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Producido por:
B U S I N E S S
I N TELLIGENCE
Torres de CSP y Chile
Parte 2: Tecnología
www.csptoday.com/chilesol2014
En asociación con:
CHILESOL 2014
2da Cumbre de Energía Solar en Chile
27-28 mayo, Santiago
La segunda parte de la guía te traer un análisis
exhaustivo sobre cómo funciona la tecnología
de torre de CSP y su adaptabilidad a las
condiciones específicas de Chile. La guía utiliza
contenido exclusivo del informe de CSP Today
titulado “CSP Today Solar Tower Report 2014:
Cost, Performance & Thermal Storage”.
Para más información sobre CHILESOL 2014 visita:
www.csptoday.com/chilesol2014
Torres de CSP y Chile – Parte 2: Tecnología
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Torres de CSP y Chile - Parte 2: Tecnología
La tecnología que hay detrás de las plantas
de torre de CSP
Belén Gallego y Marco Poliafico
El término “torre de CSP” es bastante general y, en realidad, hace referencia a varios conceptos tecnológicos
diferentes. Normalmente, la mayor diferencia surge en
el fluido de transferencia térmica que se emplea para
transportar el calor en la planta. Las opciones de fluidos
disponibles son de distinta naturaleza y, por tanto, tienen
limitaciones diferentes de temperatura y presión. Las
plantas de torres de CSP a menudo tienen que configurarse para maximizar el retorno en base a esto.
La torre central, el elemento principal de este tipo de
plantas, tiene alturas que suelen estar comprendidas entre 100 y 200 metros , cuentan con un receptor en la parte
superior, que se encarga de recoger la radiación que reflejan los heliostatos de la instalación solar.
En este receptor, la radiación concentrada calienta el
medio líquido, o fluido de transferencia térmica, que
emplea la torre (agua, aire u otros gases, aceite mineral,
metal líquido, sales fundidas o sales diluidas) y se envía a un generador que produce electricidad. al mismo
tiempose puede emplear un depósito de almacenamiento entre el receptor y el generador para almacenar el
exceso de calor. Una vez que se ha transferido el calor, el
fluido se bombea de vuelta a la torre, donde se calienta
de nuevo y comienza otro ciclo.
Existen varias opciones para la selección del fluido de
transferencia térmica que se utiliza en una planta de torre
central. Los promotores pueden emplear aceite sintético,
sales fundidas o vapor de agua (generación directa de vapor o DSG, por sus siglas en inglés). Las aplicaciones de
DSG eliminan la necesidad de intercambiadores térmicos
que, de otro modo, serían necesarios entre el fluido de
transferencia térmica principal (por ejemplo, las sales fundidas) y el ciclo de vapor de la parte convencional. La desventaja al emplear sistemas DSG es que hacen más difícil
la instalación de almacenamiento térmico. Además de las
expuestas, se pueden plantear también otras soluciones
como gas a temperatura elevada.
La temperatura de funcionamiento máxima depende del
fluido de transferencia térmica que se emplee. Las plantas
que cuentan con vapor de agua suelen operar a unos 250300 ºC, mientras que el aceite sintético puede alcanzar los
390 ºC. Por otro lado, las sales fundidas operan a unos 565
ºC pero la implementación de gases podría incrementar la
temperatura de funcionamiento hasta los 800 ºC.
Uno de los puntos más importantes de las plantas de
torre central es que son más adecuadas para la implementación de sistemas de almacenamiento. Los diseños
actuales permiten un almacenamiento de entre 3 y 20 horas y esto, a su vez, permite la producción de electricidad
con capacidad de suministro constante. De todas maneras, en el caso del almacenamiento termosolar es necesaria
una dilatada experiencia técnica. Esto es debido a que las
sales fundidas requieren la implementación de un sistema
de seguimiento térmico complejo porque sus puntos de
congelación son relativamente elevados (entre 220 °C y
428 °C).
