Cuando será la hora de la energía termo

¿Cuándo será la hora de la energía termosolar?
Por Dr. Gerardo Hiriart Le Bert
e Ing. Salvador Espíndola Hernández
Investigadores de Proyecto IMPULSA
del Instituto de Ingeniería de la UNAM
La energía solar, que abunda en la parte noroeste de la república Mexicana puede ser
transformada a electricidad por dos tecnologías básicas. La fotovoltaica que convierte
directamente la radiación solar en energía eléctrica y la tecnología termosolar donde la
radiación directa del sol se concentra en un foco para calentar un fluido de trabajo, el
que a su vez produce vapor para mover una turbina en ciclo Rankine. Existen muchas
variantes de este último, aunque el concepto central no cambia demasiado.
La pregunta base de este artículo es ¿Cuándo será rentable la energía solar?.
Consideramos que los dos aspectos fundamentales que deben tomarse en cuenta para
contestarla son: El costo del kW instalado y el precio del gas natural.
Los “demasiado optimistas” y arduos defensores de la energía solar argumentan que
dada la abundante radiación solar en Baja California, bastarían unos pocos kilómetros
cuadrados para asegurar un suministro de energía eléctrica a toda esa zona. Por otro
lado los “exageradamente pesimistas” dicen que aunque se acepte que ya existe
tecnología fotovoltaica y termosolar, sus costos son tan elevados que jamás podrán
competir con los hidrocarburos.
Con el único fin de aportar valores numéricos a esta discusión planteamos el siguiente
análisis.
Tomemos un escenario simplificado en el que la potencia máxima en Baja California
sea de 2,000 MW, operando con un factor de planta anual promedio de 0.8 y todo el
parque de generación sea ciclo combinado a gas natural y que, en lo solar, la radiación
directa de la zona tenga un valor pico de 1 kW/m2 y un acumulado anual de 1820 kWh.
Por otro lado supongamos como costos de inversión 500 US$/kW instalado para una
central de ciclo combinado, lo que es razonable según las experiencias de CFE. Para la
termosolar es muy difícil cuantificar el costo de capital de inversión, sin embargo
tomando un aproximado de lo que costará el kW termosolar en la planta de Agua Prieta
(unos 2,800 US$/kW instalado) y las publicaciones de los colegas españoles 1
consideramos razonable utilizar un valor de 2,800 US$/kW instalado. Para la
fotovoltaica consideraremos un costo instalado, con los convertidores y demás
aditamentos necesarios, de 5,600 US$/kW (La reciente instalación que CFE realizó en
Mexicali, costó más de 7000! )
Para el análisis económico tomaremos, en forma simplificada, una vida útil de las
plantas de 25 años con un factor de planta de 0.8 y una tasa de descuento del 10 % (FVP
sería de 9.077). En aras de la simplificación no incluiremos los costos de operación y
1
Obtenido de: Renovables 100%, “Un sistema eléctrico renovable para la España peninsular y su
viabilidad económica”.
mantenimiento para ninguna de las centrales, tomaremos una eficiencia de los ciclos
combinados de 45% y el costo de referencia del precio del gas de 5 US$/MBTU.
Opciones básicas que analizaremos
A. Parque con 2,000 MW con puro ciclo combinado
La inversión de 2,000 MW de plantas de ciclo combinado será de US$ 1,000,000,000.
Con un factor de planta de 0.8 generará 14,016 GWh/año. Por lo que el costo nivelado
correspondiente a la inversión será de 0.78 US¢/kWh.
El costo nivelado correspondiente al combustible, con una eficiencia del 45 % y costo
del combustible de 5 US$/MBTU será de 3.79 US¢/kWh.
Total (CNE) 4.58 US¢/kWh (sin O&M)
B. Planta híbrida (solar-ciclo combinado)
Para claridad de la explicación esta planta híbrida la consideramos como dos plantas
independientes, una de ciclo combinado y la otra termosolar, diferente al concepto de
planta hibrida que se usó en el estudio de la Central Híbrida de Agua Prieta. Las
diferencias en costos no son significativas ya que en la planta termosolar casi el 80 % de
la inversión corresponde a su componente de espejos e intercambiadores de calor. De
esta forma la inversión inicial sería de US$ 1,000,000,000 para la central de Ciclo
Combinado y de US$ 5,600,000,000 para la termosolar. Con un factor de plata de 0.8 se
generarían 14,016 GWh/año resultando del costo nivelado por la inversión de 5.18
US¢/kWh. En el consumo de combustible se tendrá un ahorro de 2,920 GWh/año ya
que la planta termosolar de 2,000MW generaría 5 kWh diarios por kW instalado, con
factor de planta de 0.8, por lo que el costo nivelado final de la componente combustible
será en este caso de 3.0 US¢/kWh.
