El proyecto de energía solar Crescent Dunes es un proyecto de energía solar térmica con una capacidad instalada de 110 megavatios (MW) [4] y 1,1 gigavatios-hora de almacenamiento de energía [1] ubicado cerca de Tonopah , a unas 190 millas (310 km) al noroeste de Las Vegas . [5] [6] Crescent Dunes es la primera planta comercial de energía solar concentrada (CSP) con una torre de receptor central y tecnología avanzada de almacenamiento de energía de sales fundidas a escala completa (110 MW), después de las experimentales Solar Two y Gemasolar en España de 50 MW. A partir de 2023, es operado por su nuevo propietario; ACS, y en un nuevo contrato con NV Energy, ahora suministra energía solar solo por la noche, aprovechando la energía térmica almacenada cada día. [7]
La empresa de energía emergente SolarReserve (creada a través de financiación inicial), US Renewables Group y United Technologies fueron los propietarios originales de Tonopah Solar Energy LLC, el propietario y operador de la planta Crescent Dunes. El proyecto Crescent Dunes fue respaldado posteriormente por 737 millones de dólares en garantías de préstamos del gobierno de EE. UU. y por Tonopah en asociación con Cobra Thermosolar Plants, Inc. El proyecto en general tenía un costo proyectado de menos de mil millones de dólares. [8] [9] La planta sufrió varios problemas técnicos, de diseño y construcción y, al no haber producido energía desde abril de 2019, su único cliente, NV Energy, posteriormente rescindió su contrato. Bloomberg informó que a NV Energy no se le permitió rescindir su acuerdo con la planta hasta después de que el Departamento de Energía se hiciera cargo de la planta cerrada en agosto de 2019. [10] [11]
Desde el fracaso inicial del proyecto Crescent Dunes, SolarReserve retiró su sitio web y se cree que ha cesado sus operaciones de forma permanente. [12] [13] Ante el silencio del desarrollador mientras las partes involucradas buscaban recursos legales, el estado exacto de la planta fue desconocido públicamente durante algún tiempo y quedó en manos de conjeturas. [14] [15] [16]
Mientras procedía a través de sus procedimientos de quiebra posteriores, Tonopah Solar Energy declaró que tenía esperanzas de reiniciar la planta Crescent Dunes para fines de 2020. [17] [18] Según documentos judiciales, Tonopah es propiedad de SolarReserve , Cobra Energy Investment LLC, una división de la constructora española ACS Group y Banco Santander, SA [19] El 11 de septiembre de 2020, el tribunal de quiebras aprobó la declaración de divulgación de Tonopah Solar Energy. El 3 de diciembre de 2020, el tribunal confirmó el plan de reorganización por quiebra del Capítulo 11. [20] Como resultado de la confirmación de este plan, Cobra ahora tiene el control operativo de la planta. [18] En julio de 2021, el proyecto reinició la producción para NV Energy. [21]
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A fines de septiembre de 2011, Tonopah Solar Energy recibió una garantía de préstamo de $737 millones del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) y [5] el derecho a construir en terrenos públicos. [22] La pila de capital incluyó $170,000,000 en inversión EB-5 a través de los Centros Regionales CMB, socios de SolarReserve/ACS Cobra. [23] [24] [16] Según un acuerdo de compra de energía (PPA) entre SolarReserve y NV Energy , toda la energía generada por el proyecto Crescent Dunes en los próximos 25 años se habría vendido a NV Energy por $0,135 por kilovatio-hora . [9]
El proyecto comenzó a construirse en septiembre de 2011. [25] La construcción finalizó a fines de 2013, seguida de varios meses de pruebas de los sistemas de la planta. El proyecto entró en la fase de puesta en servicio en febrero de 2014, luego de la finalización de la construcción. [26] Comenzó a operar en septiembre de 2015, [27] pero dejó de funcionar en octubre de 2016 debido a una fuga en un tanque de sal fundida. Los propietarios advirtieron a la EPC sobre fallas en los cimientos del tanque de sal (y otros asuntos) con comentarios formales presentados en el registro en la reunión de progreso de marzo de 2012 con el DOE y su ingeniero presentes (el prestamista no expresó ninguna objeción). Volvió a operar en julio de 2017. [28]
La planta había producido energía por última vez en abril de 2019, por lo que NV Energy (el único cliente del proyecto) rescindió su contrato en octubre de 2019 con el argumento de que el proyecto "no había producido". Alegando una adquisición de Tonopah Solar Energy por parte del DOE , [11] SolarReserve planteó entonces la posibilidad de que el proyecto se declarara en quiebra , lo que posteriormente ocurrió. [29] [30] SolarReserve también presentó una demanda, alegando que el Departamento de Energía buscaba nombrar a dos nuevos miembros para la junta directiva de Tonopah Solar Energy, dando la apariencia de que el Departamento de Energía tenía el control total de los directores de Tonopah, que comprenden la totalidad de la Junta Directiva de Tonopah. [11] Un resultado provisional a este respecto fue que SolarReserve eliminó su sitio web y se cree que había cesado sus operaciones de forma permanente. [13]
Tonopah Solar Energy se declaró en quiebra el 30 de julio de 2020. [19] A la espera de la aprobación del tribunal de quiebras, a fines de julio de 2020 también se anunció un acuerdo de $200 millones con los deudores restantes (Tonopah Solar Energy LLC y ACS Cobra) para la devolución del dinero de los contribuyentes. [31] La cantidad es menos de la mitad de lo que se les debe a los contribuyentes por los $425 millones pendientes de deuda pública. [32] Según el acuerdo de conciliación y en función de las reparaciones posteriores, la restauración de la planta para la producción de energía y la adquisición de nuevos clientes a largo plazo, ACS Cobra es responsable de $100 millones adicionales en deuda que de otro modo estaría suspendida. [33]
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El contratista EPC del proyecto fue ACS Cobra , que llevó a cabo el diseño de ingeniería, adquirió el equipo y los materiales necesarios y luego construyó y entregó la instalación a Tonopah Solar Energy. El proyecto incluye 10.347 helióstatos que recogen y enfocan la energía térmica del sol para calentar la sal fundida que fluye a través de una torre de energía solar de aproximadamente 656 pies (200 m) de altura [13] . Cada helióstato está formado por 35 facetas de espejo de 6 × 6 pies (1,8 m), lo que produce un área utilizable total de helióstato de 1.245 pies cuadrados (115,7 m 2 ). La apertura total del campo solar suma 12.882.015 pies cuadrados (1.196.778 m 2 ). La sal fundida circula desde la torre hasta un tanque de almacenamiento, donde luego se utiliza para producir vapor y generar electricidad.
