvestre que calificaron las torres de energía de Ivanpah de "megatrampas" para la vida silvestre. ^{[141] [142] [143]}

Algunos medios de comunicación han informado de que las plantas de energía solar concentrada han herido o matado a un gran número de aves debido al intenso calor de los rayos solares concentrados. ^{[144] [145]} Algunas de las afirmaciones pueden haber sido exageradas. ^[146]

Según informes rigurosos, en más de seis meses, se contaron 133 pájaros cantores en Ivanpah. ^[147] Al enfocar no más de cuatro espejos en un solo lugar en el aire durante el modo de espera, en el Proyecto de Energía Solar Crescent Dunes , en tres meses, la tasa de mortalidad se redujo a cero. ^[148]

Véase también

• Portal de energías renovables
• Portal de energía

• Casa del sol de Dover
• Fotovoltaica de concentración (CPV)
• Iluminación natural
• Listado de empresas de energía solar térmica de concentración
• Lista de centrales termosolares
• Concentrador solar luminiscente
• Estanque de evaporación de sal
• Aire acondicionado solar
• Energía solar térmica
• Colector solar térmico
• Calentamiento solar de agua
• Almacenamiento de energía térmica
• Ciclo termoquímico
• Receptor de partículas

Referencias

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Enlaces externos

• Empresa de energía solar concentrada
• Programa de energía solar concentrada del NREL
• Plataforma Solar de Almería, centro de investigación CSP
• ISFOC (Instituto de Sistemas Fotovoltaicos de Concentración)
• Baldizon, Roberto (5 de marzo de 2019). «Innovaciones en energía solar térmica concentrada». Medium . Consultado el 18 de enero de 2020 .