Además, en el caso de las plantas más grandes de torre
central, hay una limitación técnica relacionada con la escala, que deriva en un incremento de la distancia entre los
heliostatos y el receptor central. Esto provoca mayores
pérdidas ópticas debido a la absorción atmosférica y una
desviación angular provocada por las imperfecciones en
el seguimiento del sol y los espejos. Las plantas comerciales de mayor tamaño tratan de utilizar heliostatos más
grandes (de hasta 150 m2) con el fin de reducir el número de componentes totales y los costes asociados. Estos
heliostatos requieren bases más grandes y sistemas de
seguimiento mejores, pero se espera que generen un
ahorro total de un 7 %.
Adecuado para condiciones desérticas
Una característica interesante que comparten las plantas
de Ivanpah y Khi, es el sistema de enfriamiento en seco.
Este sistema ofrece grandes oportunidades para el ahorro de agua, y por lo tanto lo hace ideal para encajar con
las condiciones desérticas de Chile (aproximadamente, el
92 % del consumo total de agua en CSP está relacionado
con el proceso de enfriamiento). En general, el paso de
solar a electricidad anual que se espera es de, en torno
a, un 28,72 %.
El enfriamiento húmedo es una característica que podría marcar la diferencia en el entorno concreto de Chile.
Por tanto, es interesante señalar que, al menos, otra
planta que se está construyendo actualmente en Sudáfrica, Khi Solar One (50 MW), está implementando esta
función. El proyecto también incorporará un sistema de
almacenamiento térmico de vapor saturado con 2 horas
de capacidad.
Tecnología de torre central y Chile: ¿la pareja perfecta?
La descripción de las plantas de torre central que se ha
ofrecido hasta ahora indica algunas de las características que encajarían bien en el entorno de Chile. El Norte
del país está dominado por una región desértica donde
los centros de consumo (sobre todo, industrias mineras
que consumen en torno al 80 % de la demanda nacional
regional) necesitan electricidad de manera continua y
donde puede haber costes elevados en el desarrollo de
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Torres de CSP y Chile – Parte 2: Tecnología
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Figura 1: Configuración óptima para una planta de referencia de torre central en Chile (capacidad bruta de 100 MW)
14.0
PPA (EUR cent/kWh)
13.5
13.0
Configuración
óptima
12.5
12.0
11.5
6000
7000
8000
9000
Number of loops
10000
11000
12000
Fuente: CSP Today 2013
conexiones de red o suministro de recursos como el
agua. Por ello, es clave el almacenamiento térmico y el
enfriamiento en seco.
Los recursos solares disponibles hacen que la región
del Norte (desierto de Atacama) del país sea una de las
áreas más prometedoras para el desarrollo de tecnología
CSP en el mundo. Con valores de radiación directa normal por encima de los 3300 kWh/m2/año y un crecimiento
anual esperado con una demanda de un 5 %, la energía
solar puede desempeñar un papel importante en la estrategia energética del país, que se ha visto bastante
afectada por los precios elevados debido a las importaciones y a la disminución de la fiabilidad del sector hidroeléctrico.
En el Informe de torre solar 2014: costes, rendimiento
y almacenamiento térmico, CSP Today investigó la configuración óptima de planta de torre central en base a un
proceso de optimización económico y técnico que realizó
en una planta de referencia (capacidad bruta de 100 MW).
El resultado del análisis (figura 1) muestra un rango de
entre 8800 y 9500 heliostatos, enfriamiento en seco y almacenamiento de energía térmica (TES, por sus siglas en
inglés) con 10,5 horas de capacidad. Asimismo, es preciso señalar que son necesarias instalaciones solares más
pequeñas en Chile (en comparación con otros lugares)
debido a los excelentes recursos solares disponibles.