El exceso de energía térmica se almacena en la sal fundida y se puede utilizar para generar energía durante un máximo de diez horas, incluso durante las horas de la tarde y cuando no hay luz solar directa. [5] La tecnología de almacenamiento eliminó así la necesidad de combustibles fósiles de reserva, como el gas natural. La fusión de unos 32 millones de kilogramos de sal llevó dos meses. Una vez fundida, la sal permanece fundida durante la vida útil de la planta y se recicla a través del receptor para su recalentamiento. [34]
Crescent Dunes fue la primera central de CSP de torre de gran tamaño (110 MW) con almacenamiento térmico. Mientras que los tanques de almacenamiento de la CSP de canaleta operan a 400 °C (752 °F), Crescent Dunes hizo funcionar el tanque de almacenamiento a casi 600 °C (1112 °F), mientras mantenía 280 °C (536 °F) como temperatura base (fría). Las diferencias de temperatura más altas dan como resultado una mayor expansión del piso del tanque, lo que genera mayores fuerzas de compresión alrededor de la placa del piso. En diámetros muy grandes, como el gran tanque de Crescent Dunes, eso resultó en una alta probabilidad de falla bajo carga cíclica. [35]
Crescent Dunes comenzó a operar en septiembre de 2015, [27] pero dejó de funcionar en octubre de 2016 debido a una fuga en un tanque de sal fundida. Volvió a operar en julio de 2017. [28] Si bien se esperaba que su producción mensual promedio superara los 40.000 MWh , a mayo de 2019 nunca alcanzó ese valor y solo superó la mitad durante 9 meses. [36]
La puesta en marcha de una nueva planta térmica requiere hasta cuatro años para alcanzar el 100% de su nivel operativo, desde la primera conexión a la red hasta la producción completa. Como ejemplo, los datos de producción de Edwardsport , cuya progresión, saltándose el primer año parcial, es de un 40% de producción el primer año completo, 57% el segundo año completo, al año siguiente la progresión se detuvo por un problema en octubre, pero se reanudó con un 73% el cuarto y el siguiente año. [38] En Crescent Dunes, se esperaba una progresión similar, pero la falla de los tanques de almacenamiento en 2016 congeló la puesta en marcha. [39] Después de eso, el primer año completo de producción se retrasó a 2018, comenzando con una producción del 40% (200 sobre 500).
Los primeros tres meses de 2019 (enero, febrero y marzo) mostraron una buena progresión, superando todos los datos mensuales anteriores, pero en abril la planta se cerró porque el único comprador del proyecto, NV Energy, rescindió el Acuerdo de Compra de Energía por no producir la producción de energía contratada. La energía generada también le costó a NV Energy alrededor de $135 por megavatio-hora, en comparación con menos de $30 por MWh disponibles en una nueva granja solar fotovoltaica de Nevada. [40] [16] Pero para comparar de manera justa, debe tenerse en cuenta que la energía del proyecto solar de Tonopah es despachable mientras que la energía fotovoltaica es intermitente . Las comparaciones de costos verdaderamente niveladas deben incluir los pagos por capacidad de generación de capacidad disponible para suministrar energía durante las horas pico. Al hacerlo, se ha demostrado que los precios mayoristas de electricidad por hora de bajos a altos varían hasta en cuatro órdenes de magnitud. [41] [42]
En julio de 2021, el proyecto reinició la producción. [21]
Bloomberg informa que, aunque la planta cerró en abril de 2019, a NV Energy no se le permitió rescindir su acuerdo con la planta hasta finales de 2019, después de que el DoE se viera obligado a hacerse cargo de la planta cerrada en agosto. SolarReserve llevó al DoE a los tribunales.
... decisiones importantes, como los procedimientos de quiebra, requieren un voto unánime de los gerentes, la demanda alega que el Departamento de Energía puede determinar el destino de Tonopah Solar Energy sin ninguna representación de SolarReserve en la junta
Harry Reid, entonces líder de la mayoría del Senado y senador de alto rango por Nevada, abrió el camino para que la empresa construyera en terrenos públicos
... las plantas térmicas requieren hasta cuatro años para alcanzar el nivel operativo del 100 %...