C. Generación eléctrica 100 % solar
Si se decidiera instalar 2,000 MW de planta solar capaces de generar día y noche esta
potencia se tendría el siguiente razonamiento. La planta termosolar de 2,000 MW
generaría 5 kWh/día m2. Para poder almacenar energía, se va a requerir generar durante
las horas de sol los 19 kWh adicionales para completar los 24 kWh diarios. Es decir se
necesitarían entonces 4.8 plantas de 2,000 MW cada una para generar durante las horas
de sol la potencia demandada más la energía necesaria para el almacenamiento (ya sea
baterías, sales eutécticas, re-bombeo, o alguna otra tecnología) para poder usar la planta
termosolar en forma continua durante el día y la noche. Las centrales de ciclo
combinado no se podrían desmantelar y sólo se usarían en casos de emergencia por falta
de radiación solar en días nublados.
En este caso el costo de inversión sería el de 4.8 plantas termosolares por 2,000 MW
por 2,800 US$/kW igual a US$ 268,800,000,000 más los 2,000 MW de ciclo
combinado (que permanecen sin desmantelar) a 500 US$/kW instalado lo que da un
gran total de US$ 278,800,000,000. Las termosolares generarían los 14,016 GWh/año
que requiere este escenario. Con estos valores se tiene un costo nivelado por inversión
de 21.9 US¢/kWh de los cuales corresponden 21.1 US¢/kWh a las plantas
termosolares, y 0.8 US¢/kWh a la inversión de ciclo combinado.
D. Fotovoltaico
Aunque sería poco practico pensar en 2,000 MW fotovoltaicos el precio del kW
instalado, aprecios comerciales de hoy, es del doble que la termosolar aunque la
generación sea la misma. Es decir, el costo nivelado del kWh se va a más del doble que
el de la solar térmica mostrado anteriormente (de unos 44 US¢/kWh).
Influencia del precio del combustible en el precio del kWh
Las plantas de ciclo combinado son inversiones relativamente bajas pero que dependen
fuertemente en el costo del combustible para el precio nivelado de generación. Por otro
lado las plantas termosolares son inversiones extremadamente altas, totalmente
independientes de los precios de los combustibles. Con esta sencilla premisa es fácil
imaginar que existe un precio del gas natural para el cual estas tecnologías se igualan en
cuanto a costo nivelado de generación (CNG).
En la figura 1 se ejemplifica el costo nivelado del kWh generado (sin incluir los costos
de O&M) para un escenario con 100 % de ciclo combinado a gas natural. Otro de una
mezcla de ciclo combinado (2,000 MW) y planta termosolar sin almacenamiento
(2,000MW). También se indica el tercer caso que es abasteciendo de energía con 100%
de planta solar y teniendo de respaldo las plantas de ciclo combinado para los casos de
emergencia.
30
28
Ciclo combinado
26
24
Solar 100%
CNG US¢/kWh……
22
20
18
16
14
Híbrida
12
10
8
6
4
2
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
US$/MBTU
Figura 1. Influencia del precio del combustible en el precio del kWh
De la grafica se desprende que cuando el precio del gas llegue a los 28 US$/MBTU los
precios de los tres escenarios convergen en un valor cercano a los 22 US¢/kWh.
Ayuda de los bonos de carbono.
Con el apoyo que se ha dado internacionalmente a las energías renovables para
desplazar otras tecnologías que emiten CO2 durante la combustión, los bonos de carbón
que se cotizan en el mercado actualmente a precios superiores a los 10 US$/ton CO2
deben de ser estudiados. En el escenario de este artículo 1 kWh solar desplaza
aproximadamente 0.7 kg de CO2. Aplicando esta cifra para el caso B (Híbrido de ciclo
combinado y termosolar sin almacenamiento) 2,920 GWh/año producidos con energía
solar, redundarían en un ingreso de 2,044,000 US$/año lo que abarataría en solo 2% el
costo nivelado de la energía de la zona. Para el caso C en el cual toda la energía se
suministra con una fuente solar el ahorro en el precio del kWh bajaría de 22.91
US¢/kWh a 22.21 US¢/kWh
Variación del Costo de las centrales termosolares
Es de esperarse que el avance de la tecnología y las mejoras en los diseños logren
abaratar el costo de inversión de las centrales termosolares. En la figura 2 se muestra el
efecto que tendría una reducción del 20% y 50% del costo del kW instalado.
Evidentemente este efecto es enorme en el caso de que toda la instalación fuera solar tal
como se ve en la grafica. Los precios del gas para lograr igualar a las de ciclo
combinado serian de 22 y 14 US$/MBTU. Para el caso de la planta hibrida (solar-ciclo
combinado) esta disminución es poco importante ya que en este caso el costo esta
fuertemente dominado por el precio del combustible.