Una planta de referencia como ésta tendría un
rendimiento neto teórico (rendimiento de solar a electricidad) de un 17,34 % y podría desarrollarse en un terreno
de, aproximadamente, 359 hectáreas. Además, podría
lograr un factor de capacidad general de un 63,4 % mediante un equivalente a 5553 horas de funcionamiento a
carga completa a lo largo del año. Los parámetros técnicos destacados permitirían que la planta suministrara
una carga base o media a la red. Una alternativa sería
que suministrara energía a un consumidor mayor, como
Figura 2: Detalle de gastos de capital para una
planta de torre central de referencia en Chile
Figura 3: Detalle de gastos de EPC para una planta
de torre central de referencia en Chile
13.67%
10.89%
13.04%
3.86%
1.19%
5.18%
3.30%
10.37%
32.68%
19.12%
83.93%
14.25%
 EPC
 Promotor
 Financieros





2.18%
Trabajos civiles
Campo solar
Bloque de potencia
Receptor y generador de
vapor
Sistema de HTF
 Almacenamiento




térmico
Instalación eléctrica
DCS
Misceláneos
Ingeniería (incluyendo
el margen de EPC)
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Torres de CSP y Chile – Parte 2: Tecnología
Figura 4: Detalle de gastos de explotación para una
planta de torre central de referencia en Chile
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Figura 5: Potencial de eficiencia de sistemas de CSP
según el cálculo de un estudio del DLR
1.0
ηmax = ηth,Carnot* ηabsorber
0.9
23.34%
0.8
Disco
0.7
38.71%
0.6
Torre Solar
0.5
11.24%
0.4
0.3
5.09%
Cilindro Parabólico
0.2
21.62%
0.1
 Mano de obra
 Electricidad
 Servicios
 Materiales y

0.0
mantenimiento
Seguro
Fresnel
0
400
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
(Tabsorber = Tprocess) [K]
el sector minero si está situado en una área remota.
La investigación que realizó CSP Today tuvo en cuenta
también parámetros económicos. Los resultados estimaron que los gastos de capital necesarios para la planta
óptima anteriormente descrita serían de unos 493 millones de EUR. Como ocurre con otras plantas de CSP, la instalación solar sería la parte más costosa. De todas maneras, es importante destacar que a la instalación solar le
correspondería una porción menor del desglose de los
gastos de capital en comparación con la planta media.
Esto se debe a los abundantes recursos solares disponibles y a la implementación del sistema de almacenamiento de energía térmica.
Las figuras 2 y 3 muestran el desglose de los gastos
de capital totales y la distribución de los costes de EPC,
respectivamente. Los gastos de capital totales estimados
son de 493 052 304 EUR (equivalente a 4,93 EUR/W instalado).
Asimismo, se han estimado los gastos de explotación.
El total para la planta de referencia simulada es de 5 732
215 EUR al año (equivalente a 1,03 céntimos de EUR/
kWh). La figura 4 muestra los gastos de explotación.
Como resultado de la optimización tecnoeconómica, se
obtuvo un tarifa de un acuerdo para la compra de en-
ergía de 11,80 céntimos de EUR por kWh vinculada a una
inflación anual de un 3 % para un objetivo de tasa interna
de rentabilidad de capital nominal de un 13,5 %.
Conclusiones
Finalmente, es posible demostrar las diferentes ventajas
que ofrecería la tecnología de torre central (con las funciones que se han descrito hasta ahora) frente a las plantas con cilindroparabólica.
Una planta de torre central necesitaría una área mayor
(estimada en 8-12 m2/MWh/año en comparación con los
6-8 m2/MWh/año de la cilindroparabólica pero podría ofrecer una eficiencia anual de solar a electricidad mayor
(15-17 % frente al 15-16 % de la cilindroparabólica) como
también indica un estudio realizado en el Centro Aeroespacial Alemán (DLR, por sus siglas en inglés) (figura 5).
En resumen, las plantas de torre central ofrecen ventajas potenciales frente a la tecnología cilindroparabólica,
como se ha mencionado anteriormente. Todos estos factores, junto con la mayor adecuación del almacenamiento térmico, han tenido un impacto positivo en el coste
(LCOE) [05]. Aunque existe un gran potencial para lograr los menores costes (USD/kWh generado), es justo
reconocer que es necesaria más experiencia comercial.
Esperamos que esta primera parte del informe haya sido de utilidad
para entender el potencial de la tecnología de torre en Chile.
En CHILESOL 2014 este potencial será parte del debate entre
promotores líderes como Abengoa, SolarReserve y BrightSource,
quienes tienen vasta experiencia en la tecnología de torre.
Para más información visita: www.csptoday.com/chilesol2014
O contacta con Mercedes Galíndez en
T: +44 (0)20 7422 4348
E: [email protected]
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