30
Costos futuros US$/kWinstalado
28
26
24
2,800
22
CNG US¢/kWh……
Ciclo combinado
Solar 100%
20
2,240
18
16
14
1,400
12
10
8
Híbrida
6
2,800
2,240
1,400
4
2
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
US$/MBTU
Figura 2. Influencia del precio del combustible en el precio del kWh para diferentes
costos de inversión
Generación solar para autoconsumo
Hasta aquí se ha analizado el efecto que tendría la incorporación de la energía solar para
el proveedor nacional de energía (CFE en este caso). Sin embargo, desde la perspectiva
de un consumidor privado que tenga alguna instalación (consideramos 1 MW para este
ejemplo) conectada permanentemente a la red en tarifa H-M y pagando a CFE los
precios actuales por demanda, energía e impuestos, podría tener un enfoque diferente al
del generador. En la Tabla 1 se indican las horas y los meses para las diferentes tarifas
(base, media y punta) que aplica CFE en Baja California Sur. Si este usuario privado
consumiera permanentemente 1 MW pagaría mensualmente a CFE las cantidades que se
indican en la parte inferior de la grafica. Es de resaltar que durante las horas punta en
los meses de verano se llegan a superar los 20 US¢/kWh en hora de insolación.
Ene
Feb
Mar
Abr
May Jun
Jul
Ago Sep
Oct
Nov
Dic
Cargo mensual por capacidad $/kW
16.2 16.0 15.9 15.5 15.8 16.5 17.2 17.5 17.4 17.3 17.0 17.0
Precio equivalente por demanda US¢/kWh
0.3
0.3
0.3
0.3
Base US¢/kWh
4.8
4.7
4.6
4.5
Intermedio US¢/kWh
6.1
6.0
6.0
5.8
Punta US¢kWh
2.1
2.3
5.9
6.2
2.3
6.5
2.4
6.5
2.3
6.5
2.4
6.5
0.3
0.3
5.0
5.0
7.0
6.4
21.5 22.5 23.5 23.8 23.6 23.6
Tabla 1. Desglose del precio de la tarifa H-M en la zona de Baja California Sur.
Si este consumidor privado decidiera instalar una planta termosolar de 1 MW, en la
modalidad de autoconsumo, podría tener significativos ahorros al no consumir de la red
energía en las horas en la que ésta es más cara. Evidentemente seguiría pagando
completo el cargo por demanda estipulado en las tarifas.
Realizando el cálculo detallado del ahorro que tendría este privado al no consumir de la
red la energía indicada, se ha construido la tabla 2 donde se indican los ahorros
mensuales que se tendrían. En este caso el ahorro anual seria de US$ 195,850.
MES
Ene
Ahorro total [US$/mes]
8,400
AHORRO ANUAL (US$)
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
9,400 11,350 21,500 20,000 24,700 21,500 23,000 19,500 18,200 9,400 8,900
195,850
Tabla 2. Ahorro mensual al no consumir energía de la red en horas de sol, utilizando
una planta termosolar de 1 MW.
Con este ahorro anual, puesto en valor presente con una tasa de descuento del 10%, se
requerirían más de 40 años para pagar la inversión.
Para que esta inversión sea rentable, es decir, que la inversión se pague en 25 años debe
ocurrir cualquiera de las siguientes circunstancias:
1. Que el precio del gas suba al doble con lo cual el incremento correspondiente en
tarifas eléctricas haría rentable este proyecto de auto consumo.
2. Que el consumidor obtenga un subsidio de US¢ 5 por cada kWh solar que
produzca (lo que no es muy descabellado si se compara con los subsidios
existentes en Europa)
3. Que se abarate el costo de la central solar de 2.8 a 2.0 millones de dólares.
Estas tres circunstancias pueden muy bien ocurrir en forma simultánea, por lo que se
concluye que aunque en este momento no es rentable esta instalación de autoconsumo
se está muy cerca de que lo sea al ocurrir las circunstancias anteriores combinadas.
Discusión de resultados
A pesar de las enormes ventajas que tiene la energía solar para el Noroeste de México,
en este simplificado análisis se ha visto que para que sea competitiva con las plantas de
ciclo combinado en esa zona, el precio del gas debe subir a valores superiores de
28US$/MBTU en lo que en forma aproximada equivale a un costo de 200US$ el barril
de petróleo. Por otro lado el costo de la inversión inicial en plantas solares podría llegar
a disminuir a la mitad del actual, si se logran importantes avances tecnológicos, en este
caso la solar sería competitiva cuando el precio de gas supere los 14 US$/MBTU.
También se ha podido demostrar que desde el punto de vista de un inversionista privado
que construye una central solar para autoconsumo, operándola solamente en las horas de
sol para ahorro de energía, la rentabilidad del proyecto se acerca mucho a valores
positivos, sobre todo si se conjuga un incremento del precio del gas, abaratamiento de la
planta solar y venta de bonos de carbono.